Líneas de inyección de productos químicos de fondo de pozo: ¿por qué fallan?Experiencias, desafíos y aplicación de nuevos métodos de prueba
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Abstracto
Statoil está operando varios campos donde se aplica la inyección continua de inhibidor de incrustaciones en el fondo del pozo.El objetivo es proteger la tubería superior y la válvula de seguridad de (Ba/Sr) SO4 o CaCO;incrustaciones, en los casos en que la compresión de incrustaciones puede ser difícil y costosa de realizar de manera regular, por ejemplo, conexión de campos submarinos.
La inyección continua de inhibidor de incrustaciones en el fondo del pozo es una solución técnicamente adecuada para proteger la tubería superior y la válvula de seguridad en pozos que tienen potencial de incrustaciones por encima del empacador de producción;especialmente en pozos que no necesitan exprimirse regularmente debido al potencial de incrustación en el área cercana al pozo.
El diseño, la operación y el mantenimiento de las líneas de inyección de productos químicos exigen un enfoque adicional en la selección de materiales, la calificación química y el control.La presión, la temperatura, los regímenes de flujo y la geometría del sistema pueden presentar desafíos para una operación segura.Se han identificado desafíos en líneas de inyección de varios kilómetros de largo desde la instalación de producción hasta la plantilla submarina y en las válvulas de inyección en los pozos.
Se discuten las experiencias de campo que muestran la complejidad de los sistemas de inyección continua de fondo de pozo con respecto a los problemas de precipitación y corrosión.Estudios de laboratorio y aplicación de nuevos métodos de calificación química a representados.Se abordan las necesidades de acciones multidisciplinares.
Introducción
Statoil está operando varios campos donde se ha aplicado la inyección continua de productos químicos en el fondo del pozo.Esto implica principalmente la inyección de inhibidor de incrustaciones (SI) donde el objetivo es proteger la tubería superior y la válvula de seguridad de fondo de pozo (DHSV) de (Ba/Sr) SO4orCaCO;escala.En algunos casos, el rompedor de emulsión se inyecta en el fondo del pozo para iniciar el proceso de separación lo más profundo posible en el pozo a una temperatura relativamente alta.
La inyección continua de inhibidor de incrustaciones en el fondo del pozo es una solución técnicamente adecuada para proteger la parte superior de los pozos que tienen potencial de incrustación por encima del empacador de producción.Se podría recomendar la inyección continua, especialmente en pozos que no necesitan compresión debido al bajo potencial de incrustación en las inmediaciones del pozo;o en los casos en que la compresión de incrustaciones puede ser difícil y costosa de realizar de manera regular, por ejemplo, conexión de campos submarinos.
Statoil cuenta con amplia experiencia en inyección continua de productos químicos a sistemas de superficie y plantillas submarinas, pero el nuevo desafío es llevar el punto de inyección más adentro del pozo.El diseño, la operación y el mantenimiento de las líneas de inyección de productos químicos exige un enfoque adicional en varios temas;tales como selección de materiales, calificación química y monitoreo.La presión, la temperatura, los regímenes de flujo y la geometría del sistema pueden presentar desafíos para una operación segura.Se han identificado desafíos en líneas de inyección largas (varios kilómetros) desde la instalación de producción hasta la plantilla submarina y las válvulas de inyección en los pozos;Figura 1.Algunos de los sistemas de inyección han funcionado según lo previsto, mientras que otros han fallado por diversas razones.Se planean varios desarrollos de campo nuevos para la inyección de productos químicos en el fondo del pozo (DHCI);sin embargo;en algunos casos, el equipo aún no ha sido completamente calificado.
La aplicación de DHCI es una tarea compleja.Involucra la terminación y los diseños de pozos, la química del pozo, el sistema de superficie y el sistema de dosificación química del proceso de superficie.El producto químico se bombeará desde la parte superior a través de la línea de inyección de productos químicos hasta el equipo de terminación y hacia el pozo.Por lo tanto, en la planificación y ejecución de este tipo de proyectos es crucial la cooperación entre varias disciplinas.Se deben evaluar varias consideraciones y es importante una buena comunicación durante el diseño.Los ingenieros de procesos, ingenieros submarinos e ingenieros de terminación están involucrados y se ocupan de los temas de química de pozos, selección de materiales, garantía de flujo y gestión de productos químicos de producción.Los desafíos pueden ser el rey de las pistolas químicas o la estabilidad de la temperatura, la corrosión y, en algunos casos, un efecto de vacío debido a los efectos locales de presión y flujo en la línea de inyección de productos químicos.Además de estos, condiciones tales como alta presión, alta temperatura, alta tasa de gas, alto potencial de incrustación,El umbilical de larga distancia y el punto de inyección profundo en el pozo presentan diferentes desafíos y requisitos técnicos para el producto químico inyectado y para la válvula de inyección.
Una descripción general de los sistemas DHCI instalados en las operaciones de Statoil muestra que la experiencia no siempre ha sido exitosa Tabla 1. Sin embargo, se está llevando a cabo la planificación para mejorar el diseño de la inyección, la calificación química, la operación y el mantenimiento.Los desafíos varían de un campo a otro, y el problema no es necesariamente que la válvula de inyección de químicos no esté funcionando.
