Nedihulls kjemiske injeksjonslinjer - hvorfor svikter de?Erfaringer, utfordringer og anvendelse av nye testmetoder
Copyright 2012, Society of Petroleum Engineers
Abstrakt
Statoil opererer flere felt der kontinuerlig injeksjon av avleiringshemmere nedihulls brukes.Målet er å beskytte den øvre slangen og sikkerhetsventilen mot (Ba/Sr) SO4ellerCaCO;skala, i tilfeller der avklemming kan være vanskelig og kostbar å utføre på regelmessig basis, f.eks. sammenkobling av havbunnsfelt.
Kontinuerlig injeksjon av avleiringshemmer nede i borehullet er en teknisk hensiktsmessig løsning for å beskytte den øvre slangen og sikkerhetsventilen i brønner som har skaleringspotensial over produksjonspakningen;spesielt i brønner som ikke trenger å klemmes regelmessig på grunn av skaleringspotensiale i området nær borehull.
Design, drift og vedlikehold av kjemikalieinjeksjonslinjene krever ekstra fokus på materialvalg, kjemikaliekvalifisering og overvåking.Trykk, temperatur, strømningsregimer og geometri til systemet kan introdusere utfordringer for sikker drift.Det er identifisert utfordringer i flere kilometer lange injeksjonslinjer fra produksjonsanlegget til havbunnsrammen og i injeksjonsventilene nede i brønnene.
Felterfaringer som viser kompleksiteten til kontinuerlige injeksjonssystemer nede i borehullet med hensyn til nedbør og korrosjonsproblemer er diskutert.Laboratoriestudier og anvendelse av nye metoder for kjemisk kvalifisering a representert.Behovene for tverrfaglige tiltak ivaretas.
Introduksjon
Statoil opererer flere felt der kontinuerlig injeksjon av kjemikalier nede i borehullet er brukt.Dette involverer hovedsakelig injeksjon av avleiringshemmer (SI) hvor målet er å beskytte øvre rør og sikkerhetsventil nedihull (DHSV) mot (Ba/Sr) SO4 ellerCaCO;skala.I noen tilfeller injiseres emulsjonsbryter nede i hullet for å starte separasjonsprosessen så dypt i brønnen som mulig ved en relativt høy temperatur.
Kontinuerlig injeksjon av avleiringshemmer nede i hullet er en teknisk hensiktsmessig løsning for å beskytte den øvre delen av brønnene som har skaleringspotensial over produksjonspakningen.Kontinuerlig injeksjon kan anbefales, spesielt i brønner som ikke trenger å klemmes på grunn av lavt avleiringspotensial i den nære brønnboringen;eller i tilfeller hvor skalaklemming kan være vanskelig og kostbart å utføre på regelmessig basis, f.eks. sammenkobling av havbunnsfelt.
Statoil har lang erfaring med kontinuerlig kjemisk injeksjon til toppsidesystemer og havbunnsrammer, men den nye utfordringen er å ta injeksjonspunktet lenger dypt inn i brønnen.Design, drift og vedlikehold av kjemikalieinjeksjonslinjene krever ekstra fokus på flere temaer;som materialvalg, kjemikaliekvalifisering og overvåking.Trykk, temperatur, strømningsregimer og geometri til systemet kan introdusere utfordringer for sikker drift.Det er identifisert utfordringer i lange (flere kilometer) injeksjonslinjer fra produksjonsanlegget til havbunnsrammen og inn i injeksjonsventilene nede i brønnene;Figur 1.Noen av injeksjonssystemene har fungert etter planen, mens andre har sviktet av ulike årsaker.Flere nye feltutbygginger er planlagt for nedihulls kjemisk injeksjon (DHCI);derimot;i noen tilfeller er utstyret ikke fullt ut kvalifisert ennå.
Anvendelse av DHCI er en kompleks oppgave.Det involverer komplettering og brønndesign, brønnkjemi, topside-system og det kjemiske doseringssystemet til topside-prosessen.Kjemikaliet vil pumpes fra oversiden via kjemikalieinjeksjonsledningen til kompletteringsutstyret og ned i brønnen.Derfor er samarbeid mellom flere disipliner avgjørende i planlegging og gjennomføring av denne typen prosjekter.Ulike hensyn må vurderes og god kommunikasjon under prosjekteringen er viktig.Prosessingeniører, undervannsingeniører og kompletteringsingeniører er involvert, og arbeider med temaene brønnkjemi, materialvalg, strømningssikring og produksjonskjemikaliestyring.Utfordringene kan være kjemisk pistolkonge eller temperaturstabilitet, korrosjon og i noen tilfeller en vakuumeffekt på grunn av lokale trykk- og strømningseffekter i kjemikalieinjeksjonsledningen.I tillegg til disse, forhold som høyt trykk, høy temperatur, høy gasshastighet, høyt skaleringspotensial,langdistanse navlestreng og dypt injeksjonspunkt i brønnen, gir ulike tekniske utfordringer og krav til kjemikaliet som injiseres og til injeksjonsventilen.
En oversikt over DHCI-systemene installert i Statoil-virksomheten viser at erfaringen ikke alltid har vært vellykket. Tabell 1. Det pågår imidlertid planlegging for forbedring av injeksjonsdesign, kjemikaliekvalifisering, drift og vedlikehold.Utfordringene varierer fra felt til felt, og problemet er ikke nødvendigvis at selve kjemikalieinjeksjonsventilen ikke fungerer.
