Ein Puzzleteil

(Bild: Aker Solutions)

Im Zuge des technologischen Fortschritts könnten sich Geräte zur Unterwasseraufbereitung wie die Gaskompression, die jetzt erstmals über norwegische Gewässer hinausgehen, als zunehmend wichtiger Bestandteil des Offshore-Produktionsrätsels herausstellen.

"Die gesamte Unterwasserlandschaft verändert sich radikal", sagte Knut Nyborg, EVP und Leiter des Frontends bei Aker Solutions. „Es geht in Richtung kleinerer, kostengünstigerer, flexibler und digitaler Systemlösungen, bei denen die Verbesserung der Wiederherstellung und die Minimierung der Umweltbelastung im Vordergrund stehen. Unterwasserkomprimierung spielt in diesem Zusammenhang eine sehr wichtige Rolle und hat sehr positive Marktaussichten. “

Kompressoren, die bei der Aufrechterhaltung der Plateau-Gasproduktionsraten helfen, da der Druck im Offshore-Reservoir mit der Zeit abnimmt, wurden normalerweise auf Plattformen oberhalb des Meeresspiegels installiert. Wenn diese Geräte jedoch näher am Bohrlochkopf auf dem Meeresboden platziert werden, können die Gewinnungsraten verbessert und die Kapital- und Betriebskosten gesenkt werden. Wenn der Kompressor näher am Bohrlochkopf platziert wird, erhöht sich die Produktion und die Möglichkeit, die Feldlebensdauer durch einen geringeren Druckabfall in der nachgeschalteten Rohrleitung zu verlängern, erklärte Nyborg.

Die Subsea-Komprimierung hat eine lange Liste von Vorteilen: „Sie bietet ein besseres Geschäftsmodell, indem sie Kosten senkt und die Produktion erhöht. Sie ist sicherer, wird ferngesteuert betrieben und der ökologische Fußabdruck einer Subsea-Komprimierungsanlage ist erheblich geringer und bietet Vorteile gegenüber Topside-basierte Lösungen. “

Aber es war ein langer Weg von der Idee des Unterwasserkomprimierungskonzepts Mitte der 1980er Jahre bis zur ersten kommerziellen Nutzung vor wenigen Jahren.

Ein wichtiger Meilenstein auf diesem Weg ist, so Nyborg, als Statoil (jetzt Equinor) Aker Solutions im Dezember 2010 einen Auftrag zur Lieferung von Unterwasserkompression für das Åsgard-Projekt in der norwegischen See erteilte. "Neben der Präsentation der erfolgreichen Entwicklungen neuer Technologien für die Unterwasser-Verarbeitung hat sich die Unterwasser-Komprimierung auch als praktikable alternative Feldentwicklungslösung erwiesen", sagte er.

Als die Åsgard-Unterwasserkompressionsstation im September 2015 in Betrieb genommen wurde, schloss sie den letzten Schritt zur Technologiequalifizierung ab und demonstrierte die Systemvorteile und die Leistung im Betrieb, sagte Nyborg.

Das System verwendet einen ölfreien Hochgeschwindigkeits-Kompressor mit integriertem Motor (HOFIM) von MAN mit einer Kompressionsleistung von 11,5 Megawatt (MW). Je nach Durchfluss und Druck kann das System ein Druckverhältnis von bis zu 3,5 und Durchflussraten von bis zu 18.000 Kubikmetern pro Stunde pro Kompressor bereitstellen. Die oberen elektrischen Frequenzumrichter und die Unterseetransformatoren für die Kompressoren und die Pumpen wurden von ABB geliefert. Aker Solutions lieferte auch das oberste Stromversorgungs- und Steuerungsmodul für die schwimmende Produktions-, Speicher- und Entladeeinheit Åsgard A zur Versorgung der Kompressoren und Pumpen.

Bis heute sind die Åsgard-Unterwasserkompressoren mehr als 60.000 Stunden lang mit nahezu 100% iger Zuverlässigkeit in Betrieb, und es wird geschätzt, dass mit der Lösung mehr als 300 Millionen Barrel Öläquivalent vom Feld gefördert werden können.

