Jalur Injeksi Kimia Downhole-Mengapa Gagal?Pengalaman, Tantangan dan Penerapan Metode Tes Baru

 

Kasus

 

Abstrak

Statoil mengoperasikan beberapa ladang yang menerapkan injeksi penghambat kerak secara terus menerus ke dalam lubang bawah.Tujuannya adalah untuk melindungi pipa atas dan katup pengaman dari (Ba/Sr) SO4orCaCO;skala, dalam kasus dimana pemerasan skala mungkin sulit dan mahal untuk dilakukan secara rutin, misalnya pengikatan ladang bawah laut.

 

Injeksi berkelanjutan dari lubang bawah penghambat kerak adalah solusi yang tepat secara teknis untuk melindungi pipa atas dan katup pengaman di sumur yang memiliki potensi kerak di atas pengemas produksi;terutama pada sumur-sumur yang tidak perlu diperas secara rutin karena potensi penskalaan di dekat area lubang sumur.

 

Merancang, mengoperasikan, dan memelihara jalur injeksi bahan kimia memerlukan fokus ekstra pada pemilihan bahan, kualifikasi bahan kimia, dan pemantauan.Tekanan, suhu, rezim aliran, dan geometri sistem dapat menimbulkan tantangan terhadap pengoperasian yang aman.Tantangan telah teridentifikasi pada jalur injeksi sepanjang beberapa kilometer dari fasilitas produksi hingga template bawah laut dan pada katup injeksi di dalam sumur.

 

Pengalaman lapangan yang menunjukkan kompleksitas sistem injeksi kontinu downhole mengenai masalah presipitasi dan korosi dibahas.Studi laboratorium dan penerapan metode baru untuk kualifikasi kimia diwakili.Kebutuhan akan tindakan multidisiplin telah diatasi.

 

Perkenalan

Statoil mengoperasikan beberapa ladang yang menerapkan injeksi bahan kimia secara terus menerus ke dalam lubang bawah.Hal ini terutama melibatkan injeksi penghambat kerak (SI) yang tujuannya adalah untuk melindungi pipa atas dan katup pengaman lubang bawah (DHSV) dari (Ba/Sr) SO4orCaCO;skala.Dalam beberapa kasus, pemecah emulsi disuntikkan ke lubang bawah untuk memulai proses pemisahan sedalam mungkin ke dalam sumur pada suhu yang relatif tinggi.

 

Injeksi lubang bawah penghambat kerak secara terus-menerus merupakan solusi yang tepat secara teknis untuk melindungi bagian atas sumur yang memiliki potensi penskalaan di atas pengemas produksi.Injeksi berkelanjutan mungkin direkomendasikan terutama pada sumur yang tidak perlu diperas karena potensi kerak yang rendah di dekat lubang sumur;atau dalam kasus dimana pemerasan kerak mungkin sulit dan mahal untuk dilakukan secara rutin, misalnya penyambungan ladang bawah laut.

 

Statoil telah memperluas pengalamannya dalam injeksi kimia berkelanjutan ke sistem bagian atas dan templat bawah laut, namun tantangan barunya adalah membawa titik injeksi lebih jauh ke dalam sumur.Merancang, mengoperasikan dan memelihara jalur injeksi kimia memerlukan fokus ekstra pada beberapa topik;seperti pemilihan bahan, kualifikasi bahan kimia dan pemantauan.Tekanan, suhu, rezim aliran, dan geometri sistem dapat menimbulkan tantangan terhadap pengoperasian yang aman.Tantangan pada jalur injeksi yang panjang (beberapa kilometer) dari fasilitas produksi ke templat bawah laut dan ke dalam katup injeksi di dalam sumur telah diidentifikasi;Gambar.1.Beberapa sistem injeksi telah bekerja sesuai rencana, sementara yang lain gagal karena berbagai alasan.Beberapa pengembangan lapangan baru direncanakan untuk injeksi kimia downhole (DHCI);Namun;dalam beberapa kasus peralatan tersebut belum sepenuhnya memenuhi syarat.

 

Penerapan DHCI adalah tugas yang kompleks.Ini melibatkan penyelesaian dan desain sumur, kimia sumur, sistem bagian atas dan sistem dosis kimia dari proses bagian atas.Bahan kimia tersebut akan dipompa dari atas melalui jalur injeksi kimia ke peralatan penyelesaian dan turun ke dalam sumur.Oleh karena itu, dalam perencanaan dan pelaksanaan proyek jenis ini kerjasama antara beberapa disiplin ilmu sangatlah penting.Berbagai pertimbangan harus dievaluasi dan komunikasi yang baik selama perancangan adalah hal yang penting.Insinyur proses, insinyur bawah laut, dan insinyur penyelesaian terlibat, menangani topik kimia sumur, pemilihan material, jaminan aliran, dan manajemen bahan kimia produksi.Tantangannya bisa berupa senjata kimia atau stabilitas suhu, korosi dan dalam beberapa kasus efek vakum karena tekanan lokal dan efek aliran pada jalur injeksi kimia.Selain itu, kondisi seperti tekanan tinggi, suhu tinggi, laju gas tinggi, potensi kerak tinggi, pusar jarak jauh, dan titik injeksi dalam di dalam sumur, memberikan tantangan dan persyaratan teknis yang berbeda pada bahan kimia yang disuntikkan dan pada katup injeksi.

 

Gambaran umum sistem DHCI yang dipasang di operasi Statoil menunjukkan bahwa pengalaman tersebut tidak selalu berhasil. Tabel 1. Namun, perencanaan untuk perbaikan desain injeksi, kualifikasi bahan kimia, pengoperasian dan pemeliharaan sedang dilakukan.Tantangannya bervariasi dari satu bidang ke bidang lainnya, dan masalahnya belum tentu katup injeksi kimia itu sendiri tidak berfungsi.

