攻击Tiebacks
运营商继续寻求通过海底回接获得快速回报，同时供应商寻求技术解决方案以帮助解锁更多领域。
潮流开始打开海底行业，尤其是海底回接。这是过去四年来的主题。虽然大型资本密集型项目已被搁置，但运营商一直瞄准靠近现有基础设施的“成本效益”桶，代表快速回报，低资本支出，低运营项目。
“关键时刻仍然是本月的风格，”Wood Mackenzie上游供应链首席分析师Mhairidh Evans说。 “在2018年，大多数海底树木奖项都是用于回收项目或加密钻探。”
对于海底生产系统供应商而言，这是一个艰难的时期。埃文斯表示，海底生产系统的订单在2016年降至最低，但数量一直在增加，与新的绿地开发项目相比，棕色地带项目（例如回接）的比例明显增加。她重点介绍了最近在欧洲西北部批准的项目，包括Equinor在挪威的巨魔阶段3，其中包括9口井，Total的Zinia 2项目，安哥拉近海，还有9口井，以及中海油在英国北海的Buzzard第2阶段，有8口井。
（图片来源：中海油）
“其中一些项目非常庞大，”埃文斯说。 “他们已经起步，因为他们拥有现有基础设施的关键推动因素，这降低了项目经济效益。”例如，巨魔阶段3将把Troll油田的天然气平台生产延长大约7年，并延长预期的生产寿命据Equinor称，大约17年。
在美国墨西哥湾，也出现了类似的趋势。例如，阿纳达科一直在追求今年所谓的“高度经济”的关系战略，以实现100％拥有的基础设施。事实上，雪佛龙最近接近达成交易以收购阿纳达科，然后再输给西方石油公司提出的还价，他表示，独立公司在美国海湾地区的回归机会是收购它的原因之一。
“运营商仍在寻找快速回报，”埃文斯补充道。 “这是真正的驱动力。这不仅仅是绝对价值还是大量;这是一项周到的投资，以及他们获得投资回报的速度。这就是他们在经济低迷时期做得相对较好的原因。“
然而，这并不总是一个简单的决定。对于小型边际油田，需要低成本的解决方案才能使油田变得可行。对于其他领域，近场勘探可以为新的基础设施提供平衡，进入可重新部署的浮式生产，储存和卸载（FPSO）船舶仍然活跃的市场，船厂和船舶的合同过剩使得独立项目具有吸引力选项。 Eni在安哥拉的卡林巴油田发现了这一点。埃文斯说，由于近场勘探的成功，Eni最初被指定为East Hub设施的长期海底回接，现在正在考虑进行独立开发。
埃文斯补充说：“运营商不得不仔细选择他们的项目经历衰退，现在他们更加深思熟虑的制裁项目，只有最好的项目才能完成。”
Troll Phase 3项目将与Equinor的Troll A平台相结合。 （照片：Harald Pettersen，Equinor）
更长的石油连接
Saipem的Giorgio Arcangeletti今年早些时候在离岸地中海会议（OMC）上表示，如果你能延长油田经济上可以追回的距离，那将会有更多机会。传统上，石油束缚在10至30公里范围内。将其增加到50公里或更多将使更多的领域与现有基础设施相关联。这样做的最大挑战是流量保证相关。在传统和较短的回接中，解决诸如蜡和水合物等问题的最常见的现场架构解决方案是化学注入和使用隔热环状流线的组合（以实现单独的服务线或更容易移动流体）。
对于更长的距离，需要替代解决方案，例如加热的流线，以实现单条生产线而不是双线或环路，结合海底增压和海底配电，以便为消费者（加热管和泵）供电，同时最大限度地减少部署海底电力电缆是非常昂贵的项目。该结构还与海底海水处理和注入以及海底全电控制系统相结合，可实现单海流线和单电力和（光纤）通信电缆的海底需求（无需液压管路）并减少顶部占地面积。
Arcangeletti表示，大多数这些技术都在这里或几乎准备就绪。直接电加热（DEH）或电伴热加热管道加热（ETH）技术现已在现场得到验证，而Saipem也在开发ETH管中管技术，并且正在进行长期回接的认证计划，预计将在到今年年底测试的全面资格，将其带到TRL4。
Saipem的ETH管中管技术（图片来源：Saipem）
海底配电是一项新兴技术，许多供应商正在开展工作，并且要么具备资格，要么接近合格。
海底配电将使得能够使用海底开关装置，变速驱动器（VSD）和变压器在海底分配电力。这可以用于海底的所有电力需求 - 从泵到管道加热 - 在更灵活和更具成本效益的架构中，而不是通过部署多条电缆从上部向每个消费者供电。
Saipem一直与西门子合作设计和优化全电动控制系统。这包括使用全电动控制系统及其SPRINGS'海水处理注射'技术。 Saipem估计，通过使用全电动控制装置，移除用于液压控制的钢管，可以节省整体现场开发成本。
“这是一个伟大的成就，因为有了这个，阀门的电液执行器被电动执行器取代，所以你不需要为液压动力装置和阀门供水的液压管路，”Arcangeletti说。 “控制脐带[尺寸]将缩小并降低成本。”