I løpet av de siste årene har flere utfordringer angående nedihulls kjemiske injeksjonslinjer blitt opplevd.I denne artikkelen er det gitt noen eksempler fra disse erfaringene.Oppgaven diskuterer utfordringer og tiltak for å løse problemene knyttet til DHCI-linjer.To kasuistikker er gitt;en på korrosjon og en på kjemisk våpenkonge.Felterfaringer som viser kompleksiteten til kontinuerlige injeksjonssystemer nede i borehullet med hensyn til nedbør og korrosjonsproblemer er diskutert.
Laboratoriestudier og anvendelse av nye metoder for kjemisk kvalifisering vurderes også;hvordan pumpe kjemikaliet, skaleringspotensial og forebygging, kompleks utstyrsapplikasjon og hvordan kjemikaliet vil påvirke oversidesystemet når kjemikaliet produseres tilbake.Godta kriterier for kjemisk påføring involverer miljøspørsmål, effektivitet, lagringskapasitet overside, pumpehastighet, om eksisterende pumpe kan brukes osv. Tekniske anbefalinger må være basert på væske- og kjemikompatibilitet, restdeteksjon, materialkompatibilitet, undervanns navlestrengdesign, kjemisk doseringssystem og materialer i omgivelsene til disse linjene.Kjemikaliet må kanskje hydrathemmes for å forhindre tilstopping av injeksjonsledningen fra gassinvasjon, og kjemikaliet må ikke fryse under transport og lagring.I eksisterende interne retningslinjer er det en sjekkliste over hvilke kjemikalier som kan påføres på hvert punkt i systemet Fysiske egenskaper som viskositet er viktige.Injeksjonssystemet kan innebære 3-50 km avstand av navlestrengs undervannsstrømningslinje og 1-3 km ned i brønnen.Derfor er temperaturstabiliteten også viktig.Evaluering av nedstrømseffekter, f.eks. i raffinerier, kan også måtte vurderes.
Nedihulls kjemiske injeksjonssystemer
Kostnadsfordeler
Kontinuerlig injeksjon av avleiringshemmer nede i hullet for å beskytte DHS Vor produksjonsrøret kan være kostnadseffektivt sammenlignet med å klemme brønnen med avleiringshemmer.Denne applikasjonen reduserer potensialet for formasjonsskader sammenlignet med kalkpressebehandlinger, reduserer potensialet for prosessproblemer etter at en skala klemmes og gir mulighet til å kontrollere kjemikalieinjeksjonshastigheten fra injeksjonssystemet på oversiden.Injeksjonssystemet kan også brukes til å injisere andre kjemikalier kontinuerlig nede i hullet og kan derved redusere andre utfordringer som kan oppstå lenger nedstrøms prosessanlegget.
En omfattende studie er utført for å utvikle en nedihullsskalastrategi for Oseberg S eller feltet.Hovedskalaen bekymring var CaCO;avskalling i den øvre slangen og mulig DHSV-feil.Oseberg S eller skalastyringsstrategien konkluderte med at over en treårsperiode var DHCI den mest kostnadseffektive løsningen i brønnene der de kjemiske injeksjonslinjene fungerte.Hovedkostnadselementet med hensyn til den konkurrerende teknikken for scale squeeze var den utsatte oljen i stedet for den kjemiske/driftskostnaden.For bruk av avleiringshemmere i gassløft, var hovedfaktoren på kjemiske kostnadene den høye gassløfthastigheten som førte til høy SI-konsentrasjon, siden konsentrasjonen måtte balanseres med gassløfthastigheten for å unngå kjemisk pistolkonge.For de to brønnene på Oseberg S eller som hadde velfungerende DHC I-linjer, ble dette alternativet valgt for å beskytte DHS V-ene mot CaCO;skalering.
Kontinuerlig injeksjonssystem og ventiler
Eksisterende kompletteringsløsninger som bruker kontinuerlige kjemiske injeksjonssystemer står overfor utfordringer for å forhindre plugging av kapillærlinjene.Vanligvis består injeksjonssystemet av en kapillærledning, 1/4” eller 3/8” ytre diameter (OD), koblet til en overflatemanifold, matet gjennom og koblet til slangehengeren på den ringformede siden av slangen.Kapillærledningen er festet til produksjonsrørets ytre diameter med spesielle rørkrageklemmer og løper på utsiden av røret helt ned til kjemikalieinjeksjonsdoren.Doren plasseres tradisjonelt oppstrøms for DHS V eller dypere i brønnen med den hensikt å gi det injiserte kjemikaliet tilstrekkelig dispersjonstid og å plassere kjemikaliet der utfordringene finnes.
Ved kjemikalieinjeksjonsventilen, fig. 2, inneholder en liten patron ca. 1,5" i diameter tilbakeslagsventilene som hindrer brønnborevæsker fra å komme inn i kapillærledningen.Det er rett og slett en liten poppet som rir på en fjær.Fjærkraften stiller inn og forutsier trykket som kreves for å åpne tallerkenen fra tetningssetet.Når kjemikaliet begynner å strømme, løftes tallerkenen av setet og åpner tilbakeslagsventilen.
Det er påkrevd å ha to tilbakeslagsventiler installert.En ventil er den primære barrieren som hindrer brønnhullsvæskene i å komme inn i kapillærledningen.Dette har et relativt lavt åpningstrykk (2-15 bar). Hvis det hydrostatiske trykket inne i kapillærledningen er mindre enn brønnhullstrykket, vil brønnhullsvæskene prøve å komme inn i kapillærledningen.Den andre tilbakeslagsventilen har atypisk åpningstrykk på 130-250 bar og er kjent som U-tube-forebyggingssystemet.Denne ventilen hindrer kjemikaliet inne i kapillærledningen fra å strømme fritt inn i brønnhullet dersom det hydrostatiske trykket inne i kapillærledningen er større enn brønnhullstrykket ved kjemikalieinjeksjonspunktet inne i produksjonsrøret.
