Líneas de inyección de productos químicos en el fondo del pozo: ¿por qué fallan?Experiencias, Desafíos y Aplicación de Nuevos Métodos de Prueba

 

Caso

 

Abstracto

Statoil está operando varios campos donde se aplica la inyección continua de inhibidores de incrustaciones en el fondo del pozo.El objetivo es proteger la tubería superior y la válvula de seguridad del(Ba/Sr)SO4oCaCO;escala, en casos donde la compresión de escala puede ser difícil y costosa de realizar de manera regular, por ejemplo, conexión de campos submarinos.

 

La inyección continua de inhibidor de incrustaciones en el fondo del pozo es una solución técnicamente apropiada para proteger la tubería superior y la válvula de seguridad en pozos que tienen potencial de incrustación por encima del empacador de producción;especialmente en pozos que no necesitan ser comprimidos regularmente debido al potencial de incrustación en el área cercana al pozo.

 

El diseño, la operación y el mantenimiento de las líneas de inyección de productos químicos exigen una atención especial en la selección de materiales, la calificación química y el seguimiento.La presión, la temperatura, los regímenes de flujo y la geometría del sistema pueden presentar desafíos para una operación segura.Se han identificado desafíos en líneas de inyección de varios kilómetros de longitud desde la instalación de producción hasta la plantilla submarina y en las válvulas de inyección en los pozos.

 

Se discuten las experiencias de campo que muestran la complejidad de los sistemas de inyección continua en el fondo del pozo con respecto a los problemas de precipitación y corrosión.Se representan estudios de laboratorio y aplicación de nuevos métodos para la calificación química.Se abordan las necesidades de acciones multidisciplinarias.

 

Introducción

Statoil está operando varios campos donde se ha aplicado la inyección continua de productos químicos en el fondo del pozo.Esto implica principalmente la inyección de inhibidor de incrustaciones (SI) cuyo objetivo es proteger la tubería superior y la válvula de seguridad de fondo de pozo (DHSV) del (Ba/Sr) SO4oCaCO;escala.En algunos casos, se inyecta un rompedor de emulsión en el fondo del pozo para iniciar el proceso de separación lo más profundo posible del pozo a una temperatura relativamente alta.

 

La inyección continua de inhibidor de incrustaciones en el fondo del pozo es una solución técnicamente apropiada para proteger la parte superior de los pozos que tienen potencial de incrustación por encima del empacador de producción.Se podría recomendar la inyección continua, especialmente en pozos que no necesitan ser comprimidos debido al bajo potencial de incrustaciones en el pozo cercano;o en casos donde la compresión de incrustaciones puede ser difícil y costosa de realizar de manera regular, por ejemplo, conexión de campos submarinos.

 

Statoil tiene amplia experiencia en inyección química continua a sistemas de superficie y plantillas submarinas, pero el nuevo desafío es llevar el punto de inyección más profundamente en el pozo.El diseño, operación y mantenimiento de las líneas de inyección de productos químicos exige una atención especial en varios temas;tales como selección de materiales, calificación química y monitoreo.La presión, la temperatura, los regímenes de flujo y la geometría del sistema pueden presentar desafíos para una operación segura.Se han identificado desafíos en líneas de inyección largas (varios kilómetros) desde la instalación de producción hasta la plantilla submarina y hasta las válvulas de inyección en los pozos;Figura 1.Algunos de los sistemas de inyección han funcionado según lo previsto, mientras que otros han fallado por diversos motivos.Se planean varios desarrollos de campos nuevos para la inyección de químicos en el fondo de pozo (DHCI);sin embargo;en algunos casos el equipo aún no ha sido completamente calificado.

 

La aplicación de DHCI es una tarea compleja.Implica la terminación y el diseño de los pozos, la química del pozo, el sistema de superficie y el sistema de dosificación de productos químicos del proceso de superficie.El producto químico se bombeará desde la parte superior a través de la línea de inyección de productos químicos hasta el equipo de terminación y hacia el pozo.De ahí que en la planificación y ejecución de este tipo de proyectos sea crucial la cooperación entre varias disciplinas.Es necesario evaluar varias consideraciones y es importante una buena comunicación durante el diseño.Participan ingenieros de procesos, ingenieros submarinos e ingenieros de terminación, que se ocupan de los temas de química de pozos, selección de materiales, garantía de flujo y gestión de productos químicos de producción.Los desafíos pueden ser el rey de las armas químicas o la estabilidad de la temperatura, la corrosión y, en algunos casos, un efecto de vacío debido a los efectos locales de presión y flujo en la línea de inyección de químicos.Además de estas, condiciones como alta presión, alta temperatura, alta tasa de gas, alto potencial de incrustación, umbilical de larga distancia y punto de inyección profundo en el pozo, presentan diferentes desafíos y requisitos técnicos para el producto químico inyectado y para la válvula de inyección.

 

Una descripción general de los sistemas DHCI instalados en las operaciones de Statoil muestra que la experiencia no siempre ha sido exitosa (Tabla 1). Sin embargo, se está llevando a cabo la planificación para mejorar el diseño de inyección, la calificación química, la operación y el mantenimiento.Los desafíos varían de un campo a otro y el problema no es necesariamente que la válvula de inyección de químicos en sí no esté funcionando.

