Скважинные линии закачки химикатов – почему они выходят из строя?Опыт, проблемы и применение новых методов испытаний
Copyright 2012, Общество инженеров-нефтяников
Абстрактный
Компания Statoil разрабатывает несколько месторождений, где применяется непрерывная закачка ингибитора солеотложений в скважину.Цель состоит в том, чтобы защитить верхний трубопровод и предохранительный клапан от (Ba/Sr) SO4 или CaCO;накипи в случаях, когда сжатие накипи может быть трудным и дорогостоящим для выполнения на регулярной основе, например, врезка подводных месторождений.
Непрерывная закачка ингибитора солеотложений в скважину является технически подходящим решением для защиты верхней НКТ и предохранительного клапана в скважинах, которые могут образовывать солеотложения над эксплуатационным пакером;особенно в скважинах, которые не требуют регулярной прокачки из-за возможности образования накипи в призабойной зоне.
Проектирование, эксплуатация и техническое обслуживание линий впрыска химикатов требуют особого внимания к выбору материалов, химической квалификации и мониторингу.Давление, температура, режимы потока и геометрия системы могут создавать проблемы для безопасной эксплуатации.Были выявлены проблемы с нагнетательными линиями длиной в несколько километров от производственной установки до подводного шаблона и с нагнетательными клапанами в скважинах.
Обсуждается полевой опыт, показывающий сложность скважинных систем непрерывного нагнетания в отношении проблем осаждения и коррозии.Представлены лабораторные исследования и применение новых методов химической квалификации.Удовлетворены потребности в междисциплинарных действиях.
Введение
Компания Statoil разрабатывает несколько месторождений, где применяется непрерывная закачка химикатов в скважину.В основном это включает закачку ингибитора образования отложений (SI), целью которого является защита верхней части НКТ и забойного предохранительного клапана (DHSV) от (Ba/Sr) SO4 или CaCO;шкала.В некоторых случаях деэмульгатор закачивают в скважину, чтобы начать процесс разделения как можно глубже в скважине при относительно высокой температуре.
Непрерывная закачка ингибитора солеотложений в скважину является технически подходящим решением для защиты верхней части скважин, которые могут образовывать солеотложения над эксплуатационным пакером.Непрерывная закачка может быть рекомендована, особенно в скважинах, которые не нуждаются в продавливании из-за низкого потенциала образования отложений в призабойной зоне;или в случаях, когда сжатие отложений может быть трудным и дорогостоящим для выполнения на регулярной основе, например, врезка подводных месторождений.
Компания Statoil имеет обширный опыт непрерывной закачки химикатов в надводные системы и подводные шаблоны, но новая задача состоит в том, чтобы углубить точку закачки в скважину.Проектирование, эксплуатация и техническое обслуживание линий впрыска химикатов требуют особого внимания к нескольким темам;таких как выбор материала, химическая квалификация и мониторинг.Давление, температура, режимы потока и геометрия системы могут создавать проблемы для безопасной эксплуатации.Выявлены проблемы с длинными (несколько километров) линиями нагнетания от добывающей установки до подводного шаблона и в нагнетательные клапаны вниз в скважинах;Рисунок 1.Некоторые системы впрыска сработали по плану, а другие по разным причинам вышли из строя.Планируется разработка нескольких новых месторождений для закачки химикатов в скважину (DHCI);однако;в некоторых случаях оборудование еще не полностью квалифицировано.
Применение DHCI является сложной задачей.Он включает в себя заканчивание и конструкцию скважины, химию скважины, систему верхнего строения и систему дозирования химикатов в процессе верхнего строения.Химическое вещество будет закачиваться с верхнего строения через линию закачки химикатов в оборудование заканчивания и вниз в скважину.Следовательно, при планировании и выполнении проектов такого типа решающее значение имеет сотрудничество между несколькими дисциплинами.Необходимо оценить различные соображения, и хорошая коммуникация во время разработки имеет важное значение.Привлекаются инженеры-технологи, подводные инженеры и инженеры по заканчиванию, которые занимаются вопросами химии скважин, выбора материалов, обеспечения потока и управления химическими веществами на производстве.Проблемы могут быть связаны с химическим пистолетом или температурной стабильностью, коррозией и, в некоторых случаях, эффектом вакуума из-за локального давления и эффектов потока в линии впрыска химикатов.В дополнение к этому, такие условия, как высокое давление, высокая температура, высокая скорость газа, высокий потенциал образования накипи，Шланг большого расстояния и глубокая точка закачки в скважине создают различные технические проблемы и требования к закачиваемому химическому веществу и к нагнетательному клапану.
Обзор систем DHCI, установленных на предприятиях Statoil, показывает, что опыт не всегда был успешным. Таблица 1. Тем не менее, ведется планирование по улучшению конструкции закачки, химической квалификации, эксплуатации и техническому обслуживанию.Проблемы варьируются от месторождения к месторождению, и проблема не обязательно заключается в том, что не работает сам клапан для впрыска химикатов.
