Lignes d'injection de produits chimiques en fond de trou : pourquoi échouent-elles ?Expériences, défis et application de nouvelles méthodes de test

 

Cas

 

Abstrait

Statoil exploite plusieurs champs où l'injection continue d'inhibiteur de tartre en fond de trou est appliquée.L'objectif est de protéger la tubulure supérieure et la soupape de sécurité du (Ba/Sr) SO4 ou CaCO ;à grande échelle, dans les cas où la compression d'échelle peut être difficile et coûteuse à réaliser sur une base régulière, par exemple pour le raccordement de champs sous-marins.

 

L'injection continue d'inhibiteur de tartre en fond de trou est une solution techniquement appropriée pour protéger la tubulure supérieure et la soupape de sécurité dans les puits qui ont un potentiel de tartre au-dessus du packer de production ;en particulier dans les puits qui n'ont pas besoin d'être pressés régulièrement en raison du potentiel de tartre dans la zone proche du puits de forage.

 

La conception, l'exploitation et la maintenance des lignes d'injection de produits chimiques exigent une attention particulière à la sélection des matériaux, à la qualification chimique et à la surveillance.La pression, la température, les régimes d'écoulement et la géométrie du système peuvent présenter des défis pour un fonctionnement sûr.Des défis ont été identifiés dans les lignes d'injection de plusieurs kilomètres depuis l'installation de production jusqu'au gabarit sous-marin et dans les vannes d'injection situées dans les puits.

 

Des expériences sur le terrain montrant la complexité des systèmes d'injection continue de fond de trou en ce qui concerne les problèmes de précipitation et de corrosion sont discutées.Les études en laboratoire et l'application de nouvelles méthodes de qualification chimique sont représentées.Les besoins d’actions multidisciplinaires sont pris en compte.

 

Introduction

Statoil exploite plusieurs champs où l'injection continue de produits chimiques en fond de puits a été appliquée.Cela implique principalement l'injection d'inhibiteur de tartre (SI) dont l'objectif est de protéger la tubulure supérieure et la soupape de sécurité de fond (DHSV) du (Ba/Sr) SO4 ou CaCO ;échelle.Dans certains cas, un brise-émulsion est injecté au fond du trou pour démarrer le processus de séparation aussi profondément que possible dans le puits à une température relativement élevée.

 

L’injection continue d’inhibiteur de tartre en fond de trou est une solution techniquement appropriée pour protéger la partie supérieure des puits présentant un potentiel de tartre au-dessus du packer de production.L'injection continue peut être recommandée, en particulier dans les puits qui n'ont pas besoin d'être pressés en raison du faible potentiel de tartre dans le puits de forage proche ;ou dans les cas où la réduction de l'échelle peut être difficile et coûteuse à réaliser sur une base régulière, par exemple le raccordement de champs sous-marins.

 

Statoil a étendu son expérience en matière d'injection chimique continue aux systèmes de surface et aux modèles sous-marins, mais le nouveau défi consiste à approfondir le point d'injection dans le puits.La conception, l'exploitation et la maintenance des lignes d'injection de produits chimiques nécessitent une attention particulière sur plusieurs sujets :tels que la sélection des matériaux, la qualification chimique et la surveillance.La pression, la température, les régimes d'écoulement et la géométrie du système peuvent présenter des défis pour un fonctionnement sûr.Des problèmes liés aux longues lignes d'injection (plusieurs kilomètres) allant de l'installation de production au gabarit sous-marin et aux vannes d'injection en bas des puits ont été identifiés ;Fig. 1.Certains systèmes d’injection ont fonctionné comme prévu, tandis que d’autres sont tombés en panne pour diverses raisons.Plusieurs nouveaux développements sur le terrain sont prévus pour l'injection chimique en fond de trou (DHCI) ;cependant;dans certains cas, l'équipement n'est pas encore pleinement qualifié.

 

L'application du DHCI est une tâche complexe.Cela implique la réalisation et la conception des puits, la chimie des puits, le système de surface et le système de dosage chimique du processus de surface.Le produit chimique sera pompé depuis la surface via la conduite d’injection de produits chimiques jusqu’à l’équipement de complétion et vers le puits.Par conséquent, dans la planification et l’exécution de ce type de projet, la coopération entre plusieurs disciplines est cruciale.Diverses considérations doivent être évaluées et une bonne communication pendant la conception est importante.Des ingénieurs de procédés, des ingénieurs sous-marins et des ingénieurs de complétion sont impliqués et traitent des sujets liés à la chimie des puits, à la sélection des matériaux, à l'assurance du débit et à la gestion des produits chimiques de production.Les défis peuvent être liés au fonctionnement du pistolet chimique ou à la stabilité de la température, à la corrosion et, dans certains cas, à un effet de vide dû aux effets locaux de pression et de débit dans la ligne d'injection chimique.En plus de cela, des conditions telles qu'une pression élevée, une température élevée, un débit de gaz élevé, un potentiel de tartre élevé, un point d'injection ombilical longue distance et profond dans le puits, posent différents défis et exigences techniques au produit chimique injecté et à la vanne d'injection.

 

Un aperçu des systèmes DHCI installés dans les opérations de Statoil montre que l'expérience n'a pas toujours été couronnée de succès (Tableau 1). Cependant, une planification pour l'amélioration de la conception de l'injection, de la qualification chimique, de l'exploitation et de la maintenance est en cours.Les défis varient d'un domaine à l'autre, et le problème ne vient pas nécessairement du fait que la vanne d'injection de produits chimiques elle-même ne fonctionne pas.

