Выстукивая Tiebacks

Впечатление художника о развитии фазы 3 Эквинора Тролль (Изображение: Эквинор)

Операторы продолжают искать быстрый возврат через подводные привязки, в то время как поставщики ищут технические решения, которые помогут разблокировать больше полей за меньшие деньги.

Поток начинает заводить подводную индустрию, не в последнюю очередь благодаря подводным связям. Эта тема лежала в основе последних четырех лет. В то время как крупные капиталоемкие проекты были приостановлены, операторы нацеливались на «экономически эффективные» бочки вблизи существующей инфраструктуры, представляя проекты с быстрой окупаемостью, низкими капитальными затратами и низкими операционными затратами.

«Задержки по-прежнему очень важны для месяца», - говорит Мхайрид Эванс, главный аналитик Upstream Supply Chain, Wood Mackenzie. «В 2018 году большинство премий по подводным деревьям были либо за проекты обратной связи, либо за бурение с заполнением».

Это было жаркое время для поставщиков подводных систем добычи. По словам Эванса, заказы на системы подводной добычи упали до минимума в 2016 году, но их число растет, и наметилась четкая тенденция к увеличению доли, предназначенной для проектов, связанных с добычей полезных ископаемых (например, с обратной связью), по сравнению с новыми разработками с нуля. Она рассказывает о недавно санкционированных проектах на северо-западе Европы, включая фазу 3 компании «Эквинор Тролль» в Норвегии, с девятью скважинами, проект Total Zinia 2, шельф Анголы, также с девятью скважинами, и фазу 2 CNOOC в Канаде в Северном море Великобритании, с восемью скважинами ,

(Изображение: CNOOC)

«Некоторые из этих проектов довольно значительны», - говорит Эванс. «Они взялись за дело, потому что у них есть ключевой фактор поддержки существующей инфраструктуры, который снижает экономичность проекта». Например, третья фаза Troll позволит увеличить добычу на плато для газа с месторождения Troll примерно на семь лет, а ожидаемый продуктивный срок службы примерно на 17 лет, по словам Эквинора.

В Мексиканском заливе США наблюдается аналогичная тенденция. Анадарко, например, проводит в этом году то, что в этом году называется «высокоэкономичной» стратегией возврата к 100% -ной собственности на инфраструктуру. Действительно, Chevron, которая недавно вплотную подошла к заключению сделки по приобретению Anadarko, прежде чем проиграть встречное предложение от Occidental, сказала, что возможности обратной связи независимой фирмы в Персидском заливе США были одной из причин ее приобретения.

«Операторы все еще ищут такую быструю окупаемость», - добавляет Эванс. «Это настоящий водитель. Это не просто абсолютная стоимость или огромный объем; это вдумчивые инвестиции, и как быстро они смогут получить прибыль от этих инвестиций. Вот почему они справились с ситуацией относительно хорошо ».

Тем не менее, это не всегда простое решение. Для небольших маргинальных полей требуются недорогие решения для обеспечения жизнеспособности полей. Для других месторождений, где разведка ближнего поля может перевесить баланс в сторону новой инфраструктуры, доступ к все еще оживленному рынку переоборудованных плавучих судов по производству, хранению и разгрузке (FPSO), избыточные мощности во дворах и судам, выходящим из контракта, делает отдельный проект привлекательным вариант. Это было продемонстрировано на открытии месторождения Eni в Калимбе в Анголе. По словам Эванса, изначально Eni предназначалась для длительной подводной привязки к объектам East Hub. Сейчас Eni рассматривает возможность самостоятельной разработки, благодаря успеху в разведке ближнего поля.

«Операторы должны были тщательно выбирать свои проекты, переживая спад, и теперь они еще более вдумчивы в отношении проектов, которые проходят через санкции, и только самые лучшие до сих пор переживают», - добавляет Эванс.

Фаза 3 проекта Troll будет связана с платформой Equinor Troll A. (Фото: Харальд Петтерсен, Эквинор)

Более длительные нефтяные проблемы
Джорджи Арканджелетти из Saipem заявил, что в этом году на оффшорной конференции в Средиземном море (OMC) в начале этого года будет еще больше возможностей. Традиционно запасы нефти находятся в диапазоне от 10 до 30 километров. Увеличение этого значения до 50 и более километров позволит подключить больше месторождений к существующей инфраструктуре. Самые большие проблемы для этого были бы связаны с обеспечением потока. В обычных и более коротких обратных связях наиболее распространенным решением для полевой архитектуры для решения таких проблем, как воск и гидраты, является сочетание химического впрыска и использования теплоизолированных петлевых отводных линий (для обеспечения отдельной линии обслуживания или более легкого вытеснения жидкостей).