 

Selama beberapa tahun terakhir, beberapa tantangan terkait jalur injeksi bahan kimia downhole telah dialami.Dalam makalah ini diberikan beberapa contoh dari pengalaman tersebut.Makalah ini membahas tantangan dan langkah-langkah yang diambil untuk memecahkan masalah terkait jalur DHCI.Dua riwayat kasus diberikan;satu tentang korosi dan satu lagi tentang raja senjata kimia.Pengalaman lapangan yang menunjukkan kompleksitas sistem injeksi kontinu downhole mengenai masalah presipitasi dan korosi dibahas.

 

Studi laboratorium dan penerapan metode baru untuk kualifikasi kimia juga dipertimbangkan;cara memompa bahan kimia, potensi penskalaan dan pencegahannya, penerapan peralatan yang kompleks dan bagaimana bahan kimia tersebut akan mempengaruhi sistem bagian atas ketika bahan kimia tersebut diproduksi kembali.Kriteria penerimaan untuk aplikasi bahan kimia mencakup masalah lingkungan, efisiensi, kapasitas penyimpanan, laju pompa, apakah pompa yang ada dapat digunakan, dll. Rekomendasi teknis harus didasarkan pada kompatibilitas cairan dan kimia, deteksi residu, kompatibilitas material, desain pusar bawah laut, sistem takaran bahan kimia. dan material di sekitar garis tersebut.Bahan kimia tersebut mungkin perlu dihambat hidratnya untuk mencegah penyumbatan saluran injeksi akibat serbuan gas dan bahan kimia tersebut tidak boleh membeku selama pengangkutan dan penyimpanan.Dalam pedoman internal yang ada terdapat daftar bahan kimia mana yang dapat diterapkan pada setiap titik dalam sistem. Sifat fisik seperti viskositas adalah hal yang penting.Sistem injeksi mungkin memerlukan jarak 3-50 km dari jalur aliran bawah laut dan 1-3 km ke dalam sumur.Oleh karena itu, stabilitas suhu juga penting.Evaluasi dampak hilir, misalnya pada kilang mungkin juga harus dipertimbangkan.

 

Sistem injeksi kimia downhole

 

Manfaat biaya

 

Injeksi terus menerus dari lubang bawah penghambat kerak untuk melindungi DHS Untuk pipa produksi mungkin hemat biaya dibandingkan dengan menekan sumur dengan penghambat kerak.Aplikasi ini mengurangi potensi kerusakan formasi dibandingkan dengan perawatan pemerasan kerak, mengurangi potensi masalah proses setelah pemerasan kerak dan memberikan kemungkinan untuk mengontrol laju injeksi kimia dari sistem injeksi bagian atas.Sistem injeksi juga dapat digunakan untuk menyuntikkan bahan kimia lain secara terus menerus ke dalam lubang sehingga dapat mengurangi tantangan lain yang mungkin terjadi di bagian hilir pabrik proses.

 

Sebuah studi komprehensif telah dilakukan untuk mengembangkan strategi skala downhole di lapangan Oseberg S.Kekhawatiran terbesar adalah CaCO;penskalaan di pipa atas dan kemungkinan kegagalan DHSV.Pertimbangan strategi manajemen skala atau Oseberg S menyimpulkan bahwa selama periode tiga tahun, DHCI adalah solusi paling hemat biaya di sumur tempat jalur injeksi kimia berfungsi.Elemen biaya utama sehubungan dengan teknik pemerasan kerak yang bersaing adalah minyak yang ditangguhkan, bukan biaya kimia/operasional.Untuk penerapan penghambat kerak pada pengangkatan gas, faktor utama pada biaya bahan kimia adalah laju pengangkatan gas yang tinggi yang menyebabkan konsentrasi SI tinggi, karena konsentrasi tersebut harus diseimbangkan dengan laju pengangkatan gas untuk menghindari raja senjata kimia.Untuk dua sumur di Oseberg S atau yang memiliki jalur DHC I yang berfungsi dengan baik, opsi ini dipilih untuk melindungi DHS V terhadap CaCO;penskalaan.

 

Sistem dan katup injeksi berkelanjutan

 

Solusi penyelesaian yang ada saat ini yang menggunakan sistem injeksi kimia berkelanjutan menghadapi tantangan dalam mencegah penyumbatan saluran kapiler.Biasanya sistem injeksi terdiri dari garis kapiler, diameter luar (OD) 1/4” atau 3/8”, dihubungkan ke manifold permukaan, dimasukkan melalui dan dihubungkan ke gantungan pipa di sisi melingkar pipa.Garis kapiler dipasang pada diameter luar pipa produksi dengan klem kerah pipa khusus dan berjalan di bagian luar pipa sampai ke mandrel injeksi kimia.Mandrel secara tradisional ditempatkan di hulu DHS V atau lebih dalam di dalam sumur dengan tujuan memberikan waktu dispersi yang cukup bagi bahan kimia yang disuntikkan dan untuk menempatkan bahan kimia di tempat yang terdapat tantangan.

 

Pada katup injeksi kimia, Gbr.2, sebuah kartrid kecil berdiameter sekitar 1,5” berisi katup periksa yang mencegah cairan lubang sumur memasuki saluran kapiler.Ini hanyalah seekor si kecil yang mengendarai pegas.Gaya pegas mengatur dan memperkirakan tekanan yang diperlukan untuk membuka si kecil dari dudukan penyegel.Ketika bahan kimia mulai mengalir, si kecil terangkat dari dudukannya dan membuka katup periksa.

 

Diperlukan dua katup periksa yang terpasang.Satu katup merupakan penghalang utama yang mencegah cairan lubang sumur memasuki saluran kapiler.Ini memiliki tekanan pembukaan yang relatif rendah (2-15bar). Jika tekanan hidrostatik di dalam garis kapiler lebih kecil dari tekanan lubang sumur, cairan lubang sumur akan mencoba masuk ke dalam garis kapiler.Katup periksa lainnya memiliki tekanan pembukaan atipikal 130-250 bar dan dikenal sebagai sistem pencegahan tabung-U.Katup ini mencegah bahan kimia di dalam saluran kapiler mengalir bebas ke dalam lubang sumur jika tekanan hidrostatis di dalam saluran kapiler lebih besar dari tekanan lubang sumur pada titik injeksi bahan kimia di dalam pipa produksi.

