Скважинные линии для закачки химикатов – почему они выходят из строя?Опыт, проблемы и применение новых методов испытаний

 

Случай

 

Абстрактный

Компания Statoil эксплуатирует несколько месторождений, где применяется непрерывная закачка ингибитора солеотложений.Цель состоит в том, чтобы защитить верхнюю трубку и предохранительный клапан от (Ba/Sr) SO4 или CaCO;масштабе, в тех случаях, когда сжатие отложений может быть трудным и дорогостоящим для выполнения на регулярной основе, например, при подключении подводных месторождений.

 

Непрерывная закачка ингибитора солеотложений в скважину является технически приемлемым решением для защиты верхних НКТ и предохранительного клапана в скважинах, которые имеют потенциал солеотложения выше эксплуатационного пакера;особенно в скважинах, которые не требуют регулярного закачивания из-за возможности образования отложений в призабойной зоне.

 

Проектирование, эксплуатация и 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.Проблемы были выявлены в линиях закачки длиной в несколько километров от производственного объекта до подводной шаблонной модели и в нагнетательных клапанах в скважинах.

 

Обсуждается полевой опыт, показывающий сложность скважинных систем непрерывного закачивания в отношении проблем осадков и коррозии.Представлены лабораторные исследования и применение новых методов химической квалификации.Учитываются потребности в междисциплинарных действиях.

 

Введение

Компания Statoil эксплуатирует несколько месторождений, где применялась непрерывная закачка химикатов в скважину.В основном это включает в себя закачку ингибитора солеотложений (SI), целью которой является защита верхних НКТ и скважинного предохранительного клапана (DHSV) от (Ba/Sr) SO4 или CaCO;шкала.В некоторых случаях деэмульгатор вводят в скважину, чтобы начать процесс разделения как можно глубже в скважине при относительно высокой температуре.

 

Непрерывная закачка ингибитора солеотложений в скважину является технически целесообразным решением для защиты верхней части скважин, потенциально подверженной солеотложению, над эксплуатационным пакером.Непрерывная закачка может быть рекомендована, особенно в скважинах, которые не нуждаются в закачке из-за низкого потенциала солеотложения в призабойной зоне;или в тех случаях, когда удаление отложений на регулярной основе может оказаться затруднительным и дорогостоящим, например, при подключении подводных месторождений.

 

Компания Statoil накопила обширный опыт в области непрерывного закачивания химикатов в надводные системы и подводные шаблоны, но новая задача состоит в том, чтобы перенести точку закачки глубже в скважину.Проектирование, эксплуатация и обслуживание линий впрыска химикатов требует особого внимания к нескольким темам;такие как выбор материалов, химическая квалификация и мониторинг.Давление, температура, режимы потока и геометрия системы могут создавать проблемы для безопасной эксплуатации.Были выявлены проблемы с длинными (несколько километров) линиями закачки от добывающего объекта до подводной шаблонной модели и нагнетательных клапанов в скважинах;Рисунок 1.Некоторые системы впрыска сработали по плану, другие по разным причинам вышли из строя.Планируется разработка нескольких новых месторождений для закачки химических реагентов в скважину (DHCI);однако;в некоторых случаях оборудование еще не прошло полную аттестацию.

 

Применение DHCI — сложная задача.Он включает в себя заканчивание и проектирование скважин, химию скважин, систему верхнего строения и систему дозирования химикатов для процесса верхнего строения.Химикаты будут закачиваться с верхнего строения по линии закачки химикатов к оборудованию для заканчивания скважины и вниз в скважину.Следовательно, при планировании и реализации такого типа проектов решающее значение имеет сотрудничество между несколькими дисциплинами.Необходимо учитывать различные соображения, и важна хорошая коммуникация во время проектирования.В проекте задействованы инженеры-технологи, инженеры-подводники и инженеры по заканчиванию скважин, которые занимаются вопросами химии скважин, выбором материалов, обеспечением потока и управлением химическими веществами при добыче.Проблемы могут заключаться в химическом пистолете или температурной стабильности, коррозии и, в некоторых случаях, в эффекте вакуума из-за местного 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 отложений, большое расстояние от шлангокабеля и глубокая точка закачки в скважину, создают различные технические проблемы и требования к закачиваемому химическому веществу и к нагнетательному клапану.

