Linhas de injeção química de fundo de poço - Por que elas falham?Experiências, Desafios e Aplicação de Novos Métodos de Teste

 

Caso

 

Abstrato

A Statoil está operando em vários campos onde a injeção contínua de inibidor de incrustação no fundo do poço é aplicada.O objetivo é proteger a tubulação superior e a válvula de segurança de(Ba/Sr)SO4ouCaCO;escala, nos casos em que a compressão de escala pode ser difícil e dispendiosa de realizar regularmente, por exemplo, ligação de campos submarinos.

 

A injeção contínua de inibidor de incrustação no fundo do poço é uma solução tecnicamente adequada para proteger a tubulação superior e a válvula de segurança em poços com potencial de incrustação acima do packer de produção;especialmente em poços que não precisam ser espremidos regularmente devido ao potencial de incrustação na área próxima ao poço.

 

Projetar, operar e manter linhas de injeção de produtos químicos exige foco extra na seleção de materiais, qualificação química e monitoramento.A pressão, a temperatura, os regimes de fluxo e a geometria do sistema podem apresentar desafios à operação segura.Desafios foram identificados em linhas de injeção com vários quilômetros de comprimento, desde a instalação de produção até o modelo submarino e nas válvulas de injeção nos poços.

 

São discutidas experiências de campo que mostram a complexidade dos sistemas de injeção contínua no fundo do poço em relação a questões de precipitação e corrosão.Estudos laboratoriais e aplicação de novos métodos para qualificação química estão representados.As necessidades de ações multidisciplinares são atendidas.

 

Introdução

A Statoil está operando em vários campos onde a injeção contínua de produtos químicos no fundo do poço tem sido aplicada.Isto envolve principalmente a injeção de inibidor de incrustação (SI), onde o objetivo é proteger a tubulação superior e a válvula de segurança de fundo de poço (DHSV) de (Ba/Sr) SO4ouCaCO;escala.Em alguns casos, o disjuntor de emulsão é injetado no fundo do poço para iniciar o processo de separação o mais profundamente possível no poço, a uma temperatura relativamente alta.

 

A injeção contínua de inibidor de incrustação no fundo do poço é uma solução tecnicamente apropriada para proteger a parte superior dos poços que possuem potencial de incrustação acima do packer de produção.A injeção contínua pode ser recomendada especialmente em poços que não precisam ser espremidos devido ao baixo potencial de incrustação no poço próximo;ou em casos onde a compressão de escala pode ser difícil e dispendiosa de realizar regularmente, por exemplo, ligação de campos submarinos.

 

A Statoil tem experiência ampliada em injeção contínua de produtos químicos para sistemas de superfície e modelos submarinos, mas o novo desafio é levar o ponto de injeção ainda mais fundo no poço.Projetar, operar e manter as linhas de injeção de produtos químicos exige foco extra em diversos tópicos;como seleção de materiais, qualificação química e monitoramento.A pressão, a temperatura, os regimes de fluxo e a geometria do sistema podem apresentar desafios à operação segura.Foram identificados desafios em linhas de injeção longas (vários quilômetros) desde a instalação de produção até o modelo submarino e até as válvulas de injeção nos poços;Figura 1.Alguns dos sistemas de injeção funcionaram conforme o planejado, enquanto outros falharam por vários motivos.Vários novos desenvolvimentos de campo estão planejados para injeção química no fundo do poço (DHCI);no entanto;em alguns casos o equipamento ainda não foi totalmente qualificado.

 

A aplicação do DHCI é uma tarefa complexa.Envolve a completação e os projetos de poços, a química do poço, o sistema topside e o sistema de dosagem química do processo topside.O produto químico será bombeado do topo através da linha de injeção de produtos químicos para o equipamento de completação e para dentro do poço.Assim, no planeamento e execução deste tipo de projeto a cooperação entre diversas disciplinas é crucial.Várias considerações devem ser avaliadas e uma boa comunicação durante o projeto é importante.Engenheiros de processo, engenheiros submarinos e engenheiros de completação estão envolvidos, lidando com tópicos de química de poço, seleção de materiais, garantia de fluxo e gerenciamento de produtos químicos de produção.Os desafios podem ser a estabilidade da pistola de produtos químicos ou a temperatura, a corrosão e, em alguns casos, o efeito de vácuo devido à pressão local e aos efeitos de fluxo na linha de injeção de produtos químicos.Além disso, condições como alta pressão, alta temperatura, alta taxa de gás, alto potencial de incrustação, umbilical de longa distância e ponto de injeção profundo no poço, proporcionam diferentes desafios e requisitos técnicos ao produto químico injetado e à válvula de injeção.

 

Uma visão geral dos sistemas DHCI instalados nas operações da Statoil mostra que a experiência nem sempre foi bem-sucedida. Tabela 1. No entanto, está sendo realizado planejamento para melhoria do projeto de injeção, qualificação química, operação e manutenção.Os desafios variam de campo para campo, e o problema não é necessariamente que a própria válvula de injeção de produtos químicos não esteja funcionando.