 

Selain dua katup periksa, biasanya ada filter in-line, tujuannya adalah untuk memastikan bahwa tidak ada kotoran apa pun yang dapat membahayakan kemampuan penyegelan sistem katup periksa.

 

Ukuran katup periksa yang dijelaskan agak kecil, dan kebersihan cairan yang disuntikkan sangat penting untuk fungsi operasionalnya.Dipercaya bahwa kotoran dalam sistem dapat dibersihkan dengan meningkatkan laju aliran di dalam garis kapiler, sehingga katup penyearah terbuka dengan sengaja.

 

Ketika check valve terbuka, tekanan yang mengalir menurun dengan cepat dan merambat ke atas sepanjang garis kapiler hingga tekanan kembali meningkat.Katup periksa kemudian akan menutup sampai aliran bahan kimia menghasilkan tekanan yang cukup untuk membuka katup;akibatnya adalah osilasi tekanan pada sistem katup periksa.Semakin tinggi tekanan pembukaan yang dimiliki sistem katup periksa, semakin sedikit area aliran yang terbentuk ketika katup periksa terbuka dan sistem mencoba mencapai kondisi keseimbangan.

 

Katup injeksi kimia memiliki tekanan pembukaan yang relatif rendah;dan jika tekanan pipa pada titik masuk bahan kimia menjadi lebih kecil dari jumlah tekanan hidrostatis bahan kimia di dalam saluran kapiler ditambah tekanan bukaan katup periksa, maka akan terjadi kevakuman atau kevakuman di bagian atas saluran kapiler.Ketika injeksi bahan kimia berhenti atau aliran bahan kimia rendah, kondisi hampir vakum akan mulai terjadi di bagian atas garis kapiler.

 

Tingkat vakum bergantung pada tekanan lubang sumur, berat jenis campuran bahan kimia yang diinjeksikan yang digunakan di dalam saluran kapiler, tekanan pembukaan katup periksa pada titik injeksi dan laju aliran bahan kimia di dalam saluran kapiler.Kondisi sumur akan bervariasi sepanjang umur lapangan dan potensi vakum juga akan bervariasi sepanjang waktu.Penting untuk menyadari situasi ini untuk mengambil pertimbangan dan tindakan pencegahan yang tepat sebelum tantangan yang diperkirakan terjadi.

 

Ditambah dengan tingkat injeksi yang rendah, biasanya pelarut yang digunakan dalam jenis aplikasi ini menguap dan menyebabkan efek yang belum sepenuhnya dieksplorasi.Efek ini berupa gun king atau pengendapan padatan, misalnya polimer, ketika pelarut menguap.

 

Selanjutnya, sel-sel galvanik dapat terbentuk dalam fase transisi antara permukaan cairan kimia dan fase gas dekat-vakum yang diisi uap di atasnya.Hal ini dapat menyebabkan korosi lubang lokal di dalam garis kapiler sebagai akibat dari peningkatan agresivitas bahan kimia dalam kondisi ini.Serpihan atau kristal garam yang terbentuk sebagai lapisan tipis di dalam garis kapiler saat bagian dalamnya mengering dapat menyumbat atau menyumbat garis kapiler.

 

Filosofi penghalang yang baik

 

Saat merancang solusi sumur yang kuat, Statoil mengharuskan keselamatan sumur selalu diterapkan sepanjang siklus hidup sumur.Oleh karena itu, Statoil mensyaratkan adanya dua penghalang sumur independen yang utuh.Gambar 3 menunjukkan skema penghalang sumur atipikal, dimana warna biru melambangkan selubung penghalang sumur primer;dalam hal ini pipa produksi.Warna merah mewakili selubung penghalang sekunder;casingnya.Di sisi kiri sketsa injeksi bahan kimia ditunjukkan sebagai garis hitam dengan titik injeksi ke pipa produksi di area bertanda merah (penghalang sekunder).Dengan diperkenalkannya sistem injeksi kimia ke dalam sumur, penghalang lubang sumur primer dan sekunder akan terancam.

 

Riwayat kasus korosi

 

Urutan kejadian

 

Injeksi kimia downhole dari penghambat kerak telah diterapkan ke ladang minyak yang dioperasikan oleh Statoil di Landas Kontinen Norwegia.Dalam hal ini penghambat kerak yang diterapkan pada awalnya telah memenuhi syarat untuk penerapan bagian atas dan bawah laut.Penyelesaian ulang sumur diikuti dengan pemasangan DHCIpointat2446mMD, Gambar 3.Injeksi downhole dari inhibitor skala atas dimulai tanpa pengujian bahan kimia lebih lanjut.

 

Setelah satu tahun beroperasi, kebocoran pada sistem injeksi kimia diamati dan penyelidikan dimulai.Kebocoran tersebut berdampak buruk pada penghalang sumur.Peristiwa serupa terjadi pada beberapa sumur dan beberapa di antaranya terpaksa ditutup selama penyelidikan berlangsung.

 

Pipa produksi ditarik dan dipelajari secara detail.Serangan korosi hanya terbatas pada satu sisi pipa saja, dan beberapa sambungan pipa sudah sangat terkorosi sehingga terdapat lubang di dalamnya.Baja krom 3% setebal 8,5 mm telah hancur dalam waktu kurang dari 8 bulan.Korosi utama terjadi di bagian atas sumur, dari kepala sumur hingga kedalaman sekitar 380m MD, dan sambungan pipa yang terkorosi paling parah ditemukan pada kedalaman sekitar 350m MD.Di bawah kedalaman ini sedikit atau tidak ada korosi yang teramati, namun banyak serpihan ditemukan pada OD pipa.

 

Casing 9-5/8'' juga dipotong dan ditarik dan efek serupa diamati;dengan korosi di bagian atas sumur pada satu sisi saja.Kebocoran yang terjadi disebabkan oleh pecahnya bagian casing yang melemah.