 

En los últimos años se han experimentado varios desafíos relacionados con las líneas de inyección de químicos en el fondo del pozo.En este artículo se dan algunos ejemplos de estas experiencias.El documento analiza los desafíos y las medidas tomadas para resolver los problemas relacionados con las líneas DHCI.Se dan dos historias de casos;uno sobre corrosión y otro sobre el rey de las armas químicas.Se discuten las experiencias de campo que muestran la complejidad de los sistemas de inyección continua en el fondo del pozo con respecto a los problemas de precipitación y corrosión.

 

También se consideran estudios de laboratorio y aplicación de nuevos métodos para la calificación química;cómo bombear el producto químico, potencial de incrustación y prevención, aplicación de equipos complejos y cómo afectará el producto químico al sistema de la parte superior cuando se vuelva a producir el producto químico.Los criterios de aceptación para la aplicación de productos químicos implican cuestiones ambientales, eficiencia, capacidad de almacenamiento en la superficie, velocidad de bombeo, si se puede utilizar la bomba existente, etc. Las recomendaciones técnicas deben basarse en la compatibilidad de fluidos y productos químicos, la detección de residuos, la compatibilidad de materiales, el diseño del umbilical submarino y el sistema de dosificación de productos químicos. y materiales en el entorno de estas líneas.Es posible que sea necesario inhibir el hidrato del producto químico para evitar la obstrucción de la línea de inyección debido a la invasión de gas y el producto químico no debe congelarse durante el transporte y almacenamiento.En las directrices internas existentes hay una lista de verificación de qué productos químicos se pueden aplicar en cada punto del sistema. Las propiedades físicas como la viscosidad son importantes.El sistema de inyección puede implicar una distancia de 3 a 50 km de la línea de flujo submarino umbilical y de 1 a 3 km hacia el interior del pozo.Por tanto, la estabilidad de la temperatura también es importante.También podría ser necesario considerar la evaluación de los efectos posteriores, por ejemplo en las refinerías.

 

Sistemas de inyección de productos químicos en el fondo del pozo.

 

Coste-beneficio

 

La inyección continua de inhibidor de incrustaciones en el fondo del pozo para proteger el DHS o la tubería de producción puede ser rentable en comparación con apretar el pozo con inhibidor de incrustaciones.Esta aplicación reduce el potencial de daño a la formación en comparación con los tratamientos de compresión de incrustaciones, reduce el potencial de problemas en el proceso después de la compresión de incrustaciones y brinda la posibilidad de controlar la tasa de inyección de químicos desde el sistema de inyección de la parte superior.El sistema de inyección también se puede utilizar para inyectar otros químicos continuamente en el fondo del pozo y, por lo tanto, puede reducir otros desafíos que podrían ocurrir aguas abajo de la planta de proceso.

 

Se ha realizado un estudio exhaustivo para desarrollar una estrategia a escala de fondo de pozo del campo Oseberg S.La principal preocupación a escala fue el CaCO;Incrustaciones en el tubo superior y posible falla del DHSV.Las consideraciones de estrategia de manejo de escala o Oseberg S concluyeron que durante un período de tres años, DHCI fue la solución más rentable en los pozos donde funcionaban las líneas de inyección de químicos.El principal elemento de costo con respecto a la técnica competitiva de compresión de incrustaciones fue el petróleo diferido en lugar del costo químico/operacional.Para la aplicación del inhibidor de incrustaciones en el levantamiento por gas, el factor principal en el costo químico fue la alta tasa de levantamiento por gas que conduce a una alta concentración de SI, ya que la concentración tenía que equilibrarse con la tasa de levantamiento por gas para evitar el rey de las armas químicas.Para los dos pozos en Oseberg S o que tenían líneas DHC I que funcionaban bien, se eligió esta opción para proteger los DHS V contra CaCO;escalada.

 

Sistema de inyección continua y válvulas.

 

Las soluciones de terminación existentes que utilizan sistemas de inyección química continua enfrentan desafíos para evitar la obstrucción de las líneas capilares.Normalmente, el sistema de inyección consta de una línea capilar, de 1/4” o 3/8” de diámetro exterior (OD), conectada a un colector de superficie, alimentada y conectada al soporte de tubería en el lado anular de la tubería.La línea capilar está unida al diámetro exterior de la tubería de producción mediante abrazaderas especiales para collares de tubería y corre por el exterior de la tubería hasta el mandril de inyección de químicos.El mandril se coloca tradicionalmente aguas arriba del DHS V o más profundamente en el pozo con la intención de darle al químico inyectado suficiente tiempo de dispersión y colocar el químico donde se encuentran los desafíos.

 

En la válvula de inyección de químicos, Fig.2, un pequeño cartucho de aproximadamente 1,5” de diámetro contiene las válvulas de retención que evitan que los fluidos del pozo ingresen a la línea capilar.Es simplemente un pequeño muñeco montado sobre un resorte.La fuerza del resorte establece y predice la presión requerida para abrir el asiento del sello.Cuando el producto químico comienza a fluir, el asiento se levanta de su asiento y abre la válvula de retención.

 

Se requiere tener instaladas dos válvulas de retención.Una válvula es la barrera principal que impide que los fluidos del pozo ingresen a la línea capilar.Tiene una presión de apertura relativamente baja (2-15 bar). Si la presión hidrostática dentro de la línea capilar es menor que la presión del pozo, los fluidos del pozo intentarán ingresar a la línea capilar.La otra válvula de retención tiene una presión de apertura atípica de 130-250 bares y se conoce como sistema de prevención de tubo en U.Esta válvula evita que el químico dentro de la línea capilar fluya libremente hacia el pozo si la presión hidrostática dentro de la línea capilar es mayor que la presión del pozo en el punto de inyección del químico dentro de la tubería de producción.

