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夫妻合力 革新深水油气输送技术

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Thomas和Liebana是一对有着相似研究领域的夫妻,他们共同研究推出了全新的海洋油气输送方案,能够大幅提高输送效率 。

来自丨JPT
编译丨Demons 惊蛰

Lee Thomas无疑是幸运的,他和他的妻子Laura Liebana之间有着大多数夫妻间没有的默契。Thomas和Liebana都是工程师,并且拥有共同的兴趣领域。Thomas的专业是管道工程,而Liebana的专业是流量保障,在澳大利亚的煤层气管道运输项目上,他们遇见了彼此。

后来他们一起去了Intecsea / Worley Parsons的伦敦办事处从事海洋管道工作,在那里他们遇到了一个共同的问题。在夫妻的两个专业领域内,都会有气体和液体混合物的出现,其中一个问题就是,用管道运输这些混合物所需的能量大大限制了自然压力下的采出产量。

但与煤层气公司不同,海洋石油工程师并没有采用煤层气中常见的解决方案,即使用分离器除去大部分流体。该方法的原理非常基础,大家都知道输送物只为液体或气体时所需的能量要少得多。所以问题就变成了“为什么没有人去做这一项工作?”

面对天然气和液体的混合物,深水项目工程师可选择的只有两个下策。如果采用大直径管道,确实能够输送大量气体,但会出现冷凝现象,产生段塞和液体滞留。同时,随着自然压力的下降,这些问题会变得更加严重,而且几年后自然压力便不足以维持生产。

如果采用小直径管道和更高的压力,段塞现象会减轻,但井的产量又会被限制。而且狭窄管道会增加摩擦阻力,井的生产寿命显著降低。

而其他的解决方案,如添加生产平台、压缩装置或第二条管道,都需要大量的投资。

这是一个有趣的问题。但在当初海洋石油蓬勃发展的时候,他倆正忙于工作和家中两个孩子的抚养,无暇顾及于此。而在海洋石油崩盘两人离职后,这一切就发生了变化,就像Thomas所说的那样,他们现在有了“机会和时间”去研究这个问题。起初他们以为已经有人申请了该方案的专利,却很高兴地发现并没有,于是Thomas夫妻开始研究如何将这种方法应用到海洋石油工程中去。

那么接下来的3个月,是时候去努力做一些大胆的事情了。他们同几位离职的工程师一起,开始着手寻找一种开发大型滞留气田的解决方案。他们希望新的解决方案能够明显优于世界上一些技术先进石油公司所开发的方法。在这一过程中,可谓是欣喜和沮丧共存,困惑与顿悟同在。这些解决方案,Thomas表示,在逐渐变得愈发简洁。

他们的竞争对象包括:壳牌耗费110亿美元开发的Prelude浮动天然气液化容器,道达尔开发,估值达到20亿美元的唯一一款海底压缩系统。

他们的目标是将Thomas所描述的“极其简单”的方法转变成一种切实可行的替代方法,即实现天然气从气田到岸上长达200公里的运输,且不影响潜在产量。Thomas表示,他们有可能能够把管道长度延长到300公里。

在2018年5月的海洋技术会议上,Thomas在其技术汇报(OTC 28949)中的示例表示,他们的方案能够实现天然气从气田到岸上长达170多公里的运输。与传统的典型技术方案相比,资本支出减少了40%,增加价值达90亿美元。他说:“如果这不能推动项目的向前发展,那我不知道还有什么能。”

这项创新,能够将海底的回接长度增加一倍,这样更多的气田能够与陆地上的设备连接,如上图埃及近海图中所示。

开启新世界的大门

虽然将气体和液体分离是一种提高流动效率的简单方法,但建立一个适合于海洋系统的分离器却肯定不是一件简单的事。

首先是那些用来处理从低压井中流出的气体和液体的笨重设备。水下设备的体积需要更小,要能够安装在单头连接的管道中,要能够被管道铺设船拖动,要能够经得起极端压力,并且必须是可清洗的,这样才能采用广泛使用的芯棒PIG方法进行清洗。最重要的是,由于海洋中气体的流动速度远远超过其从煤层中流出的速度,因此设备要能有效地对这种高速流体进行气液分离。

深水油气分离器模型Pseduo

深水油气分离器模型Pseduo

设备原型的设计灵感来源于Thomas在沙特阿拉伯一家化工厂看到的在线分离器,最后的设计看起来像一个被保护钢架包裹起来的管状隆起部分。设备中没有可移动部件。一条旁路管线会吸走了一些气体,并用此流动来排出液体。液体随即会流入了只占一小部分体积的第二条管线中。

经过一段时间频繁的概念化、流动模拟和合作之后,Thomas夫妇把他们的想法告知给了他们的前雇主,公司重新雇佣了他们并给了他们两年时间对新想法进行构建、测试,并将其出售给石油这个保守行业。

OTC上的汇报只是一个简短的版本,并显然是针对潜在客户精心安排的一小时。Thomas说,他们称之为“假干气回接”的潜在收益引起了人们的兴趣。尽管Thomas不肯透露名字,但在他的演讲结束后,一群来自休斯敦雪佛龙的工程师邀请Thomas去他们的办公室讨论一下这个系统。

数十亿美元的增值

在Thomas的汇报中,将新设计与一条采用传统设计,长170公里的管道进行了对比。该管道连接了一组相隔13公里的油井与日液化产能为880 mm sfc的地面设施。

在该例子中,传统技术下气体和液体的多相混合物流过的管线为直径30英寸,而在他们的技术“大部分干燥气体流过的管线为36英寸的纯气管线”。(Thomas的文章还预测通过第一个分离器后的最大液体含量将是0.012%,而传统的则为14%-27%)。

移动多相混合物所需的压力几乎是单相气体的两倍多。因此,仅依靠自然压力只能维持4年的生产。通过在陆上增压,油公司可以再增加2年的多相流生产。根据报告中的图表,通过去除大部分液体,可以使用更大的管道进行生产,并且持续时间可能超过10年。

但气液分离仍然需要很高的成本。报告中所示的六个气体分离装置加上一条较小的第二条液体管线,将使成本从15亿美元增加到19亿美元。相比之下,在分离和压缩设备附近增加一个浮动生产平台,预计总成本将达到32亿美元。

Thomas的工作仍处于早期研发阶段。他们正在研究由感兴趣的甲方所提出的问题,并制造了分离器的原型,这是一个以前从未在海上使用过的组件。他们希望今年之后能够在流动回路中对其进行测试。

如果这项技术能够达到它所预期的效果,则可能实现世界各地滞留气田的再次开发。对于Thomas来说,这意味着他能够重新以项目工程师的身份回到Intecsea公司,而不需要去执行他的职业方案B:作为英国陆军皇家工程师的一员,而且极有可能去阿富汗执勤。

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评论 1

  1. #1

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    匿名2年前 (2020-04-23)回复