 

Bahan jalur injeksi kimia adalah Alloy 825.

 

Kualifikasi kimia

 

Sifat kimia dan pengujian korosi merupakan fokus penting dalam kualifikasi inhibitor kerak dan inhibitor kerak sebenarnya telah memenuhi syarat dan digunakan dalam aplikasi permukaan atas dan bawah laut selama beberapa tahun.Alasan penerapan downhole kimia sebenarnya adalah untuk memperbaiki sifat lingkungan dengan mengganti bahan kimia downhole yang ada. Namun, penghambat kerak hanya digunakan pada suhu sekitar bagian atas dan dasar laut (4-20℃).Ketika disuntikkan ke dalam sumur, suhu bahan kimia bisa mencapai 90℃, tetapi tidak ada pengujian lebih lanjut yang dilakukan pada suhu ini.

 

Uji korosivitas awal telah dilakukan oleh pemasok bahan kimia dan hasilnya menunjukkan 2-4 mm/tahun untuk baja karbon pada suhu tinggi.Selama fase ini keterlibatan kompetensi teknis material operator sangat minim.Pengujian baru kemudian dilakukan oleh operator yang menunjukkan bahwa penghambat kerak sangat korosif terhadap material dalam pipa produksi dan casing produksi, dengan laju korosi melebihi 70mm/tahun.Bahan jalur injeksi kimia Alloy 825 belum diuji terhadap penghambat kerak sebelum injeksi.Suhu sumur bisa mencapai 90℃ dan pengujian yang memadai harus dilakukan dalam kondisi ini.

 

Investigasi juga mengungkapkan bahwa penghambat kerak sebagai larutan pekat telah melaporkan pH<3,0.Namun pH-nya belum diukur.Kemudian pH yang diukur menunjukkan nilai pH 0-1 yang sangat rendah.Hal ini menggambarkan perlunya pengukuran dan pertimbangan material selain nilai pH yang diberikan.

 

Interpretasi hasil

 

Jalur injeksi (Gbr.3) dibuat untuk memberikan tekanan hidrostatik dari penghambat kerak yang melebihi tekanan dalam sumur pada titik injeksi.Inhibitor disuntikkan pada tekanan yang lebih tinggi daripada yang ada di lubang sumur.Hal ini menghasilkan efek tabung-U pada penutupan sumur.Katup akan selalu terbuka dengan tekanan yang lebih tinggi di saluran injeksi dibandingkan di dalam sumur.Oleh karena itu, kekosongan atau penguapan pada saluran injeksi dapat terjadi.Laju korosi dan risiko pitting paling besar terjadi pada zona transisi gas/cair akibat penguapan pelarut.Eksperimen laboratorium yang dilakukan pada kupon membenarkan teori ini.Pada sumur yang mengalami kebocoran, semua lubang pada jalur injeksi terletak di bagian atas jalur injeksi bahan kimia.

 

Gambar 4 menunjukkan fotografi garis DHC I dengan korosi lubang yang signifikan.Korosi yang terlihat pada pipa produksi bagian luar menunjukkan paparan lokal inhibitor kerak dari titik kebocoran lubang.Kebocoran tersebut disebabkan oleh korosi pitting oleh bahan kimia yang sangat korosif dan kebocoran melalui jalur injeksi bahan kimia ke dalam casing produksi.Penghambat kerak disemprotkan dari saluran kapiler yang berlubang ke casing dan pipa dan terjadi kebocoran.Konsekuensi sekunder apa pun dari kebocoran pada saluran injeksi belum dipertimbangkan.Disimpulkan bahwa korosi casing dan tubing adalah akibat dari inhibitor kerak terkonsentrasi yang disalurkan dari garis kapiler yang berlubang ke casing dan tubing, Gambar 5.

 

Dalam hal ini terdapat kurangnya keterlibatan insinyur kompetensi material.Korosifitas bahan kimia pada jalur DHCI belum diuji dan efek sekunder akibat kebocoran belum dievaluasi;seperti apakah material di sekitarnya dapat mentolerir paparan bahan kimia.

 

Sejarah kasus raja senjata kimia

 

Urutan kejadian

 

Strategi pencegahan kerak di ladang HP HT adalah dengan menyuntikkan penghambat kerak secara terus-menerus di bagian hulu katup pengaman lubang bawah.Potensi kerak kalsium karbonat yang parah teridentifikasi di dalam sumur.Salah satu tantangannya adalah suhu tinggi dan laju produksi gas dan kondensat yang tinggi serta laju produksi air yang rendah.Kekhawatiran dengan menyuntikkan penghambat kerak adalah bahwa pelarut akan terkelupas oleh laju produksi gas yang tinggi dan serangan bahan kimia akan terjadi pada titik injeksi di bagian hulu katup pengaman di dalam sumur, Gambar 1.

 

Selama kualifikasi penghambat skala, fokusnya adalah pada efisiensi produk pada kondisi HP HT termasuk perilaku dalam sistem proses bagian atas (suhu rendah).Pengendapan penghambat kerak itu sendiri di dalam pipa produksi akibat tingginya laju gas menjadi perhatian utama.Uji laboratorium menunjukkan bahwa penghambat kerak mungkin mengendap dan menempel pada dinding pipa.Oleh karena itu, pengoperasian katup pengaman dapat mengalahkan risiko.

 

Pengalaman menunjukkan bahwa setelah beberapa minggu beroperasi, saluran kimia tersebut bocor.Tekanan lubang sumur dapat dipantau pada pengukur permukaan yang dipasang di garis kapiler.Jalur tersebut diisolasi untuk mendapatkan integritas yang baik.

 

Jalur injeksi bahan kimia ditarik keluar dari sumur, dibuka dan diperiksa untuk mendiagnosis masalah dan menemukan kemungkinan penyebab kegagalan.Seperti dapat dilihat pada Gambar 6, sejumlah besar endapan ditemukan dan analisis kimia menunjukkan bahwa beberapa di antaranya merupakan penghambat kerak.Endapan terletak di segel dan si kecil serta katup tidak dapat dioperasikan.