 

Au cours des dernières années, plusieurs défis concernant les lignes d'injection de produits chimiques en fond de trou ont été rencontrés.Dans cet article, quelques exemples sont donnés à partir de ces expériences.Le document discute des défis et des mesures prises pour résoudre les problèmes liés aux lignes DHCI.Deux histoires de cas sont données ;un sur la corrosion et un sur le roi des armes chimiques.Des expériences sur le terrain montrant la complexité des systèmes d'injection continue de fond de trou en ce qui concerne les problèmes de précipitation et de corrosion sont discutées.

 

Les études en laboratoire et l'application de nouvelles méthodes de qualification chimique sont également prises en compte ;comment pomper le produit chimique, potentiel de tartre et prévention, application d'équipement complexe et comment le produit chimique affectera le système de surface lorsque le produit chimique sera produit.Les critères d'acceptation pour l'application de produits chimiques impliquent des problèmes environnementaux, d'efficacité, de capacité de stockage en surface, de débit de pompe, si la pompe existante peut être utilisée, etc. Les recommandations techniques doivent être basées sur la compatibilité des fluides et des produits chimiques, la détection des résidus, la compatibilité des matériaux, la conception de l'ombilical sous-marin, le système de dosage chimique. et des matériaux aux alentours de ces lignes.Le produit chimique devra peut-être être inhibé par l'hydrate pour éviter le colmatage de la conduite d'injection dû à l'invasion de gaz et le produit chimique ne doit pas geler pendant le transport et le stockage.Les directives internes existantes contiennent une liste de contrôle des produits chimiques qui peuvent être appliqués à chaque point du système. Les propriétés physiques telles que la viscosité sont importantes.Le système d'injection peut impliquer une distance de 3 à 50 km de la conduite d'écoulement sous-marine ombilicale et une distance de 1 à 3 km dans le puits.La stabilité de la température est donc également importante.Il faudra peut-être également envisager d'évaluer les effets en aval, par exemple dans les raffineries.

 

Systèmes d'injection de produits chimiques de fond

 

Bénéfice en termes de coûts

 

L'injection continue d'inhibiteur de tartre en fond de trou pour protéger le DHS ou le tube de production peut être rentable par rapport à la compression du puits avec un inhibiteur de tartre.Cette application réduit le potentiel de dommages à la formation par rapport aux traitements par compression du tartre, réduit le risque de problèmes de processus après une compression du tartre et donne la possibilité de contrôler le débit d'injection chimique à partir du système d'injection supérieur.Le système d'injection peut également être utilisé pour injecter d'autres produits chimiques en continu dans le trou et peut ainsi réduire d'autres problèmes qui pourraient survenir plus en aval de l'usine de traitement.

 

Une étude approfondie a été réalisée pour développer une stratégie à l'échelle du fond du champ Oseberg S.Le principal problème d'échelle était le CaCO ;tartre dans la tubulure supérieure et éventuelle défaillance du DHSV.Les considérations d'Oseberg S ou de stratégie de gestion d'échelle ont conclu que sur une période de trois ans, le DHCI était la solution la plus rentable dans les puits où fonctionnaient les lignes d'injection de produits chimiques.Le principal élément de coût en ce qui concerne la technique concurrente de compression du tartre était le pétrole différé plutôt que le coût chimique/opérationnel.Pour l'application de l'inhibiteur de tartre dans le vérin à gaz, le principal facteur déterminant le coût du produit chimique était le taux élevé de vérin à gaz conduisant à une concentration élevée de SI, car la concentration devait être équilibrée avec le taux de vérin à gaz pour éviter le roi des armes chimiques.Pour les deux puits sur Oseberg S ou qui disposaient de lignes DHC I fonctionnant bien, cette option a été choisie pour protéger les DHS V contre le CaCO ;mise à l'échelle.

 

Système d'injection continue et vannes

 

Les solutions de complétion existantes utilisant des systèmes d'injection chimique continue sont confrontées à des défis pour empêcher le colmatage des lignes capillaires.Généralement, le système d'injection se compose d'une ligne capillaire, d'un diamètre extérieur (OD) de 1/4" ou 3/8", reliée à un collecteur de surface, alimentée et connectée au support de tube sur le côté annulaire du tube.La ligne capillaire est fixée au diamètre extérieur du tube de production par des colliers de serrage spéciaux et s'étend à l'extérieur du tube jusqu'au mandrin d'injection chimique.Le mandrin est traditionnellement placé en amont du DHS V ou plus profondément dans le puits dans le but de donner au produit chimique injecté un temps de dispersion suffisant et de placer le produit chimique là où se trouvent les problèmes.

 

Au niveau de la vanne d'injection de produits chimiques, Fig.2, une petite cartouche d'environ 1,5" de diamètre contient les clapets anti-retour qui empêchent les fluides du puits de forage de pénétrer dans la ligne capillaire.Il s'agit simplement d'une petite poupée montée sur un ressort.La force du ressort définit et prédit la pression requise pour ouvrir le clapet du siège d'étanchéité.Lorsque le produit chimique commence à s'écouler, le clapet est soulevé de son siège et ouvre le clapet anti-retour.

 

Il est nécessaire d'installer deux clapets anti-retour.Une vanne constitue la principale barrière empêchant les fluides du puits de forage de pénétrer dans la ligne capillaire.Celui-ci a une pression d'ouverture relativement faible (2 à 15 bars). Si la pression hydrostatique à l'intérieur de la ligne capillaire est inférieure à la pression du puits de forage, les fluides du puits de forage tenteront d'entrer dans la ligne capillaire.L'autre clapet anti-retour a une pression d'ouverture atypique de 130 à 250 bars et est connu sous le nom de système de prévention en tube en U.Cette vanne empêche le produit chimique à l'intérieur de la ligne capillaire de s'écouler librement dans le puits de forage si la pression hydrostatique à l'intérieur de la ligne capillaire est supérieure à la pression du puits de forage au point d'injection chimique à l'intérieur du tube de production.

