タッピングタイバック

EquinorのTrollフェーズ3開発に対するアーティストの印象（画像：Equinor）

通信事業者は海中タイバックによる迅速な収益を求め続けていますが、ベンダーはより少ないフィールドでより多くの分野を開拓するための技術的解決策を求めています。

特に海中タイバックの影響で、海底産業が活気づき始めています。それは過去4年間の基礎となってきたテーマです。資本集約的な大規模プロジェクトは保留されていますが、事業者は既存のインフラストラクチャに近い「費用対効果の高い」バレルをターゲットにしています。

Wood Mackenzieのアップストリームサプライチェーン担当プリンシパルアナリスト、Mhairidh Evans氏は、次のように述べています。 「2018年には、海中樹木賞の大部分はタイバックプロジェクトまたはインフィル掘削のどちらかのためのものでした。」

海底生産システムベンダにとっては、大変な時間でした。 2016年には海底生産システムの受注が低水準に落ち込んだが、ブラウンフィールドプロジェクト向けの比率が高いこと（例えばタイバック）が新しいグリーンフィールド開発と比較して明確な傾向を見せながら、その数は増えている。ノルウェーのEquinor's Troll Phase 3に9つの井戸、TotalのZinia 2プロジェクト、アンゴラにも9つの井戸、そしてCNOOCのBuzzardフェーズ2に8つの井戸を含む、ヨーロッパ北西部で最近認可されたプロジェクトを強調します。 。

（画像：CNOOC）

「これらのプロジェクトの中にはかなり大きいものがあります」とEvans氏は言います。 「トロールフェーズ3は、トロール油田からのガスのプラトー生産を約7年間延長し、予想される生産寿命を延ばすことになります。 Equinorによると、約17年で。

米国メキシコ湾でも同様の傾向が見られます。例えば、アナダルコは、今年、それが「非常に経済的な」タイバック戦略と呼ばれるものを100％所有のインフラに追求してきました。確かに、最近Occidentalからの反対提案に敗れる前にAnadarkoを引き継ぐための取り引きを締めくくることに近づいていたChevronは、それを獲得する理由の一つである独立湾岸諸国での独立企業のタイバックチャンスを言った。

「事業者は、まだまだ速い投資回収を求めています」とエバンス氏は付け加えます。 「それは本当のドライバーです。絶対値や膨大な量だけではありません。それは思慮深い投資であり、彼らがどれだけ早くその投資から利益を得ることができるかです。だからこそ、彼らは景気後退を通じて比較的うまくいったのです。」

それでも、それは必ずしも簡単な決断ではありません。小さい、限界的な分野では、分野を実行可能にするために低コストのソリューションが必要です。近距離探査が新たなインフラへのバランスを崩す可能性がある他の分野では、再配置可能な浮遊式生産、貯蔵、荷降ろし（FPSO）船の未だ活気のある市場へのアクセスオプション。これは、アンゴラで行われたEniのKalimba油田発見で示されました。当初、East Hubの施設との長期の海底タイバックとして注目されていたが、Eniは現在、近距離探査の成功のおかげで、スタンドアロン開発を検討している、とEvansは述べている。

「事業者は景気後退を経て慎重にプロジェクトを選択しなければなりませんでした。そして今や彼らは制裁を受けるプロジェクトについてさらに慎重に考えています。そして、最高のものだけがまだ成功しています。」

Troll Phase 3プロジェクトは、EquinorのTroll Aプラットフォームと連携します。 （写真：Harald Pettersen、Equinor）

より長いオイルタイバック
SaipemのGiorgio Arcangeletti氏は、今年初めにOMC（Offshore Mediterranean Conference）に、油田を経済的に結び付けることができる距離を延ばすことができれば、さらに多くの機会があると考えています。伝統的に、オイルタイバックは10から30キロの範囲内です。これを50キロメートル以上に増やすと、より多くの分野を既存のインフラストラクチャに結び付けることができます。これを行うための最大の課題は、フロー保証に関するものです。従来型の短いタイバックでは、ワックスや水和物などの問題を解決するための最も一般的なフィールドアーキテクチャソリューションは、化学注入と断熱ループフローラインの使用（別々のサービスラインまたは流体のより簡単な置換を可能にする）です。