 

Kegagalan katup disebabkan oleh serpihan di dalam sistem katup yang mencegah katup periksa memakan dudukan logam ke logam.Puing-puing tersebut diperiksa dan partikel utamanya terbukti merupakan serutan logam, kemungkinan dihasilkan selama proses pemasangan saluran kapiler.Selain itu, beberapa serpihan putih ditemukan pada kedua katup periksa terutama di bagian belakang katup.Ini adalah sisi bertekanan rendah, yaitu sisi yang selalu bersentuhan dengan fluida lubang sumur.Awalnya, benda ini diyakini merupakan puing-puing dari lubang sumur produksi karena katupnya macet terbuka dan terkena cairan lubang sumur.Namun setelah diperiksa, puing-puing tersebut terbukti merupakan polimer dengan kandungan kimia yang serupa dengan bahan kimia yang digunakan sebagai penghambat kerak.Hal ini menarik minat kami dan Statoil ingin menyelidiki alasan di balik keberadaan serpihan polimer di garis kapiler.

 

Kualifikasi kimia

 

Di bidang HP HT terdapat banyak tantangan sehubungan dengan pemilihan bahan kimia yang sesuai untuk mengurangi berbagai masalah produksi.Dalam kualifikasi penghambat kerak untuk lubang bawah injeksi kontinu, pengujian berikut dilakukan:

• Stabilitas produk
• Penuaan termal
• Tes kinerja dinamis
• Kompatibilitas dengan air formasi dan inhibitor hidrat (MEG)
• Tes raja senjata statis dan dinamis
• Informasi pembubaran ulang air, bahan kimia segar dan MEG

 

Bahan kimia akan disuntikkan pada tingkat dosis yang telah ditentukan, namun produksi air belum tentu konstan, yaitu water slugging.Di sela-sela siput air, ketika bahan kimia memasuki lubang sumur, bahan kimia tersebut akan bertemu dengan aliran gas hidrokarbon yang panas dan mengalir deras.Hal ini mirip dengan menyuntikkan penghambat kerak pada aplikasi gas lift (Fleming dkk.2003). Bersama dengan

suhu gas yang tinggi, risiko pelepasan pelarut sangat tinggi dan gun king dapat menyebabkan penyumbatan katup injeksi.Hal ini merupakan risiko bahkan untuk bahan kimia yang diformulasikan dengan pelarut dengan titik didih tinggi/tekanan uap rendah dan Penekan Tekanan Uap (VPD) lainnya. Jika terjadi penyumbatan sebagian, aliran air formasi, MEG dan/atau bahan kimia segar harus dapat dihilangkan. atau melarutkan kembali bahan kimia yang mengalami dehidrasi atau kotor.

 

Dalam hal ini, rig uji laboratorium baru dirancang untuk mereplikasi kondisi aliran di dekat port injeksi pada HP/HTg sebagai sistem produksi.Hasil dari pengujian raja senjata dinamis menunjukkan bahwa pada kondisi aplikasi yang diusulkan, tercatat kehilangan pelarut yang signifikan.Hal ini dapat menyebabkan terjadinya gun king yang cepat dan akhirnya menghalangi jalur aliran.Oleh karena itu, pekerjaan ini menunjukkan bahwa terdapat risiko yang relatif signifikan terhadap injeksi bahan kimia secara terus-menerus di sumur-sumur ini sebelum produksi air dan menyebabkan keputusan untuk menyesuaikan prosedur permulaan yang normal untuk bidang ini, menunda injeksi bahan kimia hingga terobosan air terdeteksi.

 

Kualifikasi penghambat kerak untuk lubang bawah injeksi kontinyu memiliki fokus yang tinggi pada pengupasan pelarut dan raja senjata dari penghambat kerak pada titik injeksi dan di garis aliran tetapi potensi raja senjata di katup injeksi itu sendiri tidak dievaluasi.Katup injeksi mungkin rusak karena kehilangan pelarut yang signifikan dan proses penembakan yang cepat, Gambar 6. Hasil menunjukkan bahwa penting untuk memiliki pandangan holistik terhadap sistem;tidak hanya fokus pada tantangan produksi, namun juga tantangan terkait injeksi bahan kimia, yakni katup injeksi.

 

Pengalaman dari bidang lain

 

Salah satu laporan awal mengenai masalah jalur injeksi kimia jarak jauh berasal dari ladang satelit Gull fak sandVig dis (Osa dkk. 2001). Jalur injeksi bawah laut terhalang dari pembentukan hidrat di dalam jalur karena invasi gas dari cairan yang dihasilkan ke dalam saluran melalui katup injeksi.Pedoman baru untuk pengembangan bahan kimia produksi bawah laut dikembangkan.Persyaratannya mencakup penghilangan partikel (filtrasi) dan penambahan inhibitor hidrat (misalnya glikol) ke semua inhibitor kerak berbasis air untuk disuntikkan pada templat bawah laut.Stabilitas kimia, viskositas dan kompatibilitas (cairan dan bahan) juga dipertimbangkan.Persyaratan ini telah diterapkan lebih jauh ke dalam sistem Statoil dan mencakup injeksi bahan kimia downhole.