 

En plus des deux clapets anti-retour, il y a normalement un filtre en ligne, dont le but est de garantir qu'aucun débris de quelque nature que ce soit ne puisse compromettre les capacités d'étanchéité des systèmes de clapets anti-retour.

 

Les dimensions des clapets anti-retour décrits sont plutôt petites et la propreté du fluide injecté est essentielle à leur fonctionnalité opérationnelle.On pense que les débris présents dans le système peuvent être évacués en augmentant le débit à l'intérieur de la ligne capillaire, de sorte que les clapets anti-retour s'ouvrent volontairement.

 

Lorsque le clapet anti-retour s'ouvre, la pression d'écoulement diminue rapidement et se propage le long de la ligne capillaire jusqu'à ce que la pression augmente à nouveau.Le clapet anti-retour se fermera ensuite jusqu'à ce que le flux de produits chimiques atteigne une pression suffisante pour ouvrir le clapet ;il en résulte des oscillations de pression dans le système de clapet anti-retour.Plus la pression d'ouverture du système de clapet anti-retour est élevée, moins la zone d'écoulement est établie lorsque le clapet anti-retour s'ouvre et que le système tente d'atteindre des conditions d'équilibre.

 

Les vannes d'injection de produits chimiques ont une pression d'ouverture relativement faible ;et si la pression du tube au point d'entrée des produits chimiques devient inférieure à la somme de la pression hydrostatique des produits chimiques à l'intérieur de la ligne capillaire plus la pression d'ouverture du clapet anti-retour, un vide proche ou un vide se produira dans la partie supérieure de la ligne capillaire.Lorsque l’injection du produit chimique s’arrête ou que le débit du produit chimique est faible, des conditions proches du vide commencent à se produire dans la partie supérieure de la ligne capillaire.

 

Le niveau de vide dépend de la pression du puits de forage, de la densité du mélange chimique injecté utilisé à l'intérieur de la ligne capillaire, de la pression d'ouverture du clapet anti-retour au point d'injection et du débit du produit chimique à l'intérieur de la ligne capillaire.Les conditions du puits varieront au cours de la durée de vie du champ et le potentiel de vide variera donc également dans le temps.Il est important d’être conscient de cette situation afin de prendre les précautions nécessaires avant que les défis attendus ne surviennent.

 

En plus des faibles taux d'injection, les solvants utilisés dans ces types d'applications s'évaporent généralement, provoquant des effets qui n'ont pas été entièrement explorés.Ces effets sont le gun king ou la précipitation de solides, par exemple de polymères, lorsque le solvant s'évapore.

 

De plus, des cellules galvaniques peuvent être formées dans la phase de transition entre la surface fluide du produit chimique et la phase gazeuse proche du vide remplie de vapeur au-dessus.Cela peut conduire à une corrosion par piqûre locale à l’intérieur de la ligne capillaire en raison de l’agressivité accrue du produit chimique dans ces conditions.Les flocons ou les cristaux de sel formés sous forme de film à l’intérieur de la ligne capillaire lorsque son intérieur sèche pourraient coincer ou boucher la ligne capillaire.

 

Philosophie de la barrière de puits

 

Lors de la conception de solutions de puits robustes, Statoil exige que la sécurité du puits soit en place à tout moment pendant le cycle de vie du puits.Ainsi, Statoil exige que deux barrières de puits indépendantes soient intactes.La figure 3 montre un schéma atypique de barrière de puits, où la couleur bleue représente l'enveloppe de barrière de puits primaire ;dans ce cas, le tube de production.La couleur rouge représente l’enveloppe barrière secondaire ;le boîtier.Sur le côté gauche du croquis, l'injection chimique est indiquée par une ligne noire avec un point d'injection vers le tube de production dans la zone marquée en rouge (barrière secondaire).En introduisant des systèmes d’injection de produits chimiques dans le puits, les barrières primaires et secondaires du puits de forage sont menacées.

 

Histoire de cas sur la corrosion

 

Séquence des événements

 

Une injection chimique en fond de trou d'inhibiteur de tartre a été appliquée dans un champ pétrolifère exploité par Statoil sur le plateau continental norvégien.Dans ce cas, l’inhibiteur de tartre appliqué avait été initialement qualifié pour une application en surface et sous-marine.La recomplétion du puits a été suivie de l'installation de DHCIpointat2446mMD, Fig.3.L’injection en fond de trou de l’inhibiteur de tartre en surface a commencé sans autre test du produit chimique.

 

Après un an de fonctionnement, des fuites dans le système d'injection de produits chimiques ont été constatées et des enquêtes ont commencé.La fuite a eu un effet néfaste sur les barrières du puits.Des événements similaires se sont produits pour plusieurs puits et certains d'entre eux ont dû être fermés pendant que l'enquête était en cours.

 

Les tubes de production ont été extraits et étudiés en détail.L'attaque de corrosion était limitée à un côté du tube, et certains joints de tube étaient tellement corrodés qu'ils étaient percés de trous.Environ 8,5 mm d'épaisseur d'acier chromé à 3 % s'est désintégré en moins de 8 mois.La corrosion principale s'est produite dans la partie supérieure du puits, depuis la tête de puits jusqu'à environ 380 m MD, et les joints de tubes les plus corrodés ont été trouvés à environ 350 m MD.En dessous de cette profondeur, peu ou pas de corrosion a été observée, mais de nombreux débris ont été trouvés sur les diamètres extérieurs des tubes.