 

Nos últimos anos, vários desafios relativos às linhas de injeção de produtos químicos no fundo do poço foram enfrentados.Neste artigo são dados alguns exemplos dessas experiências.O artigo discute desafios e medidas tomadas para resolver os problemas relacionados às linhas DHCI.São apresentados dois históricos de casos;um sobre corrosão e outro sobre o rei das armas químicas.São discutidas experiências de campo que mostram a complexidade dos sistemas de injeção contínua no fundo do poço em relação a questões de precipitação e corrosão.

 

Também são considerados estudos laboratoriais e aplicação de novos métodos de qualificação química;como bombear o produto químico, potencial de incrustação e prevenção, aplicação de equipamentos complexos e como o produto químico afetará o sistema superior quando o produto químico for produzido de volta.Os critérios de aceitação para aplicação de produtos químicos envolvem questões ambientais, eficiência, capacidade de armazenamento na superfície, taxa de bombeamento, se a bomba existente pode ser usada, etc. As recomendações técnicas devem ser baseadas na compatibilidade de fluidos e produtos químicos, detecção de resíduos, compatibilidade de materiais, projeto umbilical submarino, sistema de dosagem de produtos químicos e materiais no entorno dessas linhas.O produto químico pode precisar ser inibido por hidrato para evitar o entupimento da linha de injeção devido à invasão de gás e o produto químico não deve congelar durante o transporte e armazenamento.Nas diretrizes internas existentes existe uma lista de verificação de quais produtos químicos podem ser aplicados em cada ponto do sistema. Propriedades físicas como a viscosidade são importantes.O sistema de injeção pode implicar uma distância de 3 a 50 km da linha de fluxo submarino umbilical e 1 a 3 km no poço.Portanto, a estabilidade da temperatura também é importante.A avaliação dos efeitos a jusante, por exemplo nas refinarias, poderá também ter de ser considerada.

 

Sistemas de injeção química de fundo de poço

 

Custo benefício

 

A injeção contínua de inibidor de incrustação no fundo do poço para proteger o DHS ou a tubulação de produção pode ser econômica em comparação com a compressão do poço com inibidor de incrustação.Esta aplicação reduz o potencial de danos na formação em comparação com tratamentos de compressão de incrustações, reduz o potencial de problemas de processo após a compressão de incrustações e oferece a possibilidade de controlar a taxa de injeção de produtos químicos a partir do sistema de injeção na superfície.O sistema de injeção também pode ser usado para injetar outros produtos químicos continuamente no fundo do poço e pode, assim, reduzir outros desafios que possam ocorrer mais a jusante da planta de processo.

 

Um estudo abrangente foi realizado desenvolvendo uma estratégia em escala de fundo de poço do Oseberg S ou campo.A principal preocupação em escala era o CaCO;descamação na tubulação superior e possível falha do DHSV.As considerações da estratégia de gerenciamento de escala ou Oseberg S concluíram que durante um período de três anos, o DHCI foi a solução mais econômica nos poços onde as linhas de injeção de produtos químicos estavam funcionando.O principal elemento de custo no que diz respeito à técnica concorrente de redução de escala foi o petróleo diferido, e não o custo químico/operacional.Para a aplicação do inibidor de incrustação no gas lift, o principal fator no custo do produto químico foi a alta taxa de gas lift, levando a uma alta concentração de SI, uma vez que a concentração teve que ser equilibrada com a taxa de gas lift para evitar o rei da arma química.Para os dois poços em Oseberg S ou que possuíam linhas DHC I em bom funcionamento, esta opção foi escolhida para proteger os DHS V contra CaCO;dimensionamento.

 

Sistema de injeção contínua e válvulas

 

As soluções de completação existentes que utilizam sistemas de injeção contínua de produtos químicos enfrentam desafios para evitar o entupimento das linhas capilares.Normalmente, o sistema de injeção consiste em uma linha capilar, de 1/4” ou 3/8” de diâmetro externo (OD), conectada a um coletor de superfície, alimentada e conectada ao suporte de tubulação no lado anular da tubulação.A linha capilar é fixada ao diâmetro externo da tubulação de produção por braçadeiras especiais e corre na parte externa da tubulação até o mandril de injeção de produtos químicos.O mandril é tradicionalmente colocado a montante do DHS V ou mais profundamente no poço com a intenção de dar ao produto químico injetado tempo de dispersão suficiente e de colocar o produto químico onde os desafios são encontrados.

 

Na válvula de injeção de produtos químicos, Fig.2, um pequeno cartucho com cerca de 1,5” de diâmetro contém as válvulas de retenção que impedem que os fluidos do poço entrem na linha capilar.É simplesmente uma pequena boneca montada em uma mola.A força da mola define e prevê a pressão necessária para abrir o gatilho da sede de vedação.Quando o produto químico começa a fluir, o gatilho é retirado de sua sede e abre a válvula de retenção.

 

É necessário ter duas válvulas de retenção instaladas.Uma válvula é a barreira primária que impede que os fluidos do poço entrem na linha capilar.Isto tem uma pressão de abertura relativamente baixa (2-15bars). Se a pressão hidrostática dentro da linha capilar for menor que a pressão do poço, os fluidos do poço tentarão entrar na linha capilar.A outra válvula de retenção tem pressão de abertura atípica de 130-250 bar e é conhecida como sistema de prevenção de tubo em U.Esta válvula evita que o produto químico dentro da linha capilar flua livremente para o poço caso a pressão hidrostática dentro da linha capilar seja maior que a pressão do poço no ponto de injeção do produto químico dentro da tubulação de produção.

