Procedure operative per la gestione della flow assurance ad alta pressione in tie-back sottomarini complessi

Perché i tie-back ad alta pressione puniscono i piccoli errori operativi

Un lungo tie-back sottomarino con un'elevata pressione di chiusura lascia pochissimo spazio all'improvvisazione. La flowline attraversa acqua di mare fredda per tutta la sua lunghezza. Qualsiasi fermata di manutenzione non pianificata, riavvio lento o carenza di inibitore può spingere il fluido nell'inviluppo di formazione degli idrati, e l'alta pressione amplia tale inviluppo. Una volta che si forma un tappo di idrato in una flowline sottomarina, l'intervento convenzionale non può raggiungerlo. La bonifica comporta giorni o settimane di produzione persa e la depressurizzazione che solitamente richiede comporta un reale rischio per la sicurezza. La panoramica di Rodanco segnala anche cera e incrostazioni come minacce che affiancano gli idrati nei lunghi tie-back, e ognuna apre un'ulteriore via alla restrizione del flusso.

Questo articolo riguarda la pratica operativa: cosa gli ingegneri di produzione dovrebbero predisporre prima che qualcosa vada storto, come gestire i transitori e come mantenere l'erogazione di prodotti chimici e l'efficienza del flusso per tutta la vita del campo.

Contesto normativo e requisiti

Poche norme descrivono direttamente la pratica operativa della flow assurance. La maggior parte risiede nelle filosofie operative specifiche del progetto, il che è importante perché una strategia per gli idrati che si basa sull'iniezione di inibitori è valida solo quanto il percorso di iniezione che la supporta.

• ISO 13628 (Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems) è la serie che copre la progettazione e il funzionamento dei sistemi di produzione sottomarini. Utilizzare la parte pertinente per il sistema di controllo e le apparecchiature gestite.
• IEC 61511 (sicurezza funzionale per il settore dell'industria di processo) disciplina le funzioni strumentate di sicurezza. Si applica se il tie-back dipende da una protezione della pressione ad alta integrità o da funzioni di arresto topside per proteggere flowline e riser.

Il documento guida nella pratica è la strategia operativa di flow assurance del campo, che deriva dall'analisi della fase di progettazione. Il documento di Bijupira and Salema (OTC, 2004) traccia questo percorso: analisi di flow assurance eseguita specificamente per sviluppare strategie operative per sviluppi in acque profonde. Se tale strategia non viene mai trasformata in procedure che gli operatori possano effettivamente eseguire, non protegge nulla.

Minacce e loro collocazione nella geometria

Mappare i pericoli sul layout

La panoramica di Rodanco descrive il modello. La stessa linea può affrontare idrati quando si raffredda, cera quando la temperatura scende al di sotto del punto di comparsa della cera e incrostazioni dove le acque si mescolano. Ogni pericolo si concentra in punti diversi:

• Flowline lunghe e fredde: raffreddamento durante la fermata di manutenzione e funzionamento a bassa portata.
• Punti bassi e sacche: accumulo di liquidi e acqua, che diluisce l'inibitore e offre ai tappi un luogo preferenziale per formarsi.
• Riser: slugging severo, elevato holdup di liquido e ampie oscillazioni di pressione.
• Jumper, collettori e rami morti: fluido stagnante che si raffredda per primo e ha meno probabilità di ricevere l'inibitore.
• Punti di miscelazione: rischio di incrostazioni e incompatibilità dove si incontrano diverse acque prodotte.

Mantenere un profilo annotato del sistema che contrassegni queste posizioni e colleghi ciascuna alla procedura che la protegge. Gli operatori che sanno dove si trovano le sezioni fredde, stagnanti e soggette all'acqua prendono decisioni migliori durante un disservizio.

Il problema non è lo stato stazionario; sono i transitori

Un tie-back che si trova comodamente al di fuori della regione degli idrati a regime normale può scivolarvi all'interno in un singolo ciclo di arresto. Il rischio operativo si concentra intorno a quattro situazioni:

1. Fermate di manutenzione pianificate e non pianificate, quando il fluido si raffredda verso la temperatura dell'acqua di mare.
2. Riavvii, quando il fluido freddo e l'inventario di liquido vengono spostati.
3. Turndown, quando la minore velocità aumenta il raffreddamento e l'accumulo di liquidi.
4. Aumento del water cut, che modifica la richiesta di inibitore e il rischio di idrati.

Il lavoro di Shell ha utilizzato la simulazione dinamica per supportare il commissioning e l'esercizio di un lungo tie-back con gas-lift. È un buon modello per qualsiasi tie-back complesso: simulare il transitorio prima di eseguirlo.

Strategie di prevenzione degli idrati a confronto

Il mix corretto dipende dalla geometria, dal fluido e dalla capacità di topside e ombelicali a disposizione. Il confronto qualitativo seguente è utile in fase di revisione o modifica di una strategia.

Nella pratica, queste strategie vengono applicate a strati. L'isolamento prolunga il tempo di raffreddamento, mentre l'inibitore o la depressurizzazione coprono le fermate di manutenzione più lunghe. La procedura operativa deve indicare quale strato applicare in ogni situazione e chi autorizza il passaggio tra di essi.