SPRING，Saipem用于海水处理的海底技术（图片来源：Saipem）
Saipem和西门子已经成功完成了全电动海底控制系统的联合开发计划，旨在根据Saipem思维模式推广和认证开放式框架海底系统，从而为海底控制和应用提供额外的灵活性。
该控制系统基于西门子DigiGRID，并使用有限数量的标准接口，这要归功于将逻辑隔离的不同通信网络集成到同一物理基础设施中，而不是为每个特定功能提供单独的海底电子模块和电缆，例如过程控制，状态监测和安全。
新技术达到了TRL 4（API 17N），并于2019年4月完成了工厂集成测试。主要硬件由Module SubCU组成，这是一种全电动海底控制单元，适用于高要求的海底处理应用以及传统应用（包括海底棕地项目和回接领域）;海底电力管理单元（SPM）;和低压配电系统适用于耗电的海底处理应用，并使新的海底用户，如海底化学注入滑道。 SPM单元也是通信分配单元，并且如果需要，可以作为功能集线器来代替上部主控制站。
为了完成海底工厂，拼图中的最后一块将是海底化学注入。 “移动海底的化学注入海底，靠近海底，将去除化学线，进一步减少脐带尺寸，”Arcangeletti说。
他说，将所有这些技术结合在一起可以实现新的现场架构。 “该技术已经取得了很大进展，并准备进入市场或开发，或接近完成。采用加热管道所获得的灵活性远远大于具有双管道（环路）并且在停机时需要移动流体等，“因此，运营支出也可以从中受益。
让天然气上岸
对于长距离燃气回接，Saipem也在关注其他问题。在针对道达尔公司的一项研究中，Saipem提出了一个两阶段项目，该项目针对2000米深的水深，150公里长的气田断层。在第一阶段，将有一条生产出口管线，利用储层压力生产尽可能多的天然气。在第二个开发阶段，海底处理将用于增加回收。海底处理方案可以是海底分离或海底压缩，后者提供最大的回收率，并且使用较小直径的管道，降低成本，Saipem的Amelie Pauplin液压和流量保证负责人告诉OMC。她还说，可以使用低剂量的抗附聚物代替单乙二醇（MEG）来抑制水合物，以及用于停机和启动操作的海底MEG注射橇。她说，对于这个系统，通过减少所需的脐带大小，全电动也是有益的。
2016年，在挪威海上的EquinorÅsgard油田证实了海底压缩。现在，雪佛龙已经与Aker Solutions达成了一项前端工程和设计（FEED）合同，该项目可能成为世界上第二个海底压缩项目，目标是澳大利亚境外200公里水深1,350米的Jansz-Io气田。这将导致陆上液化天然气（LNG）设施的回接，当过剩产能开放时回填。 “雪佛龙回填液化天然气是海底压缩的最佳商业案例之一，这可能是一个不断增长的市场，”埃文斯说。 “考虑像Ichthys这样的项目的下一阶段，甚至为像Browse [澳大利亚所有]这样的大项目带来最终投资决策（FID）阶段。它在那里引人注目，因为几乎没有其他基础设施，所以你依赖于非常好的恢复率。“
今年早些时候在海底博览会上，Intecsea的项目工程师Lee Thomas提出了另一个挖掘天然气的想法，这可能是搁浅的。它被称为伪干气系统，他说它可以延长天然气回程可达到的距离超过150公里。这将涉及放置多个在线可清洗分离器以从井流中去除液体并且在运输期间从气体中冷凝。由小型单相离心泵提供支持，可以使用更大的管道直径来优化背压 - 大约50-80巴。
Intecsea的可清洗内联分离器，是其假干气系统概念的一部分（图片来源：Intecsea）
托马斯表示，这是煤层气收集网络中陆上使用的概念，可用于陆上LNG设施的燃气回收。在一个183公里的回程中，有9个卫星井的案例研究中，托马斯说，可以在管道的不同点安装六个假干气单元，最后一个距离海岸80公里，之后天然气不再凝结。
还研究了一条长达200公里的断层，研究水深1700米的设得兰西部地区。我们研究了各种选择，包括使用浮式生产系统，单一（22英寸）和双海底回接，西气压缩的回接，以及使用伪干气系统的回接。托马斯表示，后者在整个系统中需要四个无源单元，管道长度为30英寸。
该系统可以用于200公里甚至300公里的回接，与其他概念相比，可以将成本降低40％至60％，托马斯说，他在2016年在他的家庭阁楼办公室提出这个想法。 Worley（之前是Worley Parsons，Intecsea参与其中）在2017年接受了Thomas和这个想法，此后该概念已经获得了石油和天然气创新中心（Aberdeen）的资助以及斯特拉斯克莱德大学的支持，并进行了客户可行性研究去年，石油和天然气技术中心（OGTC）支持Shetland西部研究于2018年底开始。正在建立一个flowloop设施来测试这个想法，与OGTC合作，测试将于5月与另一个客户一起开始可行性研究。
Intecsea的伪干气系统概念，作为一个长期的步骤（图片：Intecsea）