 

Além das duas válvulas de retenção, normalmente há um filtro em linha, cujo objetivo é garantir que nenhum resíduo de qualquer tipo possa comprometer as capacidades de vedação dos sistemas de válvulas de retenção.

 

Os tamanhos das válvulas de retenção descritas são bastante pequenos e a limpeza do fluido injetado é essencial para a sua funcionalidade operacional.Acredita-se que os detritos no sistema podem ser eliminados aumentando a vazão dentro da linha capilar, de modo que as válvulas de retenção abram voluntariamente.

 

Quando a válvula de retenção abre, a pressão do fluxo diminui rapidamente e se propaga pela linha capilar até que a pressão aumente novamente.A válvula de retenção fechará então até que o fluxo de produtos químicos crie pressão suficiente para abrir a válvula;o resultado são oscilações de pressão no sistema de válvula de retenção.Quanto maior a pressão de abertura do sistema de válvula de retenção, menor é a área de fluxo estabelecida quando a válvula de retenção abre e o sistema tenta atingir condições de equilíbrio.

 

As válvulas de injeção química têm uma pressão de abertura relativamente baixa;e se a pressão da tubulação no ponto de entrada do produto químico for menor que a soma da pressão hidrostática dos produtos químicos dentro da linha capilar mais a pressão de abertura da válvula de retenção, ocorrerá quase vácuo ou vácuo na parte superior da linha capilar.Quando a injeção do produto químico é interrompida ou o fluxo do produto químico é baixo, condições próximas ao vácuo começarão a ocorrer na seção superior da linha capilar.

 

O nível de vácuo depende da pressão do poço, da gravidade específica da mistura química injetada usada dentro da linha capilar, da pressão de abertura da válvula de retenção no ponto de injeção e da vazão do produto químico dentro da linha capilar.As condições do poço variarão ao longo da vida útil do campo e o potencial de vácuo também variará ao longo do tempo.É importante estar ciente desta situação para tomar a devida consideração e precaução antes que os desafios esperados ocorram.

 

Juntamente com baixas taxas de injeções, normalmente os solventes utilizados nestes tipos de aplicações estão evaporando causando efeitos que não foram totalmente explorados.Estes efeitos são a precipitação de sólidos, por exemplo polímeros, quando o solvente está evaporando.

 

Além disso, células galvânicas podem ser formadas na fase de transição entre a superfície fluida do produto químico e a fase gasosa quase a vácuo cheia de vapor acima.Isto pode levar à corrosão localizada dentro da linha capilar como resultado do aumento da agressividade do produto químico sob estas condições.Flocos ou cristais de sal formados como uma película dentro da linha capilar à medida que seu interior seca podem obstruir ou obstruir a linha capilar.

 

Bem filosofia de barreira

 

Ao projetar soluções robustas para poços, a Statoil exige que a segurança do poço esteja presente em todos os momentos durante o ciclo de vida do poço.Assim, a Statoil exige que existam duas barreiras de poço independentes intactas.A Fig. 3 mostra um esquema de barreira de poço atípico, onde a cor azul representa o envelope primário da barreira de poço;neste caso, a tubulação de produção.A cor vermelha representa o envelope da barreira secundária;o invólucro.No lado esquerdo do esboço, a injeção química é indicada como uma linha preta com o ponto de injeção na tubulação de produção na área marcada em vermelho (barreira secundária).Ao introduzir sistemas de injeção de produtos químicos no poço, tanto as barreiras primárias quanto as secundárias do poço ficam comprometidas.

 

Histórico de caso sobre corrosão

 

Sequência dos eventos

 

A injeção química de inibidor de incrustação no fundo do poço foi aplicada em um campo petrolífero operado pela Statoil na plataforma continental norueguesa.Neste caso, o inibidor de incrustação aplicado foi originalmente qualificado para aplicação em superfície e submarina.A recompletação do poço foi seguida pela instalação do DHCIpointat2446mMD, Fig.3.A injeção no fundo do poço do inibidor de incrustação na superfície foi iniciada sem testes adicionais do produto químico.

 

Após um ano de operação foram observados vazamentos no sistema de injeção de produtos químicos e iniciadas as investigações.O vazamento teve um efeito prejudicial nas barreiras do poço.Eventos semelhantes ocorreram em vários poços e alguns deles tiveram que ser fechados enquanto a investigação estava em andamento.

 

A tubulação de produção foi puxada e estudada detalhadamente.O ataque de corrosão foi limitado a um lado da tubulação, e algumas juntas da tubulação estavam tão corroídas que havia furos através delas.Aproximadamente 8,5 mm de espessura de aço cromo a 3% se desintegrou em menos de 8 meses.A principal corrosão ocorreu na seção superior do poço, desde a cabeça do poço até aproximadamente 380m MD, e as piores juntas de tubulação corroídas foram encontradas em torno de aproximadamente 350m MD.Abaixo desta profundidade pouca ou nenhuma corrosão foi observada, mas muitos detritos foram encontrados nos diâmetros externos da tubulação.

 

O invólucro de 9-5/8'' também foi cortado e puxado e efeitos semelhantes foram observados;com corrosão na parte superior do poço apenas de um lado.O vazamento induzido foi causado pelo rompimento da seção enfraquecida do revestimento.

