Benefits analysis of subsea multiphase pump deployment in deepwater oilfields

Abstract In this dissertation a benefits analysis of subsea multiphase pumps deployment in deep water oilfields is performed. To this purpose, a deepwater oilfield, located in west Africa, was simulated using OLGA as field simulator. However, OLGA cannot predict the pump performances, nevertheless manufacturers provide simple performance curves for air-water mixtures, not suitable for hydrocarbon mixtures. Thus, a thermodynamic model was built in HYSYS for pump performances prediction. The model-predicted performances have been compared with those of an existing pump, then validated for an air-water mixture. Once validated the model, the analysis has been focused on the system performances assessment during six different production scenarios: Natural flow wells: hydrocarbon production is entrusted to the reservoir energy and none artificial lift is used to prompt production; Riser base located pump; Manifold located pump; Riser base gas lift; Riser base located pump coupled with riser base gas lift; Manifold located pump coupled with riser base gas lift. Pump deployment and position strongly affect system performances, as well as pump performances depend on its location; therefore, a further analysis is performed to assess which is the pump location that best improves the system performances. The production strategies comparison has been carried out during several producing years, to take into account reservoir conditions decay. Each production strategy was analyzed during: Nominal conditions; Turndown I; Turndown II; Shutdown from nominal conditions; Shutdown from turndown I and II; Restart. During each of these operating conditions, a sensibility analysis, respect to those variables (pump differential pressure and gas injection flow rate) which can definitely affect the analysis outcomes, has been carried out. The analysis was structured on five sections: Flow stability and system operability analysis: this analysis is mainly focused on determining which is the system operational range and how each production strategy affects it. System operational range is mainly bounded by slugging flow condition and by wells choking; Oil recovery analysis: production strategies are simply compared by investigating their effect on the system oil production; Thermal analysis: the thermal analysis is performed by measuring the cool down times of each production strategy; the cool down time is the time the system takes, after a shutdown, to reach the hydrate formation temperature. Hydrates are one of main threats in subsea oil industry: they can occlude the pipe cross section and induce to catastrophic failures. Each production strategy has its own pressure and temperature profiles which greatly affects the cool down time; Power analysis: in this section, the power consumption of each production strategy is evaluated. The section is split into shaft and electrical power analysis. Such division underlines both the technology power requirements and the electrical losses occurring during the electrical transmission; Restart analysis: restart operation is quite threatening due to lower operating temperatures, which reduce the cool down time in case of unexpected shutdown; thus, restart is preferably performed as quickly as possible. Production strategies are compared measuring their warmup time, which is the time the system takes to reach the warmup temperature. The warmup temperature is the lowest temperature which, in case of shutdown, ensures a cool down time long enough to allow operators to preserve the line and avoid hydrate formation and deposition.

Sommario La tesi ha come oggetto l'analisi dei benefici apportati dall'introduzione di una pompa multifase in sistemi di produzione di petrolio "deepwater". A tale scopo, si è simulato in ambiente OLGA un campo ad olio offshore sito in Africa occidentale. Tuttavia, OLGA non contiene nel suo codice un modello per simulare una pompa multifase e la rappresenta come una differenza di pressione tra due punti della pipeline. Poiché le pompe multifase sono una tecnologia emergente, non ci sono ancora software commerciali che simulino le performace di tali pompe al variare delle condizioni di lavoro. Generalmente, i produttori di tali pompe forniscono le curve di prestazione con miscele aria-acqua, non adatte quindi all’applicazione diretta a miscele idrocarburiche. Per tale ragione si è sviluppato un modello in ambiente HYSYS che permette di simulare il comportamento di pompe multifase volumetriche (in particolare a doppia vite) al variare delle condizioni di carico e della miscela aspirata. Il modello è stato confrontato con dati forniti da un'azienda produttrice di queste pompe per una miscela di aria e acqua ed in seguito validato. Si è potuto così procedere con l'analisi del campo, confrontando sei strategie di produzione: Natural flow: pozzo senza nessun sistema per incrementare l'estrazione di petrolio; Pompa multifase posizionata "riser base"; Pompa multifase posizionata "manifold"; Gas lift "riser base"; Pompa multifase posizionata "riser base" + Gas lift "riser base"; Pompa multifase posizionata "manifold" + Gas lift "riser base"; L'introduzione della pompa e la sua posizione fortemente influenzano le performance del sistema e degli altri componenti, così come le perfomance della pompa dipendono dalla sua posizione nel sistema. Il confronto delle sei strategie di produzione è stato svolto in diversi anni di vita del pozzo per valutare come il sistema si comporti nei sei scenari al variare delle condizioni di giacimento. Ognuno degli scenari è stato analizzato in condizioni nominali, di turndown ( "carico parziale"), di shutdown da condizioni nominali, di shutdown da due diverse condizioni di turndown e di avviamento per ognuno degli anni di vita analizzati. Per ognuna di queste condizioni si è eseguita un'analisi di sensibilità rispetto ai parametri regolabili dagli operatori di piattaforma, come portata di gas lift e prevalenza della pompa. Entrando più nel dettaglio, l’analisi è stata suddivisa in cinque macro sezioni: Analisi di operabilità del sistema: in questa fase preliminare si è studiato quale sia il campo di funzionamento del sistema per ogni tecnologia utilizzata. Il limite di funzionamento è dato dalla condizione di “slug flow” (flusso a tappi) e di “choking”, ovvero la chiusura delle valvole disposte a testa pozzo che comporta la parziale ostruzione del flusso di petrolio;  Analisi di produttività di petrolio: l’impiego di sistemi di “artificial lift” è finalizzato all’aumento di produzione di olio. Si tratta dunque dell’attività core delle tecnologie analizzate; Analisi termica: per analisi termica s’intende la misura dei tempi di raffreddamento, a seguito di uno shutdown, dalla temperatura di funzionamento a quella di formazione di idrati. Gli idrati rappresentano un’enorme minaccia per i sistemi subsea, infatti essi possono portare all’occlusione della sezione di passaggio dei tubi, quindi a rotture catastrofiche del sistema di produzione. Pressione e temperatura di funzionamento del sistema fortemente influenzano il tempo di raffreddamento; conseguentemente, ogni tecnologia impiegata per stimolare il giacimento avrà un effetto diverso sul tempo di raffreddamento del sistema. Analisi di potenza: in questa parte si è analizzato quale sia la tecnologia più efficiente per il sistema analizzato. L’analisi è stata suddivisa in due fasi per tenere conto delle prestazioni della tecnologia utilizzata e della sua posizione nel sistema, la quale fortemente determina la potenza elettrica dispersa nella fase di trasmissione e conversione; Analisi di riavvio del sistema: la fase di riavvio del campo è particolarmente critica a causa delle basse temperature operative che, in caso di shutdown, possono portare velocemente alla formazione d’idrati. E’ generalmente preferibile portare il sistema nelle condizioni nominali il più velocemente possibile. Si è quindi misurato il “warmup time” per ogni tecnologia impiegata, ovvero il tempo che il sistema necessita per portarsi a una temperatura che consenta agli operatori di avere un tempo sufficiente per prendere tutte quelle misure cautelari idonee a preservare il sistema sottomarino dalla formazione di solidi.