 

Le boîtier 9-5/8'' a également été coupé et tiré et des effets similaires ont été observés ;avec corrosion dans la partie supérieure du puits sur un seul côté.La fuite induite est due à l'éclatement de la partie fragilisée du carter.

 

Le matériau de la ligne d’injection chimique était de l’alliage 825.

 

Qualification chimique

 

Les propriétés chimiques et les tests de corrosion sont des points importants dans la qualification des inhibiteurs de tartre et l'inhibiteur de tartre lui-même est qualifié et utilisé dans des applications en surface et sous-marines depuis plusieurs années.La raison de l'application du produit chimique en fond de trou était l'amélioration des propriétés environnementales en remplaçant le produit chimique de fond existant. Cependant, l'inhibiteur de tartre n'avait été utilisé qu'à des températures ambiantes de surface et du fond marin (4-20 ℃).Lorsqu'il est injecté dans le puits, la température du produit chimique peut atteindre 90 ℃, mais aucun autre test n'a été effectué à cette température.

 

Les premiers tests de corrosivité ont été effectués par le fournisseur de produits chimiques et les résultats ont montré 2 à 4 mm/an pour l'acier au carbone à haute température.Au cours de cette phase, les compétences techniques matérielles de l'opérateur ont été minimisées.De nouveaux tests ont ensuite été effectués par l'exploitant, montrant que l'inhibiteur de tartre était très corrosif pour les matériaux des tubes et du boîtier de production, avec des taux de corrosion supérieurs à 70 mm/an.Le matériau de la ligne d'injection chimique, l'alliage 825, n'a pas été testé contre l'inhibiteur de tartre avant l'injection.La température du puits peut atteindre 90 ℃ et des tests adéquats auraient dû être effectués dans ces conditions.

 

L'enquête a également révélé que l'inhibiteur de tartre, sous forme de solution concentrée, présentait un pH <3,0.Cependant, le pH n’a pas été mesuré.Plus tard, le pH mesuré a montré une valeur très faible de 0 à 1.Cela illustre la nécessité de mesures et de considérations matérielles en plus des valeurs de pH données.

 

Interprétation des résultats

 

La conduite d'injection (Fig. 3) est construite pour donner une pression hydrostatique de l'inhibiteur de tartre qui dépasse la pression dans le puits au point d'injection.L'inhibiteur est injecté à une pression plus élevée que celle qui existe dans le puits de forage.Il en résulte un effet de tube en U à la fermeture du puits.La vanne s'ouvrira toujours avec une pression plus élevée dans la conduite d'injection que dans le puits.Un vide ou une évaporation dans la conduite d'injection peut donc se produire.Le taux de corrosion et le risque de piqûres sont plus élevés dans la zone de transition gaz/liquide en raison de l’évaporation du solvant.Des expériences en laboratoire réalisées sur des coupons ont confirmé cette théorie.Dans les puits où des fuites ont eu lieu, tous les trous des conduites d’injection étaient situés dans la partie supérieure de la conduite d’injection chimique.

 

La figure 4 montre une photographie de la ligne DHC I présentant une corrosion par piqûres importante.La corrosion observée sur le tube de production externe indiquait une exposition locale à l'inhibiteur de tartre à partir du point de fuite par piqûre.La fuite a été provoquée par une corrosion par piqûres causée par un produit chimique hautement corrosif et par une fuite à travers la ligne d'injection de produits chimiques dans le carter de production.L'inhibiteur de tartre a été pulvérisé depuis la ligne capillaire piquée sur le boîtier et les tubes, et des fuites se sont produites.Les éventuelles conséquences secondaires des fuites dans la conduite d'injection n'ont pas été prises en compte.Il a été conclu que la corrosion du boîtier et des tubes était le résultat d'inhibiteurs de tartre concentrés appliqués depuis la ligne capillaire piquée sur le boîtier et les tubes, Fig.5.

 

Dans ce cas, il y a eu un manque d'implication des ingénieurs compétents en matériaux.La corrosivité du produit chimique présent sur la ligne DHCI n'avait pas été testée et les effets secondaires dus aux fuites n'avaient pas été évalués ;par exemple si les matériaux environnants pourraient tolérer une exposition à des produits chimiques.

 

Histoire du cas du roi des armes chimiques

 

Séquence des événements

 

La stratégie de prévention du tartre pour un champ HP HT consistait en une injection continue d'inhibiteur de tartre en amont de la soupape de sécurité de fond de trou.Un fort potentiel de tartre du carbonate de calcium a été identifié dans le puits.L’un des défis était la température élevée et les taux de production élevés de gaz et de condensats, combinés à un faible taux de production d’eau.Le problème lié à l'injection d'un inhibiteur de tartre était que le solvant serait éliminé par le taux de production de gaz élevé et que le produit chimique se produirait au point d'injection en amont de la soupape de sécurité dans le puits, Fig.1.

 

Lors de la qualification de l'inhibiteur de tartre, l'accent a été mis sur l'efficacité du produit dans des conditions HP HT, y compris son comportement dans le système de traitement en surface (basse température).La précipitation de l'inhibiteur de tartre lui-même dans les tubes de production en raison du taux de gaz élevé était la principale préoccupation.Des tests en laboratoire ont montré que l'inhibiteur de tartre pouvait précipiter et adhérer à la paroi du tube.Le fonctionnement de la soupape de sécurité pourrait donc vaincre le risque.

 

L'expérience a montré qu'après quelques semaines d'exploitation, la conduite chimique fuyait.Il a été possible de surveiller la pression du puits de forage au niveau de la jauge de surface installée dans la ligne capillaire.La ligne a été isolée pour obtenir l'intégrité du puits.