En los últimos años se han experimentado varios desafíos relacionados con las líneas de inyección de productos químicos de fondo de pozo.En este trabajo se dan algunos ejemplos de estas experiencias.El documento analiza los desafíos y las medidas adoptadas para resolver los problemas relacionados con las líneas DHCI.Se dan dos historias de casos;uno sobre la corrosión y otro sobre el rey de las armas químicas.Se discuten las experiencias de campo que muestran la complejidad de los sistemas de inyección continua de fondo de pozo con respecto a los problemas de precipitación y corrosión.
También se consideran estudios de laboratorio y aplicación de nuevos métodos para la calificación química;cómo bombear el químico, el potencial y la prevención de incrustaciones, la aplicación de equipos complejos y cómo el químico afectará el sistema de la parte superior cuando el químico se vuelva a producir.Los criterios de aceptación para la aplicación de productos químicos involucran cuestiones ambientales, eficiencia, capacidad de almacenamiento en la parte superior, velocidad de bombeo, si se puede usar la bomba existente, etc. Las recomendaciones técnicas deben basarse en la compatibilidad química y de fluidos, detección de residuos, compatibilidad de materiales, diseño umbilical submarino, sistema de dosificación química. y materiales en el entorno de estas líneas.Es posible que sea necesario inhibir los hidratos del producto químico para evitar la obstrucción de la línea de inyección debido a la invasión de gas y el producto químico no debe congelarse durante el transporte y el almacenamiento.En las directrices internas existentes hay una lista de verificación de qué productos químicos se pueden aplicar en cada punto del sistema. Las propiedades físicas, como la viscosidad, son importantes.El sistema de inyección puede implicar una distancia de 3 a 50 km de la línea de flujo submarino umbilical y de 1 a 3 km hacia el interior del pozo.Por lo tanto, la estabilidad de la temperatura también es importante.También puede ser necesario considerar la evaluación de los efectos aguas abajo, por ejemplo, en las refinerías.
Sistemas de inyección de productos químicos de fondo de pozo
Coste-beneficio
La inyección continua de inhibidor de incrustaciones en el fondo del pozo para proteger el DHS Vor la tubería de producción puede ser rentable en comparación con la compresión del pozo con inhibidor de incrustaciones.Esta aplicación reduce el potencial de daño a la formación en comparación con los tratamientos de compresión de incrustaciones, reduce el potencial de problemas de proceso después de que una incrustación se comprima y brinda la posibilidad de controlar la tasa de inyección química desde el sistema de inyección de la parte superior.El sistema de inyección también se puede usar para inyectar otros productos químicos de forma continua en el fondo del pozo y, por lo tanto, puede reducir otros desafíos que podrían ocurrir aguas abajo de la planta de procesamiento.
Se ha realizado un estudio exhaustivo desarrollando una estrategia a escala de fondo de pozo del campo Oseberg S o.La principal preocupación a escala fue CaCO;descamación en el tubo superior y posible falla de DHSV.Las consideraciones de la estrategia de gestión de incrustaciones o Oseberg S concluyeron que, durante un período de tres años, DHCI fue la solución más rentable en los pozos donde funcionaban las líneas de inyección de productos químicos.El principal elemento de costo con respecto a la técnica competidora de compresión de incrustaciones fue el petróleo diferido en lugar del costo químico/operativo.Para la aplicación del inhibidor de incrustaciones en el levantamiento artificial por gas, el factor principal en el costo químico fue la alta tasa de levantamiento artificial por gas que condujo a una alta concentración de SI, ya que la concentración tuvo que equilibrarse con la tasa de levantamiento artificial por gas para evitar el rey de las armas químicas.Para los dos pozos en Oseberg S o que tenían líneas DHC I que funcionaban bien, se eligió esta opción para proteger los DHS V contra CaCO;escalada.
Sistema de inyección continua y válvulas.
Las soluciones de terminación existentes que utilizan sistemas continuos de inyección de productos químicos enfrentan desafíos para evitar el taponamiento de las líneas capilares.Por lo general, el sistema de inyección consta de una línea capilar, de 1/4" o 3/8" de diámetro exterior (DE), conectada a un colector de superficie, alimentada y conectada al colgador de tubería en el lado anular de la tubería.La línea capilar se une al diámetro exterior de la tubería de producción mediante abrazaderas especiales para collares de tubería y se extiende por el exterior de la tubería hasta el mandril de inyección de productos químicos.El mandril se coloca tradicionalmente aguas arriba del DHS V o más profundo en el pozo con la intención de dar al químico inyectado suficiente tiempo de dispersión y colocar el químico donde se encuentran los desafíos.
En la válvula de inyección de productos químicos, Fig. 2, un pequeño cartucho de aproximadamente 1,5” de diámetro contiene las válvulas de retención que evitan que los fluidos del pozo entren en la línea capilar.Es simplemente un pequeño muñeco montado en un resorte.La fuerza del resorte establece y predice la presión requerida para abrir el asiento del asiento de sellado.Cuando el producto químico comienza a fluir, la válvula de retención se levanta de su asiento y abre la válvula de retención.
Se requiere tener dos válvulas de retención instaladas.Una válvula es la barrera principal que evita que los fluidos del pozo ingresen a la línea capilar.Esto tiene una presión de apertura relativamente baja (2-15 bar). Si la presión hidrostática dentro de la línea capilar es menor que la presión del pozo, los fluidos del pozo intentarán ingresar a la línea capilar.La otra válvula de retención tiene una presión de apertura atípica de 130-250 bares y se conoce como sistema de prevención de tubo en U.Esta válvula evita que el producto químico dentro de la línea capilar fluya libremente hacia el pozo si la presión hidrostática dentro de la línea capilar es mayor que la presión del pozo en el punto de inyección de producto químico dentro de la tubería de producción.
