Den Meeresboden antreiben: Steckt einen Sockel hinein

(Bild: ABB)

ABB Subsea: Das Unterwasser-Stromnetz könnte den Betreibern helfen, die Gesundheit ihrer Unterwasserausrüstung besser zu überwachen. (Foto: ABB)

Subsea Lab: ABB testet in seinem Subsea Lab in Oslo Stromelektrik bis zur Zerstörung. (Foto: ABB)

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Auf dem Meeresgrund kommt eine Energiewende.

Bei den Bemühungen, die Öl- und Gasförderung unterseeisch zu fördern und weiter entfernte Felder in tieferen und sogar arktischen Gewässern zu erreichen, ist eine Unterwasserrevolution in Gang. Mehrere multinationale Konzerne entwickeln Systeme zur Stromversorgung über den Meeresboden - denken Sie an Untersee-Steckdosen.

Der Zugang zu Unterwasserkraft auf diesem Weg würde Öl- und Gasunternehmen helfen, Verarbeitungsgeräte auf den Meeresboden zu bringen, anstatt sie auf Plattformen zu hosten. Auf dem Meeresboden wären Ausrüstung, einschließlich Pumpen und Kompressoren, effektiver und effizienter bei der Steigerung der Produktionsraten. Eine geringere Abhängigkeit von Plattformen würde auch dazu beitragen, die Fußabdrücke von Ölfirmen zu verringern und das Verschmutzungsrisiko und die CO2-Emissionen zu verringern. All-elektrische Systeme würden auch eine reaktionsfähigere Steuerung und fortschrittliche Gesundheitsüberwachung von Unterwasserausrüstung bereitstellen.

Aber diese neue Infrastruktur könnte mehr als Pumpen, Kompressoren und Aktuatoren unterstützen. Es könnte auch verwendet werden, um eine wachsende Flotte von unbemannten Unterwasserfahrzeugen zu unterstützen, sowie um andere Industrien zu unterstützen, von der Meereskunde bis zum Tiefseebergbau.

"Wenn Sie dort unten sind, können Sie ROVs (ferngesteuerte Fahrzeuge), Heizungen in Rohrleitungen (um Verstopfungen zu verhindern) und eine Reihe anderer Anwendungen antreiben", sagt Jan Bugge, Vice President für Unterwassertechnologie bei ABB und Projektleiter eines Unterwasser-Joint-Industry-Projekts (JIP) hat das Unternehmen mit Statoil. "Es gab Diskussionen über Verbindungen zu Offshore-Windenergie, (Tiefsee-) Bergbau, Aquakultur ... Alles, was übertragen werden kann (wie Windparks) und Strom braucht, kann diese Infrastruktur nutzen, um Strom zu importieren und zu exportieren. Wir berühren gerade die Oberfläche. "

Das Konzept
Derzeit sind Unterwasser-Öl- und Gassysteme elektrohydraulisch. Jeder Stromverbraucher wird mit Strom und Kommunikation über separate Versorgungsleitungen von einem Frequenzumrichter der oberen Seite (VSD) versorgt. Ein solches System hat eine begrenzte Flexibilität, sollte ein Betreiber eine neue Quelle oder eine Unterwasserpumpe hinzufügen wollen.

Das Unterwasser-Stromnetzkonzept würde jedoch eine einzige Stromleitung zum Meeresboden (in bis zu 3.000 m Wassertiefe) umfassen, möglicherweise von einer Landstromquelle bis zu 600 km Entfernung und ohne Offshore-Plattform. Dann würden Unterwasser-Schaltanlagen und VSDs die Energie für eine Reihe von Benutzern steuern und verteilen, von Pumpen und Kompressoren bis hin zu Pipeline-Heizsystemen und ROVs oder autonomen Unterwasserfahrzeugen (AUVs).