 

Обзор систем DHCI, установленных на предприятиях Statoil, показывает, что этот опыт не всегда был успешным. Таблица 1. Однако в настоящее время проводится планирование по улучшению конструкции впрыска, химической квалификации, эксплуатации и технического обслуживания.Проблемы варьируются от поля к полю, и проблема не обязательно в том, что сам клапан впрыска химикатов не работает.

 

За последние годы возникло несколько проблем, связанных с линиями закачки в скважину химических реагентов.В этой статье приводятся некоторые примеры из этого опыта.В статье обсуждаются проблемы и меры, принятые для решения проблем, связанных с линиями DHCI.Приведены две истории болезни;один о коррозии и один о короле химического оружия.Обсуждается полевой опыт, показывающий сложность скважинных систем непрерывного закачивания в отношении проблем осадков и коррозии.

 

Также рассматриваются лабораторные исследования и применение новых методов химической квалификации;как перекачивать химическое вещество, потенциал образования отложений и предотвращение образования отложений, применение сложного оборудования и как химическое вещество повлияет на верхнюю систему, когда химическое вещество будет добыто обратно.Критерии приемлемости для применения химикатов включают вопросы окружающей среды, эффективность, емкость хранилища на верхней части, производительность насоса, возможность использования существующего насоса и т. д. Технические рекомендации должны основываться на совместимости жидкостей и химикатов, обнаружении остаточных веществ, совместимости материалов, конструкции подводного шлангокабеля, системе дозирования химикатов. и материалы в окрестностях этих линий.Возможно, химическое вещество необходимо ингибировать гидратированием, чтобы предотвратить закупорку линии впрыска из-за проникновения газа, и химическое вещество не должно замерзать во время транспортировки и хранения.В существующих внутренних инструкциях есть контрольный список химикатов, которые можно применять в каждой точке системы. Важны физические свойства, такие как вязкость.Система нагнетания может предусматривать расстояние 3–50 км от подводного выкидного трубопровода и 1–3 км до глубины скважины.Следовательно, температурная стабильность также важна.Возможно, также придется рассмотреть возможность оценки последствий последующих процессов, например, на нефтеперерабатывающих заводах.

 

Системы закачки реагентов в скважину

 

Затрат и выгод

 

Непрерывная закачка ингибитора солеотложений в скважину для защиты DHS или эксплуатационной колонны может оказаться экономически более эффективной по сравнению с продавливанием скважины ингибитором солеотложений.Это приложение снижает вероятность повреждения пласта по сравнению с обработкой отложениями, снижает вероятность возникновения технологических проблем после сжатия отложений и дает возможность контролировать скорость закачки химикатов из системы закачки наверх.Система впрыска также может использоваться для непрерывного закачивания других химикатов в скважину и, таким образом, может уменьшить другие проблемы, которые могут возникнуть в дальнейшем после технологической установки.

 

Было проведено комплексное исследование для разработки стратегии масштаба скважины на месторождении Осеберг S.Основной проблемой масштаба был CaCO;накипь в верхней трубке и возможный отказ DHSV.В ходе анализа стратегии управления отложениями Oseberg S был сделан вывод о том, что за трехлетний период DHCI оказался наиболее экономически эффективным решением для скважин, где функционировали линии закачки химикатов.Основным элементом затрат в отношении конкурирующего метода сжатия накипи была отложенная нефть, а не химические/эксплуатационные затраты.При применении ингибитора солеотложений при газлифте основным фактором, влияющим на стоимость химикатов, была высокая скорость газлифта, приводящая к высокой концентрации SI, поскольку концентрация должна была быть сбалансирована со скоростью газлифта, чтобы избежать химического распыления.Для двух скважин на Осеберг 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 по заканчиванию скважин с использованием систем непрерывного закачивания химикатов сталкиваются с проблемами предотвращения закупоривания капиллярных линий.Обычно система нагнетания состоит из капиллярной линии с наружным диаметром (НД) 1/4 дюйма или 3/8 дюйма, подсоединенной к поверхностному коллектору, проходящей через нее и соединенной с подвеской НКТ на кольцевой стороне НКТ.Капиллярная линия прикрепляется к наружному диаметру эксплуатационной трубы с помощью специальных хомутов для труб и проходит по внешней стороне трубы вплоть до оправки для закачки химикатов.Оправку традиционно размещают перед DHS V или глубже в скважине с целью дать впрыскиваемому химическому веществу достаточное время для диспергирования и поместить химическое вещество в проблемные места.

