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flowloop and marine riser choke line, while flowline Flowline status, showing several blockages,
and well branches were isolated. Once C/WO riser led to discard all ROV deployed intervention
was emptied, flowline was put in communication methods. Focus was immediately oriented toward
with well (gooseneck and tubing hanger production depressurization at sea bed and surface recovery,
bore) and nitrogen topside pressure vented: keeping in consideration worst case scenario of full
procedure efficacy was confirmed when natural flexible line replacement. Nitrogen displacement
gas combustion was observed at well testing flare. procedure proved to be fully responsive: pressure
Cycle was repeated until FPSO did not detected drop generated at XT effectively propagated
a re-established hydraulic continuity and possibility to entire flowline length, successfully melting
to flush flowline with methanol and diesel (figure 4). hydrate formations both in proximity and far away
from well location. Same sequence applies to
Conclusions production flowlines as well, where liquid content
could prevent topside depressurization from being
Success of removal operation was strongly based successful.
on preliminary gathering information activity: Riserless light well intervention vessels could be
performing two different investigations, working on used for similar applications, utilizing well control
independent principles, was found to be of outmost package (EDP, Emergency Disconnect Package
importance, to cross-check survey outcomes and and LRP, Lover Riser Package) for subsea access,
avoid interpretation mistakes. with reductions of intervention cost.

Michele Piemontese

Born in 1983, Michele beholds an MSc in “Energetic well interventions. He subsequently spent almost
Engineering” from Università Alma Mater Studiorum three years in Nigeria working for Nigerian Agip
Bologna since 2008 and a postgraduate Master Exploration subsidiary, dedicated to deep-
Course in “Petroleum Engineering” from Politecnico water exploration and production activities, as
di Torino. a completion and subsea engineer. Back to
He joined Eni in 2010, working in Drilling & headquarter in 2014, he is now supporting Eni
Completion Department as completion engineer, main subsea projects engineering and execution.
mainly dedicated to subsea completions and

Rimozione di idrati dalle flowline
di campi di produzione in acque profonde

I campi di produzione sottomarini in acque profonde sono particolarmente affetti dal problema della formazione
degli idrati. Tappi di idrati possono causare perdite di produzione significative e, nei casi peggiori, dispendiose
campagne per il ripristino delle facility di produzione.
L’esperienza qui descritta è relativa a un campo in acque profonde nel Golfo di Guinea. Uno dei due pozzi
iniettori di gas (per il sostegno della pressione di giacimento) ha mostrato sin dal principio performance
poco soddisfacenti, probabilmente causate da problemi di sand control. Per ridurre il danneggiamento e
incrementare l’iniettività sono state effettuate delle stimolazioni acide, pompate lungo la flowline dall’FPSO
(Floating Production Storage Offloading), senza ottenere i miglioramenti attesi. Durante l’ultimo tentativo è stata
riscontrata una ostruzione completa della linea di iniezione, che impediva la continuità idraulica tra FPSO e
croce di produzione sottomarina. L’indagine, svolta con sistemi differenti e integrati, ha evidenziato la probabile
presenza di diversi tappi di idrati, distribuiti lungo la flowline.
È stata presa la decisione di intervenire con un impianto galleggiante di perforazione, per accedere al
completamento del pozzo, valutarne lo stato e ristabilirne la piena funzionalità. La disponibilità dell’impianto
è stata sfruttata per eseguire una innovativa procedura di depressurizzazione della flowline: la pressione è
stata ridotta a valori inferiori al campo di stabilità degli idrati, sciogliendo le ostruzioni presenti. L’operazione ha
permesso di riavviare rapidamente l’iniezione, prevenendo la necessità di sostituire la linea di iniezione con una
nuova campagna off-shore.

54 Impiantistica Italiana - Settembre-Ottobre 2015