Das Konzept wird aus Norwegen, größtenteils von der norwegischen Statoil, zusammen mit anderen Öl Majors über JIPs vertrieben. "Die direkten Vorteile (der Unterwasserelektrifizierung) sind die Reduzierung des Druckes und der Kosten auf der Oberseite durch die Entfernung des Hydrauliksystems, kleinere, weniger komplexe Unterwasser-, kleinere und leichtere Unterwassermodule, verbesserte Gesundheit, Sicherheit und Umwelt sowie vereinfachte Tests durch Entfernung von Druckgeräten ", sagt Vidar Strand, leitender Verkaufsmanager, Technologie- und Lösungszentrum für Öl und Gas bei BHGE. Strand, der auf der Subsea Valley-Konferenz in Oslo im März sprach, nennt eine 10-20-prozentige, typische Lebenszykluskostenersparnis, die davon ausgeht, dass alles elektrisch läuft, in manchen Fällen sogar 25 Prozent.

Wer macht was?
Moving Power Electronics Unterwasser ist keine leichte Aufgabe. Dennoch arbeiten Firmen wie ABB, Siemens und Baker Hughes, ein GE-Unternehmen (BHGE), an Lösungen, indem sie entweder bereits bewährte Komponenten (VSDs, Schaltanlagen, Transformatoren usw.) in Behältern mit einer Atmosphäre marinieren oder neue Komponenten erstellen und qualifizieren , die in ölgefüllten Druckumgebungen arbeiten können.

BHGE verfügt über ein qualifiziertes Ein-Atmosphären-System, das 120 km von der Küste zum Ormen-Lange-Feld von Shell übertragen wurde, wo es die Unterwasserkompression übernehmen würde (ein Projekt, das auf Eis gelegt wurde).

ABB arbeitet an einem System, das in der Lage ist, bis zu 100 MW Leistung bis zu 600 km und bis zu 3.000 m Wassertiefe zu transportieren. Es hat einen Unterwasser-VSD gebaut und nass getestet und bereitet sich in diesem Jahr auf einen zweiten Flachwassertest und eine Schaltausrüstung vor. Das komplette System soll Mitte 2019 fertiggestellt sein. ABB setzt die Komponenten in ölgefüllte Behälter und nutzt natürliche Konvektion zur Kühlung.

Siemens plante im Jahr 2017 einen kompletten Systemtest. Siemens setzt seine Komponenten meist auch in ölgefüllten Behältern ein. Siemens Subsea arbeitet an einem Unterwasser-Stromnetz JIP mit Statoil, zusammen mit Chevron, ExxonMobil, Petrobras und seit letztem Jahr ENI.

Siemens setzt sich auch für ein Niederspannungs-Infield-Verteilungssystem namens DigiGrid ein, das Glasfaserkommunikation beinhaltet.

Vollelektrisch
In Verbindung mit der Entwicklung des Unterwasser-Stromnetzes werden Schritte in Richtung rein elektrischer Ausrüstung unternommen. Seit elf Jahren sind vollelektrische Stellantriebe in Betrieb. Sie waren die wichtigste Form der Ventilbetätigung bei Statoils Åsgard-Unterwasserkompressionsprojekt - eine branchenweit erste für die Unterwasserverarbeitung, die 2015 auf dem norwegischen Offshore-Markt eingeführt wurde.

Rund 8,5 Millionen Stunden Erfahrung wurden mit elektrischen Stellantrieben gesammelt, da die ersten 2001/2 in Statfjord installiert waren, mit einer Verfügbarkeit von 99,3 Prozent, sagte Eldar Lundanes, Global System Manager TechnipFMC gegenüber Subsea Valley.

Im Jahr 2016 installierte Total den ersten vollständig vollelektrischen Unterwasser-Weihnachtsbaum (eine Gruppe von Ventilen am Bohrlochkopf) in der Nordsee vor den Niederlanden. Ein Stolperstein für diese Errungenschaft war die Verfügbarkeit eines elektrischen Bohrlochsicherheitsventils (eDHSV), das erreicht wurde, aber derzeit nur in einer 5-In-Version nachgewiesen wird, die Anwendungen einschränkt.

