Offshore

Maior plataforma de mastreação do mundo abre a produção em águas profundas

Aasta Hansteen, que entrou em operação no final do ano passado, é o mais profundo desenvolvimento offshore da Noruega até hoje, em quase 1.300 m de água. A localização, 186 km (115 milhas offshore) no norte do mar da Noruega, e 120 km (75 milhas) a noroeste do FPSO Norne , é uma das mais difíceis para qualquer projeto norueguês até o momento em termos de ondas e clima; durante a fase de projeto de pré-sanção, a área também estava distante da infraestrutura de exportação offshore. E havia incerteza sobre o potencial de produção a longo prazo das reservas de gás / petróleo leve na área.

Por essas e outras razões, a Equinor (então Statoil) e seus parceiros na licença PL 218 optaram pela primeira plataforma de produção de um único ponto de ancoragem (spar) da Noruega, com completações submarinas, e produziram gás direcionado através de um novo gasoduto ao norte do Círculo Ártico para o terminal de recepção existente em Nyhmana, no centro da Noruega. Essa também seria a maior plataforma de longarinas do mundo até o momento e a primeira com armazenamento a bordo para condensados ​​produzidos. O parlamento da Noruega sancionou o desenvolvimento em 2013.

HISTÓRICO DE CAMPO

O desenvolvimento inicial compreendeu três campos. Em 1997, a BP descobriu Luva, desde que renomeou Aasta Hansteen, em homenagem ao defensor dos direitos das mulheres norueguesas. Nove anos depois, a Equinor tornou-se operadora da licença, adquirindo os 25% de participação da BP, e passou a perfurar as descobertas de Snefrid South e Hakland. Em 2015, a empresa também provou gás em três prospectos de satélite, dos quais o Snefrid North – 6 km a oeste de Hansteen – foi incluído como uma adição tardia ao empreendimento e que deve entrar em operação no final de 2019. Estimativa recuperável os volumes para os quatro campos são de aproximadamente 55,6 bcm de gás e 600 MMcm de condensado.

Um ano antes da sanção do parceiro, a Technip (agora TechnipFMC) ganhou uma competição de engenharia e projeto front-end (FEED) para a plataforma spar: a Equinor também avaliou um FPSO circular Sevan mas concluiu que uma longarina seria superior em termos de minimizar movimentos e isso, por sua vez, reduziria a fadiga nos tirantes. Em seguida, concedeu à TechnipFMC o contrato de engenharia, aquisição, construção e transporte, em parceria com a Hyundai Heavy Industries em Ulsan, Coréia do Sul, para os 200 m de altura, 50 m de diâmetro, 46.000 m tonelada métrica (50.706 toneladas). Além disso, o contrato cobria o sistema de ancoragem e o projeto dos risers de catenária de aço, que foram os primeiros da Noruega, e que foram selecionados em parte como uma alternativa de menor custo aos risers flexíveis.

As Sete Árcticas carregam âncoras de sucção e gabaritos produzidos pela Aker Solutions em Sandnessjøen para Aasta Hansteen e Snefrid Nord. (Cortesia Aker Solutions)

A Equinor atribuiu exclusivamente à Hyundai o contrato EPC para as partes superiores de 21.000 t compreendendo um convés integrado convencional, alojamentos e um queimador, com capacidade de produção de gás de 23 MMcm / d, e armazenamento de até 25.000 m3 (883.000 pés cúbicos) de condensado para subseqüente descarregamento para navios-tanque alados. A CB & I (desde que fundiu-se com a McDermott) encarregou-se dos setores de alto-falante e engenharia detalhada, a solução envolvendo o uso de aquecimento e separação para desidratação convencional de gás; controle do ponto de orvalho; Compressão do gás para exportação através do gasoduto para Nyhamna; e estabilização do condensado.

A Hyundai subcontratou projetos holandeses de fabricação de CKT em Roterdã para construir os alojamentos de oito andares, 2.600 t e 108 leitos, projetados para resistir a condições climáticas extremas e que mais tarde seriam transportados para Ulsan pelo navio Dockwise Vanguard ; e Kvaerner para gerenciar e auxiliar a conclusão da plataforma. Entre os outros principais itens de topsides, a GE forneceria as turbinas a gás sob um acordo de cinco anos com a Equinor, com a Unasys sendo responsável pela conclusão mecânica e serviços de comissionamento.

SISTEMAS SUBMARINOS

A produção de Aasta Hansteen virá de oito poços, com o semissubista Transocean Spitsbergen fazendo um bom progresso na campanha, de acordo com uma atualização recente da Norwegian Petroleum Directorate (NPD). A Equinor concedeu à Aker Solutions o contrato EPC de US $ 234 milhões (US $ 234 milhões) para o sistema de produção submarina (SPS) no início de 2013, após uma competição de FEED com a FMC. A fábrica da Aker Solutions em Tranby, Noruega, forneceu árvores de Natal horizontais para os poços, incluindo quatro para a Luva, duas para a Hakland, uma para a Snefrid Sør e uma sobressalente. O pacote incluía 8 pol. medidores de fluxo de gás úmido para as taxas de produção de projeto, devido ao fato de que o medidor multifásico é incomumente grande.