 

На клапане для закачки химикатов, рис. 2, небольшой картридж диаметром около 1,5 дюйма содержит обратные клапаны, которые предотвращают попадание скважинных флюидов в капиллярную линию.Это просто маленькая кукла, сидящая на пружине.Сила пружины устанавливает и прогнозирует давление, необходимое для открытия тарелки с уплотнительного седла.Когда химическое вещество 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 давления в стволе скважины, скважинные жидкости будут пытаться проникнуть в капиллярную линию.Другой обратный клапан имеет нетипичное давление открытия 130–250 бар и известен как система предотвращения U-образной трубки.Этот клапан предотвращает свободный поток химиката внутри капиллярной линии в ствол скважины, если гидростатическое давление внутри капиллярной линии превышает скважинное давление в точке закачки химиката внутри эксплуатационной колонны НКТ.

 

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, и для их работоспособности важна чистота нагнетаемой жидкости.Считается, что мусор в системе можно смыть, увеличив расход внутри капиллярной линии, чтобы обратные клапаны самовольно открылись.

 

Когда обратный клапан открывается, давление потока быстро уменьшается и распространяется вверх по капиллярной линии, пока давление снова не увеличится.Затем обратный клапан закроется до тех пор, пока поток химикатов не наберет достаточное давление для открытия клапана;в результате возникают колебания давления в системе обратных клапанов.Чем выше давление открытия системы обратного клапана, тем меньше площадь потока устанавливается, когда обратный клапан открывается и система пытается достичь условий равновесия.

 

Клапаны впрыска химикатов имеют относительно низкое давление открытия;и если давление в трубке в точке входа химиката станет меньше суммы гидростатического давления химикатов внутри капиллярной линии плюс давление открытия обратного клапана, в верхней части капиллярной линии возникнет вакуум, близкий к вакууму.Когда впрыск химиката прекращается или поток химиката снижается, в верхней части капиллярной линии начинают возникать условия, близкие к вакууму.

 

Уровень вакуума зависит от давления в стволе скважины, удельного веса закачиваемой химической смеси, используемой внутри капиллярной линии, давления открытия обратного клапана в точке закачки и расхода химического вещества внутри капиллярной линии.Условия скважины будут меняться в течение срока службы месторождения, и поэтому потенциал вакуума также будет меняться со временем.Важно осознавать эту ситуацию, чтобы принять правильное решение и принять меры предосторожности до того, как возникнут ожидаемые проблемы.

 

Наряду с низкой скоростью впрыска, растворители, используемые в таких случаях, обычно испаряются, вызывая эффекты, которые еще не полностью изучены.Этими эффектами являются выбросы или осаждение твердых веществ, например полимеров, при испарении растворителя.

 

Кроме того, гальванические элементы могут образовываться в переходной фазе между жидкой поверхностью химического вещества и заполненной паром газовой фазой, близкой к вакууму, расположенной выше.Это может привести к локальной питтинговой коррозии внутри капиллярной линии в результате повышенной агрессивности химиката в данных условиях.Чешуйки или кристаллы соли, образующиеся в виде пленки внутри капиллярной линии по мере высыхания внутренней части, могут заблокировать 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 два независимых барьера для скважин были неповрежденными.На рис. 3 показана схема нетипичного барьера скважины, где синий цвет представляет собой оболочку первичного барьера скважины;в данном случае эксплуатационные НКТ.Красный цвет представляет собой оболочку вторичного барьера;корпус.С левой стороны рисунка закачка химиката обозначена черной линией с точкой впрыска в эксплуатационную трубу в области, отмеченной красным (вторичный барьер).Внедрение систем закачки химикатов в скважину ставит под угрозу как первичные, так и вторичные барьеры ствола скважины.

 

История болезни по коррозии

 

Последовательность событий

 

Скважинная химическая закачка ингибитора солеотложений была применена на нефтяном месторождении, эксплуатируемом компанией Statoil на норвежском континентальном шельфе.В данном случае примененный ингибитор солеотложений изначально был одобрен для применения на надводных и подводных объектах.После повторного освоения скважины была произведена установка DHCIpointat2446mMD, Рис.3.Закачка ингибитора солеотложений в скважину была начата без дальнейших испытаний химического вещества.