Vollelektrische Systeme ebnen Drohnen den Weg. "Mit all-electric haben Sie so viele Möglichkeiten. Sie können jederzeit Drohnen haben, die Sie an die Stromversorgung anschließen und mit ihnen kommunizieren können ", sagt Helge Sverre, Business Development bei der norwegischen Subsea-Inductive-Connector-Firma Blue Logic. "Sie könnten rund um die Uhr überwacht werden, die Kosten könnten gesenkt werden, es wäre sicherer, mit weniger Platzbedarf, ohne Schiffe, weniger CO2-Emissionen ..." Dies könnte in sensiblen Gebieten wie den Lofoten oder der Arktis von besonderem Nutzen sein.

In der Tat entwickeln Unterwasserfahrzeughersteller und -betreiber seit einigen Jahren elektrische ROVs, AUVs und Hybride, um unterseeische Fahrzeuge zu ermöglichen, die sich an diese Unterwassersteckdosen anschließen können, um Daten zu extrahieren, Operationen durchzuführen und ihre Batterien aufzuladen.

Fortschritte bei induktiven Steckverbindern, bei der bidirektionalen Energie- und Kommunikationstransfer von Unternehmen wie Blue Logic und bei der Wasseroptischen Kommunikation von Sonardyne tragen dazu bei, Unterwasserpositionierung, Docking, Laden, Steuerung und Wasserkommunikation für diese zu ermöglichen Fahrzeuge.

Das ABB-Unterwassersystem hat einen ROV-Sockel. Mit ihrer Größe könnten diese Systeme sogar dazu beitragen, den Energiebedarf zu senken, wie dies in Städten der Fall ist, wo Autobatterien bei Spitzennachfrage abgesetzt werden, wenn die Autos nicht genutzt werden, schlägt Bugge vor und behandelt sie wie mobile Energiebänke.

Wo es nicht viel Energie gibt, auf die man sich stützen kann, könnten Unterwasserbatterien mit Strom geladen werden und dann wie benötigt verwendet werden, schlägt Strand vor. Die Standardisierung von Schnittstellen, nicht zuletzt für das Andocken, für Strom und Kommunikation, wird von vielen als wichtig für die Verwirklichung dieser Vision angesehen.

Ein noch schwierigeres Problem ist die Einigung der Industrie über den Ausfallsicherheitsmechanismus für sicherheitskritische Systeme. Gegenwärtig werden Springfail-Safes verwendet, aber in einem rein elektrischen System würden Sie zu batteriebetriebenen ausfallsicheren Systemen wechseln. "Es ist eine der interessantesten Diskussionen, die wir in der Branche haben - Frühling oder Batterie?" Sagt Strand. Der Vorteil eines elektrischen Ausfallsicherungssystems besteht darin, dass Sie es testen können, ohne die Produktion zu unterbrechen. "Mit dem Frühling ist es nicht einfach, es ein wenig freizugeben. Mit einem elektrischen Failsafe können Sie die volle Kontrolle über Drehmoment und Geschwindigkeit haben ", sagt Strand.

Die aktuellen Anforderungen der Industrie unter API 170 ("The Xmas Tree Bible", sagt Lundanes) ist jedoch sehr viel für elektrohydraulische Systeme geschrieben. "Es gibt eine Bürokratie, die es zu überwinden gilt. Aber wir werden es überwinden. "

Der Abschwung in der Öl- und Gasindustrie hat geholfen. Es gibt mehr Offenheit und Akzeptanz für neue Technologien ", sagt Lundanes. "Selbst wenn sich die API nicht schnell bewegt, werden die Spezifikationen der Betreiber geöffnet, um neue Technologien zu ermöglichen, wie beispielsweise alle elektrischen. Lundanes nennt 25-50 Prozent Kostenreduzierung, indem einige der Stahl- oder Thermoplastschläuche in der Nabelschnur eliminiert werden, und mehr, wenn die Nabelschnur vollständig entfernt werden kann, indem chemische Speicher- und Injektionsunterseeboot bewegt wird, und sogar lokale Stromerzeugung für Strombedarf ( ENI arbeitet mit einem Wellenenergieunternehmen an einem solchen Konzept und nutzt drahtlose Kommunikation.

