Una pieza del rompecabezas

Por Eric Haun3 septiembre 2019
(Imagen: Aker Solutions)
(Imagen: Aker Solutions)

A medida que continúan los avances tecnológicos, los equipos de procesamiento submarino, como la compresión de gas, que ahora se mueve más allá de las aguas noruegas, pueden ser una pieza cada vez más importante del rompecabezas de la producción en alta mar.

"El panorama submarino general está cambiando radicalmente", dijo Knut Nyborg, vicepresidente ejecutivo y jefe de front end de Aker Solutions. “Hay un movimiento hacia soluciones de sistema más pequeñas, de menor costo, flexibles y habilitadas digitalmente que se enfocan en mejorar la recuperación y minimizar el impacto ambiental. En ese contexto, la compresión submarina tiene un papel muy importante que desempeñar y una perspectiva de mercado muy positiva ".

Los compresores que ayudan a mantener las tasas de producción de gas en la meseta a medida que las presiones de los yacimientos marinos disminuyen con el tiempo generalmente se han instalado en plataformas sobre el nivel del mar, pero colocar este equipo en el fondo marino más cerca de la boca del pozo puede mejorar las tasas de recuperación y reducir los costos de capital y operativos. Colocar el compresor más cerca de la boca del pozo aumenta la producción y la posibilidad de extender la vida útil del campo gracias a una menor caída de presión en la tubería aguas abajo, explicó Nyborg.

La compresión submarina tiene una larga lista de méritos, dijo: "Proporciona un mejor caso de negocios al reducir costos y aumentar la producción, es más seguro, se opera de forma remota y la huella ambiental de una instalación de compresión submarina es significativamente menor, ofreciendo ventajas sobre soluciones basadas en la parte superior ".

Pero ha sido un largo camino desde que el concepto de compresión submarina se concibió por primera vez a mediados de la década de 1980 hasta el primer uso comercial hace unos pocos años.

Un hito importante en el camino, dijo Nyborg, es cuando Statoil (ahora Equinor) le otorgó a Aker Solutions un contrato en diciembre de 2010 para suministrar compresión submarina para el proyecto Åsgard en el Mar de Noruega. "Además de mostrar los desarrollos exitosos de las nuevas tecnologías de procesamiento submarino, la compresión submarina también demostró ser una solución de desarrollo de campo alternativa viable", dijo.

Cuando la estación de compresión submarina Åsgard comenzó a funcionar en septiembre de 2015, completó efectivamente el paso final para la calificación tecnológica y demostró los beneficios del sistema y el rendimiento en funcionamiento, dijo Nyborg.

El sistema utiliza un compresor MAN de motor integrado sin aceite de alta velocidad (HOFIM) con una potencia de compresión de 11.5 megavatios (MW). Dependiendo de los caudales y la presión, el sistema puede proporcionar una relación de presión de hasta 3.5 y caudales de hasta 18,000 metros cúbicos por hora, por compresor. ABB proporcionó los accionamientos eléctricos de velocidad variable en la parte superior y los transformadores submarinos tanto para los compresores como para las bombas. Aker Solutions también entregó el módulo de control y alimentación superior para la unidad de producción, almacenamiento y descarga flotante (FPSO) Åsgard A para alimentar los compresores y las bombas.

Hasta la fecha, los compresores submarinos Åsgard han funcionado durante más de 60,000 horas con una confiabilidad cercana al 100%, y se estima que la solución permitirá la recuperación del campo de más de 300 millones de barriles de petróleo equivalente.

El sistema de compresión submarina en Egersund, Noruega antes de navegar hacia el campo de Åsgard. (Foto: Aker Solutions)

Nuevos campos
Ahora Aker Solutions y sus socios están trabajando para avanzar aún más en la tecnología, ya que buscan llevar los proyectos de compresión submarina a nuevas aguas.

Ubicado a unos 200 kilómetros de la costa noroeste de Australia en aproximadamente 1.350 metros de profundidad de agua, Jansz-Io, parte del proyecto Gorgon, uno de los mayores desarrollos de gas natural del mundo, marcará el primer uso de tecnología de compresión submarina fuera de Noruega. El proyecto, liderado por el operador Chevron con los socios ExxonMobil y Shell, se encuentra actualmente en la fase de ALIMENTACIÓN y avanza a toda máquina, dijo Nyborg.

Después de entregar Åsgard, los ingenieros líderes del proyecto de Aker Solutions, junto con la ayuda de acuerdos de alianza separados con MAN Energy Solutions y ABB, emplearon su experiencia y lecciones aprendidas para desarrollar un sistema de compresión submarina de próxima generación, SCS 2.0, para nuevos desarrollos de campo, incluido Jansz-Io. Las compañías lograron mantener sus equipos y competencias centrales durante la recesión, que ya estaba en marcha cuando Åsgard entró en funcionamiento.

Según Nyborg, "el objetivo principal del programa SCS 2.0 ha sido reducir el costo, el tamaño, el peso, la complejidad, el tiempo de entrega y también la necesidad de una operación de elevación pesada, mientras se mantiene la funcionalidad central y la robustez en el diseño". "El trabajo de ingeniería realizado indicó que el sistema SCS 2.0 puede lograr una reducción de más del 50% en términos de tamaño y peso total".