 

O material da linha de injeção química foi a Liga 825.

 

Qualificação química

 

As propriedades químicas e os testes de corrosão são focos importantes na qualificação de inibidores de incrustação e o inibidor de incrustação real foi qualificado e usado em aplicações de superfície e submarinas há vários anos.A razão para a aplicação do produto químico real no fundo do poço foi a melhoria das propriedades ambientais, substituindo o produto químico existente no fundo do poço. No entanto, o inibidor de incrustação só foi usado em temperaturas ambientes da superfície e do fundo do mar (4-20°C).Quando injetado no poço, a temperatura do produto químico pode chegar a 90°C, mas nenhum teste adicional foi realizado nesta temperatura.

 

Os testes iniciais de corrosividade foram realizados pelo fornecedor de produtos químicos e os resultados mostraram 2-4 mm/ano para aço carbono em alta temperatura.Durante esta fase houve envolvimento mínimo da competência técnica material do operador.Novos testes foram posteriormente realizados pelo operador mostrando que o inibidor de incrustações era altamente corrosivo para os materiais da tubulação e do revestimento de produção, com taxas de corrosão superiores a 70 mm/ano.O material da linha de injeção química Alloy 825 não foi testado contra o inibidor de incrustação antes da injeção.A temperatura do poço pode atingir 90°C e testes adequados devem ter sido realizados sob estas condições.

 

A investigação também revelou que o inibidor de incrustações como solução concentrada relatou pH <3,0.No entanto, o pH não foi medido.Posteriormente o pH medido apresentou valor muito baixo de pH 0-1.Isto ilustra a necessidade de medições e considerações sobre materiais, além de determinados valores de pH.

 

Interpretação dos resultados

 

A linha de injeção (Fig.3) é construída para fornecer pressão hidrostática do inibidor de incrustação que excede a pressão no poço no ponto de injeção.O inibidor é injetado a uma pressão mais alta do que a existente no poço.Isso resulta em um efeito de tubo em U no fechamento do poço.A válvula sempre abrirá com uma pressão maior na linha de injeção do que no poço.Portanto, pode ocorrer vácuo ou evaporação na linha de injeção.A taxa de corrosão e o risco de corrosão por corrosão são maiores na zona de transição gás/líquido devido à evaporação do solvente.Experimentos de laboratório realizados com cupons confirmaram essa teoria.Nos poços onde ocorreu vazamento, todos os furos nas linhas de injeção estavam localizados na parte superior da linha de injeção de produtos químicos.

 

A Figura 4 mostra a fotografia da linha DHC I com corrosão por pite significativa.A corrosão observada na tubulação externa de produção indicou uma exposição local do inibidor de incrustação do ponto de vazamento por pite.O vazamento foi causado pela corrosão por pites causada por produtos químicos altamente corrosivos e vazamento através da linha de injeção de produtos químicos no revestimento de produção.O inibidor de incrustação foi pulverizado da linha capilar perfurada para o revestimento e a tubulação e ocorreram vazamentos.Quaisquer consequências secundárias de vazamentos na linha de injeção não foram consideradas.Concluiu-se que a corrosão do revestimento e da tubulação foi resultado de inibidores de incrustações concentrados aplicados a partir da linha capilar esburacada até o revestimento e a tubulação, Fig.5.

 

Neste caso houve falta de envolvimento de engenheiros competentes em materiais.A corrosividade do produto químico na linha DHCI não foi testada e os efeitos secundários devido ao vazamento não foram avaliados;como se os materiais circundantes poderiam tolerar a exposição química.

 

História de caso do rei das armas químicas

 

Sequência dos eventos

 

A estratégia de prevenção de incrustações para um campo HP HT foi a injeção contínua de inibidor de incrustações a montante da válvula de segurança de fundo de poço.Um grave potencial de incrustação de carbonato de cálcio foi identificado no poço.Um dos desafios era a alta temperatura e as altas taxas de produção de gás e condensado, combinadas com a baixa taxa de produção de água.A preocupação com a injeção do inibidor de incrustação era que o solvente seria removido pela alta taxa de produção de gás e o disparo do produto químico ocorreria no ponto de injeção a montante da válvula de segurança no poço, Fig.1.

 

Durante a qualificação do inibidor de incrustação, o foco foi na eficiência do produto em condições HP HT, incluindo o comportamento no sistema de processo superior (baixa temperatura).A precipitação do próprio inibidor de incrustações na tubulação de produção devido à alta taxa de gás foi a principal preocupação.Testes laboratoriais mostraram que o inibidor de incrustações pode precipitar e aderir à parede da tubulação.A operação da válvula de segurança pode, portanto, vencer o risco.

 

A experiência mostrou que após algumas semanas de operação a linha de produtos químicos estava vazando.Foi possível monitorar a pressão do poço no medidor de superfície instalado na linha capilar.A linha foi isolada para obter integridade do poço.

 

A linha de injeção de produtos químicos foi retirada do poço, aberta e inspecionada para diagnosticar o problema e encontrar possíveis motivos de falha.Como pode ser visto na Fig.6, foi encontrada uma quantidade significativa de precipitado e a análise química mostrou que parte dele era o inibidor de incrustações.O precipitado estava localizado na vedação e o gatilho e a válvula não podiam ser operados.