 

Selama tahap pengembangan lapangan Oseberg S, diputuskan bahwa semua sumur harus dilengkapi dengan sistem DHC I (Fleming dkk. 2006). Tujuannya adalah untuk mencegah pembentukan kerak CaCO； pada pipa atas dengan injeksi SI.Salah satu tantangan besar sehubungan dengan jalur injeksi bahan kimia adalah mencapai komunikasi antara permukaan dan saluran keluar lubang bawah.Diameter bagian dalam saluran injeksi kimia menyempit dari 7mm menjadi 0,7mm(ID) di sekitar katup pengaman annulus karena keterbatasan ruang dan kemampuan cairan untuk diangkut melalui bagian ini mempengaruhi tingkat keberhasilan.Beberapa sumur platform memiliki jalur injeksi bahan kimia yang tersumbat, namun alasannya tidak dipahami.Rangkaian berbagai cairan (glikol, minyak mentah, kondensat, xilena, penghambat kerak, air, dll.) diuji di laboratorium untuk viskositas dan kompatibilitasnya dan dipompa ke depan dan ke belakang untuk membuka saluran;namun, penghambat skala target tidak dapat dipompa sepenuhnya ke katup injeksi kimia.Selanjutnya, komplikasi terlihat dengan pengendapan inhibitor kerak fosfonat bersama dengan sisa air garam penyelesaian CaCl z dalam satu sumur dan gun king dari inhibitor kerak di dalam sumur dengan rasio gasoil tinggi dan water cut rendah (Fleming et al.2006)

 

Pelajaran yang dipelajari

 

Pengembangan metode pengujian

 

Pelajaran utama yang didapat dari kegagalan sistem DHC I berkaitan dengan efisiensi teknis penghambat skala dan bukan dalam kaitannya dengan fungsionalitas dan injeksi bahan kimia.Injeksi bagian atas dan injeksi bawah laut telah berfungsi dengan baik sepanjang waktu;namun, penerapannya telah diperluas ke injeksi bahan kimia downhole tanpa pembaruan terkait metode kualifikasi bahan kimia.Pengalaman Statoil dari dua kasus lapangan yang disajikan adalah bahwa dokumentasi atau pedoman yang mengatur kualifikasi bahan kimia harus diperbarui untuk mencakup jenis aplikasi bahan kimia ini.Dua tantangan utama yang telah diidentifikasi adalah i) kekosongan pada jalur injeksi bahan kimia dan ii) potensi pengendapan bahan kimia.

 

Penguapan bahan kimia dapat terjadi pada pipa produksi (seperti yang terlihat pada kotak senjata) dan pada pipa injeksi (antarmuka sementara telah diidentifikasi dalam kotak vakum) terdapat risiko bahwa endapan ini dapat berpindah mengikuti aliran dan ke dalam katup injeksi dan selanjutnya ke dalam sumur.Katup injeksi sering kali dirancang dengan filter di bagian hulu titik injeksi, hal ini merupakan suatu tantangan, karena jika terjadi presipitasi, filter ini mungkin tersumbat sehingga menyebabkan katup rusak.

 

Pengamatan dan kesimpulan awal dari pembelajaran menghasilkan studi laboratorium ekstensif terhadap fenomena tersebut.Tujuan keseluruhannya adalah untuk mengembangkan metode kualifikasi baru untuk menghindari masalah serupa di masa depan.Dalam penelitian ini berbagai pengujian telah dilakukan dan beberapa metode laboratorium telah dirancang (dikembangkan secara berurutan) untuk menguji bahan kimia sehubungan dengan tantangan yang teridentifikasi.

• Filter penyumbatan dan stabilitas produk dalam sistem tertutup.
• Pengaruh hilangnya sebagian pelarut terhadap korosifitas bahan kimia.
• Pengaruh hilangnya sebagian pelarut dalam kapiler pada pembentukan padatan atau sumbat kental.

 

Selama pengujian metode laboratorium, beberapa potensi masalah telah diidentifikasi

 

• Penyumbatan filter berulang dan stabilitas buruk.
• Pembentukan padatan setelah penguapan sebagian dari kapiler
• perubahan pH karena hilangnya pelarut.

 

Sifat pengujian yang dilakukan juga memberikan informasi dan pengetahuan tambahan terkait dengan perubahan sifat fisik bahan kimia di dalam kapiler ketika terkena kondisi tertentu, dan perbedaannya dengan larutan curah yang mengalami kondisi serupa.Uji coba ini juga telah mengidentifikasi perbedaan besar antara cairan curah, fase uap dan cairan sisa yang dapat menyebabkan peningkatan potensi pengendapan dan/atau peningkatan korosifitas.

 

Prosedur uji korosifitas penghambat kerak dikembangkan dan dimasukkan dalam dokumentasi yang mengatur.Untuk setiap aplikasi, pengujian korosifitas yang diperluas harus dilakukan sebelum injeksi inhibitor kerak dapat diterapkan.Tes senjata kimia di jalur injeksi juga telah dilakukan.

 

Sebelum memulai kualifikasi suatu bahan kimia, penting untuk menciptakan ruang lingkup pekerjaan yang menggambarkan tantangan dan tujuan bahan kimia tersebut.Pada tahap awal, penting untuk mengidentifikasi tantangan utama agar dapat memilih jenis bahan kimia yang dapat menyelesaikan masalah.Ringkasan kriteria penerimaan yang paling penting dapat ditemukan di Tabel 2.

 

Kualifikasi bahan kimia

 

Kualifikasi bahan kimia terdiri dari pengujian dan evaluasi teoritis untuk setiap aplikasi.Spesifikasi teknis dan kriteria pengujian harus ditentukan dan ditetapkan, misalnya dalam HSE, kompatibilitas material, stabilitas produk, dan kualitas produk (partikel).Selanjutnya, titik beku, viskositas dan kompatibilitas dengan bahan kimia lain, penghambat hidrat, air formasi dan cairan yang dihasilkan harus ditentukan.Daftar sederhana metode pengujian yang mungkin digunakan untuk kualifikasi bahan kimia diberikan pada Tabel 2.

 

Fokus berkelanjutan dan pemantauan efisiensi teknis, laju dosis, dan fakta HSE adalah hal yang penting.Persyaratan suatu produk dapat mengubah masa pakai lapangan atau pabrik proses; bervariasi menurut laju produksi serta komposisi cairan.Kegiatan tindak lanjut dengan evaluasi kinerja, optimalisasi dan/atau pengujian bahan kimia baru harus dilakukan

sering untuk memastikan program pengobatan yang optimal.

 

Tergantung pada kualitas minyak, produksi air, dan tantangan teknis di pabrik produksi lepas pantai, penggunaan bahan kimia produksi mungkin diperlukan untuk mencapai kualitas ekspor, persyaratan peraturan, dan untuk mengoperasikan instalasi lepas pantai dengan cara yang aman.Semua bidang memiliki tantangan yang berbeda, dan produksi bahan kimia yang dibutuhkan akan bervariasi dari satu bidang ke bidang lainnya dan dari waktu ke waktu.