 

Además de las dos válvulas de retención, normalmente hay un filtro en línea, cuyo propósito es garantizar que ningún residuo de ningún tipo pueda poner en peligro la capacidad de sellado de los sistemas de válvulas de retención.

 

Los tamaños de las válvulas de retención descritas son bastante pequeños y la limpieza del fluido inyectado es esencial para su funcionalidad operativa.Se cree que los residuos del sistema se pueden eliminar aumentando el caudal dentro de la línea capilar, de modo que las válvulas de retención se abran voluntariamente.

 

Cuando se abre la válvula de retención, la presión que fluye disminuye rápidamente y se propaga hacia arriba por la línea capilar hasta que la presión vuelve a aumentar.Luego, la válvula de retención se cerrará hasta que el flujo de productos químicos acumule presión suficiente para abrir la válvula;el resultado son oscilaciones de presión en el sistema de válvula de retención.Cuanto mayor presión de apertura tiene el sistema de válvula de retención, menor área de flujo se establece cuando la válvula de retención se abre y el sistema intenta alcanzar condiciones de equilibrio.

 

Las válvulas de inyección de químicos tienen una presión de apertura relativamente baja;y si la presión de la tubería en el punto de entrada de productos químicos es menor que la suma de la presión hidrostática de los productos químicos dentro de la línea capilar más la presión de apertura de la válvula de retención, se producirá un vacío cercano o vacío en la parte superior de la línea capilar.Cuando la inyección de producto químico se detiene o el flujo de producto químico es bajo, comenzarán a ocurrir condiciones cercanas al vacío en la sección superior de la línea capilar.

 

El nivel de vacío depende de la presión del pozo, la gravedad específica de la mezcla química inyectada utilizada dentro de la línea capilar, la presión de apertura de la válvula de retención en el punto de inyección y el caudal del producto químico dentro de la línea capilar.Las condiciones del pozo variarán durante la vida útil del campo y, por lo tanto, el potencial de vacío también variará con el tiempo.Es importante ser consciente de esta situación para tomar la consideración y las precauciones adecuadas antes de que se produzcan los desafíos esperados.

 

Junto con las bajas tasas de inyección, normalmente los disolventes utilizados en este tipo de aplicaciones se evaporan y provocan efectos que no se han explorado por completo.Estos efectos son la formación de armas o la precipitación de sólidos, por ejemplo polímeros, cuando el disolvente se evapora.

 

Además, se pueden formar células galvánicas en la fase de transición entre la superficie del fluido del producto químico y la fase gaseosa cercana al vacío llena de vapor que se encuentra arriba.Esto puede provocar corrosión por picaduras local dentro de la línea capilar como resultado de una mayor agresividad del producto químico en estas condiciones.Las escamas o cristales de sal que se forman como una película dentro de la línea capilar a medida que su interior se seca podrían atascar o tapar la línea capilar.

 

Filosofía de barrera del pozo

 

Al diseñar soluciones de pozos robustas, Statoil requiere que la seguridad del pozo esté vigente en todo momento durante su ciclo de vida.Por lo tanto, Statoil requiere que haya dos barreras de pozo independientes intactas.La Fig. 3 muestra un esquema atípico de la barrera del pozo, donde el color azul representa la envoltura de la barrera del pozo principal;en este caso la tubería de producción.El color rojo representa la envoltura de barrera secundaria;la carcasa.En el lado izquierdo del dibujo, la inyección del producto químico se indica como una línea negra con el punto de inyección al tubo de producción en el área marcada en rojo (barrera secundaria).Al introducir sistemas de inyección de productos químicos en el pozo, se ponen en peligro tanto las barreras primarias como las secundarias.

 

Historia de un caso sobre corrosión

 

Secuencia de los eventos

 

Se ha aplicado una inyección química de inhibidor de incrustaciones en el fondo de un pozo operado por Statoil en la plataforma continental noruega.En este caso, el inhibidor de incrustaciones aplicado había sido calificado originalmente para aplicaciones en la superficie y bajo el mar.A la finalización del pozo le siguió la instalación de DHCIpointat2446mMD, Fig.3.La inyección en el fondo del pozo del inhibidor de incrustaciones en la parte superior se inició sin realizar más pruebas del producto químico.

 

Después de un año de operación, se observaron fugas en el sistema de inyección de químicos y se iniciaron las investigaciones.La fuga tuvo un efecto perjudicial en las barreras del pozo.Sucesos similares ocurrieron en varios pozos y algunos de ellos tuvieron que cerrarse mientras continuaba la investigación.

 

Los tubos de producción fueron extraídos y estudiados en detalle.El ataque de corrosión se limitó a un lado de la tubería, y algunas uniones de la tubería estaban tan corroídas que en realidad tenían agujeros a través de ellas.Aproximadamente 8,5 mm de espesor, el acero al 3% de cromo se había desintegrado en menos de 8 meses.La corrosión principal se había producido en la sección superior del pozo, desde la boca del pozo hasta aproximadamente 380 m MD, y las peores juntas de tubería corroídas se encontraron aproximadamente a 350 m MD.Por debajo de esta profundidad se observó poca o ninguna corrosión, pero se encontraron muchos residuos en los diámetros exteriores de los tubos.

 

También se cortó y extrajo la carcasa de 9-5/8'' y se observaron efectos similares;con corrosión en la sección superior del pozo en un solo lado.La fuga inducida se produjo al reventar la sección debilitada de la carcasa.

