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生命不息 更新不止 海底气体压缩系统升级再升级!

生命不息 更新不止 海底气体压缩系统升级再升级!

传统型气体压缩装置一般部署在平台或岸基,Statoil联合GE打破技术壁垒,成功在挪威海联机运营全球首个海底气体压缩装置,该项创新技术为深水和远离海岸的海域开辟了新机遇,具有里程碑式的意义。

来自 | Upstream
编译 | 姚园

经过多年研究,全球首套海底天然气压缩装置正式在挪威海的Asgard气田投入使用。数月后,又在挪威Gullfaks气田部署了一套湿气压缩装置。

Statoil(挪威国家石油公司)相关人员表示,在海底靠近生产井的位置部署气体压缩装置,不仅提高了气田采收率,而且平台上部模块也无需再装配气体压缩模块,降本增效作用显著。

Ormen Lange气田是挪威大陆架第一个使用该系统的。早在2006年,挪威Hydro公司执掌该气田时就曾希望GE公司能够提供海底干气压缩系统,以便和位于Nyhamna的陆上天然气处理厂建立连接。2007年12月1日,壳牌从Hydro公司手中接管了Ormen Lange天然气田。在2009年,GE公司推出了Blue-C海底压缩装置,一款可部署在深水的气体压缩系统(立式安装)。在2011年,通过搭载海底动力配电设备,Blue-C装置在Nyhamna海域开展了首次测试工作。

然而,在2014年,海底气体压缩系统试点项目推进到一半时,壳牌公司与Ormen Lange气田其它合作商决意暂停甚至放弃这个极具创意的工业项目,这无疑是对有望彻底改变海上天然气生产技术的沉重打击。

Odin Estensen是该试点项目的管理委员会主席,他表示:“Ormen Lange运营团队均对海底气体压缩技术的发展怀抱憧憬,坚信这项技术对于改变Ormen Lange气田未来的生产方式具有里程碑意义,甚至对挪威大陆架上气田的有效开发有极大的推动作用。”

注:海底气体压缩系统关键部件为水下变频器,用于控制各个压缩机的运行速率。对于部署在Ormen Lange气田的海底气体压缩装置,所用变频器都是经过系统测试的合格部件。

阶段性胜利

Ormen Lange气田位于克里斯蒂安松(Kristiansund,挪威西海岸默勒鲁姆斯达尔郡)的西北方向120公里处,水深850~1100米;Aasgard气田距离海岸线200公里,水深300米左右。海底压缩系统的动力来自距离40公里的Aasgard-A生产平台。

Alisdair McDonald是GE Oil & Gas公司海底动力与过程处理部门主管,他表示:“由于Ormen Lange气田与Aasgard气田的离岸距离都在120公里以上,这就意味着气体压缩装置与Nyhamna处理终端间的距离也必然达到120公里。如此远的距离,在生产平台上安装变频器装置不可行,因而水下动力电子设备的研发便提上了日程。GE公司、动力设备团队、壳牌公司与气田运营团队通力合作,力推技术进步,变设想为现实。”

在Ormen Lange气田试点项目中,GE公司提供了90%+的技术支持。McDonald表示,Blue-C装置是全球首款专门设计的海底离心式气体压缩机,配备海底动力设备(包括变频器与海底开关设备)。他评论道:“它是世上首款海底气体压缩系统,并搭配有水下动力设备、输电及配电等系统。”

由于Blue-C压缩机的功率高达12.5兆瓦,GE公司配套设计了一款水下动力配电系统,具体包括水下变压器、配电开关单元、变频变压器、压缩机变频单元、变频泵以及一个专门设计的145千伏MECON干式连接器。

“由于Ormen Lange气田距离陆地达120公里,最经济的供电方式是利用一根电缆并施加足够的电压,从而为海底气体压缩系统中的四个12.5兆瓦压缩单元和变频泵提供充足的电力,该系统允许的功率传输可达到100兆瓦的量级。”Kristin Elgsaas说道,她是GE Oil & Gas公司水下动力部门的高级产品经理。

此外,GE公司还推动了水下开关设备技术的发展,开关系统用于切断电力设备的电能供给。水下开关设备是将电缆的高电能分配给气体压缩系统内的各个压缩单元与变频器。Elgsaas表示,“不间断式”的电能供应模式,在发生电源故障时,可确保本地存储有充足的电力来安全关闭气体压缩系统。

Kristin Elgsaas表示,当前处于测试阶段的电力部件最终不一定会部署在Ormen Lange气田的海底气体压缩系统之中,但其为未来技术应用铺平了道路。她说道:“基于Ormen Lange气田技术应用所积累的经验,我们可根据气田离岸距离的远近部署合适的电力组件,这从技术角度来看是完全可行的。经过数千小时的测试周期,电力供给设备运转良好,完全达到预期效果。”