 

La conduite d'injection de produits chimiques a été retirée du puits, ouverte et inspectée pour diagnostiquer le problème et trouver les causes possibles de la panne.Comme on peut le voir sur la figure 6, une quantité importante de précipité a été trouvée et l'analyse chimique a montré qu'une partie de celui-ci était l'inhibiteur de tartre.Le précipité était localisé au niveau du joint et le clapet et la vanne ne pouvaient pas être actionnés.

 

La défaillance de la vanne a été causée par des débris à l'intérieur du système de vanne empêchant les clapets anti-retour de ronger le siège métal sur métal.Les débris ont été examinés et les principales particules se sont avérées être des copeaux métalliques, probablement produits lors du processus d'installation de la ligne capillaire.De plus, des débris blancs ont été identifiés sur les deux clapets anti-retour, notamment à l'arrière des clapets.Il s'agit du côté basse pression, c'est-à-dire le côté qui sera toujours en contact avec les fluides du puits de forage.Initialement, on pensait qu'il s'agissait de débris provenant du puits de production puisque les vannes avaient été bloquées et exposées aux fluides du puits de forage.Mais l’examen des débris s’est avéré être des polymères ayant une chimie similaire à celle du produit chimique utilisé comme inhibiteur de tartre.Cela a suscité notre intérêt et Statoil a souhaité explorer les raisons de ces débris de polymère présents dans la ligne capillaire.

 

Qualification chimique

 

Dans le domaine HP HT, il existe de nombreux défis en ce qui concerne la sélection de produits chimiques appropriés pour atténuer les différents problèmes de production.Lors de la qualification de l'inhibiteur de tartre pour injection continue en fond de trou, les tests suivants ont été effectués :

• Stabilité du produit
• Vieillissement thermique
• Tests de performances dynamiques
• Compatibilité avec l'eau de formation et l'inhibiteur d'hydrates (MEG)
• Test du Gun King statique et dynamique
• Informations sur la redissolution eau, produits chimiques frais et MEG

 

Le produit chimique sera injecté à un débit de dosage prédéterminé, mais la production d'eau ne sera pas nécessairement constante, c'est-à-dire un coup d'eau.Entre les bouchons d'eau, lorsque le produit chimique pénètre dans le puits de forage, il est accueilli par un flux chaud et rapide d'hydrocarbures gazeux.Ceci est similaire à l'injection d'un inhibiteur de tartre dans une application de vérin à gaz (Fleming et al.2003).

la température élevée du gaz, le risque de décapage du solvant est extrêmement élevé et le roi du pistolet peut provoquer le blocage de la vanne d'injection.Il s'agit d'un risque même pour les produits chimiques formulés avec des solvants à point d'ébullition élevé/faible pression de vapeur et d'autres dépresseurs de pression de vapeur (VPD). En cas de blocage partiel, le flux d'eau de formation, le MEG et/ou le produit chimique frais doivent pouvoir éliminer ou dissoudre à nouveau le produit chimique déshydraté ou crasseux.

 

Dans ce cas, un nouveau banc d'essai en laboratoire a été conçu pour reproduire les conditions d'écoulement à proximité des ports d'injection sur un système de production HP/HTg.Les résultats des tests dynamiques de gun king démontrent que dans les conditions d'application proposées, une perte significative de solvant a été enregistrée.Cela pourrait conduire à un tir rapide du canon et éventuellement à un blocage des conduites d'écoulement.Les travaux ont donc démontré qu'il existait un risque relativement important pour l'injection continue de produits chimiques dans ces puits avant la production d'eau et ont conduit à la décision d'ajuster les procédures normales de démarrage de ce champ, retardant l'injection chimique jusqu'à ce qu'une percée d'eau soit détectée.

 

La qualification de l'inhibiteur de tartre pour l'injection continue en fond de trou était fortement axée sur le décapage du solvant et sur le roi du pistolet de l'inhibiteur de tartre au point d'injection et dans la conduite d'écoulement, mais le potentiel de roi du pistolet dans la vanne d'injection elle-même n'a pas été évalué.La vanne d'injection est probablement tombée en panne en raison d'une perte importante de solvant et d'un tir rapide du pistolet, Fig.6. Les résultats montrent qu'il est important d'avoir une vision globale du système ;se concentrer non seulement sur les défis de production, mais également sur les défis liés à l'injection du produit chimique, c'est-à-dire la vanne d'injection.

 

Expérience dans d'autres domaines

 

L'un des premiers rapports sur des problèmes avec les lignes d'injection chimique longue distance provenait des champs satellites Gull fak sandVig dis (Osa etal.2001). Les lignes d'injection sous-marines étaient bloquées par la formation d'hydrates à l'intérieur de la ligne en raison de l'invasion de gaz provenant des fluides produits. dans la conduite via la vanne d'injection.De nouvelles lignes directrices pour le développement de produits chimiques de production sous-marine ont été élaborées.Les exigences comprenaient l'élimination des particules (filtration) et l'ajout d'un inhibiteur d'hydrate (par exemple du glycol) à tous les inhibiteurs de tartre à base d'eau à injecter dans les modèles sous-marins.La stabilité chimique, la viscosité et la compatibilité (liquide et matériaux) ont également été prises en compte.Ces exigences ont été approfondies dans le système Statoil et incluent l'injection de produits chimiques en fond de trou.