 

El material de la línea de inyección de químicos fue Aleación 825.

 

Calificación química

 

Las propiedades químicas y las pruebas de corrosión son puntos importantes en la calificación de inhibidores de incrustaciones y el inhibidor de incrustaciones real ha sido calificado y utilizado en aplicaciones superiores y submarinas durante varios años.La razón para aplicar el producto químico real en el fondo del pozo fue la mejora de las propiedades ambientales al reemplazar el producto químico existente en el fondo del pozo. Sin embargo, el inhibidor de incrustaciones solo se había utilizado a temperaturas ambiente de la superficie superior y del fondo marino (4-20 ℃).Cuando se inyectó en el pozo, la temperatura del producto químico podía alcanzar los 90 ℃, pero no se habían realizado más pruebas a esta temperatura.

 

El proveedor de productos químicos había realizado pruebas iniciales de corrosividad y los resultados mostraron 2-4 mm/año para acero al carbono a alta temperatura.Durante esta fase hubo una participación mínima de la competencia técnica material del operador.Posteriormente, el operador realizó nuevas pruebas que demostraron que el inhibidor de incrustaciones era altamente corrosivo para los materiales en los tubos y carcasas de producción, con tasas de corrosión superiores a 70 mm/año.El material de la línea de inyección de productos químicos, aleación 825, no se había probado contra el inhibidor de incrustaciones antes de la inyección.La temperatura del pozo puede alcanzar los 90 ℃ y se deberían haber realizado pruebas adecuadas en estas condiciones.

 

La investigación también reveló que el inhibidor de incrustaciones como solución concentrada había reportado un pH <3,0.Sin embargo, no se había medido el pH.Posteriormente, el pH medido mostró un valor muy bajo de pH 0-1.Esto ilustra la necesidad de mediciones y consideraciones de materiales además de los valores de pH dados.

 

Interpretación de los resultados

 

La línea de inyección (Fig.3) está construida para proporcionar una presión hidrostática del inhibidor de incrustaciones que excede la presión del pozo en el punto de inyección.El inhibidor se inyecta a una presión más alta que la que existe en el pozo.Esto da como resultado un efecto de tubo en U al cerrar el pozo.La válvula siempre se abrirá con una presión más alta en la línea de inyección que en el pozo.Por tanto, puede producirse vacío o evaporación en la línea de inyección.La velocidad de corrosión y el riesgo de picaduras son mayores en la zona de transición gas/líquido debido a la evaporación del disolvente.Los experimentos de laboratorio realizados con cupones confirmaron esta teoría.En los pozos donde se experimentaron fugas, todos los orificios en las líneas de inyección estaban ubicados en la parte superior de la línea de inyección de químicos.

 

La figura 4 muestra fotografías de la línea DHC I con corrosión por picadura significativa.La corrosión observada en la tubería de producción exterior indicó una exposición local al inhibidor de incrustaciones desde el punto de fuga por picadura.La fuga fue causada por picaduras de corrosión por productos químicos altamente corrosivos y fugas a través de la línea de inyección de productos químicos hacia la carcasa de producción.Se roció el inhibidor de incrustaciones desde la línea capilar picada sobre la carcasa y los tubos y se produjeron fugas.No se habían considerado las consecuencias secundarias de las fugas en la línea de inyección.Se concluyó que la corrosión de la carcasa y los tubos era el resultado de inhibidores de incrustaciones concentrados aplicados desde la línea capilar picada hasta la carcasa y los tubos, Fig.5.

 

En este caso faltaba la participación de ingenieros especializados en materiales.No se había probado la corrosividad del producto químico en la línea DHCI y no se habían evaluado los efectos secundarios debidos a las fugas;como por ejemplo si los materiales circundantes podrían tolerar la exposición a sustancias químicas.

 

Historia del caso del rey de las armas químicas

 

Secuencia de los eventos

 

La estrategia de prevención de incrustaciones para un campo HP HT fue la inyección continua de inhibidor de incrustaciones aguas arriba de la válvula de seguridad del fondo del pozo.Se identificó un severo potencial de incrustación de carbonato de calcio en el pozo.Uno de los desafíos fueron las altas temperaturas y las altas tasas de producción de gas y condensado combinadas con una baja tasa de producción de agua.La preocupación al inyectar un inhibidor de incrustaciones era que el solvente sería eliminado por la alta tasa de producción de gas y que el químico se produciría en el punto de inyección aguas arriba de la válvula de seguridad en el pozo, Fig.1.

 

Durante la calificación del inhibidor de incrustaciones, la atención se centró en la eficiencia del producto en condiciones HP HT, incluido el comportamiento en el sistema de proceso de la parte superior (baja temperatura).La principal preocupación era la precipitación del propio inhibidor de incrustaciones en los tubos de producción debido a la alta tasa de gas.Las pruebas de laboratorio mostraron que el inhibidor de incrustaciones podría precipitar y adherirse a la pared del tubo.Por lo tanto, el funcionamiento de la válvula de seguridad podría evitar el riesgo.

 

La experiencia demostró que después de algunas semanas de funcionamiento la línea química tenía fugas.Fue posible monitorear la presión del pozo con el manómetro de superficie instalado en la línea capilar.La línea fue aislada para obtener la integridad del pozo.

 

La línea de inyección de químicos fue retirada del pozo, abierta e inspeccionada para diagnosticar el problema y encontrar posibles razones de falla.Como se puede ver en la Fig.6, se encontró una cantidad significativa de precipitado y el análisis químico mostró que parte de este era el inhibidor de incrustaciones.El precipitado se encontraba en el sello y el asiento y la válvula no podían operarse.