 

Через год эксплуатации были обнаружены утечки в системе впрыска химикатов, и начались исследования.Утечка оказала пагубное воздействие на барьеры скважины.Подобные события произошли с несколькими скважинами, и некоторые из них пришлось закрыть на время расследования.

 

Эксплуатационные НКТ были подняты и детально изучены.Коррозионное воздействие было ограничено одной стороной трубок, а некоторые соединения трубок были настолько корродированы, что в них фактически образовались дыры.Сталь толщиной примерно 8,5 мм с 3% содержанием хрома разрушилась менее чем за 8 месяцев.Основная коррозия произошла в верхней части скважины, от устья до глубины примерно 380 м по стволу, а наиболее корродированные соединения труб были обнаружены на глубине примерно 350 м по стволу.Ниже этой глубины коррозия наблюдалась незначительно или вообще не наблюдалась, но на наружных поверхностях НКТ было обнаружено много мусора.

 

Обсадную колонну диаметром 9-5/8 дюйма также разрезали и вытащили, и наблюдались аналогичные эффекты;с коррозией в верхней части скважины только с одной стороны.Названная утечка произошла из-за разрыва ослабленной части корпуса.

 

Материалом линии впрыска химикатов был сплав 825.

 

Химическая квалификация

 

Химические свойства и испытания на коррозию являются важными направлениями при квалификации ингибиторов отложений, а настоящий ингибитор отложений прошел аттестацию и использовался на надводных и подводных объектах в течение нескольких лет.Причиной применения настоящего скважинного химиката было улучшение экологических свойств за счет замены существующего внутрискважинного химиката. Однако ингибитор солеотложений использовался только при температуре окружающей среды на поверхности и морском дне (4-20 ℃).При закачке в скважину температура химиката могла достигать 90℃, но никаких дальнейших испытаний при этой температуре не проводилось.

 

Первоначальные испытания на коррозионную стойкость были проведены поставщиком химикатов, и результаты показали, что для углеродистой стали коррозия составляет 2–4 мм в год при высокой температуре.На этом этапе материально-техническая компетентность оператора была минимально задействована.Позже оператор провел новые испытания, показавшие, что ингибитор солеотложений оказывает сильное коррозионное воздействие на материалы эксплуатационных НКТ и эксплуатационной колонны, при этом скорость коррозии превышает 70 мм/год.Материал линии впрыска химикатов, сплав 825, не подвергался испытаниям на ингибитор отложений перед впрыском.Температура скважины может достигать 90 ℃, и в таких условиях необходимо провести соответствующие испытания.

 

Расследование также показало, что ингибитор отложений в виде концентрированного раствора имел pH <3,0.Однако pH не измерялся.Позже измеренный pH показал очень низкое значение pH 0-1.Это иллюстрирует необходимость измерений и материальных соображений в дополнение к заданным значениям pH.

 

Интерпретация результатов

 

Линия закачки (рис.3) сконструирована таким образом, чтобы создавать гидростатическое давление ингибитора солеотложений, превышающее давление в скважине в точке закачки.Ингибитор закачивают под более высоким давлением, чем существует в стволе скважины.Это приводит к эффекту U-образной трубы при закрытии скважины.Клапан всегда откроется при более высоком давлении в нагнетательной линии, чем в скважине.Поэтому может возникнуть вакуум или испарение в линии впрыска.Скорость коррозии и риск точечной коррозии наиболее высоки в зоне перехода газ/жидкость из-за испарения растворителя.Лабораторные эксперименты, проведенные на купонах, подтвердили эту теорию.В скважинах, где наблюдались утечки, все отверстия в линиях закачки располагались в верхней части линии закачки реагентов.

 

На рис. 4 представлена ​​фотография линии DHC I со значительной питтинговой коррозией.Коррозия, наблюдаемая на внешней эксплуатационной трубе, указывает на локальное воздействие ингибитора солеотложений из точки точечной утечки.Утечка была вызвана точечной коррозией, вызываемой высококоррозионными химикатами, и утечкой через линию закачки химикатов в эксплуатационную колонну.Ингибитор солеотложений распылялся из капиллярной линии с ямками на обсадные трубы и насосно-компрессорные трубы, в результате чего возникли утечки.Никакие вторичные последствия утечек в линии впрыска не рассматривались.Был сделан вывод, что коррозия обсадных труб и насосно-компрессорных труб возникла в результате попадания концентрированных ингибиторов солеотложений из капиллярной линии с изъязвлениями на обсадные и насосно-компрессорные трубы, рис.5.