 

Penting untuk fokus pada efisiensi teknis bahan kimia produksi dalam program kualifikasi, namun juga sangat penting untuk fokus pada sifat bahan kimia, seperti stabilitas, kualitas produk, dan kompatibilitas.Kompatibilitas dalam pengaturan ini berarti kompatibilitas dengan cairan, bahan, dan bahan kimia produksi lainnya.Ini bisa menjadi sebuah tantangan.Tidaklah diinginkan untuk menggunakan bahan kimia untuk memecahkan suatu masalah, dan kemudian mengetahui bahwa bahan kimia tersebut berkontribusi atau menciptakan tantangan baru.Mungkin tantangan terbesarnya adalah sifat kimianya dan bukan tantangan teknisnya.

 

Persyaratan khusus

 

Persyaratan khusus pada penyaringan produk yang dipasok harus diterapkan untuk sistem bawah laut dan lubang bawah injeksi kontinyu.Saringan dan filter pada sistem injeksi kimia harus disediakan berdasarkan spesifikasi peralatan hilir mulai dari sistem injeksi sisi atas, pompa dan katup injeksi, hingga katup injeksi lubang bawah.Apabila injeksi bahan kimia terus menerus pada lubang bawah diterapkan, spesifikasi dalam sistem injeksi bahan kimia harus didasarkan pada spesifikasi dengan kekritisan tertinggi.Ini mungkin filter di lubang bawah katup injeksi.

 

Tantangan injeksi

 

Sistem injeksi mungkin memerlukan jarak 3-50 km dari garis aliran bawah laut pusar dan 1-3 km ke dalam sumur.Sifat fisik seperti viskositas dan kemampuan memompa bahan kimia sangatlah penting.Jika viskositas pada suhu dasar laut terlalu tinggi maka akan menjadi tantangan untuk memompa bahan kimia melalui jalur injeksi kimia di pusar bawah laut dan ke titik injeksi bawah laut atau di dalam sumur.Viskositas harus sesuai dengan spesifikasi sistem pada suhu penyimpanan atau operasional yang diharapkan.Hal ini harus dievaluasi dalam setiap kasus, dan akan bergantung pada sistem.Seperti tabel, laju injeksi bahan kimia merupakan faktor keberhasilan dalam injeksi bahan kimia.Untuk meminimalkan risiko tersumbatnya saluran injeksi bahan kimia, bahan kimia dalam sistem ini harus dihambat hidratnya (jika berpotensi mengandung hidrat).Kompatibilitas dengan cairan yang ada dalam sistem (cairan pengawet) dan penghambat hidrat harus dilakukan.Uji stabilitas bahan kimia pada suhu sebenarnya (suhu lingkungan serendah mungkin, suhu lingkungan, suhu bawah laut, suhu injeksi) harus dilewati.

 

Program untuk mencuci jalur injeksi bahan kimia pada frekuensi tertentu juga harus dipertimbangkan.Mungkin memberikan efek pencegahan dengan membilas saluran injeksi bahan kimia secara teratur dengan pelarut, glikol atau bahan kimia pembersih untuk menghilangkan kemungkinan endapan sebelum terakumulasi dan dapat menyebabkan penyumbatan pada saluran.Solusi kimia yang dipilih untuk cairan pembilasan harus demikian

kompatibel dengan bahan kimia di jalur injeksi.

 

Dalam beberapa kasus, jalur injeksi kimia digunakan untuk beberapa aplikasi kimia berdasarkan tantangan berbeda selama masa pakai lapangan dan kondisi fluida.Pada tahap produksi awal sebelum terobosan air, tantangan utama dapat berbeda dengan tantangan pada tahap akhir masa hidup yang sering kali terkait dengan peningkatan produksi air.Perubahan dari inhibitor berbasis pelarut non-air seperti inhibitor aspal ene ke bahan kimia berbasis air seperti inhibitor kerak dapat memberikan tantangan dalam hal kompatibilitas.Oleh karena itu penting untuk fokus pada kompatibilitas dan kualifikasi serta penggunaan spacer ketika direncanakan untuk mengganti bahan kimia di jalur injeksi bahan kimia.

 

Bahan

 

Mengenai kompatibilitas bahan, semua bahan kimia harus kompatibel dengan segel, elastomer, gasket dan bahan konstruksi yang digunakan dalam sistem injeksi bahan kimia dan pabrik produksi.Prosedur uji korosifitas bahan kimia (misalnya inhibitor kerak asam) untuk lubang injeksi kontinu harus dikembangkan.Untuk setiap aplikasi, pengujian korosifitas yang diperluas harus dilakukan sebelum injeksi bahan kimia dapat diterapkan.

 

Diskusi

 

Keuntungan dan kerugian dari injeksi kimia downhole terus menerus harus dievaluasi.Injeksi penghambat kerak secara terus-menerus untuk melindungi DHS atau pipa produksi merupakan metode yang elegan untuk melindungi sumur dari kerak.Seperti disebutkan dalam makalah ini, terdapat beberapa tantangan dalam injeksi bahan kimia downhole secara terus-menerus, namun untuk mengurangi risiko, penting untuk memahami fenomena yang terkait dengan solusi tersebut.

 

Salah satu cara untuk mengurangi risiko adalah dengan fokus pada pengembangan metode pengujian.Dibandingkan dengan injeksi kimia bagian atas atau bawah laut, terdapat kondisi yang berbeda dan lebih parah di dalam sumur.Prosedur kualifikasi bahan kimia untuk injeksi bahan kimia secara terus menerus ke dalam lubang bawah harus mempertimbangkan perubahan kondisi ini.Kualifikasi bahan kimia harus dibuat sesuai dengan bahan yang mungkin bersentuhan dengan bahan kimia tersebut.Persyaratan untuk kualifikasi kompatibilitas dan pengujian pada kondisi yang sedekat mungkin mereplikasi berbagai kondisi siklus hidup sumur tempat sistem ini bekerja harus diperbarui dan diterapkan.Pengembangan metode tes perlu dikembangkan lebih lanjut menuju tes yang lebih realistis dan representatif.