 

La falla de la válvula fue causada por desechos dentro del sistema de válvulas que impidieron que las válvulas de retención comieran el asiento de metal con metal.Se examinaron los escombros y se demostró que las partículas principales eran virutas de metal, probablemente producidas durante el proceso de instalación de la línea capilar.Además, se identificaron algunos residuos blancos en ambas válvulas de retención, especialmente en la parte trasera de las válvulas.Este es el lado de baja presión, es decir, el lado que siempre estaría en contacto con los fluidos del pozo.Inicialmente, se creyó que se trataba de desechos del pozo de producción, ya que las válvulas habían quedado atascadas y expuestas a los fluidos del pozo.Pero al examinar los restos se demostró que se trataba de polímeros con una química similar a la del producto químico utilizado como inhibidor de incrustaciones.Esto captó nuestro interés y Statoil quiso explorar las razones detrás de estos restos de polímero presentes en la línea capilar.

 

Calificación química

 

En un campo HP HT existen muchos desafíos con respecto a la selección de productos químicos adecuados para mitigar los diversos problemas de producción.En la calificación del inhibidor de incrustaciones para inyección continua en fondo de pozo se realizaron las siguientes pruebas:

• Estabilidad del producto
• Envejecimiento térmico
• Pruebas de rendimiento dinámicas
• Compatibilidad con agua de formación e inhibidor de hidratos (MEG)
• Prueba del rey de las armas estática y dinámica
• Información sobre redisolución agua, productos químicos frescos y MEG

 

El producto químico se inyectará en una dosis predeterminada, pero la producción de agua no será necesariamente constante, es decir, un golpe de agua.Entre los depósitos de agua, cuando el producto químico ingresa al pozo, se encontrará con una corriente caliente y de flujo rápido de gas hidrocarburo.Esto es similar a inyectar un inhibidor de incrustaciones en una aplicación de elevación de gas (Fleming et al.2003). Junto con

Debido a la alta temperatura del gas, el riesgo de que se elimine el disolvente es extremadamente alto y la pistola puede bloquear la válvula de inyección.Esto es un riesgo incluso para productos químicos formulados con solventes de alto punto de ebullición/baja presión de vapor y otros depresores de la presión de vapor (VPD). En caso de un bloqueo parcial, el flujo de agua de formación, el MEG y/o el químico nuevo deben poder eliminarse. o volver a disolver el químico deshidratado o desechado.

 

En este caso, se diseñó un novedoso equipo de pruebas de laboratorio para replicar las condiciones de flujo cerca de los puertos de inyección en un sistema de producción HP/HTg.Los resultados de las pruebas dinámicas de Gun King demuestran que bajo las condiciones de aplicación propuestas se registró una pérdida significativa de disolvente.Esto podría provocar un disparo rápido y un eventual bloqueo de las líneas de flujo.Por lo tanto, el trabajo demostró que existía un riesgo relativamente significativo para la inyección química continua en estos pozos antes de la producción de agua y llevó a la decisión de ajustar los procedimientos de inicio normales para este campo, retrasando la inyección química hasta que se detectara la irrupción del agua.

 

La calificación del inhibidor de incrustaciones para inyección continua en el fondo del pozo se centró principalmente en la extracción de solvente y la pistola del inhibidor de incrustaciones en el punto de inyección y en la línea de flujo, pero no se evaluó el potencial de la pistola en la válvula de inyección en sí.La válvula de inyección probablemente falló debido a una pérdida significativa de solvente y a una rápida activación de la pistola, Fig.6. Los resultados muestran que es importante tener una visión holística del sistema;no sólo se centra en los desafíos de producción, sino también en los desafíos relacionados con la inyección del producto químico, es decir, la válvula de inyección.

 

Experiencia de otros campos

 

Uno de los primeros informes sobre problemas con las líneas de inyección de productos químicos a larga distancia provino de los campos satélite Gull fak sandVig dis (Osa et al.2001). Las líneas de inyección submarinas estaban bloqueadas para evitar la formación de hidratos dentro de la línea debido a la invasión de gas de los fluidos producidos. a la línea a través de la válvula de inyección.Se desarrollaron nuevas directrices para el desarrollo de productos químicos de producción submarina.Los requisitos incluían la eliminación de partículas (filtración) y la adición de inhibidores de hidratos (por ejemplo, glicol) a todos los inhibidores de incrustaciones a base de agua que se inyectarían en las plantillas submarinas.También se consideraron la estabilidad química, la viscosidad y la compatibilidad (líquido y materiales).Estos requisitos se han llevado más allá del sistema Statoil e incluyen la inyección de productos químicos en el fondo del pozo.

 

Durante la fase de desarrollo del campo Oseberg S, se decidió que todos los pozos debían completarse con sistemas DHC I (Fleming et al.2006). El objetivo era evitar el CaCO； la incrustación en la tubería superior mediante inyección SI.Uno de los mayores desafíos con respecto a las líneas de inyección de químicos fue lograr la comunicación entre la superficie y la salida del fondo del pozo.El diámetro interno de la línea de inyección de productos químicos se redujo de 7 mm a 0,7 mm (DI) alrededor de la válvula de seguridad del anillo debido a limitaciones de espacio y la capacidad del líquido para ser transportado a través de esta sección influyó en la tasa de éxito.Varios pozos de plataforma tenían líneas de inyección de químicos obstruidas, pero no se entendía el motivo.Se probaron en laboratorio trenes de diversos fluidos (glicol, crudo, condensado, xileno, inhibidor de incrustaciones, agua, etc.) para determinar su viscosidad y compatibilidad y se bombearon hacia adelante y hacia atrás para abrir las líneas;sin embargo, el inhibidor de incrustaciones objetivo no pudo bombearse hasta la válvula de inyección de químicos.Además, se observaron complicaciones con la precipitación del inhibidor de incrustaciones de fosfonato junto con salmuera de terminación de CaCl z residual en un pozo y la pistola del inhibidor de incrustaciones dentro de un pozo con una alta proporción de gasóleo y un bajo corte de agua (Fleming et al.2006).