I tillegg til de to tilbakeslagsventilene, er det normalt et in-line filter, hensikten med dette er å sikre at ingen rusk av noe slag kan sette tetningsevnen til tilbakeslagsventilsystemene i fare.
Størrelsene på de beskrevne tilbakeslagsventilene er ganske små, og renslighet av den injiserte væsken er avgjørende for deres operasjonelle funksjonalitet.Det antas at rusk i systemet kan spyles bort ved å øke strømningshastigheten inne i kapillærledningen, slik at tilbakeslagsventilene åpnes med vilje.
Når tilbakeslagsventilen åpner, synker strømningstrykket raskt og forplanter seg oppover kapillærlinjen til trykket igjen øker.Tilbakeslagsventilen vil da stenge til strømmen av kjemikalier bygger opp tilstrekkelig trykk til å åpne ventilen;resultatet er trykksvingninger i tilbakeslagsventilsystemet.Jo høyere åpningstrykk tilbakeslagsventilsystemet har, jo mindre strømningsareal etableres når tilbakeslagsventilen åpner og systemet forsøker å oppnå likevektsforhold.
Kjemikalieinjeksjonsventilene har et relativt lavt åpningstrykk;og dersom slangetrykket ved kjemikalieinnløpspunktet blir mindre enn summen av hydrostatisk trykk av kjemikalier inne i kapillærledningen pluss tilbakeslagsventilens åpningstrykk, vil det oppstå nærvakuum eller vakuum i den øvre delen av kapillærledningen.Når injeksjonen av kjemikalier stopper eller strømmen av kjemikalier er lav, vil nærvakuumforhold begynne å oppstå i den øvre delen av kapillærlinjen.
Vakuumnivået er avhengig av brønnhullstrykket, egenvekten til den injiserte kjemiske blandingen som brukes inne i kapillærledningen, tilbakeslagsventilens åpningstrykk ved injeksjonspunktet og strømningshastigheten til kjemikaliet inne i kapillærledningen.Brønnforholdene vil variere over feltets levetid og potensialet for vakuum vil derfor også variere over tid.Det er viktig å være klar over denne situasjonen for å ta riktige hensyn og forholdsregler før forventede utfordringer oppstår.
Sammen med lave injeksjonshastigheter fordamper vanligvis løsningsmidlene som brukes i denne typen bruksområder, og forårsaker effekter som ikke er fullt ut utforsket.Disse effektene er gun king eller utfelling av faste stoffer, for eksempel polymerer, når løsningsmidlet fordamper.
Videre kan galvaniske celler dannes i overgangsfasen mellom væskeoverflaten til kjemikaliet og den dampfylte nærvakuumgassfasen ovenfor.Dette kan føre til lokal gropkorrosjon inne i kapillærlinjen som følge av økt aggressivitet av kjemikaliet under disse forholdene.Flak eller saltkrystaller dannet som en film inne i kapillærlinjen når dens indre tørker ut, kan sette seg fast eller tette kapillærlinjen.
Brønnbarrierefilosofi
Ved utforming av robuste brønnløsninger krever Statoil at brønnsikkerheten er på plass til enhver tid i brønnens livssyklus.Statoil krever derfor at det er to uavhengige brønnbarrierer intakte.Fig. 3 viser skjematisk atypisk brønnbarriere, hvor den blå fargen representerer den primære brønnbarriereomhyllingen;i dette tilfellet produksjonsrøret.Den røde fargen representerer den sekundære barrierekonvolutten;foringsrøret.På venstre side i skissen er kjemikalieinjeksjonen indikert som en svart linje med injeksjonspunkt til produksjonsslangen i området merket rødt (sekundær barriere).Ved å introdusere kjemiske injeksjonssystemer i brønnen, settes både den primære og sekundære brønnbarrieren i fare.
Sakshistorie om korrosjon
Rekkefølgen av hendelsene
Nedihulls kjemisk injeksjon av avleiringshemmere har blitt brukt i et oljefelt drevet av Statoil på norsk kontinentalsokkel.I dette tilfellet hadde den påførte avleiringshemmeren opprinnelig vært kvalifisert for topside- og undervannspåføring.Rekomplettering av brønnen ble fulgt av installasjon av DHCIpointat2446mMD, fig.3.Nedihullsinjeksjonen av avleiringsinhibitoren på oversiden ble startet uten ytterligere testing av kjemikaliet.
Etter ett års drift ble det observert lekkasjer i kjemikalieinjeksjonssystemet og undersøkelser startet.Lekkasjen hadde en skadelig effekt på brønnbarrierene.Lignende hendelser skjedde for flere brønner og noen av dem måtte stenges mens etterforskningen pågikk.
Produksjonsrøret ble trukket og studert i detalj.Korrosjonsangrepet var begrenset til den ene siden av røret, og noen rørskjøter var så korroderte at det faktisk var hull gjennom dem.Omtrent 8,5 mm tykt 3 % kromstål hadde gått i oppløsning på mindre enn 8 måneder.Hovedkorrosjonen hadde skjedd i den øvre delen av brønnen, fra brønnhodet ned til ca. 380m MD, og de verste korroderte rørskjøtene ble funnet på ca. 350m MD.Under denne dybden ble det observert liten eller ingen korrosjon, men det ble funnet mye rusk på rørets OD.
9-5/8'' foringsrøret ble også kuttet og trukket og lignende effekter ble observert;med korrosjon i den øvre delen av brønnen kun på den ene siden.Den induserte lekkasjen ble forårsaket av sprengning av den svekkede delen av foringsrøret.