Además de las dos válvulas de retención, normalmente hay un filtro en línea, cuyo propósito es garantizar que ningún tipo de suciedad pueda poner en peligro la capacidad de sellado de los sistemas de válvulas de retención.
Los tamaños de las válvulas de retención descritas son bastante pequeños, y la limpieza del fluido inyectado es esencial para su funcionalidad operativa.Se cree que los desechos del sistema pueden eliminarse aumentando el caudal dentro de la línea capilar, de modo que las válvulas de retención se abran voluntariamente.
Cuando se abre la válvula de retención, la presión del flujo disminuye rápidamente y se propaga hacia arriba por la línea capilar hasta que la presión vuelve a aumentar.Luego, la válvula de retención se cerrará hasta que el flujo de productos químicos acumule suficiente presión para abrir la válvula;el resultado son oscilaciones de presión en el sistema de válvula de retención.Cuanto mayor sea la presión de apertura que tenga el sistema de válvula de retención, menor área de flujo se establecerá cuando se abra la válvula de retención y el sistema intente alcanzar las condiciones de equilibrio.
Las válvulas de inyección de productos químicos tienen una presión de apertura relativamente baja;y si la presión de la tubería en el punto de entrada del producto químico es menor que la suma de la presión hidrostática de los productos químicos dentro de la línea capilar más la presión de apertura de la válvula de retención, se producirá casi vacío o vacío en la parte superior de la línea capilar.Cuando la inyección de producto químico se detiene o el flujo de producto químico es bajo, comenzarán a ocurrir condiciones cercanas al vacío en la sección superior de la línea capilar.
El nivel de vacío depende de la presión del pozo, la gravedad específica de la mezcla química inyectada utilizada dentro de la línea capilar, la presión de apertura de la válvula de retención en el punto de inyección y el caudal del producto químico dentro de la línea capilar.Las condiciones del pozo variarán durante la vida útil del campo y, por lo tanto, el potencial de vacío también variará con el tiempo.Es importante ser consciente de esta situación para tomar la consideración y precaución adecuadas antes de que ocurran los desafíos esperados.
Junto con las bajas tasas de inyección, normalmente los disolventes utilizados en este tipo de aplicaciones se evaporan y causan efectos que no se han explorado completamente.Estos efectos son gun king o precipitación de sólidos, por ejemplo polímeros, cuando el solvente se está evaporando.
Además, las celdas galvánicas se pueden formar en la fase de transición entre la superficie fluida del producto químico y la fase gaseosa de vacío cercano llena de vapor anterior.Esto puede conducir a una corrosión local por picaduras dentro de la línea capilar como resultado de una mayor agresividad del producto químico en estas condiciones.Las escamas o los cristales de sal que se forman como una película dentro de la línea capilar a medida que su interior se seca podrían atascarla o taparla.
Filosofía de la barrera del pozo
Al diseñar soluciones robustas para pozos, Statoil requiere que la seguridad del pozo esté en su lugar en todo momento durante el ciclo de vida del pozo.Por lo tanto, Statoil requiere que haya dos barreras de pozo independientes intactas.La Fig. 3 muestra un esquema de barrera de pozo atípico, donde el color azul representa el sobre de barrera de pozo primario;en este caso la tubería de producción.El color rojo representa la envoltura de la barrera secundaria;la carcasaEn el lado izquierdo del croquis, la inyección química se indica como una línea negra con el punto de inyección en la tubería de producción en el área marcada en rojo (barrera secundaria).Al introducir sistemas de inyección de productos químicos en el pozo, se ponen en peligro las barreras primaria y secundaria del pozo.
Historial de casos de corrosión
Secuencia de los eventos
Se ha aplicado una inyección química de inhibidor de incrustaciones en el fondo del pozo en un campo petrolero operado por Statoil en la plataforma continental noruega.En este caso, el inhibidor de incrustaciones aplicado originalmente había sido calificado para aplicaciones en superficie y submarinas.La recompletación del pozo fue seguida por la instalación de DHCIpointat2446mMD, Fig.3.La inyección en el fondo del pozo del inhibidor de incrustaciones en la parte superior se inició sin más pruebas de la sustancia química.
Después de un año de funcionamiento, se observaron fugas en el sistema de inyección de productos químicos y se iniciaron las investigaciones.La fuga tuvo un efecto perjudicial en las barreras del pozo.Sucesos similares ocurrieron en varios pozos y algunos de ellos tuvieron que ser clausurados mientras se llevaba a cabo la investigación.
La tubería de producción fue extraída y estudiada en detalle.El ataque de corrosión se limitó a un lado de la tubería, y algunas juntas de la tubería estaban tan corroídas que en realidad había agujeros a través de ellas.El acero al 3% de cromo de aproximadamente 8,5 mm de espesor se había desintegrado en menos de 8 meses.La corrosión principal había ocurrido en la sección superior del pozo, desde la cabeza del pozo hasta aproximadamente 380 m MD, y las uniones de tubería más corroídas se encontraron alrededor de aproximadamente 350 m MD.Por debajo de esta profundidad se observó poca o ninguna corrosión, pero se encontraron muchos residuos en los diámetros exteriores de los tubos.
La carcasa de 9-5/8'' también se cortó y extrajo y se observaron efectos similares;con corrosión en la parte superior del pozo en un solo lado.La fuga inducida fue causada por el estallido de la sección debilitada de la carcasa.