За последние годы возник ряд проблем, связанных с линиями закачки химикатов в скважину.В этой статье приведены некоторые примеры из этого опыта.В статье обсуждаются проблемы и меры, предпринятые для решения проблем, связанных с линиями DHCI.Даны две истории болезни;один по коррозии и один по королю химического оружия.Обсуждается полевой опыт, показывающий сложность скважинных систем непрерывного нагнетания в отношении проблем осаждения и коррозии.
Также рассматриваются лабораторные исследования и применение новых методов химической квалификации;как перекачивать химреагент, потенциал образования и предотвращение образования накипи, применение сложного оборудования и как химреагент повлияет на систему верхнего строения, когда химреагент будет произведен обратно.Критерии приемлемости для применения химикатов включают вопросы охраны окружающей среды, эффективность, вместимость верхней части резервуара, производительность насоса, возможность использования существующего насоса и т. д. Технические рекомендации должны основываться на совместимости жидкостей и химических веществ, обнаружении остатков, совместимости материалов, конструкции подводного шлангокабеля, системе дозирования химикатов. и материалы в окрестностях этих линий.Химическое вещество может нуждаться в ингибировании гидратации, чтобы предотвратить закупорку линии нагнетания из-за проникновения газа, и химическое вещество не должно замерзать во время транспортировки и хранения.В существующих внутренних руководствах есть контрольный список химических веществ, которые можно применять в каждой точке системы. Физические свойства, такие как вязкость, важны.Система нагнетания может включать 3-50 км подводного шлангокабеля и 1-3 км вниз в скважину.Следовательно, температурная стабильность также важна.Возможно, также придется рассмотреть оценку последствий на последующих этапах, например, на нефтеперерабатывающих заводах.
Системы закачки химикатов в скважину
Затрат и выгод
Непрерывная закачка ингибитора образования отложений в скважину для защиты DHS или НКТ может быть рентабельной по сравнению с продавливанием скважины ингибитором образования отложений.Это применение снижает вероятность повреждения пласта по сравнению с обработкой отжимом отложений, снижает возможность технологических проблем после отжима отложений и дает возможность контролировать скорость закачки химикатов из системы закачки на верхнем строении.Система нагнетания также может использоваться для непрерывного нагнетания других химикатов в скважину и, таким образом, может уменьшить другие проблемы, которые могут возникнуть дальше по течению от технологической установки.
Было проведено всестороннее исследование для разработки стратегии скважинного масштаба месторождения Oseberg S or.Основной проблемой масштаба был CaCO;образование накипи в верхней трубке и возможный отказ DHSV.Из соображений Oseberg S или стратегии управления отложениями был сделан вывод о том, что за трехлетний период DHCI был наиболее экономически эффективным решением в скважинах, где функционировали линии нагнетания химикатов.Основным элементом затрат в отношении конкурирующего метода удаления накипи была отсроченная нефть, а не химические/эксплуатационные затраты.Для применения ингибитора образования накипи в газлифте основным фактором, влияющим на стоимость химикатов, была высокая скорость газлифта, ведущая к высокой концентрации SI, поскольку концентрация должна была быть сбалансирована со скоростью газлифта, чтобы избежать химических выстрелов.Для двух скважин на Oseberg S или скважин с хорошо функционирующими линиями DHC I этот вариант был выбран для защиты DHS V от CaCO;масштабирование.
Система непрерывного впрыска и клапаны
Существующие решения для заканчивания, использующие системы непрерывного закачивания реагентов, сталкиваются с проблемами, связанными с предотвращением закупорки капиллярных линий.Обычно система нагнетания состоит из капиллярной линии с наружным диаметром 1/4 дюйма или 3/8 дюйма (НД), подсоединенной к наземному коллектору, проходящей через нее и соединенной с подвеской НКТ на кольцевой стороне НКТ.Капиллярная линия крепится к наружному диаметру эксплуатационной НКТ с помощью специальных хомутов НКТ и проходит по внешней стороне НКТ до оправки для закачки химикатов.Оправку традиционно размещают выше по течению от DHS V или глубже в скважине, чтобы обеспечить достаточное время диспергирования закачиваемого химиката и разместить химикат там, где возникают проблемы.
На клапане закачки реагента, рис.2, небольшой картридж диаметром около 1,5 дюйма содержит обратные клапаны, которые предотвращают попадание скважинных флюидов в капиллярную линию.Это просто маленькая кукла на пружине.Усилие пружины устанавливает и прогнозирует давление, необходимое для открытия тарелки с седла уплотнения.Когда химикат начинает течь, тарелка поднимается со своего седла и открывает обратный клапан.
Необходимо установить два обратных клапана.Один клапан является основным барьером, предотвращающим попадание скважинных флюидов в капиллярную линию.Он имеет относительно низкое давление открытия (2-15 бар). Если гидростатическое давление внутри капиллярной линии меньше, чем давление в стволе скважины, скважинные жидкости будут пытаться попасть в капиллярную линию.Другой обратный клапан имеет нетипичное давление открытия 130-250 бар и известен как система предотвращения U-образной трубки.Этот клапан препятствует свободному течению химиката внутри капиллярной линии в ствол скважины, если гидростатическое давление внутри капиллярной линии превышает давление в стволе скважины в точке ввода химиката внутри эксплуатационной колонны.