Det kjemiske injeksjonslinjematerialet var Alloy 825.
Kjemisk kvalifikasjon
Kjemiske egenskaper og korrosjonstesting er viktige fokusområder i kvalifiseringen av avleiringshemmere, og selve avleiringshemmeren hadde vært kvalifisert og brukt i overflate- og undervannsapplikasjoner i flere år.Årsaken til at det faktiske kjemikaliet ble brukt nede i hullet var forbedrede miljøegenskaper ved å erstatte det eksisterende kjemikaliet nede i borehullet. Avleiringshemmeren hadde imidlertid kun blitt brukt ved omgivelsestemperaturer på oversiden og havbunnen (4-20 ℃).Når det ble injisert i brønnen, kunne temperaturen til kjemikaliet være så høy som 90 ℃, men ingen ytterligere testing hadde blitt utført ved denne temperaturen.
Innledende korrosivitetstester var utført av kjemikalieleverandøren og resultatene viste 2-4 mm/år for karbonstål ved høy temperatur.I denne fasen hadde det vært minimal involvering av den materielle tekniske kompetansen til operatøren.Nye tester ble senere utført av operatøren som viste at avleiringshemmeren var svært etsende for materialene i produksjonsrøret og produksjonshuset, med korrosjonshastigheter på over 70 mm/år.Det kjemiske injeksjonslinjematerialet Alloy 825 hadde ikke blitt testet mot kalkinhibitoren før injeksjon.Brønntemperaturen kan nå 90 ℃ og tilstrekkelige tester bør ha blitt utført under disse forholdene.
Undersøkelsen viste også at avleiringshemmeren som konsentrert løsning hadde rapportert pH <3,0.pH var imidlertid ikke målt.Senere viste den målte pH svært lav verdi på pH 0-1.Dette illustrerer behovet for målinger og materialhensyn i tillegg til gitte pH-verdier.
Tolkning av resultatene
Injeksjonsledningen (fig.3) er konstruert for å gi hydrostatisk trykk av avleiringshemmeren som overstiger trykket i brønnen ved injeksjonspunktet.Inhibitoren injiseres ved et høyere trykk enn det som finnes i borehullet.Dette resulterer i en U-røreffekt ved stengning av brønnen.Ventilen vil alltid åpne med høyere trykk i injeksjonsledningen enn i brønnen.Vakuum eller fordampning i injeksjonsledningen kan derfor forekomme.Korrosjonshastigheten og risikoen for gropdannelse er størst i gass/væske overgangssonen på grunn av fordampning av løsningsmidlet.Laboratorieeksperimenter utført på kuponger bekreftet denne teorien.I brønnene hvor det var lekkasje, var alle hull i injeksjonsledningene plassert i den øvre delen av kjemikalieinjeksjonsledningen.
Fig. 4 viser fotografering av DHC I-linjen med betydelig gropkorrosjon.Korrosjonen som ble sett på det ytre produksjonsrøret indikerte en lokal eksponering av avleiringshemmer fra groplekkasjepunktet.Lekkasjen ble forårsaket av gropkorrosjon av sterkt etsende kjemikalier og lekkasje gjennom kjemikalieinjeksjonslinjen inn i produksjonshuset.Avleiringsinhibitoren ble sprayet fra den pitted kapillærlinjen på foringsrøret og rørene og lekkasjer oppstod.Eventuelle sekundære konsekvenser av lekkasjer i injeksjonsledningen var ikke vurdert.Det ble konkludert med at foringsrør- og rørkorrosjonen var et resultat av konsentrerte avleiringshemmere som ble bedt fra kapillærlinjen med groper til foringsrøret og røret, fig.5.
I dette tilfellet hadde det vært manglende involvering av materialkompetanseingeniører.Korrosiviteten til kjemikaliet på DHCI-linjen hadde ikke blitt testet, og de sekundære effektene på grunn av lekkasje hadde ikke blitt evaluert;for eksempel om de omkringliggende materialene kan tolerere kjemisk eksponering.
Sakshistorie til kongen med kjemiske våpen
Rekkefølgen av hendelsene
Skalaforebyggende strategi for et HP HT-felt var kontinuerlig injeksjon av avleiringshemmer oppstrøms nedihulls sikkerhetsventilen.Et alvorlig kalsiumkarbonat-skaleringspotensial ble identifisert i brønnen.En av utfordringene var høy temperatur og høy gass- og kondensatproduksjonshastighet kombinert med lav vannproduksjonshastighet.Bekymringen ved å injisere avleiringsinhibitor var at løsningsmidlet ville bli fjernet av den høye gassproduksjonshastigheten og pistolkongen av kjemikaliet ville oppstå ved injeksjonspunktet oppstrøms for sikkerhetsventilen i brønnen, fig.1.
Under kvalifiseringen av avleiringshemmeren var fokuset på effektiviteten til produktet ved HP HT-forhold, inkludert oppførsel i oversideprosesssystemet (lav temperatur).Utfelling av selve avleiringshemmeren i produksjonsrøret på grunn av den høye gasshastigheten var hovedbekymringen.Laboratorietester viste at kalkinhibitor kan utfelles og feste seg til rørveggen.Drift av sikkerhetsventilen kan derfor overgå risikoen.
Erfaring viste at etter noen ukers drift var kjemikalieledningen lekk.Det var mulig å overvåke brønnhulltrykket ved overflatemåleren installert i kapillærledningen.Linjen ble isolert for å oppnå brønnintegritet.