El material de la línea de inyección química fue la aleación 825.
Cualificación química
Las propiedades químicas y las pruebas de corrosión son enfoques importantes en la calificación de los inhibidores de incrustaciones y el inhibidor de incrustaciones real se ha calificado y utilizado en aplicaciones de superficie y submarinas durante varios años.La razón para aplicar el producto químico real en el fondo del pozo fue mejorar las propiedades ambientales al reemplazar el producto químico existente en el fondo del pozo. Sin embargo, el inhibidor de incrustaciones solo se había utilizado a temperatura ambiente en la parte superior y en el lecho marino (4-20 ℃).Cuando se inyecta en el pozo, la temperatura del producto químico puede llegar a los 90 ℃, pero no se han realizado más pruebas a esta temperatura.
El proveedor de productos químicos había realizado pruebas iniciales de corrosividad y los resultados mostraron 2-4 mm/año para acero al carbono a alta temperatura.Durante esta fase hubo una participación mínima de la competencia técnica material del operador.Posteriormente, el operador realizó nuevas pruebas que demostraron que el inhibidor de incrustaciones era altamente corrosivo para los materiales en la tubería de producción y la carcasa de producción, con tasas de corrosión superiores a 70 mm/año.El material de la línea de inyección química Alloy 825 no se había probado contra el inhibidor de incrustaciones antes de la inyección.La temperatura del pozo puede alcanzar los 90 ℃ y se deberían haber realizado las pruebas adecuadas en estas condiciones.
La investigación también reveló que el inhibidor de incrustaciones como solución concentrada había informado de un pH de <3,0.Sin embargo, no se había medido el pH.Más tarde, el pH medido mostró un valor muy bajo de pH 0-1.Esto ilustra la necesidad de mediciones y consideraciones de materiales además de los valores de pH dados.
Interpretación de los resultados
La línea de inyección (Fig. 3) está construida para generar una presión hidrostática del inhibidor de incrustaciones que excede la presión en el pozo en el punto de inyección.El inhibidor se inyecta a una presión más alta que la existente en el pozo.Esto da como resultado un efecto de tubo en U al cerrar el pozo.La válvula siempre se abrirá con una presión más alta en la línea de inyección que en el pozo.Por lo tanto, puede producirse vacío o evaporación en la línea de inyección.La tasa de corrosión y el riesgo de picaduras es mayor en la zona de transición gas/líquido debido a la evaporación del solvente.Los experimentos de laboratorio realizados en cupones confirmaron esta teoría.En los pozos donde se experimentaron fugas, todos los agujeros en las líneas de inyección estaban ubicados en la parte superior de la línea de inyección de químicos.
La Fig. 4 muestra una fotografía de la línea DHC I con corrosión por picaduras significativa.La corrosión observada en la tubería de producción exterior indicó una exposición local del inhibidor de incrustaciones desde el punto de fuga por picaduras.La fuga fue causada por la corrosión por picaduras de productos químicos altamente corrosivos y la fuga a través de la línea de inyección de productos químicos en la carcasa de producción.El inhibidor de incrustaciones fue rociado desde la línea capilar perforada hacia la carcasa y la tubería y ocurrieron fugas.No se habían considerado las consecuencias secundarias de las fugas en la línea de inyección.Se llegó a la conclusión de que la corrosión de la tubería de revestimiento y la tubería era el resultado de inhibidores de incrustaciones concentrados aplicados desde la línea capilar perforada hacia la tubería de revestimiento y la tubería, Fig.5.
En este caso, hubo una falta de participación de los ingenieros de competencia material.No se había probado la corrosividad del producto químico en la línea DHCI y no se habían evaluado los efectos secundarios debido a las fugas;como si los materiales circundantes podrían tolerar la exposición química.
Historia del caso del rey de las armas químicas
Secuencia de los eventos
La estrategia de prevención de incrustaciones para un campo HP HT fue la inyección continua de inhibidor de incrustaciones aguas arriba de la válvula de seguridad de fondo de pozo.Se identificó un potencial severo de incrustación de carbonato de calcio en el pozo.Uno de los desafíos fue la alta temperatura y las altas tasas de producción de gas y condensado combinadas con una baja tasa de producción de agua.La preocupación al inyectar el inhibidor de incrustaciones era que el solvente sería eliminado por la alta tasa de producción de gas y el rey del químico ocurriría en el punto de inyección aguas arriba de la válvula de seguridad en el pozo, Fig.1.
Durante la calificación del inhibidor de incrustaciones, la atención se centró en la eficiencia del producto en condiciones HP HT, incluido el comportamiento en el sistema de proceso superior (baja temperatura).La principal preocupación era la precipitación del propio inhibidor de incrustaciones en la tubería de producción debido a la alta tasa de gas.Las pruebas de laboratorio mostraron que el inhibidor de incrustaciones podría precipitarse y adherirse a la pared de la tubería.Por lo tanto, la operación de la válvula de seguridad podría superar el riesgo.
La experiencia demostró que después de algunas semanas de funcionamiento, la línea de productos químicos tenía fugas.Fue posible monitorear la presión del pozo en el manómetro de superficie instalado en la línea capilar.La línea se aisló para obtener la integridad del pozo.