В дополнение к двум обратным клапанам обычно имеется встроенный фильтр, цель которого состоит в том, чтобы гарантировать, что никакой мусор любого рода не может поставить под угрозу герметичность систем обратных клапанов.
Размеры описываемых обратных клапанов достаточно малы, а чистота закачиваемой жидкости необходима для их работоспособности.Считается, что мусор в системе можно смыть, увеличив скорость потока внутри капиллярной линии, чтобы обратные клапаны самовольно открылись.
Когда обратный клапан открывается, протекающее давление быстро уменьшается и распространяется вверх по капиллярной линии, пока давление снова не возрастет.Затем обратный клапан закроется до тех пор, пока поток химикатов не создаст достаточное давление, чтобы открыть клапан;результатом являются колебания давления в системе обратного клапана.Чем выше давление открытия системы с обратным клапаном, тем меньше проходное сечение устанавливается, когда обратный клапан открывается и система пытается достичь условий равновесия.
Клапаны для впрыска химикатов имеют относительно низкое давление открытия;и если давление в трубке в точке входа химикатов станет меньше, чем сумма гидростатического давления химикатов внутри капиллярной линии плюс давление открытия обратного клапана, в верхней части капиллярной линии возникнет почти вакуум или вакуум.Когда впрыск химиката прекращается или поток химиката низок, в верхней части капиллярной линии начинают возникать условия, близкие к вакууму.
Уровень вакуума зависит от давления в стволе скважины, удельного веса нагнетаемой химической смеси, используемой внутри капиллярной линии, давления открытия обратного клапана в точке нагнетания и расхода химического вещества внутри капиллярной линии.Условия в скважине будут меняться в течение срока службы месторождения, поэтому потенциал вакуума также будет меняться во времени.Важно знать об этой ситуации, чтобы принять правильное решение и принять меры предосторожности, прежде чем возникнут ожидаемые проблемы.
Наряду с низкими скоростями закачки растворители, обычно используемые в этих типах приложений, испаряются, вызывая эффекты, которые полностью не изучены.Эти эффекты представляют собой распыление или осаждение твердых веществ, например полимеров, при испарении растворителя.
Кроме того, гальванические элементы могут быть сформированы в переходной фазе между жидкой поверхностью химического вещества и заполненной паром почти вакуумной газовой фазой выше.Это может привести к локальной точечной коррозии внутри капиллярной линии в результате повышенной агрессивности реагента в этих условиях.Хлопья или кристаллы соли, образующиеся в виде пленки внутри капиллярной линии при высыхании ее внутренней части, могут закупорить или закупорить капиллярную линию.
Философия колодезного барьера
При разработке надежных решений для скважин компания Statoil требует, чтобы безопасность скважины обеспечивалась на протяжении всего жизненного цикла скважины.Таким образом, Statoil требует, чтобы были неповрежденными два независимых ограждения скважины.На рис. 3 показана схема типичного барьера скважины, где синий цвет представляет собой основную оболочку барьера скважины;в данном случае производственная труба.Красный цвет представляет собой вторичную барьерную оболочку;кожух.Слева на схеме закачка химреагента обозначена черной линией с точкой закачки в НКТ в области, отмеченной красным (вторичный барьер).Внедрение в скважину систем нагнетания химикатов ставит под угрозу как первичный, так и вторичный барьеры в стволе скважины.
История болезни по коррозии
Последовательность событий
Химическая закачка ингибитора образования отложений в скважину была применена на нефтяном месторождении, эксплуатируемом Statoil на норвежском континентальном шельфе.В этом случае применяемый ингибитор образования отложений изначально был допущен для применения на поверхности и под водой.За завершением скважины последовала установка DHCIpointat2446mMD, рис.3.Закачка ингибитора солеотложений в скважину была начата без дальнейших испытаний химиката.
После одного года эксплуатации были обнаружены утечки в системе впрыска химикатов, и были начаты исследования.Утечка оказала пагубное воздействие на барьеры скважины.Подобные события произошли на нескольких скважинах, и некоторые из них пришлось закрыть на время проведения расследования.
Производственная НКТ была вытащена и детально изучена.Коррозионное воздействие было ограничено одной стороной трубки, а некоторые соединения трубок были настолько проржавели, что в них действительно были дыры.Сталь толщиной приблизительно 8,5 мм с содержанием 3% хрома распалась менее чем за 8 месяцев.Основная коррозия произошла в верхней части скважины, от устья скважины до примерно 380 м по стволу, а наиболее сильно проржавевшие соединения НКТ были обнаружены примерно на 350 м по стволу.Ниже этой глубины коррозия практически не наблюдалась или не наблюдалась вовсе, но на наружном диаметре НКТ было обнаружено много мусора.