 

В данном случае имело место недостаточное участие инженеров по материальным знаниям.Коррозионная активность химического вещества на линии DHCI не проверялась, и вторичные эффекты, вызванные утечкой, не оценивались;например, могут ли окружающие материалы выдерживать химическое воздействие.

 

История болезни короля химического оружия

 

Последовательность событий

 

Стратегией предотвращения отложений на месторождении ВД-ВД была непрерывная закачка ингибитора отложений перед скважинным предохранительным клапаном.В скважине был выявлен серьезный потенциал отложения карбоната кальция.Одной из проблем были высокие температуры и высокие темпы добычи газа и конденсата в сочетании с низкими объемами добычи воды.Опасность при закачке ингибитора отложений заключалась в том, что растворитель будет вымываться из-за высокой скорости добычи газа, и выброс химиката произойдет в точке закачки перед предохранительным клапаном в скважине, рис.1.

 

Во время квалификации ингибитора солеотложений основное внимание уделялось эффективности продукта в условиях высокой температуры высокого давления, включая поведение в верхней технологической системе (низкая температура).Основной проблемой было осаждение самого ингибитора солеотложений в эксплуатационных насосно-компрессорных трубах из-за высокого расхода газа.Лабораторные испытания показали, что ингибитор отложений может осаждаться и прилипать к стенкам труб.Таким образом, срабатывание предохранительного клапана может снизить риск.

 

Опыт показал, что через несколько недель эксплуатации химическая линия дала течь.Контролировать скважинное давление можно было по поверхностному манометру, установленному в капиллярной магистрали.Линия была изолирована для обеспечения целостности скважины.

 

Линия закачки химикатов была извлечена из скважины, открыта и проверена для диагностики проблемы и выявления возможных причин неисправности.Как можно видеть на фиг.6, было обнаружено значительное количество осадка, и химический анализ показал, что часть его была ингибитором отложений.Осадок находился на уплотнении, а тарелка и клапан не могли работать.

 

Отказ клапана был вызван мусором внутри системы клапанов, который мешал обратным клапанам въеться в седло металл по металлу.Обломки были исследованы, и выяснилось, что основными частицами являются металлическая стружка, вероятно, образовавшаяся в процессе установки капиллярной линии.Кроме того, на обоих обратных клапанах было обнаружено некоторое количество белого мусора, особенно на задней стороне клапанов.Это сторона низкого давления, т.е. сторона, которая всегда находится в контакте со скважинными флюидами.Первоначально предполагалось, что это мусор из эксплуатационной скважины, поскольку клапаны были заклинены в открытом положении и подверглись воздействию скважинных флюидов.Однако исследование показало, что обломки представляют собой полимеры с химическим составом, аналогичным химическому веществу, используемому в качестве ингибитора отложений.Это заинтересовало нас, и компания Statoil захотела выяснить причины присутствия полимерных остатков в капиллярной линии.

 

Химическая квалификация

 

В области HP HT существует множество проблем, связанных с выбором подходящих химикатов для смягчения различных производственных проблем.При аттестации ингибитора отложений для непрерывного закачивания в скважину были проведены следующие испытания:

• Стабильность продукта
• Термическое старение
• Динамические тесты производительности
• Совместимость с пластовой водой и ингибитором гидратообразования (МЭГ).
• Статический и динамический тест короля оружия
• Информация о повторном растворении: вода, свежие химикаты и МЭГ.

 

Химическое вещество будет впрыскиваться с заданной дозировкой, но производство воды не обязательно будет постоянным, т.е. образование пробок в воде.Между водными пробками, когда химическое вещество попадает в ствол скважины, его встречает горячий, быстро текущий поток углеводородного газа.Это похоже на впрыскивание ингибитора отложений в газлифтную установку (Флеминг и др., 2003).

высокая температура газа, риск удаления растворителя чрезвычайно высок, а король пистолета может вызвать закупорку инжекционного клапана.Это риск даже для химикатов, в состав которых входят растворители с высокой температурой кипения/низким давлением паров и другие депрессоры давления паров (VPD). В случае частичной блокировки необходимо обеспечить возможность удаления потока пластовой воды, МЭГ и/или свежего химиката. или повторно растворите обезвоженное или выброшенное химическое вещество.

