Service Line-Less Subsea Production and Injection

Abstract

I dag er de fleste subsea-felt utviklet med et elektro-hydraulisk kontrollsystem hvor en umbilical supplerer feltet med hydraulisk væske, kjemikalier, signaler og elektrisitet. Umbilicalen er en kostnadskrevende komponent og det er av interesse å forenkle og standardisere den for å kunne redusere kostnader. På et alt-elektrisk kontrollsystem derimot, styres ventiler av elektriske aktuatorer, og i fremtiden vil både DHSV og juletreet bli elektrifisert. Dette vil eliminere behovet for hydraulisk væske på felt utstyrt med et alt-elektrisk subsea-system. Nødvendige kjemikalier kan også lagres på havbunnen, noe som muliggjør fjerning av slike linjer i umbilicalen. Signaler og elektrisitet kan tilføres feltet med en DC/FO-kabel og den gjenværende linjen i umbilicalen er da servicelinjen. Servicelinjen supplerer feltet med MEG/metanol.

MEG/metanol tilføres feltet for å utføre testing av ventiler på juletreet, for å teste DHSV og for å kontrollere trykkendringer i Annulus A. MEG/metanol tilfører også feltet for å forhindre at hydrater dannes inne i subsea-systemet. Det er av interesse å fjerne servicelinjen og dermed kunne operere et alt-elektrisk subsea-system med en DC/FO-kabel alene. For å kunne gjøre det, er det undersøkt om det er mulig å utføre de forskjellige oppgavene som for øyeblikket utføres av servicelinjen, uten å ha en servicelinje. De ulike utfordringene som oppstår ved fjerning av servicelinjen på olje- og gassproduserende brønner, samt på vann og CO2 injiserende brønner er identifisert og videre undersøkt. Løsninger til de identifiserte utfordringene har også blitt presentert og diskutert.

Det ble funnet at olje- og gassproduserende brønner må suppleres med MEG/metanol, da hydrater har stor sannsynlighet for å dannes inne i subsea-systemet på slike brønner. MEG/metanol kan suppleres til brønnen fra en tank plassert på havbunnen. Det ble oppdaget at en oljeproduserende brønn vil trenge et fluidvolum på 0,73 m3 for å kunne utføre de oppgitte oppgavene én gang, mens en gassproduserende brønn vil kreve et fluidvolum på 4,57 m3. Størrelsen på tanken må bestemmes ut ifra hvor mange ganger oppgavene skal utføres før tanken må etterfylles eller eventuelt byttes ut.

Sjøvann kan brukes som testvæske på vanninjiseringsbrønner som injiserer inn i en aktiv akvifer. Sannsynlighet for at gass migrerer inn i brønnen under slike forhold er lav, og det er derfor lav sannsynlighet for at hydrater dannes inne i subsea-systemet. En pumpe, filter og en bypass-ventil kan installeres der hvor servicelinjen entrer juletreet på dagens subsea-system. Sjøvann kan da brukes til å utføre de forskjellige oppgavene som for øyeblikket utføres av MEG/metanol levert av servicelinjen.

Både vann og CO2 injiserende brønner vil oppleve store trykkendringer i Annulus A. Dette kan kontrolleres ved å plassere nitrogengass på toppen av brønnen eller ved å installere en akkumulatortank på juletreet. Begge løsningene må inneholde en trykkforsterker slik at testing av ventiler også kan utføres på brønnen uten bruk av servicelinjen.

Today, most subsea fields are developed with an electro-hydraulic control system with an umbilical providing the fields with hydraulic fluids, chemicals, signals and electrical power. The umbilical is a cost demanding component and it is of interest to simplify and standardize the umbilical in order to save costs. However, on all-electric subsea systems, valves are controlled by electric actuators, and in the future, both DHSV and the Xmas tree will be electrified. This will eliminate the need for hydraulic fluids on such fields. Required chemicals can be stored subsea, thus enabling the removal of such lines from the umbilical. As signals and electrical power can be provided to the field by a DC/FO cable, the remaining line in the umbilical is the service line.

The service line provides the field with MEG/methanol in order to perform testing of valves on the Xmas tree, testing of the DHSV and to control pressure changes experienced in Annulus A. Also, MEG/methanol is provided to the field to prevent hydrates to form within the subsea system. It is of interest to remove the service line and thus be able to operate an all-electric subsea system with a DC/FO cable only. In order to do, it has been investigated whether it is possible to perform the various task currently performed by the service line, without having a service line. Different challenges arises when the service line is removed on oil and gas producing wells, as on water and CO2 injecting wells. These challenges have been identified and investigated. Solutions overcoming the identified challenges have also been presented and discussed.

It was found that oil and gas producing wells must be provided with MEG/methanol, as hydrates are likely to form within the subsea system. A subsea tank located close to the wellsite can provide the well with MEG/methanol when necessary. It was discovered that an oil producing well will need a fluid volume of 0.73 m3 in order to perform the tasks once, while a gas producing well will require a fluid volume of 4.57 m3. The size of the subsea tank will be determined by how many times the tasks are to be performed before the tank must be refilled or replaced.

Seawater can be used as test medium on water injection wells which are injecting into an active aquifer. The chances of gas migrating into the system are low on such wells, and hydrates are therefor not considered an issue. A pump, filter and a bypass valve can be installed where the service line enters the Xmas tree on today's subsea system, allowing seawater to perform the various task currently performed by MEG/methanol supplied by the service line.

Both water and CO2 injection wells will experience big pressure changes in Annulus A. This can be controlled by placing nitrogen gas on top of the well or by a subsea accumulator tank installed on the Xmas tree. Both solutions must include a pressure intensifier in order to perform valve testing.