Обсадную трубу 9-5/8'' также разрезали и вытягивали, и наблюдались аналогичные эффекты;с коррозией в верхней части колодца только с одной стороны.Индуцированная течь была вызвана разрывом ослабленного участка кожуха.
Материалом линии впрыска химикатов был сплав 825.
Химическая квалификация
Химические свойства и коррозионные испытания являются важными направлениями при квалификации ингибиторов образования отложений, а фактический ингибитор образования отложений прошел квалификацию и использовался в надводных и подводных приложениях в течение нескольких лет.Причиной применения фактического реагента в скважине было улучшение экологических свойств за счет замены существующего скважинного реагента. Однако ингибитор отложений использовался только при температуре окружающей среды на поверхности и на морском дне (4-20 ℃).При закачке в скважину температура химиката могла достигать 90 ℃, но дальнейшие испытания при этой температуре не проводились.
Первоначальные испытания на коррозионную стойкость были проведены поставщиком химикатов, и результаты показали 2-4 мм/год для углеродистой стали при высокой температуре.На этом этапе материально-техническая компетентность оператора была минимально задействована.Позже оператором были проведены новые испытания, показавшие, что ингибитор образования отложений оказывает сильное коррозионное воздействие на материалы НКТ и эксплуатационной колонны со скоростью коррозии, превышающей 70 мм/год.Материал линии впрыска химикатов Alloy 825 перед впрыском не тестировался на воздействие ингибитора образования накипи.Температура скважины может достигать 90 ℃, и в этих условиях должны были быть проведены адекватные испытания.
Исследование также показало, что ингибитор образования отложений в виде концентрированного раствора имеет pH <3,0.Однако рН не измеряли.Позже измеренный рН показал очень низкое значение рН 0-1.Это иллюстрирует необходимость измерений и материалов в дополнение к заданным значениям pH.
Интерпретация результатов
Нагнетательная линия (рис.3) устроена таким образом, чтобы создавать гидростатическое давление ингибитора солеотложений, превышающее давление в скважине в точке нагнетания.Ингибитор закачивается при более высоком давлении, чем существует в стволе скважины.Это приводит к эффекту U-образной трубы при закрытии скважины.Клапан всегда будет открываться при более высоком давлении в нагнетательной линии, чем в скважине.Поэтому может возникнуть вакуум или испарение в линии впрыска.Скорость коррозии и риск образования точечной коррозии максимальны в зоне перехода газ/жидкость из-за испарения растворителя.Лабораторные эксперименты, проведенные на купонах, подтвердили эту теорию.В скважинах, где была обнаружена утечка, все отверстия в линиях закачки были расположены в верхней части линии закачки реагентов.
На рис. 4 представлена фотография линии DHC I со значительной точечной коррозией.Коррозия, наблюдаемая на внешней эксплуатационной колонне, указывала на локальное воздействие ингибитора образования отложений из места утечки точечной коррозии.Утечка была вызвана точечной коррозией под воздействием высококоррозионного химиката и утечкой через линию закачки химиката в эксплуатационную колонну.Ингибитор образования накипи был распылен из капиллярной линии с изъязвлениями на обсадную колонну и НКТ, что привело к утечкам.Какие-либо вторичные последствия утечек в линии нагнетания не рассматривались.Был сделан вывод, что коррозия обсадной колонны и насосно-компрессорных труб возникла в результате попадания концентрированных ингибиторов образования отложений из капиллярной линии с изъязвлениями на обсадную колонну и НКТ, рис.5.
В данном случае имело место недостаточное участие инженеров материальной компетентности.Коррозионная активность химиката на линии DHCI не тестировалась, а вторичные эффекты из-за утечки не оценивались;например, могут ли окружающие материалы выдерживать химическое воздействие.
История дела короля химического оружия
Последовательность событий
Стратегия предотвращения образования отложений на месторождении высокого давления заключалась в непрерывном введении ингибитора образования отложений перед скважинным предохранительным клапаном.В скважине был выявлен сильный потенциал образования отложений карбоната кальция.Одной из проблем была высокая температура и высокие дебиты газа и конденсата в сочетании с низким дебитом воды.Опасность при закачке ингибитора образования отложений заключалась в том, что растворитель будет удален из-за высокой производительности газа, и выброс химиката произойдет в точке закачки выше по потоку от предохранительного клапана в скважине, рис.1.
Во время квалификации ингибитора образования отложений основное внимание уделялось эффективности продукта в условиях ВД, включая поведение в технологической системе верхнего строения (низкая температура).Основной проблемой было осаждение самого ингибитора образования отложений в НКТ из-за высокого расхода газа.Лабораторные испытания показали, что ингибитор образования отложений может осаждаться и прилипать к стенке трубы.Таким образом, работа предохранительного клапана может быть выше риска.
Опыт показал, что через несколько недель эксплуатации химический трубопровод дал течь.Контролировать давление в скважине можно было по гидрометру, установленному на капиллярной линии.Линия была изолирована для обеспечения целостности скважины.