Das Unterwasserkompressionssystem in Egersund, Norwegen, bevor es zum Åsgard-Feld segelt. (Foto: Aker Solutions)

Neue Felder
Jetzt arbeiten Aker Solutions und seine Partner daran, die Technologie noch weiter voranzutreiben, während sie versuchen, Projekte zur Verdichtung unter Wasser in neue Gewässer zu leiten.

Jansz-Io, das sich rund 200 Kilometer vor der australischen Nordwestküste in einer Wassertiefe von rund 1.350 Metern befindet und Teil des Gorgon-Projekts - einer der weltweit größten Erdgasentwicklungen - ist, wird zum ersten Mal außerhalb Norwegens unter Wasser verdichtet. Das Projekt unter der Leitung des Betreibers Chevron mit den Partnern ExxonMobil und Shell befindet sich derzeit in der FEED-Phase und geht mit voller Kraft voran, sagte Nyborg.

Nach der Auslieferung von Åsgard verwendeten die leitenden Ingenieure von Aker Solutions aus dem Projekt zusammen mit der Hilfe von separaten Allianzvereinbarungen mit MAN Energy Solutions und ABB ihre Erfahrungen und Erkenntnisse, um ein Unterseekompressionssystem der nächsten Generation, SCS 2.0, für neue Feldentwicklungen zu entwickeln. einschließlich Jansz-Io. Die Unternehmen haben es geschafft, ihre Kernteams und Kompetenzen während des Abschwungs aufrechtzuerhalten, der bereits mit der Inbetriebnahme von Åsgard einsetzte.

Laut Nyborg bestand das Hauptziel des SCS 2.0-Programms darin, Kosten, Größe, Gewicht, Komplexität, Lieferzeit und auch die Notwendigkeit eines Schwerlastbetriebs zu reduzieren und gleichzeitig die Kernfunktionalität und Robustheit des Designs beizubehalten. „Die durchgeführten Engineering-Arbeiten haben gezeigt, dass das SCS 2.0-System in der Lage ist, die Gesamtgröße und das Gesamtgewicht um mehr als 50% zu reduzieren.“

„Nehmen Sie zum Beispiel das Kompressormodul und nutzen Sie die gewonnenen Erkenntnisse - die Größe und das Gewicht des Moduls wurden von 294 Tonnen auf 180 Tonnen reduziert. Eine Möglichkeit bestand darin, die Rohrführung des Moduls zu vereinfachen und die Pumpschutzfunktion aus dem Kompressormodul zu entfernen. Im Vergleich zu Åsgard wurde die Anzahl der Module im SCS 2.0-System von 13 auf sieben pro Zug reduziert. “

Aufbauend auf der Erfahrung von Åsgard wollen die Allianz von Aker Solutions und MAN Energy Solutions ein echtes Bohrlochkompressionssystem liefern, das das aus Unterwasserbrunnen kommende Flüssigkeits- und Gasgemisch ohne den Einsatz von Gaswäscher und Pumpe fördert. "Dies wird die Größe, das Gewicht und die Kosten weiter reduzieren und damit das Hochleistungs-Unterwasserkompressionssystem noch attraktiver machen", sagte Nyborg.

„Das Brunnenstromsystem wird eine Durchflusskonditionierungseinheit, einen Unterwasserkompressor mit Hilfssystemen, einen Kühler und zugehörige Steuerungen sowie Hochspannungsgeräte umfassen. Die Notwendigkeit einer separaten Flüssigkeitspumpe mit Hochspannungsversorgung entfällt, da die gesamte Flüssigkeit durch den Kompressor geleitet wird. Es sind enorme Einsparungen zu verzeichnen, wenn der Versorgungsumfang und die Hochspannungsversorgung entsprechend reduziert werden, insbesondere bei Langstrecken-Ausstiegen in tiefen Gewässern. “

Die Durchflussraten für Jansz-Io sind bis zu dreimal so hoch wie in Åsgard, sodass drei Kompressoren parallel von einem Wäscher in einem Zug aus betrieben werden müssen. Aker Solutions war nicht in der Lage, Details zum Unterwasser-Footprint mitzuteilen, sagte jedoch, dass der Strombedarf pro Zug das Dreifache des 11,5-MW-Åsgard-Zugs beträgt. Die Jansz-Io-Kompressionsstation befindet sich ungefähr 140 Kilometer nordwestlich des Onshore-Terminals auf Barrow Island (der Schritt nach Åsgard betrug ungefähr 40 Kilometer).