 

Selain itu, interaksi antara bahan kimia dan peralatan sangat penting untuk keberhasilan.Pengembangan katup injeksi kimia harus mempertimbangkan sifat kimia dan lokasi katup injeksi di dalam sumur.Perlu dipertimbangkan untuk memasukkan katup injeksi nyata sebagai bagian dari peralatan pengujian dan untuk melakukan pengujian kinerja penghambat kerak dan desain katup sebagai bagian dari program kualifikasi.Untuk memenuhi syarat penghambat kerak, fokus utama sebelumnya adalah pada tantangan proses dan penghambatan kerak, namun penghambatan kerak yang baik bergantung pada injeksi yang stabil dan berkelanjutan.Tanpa injeksi yang stabil dan berkesinambungan potensi skala akan meningkat.Jika katup injeksi penghambat kerak rusak dan tidak ada injeksi penghambat kerak ke dalam aliran fluida, sumur dan katup pengaman tidak terlindung dari kerak sehingga produksi yang aman mungkin terancam.Prosedur kualifikasi harus mengatasi tantangan yang terkait dengan injeksi penghambat kerak selain tantangan proses dan efisiensi penghambat kerak yang memenuhi syarat.

 

Pendekatan baru ini melibatkan beberapa disiplin ilmu dan kerjasama antara disiplin ilmu dan tanggung jawab masing-masing harus diperjelas.Dalam aplikasi ini sistem proses bagian atas, templat bawah laut serta desain dan penyelesaian sumur dilibatkan.Jaringan multi-disiplin yang berfokus pada pengembangan solusi yang kuat untuk sistem injeksi bahan kimia adalah hal yang penting dan mungkin merupakan jalan menuju kesuksesan.Komunikasi antar berbagai disiplin ilmu sangatlah penting;Komunikasi yang erat antara ahli kimia yang mempunyai kendali terhadap bahan kimia yang digunakan dan insinyur sumur yang mempunyai kendali atas peralatan yang digunakan dalam sumur sangatlah penting.Memahami tantangan berbagai disiplin ilmu dan belajar satu sama lain sangatlah penting untuk memahami kompleksitas keseluruhan proses.

 

Kesimpulan

 

• Injeksi inhibitor kerak secara terus-menerus untuk melindungi DHS atau pipa produksi merupakan metode yang elegan untuk melindungi sumur dari kerak
• Untuk mengatasi tantangan yang teridentifikasi, rekomendasi berikut adalah:

Prosedur kualifikasi DHCI khusus harus dilakukan.

Metode kualifikasi untuk katup injeksi kimia

Metode pengujian dan kualifikasi untuk fungsi kimia

Pengembangan metode

Pengujian materi yang relevan

• Interaksi multidisiplin dimana komunikasi antar berbagai disiplin ilmu yang terlibat sangat menentukan keberhasilan.

 

 

 

Ucapan Terima Kasih

Penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada Statoil AS A atas izinnya untuk menerbitkan karya ini dan kepada Baker Hughes dan Schlumberger karena mengizinkan penggunaan gambar pada Gambar.2.

 

Tata nama

 

(Ba/Sr)SO4 CaCO3 DHCI DHSV misalnya GOR HSE HPHT PENGENAL yaitu km mm MEG mmd OD SI mTV D U-tabung VPD

=barium/strontium sulfat =kalsium karbonat =injeksi kimia downhole =katup pengaman lubang bawah =misalnya =rasio gasoil =keselamatan kesehatan lingkungan = tekanan tinggi suhu tinggi =diameter dalam =itulah = kilometer = milimeter =mono etilen glikol = meter kedalaman yang diukur =diameter luar = penghambat skala = meter total kedalaman vertikal = Tabung berbentuk U =penekan tekanan uap

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Gambar 1. Ikhtisar sistem injeksi kimia bawah laut dan downhole di lapangan atipikal.Sketsa injeksi kimia hulu DHSV dan tantangan terkait yang diperkirakan.DHS V=katup pengaman lubang bawah, PWV=katup sayap proses dan PM V=katup master proses.

 

 

Gambar 2. Sketsa sistem injeksi kimia downhole atipikal dengan mandrel dan katup.Sistem dihubungkan ke manifold permukaan, diumpankan dan dihubungkan ke gantungan pipa di sisi melingkar pipa.Mandrel injeksi kimia secara tradisional ditempatkan jauh di dalam sumur dengan tujuan memberikan perlindungan terhadap bahan kimia.

 

 

Gambar 3. Skema penghalang sumur pada umumnya, dimana warna biru mewakili selubung penghalang sumur utama;dalam hal ini pipa produksi.Warna merah mewakili selubung penghalang sekunder;casingnya.Di sebelah kiri ditunjukkan injeksi kimia, garis hitam dengan titik injeksi ke pipa produksi di area bertanda merah (penghalang sekunder).

 

 

Gambar 4. Lubang berlubang terdapat di bagian atas saluran injeksi 3/8”.Area tersebut ditunjukkan dalam sketsa skema penghalang sumur atipikal, ditandai dengan elips oranye.

 

 

 

 

 

Gambar 5. Serangan korosi parah pada pipa Chrome 7” 3%.Gambar tersebut menunjukkan serangan korosi setelah inhibitor kerak disemprotkan dari jalur injeksi kimia ke pipa produksi.

 

 

Gambar 6. Kotoran yang ditemukan pada katup injeksi bahan kimia.Puing-puing dalam kasus ini adalah serutan logam yang mungkin berasal dari proses pemasangan selain beberapa puing berwarna keputihan.Pemeriksaan terhadap puing-puing putih tersebut terbukti merupakan polimer dengan kandungan kimia yang mirip dengan bahan kimia yang disuntikkan