Линия закачки реагентов была извлечена из скважины, вскрыта и осмотрена для диагностики проблемы и поиска возможных причин отказа.Как видно на фиг.6, было обнаружено значительное количество осадка, и химический анализ показал, что часть его была ингибитором образования отложений.Осадок располагался на уплотнении, а тарельчатый клапан и клапан не могли работать.
Неисправность клапана была вызвана мусором внутри системы клапанов, препятствующим проеданию обратными клапанами металлического седла.Обломки были исследованы, и было установлено, что основные частицы представляют собой металлическую стружку, возможно образовавшуюся в процессе установки капиллярной линии.Кроме того, на обоих обратных клапанах был обнаружен белый мусор, особенно на задней стороне клапанов.Это сторона низкого давления, т.е. сторона всегда будет находиться в контакте с скважинными флюидами.Первоначально предполагалось, что это обломки из эксплуатационного ствола скважины, поскольку клапаны были заклинены в открытом положении и подвергались воздействию скважинных флюидов.Но исследование мусора показало, что это полимеры с таким же химическим составом, что и химическое вещество, используемое в качестве ингибитора образования накипи.Это вызвало у нас интерес, и компания Statoil захотела изучить причины появления этих полимерных отходов в капиллярной линии.
Химическая квалификация
В области HP HT существует множество проблем, связанных с выбором подходящих химикатов для смягчения различных производственных проблем.При квалификации ингибитора солеотложений для непрерывной закачки в скважину были проведены следующие испытания:
● Стабильность продукта
● Термическое старение
● Динамические тесты производительности
● Совместимость с пластовой водой и ингибитором гидратообразования (МЭГ)
● Статическое и динамическое испытание короля оружия
● Информация о повторном растворении воды, свежий химикат и МЭГ
Химическое вещество будет вводиться в заданной дозировке.，но добыча воды не обязательно будет постоянной，то есть забивка водой.Между водяными слизнями，когда химикат попадает в ствол скважины，это будет встречено горячим，быстротекучий поток углеводородного газа.Это похоже на введение ингибитора накипи в газлифт (Fleming et al. 2003). Вместе с
высокая температура газа，риск удаления растворителя чрезвычайно высок, а пистолет может привести к блокировке инжекционного клапана.Это представляет опасность даже для химикатов, в состав которых входят растворители с высокой температурой кипения/низким давлением пара и другие депрессорные присадки пара (ДПД). В случае частичной закупорки，расход пластовой воды，МЭГ и/или свежее химическое вещество должны быть в состоянии удалить или повторно растворить обезвоженное или вымытое химическое вещество.
В данном случае была разработана новая лабораторная испытательная установка для воспроизведения условий потока вблизи портов нагнетания в системе высокого давления/высокого давления в качестве производственной системы.Результаты динамических испытаний с использованием пистолета-распылителя показывают, что в предлагаемых условиях применения была зарегистрирована значительная потеря растворителя.Это может привести к быстрому королю орудий и, в конечном итоге, к блокировке выкидных линий.Таким образом, работа показала, что существует относительно значительный риск непрерывной закачки химикатов в эти скважины до начала добычи воды, и это привело к решению скорректировать обычные процедуры запуска для этого месторождения, отложив закачку химикатов до тех пор, пока не будет обнаружен прорыв воды.
Квалификация ингибитора образования отложений для непрерывной закачки в скважину уделяла большое внимание удалению растворителя и распылению ингибитора образования отложений в точке закачки и в выкидной линии, но потенциал распыления в самом нагнетательном клапане не оценивался.Инжекторный клапан, вероятно, вышел из строя из-за значительной потери растворителя и быстрой смены пистолета.,Рис.6. Результаты показывают, что важно иметь целостное представление о системе;не только сосредоточиться на производственных задачах,но и проблемы, связанные с закачкой химикатов,то есть инжекторный клапан.
Опыт из других областей
Один из первых отчетов о проблемах с дальними линиями закачки химикатов был получен на спутниковых месторождениях Gull fak sandVig dis (Osa et al. 2001). Подводные линии закачки были заблокированы из-за образования гидратов внутри линии из-за проникновения газа из добываемых флюидов. в линию через инжекторный клапан.Были разработаны новые руководящие принципы разработки химикатов для подводной добычи.Требования включали удаление частиц (фильтрацию) и добавление ингибитора гидратообразования (например, гликоля) ко всем ингибиторам образования отложений на водной основе, подлежащим закачке в подводные шаблоны.Химическая стабильность,Также учитывались вязкость и совместимость (жидкости и материалы).Эти требования были перенесены в систему Statoil и включают закачку химикатов в скважину.