 

A falha da válvula foi causada por detritos dentro do sistema de válvula, impedindo que as válvulas de retenção se alimentassem da sede de metal com metal.Os detritos foram examinados e as principais partículas comprovadas eram aparas metálicas, provavelmente produzidas durante o processo de instalação da linha capilar.Além disso, foram identificados alguns detritos brancos em ambas as válvulas de retenção, especialmente na parte traseira das válvulas.Este é o lado de baixa pressão, ou seja, o lado que estaria sempre em contato com os fluidos do poço.Inicialmente, acreditava-se que se tratava de detritos do poço de produção, uma vez que as válvulas haviam sido emperradas e expostas aos fluidos do poço.Mas o exame dos detritos provou ser polímeros com química semelhante à química usada como inibidor de incrustações.Isso despertou nosso interesse e a Statoil quis explorar as razões por trás desses resíduos de polímero presentes na linha capilar.

 

Qualificação química

 

Num campo de HP HT existem muitos desafios no que diz respeito à seleção de produtos químicos adequados para mitigar os vários problemas de produção.Na qualificação do inibidor de incrustação para injeção contínua no fundo do poço, foram realizados os seguintes testes:

• Estabilidade do produto
• Envelhecimento térmico
• Testes de desempenho dinâmico
• Compatibilidade com água de formação e inibidor de hidrato (MEG)
• Teste de rei de arma estático e dinâmico
• Informações sobre redissolução de água, produto químico fresco e MEG

 

O produto químico será injetado a uma taxa de dosagem predeterminada, mas a produção de água não será necessariamente constante, ou seja, acúmulo de água.Entre os jatos de água, quando o produto químico entra no poço, ele será recebido por uma corrente quente e rápida de gás hidrocarboneto.Isto é semelhante à injeção de um inibidor de incrustação em uma aplicação de gas lift (Fleming etal.2003).

a alta temperatura do gás, o risco de remoção do solvente é extremamente alto e o rei da pistola pode causar o bloqueio da válvula de injeção.Este é um risco mesmo para produtos químicos formulados com solventes de alto ponto de ebulição/baixa pressão de vapor e outros depressores de pressão de vapor (VPD). No caso de um bloqueio parcial, o fluxo de água de formação, MEG e/ou produto químico fresco deve ser capaz de remover ou redissolver o produto químico desidratado ou eliminado.

 

Neste caso, um novo equipamento de teste de laboratório foi projetado para replicar as condições de fluxo próximas às portas de injeção em um sistema de produção HP/HTg.Os resultados dos testes dinâmicos do canhão demonstram que, sob as condições de aplicação propostas, foi registrada uma perda significativa de solvente.Isto poderia levar a um rápido disparo de armas e eventual bloqueio das linhas de fluxo.O trabalho demonstrou, portanto, que existia um risco relativamente significativo para a injeção contínua de produtos químicos nestes poços antes da produção de água e levou à decisão de ajustar os procedimentos normais de arranque para este campo, atrasando a injeção de produtos químicos até que fosse detetada a ruptura de água.

 

A qualificação do inibidor de incrustação para injeção contínua no fundo do poço teve grande foco na remoção de solvente e no canhão do inibidor de incrustação no ponto de injeção e na linha de fluxo, mas o potencial para o canhão na própria válvula de injeção não foi avaliado.A válvula de injeção provavelmente falhou devido à perda significativa de solvente e ao rápido disparo do canhão, Fig.6. Os resultados mostram que é importante ter uma visão holística do sistema;não se concentra apenas nos desafios de produção, mas também nos desafios relacionados à injeção do produto químico, ou seja, a válvula de injeção.

 

Experiência de outras áreas

 

Um dos primeiros relatórios sobre problemas com linhas de injeção química de longa distância veio dos campos de satélite Gull fak sandVig dis (Osa etal.2001). As linhas de injeção submarinas foram bloqueadas contra a formação de hidrato dentro da linha devido à invasão de gás dos fluidos produzidos. na linha através da válvula de injeção.Foram desenvolvidas novas diretrizes para o desenvolvimento de produtos químicos de produção submarina.Os requisitos incluíam a remoção de partículas (filtração) e a adição de inibidor de hidrato (por exemplo, glicol) a todos os inibidores de incrustações à base de água a serem injetados nos modelos submarinos.Estabilidade química, viscosidade e compatibilidade (líquidos e materiais) também foram consideradas.Esses requisitos foram levados mais adiante no sistema da Statoil e incluem a injeção de produtos químicos no fundo do poço.