 

В этом случае была разработана новая лабораторная испытательная установка для воспроизведения условий течения вблизи нагнетательных отверстий в системе добычи HP/HTg.Результаты динамических испытаний Gun King показывают, что в предлагаемых условиях применения была зафиксирована значительная потеря растворителя.Это может привести к быстрому перехвату оружия и возможной блокировке выкидных трубопроводов.Таким образом, работа продемонстрировала, что существует относительно значительный риск при непрерывной закачке химикатов в эти скважины до добычи воды, и привела к решению скорректировать обычные процедуры запуска для этого месторождения, отложив закачку химикатов до тех пор, пока не будет обнаружен прорыв воды.

 

При квалификации ингибитора солеотложений для непрерывного закачивания в скважину особое внимание уделялось удалению растворителя и нагнетанию ингибитора солеотложений в точке нагнетания и в выкидной линии, но потенциальная возможность появления нагнетательного пистолета в самом нагнетательном клапане не оценивалась.Инжекторный клапан, вероятно, вышел из строя из-за значительной потери растворителя и быстрого управления пистолетом, рис. 6. Результаты показывают, что важно иметь целостное представление о системе;Сосредоточьтесь не только на производственных задачах, но и на проблемах, связанных с впрыском химиката, то есть впрыскивающим клапаном.

 

Опыт из других сфер

 

Один из первых отчетов о проблемах с линиями закачки химикатов на большие расстояния поступил с дисспутниковых месторождений Gull fak SandVig (Оса и др., 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 рекомендации по разработке химикатов для подводной добычи.Требования включали удаление частиц (фильтрацию) и добавление ингибитора гидратов (например, гликоля) ко всем ингибиторам отложений на водной основе, которые будут закачиваться в подводные шаблоны.Также учитывались химическая стабильность, вязкость и совместимость (жидкости и материалов).Эти требования получили дальнейшее развитие в системе Statoil и включают закачку химических реагентов в скважину.

 

На этапе разработки месторождения Oseberg S было решено, что все скважины должны заканчиваться системами DHC I (Флеминг и др., 2006 г.). Целью было предотвратить отложение CaCO； в верхних трубах путем закачки SI.Одной из основных проблем, связанных с линиями закачки химикатов, было обеспечение сообщения между поверхностью и скважинным выпуском.Внутренний диаметр линии впрыска химикатов сузился с 7 мм до 0,7 мм (внутренний диаметр) вокруг кольцевого предохранительного клапана из-за ограниченности пространства, а способность жидкости транспортироваться через эту секцию повлияла на вероятность успеха.На нескольких скважинах платформы были засорены линии закачки химикатов, но причина не была выяснена.Линии различных жидкостей (гликоль, сырая нефть, конденсат, ксилол, ингибитор солеотложений, вода и т. д.) прошли лабораторные испытания на вязкость и совместимость и перекачивались в прямом и обратном направлении для открытия линий;однако целевой ингибитор отложений не удалось закачать до клапана впрыска химикатов.Кроме того, осложнения наблюдались при осаждении фосфонатного ингибитора солеотложений вместе с остаточным раствором заканчивания CaCl в одной скважине и распылением ингибитора солеотложений внутри скважины с высоким содержанием газойля и низкой обводненностью (Fleming etal.2006).

 

Уроки выучены

 

Разработка метода испытаний

 

Основные уроки, извлеченные из отказа систем DHC I, касались технической эффективности ингибитора солеотложений, а не функциональности и впрыска химикатов.Закачка наверх и подводная закачка хорошо себя зарекомендовали;однако применение было распространено на закачку химикатов в скважину без соответствующего обновления методов химической квалификации.Опыт компании «Статойл» в двух представленных полевых проектах показывает, что руководящая документация или руководства по химической квалификации должны быть обновлены, чтобы включить этот тип химического применения.Были определены две основные проблемы: i) вакуум в линии впрыска химикатов и ii) потенциальное осаждение химиката.

 

Испарение химиката может происходить в эксплуатационных трубах (как это видно в случае с Gun King) и в инжекторных трубках (в вакуумном корпусе обнаружен переходный интерфейс), существует риск того, что эти осадки могут перемещаться вместе с потоком и в нагнетательный клапан и далее в скважину.Инжекторный клапан часто проектируется с фильтром перед точкой впрыска. Это проблема, поскольку в случае выпадения осадков этот фильтр может засориться, что приведет к выходу клапана из строя.