より長い距離では、二重ラインまたはループの代わりに単一の生産ラインを海底昇圧および海底配電と組み合わせて両方の消費者（加熱パイプおよびポンプ）に供給することを可能にするための加熱流路などの代替解決策が必要である。非常に高価な品目である海底電力ケーブルの展開。海中海水処理と注入および海中全電気制御システムとも組み合わされたこのアーキテクチャは、海底への単一の流れ線および単一の電力および（ファイバ）通信ケーブル要件を可能にし（水圧ラインを必要とせず）、上面の設置面積を減少させる。

Arcangeletti氏によると、これらのテクノロジの大部分はここにあるか、ほとんど準備ができています。 SaipemもETHパイプインパイプ技術に取り組んでいる間直接電熱（DEH）または電気トレース加熱パイプライン加熱（ETH）技術は現在、現場で証明されており、長期タイバックの認定プログラムが進行中であり、本年度末までに本格的な資格試験を受け、TRL4に合格する。

SaipemのETHパイプインパイプ技術（画像：Saipem）

海中配電は、多くのサプライヤが取り組んでおり、認定を受けている、または認定に近づいている創発的なテクノロジです。

海中配電は、海中スイッチギア、可変速駆動装置（ＶＳＤ）および変圧器を使用して、電力を海中に分配することを可能にするであろう。これは、複数のケーブルを配置して各消費者に上面から給電するよりも柔軟で費用対効果の高いアーキテクチャで、海底のすべての電力需要（ポンプからパイプラインの加熱まで）に使用できます。

Saipemはシーメンスと共同で全電気式制御システムの設計と最適化を進めてきました。これには、SPRINGSの「注入のための海水処理」技術による全電気制御システムの使用が含まれています。 Saipem氏は、全電気制御を使用して油圧制御用の鋼管を取り外すことで、全体的な現場開発コストを節約できると推定しています。

「これにより、バルブの電気油圧式アクチュエータが電気式アクチュエータに置き換えられ、油圧パワーユニットとバルブに供給する油圧ラインが不要になるため、これは大きな成果です」とArcangeletti氏は言います。 「制御の臍[サイズ]は縮小し、コストを削減します。」

海水処理のためのサイペムの海中技術SPRINGS（画像：Saipem）

SaipemとSiemensは、Saipemの考え方に従って、オープンフレームワーク海底システムの推進と認定を目的とした全電気海底制御システムの共同開発プログラムを首尾よく締結し、海底制御とアプリケーションにさらなる柔軟性を提供しました。

制御システムはSiemens DigiGRIDに基づいており、論理的に分離された異なる通信ネットワークを同じ物理的インフラストラクチャに統合するため、限られた数の標準インタフェースを使用します。プロセス制御、状態監視、安全

新しいハードウェアは2019年4月に完成した工場統合テストでTRL 4（API 17N）を達成しました。メインハードウェアはModule SubCUで構成されています。海中ブラウンフィールドプロジェクトおよびタイバックフィールドを含む。海中電力管理ユニット（ＳＰＭ）。また、低電圧配電システムは、電力を消費する海中処理用途に適しており、海底化学注入スキッドなどの新しい海中ユーザを可能にする。 SPMユニットは通信分配ユニットでもあり、必要に応じてトップサイドのマスターコントロールステーションの代わりに機能的なハブとして機能することができます。

海底工場を完成させるためのパズルの最後のピースは、化学薬品注入海底を動かすことです。 「海底近くに化学薬品注入海底を移動させると、化学線が取り除かれ、さらに臍のサイズが縮小されます」とArcangelettiは言います。

これらのテクノロジをすべて組み合わせることで、新しいフィールドアーキテクチャが可能になると彼は言います。 「この技術は大きく進歩しており、市場に投入するか開発する準備ができているか、あるいは完成に近づいています。加熱パイプラインを採用することによって得られる柔軟性は、二重パイプライン（ループ）を有し、運転停止時などに流体を移動させる必要があることよりもはるかに大きい。したがって、運用経費もこれから利益を得ることができる。