 

Au cours de la phase de développement du champ Oseberg S, il a été décidé que tous les puits devraient être complétés par des systèmes DHC I (Fleming et al.2006). L'objectif était d'empêcher le calcaire du CaCO； dans la tubulure supérieure par injection de SI.L'un des défis majeurs concernant les lignes d'injection de produits chimiques était d'assurer la communication entre la surface et la sortie de fond de trou.Le diamètre interne de la conduite d'injection chimique s'est rétréci de 7 mm à 0,7 mm (ID) autour de la soupape de sécurité de l'anneau en raison du manque d'espace et la capacité du liquide à être transporté à travers cette section a influencé le taux de réussite.Plusieurs puits de plate-forme avaient des conduites d’injection de produits chimiques bouchées, mais la raison n’a pas été comprise.Des trains de divers fluides (glycol, brut, condensat, xylène, inhibiteur de tartre, eau, etc.) ont été testés en laboratoire pour leur viscosité et leur compatibilité et pompés vers l'avant et vers l'arrière pour ouvrir les lignes ;cependant, l'inhibiteur de tartre cible n'a pas pu être pompé jusqu'à la vanne d'injection chimique.De plus, des complications ont été observées avec la précipitation de l'inhibiteur de tartre phosphonate avec la saumure de complétion résiduelle de CaCl z dans un puits et le pistolet à eau de l'inhibiteur de tartre à l'intérieur d'un puits avec un rapport gasoil élevé et une faible teneur en eau (Fleming etal.2006).

 

Leçons apprises

 

Développement de méthodes de test

 

Les principales leçons tirées de la défaillance des systèmes DHC I concernent l’efficacité technique de l’inhibiteur de tartre et non la fonctionnalité et l’injection chimique.L’injection supérieure et l’injection sous-marine ont bien fonctionné au fil du temps ;cependant, l'application a été étendue à l'injection chimique en fond de trou sans mise à jour correspondante des méthodes de qualification chimique.L'expérience de Statoil tirée des deux cas de terrain présentés montre que la documentation ou les lignes directrices régissant la qualification chimique doivent être mises à jour pour inclure ce type d'application chimique.Les deux principaux défis ont été identifiés : i) le vide dans la ligne d’injection de produits chimiques et ii) la précipitation potentielle du produit chimique.

 

L'évaporation du produit chimique peut se produire sur le tube de production (comme on le voit dans le cas du gun king) et dans le tube d'injection (une interface transitoire a été identifiée dans le cas du vide), il existe un risque que ces précipités soient déplacés avec le flux et dans la vanne d'injection et plus loin dans le puits.La vanne d'injection est souvent conçue avec un filtre en amont du point d'injection, ce qui constitue un défi, car en cas de précipitation, ce filtre pourrait être bouché, provoquant une défaillance de la vanne.

 

Les observations et les conclusions préliminaires des enseignements tirés ont donné lieu à une étude approfondie en laboratoire du phénomène.L'objectif général était de développer de nouvelles méthodes de qualification pour éviter des problèmes similaires à l'avenir.Dans cette étude, divers tests ont été effectués et plusieurs méthodes de laboratoire ont été conçues (développées afin) pour examiner les produits chimiques par rapport aux défis identifiés.

• Blocages des filtres et stabilité du produit dans les systèmes fermés.
• L'effet de la perte partielle de solvant sur la corrosivité des produits chimiques.
• L'effet d'une perte partielle de solvant dans un capillaire sur la formation de bouchons solides ou visqueux.

 

Lors des tests des méthodes de laboratoire, plusieurs problèmes potentiels ont été identifiés

 

• Blocages répétés du filtre et mauvaise stabilité.
• Formation de solides suite à une évaporation partielle d'un capillaire
• Modifications du pH dues à la perte de solvant.

 

La nature des tests effectués a également fourni des informations et des connaissances supplémentaires concernant les modifications des propriétés physiques des produits chimiques dans les capillaires lorsqu'ils sont soumis à certaines conditions, et en quoi cela diffère des solutions en vrac soumises à des conditions similaires.Les travaux d'essai ont également identifié des différences considérables entre le fluide en vrac, les phases vapeur et les fluides résiduels, qui peuvent entraîner un potentiel accru de précipitation et/ou une corrosivité accrue.

 

La procédure de test de corrosivité des inhibiteurs de tartre a été développée et incluse dans la documentation de référence.Pour chaque application, des tests de corrosivité étendus ont dû être effectués avant que l'injection d'inhibiteur de tartre puisse être mise en œuvre.Des tests Gun King du produit chimique dans la ligne d’injection ont également été effectués.

 

Avant de commencer la qualification d'un produit chimique, il est important de créer un cahier des charges décrivant les défis et l'objectif du produit chimique.Dans la phase initiale, il est important d’identifier les principaux défis afin de pouvoir sélectionner le(s) type(s) de produits chimiques qui résoudront le problème.Un résumé des critères d’acceptation les plus importants se trouve dans le tableau 2.

 

Qualification des produits chimiques

 

La qualification des produits chimiques comprend à la fois des tests et des évaluations théoriques pour chaque application.Les spécifications techniques et les critères de test doivent être définis et établis, par exemple en matière de HSE, de compatibilité des matériaux, de stabilité du produit et de qualité du produit (particules).De plus, le point de congélation, la viscosité et la compatibilité avec d'autres produits chimiques, l'inhibiteur d'hydrate, l'eau de formation et le fluide produit doivent être déterminés.Une liste simplifiée des méthodes d'essai pouvant être utilisées pour la qualification des produits chimiques est donnée dans le tableau 2.

 

Il est important de se concentrer et de surveiller en permanence l'efficacité technique, les taux de dosage et les faits HSE.Les exigences d'un produit peuvent modifier la durée de vie d'un champ ou d'une usine de traitement ; elles varient en fonction des taux de production ainsi que de la composition du fluide.Une activité de suivi avec évaluation des performances, optimisation et/ou test de nouveaux produits chimiques doit être effectuée.

fréquemment pour garantir un programme de traitement optimal.