Kjemikalieinjeksjonsledningen ble trukket ut av brønnen, åpnet og inspisert for å diagnostisere problemet og finne mulige årsaker til feil.Som man kan se i fig. 6 ble det funnet betydelig mengde bunnfall og kjemisk analyse viste at noe av dette var avleiringshemmeren.Bunnfallet var lokalisert ved tetningen og tallerkenen og ventilen kunne ikke betjenes.
Ventilfeilen var forårsaket av rusk inne i ventilsystemet som hindret tilbakeslagsventilene å spise på metall til metall sete.Avfallet ble undersøkt og hovedpartiklene viste seg å være metallspon, sannsynligvis produsert under installasjonsprosessen av kapillærlinjen.I tillegg ble det identifisert noe hvitt rusk på begge tilbakeslagsventilene, spesielt på baksiden av ventilene.Dette er lavtrykkssiden, dvs. siden vil alltid være i kontakt med brønnhullsvæskene.Opprinnelig ble dette antatt å være rusk fra produksjonsbrønnboringen siden ventilene hadde blitt satt fast og utsatt for brønnborevæsker.Men undersøkelsen viste seg å være polymerer med lignende kjemi som kjemikaliet som ble brukt som avleiringshemmer.Dette fanget vår interesse, og Statoil ønsket å utforske årsakene bak disse polymeravfallene som finnes i kapillærlinjen.
Kjemisk kvalifikasjon
I et HP HT-felt er det mange utfordringer med hensyn til valg av egnede kjemikalier for å dempe de ulike produksjonsproblemene.I kvalifiseringen av avleiringshemmeren for kontinuerlig injeksjon nede i hullet, ble følgende tester utført:
● Produktstabilitet
● Termisk aldring
● Dynamiske ytelsestester
● Kompatibilitet med formasjonsvann og hydratinhibitor (MEG)
● Statisk og dynamisk gun king-test
● Re-oppløsning informasjon vann, fersk kjemikalie og MEG
Kjemikaliet vil bli injisert med en forhåndsbestemt doseringshastighet,men vannproduksjonen vil ikke nødvendigvis være konstant,dvs. vannsluging.Innimellom vannsneglene,når kjemikaliet kommer inn i brønnhullet,det vil bli møtt av en varm,hurtigstrømmende strøm av hydrokarbongass.Dette ligner på å injisere en avleiringshemmer i en gassløft-applikasjon (Fleming et al. 2003). Sammen med
den høye gasstemperaturen,risikoen for stripping av løsemiddel er ekstremt høy og gun king kan forårsake blokkering av injeksjonsventilen.Dette er en risiko selv for kjemikalier formulert med løsemidler med høyt kokepunkt/lavt damptrykk og andre damptrykksdempende midler (VPD-er). I tilfelle en delvis blokkering,strømning av formasjonsvann,MEG og/eller ferske kjemikalier må være i stand til å fjerne eller gjenoppløse det dehydrerte eller utskårne kjemikaliet.
I dette tilfellet ble en ny laboratorietestrigg designet for å gjenskape strømningsforhold nær injeksjonsportene ved et HP/HTg som produksjonssystem.Resultatene fra de dynamiske gun king-testene viser at det under de foreslåtte bruksforholdene ble registrert et betydelig tap av løsemiddel.Dette kan føre til rask gun king og eventuell blokkering av strømningslinjene.Arbeidet viste derfor at det forelå en relativt betydelig risiko for kontinuerlig kjemikalieinjeksjon i disse brønnene før vannproduksjon og førte til beslutningen om å justere normale oppstartsprosedyrer for dette feltet, og utsette kjemikalieinjeksjon til vanngjennombrudd ble oppdaget.
Kvalifiseringen av avleiringshemmere for kontinuerlig injeksjon nede i hullet hadde høyt fokus på løsningsmiddelstripping og gun king av avleiringshemmeren ved injeksjonspunktet og i strømningsledningen, men potensialet for gun king i selve injeksjonsventilen ble ikke evaluert.Injeksjonsventilen sviktet trolig på grunn av betydelig løsemiddeltap og rask pistolkonge,Fig.6.Resultatene viser at det er viktig å ha et helhetlig syn på systemet;ikke bare fokusere på produksjonsutfordringene,men også utfordringer knyttet til injeksjon av kjemikaliet,dvs. injeksjonsventil.
Erfaring fra andre fagfelt
En av de tidlige rapportene om problemer med langdistanse kjemiske injeksjonslinjer var fra satellittfeltene Gull fak sandVig dis (Osa etal.2001). De undersjøiske injeksjonslinjene ble blokkert fra hydratdannelse i linjen på grunn av invasjon av gass fra de produserte væskene inn i ledningen via injeksjonsventilen.Nye retningslinjer for utvikling av undervannsproduksjonskjemikalier ble utviklet.Kravene inkluderte fjerning av partikler (filtrering) og tilsetning av hydratinhibitor (f.eks. glykol) til alle vannbaserte avleiringshemmere som skulle injiseres ved havbunnsmalene.Kjemisk stabilitet,viskositet og kompatibilitet (væske og materialer) ble også vurdert.Disse kravene er tatt videre inn i Statoil-systemet og inkluderer nedihulls kjemikalieinjeksjon.