 

Lecciones aprendidas

 

Desarrollo de métodos de prueba.

 

Las principales lecciones aprendidas del fallo de los sistemas DHC I han sido con respecto a la eficiencia técnica del inhibidor de incrustaciones y no con respecto a la funcionalidad e inyección de químicos.La inyección en superficie y la inyección submarina han funcionado bien con el tiempo;sin embargo, la aplicación se ha extendido a la inyección de químicos en el fondo del pozo sin la correspondiente actualización de los métodos de calificación química.La experiencia de Statoil en los dos casos de campo presentados es que la documentación o pautas que rigen la calificación química deben actualizarse para incluir este tipo de aplicación química.Se han identificado los dos desafíos principales: i) vacío en la línea de inyección de productos químicos y ii) posible precipitación del producto químico.

 

La evaporación del producto químico puede ocurrir en el tubo de producción (como se ve en el caso del rey de la pistola) y en el tubo de inyección (se ha identificado una interfaz transitoria en el caso del vacío). Existe el riesgo de que estos precipitados se muevan con el flujo y en la válvula de inyección y más adentro del pozo.La válvula de inyección a menudo está diseñada con un filtro aguas arriba del punto de inyección, esto es un desafío, ya que en caso de precipitación, este filtro podría obstruirse y provocar que la válvula falle.

 

Las observaciones y conclusiones preliminares de las lecciones aprendidas dieron como resultado un extenso estudio de laboratorio sobre el fenómeno.El objetivo general era desarrollar nuevos métodos de calificación para evitar problemas similares en el futuro.En este estudio se han realizado varias pruebas y se han diseñado (desarrollados) varios métodos de laboratorio para examinar los productos químicos con respecto a los desafíos identificados.

• Obstrucciones de filtros y estabilidad del producto en sistemas cerrados.
• El efecto de la pérdida parcial de disolvente sobre la corrosividad de los productos químicos.
• El efecto de la pérdida parcial de disolvente dentro de un capilar sobre la formación de sólidos o tapones viscosos.

 

Durante las pruebas de los métodos de laboratorio se han identificado varios problemas potenciales.

 

• Bloqueos repetidos del filtro y mala estabilidad.
• Formación de sólidos tras la evaporación parcial de un capilar.
• Cambios de pH debido a la pérdida de disolvente.

 

La naturaleza de las pruebas realizadas también ha proporcionado información y conocimientos adicionales relacionados con los cambios en las propiedades físicas de los productos químicos dentro de los capilares cuando se someten a determinadas condiciones, y en qué se diferencian de las soluciones a granel sujetas a condiciones similares.El trabajo de prueba también ha identificado diferencias considerables entre el fluido a granel, las fases de vapor y los fluidos residuales que pueden conducir a un mayor potencial de precipitación y/o una mayor corrosividad.

 

El procedimiento de prueba de corrosividad de los inhibidores de incrustaciones se desarrolló y se incluyó en la documentación aplicable.Para cada aplicación, se tuvieron que realizar pruebas de corrosividad ampliadas antes de poder implementar la inyección del inhibidor de incrustaciones.También se han realizado pruebas Gun King del producto químico en la línea de inyección.

 

Antes de comenzar la calificación de un producto químico, es importante crear un alcance de trabajo que describa los desafíos y el propósito del producto químico.En la fase inicial es importante identificar los principales desafíos para poder seleccionar los tipos de químicos que resolverán el problema.En la Tabla 2 se puede encontrar un resumen de los criterios de aceptación más importantes.

 

Calificación de productos químicos.

 

La calificación de los productos químicos consiste tanto en pruebas como en evaluaciones teóricas para cada aplicación.Las especificaciones técnicas y los criterios de prueba deben definirse y establecerse, por ejemplo dentro de HSE, compatibilidad de materiales, estabilidad del producto y calidad del producto (partículas).Además, se debe determinar el punto de congelación, la viscosidad y la compatibilidad con otros químicos, inhibidores de hidratos, agua de formación y el fluido producido.En la Tabla 2 se proporciona una lista simplificada de métodos de prueba que pueden usarse para la calificación de productos químicos.

 

Es importante centrarse y monitorear continuamente la eficiencia técnica, las tasas de dosificación y los datos de HSE.Los requisitos de un producto pueden cambiar la vida útil de un campo o de una planta de proceso; varían con las tasas de producción y con la composición del fluido.Se debe realizar una actividad de seguimiento con evaluación del rendimiento, optimización y/o pruebas de nuevos productos químicos.

frecuentemente para asegurar el programa de tratamiento óptimo.

 

Dependiendo de la calidad del petróleo, la producción de agua y los desafíos técnicos en la planta de producción costa afuera, el uso de productos químicos de producción puede ser necesario para lograr la calidad de exportación, los requisitos regulatorios y operar la instalación costa afuera de manera segura.Todos los campos enfrentan diferentes desafíos y los productos químicos de producción necesarios variarán de un campo a otro y con el tiempo.