 

En fonction de la qualité du pétrole, de la production d'eau et des défis techniques de l'usine de production offshore, l'utilisation de produits chimiques de production peut être nécessaire pour atteindre la qualité d'exportation, les exigences réglementaires et pour exploiter l'installation offshore de manière sûre.Tous les domaines présentent des défis différents, et les produits chimiques de production nécessaires varient d'un champ à l'autre et au fil du temps.

 

Il est important de se concentrer sur l’efficacité technique des produits chimiques de production dans un programme de qualification, mais il est également très important de se concentrer sur les propriétés du produit chimique, telles que la stabilité, la qualité du produit et la compatibilité.Dans ce contexte, la compatibilité signifie la compatibilité avec les fluides, matériaux et autres produits chimiques de production.Cela peut être un défi.Il n’est pas souhaitable d’utiliser un produit chimique pour résoudre un problème et de découvrir ensuite que le produit chimique contribue ou crée de nouveaux défis.Ce sont peut-être les propriétés du produit chimique et non le défi technique qui constituent le plus grand défi.

 

Besoins spéciaux

 

Des exigences particulières en matière de filtration des produits fournis doivent être appliquées au système sous-marin et à l'injection continue en fond de trou.Les crépines et les filtres dans le système d'injection de produits chimiques doivent être fournis en fonction des spécifications de l'équipement en aval, depuis le système d'injection de surface, les pompes et les vannes d'injection, jusqu'aux vannes d'injection de fond.Lorsque l'injection continue de produits chimiques en fond de trou est appliquée, les spécifications du système d'injection de produits chimiques doivent être basées sur les spécifications présentant la criticité la plus élevée.C'est peut-être le filtre de la vanne d'injection au fond du trou.

 

Défis d’injection

 

Le système d'injection peut impliquer une distance de 3 à 50 km de la conduite sous-marine ombilicale et 1 à 3 km dans le puits.Les propriétés physiques telles que la viscosité et la capacité à pomper les produits chimiques sont importantes.Si la viscosité à la température du fond marin est trop élevée, il peut s'avérer difficile de pomper le produit chimique à travers la conduite d'injection chimique dans l'ombilical sous-marin et jusqu'au point d'injection sous-marin ou dans le puits.La viscosité doit être conforme aux spécifications du système à la température de stockage ou de fonctionnement prévue.Cela doit être évalué dans chaque cas et dépendra du système.Comme indiqué dans le tableau, le taux d’injection de produits chimiques est un facteur de réussite de l’injection de produits chimiques.Pour minimiser le risque de colmatage de la conduite d'injection de produits chimiques, les produits chimiques présents dans ce système doivent être inhibés par les hydrates (en cas de risque d'hydrates).La compatibilité avec les fluides présents dans le système (fluide de conservation) et l'inhibiteur d'hydrates doit être réalisée.Des tests de stabilité du produit chimique à des températures réelles (température ambiante la plus basse possible, température ambiante, température sous-marine, température d'injection) doivent être réussis.

 

Un programme de lavage des lignes d'injection chimique à une fréquence donnée doit également être envisagé.Il peut avoir un effet préventif en rinçant régulièrement la conduite d'injection de produits chimiques avec du solvant, du glycol ou un produit chimique de nettoyage pour éliminer les éventuels dépôts avant qu'ils ne s'accumulent et ne provoquent le colmatage de la conduite.La solution chimique de liquide de rinçage choisie doit être

compatible avec le produit chimique présent dans la ligne d'injection.

 

Dans certains cas, la ligne d'injection de produits chimiques est utilisée pour plusieurs applications chimiques en fonction de différents défis sur la durée de vie du terrain et des conditions de fluide.Dans la phase de production initiale, avant la percée de l'eau, les principaux défis peuvent être différents de ceux de la fin de la vie, souvent liés à l'augmentation de la production d'eau.Passer d'un inhibiteur à base de solvant non aqueux tel qu'un inhibiteur d'ène asphaltique à un produit chimique à base d'eau tel qu'un inhibiteur de tartre peut poser des problèmes de compatibilité.Il est donc important de se concentrer sur la compatibilité, la qualification et les utilisations des espaceurs lorsqu'il est prévu de changer de produit chimique dans la ligne d'injection chimique.

 

Matériaux

 

Concernant la compatibilité des matériaux, tous les produits chimiques doivent être compatibles avec les joints, les élastomères, les joints et les matériaux de construction utilisés dans le système d'injection chimique et l'usine de production.Une procédure de test de corrosivité des produits chimiques (par exemple, un inhibiteur de tartre acide) pour une injection continue au fond du trou devrait être développée.Pour chaque application, des tests de corrosivité approfondis doivent être effectués avant que l'injection de produits chimiques puisse être mise en œuvre.

 

Discussion

 

Les avantages et les inconvénients de l’injection chimique continue en fond de trou doivent être évalués.L'injection continue d'inhibiteur de tartre pour protéger le DHS ou la tubulure de production est une méthode élégante pour protéger le puits du tartre.Comme mentionné dans cet article, l’injection continue de produits chimiques en fond de trou présente plusieurs défis. Cependant, pour réduire les risques, il est important de comprendre les phénomènes liés à la solution.

 

Une façon de réduire les risques consiste à se concentrer sur le développement de méthodes de test.Par rapport à l’injection chimique en surface ou sous-marine, les conditions sont différentes et plus sévères dans le puits.La procédure de qualification des produits chimiques pour injection continue de produits chimiques en fond de trou doit prendre en compte ces changements de conditions.La qualification des produits chimiques doit être effectuée en fonction du matériau avec lequel ils pourraient entrer en contact.Les exigences en matière de qualification de compatibilité et de tests dans des conditions qui reproduisent aussi fidèlement que possible les différentes conditions du cycle de vie des puits dans lesquelles ces systèmes fonctionneront doivent être mises à jour et mises en œuvre.Le développement des méthodes de test doit être développé davantage pour parvenir à des tests plus réalistes et plus représentatifs.