La línea de inyección de químicos fue sacada del pozo, abierta e inspeccionada para diagnosticar el problema y encontrar posibles causas de falla.Como se puede ver en la Fig. 6, se encontró una cantidad significativa de precipitado y el análisis químico mostró que parte de esto era el inhibidor de incrustaciones.El precipitado se localizó en el sello y el asiento y la válvula no pudieron operarse.
La falla de la válvula fue causada por desechos dentro del sistema de válvulas que impidieron que las válvulas de retención se comieran el asiento de metal con metal.Se examinaron los escombros y se comprobó que las partículas principales eran virutas de metal, probablemente producidas durante el proceso de instalación de la línea capilar.Además, se identificaron algunos desechos blancos en ambas válvulas de retención, especialmente en la parte trasera de las válvulas.Este es el lado de baja presión, es decir, el lado que siempre estaría en contacto con los fluidos del pozo.Inicialmente, se creía que se trataba de escombros del pozo de producción, ya que las válvulas se habían atascado y estaban expuestas a los fluidos del pozo.Pero el examen de los desechos resultó ser polímeros con una química similar a la química utilizada como inhibidor de incrustaciones.Esto captó nuestro interés y Statoil quería explorar las razones detrás de estos restos de polímeros presentes en la línea capilar.
Cualificación química
En un campo HP HT hay muchos desafíos con respecto a la selección de productos químicos adecuados para mitigar los diversos problemas de producción.En la calificación del inhibidor de incrustaciones para inyección continua en fondo de pozo, se realizaron las siguientes pruebas:
● Estabilidad del producto
● Envejecimiento térmico
● Pruebas de rendimiento dinámico
● Compatibilidad con agua de formación e inhibidor de hidratos (MEG)
● Prueba de rey de armas estática y dinámica
● agua de información de redisolución, químico fresco y MEG
El producto químico se inyectará a una tasa de dosificación predeterminada,pero la producción de agua no será necesariamente constante,es decir, golpes de agua.Entre las babosas de agua,cuando el producto químico entra en el pozo,será recibido por un calor,flujo rápido de gas hidrocarburo.Esto es similar a inyectar un inhibidor de incrustaciones en una aplicación de levantamiento artificial por gas (Fleming et al. 2003). Junto con
la alta temperatura del gas,el riesgo de remoción de solvente es extremadamente alto y el rey de la pistola puede causar el bloqueo de la válvula de inyección.Este es un riesgo incluso para productos químicos formulados con solventes de alto punto de ebullición/baja presión de vapor y otros depresores de presión de vapor (VPD). En caso de un bloqueo parcial,flujo de agua de formacion,El MEG y/o el producto químico nuevo deben poder eliminar o volver a disolver el producto químico deshidratado o ensuciado.
En este caso, se diseñó un novedoso banco de pruebas de laboratorio para replicar las condiciones de flujo cerca de los puertos de inyección en un sistema de producción HP/HTg.Los resultados de las pruebas dinámicas de gun king demuestran que, en las condiciones de aplicación propuestas, se registró una pérdida significativa de disolvente.Esto podría conducir a una rápida reyerta de la pistola y al eventual bloqueo de las líneas de flujo.Por lo tanto, el trabajo demostró que existía un riesgo relativamente significativo para la inyección continua de productos químicos en estos pozos antes de la producción de agua y condujo a la decisión de ajustar los procedimientos normales de arranque para este campo, retrasando la inyección de productos químicos hasta que se detectara la penetración de agua.
La calificación del inhibidor de incrustaciones para la inyección continua en el fondo del pozo se enfocó mucho en la eliminación de solventes y el rey del inhibidor de incrustaciones en el punto de inyección y en la línea de flujo, pero no se evaluó el potencial del rey de la pistola en la válvula de inyección.La válvula de inyección probablemente falló debido a una pérdida significativa de solvente y una rápida reyerta de la pistola.,Fig.6.Los resultados muestran que es importante tener una visión holística del sistema;no solo centrarse en los desafíos de producción,pero también desafíos relacionados con la inyección del producto químico,es decir, válvula de inyección.
Experiencia de otros campos
Uno de los primeros informes sobre problemas con las líneas de inyección de productos químicos a larga distancia fue de los campos satelitales Gull fak sandVig dis (Osa et al. 2001). Las líneas de inyección submarinas estaban bloqueadas por la formación de hidratos dentro de la línea debido a la invasión de gas de los fluidos producidos. en la línea a través de la válvula de inyección.Se desarrollaron nuevas directrices para el desarrollo de productos químicos de producción submarina.Los requisitos incluían la eliminación de partículas (filtración) y la adición de inhibidores de hidratos (p. ej., glicol) a todos los inhibidores de incrustaciones a base de agua que se inyectarían en las plantillas submarinas.Estabilidad química,También se consideraron la viscosidad y la compatibilidad (líquido y materiales).Estos requisitos se han llevado más allá en el sistema Statoil e incluyen la inyección de productos químicos en el fondo del pozo.