Under utviklingsfasen av Oseberg S eller feltet ble det besluttet at alle brønner skulle kompletteres med DHC I-systemer (Fleming et al.2006). Målet var å forhindre CaCO；avskalling i den øvre slangen ved SI-injeksjon.En av de store utfordringene med hensyn til de kjemiske injeksjonslinjene var å oppnå kommunikasjon mellom overflaten og nedihullsutløpet.Den indre diameteren til den kjemiske injeksjonslinjen smalnet fra 7 mm til 0,7 mm (ID) rundt ringromssikkerhetsventilen på grunn av plassbegrensninger og væskens evne til å transporteres gjennom denne seksjonen hadde påvirket suksessraten.Flere plattformbrønner hadde kjemikalieinjeksjonslinjer som var plugget,men årsaken ble ikke forstått.Tog av forskjellige væsker (glykol,grov,kondensat,xylen,avleiringshemmer,vann etc.) ble laboratorietestet for viskositet og kompatibilitet og pumpet fremover og i omvendt strømning for å åpne linjene;derimot,målskala-hemmeren kunne ikke pumpes helt ned til kjemikalieinjeksjonsventilen.Lengre,komplikasjoner ble sett med utfelling av fosfonatavleiringshemmeren sammen med gjenværende CaClz-kompletteringslake i én brønn og gun king of the scale-inhibitor inne i en brønn med høyt gasolforhold og lavt vannavskjæring (Fleming et al.2006)
Lærdom
Testmetodeutvikling
De viktigste lærdommene fra feilen i DHC I-systemer har vært med hensyn til den tekniske effektiviteten til avleiringshemmeren og ikke med hensyn til funksjonaliteten og kjemisk injeksjon.Topside-injeksjon og subsea-injeksjon har fungert godt overtid;derimot,applikasjonen er utvidet til nedihulls kjemikalieinjeksjon uten en tilsvarende oppdatering av de kjemiske kvalifiseringsmetodene.Statoils erfaring fra de to presenterte feltsakene er at styrende dokumentasjon eller retningslinjer for kjemikaliekvalifisering må oppdateres for å inkludere denne typen kjemikalieapplikasjoner.De to hovedutfordringene er identifisert som i) vakuum i kjemikalieinjeksjonslinjen og ii) potensiell utfelling av kjemikaliet.
Fordamping av kjemikaliet kan forekomme på produksjonsslangen (som vist i gun king-kassen) og i injeksjonsslangen (et transient grensesnitt er identifisert i vakuumkassen) er det en risiko for at disse utfellingene kan flyttes med strømmen og inn i injeksjonsventilen og videre inn i brønnen.Injeksjonsventilen er ofte utformet med et filter oppstrøms for injeksjonspunktet,dette er en utfordring,som i tilfellet med nedbør kan dette filteret være tilstoppet og føre til at ventilen svikter.
Observasjonene og foreløpige konklusjonene fra erfaringene resulterte i en omfattende laboratoriestudie av fenomenene.Det overordnede målet var å utvikle nye kvalifiseringsmetoder for å unngå lignende problemer i fremtiden.I denne studien er det utført ulike tester og flere laboratoriemetoder er designet (utviklet for å) for å undersøke kjemikalier med hensyn til de identifiserte utfordringene.
● Filterblokkering og produktstabilitet i lukkede systemer.
● Effekten av delvis løsemiddeltap på kjemikalienes korrosivitet.
● Effekten av delvis løsemiddeltap i en kapillær på dannelsen av faste stoffer eller viskøse plugger.
Under testene av laboratoriemetodene har flere potensielle problemer blitt identifisert
● Gjentatte filterblokkeringer og dårlig stabilitet.
● Dannelse av faste stoffer etter delvis fordampning fra en kapillær
● PH-endringer på grunn av løsemiddeltap.
Arten av de utførte testene har også gitt tilleggsinformasjon og kunnskap knyttet til endringer i de fysiske egenskapene til kjemikalier i kapillærer når de er utsatt for visse forhold,og hvordan dette skiller seg fra bulkløsninger utsatt for lignende forhold.Testarbeidet har også identifisert betydelige forskjeller mellom bulkvæsken,dampfaser og restvæsker som kan føre til enten økt potensial for nedbør og/eller økt korrosivitet.
Testprosedyren for korrosivitet av avleiringshemmere ble utviklet og inkludert i den styrende dokumentasjonen.For hver applikasjon måtte det utføres utvidet korrosivitetstesting før injeksjon av avleiringshemmer kan implementeres.Gun king-tester av kjemikaliet i injeksjonslinjen er også utført.
Før oppstart av kvalifisering av et kjemikalium er det viktig å lage et arbeidsomfang som beskriver utfordringene og formålet med kjemikaliet.I den innledende fasen er det viktig å identifisere hovedutfordringene for å kunne velge ut hvilke typer kjemikalier som skal løse problemet.En oppsummering av de viktigste akseptkriteriene finnes i tabell 2.
Kvalifisering av kjemikalier
Kvalifisering av kjemikalier består av både testing og teoretiske vurderinger for hver søknad.Tekniske spesifikasjoner og testkriterier må defineres og etableres,for eksempel innen HMS,materialkompatibilitet,produktstabilitet og produktkvalitet (partikler).Lengre,frysepunktet,viskositet og kompatibilitet med andre kjemikalier,hydrathemmer,formasjonsvann og den produserte væsken må bestemmes.En forenklet liste over testmetoder som kan brukes for kvalifisering av kjemikalier er gitt i tabell 2.
Kontinuerlig fokus på og overvåking av den tekniske effektiviteten,doseringsrater og HMS-fakta er viktige.Kravene til et produkt kan endre levetiden til et felt eller et prosessanlegg；varierer med produksjonshastigheter samt væskesammensetning.Oppfølgingsaktivitet med evaluering av prestasjoner,optimering og/eller testing av nye kjemikalier må gjøres ofte for å sikre det optimale behandlingsprogrammet.