На этапе разработки месторождения Oseberg S было решено, что все скважины должны быть оборудованы системами DHC I (Fleming et al., 2006). Цель заключалась в предотвращении CaCO.；образование накипи в верхней НКТ при инъекционном введении.Одной из основных проблем, связанных с линиями закачки химикатов, было обеспечение сообщения между поверхностью и выходным отверстием в скважине.Внутренний диаметр линии закачки химикатов уменьшился с 7 мм до 0,7 мм (внутренний диаметр) вокруг кольцевого предохранительного клапана из-за нехватки места, а способность жидкости проходить через этот участок повлияла на вероятность успеха.В нескольких скважинах на платформе были закупорены линии закачки химических реагентов.,но причина не была понята.Составы различных жидкостей (гликоль,грубый,конденсат,ксилол,ингибитор образования накипи,вода и т. д.) прошли лабораторные испытания на вязкость и совместимость и перекачаны в прямом и обратном направлении для открытия линий;однако,целевой ингибитор образования отложений не мог быть закачан до клапана впрыска химикатов.Дальше,осложнения наблюдались при осаждении фосфонатного ингибитора отложений вместе с остаточным раствором CaCl z для заканчивания в одной скважине и распылении ингибитора отложений внутри скважины с высоким коэффициентом газойля и низкой обводненностью (Fleming et al. 2006).
Уроки выучены
Разработка метода испытаний
Основные уроки, извлеченные из отказа систем DHC I, связаны с технической эффективностью ингибитора образования отложений, а не с функциональностью и введением химикатов.Закачка с поверхности и закачка под водой хорошо зарекомендовали себя в течение долгого времени.;однако,приложение было расширено до закачки химикатов в скважину без соответствующего обновления методов химической квалификации.Опыт компании Statoil по двум представленным полевым примерам показывает, что регулирующая документация или руководства по химической квалификации должны быть обновлены, чтобы включить этот тип применения химикатов.Были определены две основные проблемы: i) вакуум в линии впрыска химикатов и ii) потенциальное осаждение химикатов.
Испарение химиката может происходить в эксплуатационной НКТ (как видно в случае с пистолетом-королем) и в нагнетательной НКТ (временная граница раздела была обнаружена в вакуумном случае). Существует риск того, что эти осадки могут перемещаться вместе с потоком и в нагнетательный клапан и далее в скважину.Клапан впрыска часто конструируется с фильтром перед точкой впрыска.,это вызов,так как в случае осадков этот фильтр может быть забит, что приведет к выходу клапана из строя.
Наблюдения и предварительные выводы из извлеченных уроков привели к обширному лабораторному изучению явлений.Общая цель состояла в том, чтобы разработать новые методы квалификации, чтобы избежать подобных проблем в будущем.В этом исследовании были проведены различные тесты, и было разработано несколько лабораторных методов для изучения химических веществ в отношении выявленных проблем.
● Блокировка фильтров и стабильность продукта в закрытых системах.
● Влияние частичной потери растворителя на коррозионную активность химикатов.
● Влияние частичной потери растворителя в капилляре на образование твердых частиц или вязких пробок.
В ходе испытаний лабораторных методов было выявлено несколько потенциальных проблем.
● Многократные засоры фильтров и плохая стабильность.
● Образование твердых частиц после частичного испарения из капилляра
● Изменения pH из-за потери растворителя.
Характер проведенных испытаний также предоставил дополнительную информацию и знания, касающиеся изменений физических свойств химических веществ в капиллярах при воздействии на них определенных условий.,и чем это отличается от объемных растворов, подвергнутых аналогичным условиям.Испытательная работа также выявила значительные различия между，паровые фазы и остаточные жидкости, которые могут привести либо к увеличению вероятности образования осадков, либо к повышению коррозионной активности.
Разработана и включена в регламентирующую документацию методика испытаний на коррозионную активность ингибиторов солеотложений.Для каждого применения необходимо было провести расширенные испытания на коррозионную стойкость, прежде чем можно будет осуществить закачку ингибитора образования отложений.Также были проведены испытания химиката в линии впрыска Gun King.
Перед началом квалификации химического вещества важно создать объем работ, описывающий проблемы и назначение химического вещества.На начальном этапе важно определить основные проблемы, чтобы иметь возможность выбрать типы химических веществ, которые решат проблему.Краткое изложение наиболее важных критериев приемлемости можно найти в таблице 2.
Квалификация химических веществ
Квалификация химических веществ состоит как из испытаний, так и из теоретических оценок для каждого применения.Технические спецификации и критерии испытаний должны быть определены и установлены，например в ВШЭ,совместимость материалов,стабильность продукта и качество продукта (частиц).Дальше,точка замерзания,вязкость и совместимость с другими химическими веществами,ингибитор гидратации,необходимо определить пластовую воду и добываемый флюид.Упрощенный перечень методов испытаний, которые могут быть использованы для квалификации химических веществ, приведен в таблице 2.
Постоянное внимание и контроль технической эффективности,значения дозировки и факты HSE важны.Требования к продукту могут меняться в зависимости от поля или срока службы технологической установки.；варьируются в зависимости от производительности, а также от состава жидкости.Последующая деятельность с оценкой эффективности,необходимо часто проводить оптимизацию и/или тестирование новых химикатов, чтобы обеспечить оптимальную программу обработки.