Durante la fase de desarrollo del campo Oseberg S, se decidió que todos los pozos deberían completarse con sistemas DHC I (Fleming et al. 2006). El objetivo era evitar que CaCO；descamación en el tubo superior por inyección SI.Uno de los principales desafíos con respecto a las líneas de inyección de productos químicos fue lograr la comunicación entre la superficie y la salida de fondo de pozo.El diámetro interno de la línea de inyección de productos químicos se redujo de 7 mm a 0,7 mm (ID) alrededor de la válvula de seguridad anular debido a las limitaciones de espacio y la capacidad del líquido para transportarse a través de esta sección influyó en la tasa de éxito.Varios pozos de plataforma tenían líneas de inyección de químicos que estaban tapadas,pero no se entendía la razón.Trenes de varios fluidos (glicol,crudo,condensar,xileno,inhibidor de escala,agua, etc.) se probaron en laboratorio en cuanto a viscosidad y compatibilidad y se bombearon hacia adelante y en flujo inverso para abrir las líneas;sin embargo,el inhibidor de incrustaciones objetivo no se pudo bombear completamente hasta la válvula de inyección de productos químicos.Más,Se observaron complicaciones con la precipitación del inhibidor de incrustaciones de fosfonato junto con la salmuera de terminación de CaCl z residual en un pozo y el rey del inhibidor de incrustaciones dentro de un pozo con una alta proporción de gasóleo y bajo corte de agua (Fleming et al. 2006)
Lecciones aprendidas
Desarrollo de métodos de prueba
Las principales lecciones aprendidas de la falla de los sistemas DHC I han sido con respecto a la eficiencia técnica del inhibidor de incrustaciones y no con respecto a la funcionalidad y la inyección química.La inyección en la superficie y la inyección submarina han funcionado bien con el tiempo;sin embargo,la aplicación se ha extendido a la inyección de productos químicos en el fondo del pozo sin una actualización correspondiente de los métodos de calificación química.La experiencia de Statoil de los dos casos de campo presentados es que la documentación que rige o las pautas para la calificación química deben actualizarse para incluir este tipo de aplicación química.Los dos desafíos principales se han identificado como i) vacío en la línea de inyección de productos químicos y ii) posible precipitación del producto químico.
La evaporación del químico puede ocurrir en la tubería de producción (como se ve en el caso del rey de la pistola) y en la tubería de inyección (se identificó una interfaz transitoria en el caso de vacío) existe el riesgo de que estos precipitados se muevan con el flujo y en la válvula de inyección y más en el pozo.La válvula de inyección a menudo se diseña con un filtro aguas arriba del punto de inyección.,esto es un reto,como en el caso de la precipitación, este filtro podría taparse provocando que la válvula falle.
Las observaciones y conclusiones preliminares de las lecciones aprendidas dieron como resultado un extenso estudio de laboratorio sobre los fenómenos.El objetivo general era desarrollar nuevos métodos de calificación para evitar problemas similares en el futuro.En este estudio se han llevado a cabo varias pruebas y se han diseñado (desarrollado en orden) varios métodos de laboratorio para examinar los productos químicos con respecto a los desafíos identificados.
● Obstrucciones de filtros y estabilidad del producto en sistemas cerrados.
● El efecto de la pérdida parcial de disolvente sobre la corrosividad de los productos químicos.
● El efecto de la pérdida parcial de solvente dentro de un capilar sobre la formación de sólidos o tapones viscosos.
Durante las pruebas de los métodos de laboratorio se han identificado varios problemas potenciales
● Obstrucciones repetidas del filtro y poca estabilidad.
● Formación de sólidos tras la evaporación parcial de un capilar
● Cambios de PH debido a la pérdida de solvente.
La naturaleza de las pruebas realizadas también ha proporcionado información y conocimientos adicionales relacionados con los cambios en las propiedades físicas de los productos químicos dentro de los capilares cuando se someten a determinadas condiciones.,y cómo esto difiere de las soluciones a granel sujetas a condiciones similares.El trabajo de prueba también ha identificado diferencias considerables entre el fluido a granel,fases de vapor y fluidos residuales que pueden conducir a un mayor potencial de precipitación y/o una mayor corrosividad.
El procedimiento de prueba para la corrosividad de los inhibidores de incrustaciones fue desarrollado e incluido en la documentación vigente.Para cada aplicación, se tuvo que realizar una prueba de corrosividad extendida antes de que se pudiera implementar la inyección del inhibidor de incrustaciones.También se han realizado pruebas Gun King del químico en la línea de inyección.
Antes de comenzar la calificación de un químico, es importante crear un alcance de trabajo que describa los desafíos y el propósito del químico.En la fase inicial es importante identificar los principales desafíos para poder seleccionar los tipos de químicos que resolverán el problema.En la Tabla 2 se puede encontrar un resumen de los criterios de aceptación más importantes.
Cualificación de productos químicos
La calificación de productos químicos consiste en pruebas y evaluaciones teóricas para cada aplicación.Las especificaciones técnicas y los criterios de prueba deben definirse y establecerse,por ejemplo dentro de HSE,compatibilidad de materiales,estabilidad del producto y calidad del producto (partículas).Más,el punto de congelación,viscosidad y compatibilidad con otros productos químicos,inhibidor de hidratos,se debe determinar el agua de formación y el fluido producido.En la Tabla 2 se proporciona una lista simplificada de métodos de prueba que pueden usarse para la calificación de productos químicos.
Enfoque continuo y seguimiento de la eficiencia técnica,las tasas de dosificación y los datos de HSE son importantes.Los requisitos de un producto pueden cambiar la vida útil de un campo o una planta de proceso；varían con las tasas de producción, así como con la composición del fluido.Actividad de seguimiento con evaluación del desempeño,la optimización y/o las pruebas de nuevos productos químicos deben realizarse con frecuencia para garantizar el programa de tratamiento óptimo.