Avhengig av oljekvaliteten,vannproduksjon og tekniske utfordringer ved produksjonsanlegget til havs,bruk av produksjonskjemikalier kan være nødvendig for å oppnå eksportkvalitet,regulatoriske krav,og å drive offshoreinstallasjonen på en sikker måte.Alle felt har ulike utfordringer, og produksjonskjemikaliene som trengs vil variere fra felt til felt og overtid.
Det er viktig å fokusere på teknisk effektivitet av produksjonskjemikalier i et kvalifiseringsprogram,men det er også veldig viktig å fokusere på egenskapene til kjemikaliet,som stabilitet,produktkvalitet og kompatibilitet.Kompatibilitet i denne innstillingen betyr kompatibilitet med væskene,materialer og andre produksjonskjemikalier.Dette kan være en utfordring.Det er ikke ønskelig å bruke et kjemikalie for å løse et problem for senere å oppdage at kjemikaliet bidrar til eller skaper nye utfordringer.Det er kanskje egenskapene til kjemikaliet og ikke den tekniske utfordringen som er den største utfordringen.
Spesielle krav
Spesielle krav til filtrering av leverte produkter bør stilles for undervannssystemet og for kontinuerlig injeksjon nede i hullet.Siler og filtre i det kjemiske injeksjonssystemet bør leveres basert på spesifikasjonen på nedstrømsutstyret fra oversideinjeksjonssystemet,pumper og injeksjonsventiler,til nedihulls injeksjonsventiler.Når kontinuerlig injeksjon av kjemikalier nede i borehullet anvendes, bør spesifikasjonen i kjemikalieinjeksjonssystemet være basert på spesifikasjonen med høyest kritikalitet.Dette kan være filteret ved injeksjonsventilen nede i hullet.
Injeksjonsutfordringer
Injeksjonssystemet kan innebære 3-50 km avstand av navlestrengs undervannsstrømningslinje og 1-3 km ned i brønnen.Fysiske egenskaper som viskositet og evnen til å pumpe kjemikaliene er viktige.Dersom viskositeten ved havbunnstemperatur er for høy kan det være en utfordring å pumpe kjemikaliet gjennom kjemikalieinjeksjonsledningen i undervanns umbilical og til undervannsinjeksjonspunktet eller i brønnen.Viskositeten bør være i henhold til systemspesifikasjonen ved forventet lagrings- eller driftstemperatur.Dette bør vurderes i hvert enkelt tilfelle,og vil være systemavhengig.Som tabell er kjemisk injeksjonshastighet en faktor for suksess i kjemisk injeksjon.For å minimere risikoen for tilstopping av kjemikalieinjeksjonsledningen,kjemikaliene i dette systemet bør være hydrathemmet (hvis potensielt hydrater).Kompatibilitet med væsker som finnes i systemet (konserveringsvæske) og hydratinhibitoren må utføres.Stabilitetstester av kjemikaliet ved faktiske temperaturer (laveste mulig omgivelsestemperatur,omgivelsestemperatur,undervannstemperatur,injeksjonstemperatur) må passeres.
Et program for vasking av kjemikalieinjeksjonslinjene med gitt frekvens må også vurderes.Det kan gi en forebyggende effekt å regelmessig skylle den kjemiske injeksjonsslangen med løsemiddel,glykol eller rengjøringskjemikalier for å fjerne mulige avleiringer før det akkumuleres og kan forårsake tetting av ledningen.Den valgte kjemiske løsningen av spylevæske må værekompatibel med kjemikaliet i injeksjonslinjen.
I noen tilfeller brukes den kjemiske injeksjonslinjen til flere kjemiske applikasjoner basert på ulike utfordringer over en feltlevetid og væskeforhold.I den innledende produksjonsfasen før vanngjennombrudd kan hovedutfordringene være forskjellige fra de i sen levetid ofte knyttet til økt vannproduksjon.Å bytte fra ikke-vandig løsemiddelbasert inhibitor som asfalt ene-hemmer til vannbasert kjemikalie som avleiringshemmer kan gi utfordringer med kompatibilitet.Det er derfor viktig å fokusere på kompatibilitet og kvalifisering og bruk av avstandsstykker når det planlegges å bytte kjemikalier i kjemikalieinjeksjonslinjen.
Materialer
Angående materialkompatibilitet,alle kjemikalier skal være kompatible med tetninger,elastomerer,pakninger og byggematerialer som brukes i det kjemiske injeksjonssystemet og produksjonsanlegget.Testprosedyre for korrosivitet av kjemikalier (f.eks. sur avleiringshemmer) for kontinuerlig injeksjon nede i hullet bør utvikles.For hver applikasjon må utvidet korrosivitetstesting utføres før injeksjon av kjemikalier kan implementeres.
Diskusjon
Fordelene og ulempene ved kontinuerlig nedihulls kjemisk injeksjon må vurderes.Kontinuerlig injeksjon av avleiringshemmer for å beskytte DHS. Vor produksjonsrøret er en elegant metode for å beskytte brønnen mot avleiring.Som nevnt i denne artikkelen er det flere utfordringer med kontinuerlig nedihulls kjemisk injeksjon,men for å redusere risikoen er det viktig å forstå fenomenene knyttet til løsningen.
En måte å redusere risikoen på er å fokusere på testmetodeutvikling.Sammenlignet med kjemikalieinjeksjon på overflaten eller undervannet er det andre og mer alvorlige forhold nede i brønnen.Kvalifiseringsprosedyren for kjemikalier for kontinuerlig injeksjon av kjemikalier nede i borehullet må ta hensyn til disse endringene i forholdene.Kvalifiseringen av kjemikaliene må gjøres i henhold til materialet kjemikaliene kan komme i kontakt med.Kravene til kompatibilitetskvalifisering og testing ved forhold som replikerer så nært som mulig de ulike brønnlivssyklusforholdene disse systemene vil fungere under, må oppdateres og implementeres.Testmetodeutviklingen må videreutvikles til mer realistiske og representative tester.