 

Durante a fase de desenvolvimento do Oseberg S ou campo foi decidido que todos os poços deveriam ser completados com sistemas DHC I (Fleming etal.2006). O objetivo era evitar a incrustação de CaCO； na tubulação superior por injeção de SI.Um dos principais desafios em relação às linhas de injeção de produtos químicos foi conseguir a comunicação entre a superfície e a saída do fundo do poço.O diâmetro interno da linha de injeção de produtos químicos diminuiu de 7 mm para 0,7 mm (DI) ao redor da válvula de segurança anular devido a limitações de espaço e a capacidade do líquido ser transportado através desta seção influenciou na taxa de sucesso.Vários poços da plataforma tinham linhas de injeção de produtos químicos obstruídas, mas o motivo não foi compreendido.Trens de vários fluidos (glicol, petróleo bruto, condensado, xileno, inibidor de incrustações, água, etc.) foram testados em laboratório quanto à viscosidade e compatibilidade e bombeados para frente e em fluxo reverso para abrir as linhas;no entanto, o inibidor de incrustação alvo não pôde ser bombeado até a válvula de injeção de produto químico.Além disso, foram observadas complicações com a precipitação do inibidor de incrustação de fosfonato juntamente com a salmoura residual de conclusão de CaCl z em um poço e a arma principal do inibidor de incrustação dentro de um poço com alta proporção de gasóleo e baixo corte de água (Fleming etal.2006)

 

Lições aprendidas

 

Desenvolvimento de método de teste

 

As principais lições aprendidas com a falha dos sistemas DHC I foram em relação à eficiência técnica do inibidor de incrustação e não em relação à funcionalidade e à injeção química.A injeção na superfície e a injeção submarina têm funcionado bem ao longo do tempo;no entanto, a aplicação foi estendida à injeção química no fundo do poço sem uma atualização correspondente dos métodos de qualificação química.A experiência da Statoil nos dois casos de campo apresentados mostra que a documentação ou diretrizes que regem a qualificação química devem ser atualizadas para incluir esse tipo de aplicação química.Os dois principais desafios foram identificados como i) vácuo na linha de injeção de produtos químicos e ii) precipitação potencial do produto químico.

 

A evaporação do produto químico pode ocorrer na tubulação de produção (como visto na caixa do canhão) e na tubulação de injeção(uma interface transitória foi identificada na caixa de vácuo) há um risco de que esses precipitados possam ser movidos com o fluxo e na válvula de injeção e posteriormente no poço.A válvula de injeção é muitas vezes projetada com um filtro a montante do ponto de injeção, o que é um desafio, pois no caso de precipitação este filtro pode ficar entupido causando a falha da válvula.

 

As observações e conclusões preliminares das lições aprendidas resultaram num extenso estudo laboratorial sobre os fenómenos.O objetivo geral era desenvolver novos métodos de qualificação para evitar problemas semelhantes no futuro.Neste estudo foram realizados vários testes e vários métodos laboratoriais foram concebidos (desenvolvidos para examinar) produtos químicos no que diz respeito aos desafios identificados.

• Bloqueios de filtros e estabilidade do produto em sistemas fechados.
• O efeito da perda parcial de solvente na corrosividade dos produtos químicos.
• O efeito da perda parcial de solvente dentro de um capilar na formação de sólidos ou tampões viscosos.

 

Durante os testes dos métodos laboratoriais, vários problemas potenciais foram identificados

 

• Bloqueios repetidos do filtro e baixa estabilidade.
• Formação de sólidos após evaporação parcial de um capilar
• Mudanças de pH devido à perda de solvente.

 

A natureza dos testes realizados também forneceu informações e conhecimentos adicionais relativos às alterações nas propriedades físicas dos produtos químicos dentro dos capilares quando submetidos a determinadas condições, e como isso difere das soluções a granel submetidas a condições semelhantes.O trabalho de teste também identificou diferenças consideráveis ​​entre o fluido a granel, as fases de vapor e os fluidos residuais que podem levar ao aumento do potencial de precipitação e/ou aumento da corrosividade.

 

O procedimento de teste de corrosividade dos inibidores de incrustação foi desenvolvido e incluído na documentação regulamentar.Para cada aplicação, testes de corrosividade estendidos tiveram que ser realizados antes que a injeção do inibidor de incrustação pudesse ser implementada.Também foram realizados testes Gun King do produto químico na linha de injeção.

 

Antes de iniciar a qualificação de um produto químico, é importante criar um âmbito de trabalho que descreva os desafios e a finalidade do produto químico.Na fase inicial é importante identificar os principais desafios para poder selecionar os tipos de produto(s) químico(s) que irão resolver o problema.Um resumo dos critérios de aceitação mais importantes pode ser encontrado na Tabela 2.

 

Qualificação de produtos químicos

 

A qualificação de produtos químicos consiste em testes e avaliações teóricas para cada aplicação.As especificações técnicas e os critérios de teste devem ser definidos e estabelecidos, por exemplo, no âmbito de HSE, compatibilidade de materiais, estabilidade do produto e qualidade do produto (partículas).Além disso, o ponto de congelamento, a viscosidade e a compatibilidade com outros produtos químicos, o inibidor de hidrato, a água de formação e o fluido produzido devem ser determinados.Uma lista simplificada de métodos de ensaio que podem ser utilizados para qualificação de produtos químicos é apresentada na Tabela 2.

 

O foco contínuo e o monitoramento da eficiência técnica, taxas de dosagem e fatos de SMS são importantes.Os requisitos de um produto podem mudar ao longo da vida útil de um campo ou de uma planta de processo; variam com as taxas de produção e também com a composição do fluido.Deve ser realizada atividade de acompanhamento com avaliação de desempenho, otimização e/ou teste de novos produtos químicos

freqüentemente para garantir o programa de tratamento ideal.

 

Dependendo da qualidade do petróleo, da produção de água e dos desafios técnicos na unidade de produção offshore, a utilização de produtos químicos de produção pode ser necessária para alcançar a qualidade de exportação, os requisitos regulamentares e para operar a instalação offshore de forma segura.Todos os campos têm desafios diferentes e os produtos químicos de produção necessários variam de campo para campo e ao longo do tempo.