Для более длинных расстояний требуются альтернативные решения, такие как нагретые отводные линии, для обеспечения единой производственной линии вместо двойной линии или контура в сочетании с подводным повышением и подводным распределением мощности для питания обоих потребителей (нагретые трубы и насосы) путем минимизации развертывание подводных силовых кабелей, которые стоят очень дорого. Эта архитектура, в сочетании с подводной обработкой и закачкой морской воды и подводной полностью электрической системой управления, позволила бы обеспечить единую линию электропередачи и единый силовой и (оптоволоконный) кабель связи для подводных (без необходимости в гидравлических линиях) и уменьшить следы на поверхности.

Большинство из этих технологий уже здесь или почти готовы, говорит Арканджелетти. Технологии прямого электрического нагрева (DEH) или нагрева электрическим током нагреваемого трубопровода (ETH) в настоящее время опробованы в полевых условиях, в то время как Saipem также работает над технологией ETH труба в трубе, и программа аттестации для длительных обратных связей продолжается и ожидается, что она будет продолжена. полномасштабная квалификация протестирована к концу этого года, доведя ее до TRL4.

Технология ETH Saipem «труба в трубе» (Изображение: Saipem)

Подводное распределение энергии является новой технологией, над которой работают несколько поставщиков, и они либо имеют квалификацию, либо близки к квалификации.

Подводное распределение мощности позволило бы распределить мощность под водой, используя подводное распределительное устройство, приводы с регулируемой скоростью (VSD) и трансформаторы. Это можно было бы затем использовать для всех потребностей в энергии на морском дне - от насосов до обогрева трубопровода - в более гибкой и экономически эффективной архитектуре, чем при питании каждого потребителя с верхней стороны путем развертывания нескольких кабелей.

Saipem работает с Siemens над проектированием и оптимизацией полностью электрических систем управления. Это включает использование полностью электрической системы управления с технологией SPRINGS «обработка морской воды для инъекций». По оценкам Saipem, при использовании полностью электрического управления удаление стальной трубки для гидравлического управления позволит сэкономить на общих затратах на разработку месторождения.

«Это большое достижение, потому что при этом электрогидравлические приводы клапанов заменяются электрическими приводами, поэтому вам не нужны гидравлические линии, питающие гидравлический силовой агрегат и клапаны», - говорит Арканджелетти. «Контроль пуповины [размер] сократится и сократит расходы».

SPRINGS, подводная технология Saipem для обработки морской воды (Изображение: Saipem)

Saipem и Siemens успешно завершили совместную программу разработки полностью электрической подводной системы управления, нацеленную на продвижение и квалификацию подводной системы с открытой структурой, в соответствии с мышлением Saipem, что обеспечивает дополнительную гибкость для подводного управления и приложений.

Система управления основана на Siemens DigiGRID и использует ограниченное количество стандартных интерфейсов благодаря интеграции различных сетей связи, логически разделенных, в одну и ту же физическую инфраструктуру, вместо того, чтобы иметь отдельные подводные электронные модули и кабели для каждой конкретной функции, такой как управление процессом, мониторинг состояния и безопасности.

Новая технология достигла TRL 4 (API 17N) с заводским интеграционным тестом, завершенным в апреле 2019 года. Основное аппаратное обеспечение состоит из модуля SubCU, полностью электрического подводного блока управления, пригодного для применения в сложных условиях подводной обработки, а также для традиционных приложений ( в том числе подводные проекты бурых месторождений и промысловые месторождения); подводный блок управления питанием (SPM); и низковольтная система распределения энергии, пригодная для энергопотребляющих приложений подводной обработки и позволяющая новым подводным пользователям, таким как подводные установки для ввода химикатов. Модуль SPM также является модулем распределения связи и, при необходимости, может выступать в качестве функционального концентратора вместо главной станции управления верхнего уровня.

Последним элементом головоломки, завершающим подводную фабрику, будет перемещение подводного химического раствора. «Перемещение верхней части подводного химического раствора под водой, вблизи морского дна, приведет к удалению химических линий, что приведет к дальнейшему уменьшению размера пуповины», - говорит Арканджелетти.

Объединение всех этих технологий позволило бы создать новую полевую архитектуру, говорит он. «Технология значительно продвинулась и готова к выходу на рынок или развитию, или близка к завершению. Гибкость, получаемая при использовании обогреваемых трубопроводов, намного выше, чем при наличии двойного трубопровода (петли) и необходимости вытеснения жидкости при останове и т. Д. », Таким образом, от этого могут выиграть и эксплуатационные расходы.