Trattare il sistema di inibizione come una barriera critica

Una volta che l'iniezione di inibitore diventa una barriera primaria, l'API 17TR5 cessa di essere solo un riferimento progettuale e diventa anche una guida operativa. Le ostruzioni nelle linee di iniezione chimica e nei sistemi di controllo possono derivare dai prodotti chimici stessi, da contaminazione o da incompatibilità tra i fluidi. Per gli operatori, ciò significa:

• Mantenere i prodotti chimici puliti e la filtrazione sotto controllo presso lo skid di iniezione del topside.
• Qualificare ogni nuovo prodotto chimico, o qualsiasi cambio di fornitore o formulazione, per la compatibilità con gli altri fluidi e materiali che incontrerà, prima che entri nella linea.
• Monitorare l'andamento della pressione di iniezione e della portata per ogni linea, in modo che una restrizione parziale emerga precocemente piuttosto che alla successiva fermata di manutenzione.
• Sapere quali punti di iniezione sono ridondanti e quali sono a percorso unico. Pianificare la fermata e il riavvio in base a quelli a percorso unico.
• Non lasciare prodotti chimici stagnanti nelle linee in condizioni in cui potrebbero degradarsi o depositarsi.

La richiesta di inibitore segue la fase acquosa, pertanto occorre legare il dosaggio alla produzione d'acqua misurata o alla migliore stima disponibile. Dosare basandosi su un dato di water-cut obsoleto è un modo comune in cui la sotto-inibizione passa inosservata man mano che il giacimento matura.

Gestione dei transitori: fermata, riavvio e gas lift

Standardizzare attraverso procedure integrate

Offshore Magazine riporta un progetto che si è basato su un team multidisciplinare. La lezione per ogni tie-back complesso è che la flow assurance non può risiedere in un documento custodito da una sola disciplina. Procedure come la preservazione in fermata di manutenzione, il riavvio, il cambio di inibitore e il pigging coinvolgono responsabilità relative a subsea, topside, processo, sala controllo e fornitura chimica. Vanno scritte come singole procedure integrate, con un responsabile chiaro per ogni fase.

Preservazione in fermata di manutenzione

Una buona procedura di fermata risponde a queste domande prima dell'evento, non durante:

1. Qual è il tempo previsto prima che il sistema entri nella regione degli idrati, in base all'ultima simulazione o ai dati di raffreddamento?
2. L'inibitore viene iniettato nella condotta di flusso, negli alberi di Natale e nei jumper, e quale sequenza di valvole sposta il fluido?
3. Quando diventa obbligatoria la decisione di depressurizzare o spostare il fluido?
4. Chi può autorizzare il riavvio e quali condizioni devono essere confermate per prime?

Il tempo di raffreddamento varia con le condizioni ambientali, lo stato della condotta e lo stato del fluido, pertanto occorre derivare queste soglie dal proprio modello di giacimento e registrarle nella procedura approvata. Non copiarle da un altro giacimento.

Riavvio

Il riavvio è il momento in cui l'inventario di liquidi, il fluido freddo e i picchi di pressione arrivano simultaneamente. Prima di introdurre il flusso:

• Confermare che l'inibitore sia dove dovrebbe essere e che l'iniezione stia effettivamente funzionando.
• Definire il profilo di ramp-up per gestire l'arrivo di slug al riser e al separatore.
• Istruire la sala controllo sulle risposte di pressione e temperatura attese e su cosa fare se la risposta devia.

Per i tie-back con gas lift, l'enfasi del documento Shell del 2009 sulla simulazione dinamica è istruttiva. Il gas lift interagisce con l'idraulica della condotta e un comportamento instabile durante l'avvio può sembrare un guasto quando in realtà è un transitorio prevedibile. Simulare la sequenza in anticipo permette agli operatori di distinguere tra normale e anomalo.

Mantenimento dell'efficienza del flusso durante la vita del giacimento

L'efficienza del flusso cala gradualmente a causa di deposizioni, aumento dell'accumulo di liquidi, ostruzioni parziali e cambiamenti nella composizione del fluido. Mantenere queste routine:

• Monitorare l'andamento della pressione differenziale della condotta rispetto alla portata e alle condizioni del fluido, e indagare su ogni deriva sostenuta rispetto alla baseline di messa in servizio.
• Riconciliare i dati di produzione con le previsioni del modello su base regolare e aggiornare il modello quando cambiano le proprietà del fluido.
• Eseguire il pigging alla frequenza pianificata nella procedura e analizzare i residui per verificare la presenza di cere, incrostazioni o detriti.
• Rivedere il comportamento degli slug al riser ogni volta che cambiano portate, gas lift o impostazioni delle choke.
• Rivalutare gli inviluppi di idrati e cere ogni volta che arrivano nuovi campioni di fluido.