Dependiendo de la calidad del aceite,producción de agua y desafíos técnicos en la planta de producción en alta mar,el uso de productos químicos de producción puede ser necesario para lograr la calidad de exportación,los requisitos reglamentarios,y operar la instalación costa afuera de manera segura.Todos los campos tienen diferentes desafíos, y los productos químicos necesarios para la producción variarán de un campo a otro y con el tiempo.
Es importante centrarse en la eficiencia técnica de los productos químicos de producción en un programa de cualificación,pero también es muy importante centrarse en las propiedades del producto químico,como la estabilidad,calidad y compatibilidad del producto.La compatibilidad en esta configuración significa compatibilidad con los fluidos,materiales y otros productos químicos de producción.Esto puede ser un reto.No es deseable usar un químico para resolver un problema para luego descubrir que el químico contribuye o crea nuevos desafíos.Quizás sean las propiedades del químico y no el desafío técnico el mayor desafío.
Requisitos especiales
Deben aplicarse requisitos especiales sobre la filtración de los productos suministrados para el sistema submarino y para la inyección continua en el fondo del pozo.Se deben proporcionar coladores y filtros en el sistema de inyección de productos químicos en función de las especificaciones del equipo aguas abajo del sistema de inyección de la parte superior.,bombas y valvulas de inyeccion,a las válvulas de inyección de fondo de pozo.Cuando se aplique la inyección continua de productos químicos en el fondo del pozo, la especificación en el sistema de inyección de productos químicos debe basarse en la especificación con la mayor criticidad.Este puede ser el filtro en la válvula de inyección de fondo de pozo.
Desafíos de inyección
El sistema de inyección puede implicar una distancia de 3 a 50 km de la línea de flujo submarina umbilical y de 1 a 3 km hacia el interior del pozo.Las propiedades físicas como la viscosidad y la capacidad de bombear los productos químicos son importantes.Si la viscosidad a la temperatura del lecho marino es demasiado alta, puede ser un desafío bombear el producto químico a través de la línea de inyección de productos químicos en el umbilical submarino y hasta el punto de inyección submarino o en el pozo.La viscosidad debe estar de acuerdo con la especificación del sistema a la temperatura esperada de almacenamiento u operación.Esto debe evaluarse en cada caso.,y será dependiente del sistema.Como tabla, la tasa de inyección de productos químicos es un factor de éxito en la inyección de productos químicos.Para minimizar el riesgo de obstruir la línea de inyección de productos químicos,los productos químicos en este sistema deben ser inhibidos por hidratos (si hay potencial para hidratos).Se debe realizar la compatibilidad con los fluidos presentes en el sistema (fluido de conservación) y el inhibidor de hidratos.Pruebas de estabilidad del producto químico a temperaturas reales (temperatura ambiente más baja posible,temperatura ambiente,temperatura submarina,temperatura de inyección) tienen que pasar.
También se debe considerar un programa para lavar las líneas de inyección de químicos a una frecuencia dada.Puede tener un efecto preventivo enjuagar regularmente la línea de inyección de productos químicos con solvente.,glicol o producto químico de limpieza para eliminar los posibles depósitos antes de que se acumulen y puedan obstruir la línea.La solución química elegida de líquido de lavado debe sercompatible con el químico en la línea de inyección.
En algunos casos, la línea de inyección de productos químicos se utiliza para varias aplicaciones químicas basadas en diferentes desafíos durante la vida útil del campo y las condiciones del fluido.En la fase de producción inicial antes de la irrupción del agua, los principales desafíos pueden ser diferentes de los que se presentan al final de la vida útil, a menudo relacionados con una mayor producción de agua.Cambiar de un inhibidor a base de solvente no acuoso, como el inhibidor de eno de asfalto, a un químico a base de agua, como un inhibidor de incrustaciones, puede presentar desafíos con la compatibilidad.Por lo tanto, es importante centrarse en la compatibilidad, la calificación y los usos de los espaciadores cuando se planea cambiar el producto químico en la línea de inyección de productos químicos.
Materiales
En cuanto a la compatibilidad de materiales,todos los productos químicos deben ser compatibles con los sellos,elastómeros,juntas y materiales de construcción utilizados en el sistema de inyección de productos químicos y la planta de producción.Debe desarrollarse un procedimiento de prueba para la corrosividad de los productos químicos (p. ej., inhibidor de incrustaciones ácidas) para la inyección continua en el fondo del pozo.Para cada aplicación, se deben realizar pruebas de corrosividad extendidas antes de que se pueda implementar la inyección de productos químicos.
Discusión
Deben evaluarse las ventajas y desventajas de la inyección continua de productos químicos en el fondo del pozo.La inyección continua de inhibidor de incrustaciones para proteger el DHS Vor la tubería de producción es un método elegante para proteger el pozo de las incrustaciones.Como se menciona en este documento, existen varios desafíos con la inyección continua de productos químicos en el fondo del pozo.,sin embargo, para reducir el riesgo, es importante comprender los fenómenos relacionados con la solución.
Una forma de reducir el riesgo es centrarse en el desarrollo de métodos de prueba.En comparación con la inyección química en la parte superior o submarina, existen condiciones diferentes y más severas en el pozo.El procedimiento de calificación de productos químicos para la inyección continua de productos químicos en el fondo del pozo debe tener en cuenta estos cambios en las condiciones.La calificación de los productos químicos debe hacerse de acuerdo con el material con el que los productos químicos puedan entrar en contacto.Los requisitos para la calificación de compatibilidad y las pruebas en condiciones que reproduzcan lo más cerca posible las diversas condiciones del ciclo de vida del pozo bajo las que funcionarán estos sistemas deben actualizarse e implementarse.El desarrollo del método de prueba debe desarrollarse aún más para obtener pruebas más realistas y representativas.