岸にガスを入れる
長距離のガスタイバックについては、サイペムもまた見てきた他の懸念があります。 Totalの研究で、水深2,000メートル、長さ150キロメートルのガス田タイバックの解決策を見て、Saipemは2段階プロジェクトを提案しました。フェーズ1では、可能な限り多くのガスを生産するために貯留層圧力を使用して、1つの生産輸出ラインがあります。第2開発段階では、海底処理を使用して回収率を高めます。 SaipemのAmelie Pauplin油圧および流れ保証のリードは、海底処理の選択肢が海底分離または海底圧縮のいずれかであり、後者が最大の回収率を提供し、より小径のパイプラインを使用することでコストを削減できると語った。同氏はまた、水和物抑制のためにモノエチレングリコール（MEG）の代わりに低用量抗凝集剤を使用することができ、シャットダウンおよびスタートアップ操作のために海中MEG注入スキッドを使用することができるとも述べた。このシステムでは、必要な臍帯のサイズを小さくすることで、オールエレクトリックも有益になると彼女は言います。

2016年に、ノルウェー沖のEquinorのÅsgard油田で海底圧縮が証明されました。さて、シェブロンはAker Solutionsとフロントエンドのエンジニアリングとデザイン（FEED）契約で合意しました。これは世界で2番目の海底圧縮プロジェクトで、Jansz-Ioガス田、沖合200キロメートル、水深1,350メートルを対象としたものです。これにより、陸上液化天然ガス（LNG）施設へのタイバックが可能になり、余剰容量が拡大したときに埋め戻すことができます。 「Chevronの埋め戻しLNGは海底圧縮のための最良のビジネスケースの1つです、そしてそれはおそらく成長市場です」と、Evansは言います。 「Ichthysのようなプロジェクトの次の段階について考えたり、Browse [all Australia]のような大きなプロジェクトの最終投資判断（FID）段階に入ったりすることさえ可能です。他にはほとんどインフラがないので、それはそこで説得力があります、それであなたは本当に良い回復率に頼ります。」

別の方法で取り残されている可能性がある、ガスをタップするための別のアイデアが今年初めにSubsea ExpoでIntecseaのプロジェクトエンジニアであるLee Thomasによって発表されました。それは疑似ドライガスシステムと呼ばれており、そしてそれはガスタイバックが達成することができる距離を150キロメートルを超えて拡張することができると言います。それは、井戸から液体を除去するため、そして輸送中にガスから凝縮するために、複数のインラインピガブルセパレータを配置することを含むであろう。小型の単相遠心ポンプでサポートされているため、より大きなパイプライン直径を使用して背圧を最適化することができます（約50〜80 bar）。

疑似ドライガスシステムの概念の一部であるIntecseaのピガブルインラインセパレータ（Image：Intecsea）

トーマス氏によると、これはすでに炭層ガス収集ネットワークで陸上で使用されている概念であり、陸上LNG施設へのガスタイバックに使用することができるという。 9つのサテライトウェルを備えた183キロメートルのタイバックのケーススタディでは、トーマス氏は6つの疑似ドライガスユニットをパイプライン上のさまざまな地点に設置でき、最後は海岸から80キロメートルになり、その後ガスは凝縮しなくなると述べている。

1,700メートルの水深のWest of Shetlandフィールドについて、200キロメートルのタイバックを見て調査も行われました。浮遊式生産システム、シングル（22インチ）およびデュアル海中タイバック、ウェストガス圧縮によるタイバック、疑似ドライガスシステムを使用するタイバックなど、さまざまな選択肢が検討されました。トーマス氏は、後者は30インチのパイプラインでシステム全体に4つのパッシブユニットを必要とするだけだと言います。

このシステムは、200キロメートル、さらには300キロメートルまでのタイバックに使用でき、2016年に自宅の屋根裏部屋でアイディアを思いついたトーマスは言います。 Worley（以前はIntecseaがその一部であるWorley Parsons）は2017年にThomasとそのアイデアを取り入れ、それ以来、そのコンセプトはOil and Gasイノベーションセンター（Aberdeen）の資金提供とそれ以来Strathclyde大学の支援を受け、クライアントの実現可能性調査が行われました。 OGTCと協力してアイデアをテストするためのフローループ施設が建設中で、テストは5月に開始される予定です。フィージビリティスタディ

長いステップアウトとしてのIntecseaの疑似ドライガスシステムコンセプト（Image：Intecsea）