Subsea multiphase meters - field experiences and future needs

Subsea multiphase meters - field experiences and future needs Design og drift av flerfasesystemer for olje og gass 9. Okt - 2012 Eirik Åbro Leading advisor Multiphase metering 1 - Classification: Internal 2010-05-03

Introduksjon Hva er en flerfasemåler? Bruk av flerfasemåler Hvordan er våre driftserfaringer og hva har vi lært? Måleusikkerhet, robusthet, pålitelighet over tid Nye satsningsområder krever teknologiutvikling Fremtidig teknologibehov Oppsummering 2 - Classification: Internal 2010-05-03

Hva er en flerfasemåler? Måler brønnstrøm (olje, gass og vann) kontinuerlig og i realtime uten at flowen separeres først. Måler produserte rater fra individuelle brønner Kompakt og kan integreres i subsea flow control moduler Noen teknologikategorier: Delvis separasjon gass/væske Måling vha injeksjon av tracere Inline non-intrusive målere From PhaseDynamics: Multiphase meter with gas/liquid separation 3 Classificati on: Internal 2010-11-22

Fordeler med online brønndata Redusert behov for tradisjonell brønntesting Mer aktiv styring av brønner Produksjonsoptimalisering Forbedret reservoarstyring Forbedret historietilpasning av reservoaret Monitorering av vanngjennombrudd og salinitet Redusert behov nedstenging På flere marginale felt er bruk av flerfasemålere akseptert løsning som allokeringsmåling 4 - Classification: Internal 2010-05-03

Reservoar styring Forbedret produksjonsallokering er vesentlig for økt utvinning Kalibrering av reservoarmodeller Historietilpasning av reservoarmodeller: Nøyaktig måling av strømningshastigheter og trykk er nødvendig som grunnlag for Eclipse reservoarsimuleringer Volumbalanse Det er viktig å matche injisert volum og reservoar volum uttak i et reservoar eller segment for å opprettholde et stabilt trykket i reservoaret, og Å unngå å flytte oljekolonne bort fra produsenter og til å unngå olje smøres utover i vann- eller gasssonen av reservoaret Kartlegging gjenværende reserver Viktig å vite hvor væske har blitt produsert for å kartlegge gjenværende reserver. Dette er en forutsetning for å begrunne og riktig planlegging av infill brønner. Something must replace produced oil 5 - Classification: Internal 2010-05-03

Eksempler på måletekniske behov og krav Daglig feltallokeringsfaktorer: 0,95 1,05 for plattformbrønner 0,90 1,10 for subsea brønner Flerfasemålere brukt til allokering OD s Måleforskrift Målenøyaktighet, hvor kravet for Olje +/- 0,3 % av standard volum Gass +/- 1,0 % av standard volum Verifikasjon og kalibreringskrav Monitorering av vann På noen våtgassfelt er kravet til deteksjon/måling av formasjonsvann noen m3/d (dvs ppm nivå). Spesielt viktig på felt med lange tie-backs 6 - Classification: Internal 2010-05-03

Hva har vi lært? Statoil har nær 20 års driftserfaring med flerfasemålere og våtgassmålere, og har pr i dag ca 250 flerfasemålere i drift, hvor 2/3 er subsea Flow testing før installasjon helt nødvendig som funksjonstest og for å dokumentere målerens ytelse. Behov for at målenøyaktigheter, pålitelighet og robusthet må forbedres. Vi møter ikke kravene i dag mhp måleusikkerheter For stor grad av «Black box» teknologi. Krav om transparente system. Må ha backupløsninger eller redundans Målere må installeres i trekkbare moduler Økt behov for måling subsea betyr også Sikre nok power subsea Sikre nok båndbredde subsea 7 - Classification: Internal 2010-05-03

8 - Classification: Internal 2010-05-03

Fortsettelse Pålitelighet, stabilitet og målenøyaktigheter i flerfasemålere avhenger av Hvilken type teknologi/måleprinsipper Generasjon måleteknologi Produksjonsprofiler og fluid egenskaper Produksjonsstrategier Vanninjeksjon Gassinjeksjon/løft Endringer i komposisjoner og salinitet Strømningsregimer Non-homogen, slugging Verifikasjon, tilgang til testseparator. Sårbar teknologi som trenger god og riktig oppfølging. Mer integrerte systemer, stor grad av automatisk håndtering av PVT Fjerntilgang til målerne er nødvendig for god og riktig oppfølging. I løpet av kort tid, kunne gi tilbakemelding om det er feil i en eller flere primærmålinger. Historiske og real time diagnosedata tilgjengelig for leverandørene til land. Tiden det tar å reparere/skifte ut subsea målere kan ta flere år og avhenger av Tilgjengelighet på fartøy Tilgjengelig reservemoduler Annen planlagt aktivitet på feltet Vær og vind tid på år 9 - Classification: Internal 2010-05-03

Vega allocation metering system MPFM MPFM North vmfm Well/manifold virtual flow meter Gas metering MPFM MPFM vmfm Central Vega inlet separators Gjøa process MPFM MPFM vmfm Condensate metering South MFM PC FAS Water Accumulated subsea metering HC-mass per well to Vega Sør- Vega Sentral/Nord Allocation system Vega EC Vega CM* SAS PVT* Gjøa CM Gjøa EC Accumlated topside metering data to GDF SUEZ Gjøa-Vega allocation system * Vega CM includes: Calsep PVT package PVT data per well 10 - Vega group allocated quantities