 

É importante concentrar-se na eficiência técnica dos produtos químicos de produção num programa de qualificação, mas também é muito importante concentrar-se nas propriedades do produto químico, tais como estabilidade, qualidade do produto e compatibilidade.Compatibilidade nesta configuração significa compatibilidade com fluidos, materiais e outros produtos químicos de produção.Isso pode ser um desafio.Não é desejável usar um produto químico para resolver um problema para depois descobrir que o produto químico contribui ou cria novos desafios.Talvez sejam as propriedades do produto químico e não o desafio técnico o maior desafio.

 

Requisitos especiais

 

Requisitos especiais sobre filtração de produtos fornecidos devem ser aplicados para o sistema submarino e para injeção contínua no fundo do poço.Filtros e filtros no sistema de injeção de produtos químicos devem ser fornecidos com base nas especificações do equipamento a jusante, desde o sistema de injeção na parte superior, bombas e válvulas de injeção, até as válvulas de injeção no fundo do poço.Quando for aplicada injeção contínua de produtos químicos no fundo do poço, a especificação no sistema de injeção de produtos químicos deve ser baseada na especificação com maior criticidade.Este talvez seja o filtro na válvula de injeção no fundo do poço.

 

Desafios de injeção

 

O sistema de injeção pode implicar uma distância de 3 a 50 km da linha de fluxo submarina umbilical e 1 a 3 km no poço.Propriedades físicas como viscosidade e capacidade de bombear os produtos químicos são importantes.Se a viscosidade à temperatura do fundo do mar for muito alta, pode ser um desafio bombear o produto químico através da linha de injeção de produtos químicos no umbilical submarino e até o ponto de injeção submarino ou no poço.A viscosidade deve estar de acordo com a especificação do sistema na temperatura esperada de armazenamento ou operação.Isto deve ser avaliado em cada caso e dependerá do sistema.Conforme tabela, a taxa de injeção de produtos químicos é um fator para o sucesso na injeção de produtos químicos.Para minimizar o risco de entupimento da linha de injeção de produtos químicos, os produtos químicos neste sistema devem ser inibidos por hidratos (se houver potencial para hidratos).A compatibilidade com os fluidos presentes no sistema (fluido de preservação) e o inibidor de hidrato deve ser realizada.Os testes de estabilidade do produto químico em temperaturas reais (temperatura ambiente mais baixa possível, temperatura ambiente, temperatura submarina, temperatura de injeção) devem ser aprovados.

 

Também deve ser considerado um programa de lavagem das linhas de injeção de produtos químicos com determinada frequência.Pode proporcionar um efeito preventivo lavar regularmente a linha de injeção de produtos químicos com solvente, glicol ou produto químico de limpeza para remover possíveis depósitos antes que se acumulem e possam causar entupimento da linha.A solução química escolhida de fluido de lavagem deve ser

compatível com o produto químico na linha de injeção.

 

Em alguns casos, a linha de injeção de produtos químicos é usada para diversas aplicações químicas com base em diferentes desafios ao longo da vida útil do campo e nas condições do fluido.Na fase inicial de produção, antes do avanço da água, os principais desafios podem ser diferentes daqueles no final da vida, muitas vezes relacionados com o aumento da produção de água.Mudar de um inibidor não aquoso à base de solvente, como o inibidor de asfalto eno, para um produto químico à base de água, como o inibidor de incrustações, pode apresentar desafios de compatibilidade.Portanto, é importante focar na compatibilidade, qualificação e uso de espaçadores quando for planejada a troca de produtos químicos na linha de injeção de produtos químicos.

 

Materiais

 

Em relação à compatibilidade dos materiais, todos os produtos químicos devem ser compatíveis com vedações, elastômeros, juntas e materiais de construção utilizados no sistema de injeção de produtos químicos e na planta de produção.Deve ser desenvolvido um procedimento de teste para a corrosividade de produtos químicos (por exemplo, inibidor de incrustações ácidas) para injeção contínua no fundo do poço.Para cada aplicação, testes de corrosividade estendidos devem ser realizados antes que a injeção de produtos químicos possa ser implementada.

 

Discussão

 

As vantagens e desvantagens da injeção química contínua no fundo do poço devem ser avaliadas.A injeção contínua de inibidor de incrustação para proteger o DHS antes da tubulação de produção é um método elegante para proteger o poço contra incrustações.Conforme mencionado neste artigo, existem vários desafios com a injeção contínua de produtos químicos no fundo do poço, no entanto, para reduzir o risco, é importante compreender os fenômenos ligados à solução.

 

Uma maneira de reduzir o risco é focar no desenvolvimento de métodos de teste.Em comparação com a injeção química na superfície ou submarina, existem condições diferentes e mais severas no poço.O procedimento de qualificação de produtos químicos para injeção contínua de produtos químicos no fundo do poço deve levar em consideração essas mudanças nas condições.A qualificação dos produtos químicos deve ser feita de acordo com o material com o qual os produtos químicos poderão entrar em contato.Os requisitos para qualificação de compatibilidade e testes em condições que reproduzam o mais próximo possível as diversas condições do ciclo de vida do poço sob as quais estes sistemas funcionarão devem ser atualizados e implementados.O desenvolvimento do método de teste deve ser desenvolvido para testes mais realistas e representativos.