Además,la interacción entre los productos químicos y el equipo es esencial para el éxito.El desarrollo de las válvulas de inyección de productos químicos debe tener en cuenta las propiedades químicas y la ubicación de la válvula de inyección en el pozo.Se debe considerar incluir válvulas de inyección reales como parte del equipo de prueba y realizar pruebas de rendimiento del inhibidor de incrustaciones y el diseño de la válvula como parte del programa de calificación.Para calificar los inhibidores de incrustaciones,el enfoque principal ha estado anteriormente en los desafíos del proceso y la inhibición de la escala,pero una buena inhibición de incrustaciones depende de una inyección estable y continua.Sin una inyección estable y continua, aumentará el potencial de incrustaciones.Si la válvula de inyección del inhibidor de incrustaciones está sucia y no hay inyección de inhibidor de incrustaciones en la corriente de fluido,el pozo y las válvulas de seguridad no están protegidos contra las incrustaciones y, por lo tanto, la producción segura podría verse comprometida.El procedimiento de calificación debe ocuparse de los desafíos relacionados con la inyección del inhibidor de incrustaciones además de los desafíos del proceso y la eficiencia del inhibidor de incrustaciones calificado.
El nuevo enfoque involucra varias disciplinas y la cooperación entre las disciplinas y las respectivas responsabilidades deben aclararse.En esta aplicación, el sistema de proceso superior,están involucradas las plantillas submarinas y el diseño y terminación de pozos.Las redes multidisciplinares que se centran en el desarrollo de soluciones sólidas para los sistemas de inyección de productos químicos son importantes y tal vez el camino hacia el éxito.La comunicación entre las diversas disciplinas es fundamental.;Es importante una comunicación especialmente estrecha entre los químicos que tienen el control de los productos químicos aplicados y los ingenieros de pozos que tienen el control del equipo utilizado en el pozo.Comprender los desafíos de las diferentes disciplinas y aprender unos de otros es fundamental para comprender la complejidad de todo el proceso.
Conclusión
● La inyección continua de inhibidor de incrustaciones para proteger el DHS de la tubería de producción es un método elegante para proteger el pozo de las incrustaciones.
● Para resolver los desafíos identificados,siguientes recomendaciones son：
● Se debe realizar un procedimiento de calificación de DHCP dedicado.
● Método de calificación para válvulas de inyección química
● Métodos de prueba y calificación para la funcionalidad química
● Desarrollo de métodos
● Pruebas de materiales relevantes
● La interacción multidisciplinaria donde la comunicación entre las diversas disciplinas involucradas es crucial para el éxito.
Agradecimientos
El autor desea agradecer a Statoil AS A por el permiso para publicar este trabajo ya Baker Hughes y Schlumberger por permitir el uso de la imagen en la Fig.2.
Nomenclatura
(Ba/Sr)SO4=sulfato de bario/estroncio
CaCO3=carbonato de calcio
DHCI = inyección química de fondo de pozo
DHSV = válvula de seguridad de fondo de pozo
ej = por ejemplo
GOR=ratio gasoil
HSE = medio ambiente de seguridad de la salud
HPHT=alta presión alta temperatura
ID = diámetro interior
es decir = eso es
km=kilómetros
mm=milímetro
MEG=mono etilenglicol
mMD = profundidad medida en metros
OD = diámetro exterior
SI = inhibidor de escala
mTV D = metros de profundidad vertical total
Tubo en U = tubo en forma de U
VPD = depresor de presión de vapor
Figura 1. Descripción general de los sistemas de inyección de productos químicos submarinos y de fondo de pozo en un campo atípico.Bosquejo de la inyección de productos químicos aguas arriba de DHSV y los desafíos esperados relacionados.DHS V=válvula de seguridad de fondo de pozo, PWV=válvula de ala de proceso y PM V=válvula maestra de proceso.
Figura 2. Esquema de un sistema atípico de inyección de productos químicos en el fondo del pozo con el mandril y la válvula.El sistema se conecta al colector de superficie, se alimenta y se conecta al colgador de tubería en el lado anular de la tubería.El mandril de inyección química se coloca tradicionalmente en lo profundo del pozo con la intención de brindar protección química.
Figura 3. Esquema típico de barrera de pozo,donde el color azul representa la envolvente de la barrera primaria del pozo;en este caso la tubería de producción.El color rojo representa la envoltura de la barrera secundaria;la carcasaEn el lado izquierdo se indica la inyección química, línea negra con punto de inyección a la tubería de producción en el área marcada en rojo (barrera secundaria).
Figura 4. Orificio picado encontrado en la sección superior de la línea de inyección de 3/8”.El área se muestra en el croquis del esquema de barrera de pozo atípico, marcado con una elipse naranja.
Figura 5. Ataque severo de corrosión en la tubería de cromo al 3% de 7”.La figura muestra el ataque de corrosión después de la pulverización del inhibidor de incrustaciones desde la línea de inyección de productos químicos picada a la tubería de producción.
Figura 6. Residuos encontrados en la válvula de inyección de productos químicos.Los escombros en este caso eran virutas de metal probablemente del proceso de instalación además de algunos escombros blanquecinos.El examen de los desechos blancos demostró ser polímeros con una química similar a la del químico inyectado.
Hora de publicación: 27-abr-2022