“Tome el módulo del compresor, por ejemplo, utilizando la lección aprendida: el tamaño y el peso del módulo se redujeron de 294 toneladas a 180 toneladas. Una forma de hacerlo fue simplificando el enrutamiento de la tubería del módulo y moviendo la función anti-sobretensión fuera del módulo del compresor. En comparación con Åsgard, el número de módulos se ha reducido de 13 a siete por tren en el sistema SCS 2.0 ".

Sobre la base de la experiencia de Åsgard, la alianza de Aker Solutions y MAN Energy Solutions tiene como objetivo ofrecer un verdadero sistema de compresión de flujo de pozo que impulse la mezcla de líquido y gas que llega de los pozos submarinos sin el uso de depurador y bomba. "Esto reducirá aún más el tamaño, el peso y el costo y, por lo tanto, hará que el sistema de compresión submarina centrífuga de alta capacidad sea aún más atractivo", dijo Nyborg.

“El sistema de flujo de pozo incluirá una unidad de acondicionamiento de flujo, un compresor submarino con sistemas auxiliares, un enfriador y controles asociados y equipos de alto voltaje. La necesidad de una bomba de líquido separada, con su fuente de alimentación de alto voltaje, se elimina a medida que todo el líquido pasa por el compresor. Hay enormes ahorros en la reducción del alcance umbilical y el suministro de energía de alto voltaje en consecuencia, en particular en salidas de larga distancia en aguas profundas ".

Los caudales de Jansz-Io son hasta tres veces superiores a los de Åsgard, y requieren tres compresores que funcionan en paralelo desde un lavador en un tren. Aker Solutions no pudo compartir detalles sobre la huella submarina, pero dijo que el requerimiento de energía por tren es tres veces mayor que el tren Åsgard de 11.5 MW. La estación de compresión Jansz-Io está ubicada aproximadamente a 140 kilómetros al noroeste de la terminal terrestre en la isla Barrow (el paso para Åsgard fue de alrededor de 40 kilómetros).

La ejecución temprana de un programa de calificación tecnológica para la profundidad del agua (1,400 metros) y una mayor presión de diseño (285 bar) ha estado en curso desde 2017.

El gemelo digital que se está desarrollando para Jansz-lo permitirá un mantenimiento predictivo a largo plazo y una estrategia de optimización del rendimiento, reduciendo la necesidad de intervención y reduciendo los costos operativos. (Imagen: Aker Solutions)

Nyborg dijo que la probada tecnología Åsgard se aplica a Jansz-Io pero con lecciones adicionales aprendidas de la puesta en marcha y la retroalimentación de la operación para respaldar una mayor optimización, que incluye costos de equipo reducidos, mejor tiempo de entrega, operaciones de elevación pesada minimizadas y robustez del diseño para limitar las operaciones de mantenimiento.

“La compresión submarina Åsgard fue la primera entrega de compresión submarina en cualquier lugar. La filosofía de modularización para Åsgard era mantener todo el equipo de proceso principal individualmente recuperable de la estación, y la consecuencia de esto fueron módulos separados para cada una de las unidades de proceso principales, además de un módulo de interfaz de carrete. Esto nos dio un diseño robusto, pero también peso y tamaño sustanciales ”, dijo.

Desde Åsgard, los ingenieros principales se han centrado en implementar las oportunidades de bajo riesgo o sin riesgo que se ven en la ejecución y el diseño del proyecto, Nyborg dijo: "Por ejemplo, la reducción de los módulos de proceso de siete a tres resultados en una huella significativamente reducida del tren compresor. Las operaciones de elevación pesada se minimizan al reducir el peso de los módulos ".

“El tiempo de entrega mejora por el hecho de que lo hemos hecho antes. Se trata del conocimiento y la experiencia del equipo, así como de la fortaleza de las alianzas que tenemos con ABB y MAN Energy Systems. También nos hemos centrado en subproveedores críticos como un proceso continuo, no solo para proyectos específicos ”, dijo Nyborg.

Además de las ganancias de rendimiento, otro beneficio de la compresión submarina en Jansz-Io es la mejora de la huella ambiental durante la vida útil del campo. Nyborg dijo: “Acercar el compresor al pozo ofrece grandes ventajas en comparación con soluciones alternativas (plataforma de compresión o compresión en tierra). Nuestro sistema de compresión submarina actualizado puede ofrecer una mayor recuperación, menos consumo de energía, eliminación de logística en alta mar, sin descargas o emisiones, con menos material utilizado. El peso del sistema Jansz-Io será significativamente menor por compresión de MW en comparación con Åsgard ".

Nyborg dijo que Aker Solutions ha desarrollado un conjunto de indicadores de rendimiento que se utilizarán para medir el impacto ambiental de productos y soluciones de sistemas en un proyecto o desarrollo de productos. Debido al lanzamiento este año, los indicadores se incorporarán en el proyecto Jansz-Io para medir la eficiencia del aumento, el consumo de material y la frecuencia de intervención.

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