Доставка газа на берег
Что касается дальних поставок газа, существуют и другие проблемы, которые Saipem также рассматривает. В исследовании для Total, в котором рассматриваются решения для глубины залегания 2000 м и глубины залегания 150 км, Saipem предложил двухфазный проект. На первом этапе будет одна линия для экспорта продукции, использующая пластовое давление для добычи как можно большего количества газа. На втором этапе разработки, подводная обработка будет использоваться для увеличения восстановления. Варианты подводной обработки могут быть либо подводным разделением, либо подводным сжатием, причем последние обеспечивают наибольшую скорость извлечения и, при использовании трубопровода меньшего диаметра, более низкие затраты, сообщил OMC лидер по гидравлике и обеспечению потока Amelie Pauplin в Saipem. Она также сказала, что антиагломераты в низких дозах можно использовать вместо моноэтиленгликоля (MEG) для ингибирования гидратов, а также для подводной установки MEG для остановки и запуска. По ее словам, для этой системы было бы также полезно использовать полностью электрическую систему, уменьшив необходимый размер шлангокабеля.

Подводное сжатие было доказано в 2016 году на месторождении Эксинор в Осгарде на шельфе Норвегии. Теперь Chevron заключил контракт на разработку и проектирование (FEED) с Aker Solutions, который может стать вторым в мире проектом по подводному сжатию, предназначенному для газового месторождения Янс-Ио, расположенного в 200 километрах от Австралии на глубине 1350 метров. Это обеспечит обратную связь с береговой установкой по производству сжиженного природного газа (СПГ) с обратной засыпкой при открытии избыточных мощностей. «Шевронная заправка СПГ является одним из лучших бизнес-кейсов для подводного сжатия, и это, вероятно, растущий рынок», - говорит Эванс. «Думая о следующих этапах таких проектов, как Ichthys, или даже о приближении к этапу окончательного инвестиционного решения (FID) для большого проекта, такого как Browse [все в Австралии]. Там это убедительно, потому что другой инфраструктуры мало, поэтому вы полагаетесь на действительно хорошие показатели восстановления ».

Еще одна идея использовать газ, который, возможно, иным образом застрял, была представлена Ли Томасом, инженером проекта в Intecsea, в Subsea Expo в начале этого года. Она была названа псевдосухой газовой системой, и он говорит, что она может увеличить расстояние, на которое могут быть привязки газа, до 150 километров. Это будет включать в себя размещение нескольких встроенных в линию съемных сепараторов для удаления жидкостей из потока скважины, которые конденсируются из газа во время транспортировки. При поддержке небольших однофазных центробежных насосов можно использовать трубопроводы большего диаметра для оптимизации противодавления - примерно на 50-80 бар.

Интегрированный встроенный сепаратор Intecsea, являющийся частью концепции системы псевдо-сухого газа (Изображение: Intecsea)

Томас говорит, что эта концепция уже используется на суше в сетях сбора газа в угольных пластах и может быть использована для обратной связи с береговыми объектами СПГ. Томас говорит, что в тематическом исследовании на 183-километровом обратном канале с девятью спутниковыми скважинами в различных точках трубопровода можно было бы установить шесть псевдосухих газовых блоков, причем последний находится в 80 километрах от берега, после чего газ больше не конденсируется.

Было также проведено исследование с учетом 200-километрового отката для месторождения Запад Шетландских островов на глубине воды 1700 метров. Были рассмотрены различные варианты, в том числе использование плавающей системы добычи, одиночные (22 дюйма) и двойные подводные откаты, откат с западным сжатием газа и отвод с использованием псевдосушащей газовой системы. Томас говорит, что последнему потребуются четыре пассивных устройства в системе с 30-дюймовым конвейером.

По словам Томаса, эта система может быть использована для откатов до 200 км и даже до 300 км и может снизить затраты на 40–60% по сравнению с альтернативными концепциями в 2016 году в своем домашнем чердаке. Уорли (ранее Уорли Парсонс, в состав которого входит Intecsea) принял идею Томаса и его идею в 2017 году, и с тех пор эта концепция получила финансирование от Центра инноваций в нефтегазовой отрасли (Абердин) и с тех пор получила поддержку Университета Стратклайда, выполнив исследование осуществимости клиента В прошлом году Центр нефтегазовых технологий (OGTC) поддержал исследование Запада Шетландских островов, начатое в конце 2018 года. В настоящее время строится технологическая установка для проверки идеи, работа с OGTC, и тестирование должно было начаться в мае вместе с другим клиентом. технико-экономическое обоснование.

Концепция псевдосушной системы Intecsea как шаг вперед (Фото: Intecsea)