 

Наблюдения и предварительные выводы из извлеченных уроков привели к обширному лабораторному исследованию этого явления.Общая цель заключалась в разработке новых методов квалификации, чтобы избежать подобных проблем в будущем.В ходе этого исследования были проведены различные испытания и разработано несколько лабораторных методов для изучения химических веществ на предмет выявленных проблем.

• Засорение фильтров и стабильность продукта в закрытых системах.
• Влияние частичной потери растворителя на коррозионную активность химикатов.
• Влияние частичной потери растворителя внутри капилляра на образование твердых частиц или вязких пробок.

 

В ходе испытаний лабораторных методов было выявлено несколько потенциальных проблем.

 

• Повторяющиеся блокировки фильтров и плохая стабильность.
• Образование твердых веществ после частичного испарения из капилляра
• Изменение pH из-за потери растворителя.

 

Характер проведенных испытаний также предоставил дополнительную информацию и знания об изменениях физических свойств химических веществ в капиллярах при воздействии определенных условий и о том, чем они отличаются от объемных растворов, подвергающихся аналогичным условиям.Испытательные работы также выявили значительные различия между объемной жидкостью, паровыми фазами и остаточными жидкостями, которые могут привести либо к увеличению вероятности образования осадков, либо к увеличению коррозионной активности.

 

Разработана и включена в нормативную 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 отложений.Также были проведены испытания химиката в линии впрыска Gun King.

 

Прежде чем приступить к квалификации химического вещества, важно определить объем работ, описывающий проблемы и назначение химического вещества.На начальном этапе важно определить основные проблемы, чтобы иметь возможность выбрать типы химикатов, которые решат проблему.Краткое изложение наиболее важных критериев приемлемости можно найти в Таблице 2.

 

Квалификация химикатов

 

Квалификация химических веществ включает как испытания, так и теоретические оценки для каждого применения.Технические спецификации и критерии испытаний должны быть определены и установлены, например, в рамках HSE, совместимости материалов, стабильности продукта и качества продукта (частиц).Далее необходимо определить температуру замерзания, вязкость и совместимость с другими химическими реагентами, ингибитором гидратообразования, пластовой водой и добываемой жидкостью.Упрощенный список методов испытаний, которые можно использовать для квалификации химических веществ, приведен в таблице 2.

 

Постоянное внимание и мониторинг технической эффективности, дозировок и фактов охраны труда и техники безопасности важны.Требования к продукту могут изменяться в течение срока службы месторождения или технологической установки；изменяются в зависимости от производительности, а также состава жидкости.Необходимо провести последующую деятельность по оценке эффективности, оптимизации и/или тестированию новых химических веществ.

часто, чтобы обеспечить оптимальную программу лечения.

 

В зависимости от качества нефти, добычи воды и технических проблем на морском нефтедобывающем заводе может потребоваться использование производственных химикатов для достижения экспортного качества, соблюдения нормативных требований и безопасной эксплуатации морской установки.На всех месторождениях существуют разные проблемы, и необходимые для производства химикаты будут различаться от поля к полю и в зависимости от времени.

 

В программе квалификации важно сосредоточиться на технической эффективности производственных химикатов, но также очень важно сосредоточиться на свойствах химикатов, таких как стабильность, качество продукции и совместимость.Совместимость в данном случае означает совместимость с жидкостями, материалами и другими производственными химикатами.Это может быть проблемой.Нежелательно использовать химическое вещество для решения проблемы, чтобы впоследствии обнаружить, что это 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 непрерывного закачивания в скважину должны применяться особые требования к фильтрации подаваемой продукции.Фильтры и фильтры в системе закачки химикатов должны быть предусмотрены в соответствии со спецификациями оборудования, расположенного ниже по потоку, от верхней системы закачки, насосов и нагнетательных клапанов до скважинных нагнетательных клапанов.Если применяется непрерывная закачка химикатов в скважину, технические характеристики системы закачки химикатов должны основываться на характеристиках с наивысшей критичностью.Возможно, это фильтр нагнетательного клапана в скважине.

 

Проблемы с инъекциями

 

Система закачки может предусматривать расстояние 3–50 км от подводного выкидного трубопровода и 1–3 км до глубины скважины.Важны физические свойства, такие как вязкость и способность перекачивать химикаты.Если вязкость при температуре морского дна слишком высока, может возникнуть проблема с прокачкой химиката