Seit 2017 läuft die frühzeitige Durchführung eines Technologiequalifizierungsprogramms für die Wassertiefe (1.400 m) und den erhöhten Auslegungsdruck (285 bar).

Der für Jansz-lo entwickelte digitale Zwilling ermöglicht eine langfristige Strategie zur vorausschauenden Wartung und Leistungsoptimierung, wodurch der Eingriffsbedarf verringert und die Betriebskosten gesenkt werden. (Bild: Aker Solutions)

Nyborg sagte, dass die bewährte Åsgard-Technologie für Jansz-Io angewendet wird, jedoch mit zusätzlichen Erkenntnissen aus der Inbetriebnahme und dem Feedback aus dem Betrieb, um die weitere Optimierung zu unterstützen.

„Åsgard Subsea Compression war die erste Unterwasserkomprimierung überhaupt. Die Modularisierungsphilosophie von Åsgard bestand darin, alle Hauptprozessgeräte einzeln von der Station abrufbar zu halten. Die Folge davon waren separate Module für jede der Hauptprozesseinheiten sowie ein Spool-Schnittstellenmodul. Dies gab uns ein robustes Design, aber auch ein beachtliches Gewicht und eine beachtliche Größe “, sagte er.

Seit Åsgard haben sich die leitenden Ingenieure darauf konzentriert, die risikoarmen / risikoarmen Möglichkeiten zu implementieren, die sich aus der Projektdurchführung und -gestaltung ergeben. Nyborg sagte dazu: „Zum Beispiel führt die Reduzierung der Prozessmodule von sieben auf drei zu einer signifikanten Reduzierung des Platzbedarfs des Verdichterstrangs. Schwere Hebevorgänge werden minimiert, indem das Gewicht der Module reduziert wird. “

„Die Lieferzeit wird durch die Tatsache, dass wir dies bereits getan haben, verbessert. Es geht um das Know-how und die Erfahrung des Teams sowie um die Stärke unserer Allianzen mit ABB und MAN Energy Systems. Wir haben uns auch auf kritische Unterlieferanten als kontinuierlichen Prozess konzentriert, nicht nur für bestimmte Projekte “, sagte Nyborg.

Ein weiterer Vorteil der Unterwasserkomprimierung bei Jansz-Io ist neben der Leistungssteigerung die Verbesserung des ökologischen Fußabdrucks über die gesamte Lebensdauer des Feldes. Nyborg sagte: „Die Annäherung des Kompressors an das Bohrloch bietet im Vergleich zu alternativen Lösungen (Kompressionsplattform oder Onshore-Kompression) große Vorteile. Unser aktualisiertes Unterwasserkompressionssystem bietet eine verbesserte Rückgewinnung, einen geringeren Stromverbrauch, eine Beseitigung der Offshore-Logistik, keine Entladung oder Emissionen bei weniger Materialverbrauch. Das Gewicht des Jansz-Io-Systems wird pro MW-Verdichtung im Vergleich zu Åsgard erheblich geringer sein. “

Laut Nyborg hat Aker Solutions eine Reihe von Leistungsindikatoren entwickelt, anhand derer die Umweltauswirkungen von Produkten und Systemlösungen in einem Projekt oder einer Produktentwicklung gemessen werden können. Zum Start in diesem Jahr werden die Indikatoren in das Jansz-Io-Projekt einbezogen, um die Effizienz der Steigerung, den Materialverbrauch und die Interventionsfrequenz zu messen.