В зависимости от качества масла,добыча воды и технические проблемы на морском заводе по добыче,использование производственных химикатов может быть необходимо для достижения экспортного качества,нормативные требования,и безопасно эксплуатировать морскую установку.На всех полях возникают разные проблемы, и необходимые химикаты для производства будут варьироваться от поля к полю и в зависимости от времени работы.
В квалификационной программе важно сосредоточиться на технической эффективности производственных химикатов.,но также очень важно сосредоточиться на свойствах химического,такие как стабильность,качество и совместимость продукта.Совместимость в этом параметре означает совместимость с жидкостями,материалов и других производственных химикатов.Это может быть проблемой.Нежелательно использовать химическое вещество для решения проблемы, чтобы позже обнаружить, что химическое вещество способствует или создает новые проблемы.Возможно, самой большой проблемой являются свойства химического вещества, а не техническая проблема.
Специальные требования
Для подводной системы и для непрерывной закачки в скважину должны применяться особые требования по фильтрации поставляемых продуктов.Сетчатые фильтры и фильтры в системе закачки химикатов должны быть предусмотрены в соответствии со спецификацией на оборудование, расположенное ниже по потоку от системы закачки наверху.,насосы и инжекторные клапаны,к скважинным нагнетательным клапанам.Там, где применяется непрерывная закачка химикатов в скважину, спецификация системы закачки химикатов должна основываться на спецификации с наивысшей степенью критичности.Это может быть фильтр на забойном клапане.
Проблемы с инъекциями
Система нагнетания может включать 3-50 км подводного шлангокабеля и 1-3 км вниз в скважину.Важны физические свойства, такие как вязкость и способность перекачивать химикаты.Если вязкость при температуре морского дна слишком высока, может возникнуть проблема с прокачкой химиката через линию закачки химиката в подводный шлангокабель и к точке подводной закачки или в скважину.Вязкость должна соответствовать спецификации системы при ожидаемой температуре хранения или эксплуатации.Это следует оценивать в каждом конкретном случае,и будет зависеть от системы.Как видно из таблицы, скорость закачки химикатов является фактором успеха при закачке химикатов.Чтобы свести к минимуму риск закупорки линии впрыска химикатов，химические вещества в этой системе должны быть ингибированы гидратами (если возможно образование гидратов).Должна быть выполнена совместимость с жидкостями, присутствующими в системе (жидкость для консервации) и ингибитором гидратообразования.Испытания на стабильность химического вещества при фактических температурах (минимально возможная температура окружающей среды,температура окружающей среды,подводная температура,температура впрыска) должны быть пройдены.
Следует также рассмотреть программу промывки линий подачи химикатов с заданной периодичностью.Регулярная промывка линии закачки химикатов растворителем может дать профилактический эффект.，гликоль или чистящее средство для удаления возможных отложений до того, как они накопится и могут вызвать закупорку линии.Выбранный химический раствор промывочной жидкости долженсовместим с химическим веществом в линии впрыска.
В некоторых случаях линия нагнетания химикатов используется для нескольких химических применений в зависимости от различных задач в течение всего срока службы месторождения и условий жидкости.На начальном этапе добычи перед прорывом воды основные проблемы могут отличаться от тех, которые возникают на позднем этапе эксплуатации, часто связанные с увеличением добычи воды.Замена ингибитора на основе неводного растворителя, такого как ингибитор асфальтенов, на химикат на водной основе, такой как ингибитор образования отложений, может вызвать проблемы с совместимостью.Поэтому важно сосредоточиться на совместимости, квалификации и использовании прокладок, когда планируется заменить химикат в линии впрыска химиката.
Материалы
Относительно совместимости материалов,все химические вещества должны быть совместимы с уплотнениями,эластомеры，прокладки и конструкционные материалы, используемые в системе впрыска химикатов и на производственном предприятии.Должна быть разработана процедура испытаний на коррозионную активность химикатов (например, кислотного ингибитора образования отложений) для непрерывной закачки в скважину.Для каждого применения необходимо провести расширенные испытания на коррозионную стойкость, прежде чем можно будет осуществить впрыск химикатов.
Обсуждение
Необходимо оценить преимущества и недостатки непрерывного закачивания химикатов в скважину.Непрерывная закачка ингибитора образования отложений для защиты DHS или НКТ является элегантным методом защиты скважины от образования отложений.Как упоминалось в этой статье, существует несколько проблем с непрерывным закачиванием химикатов в скважину.,однако для снижения риска важно понимать явления, связанные с раствором.
Один из способов снизить риск — сосредоточиться на разработке методов испытаний.По сравнению с закачкой химикатов на поверхность или под воду условия в скважине отличаются и являются более тяжелыми.Процедура квалификации химикатов для непрерывного закачивания химикатов в скважину должна учитывать эти изменения условий.Квалификация химикатов должна производиться в соответствии с материалом, с которым химикаты могут контактировать.Необходимо обновить и внедрить требования к квалификации совместимости и испытаниям в условиях, которые максимально точно воспроизводят различные условия жизненного цикла скважины, в которых будут работать эти системы.Разработка методов испытаний должна быть продолжена в сторону более реалистичных и репрезентативных испытаний.