 

Além disso, a interação entre os produtos químicos e o equipamento é essencial para o sucesso.O desenvolvimento das válvulas de injeção química deve levar em consideração as propriedades químicas e a localização da válvula de injeção no poço.Deve-se considerar a inclusão de válvulas de injeção reais como parte do equipamento de teste e a realização de testes de desempenho do inibidor de incrustação e do projeto da válvula como parte do programa de qualificação.Para qualificar os inibidores de incrustação, o foco principal foi anteriormente nos desafios do processo e na inibição de incrustações, mas uma boa inibição de incrustações depende de uma injeção estável e contínua.Sem uma injeção estável e contínua, o potencial de incrustação aumentará.Se a válvula de injeção do inibidor de incrustação estiver suja e não houver injeção do inibidor de incrustação no fluxo de fluido, o poço e as válvulas de segurança não estarão protegidos contra incrustações e, portanto, a produção segura poderá ser comprometida.O procedimento de qualificação deve cuidar dos desafios relacionados à injeção do inibidor de incrustação, além dos desafios do processo e da eficiência do inibidor de incrustação qualificado.

 

A nova abordagem envolve diversas disciplinas e a cooperação entre as disciplinas e as respetivas responsabilidades têm de ser clarificadas.Nesta aplicação estão envolvidos o sistema de processo topside, modelos submarinos e projeto e completações de poços.Redes multidisciplinares focadas no desenvolvimento de soluções robustas para sistemas de injeção de produtos químicos são importantes e talvez o caminho para o sucesso.A comunicação entre as diversas disciplinas é crítica;É importante uma comunicação especialmente próxima entre os químicos que controlam os produtos químicos aplicados e os engenheiros do poço que controlam o equipamento usado no poço.Compreender os desafios das diferentes disciplinas e aprender uns com os outros é essencial para compreender a complexidade de todo o processo.

 

Conclusão

 

• A injeção contínua de inibidor de incrustação para proteger o DHS antes da tubulação de produção é um método elegante para proteger o poço contra incrustações
• Para resolver os desafios identificados, as seguintes recomendações são:

Um procedimento de qualificação DHCI dedicado deve ser executado.

Método de qualificação para válvulas de injeção química

Métodos de teste e qualificação para funcionalidade química

Desenvolvimento de método

Testes de materiais relevantes

• A interação multidisciplinar onde a comunicação entre as diversas disciplinas envolvidas é crucial para o sucesso.

 

 

 

Reconhecimentos

O autor deseja agradecer à Statoil AS A pela permissão para publicar este trabalho e à Baker Hughes e Schlumberger por permitir o uso da imagem na Fig.2.

 

Nomenclatura

 

(Ba/Sr)SO4 CaCO3 DHCI DHSV por exemplo GOR SMS HPHT EU IA ou seja km milímetros MEG mMD OD SI TV D Tubo em U DPV

= sulfato de bário/estrôncio = carbonato de cálcio =injeção química no fundo do poço = válvula de segurança de fundo de poço =por exemplo = proporção de gasóleo =ambiente de segurança de saúde =alta pressão alta temperatura = diâmetro interno =isso é =quilômetros =milímetro =monoetilenoglicol =metro de profundidade medida = diâmetro externo = inibidor de escala =metro de profundidade vertical total = tubo em forma de U = depressor de pressão de vapor

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 1. Visão geral dos sistemas de injeção química submarina e de fundo de poço em campo atípico.Esboço da injeção química a montante do DHSV e os desafios esperados relacionados.DHS V=válvula de segurança de fundo de poço, PWV=válvula lateral de processo e PM V=válvula mestre de processo.

 

 

Figura 2. Esboço de um sistema atípico de injeção de produtos químicos no fundo do poço com mandril e válvula.O sistema é conectado ao coletor de superfície, alimentado e conectado ao suporte de tubulação no lado anular da tubulação.O mandril de injeção química é tradicionalmente colocado profundamente no poço com a intenção de fornecer proteção química.

 

 

Figura 3. Esquema típico de barreira de poço, onde a cor azul representa o envelope primário da barreira de poço;neste caso, a tubulação de produção.A cor vermelha representa o envelope da barreira secundária;o invólucro.No lado esquerdo está indicada a injeção do produto químico, linha preta com ponto de injeção para a tubulação de produção na área marcada em vermelho (barreira secundária).

 

 

Figura 4. Orifício pontiagudo encontrado na seção superior da linha de injeção de 3/8”.A área é mostrada no esboço do esquema atípico de barreira de poço, marcado com uma elipse laranja.

 

 

 

 

 

Figura 5. Ataque severo de corrosão na tubulação de 7” com 3% de cromo.A figura mostra o ataque de corrosão após o inibidor de incrustação ser pulverizado da linha de injeção de produtos químicos contaminados para a tubulação de produção.

 

 

Figura 6. Detritos encontrados na válvula de injeção de produtos químicos.Os detritos neste caso eram aparas de metal, provavelmente provenientes do processo de instalação, além de alguns detritos esbranquiçados.O exame dos detritos brancos provou ser polímeros com química semelhante à do produto químico injetado