I tillegg,samspillet mellom kjemikaliene og utstyret er avgjørende for suksess.Utvikling av injeksjonskjemikalieventilene må ta hensyn til de kjemiske egenskapene og plasseringen av injeksjonsventilen i brønnen.Det bør vurderes å inkludere reelle injeksjonsventiler som en del av testutstyret og å gjennomføre ytelsestesting av scale-inhibitor og ventildesign som en del av kvalifiseringsprogrammet.For å kvalifisere skalahemmere,hovedfokus har tidligere vært på prosessutfordringer og skalahemming,men god avleiringshemming avhenger av stabil og kontinuerlig injeksjon.Uten stabil og kontinuerlig injeksjon vil potensialet for belegg øke.Hvis kalkinhibitorinjeksjonsventilen er knust og det ikke er noen kalkinhibitorinjeksjon i væskestrømmen,brønnen og sikkerhetsventilene er ikke beskyttet mot avleiring og derfor kan sikker produksjon settes i fare.Kvalifiseringsprosedyren skal ivareta utfordringene knyttet til injeksjonen av kalkavleiringshemmeren i tillegg til prosessutfordringene og effektiviteten til den kvalifiserte avleiringshemmeren.
Den nye tilnærmingen omfatter flere disipliner og samarbeid mellom disiplinene og respektive ansvarsområder må avklares.I denne applikasjonen overside prosesssystem,undervannsmaler og brønndesign og kompletteringer er involvert.Multi-disipline nettverk med fokus på å utvikle robuste løsninger for kjemiske injeksjonssystemer er viktig og kanskje veien til suksess.Kommunikasjon mellom de ulike fagene er avgjørende;spesielt tett kommunikasjon mellom kjemikerne som har kontroll på kjemikaliene som brukes og brønningeniørene som har kontroll på utstyret som brukes i brønnen er viktig.Å forstå de ulike disiplinenes utfordringer og å lære av hverandre er avgjørende for å forstå kompleksiteten i hele prosessen.
Konklusjon
● Kontinuerlig injeksjon av avleiringshemmer for å beskytte DHS Vor produksjonsslangen er en elegant metode for å beskytte brønnen for avleiring
● Å løse de identifiserte utfordringene,følgende anbefalinger er:
● En dedikert DHCI-kvalifiseringsprosedyre må utføres.
● Kvalifiseringsmetode for kjemikalieinjeksjonsventiler
● Test- og kvalifiseringsmetoder for kjemisk funksjonalitet
● Metodeutvikling
● Relevant materialtesting
● Det tverrfaglige samspillet hvor kommunikasjon mellom de ulike fagene som er involvert er avgjørende for suksess.
Anerkjennelser
Forfatteren ønsker å takke Statoil AS A for tillatelsen til å publisere dette verket og Baker Hughes og Schlumberger for å tillate bruk av bildet i Fig.2.
Nomenklatur
(Ba/Sr)SO4=barium/strontiumsulfat
CaCO3 = kalsiumkarbonat
DHCI = kjemikalieinjeksjon nede i hullet
DHSV=nedihulls sikkerhetsventil
eg=for eksempel
GOR=gassoil ratio
HMS=helsesikkerhetsmiljø
HPHT=høytrykk høy temperatur
ID = indre diameter
dvs.=det vil si
km=kilometer
mm=millimeter
MEG = monoetylenglykol
mMD=meter målt dybde
OD = ytre diameter
SI=skalahemmer
mTV D=meter total vertikal dybde
U-rør=U-formet rør
VPD = damptrykksdempende middel
Figur 1. Oversikt over undervanns- og nedihulls kjemiske injeksjonssystemer i atypisk felt.Skisse av kjemisk injeksjon oppstrøms DHSV og relaterte forventede utfordringer.DHS V=nedihulls sikkerhetsventil, PWV=prosessvingeventil og PM V=prosessmasterventil.
Figur 2. Skisse av atypisk nedihulls kjemisk injeksjonssystem med dor og ventil.Systemet kobles til overflatemanifolden, mates gjennom og kobles til rørhengeren på den ringformede siden av røret.Kjemikalieinjeksjonsdoren er tradisjonelt plassert dypt i brønnen med den hensikt å gi kjemisk beskyttelse.
Figur 3. Typisk brønnbarriereskjema,hvor den blå fargen representerer den primære brønnbarrierekonvolutten;i dette tilfellet produksjonsrøret.Den røde fargen representerer den sekundære barrierekonvolutten;foringsrøret.På venstre side er kjemisk injeksjon indikert, svart linje med injeksjonspunkt til produksjonsslangen i området merket rødt (sekundær barriere).
Figur 4. Gropet hull funnet i den øvre delen av 3/8” injeksjonslinjen.Området er vist i skissen av atypisk brønnbarriereskjema, markert med oransje ellipse.
Figur 5. Alvorlig korrosjonsangrep på 7” 3 % kromrør.Figuren viser korrosjonsangrepet etter avleiringshemmer sprayet fra den pitted kjemiske injeksjonslinjen på produksjonsrøret.
Figur 6. Avfall funnet i kjemikalieinjeksjonsventilen.Avfallet i dette tilfellet var metallspon sannsynligvis fra installasjonsprosessen i tillegg til noe hvitaktig rusk.Undersøkelse av det hvite rusk viste seg å være polymerer med lignende kjemi som kjemikaliet som ble injisert
Innleggstid: 27. april 2022