 

Es importante centrarse en la eficiencia técnica de los productos químicos de producción en un programa de calificación, pero también es muy importante centrarse en las propiedades del producto químico, como la estabilidad, la calidad del producto y la compatibilidad.Compatibilidad en este entorno significa compatibilidad con los fluidos, materiales y otros productos químicos de producción.Esto puede ser un reto.No es deseable utilizar una sustancia química para resolver un problema para luego descubrir que la sustancia química contribuye o crea nuevos desafíos.Quizás sean las propiedades del producto químico y no el desafío técnico el mayor desafío.

 

Requisitos especiales

 

Se deben aplicar requisitos especiales sobre la filtración de los productos suministrados para el sistema submarino y para la inyección continua en el fondo del pozo.Se deben proporcionar filtros y coladores en el sistema de inyección de químicos según las especificaciones del equipo aguas abajo, desde el sistema de inyección superior, las bombas y las válvulas de inyección hasta las válvulas de inyección del fondo del pozo.Cuando se aplica la inyección continua de productos químicos en el fondo del pozo, la especificación en el sistema de inyección de productos químicos debe basarse en la especificación con la mayor criticidad.Este puede ser el filtro en la válvula de inyección en el fondo del pozo.

 

Desafíos de inyección

 

El sistema de inyección puede implicar una distancia de 3 a 50 km de línea de flujo submarina umbilical y 1 a 3 km de profundidad en el pozo.Las propiedades físicas como la viscosidad y la capacidad de bombear los productos químicos son importantes.Si la viscosidad a la temperatura del fondo marino es demasiado alta, puede ser un desafío bombear el producto químico a través de la línea de inyección de productos químicos en el umbilical submarino y hasta el punto de inyección submarino o en el pozo.La viscosidad debe estar de acuerdo con las especificaciones del sistema a la temperatura operativa o de almacenamiento esperada.Esto debe evaluarse en cada caso y dependerá del sistema.Como se muestra en la tabla, la tasa de inyección de productos químicos es un factor de éxito en la inyección de productos químicos.Para minimizar el riesgo de obstruir la línea de inyección de productos químicos, los productos químicos en este sistema deben estar inhibidos por hidratos (si es posible que contengan hidratos).Se debe realizar la compatibilidad con los fluidos presentes en el sistema (líquido de conservación) y el inhibidor de hidratos.Se deben pasar las pruebas de estabilidad del producto químico a temperaturas reales (temperatura ambiente más baja posible, temperatura ambiente, temperatura submarina, temperatura de inyección).

 

También se debe considerar un programa de lavado de las líneas de inyección de químicos con una frecuencia determinada.Puede tener un efecto preventivo lavar periódicamente la línea de inyección de productos químicos con disolvente, glicol o productos químicos de limpieza para eliminar posibles depósitos antes de que se acumulen y puedan provocar la obstrucción de la línea.La solución química elegida del líquido de lavado debe ser

compatible con el producto químico en la línea de inyección.

 

En algunos casos, la línea de inyección de productos químicos se utiliza para varias aplicaciones químicas en función de diferentes desafíos durante la vida útil del campo y las condiciones del fluido.En la fase de producción inicial, antes de que irrumpa el agua, los principales desafíos pueden ser diferentes de los que se presentan al final de su vida útil, a menudo relacionados con una mayor producción de agua.Cambiar de un inhibidor no acuoso a base de solventes, como el inhibidor de asfálticos, a un químico a base de agua, como un inhibidor de incrustaciones, puede presentar desafíos con respecto a la compatibilidad.Por lo tanto, es importante centrarse en la compatibilidad, la calificación y los usos de los espaciadores cuando se planifica cambiar el producto químico en la línea de inyección de productos químicos.

 

Materiales

 

En cuanto a la compatibilidad de los materiales, todos los productos químicos deben ser compatibles con los sellos, elastómeros, juntas y materiales de construcción utilizados en el sistema de inyección de productos químicos y la planta de producción.Se debe desarrollar un procedimiento de prueba para la corrosividad de productos químicos (por ejemplo, inhibidores de incrustaciones ácidas) para inyección continua en el fondo del pozo.Para cada aplicación, se deben realizar pruebas de corrosividad ampliadas antes de poder implementar la inyección de productos químicos.

 

Discusión

 

Es necesario evaluar las ventajas y desventajas de la inyección química continua en el fondo del pozo.La inyección continua de inhibidor de incrustaciones para proteger el DHS de la tubería de producción es un método elegante para proteger el pozo de las incrustaciones.Como se menciona en este documento, existen varios desafíos con la inyección química continua en el fondo del pozo; sin embargo, para reducir el riesgo es importante comprender los fenómenos relacionados con la solución.

 

Una forma de reducir el riesgo es centrarse en el desarrollo de métodos de prueba.En comparación con la inyección de químicos en la superficie o bajo el mar, existen condiciones diferentes y más severas en el pozo.El procedimiento de calificación de productos químicos para inyección continua de productos químicos en el fondo del pozo debe tener en cuenta estos cambios en las condiciones.La calificación de los productos químicos debe realizarse de acuerdo con el material con el que puedan entrar en contacto los productos químicos.Se deben actualizar e implementar los requisitos para la calificación y pruebas de compatibilidad en condiciones que repliquen lo más fielmente posible las diversas condiciones del ciclo de vida del pozo en las que funcionarán estos sistemas.El desarrollo del método de prueba debe avanzar hacia pruebas más realistas y representativas.