 

De plus, l’interaction entre les produits chimiques et l’équipement est essentielle au succès.Le développement des vannes d'injection chimique doit prendre en compte les propriétés chimiques et l'emplacement de la vanne d'injection dans le puits.Il convient d'envisager d'inclure de véritables vannes d'injection dans le cadre de l'équipement de test et d'effectuer des tests de performances de l'inhibiteur de tartre et de la conception de la vanne dans le cadre du programme de qualification.Pour qualifier les inhibiteurs de tartre, l’accent a été mis auparavant sur les défis du processus et l’inhibition du tartre, mais une bonne inhibition du tartre dépend d’une injection stable et continue.Sans injection stable et continue, le potentiel d’échelle augmentera.Si la vanne d'injection de l'inhibiteur de tartre est encrassée et qu'il n'y a pas d'injection d'inhibiteur de tartre dans le flux de fluide, le puits et les soupapes de sécurité ne sont pas protégés contre le tartre et la sécurité de la production pourrait donc être compromise.La procédure de qualification doit prendre en compte les défis liés à l’injection de l’inhibiteur de tartre en plus des défis du processus et de l’efficacité de l’inhibiteur de tartre qualifié.

 

La nouvelle approche implique plusieurs disciplines et la coopération entre les disciplines et les responsabilités respectives doivent être clarifiées.Dans cette application, le système de processus de surface, les modèles sous-marins ainsi que la conception et la complétion des puits sont impliqués.Les réseaux multidisciplinaires axés sur le développement de solutions robustes pour les systèmes d’injection de produits chimiques sont importants et pourraient être la voie du succès.La communication entre les différentes disciplines est essentielle ;Une communication particulièrement étroite entre les chimistes qui contrôlent les produits chimiques appliqués et les ingénieurs de puits qui contrôlent l'équipement utilisé dans le puits est importante.Comprendre les défis des différentes disciplines et apprendre les uns des autres est essentiel pour comprendre la complexité de l'ensemble du processus.

 

Conclusion

 

• L'injection continue d'inhibiteur de tartre pour protéger le DHS pour le tube de production est une méthode élégante pour protéger le puits contre le tartre.
• Pour résoudre les défis identifiés, les recommandations suivantes sont :

Une procédure de qualification DHCI dédiée doit être réalisée.

Méthode de qualification des vannes d'injection chimique

Méthodes de test et de qualification pour la fonctionnalité chimique

Développement de méthodes

Tests de matériaux pertinents

• L'interaction multidisciplinaire où la communication entre les différentes disciplines impliquées est cruciale pour le succès.

 

 

 

Remerciements

L'auteur souhaite remercier Statoil AS A pour l'autorisation de publier ce travail et Baker Hughes et Schlumberger pour avoir autorisé l'utilisation de l'image de la Fig.2.

 

Nomenclature

 

(Ba/Sr)SO4 CaCO3 DHCI DHSV par exemple GOR SSE HPHT IDENTIFIANT c'est à dire kilomètres mm MEG mMD DO SI mTV D Tube en U PDV

=sulfate de baryum/strontium =carbonate de calcium =injection chimique en fond de trou =soupape de sécurité de fond =par exemple = ratio gasoil = environnement de sécurité sanitaire = haute pression haute température = diamètre intérieur =c'est = kilomètres = millimètre =monoéthylèneglycol = profondeur mesurée en mètre = diamètre extérieur =inhibiteur de tartre = mètre de profondeur verticale totale =Tube en forme de U = abaisseur de pression de vapeur

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figure 1. Vue d'ensemble des systèmes d'injection de produits chimiques sous-marins et de fond dans un domaine atypique.Esquisse de l'injection chimique en amont du DHSV et des enjeux attendus associés.DHS V=soupape de sécurité de fond, PWV=vanne à ailettes de procédé et PM V=vanne principale de procédé.

 

 

Figure 2. Croquis d'un système d'injection chimique de fond atypique avec le mandrin et la valve.Le système est raccordé au collecteur de surface, alimenté et connecté au support de tube sur le côté annulaire du tube.Le mandrin d'injection chimique est traditionnellement placé profondément dans le puits dans le but d'assurer une protection chimique.

 

 

Figure 3. Schéma typique de la barrière de puits, où la couleur bleue représente l'enveloppe de la barrière principale du puits ;dans ce cas, le tube de production.La couleur rouge représente l’enveloppe barrière secondaire ;le boîtier.Sur le côté gauche est indiquée l'injection chimique, une ligne noire avec le point d'injection vers le tube de production dans la zone marquée en rouge (barrière secondaire).

 

 

Figure 4. Trou piqué trouvé dans la section supérieure de la conduite d'injection de 3/8".La zone est représentée sur le croquis du schéma atypique de la barrière de puits, marqué d'une ellipse orange.

 

 

 

 

 

Figure 5. Attaque de corrosion sévère sur le tube 7" 3% Chrome.La figure montre l'attaque de corrosion après la pulvérisation d'un inhibiteur de tartre depuis la ligne d'injection chimique piquée sur le tube de production.

 

 

Figure 6. Débris trouvés dans la vanne d'injection de produits chimiques.Les débris dans ce cas étaient des copeaux de métal probablement issus du processus d'installation en plus de quelques débris blanchâtres.L'examen des débris blancs s'est avéré être des polymères ayant une chimie similaire à celle du produit chimique injecté.