“当前,我们在海底气体压缩装备研发方面已经积累了大量经验,后续我们可以尝试精简系统设计。”Alisdair McDonald说道。

注:测试地点在Ormen Lange气田(壳牌运营)位于Nyhamna的天然气处理终端,GE公司对海底气体压缩装置与电力配给系统进行了先导性试验。

进一步探索

15年5月,在休斯顿召开的海洋石油装备年会上,Aker Solutions公司(负责完成了Ormen Lange气田与Aasgard气田先导性试验装备的设计与安装工作)高管与Statoil公司负责人均表示,海底气体压缩系统的未来发展将趋向体积小型化、部署简捷化以及结构简单化。McDonald表示,GE公司正在努力推动技术沿着这个轨迹发展。

他补充说道:“为了避免各种意外情况的发生,我们在Aasgard气田部署了一套超大型的水下系统。当前,我们在水下气体压缩装置研制方面已经积累了大量的“实战”经验,后续将会考虑系统的简约化设计,去掉冗余构件以减小模块体积,或将两个模块合为一体以缩减模块数量,最终目的是提高系统部署的灵活性。目前,我们已经得出一些简化设计的构思,比如将12.5兆瓦的压缩系统封装进一个钢管框槽中,这样可大幅提高系统的部署灵活性,从根本上改善压缩系统的经济性。试想一下,如果将系统重量从5000吨精简到少于2000吨,这无疑会对其经济性能产生重大影响。”

近期,GE公司和Statoil、雪弗龙达成联合工业项目合作协议,致力于合力推动湿气压缩技术的发展。Statoil在挪威Kaarsto具备专业化的K-Lab水下压缩系统测试基地,GE目前正在此处测试一款升级版的压缩系统。通过应用海底湿气压缩系统,将不再需要清除器与泵体的变速传动部件,可大幅缩减系统规模。

Jorgen Corneliussen是GE公司水下动力控制部门的工程部经理,他表示,压缩机叶轮旋转速率可达10000转/分,液滴经叶轮加速后猛烈撞击到压缩机内部构件表面,这极大地增加了侵蚀风险。他说道:“相较于将气液分离的情况,湿气压缩系统设计需要克服诸多技术挑战,核心区别是湿气重量远大于干气,这就意味着即便是掺杂有极少量的液体也会导致重量的显著增大,进而对压缩系统产生完全不同的动量冲击。湿气易在设备密封处聚集,造成震动消极影响,会大幅影响压缩机的稳定性能。”

“基于Ormen Lange气田技术应用所积累的经验,我们可根据气田离岸距离的远近部署合适的电力组件。”Kristin Elgsaas(GE Oil & Gas公司)说道。

为了制造用于K-Lab测试的2.8兆瓦原型压缩机,工程师们研讨决定采用更坚固材料并结合GE公司航空部门的氮化钛涂层技术来制作密封部件,进一步优化叶轮与叶片尺寸设计以减小湿气中液滴体积并引导它们避免冲击易受侵蚀部件表面;该项目获得了挪威科技大学的技术支持。

McDonald指出,通过在平台上安装原型压缩机来验证和改良叶片性能,海底压缩系统将主要在12.5兆瓦的Blue-C离心式压缩机技术的基础上发展。随着海底压缩系统技术的日益成熟,供应商所面对的主要挑战是在行业低迷期间如何提升其经济适用性,GE公司同其它大型服务商一样,努力寻求有效途径以优化整合自身技术与服务能力,并注重吸收其它技术发展“方案亮点”,以更好地推动技术进步。

基于湿气压缩机技术研发,更主要的是凭借Ormen Lange海底压缩机先导性试验项目,GE公司得以能够有效整合内部各部门的优势技术以及油气行业的尖端技术。

McDonald说道:“在Aasgard气田和Ormen Lange气田开展的海底压缩机先导性试验的成功有效改善了行业发展的困境,通过技术杠杆,原油开发成本降低至50美元/桶。在过去的两三年中,我们一直致力于精简压缩系统的结构设计,同时降低开发成本。”

GE油气公司工程师Jorgen Corneliussen表示:“新型水下气体压缩技术完成验收还需要一段儿时间。截至目前,水下压缩系统还未有实际应用案例,但有三组系统正处于并行研制阶段。个人认为,行业应将新型技术的实效性放在首位,不能冒进。”

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白矾
石油圈认证作者
毕业于中国石油大学(华东),油气井工程硕士,长期聚焦国内外石油行业前沿技术装备信息,具有数十万字技术文献翻译经验。

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