Кроме того,взаимодействие между химическими веществами и оборудованием имеет важное значение для успеха.При разработке нагнетательных химических клапанов необходимо учитывать химические свойства и расположение нагнетательного клапана в скважине.Следует рассмотреть возможность включения настоящих впрыскивающих клапанов в состав испытательного оборудования и проведения эксплуатационных испытаний ингибитора образования накипи и конструкции клапана в рамках программы квалификации.Для квалификации ингибиторов образования накипи,ранее основное внимание уделялось проблемам процесса и ингибированию образования накипи,но хорошее ингибирование отложений зависит от стабильной и непрерывной подачи.Без стабильной и непрерывной закачки вероятность образования накипи возрастет.Если клапан впрыска ингибитора образования накипи забит и в поток жидкости не вводится ингибитор образования накипи,скважина и предохранительные клапаны не защищены от образования накипи, что может поставить под угрозу безопасное производство.Процедура квалификации должна учитывать проблемы, связанные с введением ингибитора образования отложений, в дополнение к проблемам процесса и эффективности квалифицированного ингибитора образования отложений.
Новый подход включает в себя несколько дисциплин, и необходимо прояснить сотрудничество между дисциплинами и соответствующими обязанностями.В этом приложении технологическая система верхнего строения,используются подводные шаблоны, проектирование и заканчивание скважин.Многопрофильные сети, ориентированные на разработку надежных решений для систем впрыска химикатов, важны и, возможно, являются путем к успеху.Связь между различными дисциплинами имеет решающее значение;особенно важна тесная связь между химиками, которые контролируют применяемые химикаты, и инженерами по скважинам, которые контролируют оборудование, используемое в скважине.Чтобы понять сложность всего процесса, необходимо понять проблемы различных дисциплин и учиться друг у друга.
Заключение
● Непрерывная закачка ингибитора образования отложений для защиты DHS или НКТ является элегантным методом защиты скважины от образования отложений.
● Для решения выявленных проблем,следующие рекомендации：
● Должна быть выполнена специальная процедура квалификации DHCI.
● Метод аттестации клапанов для впрыска химикатов
● Методы испытаний и квалификации для химической функциональности
● Разработка метода
● Соответствующие испытания материалов
● Междисциплинарное взаимодействие, при котором взаимодействие между различными участвующими дисциплинами имеет решающее значение для успеха.
Благодарности
Автор хотел бы поблагодарить Statoil AS A за разрешение опубликовать эту работу, а также Baker Hughes и Schlumberger за разрешение использовать изображение на рис.2.
Номенклатура
(Ba/Sr)SO4=сульфат бария/стронция
CaCO3 = карбонат кальция
DHCI = закачка химикатов в скважину
DHSV = забойный предохранительный клапан
например = например
ГФ=газойлевой коэффициент
HSE = безопасная для здоровья среда
HPHT = высокое давление, высокая температура
ID=внутренний диаметр
т.е. = это
км=километры
мм=миллиметр
МЭГ = моноэтиленгликоль
mMD=измеренная глубина в метрах
OD=внешний диаметр
SI = ингибитор образования накипи
mTV D = метр общей вертикальной глубины
U-образная трубка = U-образная трубка
VPD = депрессант давления паров
Рис. 1. Обзор подводных и скважинных систем закачки реагентов на нетипичном месторождении.Схема закачки химикатов вверх по течению DHSV и связанных с этим ожидаемых проблем.DHS V = забойный предохранительный клапан, PWV = технологический отвальный клапан и PM V = технологический главный клапан.
Рис. 2. Эскиз нетиповой скважинной системы закачки химикатов с оправкой и клапаном.Система подключается к наземному манифольду, проходит через него и соединяется с подвеской НКТ на кольцевой стороне НКТ.Оправка для закачки химикатов традиционно размещается глубоко в скважине с целью обеспечения химической защиты.
Рис. 3. Типовая схема ограждения скважины,где синий цвет представляет собой барьерную оболочку первичной скважины;в данном случае производственная труба.Красный цвет представляет собой вторичную барьерную оболочку;кожух.С левой стороны указана закачка химреагента, черная линия с точкой закачки в НКТ в области отмеченной красным (вторичный барьер).
Рисунок 4. Выемка в верхней части нагнетательной линии диаметром 3/8 дюйма.Область показана на эскизе нетиповой схемы ограждения скважины, отмеченной оранжевым эллипсом.
Рисунок 5. Сильное коррозионное воздействие на 7-дюймовую трубку из 3% хрома.На рисунке показано коррозионное воздействие после распыления ингибитора образования отложений из линии закачки химикатов на эксплуатационную колонну.
Рисунок 6. Мусор, обнаруженный в клапане для впрыска химикатов.Мусор в этом случае представлял собой металлическую стружку, вероятно, в процессе установки в дополнение к некоторым беловатым обломкам.Исследование белых обломков показало, что это полимеры с таким же химическим составом, что и введенное химическое вещество.
Время публикации: 27 апреля 2022 г.