Risposta ai tappi di idrati: la sicurezza prima di tutto

Il sospetto di formazione di idrati è un evento di sicurezza in primo luogo e un evento di produzione in secondo. Qualsiasi intervento correttivo che depressurizzi, apra o operi su apparecchiature contenenti idrocarburi deve seguire le procedure approvate di controllo del pozzo e di sicurezza di processo. Come minimo, occorre coprire quanto segue:

1. Isolamento: isolare positivamente la sezione interessata e identificare tutti i volumi con pressione intrappolata.
2. Depressurizzazione: pianificare una depressurizzazione controllata da entrambi i lati di un sospetto tappo, ove la strategia lo consenta. Un tappo sottoposto a pressione differenziale può muoversi violentemente.
3. Verifica dell'energia zero: confermare la pressione zero mediante mezzi indipendenti prima di rompere il contenimento. Non fidarsi della lettura di un manometro in una linea bloccata.
4. Lock-out/tag-out: applicare LOTO a tutti i punti di isolamento e alle fonti di energia.
5. Precauzioni per area classificata: controllare le fonti di innesco e utilizzare apparecchiature certificate nelle aree classificate.
6. Rilevamento gas: utilizzare rilevatori fissi e portatili nell'area di lavoro e confermarne il funzionamento prima dello sfiato.
7. Sfiato sicuro: convogliare i gas e i liquidi rilasciati al sistema di torcia o di sfiato appositamente progettato, mai in atmosfera in modo incontrollato.

La dissociazione degli idrati rilascia anche gas, pertanto il sistema topsides deve essere in grado di gestire il volume rilasciato. Consultare lo specialista di flow assurance e il responsabile della sicurezza di processo dell'impianto prima di iniziare.

Scenario illustrativo: fermata di manutenzione non pianificata con water cut in aumento

Questo è uno scenario costruito a scopo orientativo e non descrive un evento reale.

Un tie-back produce attraverso una lunga flowline fredda e un riser. La produzione d'acqua è aumentata nel corso di diversi mesi, ma il dosaggio dell'inibitore non è stato regolato dall'ultima revisione. Successivamente, un trip del topsides arresta il flusso.

Il team di turno avvia la procedura di fermata di manutenzione. La prima domanda è se il piano di conservazione corrisponda ancora al water cut attuale. La risposta è no. Il piano era stato redatto per un fluido precedente, più secco. Il team esegue il modello di raffreddamento del campo con il water cut aggiornato, il quale mostra un tempo inferiore prima che il sistema entri nella regione degli idrati rispetto a quanto ipotizzato dalla procedura. La direzione operativa decide di iniettare immediatamente l'inibitore nelle sezioni vulnerabili, invece di attendere la risoluzione della causa del trip.

Al riavvio, i dati di trend delle linee di iniezione mostrano un percorso che si comporta in modo anomalo. Seguendo i principi API 17TR5, il team tratta questo caso come una possibile ostruzione parziale, passa al percorso ridondante e pianifica un'indagine. Il riavvio è graduale e la sala controllo viene informata dell'atteso arrivo dello slug al riser.

Da ciò emergono due lezioni. Le ipotesi della procedura devono essere legate ai dati attuali del fluido e i trend delle linee di iniezione sono un indicatore predittivo che deve essere monitorato costantemente, non solo durante la fermata.

Checklist pratica

• Esiste un profilo annotato della flowline che mostri punti bassi, rami morti, riser e punti di commistione?
• Ogni procedura di fermata, riavvio e turndown indica su quale livello di strategia per gli idrati si basa?
• Le ipotesi di raffreddamento e di fabbisogno di inibitore sono aggiornate per il water cut e le proprietà del fluido attuali?
• Ogni linea di iniezione è monitorata nei trend, con identificazione delle linee a percorso singolo?
• La compatibilità di prodotti chimici nuovi o modificati è stata verificata prima dell'iniezione?
• Il riavvio è stato simulato, includendo il comportamento di slug e gas lift ove pertinente?
• Le procedure sono integrate tra subsea, topsides, sala controllo e fornitura chimica, con responsabili nominati?
• È approvata una procedura di risposta ai tappi che copra isolamento, depressurizzazione, verifica dell'energia zero, LOTO, rilevamento gas e sfiato sicuro?
• È presente un piano di pigging, con una contingenza per pig bloccato?
• I dati del modello e della produzione vengono riconciliati secondo un ciclo definito?
• Le funzioni strumentate di sicurezza che proteggono il tie-back seguono le pratiche del ciclo di vita IEC 61511?

Conclusione

In un tie-back complesso ad alta pressione, la flow assurance si vince o si perde principalmente sulla disciplina procedurale. Verificare che la strategia operativa sia documentata e corrisponda ancora ai fluidi del campo. Testare il sistema di iniezione rispetto ai principi API 17TR5 e monitorarne i trend continuamente. Simulare i transitori prima di eseguirli e assicurarsi che le procedure di fermata, riavvio e risposta ai tappi siano integrate tra le discipline. Come primo passo, scegliere il transitorio a più alto rischio, solitamente una fermata prolungata al water cut attuale, e analizzarlo con il personale subsea, di processo e della sala controllo rispetto alla procedura reale. Laddove le ipotesi siano diventate obsolete, revisionarle prima che il prossimo evento forzi la mano.