 

Además, la interacción entre los productos químicos y el equipo es esencial para el éxito.El desarrollo de las válvulas de inyección de productos químicos debe tener en cuenta las propiedades químicas y la ubicación de la válvula de inyección en el pozo.Se debe considerar incluir válvulas de inyección reales como parte del equipo de prueba y realizar pruebas de desempeño del inhibidor de incrustaciones y el diseño de la válvula como parte del programa de calificación.Para calificar los inhibidores de incrustaciones, anteriormente el enfoque principal se centró en los desafíos del proceso y la inhibición de incrustaciones, pero una buena inhibición de incrustaciones depende de una inyección estable y continua.Sin una inyección estable y continua, el potencial de escala aumentará.Si la válvula de inyección del inhibidor de incrustaciones está sucia y no hay inyección de inhibidor de incrustaciones en la corriente de fluido, el pozo y las válvulas de seguridad no están protegidas contra las incrustaciones y, por lo tanto, la producción segura podría verse comprometida.El procedimiento de calificación debe abordar los desafíos relacionados con la inyección del inhibidor de incrustaciones además de los desafíos del proceso y la eficiencia del inhibidor de incrustaciones calificado.

 

El nuevo enfoque implica varias disciplinas y es necesario aclarar la cooperación entre las disciplinas y las responsabilidades respectivas.En esta aplicación están involucrados el sistema de proceso de superficie, las plantillas submarinas y el diseño y terminaciones de pozos.Las redes multidisciplinarias que se centran en el desarrollo de soluciones sólidas para sistemas de inyección de productos químicos son importantes y tal vez el camino hacia el éxito.La comunicación entre las diversas disciplinas es fundamental;Es especialmente importante una comunicación estrecha entre los químicos que tienen el control de los productos químicos aplicados y los ingenieros del pozo que tienen el control del equipo utilizado en el pozo.Comprender los desafíos de las diferentes disciplinas y aprender unos de otros es esencial para comprender la complejidad de todo el proceso.

 

Conclusión

 

• La inyección continua de inhibidor de incrustaciones para proteger el DHS de la tubería de producción es un método elegante para proteger el pozo contra las incrustaciones.
• Para resolver los desafíos identificados, las siguientes recomendaciones son:

Se debe realizar un procedimiento de calificación DHCI exclusivo.

Método de calificación para válvulas de inyección de químicos.

Métodos de prueba y calificación para la funcionalidad química.

Desarrollo de métodos

Pruebas de materiales relevantes

• La interacción multidisciplinaria donde la comunicación entre las diversas disciplinas involucradas es crucial para el éxito.

 

 

 

Agradecimientos

El autor desea agradecer a Statoil ASA por el permiso para publicar este trabajo y a Baker Hughes y Schlumberger por permitir el uso de la imagen de la Fig.2.

 

Nomenclatura

 

(Ba/Sr)SO4 CaCO3 DHCI DHSV p.ej GOR HSE HPHT IDENTIFICACIÓN es decir kilómetros milímetros MEG mMD sobredosis SI mTVD tubo en U VPD

= sulfato de bario/estroncio = carbonato de calcio = inyección química en el fondo del pozo =válvula de seguridad de fondo de pozo = por ejemplo = relación gasóleo = entorno de seguridad sanitaria =alta presión alta temperatura =diámetro interior = eso es =kilómetros =milímetro = mono etilenglicol = metro de profundidad medida =diámetro exterior = inhibidor de incrustaciones = metros de profundidad vertical total = tubo en forma de U =depresor de la presión de vapor

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 1. Descripción general de los sistemas de inyección de químicos submarinos y de fondo de pozo en un campo atípico.Bosquejo de la inyección química aguas arriba del DHSV y los desafíos esperados relacionados.DHS V=válvula de seguridad de fondo de pozo, PWV=válvula de ala de proceso y PM V=válvula maestra de proceso.

 

 

Figura 2. Bosquejo de un sistema atípico de inyección de químicos en el fondo del pozo con mandril y válvula.El sistema está conectado al colector de superficie, alimentado y conectado al soporte de tubería en el lado anular de la tubería.El mandril de inyección de productos químicos se coloca tradicionalmente en lo profundo del pozo con la intención de brindar protección química.

 

 

Figura 3. Esquema típico de la barrera del pozo, donde el color azul representa la envoltura de la barrera del pozo principal;en este caso la tubería de producción.El color rojo representa la envoltura de barrera secundaria;la carcasa.En el lado izquierdo se indica la inyección del químico, línea negra con el punto de inyección al tubo de producción en el área marcada en rojo (barrera secundaria).

 

 

Figura 4. Orificio con hoyos encontrado en la sección superior de la línea de inyección de 3/8”.El área se muestra en el boceto del esquema de barrera de pozo atípico, marcado con una elipse naranja.

 

 

 

 

 

Figura 5. Ataque de corrosión severo en la tubería de 7” con 3% de cromo.La figura muestra el ataque de corrosión después de que el inhibidor de incrustaciones se rociara desde la línea de inyección de químicos picada hasta la tubería de producción.

 

 

Figura 6. Residuos encontrados en la válvula de inyección de químicos.Los restos en este caso eran virutas de metal probablemente del proceso de instalación, además de algunos restos blanquecinos.El examen de los desechos blancos demostró ser polímeros con una química similar a la del químico inyectado.