Erfaringer fra flow tester Tester måler for å dokumentere at de møter våre krav på de enkelte prosjekt Nøyaktighetskrav (hydrokarboner) Deteksjongrenser (formasjonsvann) Funksjonalitet (for eksempel salinitetsmåling) Myndighetspålagte tester for målere brukt til feltallokeringer dokumentere avvik Verifisere operasjonelt område for målere Klar sammenheng mellom felterfaringer og testerfaringer, målere som har feilet under test har lav track record på felt Erfaringer mhp strømningsregimer, følsomhet for PVT sensitivitet Nye krav - økt behov for flow testing fremover. 11 - Classification: Internal 2010-05-03

Hva gjør vi for å møte dagens og fremtidens behov? Teknologiutvikling behov forbedring av eksisterende teknologi Definere nødvendige krav Bedret målenøyaktighet Økt pålitelighet, bedre stabilitet Fullskalatesting er nødvendig som et ledd i teknologiutviklingen Teknologikvalifisering arbeidsprosesser for implementering av ny teknologi Driftserfaring en nødvendig input i teknologiutviklingen Sikre at operatørenes krav og behov til teknologien blir ivaretatt delta mer aktivt i JIP er Transparent prosess mindre grad av «black box» Classification: Internal 2011-05-30

Måleusikkerhet i flerfasemålere Input: PVT data (compositions), Salinity Primary output: Liquid rate (Qliq) Gas rate (Qgas) Water-liquid ratio (WLR) Secondary output: Oil rate Water rate Leverandørene definerer usikkerheten i de primære outputene Usikkerheter til olje og vannrater er beregnet ut i fra de primære outputene Måleusikkerheten til olje vil derfor endres over hele feltets levetid, dvs produksjonsprofiler. Mangel på kontroll av input (PVT data og salinitet), gir målinger liten pålitelighet og stor måleusikkerhet Feil og avvik i èn målt parameter, betyr feil og avvik i alle de andre målte ratene på grunn av korrelasjonen mellom variablene. 13 - Classification: Internal 2010-05-03

Eksempel på spesifisert måleusikkerhet i flerfasemåler Uncertainty [%rel] 20 18 16 14 Qoil GVF < 90% Qw ater, GVF < 90% Qliq, GVF < 90% 12 10 8 6 4 2 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 WLR [%] 14 - Classification: Internal 2010-05-03

Uncertainty [%rel] Måleusikkerhet for oljerater vs vannkutt 50 45 40 Qoil, GVF < 90% Qoil, GVF 90% - 96%, WLR 2.5% Qoil, GVF 90% - 96%, WLR 5% 35 30 25 20 15 10 Measurement uncertainty requirements for oil of subsea meters 5 0 Measurement uncertainty requirements for oil of topside meters 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 WLR [%] 15 - Classification: Internal 2011-02-04

Realtive Uncertainty [%] Eksempel på beregnet måleusikkerhet Basert på produksjonsprofiler og leverandørens måleusikkerhet spesifikasjon Blandet produksjon fra to reservoarer, kan gi en økt måleusikkerhet på grunn av manglende kontroll på PVT data. For målt oljevolum kan det økte relative avviket være ca 10%. 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 Det relative avviket i HC masse er for det samme feltet i et område på 0,8% til 1,2% Endringer i komposisjoner kan ha et større bidrag til de totale måleusikkerheter enn de måleusikkerhetene gitt i spesifikasjonene. 3,0 2,0 1,0 HC Mass Rate Oil Volume Rate 0,0 2009 2011 2013 2015 2017 2019 Year 16 - Classification: Internal 2010-05-03

Bredt spekter av utbygginger, definerer nye måletekniske behov og krav Felt offshore store dyp, høyere trykk, arktisk klima Lang distanse transport av flerfasestrømning Andre typer fluider, tung olje, høy viskøse oljer Mer kostnadseffektive utbygginger Andre lands myndighetskrav Subsea subsea tie-ins Subsea prosessering Økt krav til IOR 17 - Classification: Internal 2010-05-03

Subsea Compression Station area layout Åsgard Subsea Compression Compression station Compressor station From Midgard X and Yttergryta Manifold station From Midgard X From Midgard Y From Midgard Y From Midgard Z & Mikkel A & B Classif18 ication: Interna

Inlet Cooler (Iso-View from outlet & anti-surge side) Classif19 ication: Interna

Oppsummert Felterfaringer innen flerfasemåling og noen fremtidig måletekniske behovene Bedret erfaringer med siste generasjons flerfasemålerteknologi, stor variasjon i tidligere erfaringer Nye IOR tiltak og nye utbyggingsløsninger krever forbedrete måletekniske løsninger Behov for bedre målenøyaktigheter, bedre repeterbarhet og mer pålitelighet over tid Større krav til transparente modeller og algoritmer viktig i ifm reallokeringer Behov er robuste løsninger med innebygget redundans Mindre innflytelse på den måletekniske ytelsen om ytre parametre/komposisjon endres Den fysiske tilgangen til målerne vil bli vanskeligere og vanskeligere (høyere kostnader) Fremtid oppfølging kun fra land Mer robust teknologi må kunne være pålitelig over tid Krav til høy båndbredde for overføring av data fra målere (topside og subsea) til land. Økt fokus på prosessen rundt teknologikvalifisering, uttesting og pilotering av ny teknologi før installasjon. Stiller større krav til våre testanlegg, for eksempel Statoil s K-lab og P-lab. 20 - Classification: Internal 2010-05-03