Daten
Es gibt noch einen weiteren Vorteil, rein elektrisch zu fahren: größere Möglichkeiten zur Prozesskontrolle und Zustandsüberwachung und das Potenzial, Big Data zu nutzen. "Elektrische Systeme sind von Natur aus stärker instrumentiert als hydraulische Systeme, so dass Sie bessere Kenntnisse und Vorhersagbarkeit und Verfügbarkeit haben und die Systemkosten weiter senken können", sagt Lundanes.

Eine elektrische Betätigung zum Beispiel "verbessert die Prozesskontrolle und die Positionierung der Antriebe", sagt Strand. "Im Vergleich zu elektrohydraulischen Systemen gibt es einen großen Unterschied in der Datenmenge, die wir nutzen können." Beispielsweise können Spannungs-, Strom- und Batteriedaten gemessen werden, um zu wissen, ob der Aktuator bei Bedarf ausgelöst wird. "Sie wissen mehr über die Position des Ventils, Sie können die Geschwindigkeit des Antriebs messen und haben ein Drehmomentprofil," woraus Sie auf Verschleiß schließen können. Vibrationsdaten könnten sogar dazu beitragen, Informationen darüber abzuleiten, was durch ein Ventil fließt, fügt er hinzu.

Elektrische DHSVs (die schneller installiert werden können als ihre hydraulischen Gegenstücke, sagt Strand) könnten auch vollelektronische Komplettierungen in den Bohrlöchern unterstützen, was dann zu intelligenteren Vervollständigungen führen würde - was wiederum bedeutet, dass mehr Informationen über und eine bessere Kontrolle der Bohrlöcher verfügbar sind. In der Tat arbeitet BHGE an einem batteriebetriebenen DHSV, der voraussichtlich im Jahr 2020 fertig sein wird.

Durch die Kombination von Elektrifizierung mit Ethernet- und Glasfaserkommunikation können Daten in Echtzeit verfügbar sein, so dass Datenanalysen zur Produktionsoptimierung, Zustandsüberwachung und vorausschauenden Wartung eingesetzt werden können.

Die Form der Kommunikations- und Computing-Architektur - also zentralisiert oder dezentral (mit Edge-Computing) - ist immer noch eine Debatte. Aber das Entscheidende ist, dass es mehr Informationen und mehr Kontrolle gibt und zu diesem Rahmen kann Unterwasser durch Wasserkommunikation hinzugefügt werden, so dass Fahrzeuge mit der Infrastruktur und miteinander kommunizieren können, ohne sich physisch verbinden zu müssen.

Dies alles ermöglicht ein flexibleres System. "Auf rein elektrisch zu setzen, ist wie mit einem sauberen Blatt Papier zu beginnen", sagt Strand. "Heute wurden elektrische Lösungen, die für elektrohydraulische Lösungen entwickelt wurden, innerhalb der Grenzen dieser Systeme entwickelt. Mit rein elektrisch können wir darüber hinausgehen. "

Die Industrie war schon einmal hier, in den 90er Jahren, als elektrische Lösungen zuerst in Betracht gezogen wurden. "Jetzt ist der Markt fertig und die Anwendungen sind fertig", sagt Bugge. Zuverlässigkeit dieser Ausrüstung wird der Schlüssel sein, aber es kommt. "Es sind frühe Tage, aber ich denke, dass diese Energiewende am Meeresboden kommen wird und nicht nur für Öl und Gas."

(Wie in der Mai 2018 Ausgabe von Marine Technology Reporter veröffentlicht )