Além disso, o contrato SPS cobria o fornecimento de dois modelos submarinos de quatro e um slot, todos construídos na fábrica da Aker Solutions em Sandnessjøen e instalados pela Boa C do EMAS AMC.embarcação de construção no local do fundo do mar em meados de 2015. As estruturas modelo pesam de 115-180 toneladas métricas (127-198 toneladas) e as âncoras de sucção de 100-115 toneladas métricas (110-127 toneladas), explicou Severin Lindseth, gerente de projetos na época da Aker Solutions. “Os gabaritos são suportados por apenas uma âncora de sucção e existem sistemas que facilitam a instalação separada da âncora de sucção e da estrutura de gabarito. Os modelos também permitem a instalação sem diretrizes das árvores. ”A Momek fabricou as âncoras de sucção para os modelos e para as linhas de ancoragem e os SCRs da plataforma. Sob um contrato separado, outorgado após outro concurso de projeto, a fábrica da Aker Solutions em Moss, na Noruega, produziu um umbilicais dinâmicos e três estáticos, com comprimentos de 4 a 7 km (2,5 a 4,3 mi).

No início deste ano, a Equinor citou Aasta Hansteen como um de seus projetos em andamento, onde os custos foram reduzidos devido aos esforços de colaboração com os fornecedores de equipamentos de poços. Uma das contribuições da Aker Solutions nesse sentido, segundo Lindseth, foi o fornecimento de um avançado sistema de workover de águas abertas em águas profundas.

A Subsea 7 venceu o contrato EPIC de 2,2 bilhões de NOK (US $ 257 milhões) que cobria o fornecimento e a instalação de 18 km (11,2 mi) de linhas de fluxo em campo, todas com cano revestido mecanicamente BuBi; instalação dos umbilicais e tie-ins destes e das linhas de fluxo; e instalação dos quatro SCRs e âncoras SCR / flowline associadas. A rede submarina compreende duas linhas de fluxo de produção do modelo Luva para a plataforma; fluxos de produção únicos, tanto dos modelos Hakland e Snefrid Sør para a plataforma; três SCRs para as linhas de fluxo e um SCR de exportação para o sistema de pipeline de exportação.

Além disso, a Subsea 7 era responsável pelos carretéis rígidos, fabricados em sua base de bobina Vigra, que conectavam as linhas de fluxo aos manifolds; e para o transporte da longarina para a localização do campo após o pré-comissionamento na Kvaerner Stord, e subseqüente conexão das linhas de ancoragem à plataforma e operações SCR / umbilical pull-in / hang-off. Para esses programas combinados, a empresa implantou um total de seis navios, os Sete Oceanos , os Sete Viking , a Havila Subsea , a Normand Oceanic , a Skandi Acergy e a Skandi Skansen.. Entre os empreiteiros que assistiram a essas várias campanhas, a Nautronix foi contratada para fornecer um sistema de posicionamento submarino para as instalações, e a Van Oord the rock despejou para estabilizar tanto os modelos quanto as linhas de sustentação.

POLARIZADO

Durante o planejamento de Aasta Hansteen, os sócios estavam cientes de que a capacidade através do Sistema de Transporte Åsgard – a única linha tronco estabelecida para exportação de gás no Mar da Noruega – estaria operando a plena capacidade por mais alguns anos. Com outras descobertas de gás encalhadas na área, houve um reconhecimento geral da necessidade de um segundo sistema principal de gasodutos. A operadora de linhas norueguesa Gassco iniciou o processo de planejamento, com a Equinor assumindo no final de 2011. Após uma decisão final de investimento, a Equinor apresentou um plano para instalação e operação do duto da Polarled em janeiro de 2013, que o parlamento da Noruega aprovou cinco meses depois.

O empreiteiro dinamarquês Ramboll executou um projeto detalhado do oleoduto com 482 km de extensão e 36 mm de capacidade, 70 mm MM / d, que a empresa afirmou ser a instalação de águas mais profundas do mundo até hoje para uma linha com esse diâmetro. A Equinor também contratou o consórcio Marubeni Itichu / JFE para fornecer 325.000 t de tubo de zinco, revestido externamente e internamente pela Wasco da Indonésia e posteriormente enviado para uma base recém-construída no centro da Noruega para a aplicação de revestimento de concreto. A Kongsberg fabricava estruturas submarinas associadas, incluindo sistemas e sistemas de conexão em linha – seis pontos de conexão foram pré-instalados para acomodar o gás de outros desenvolvimentos futuros no campo do Mar da Noruega.

Entre março e setembro de 2015, o Solitaire da Allseas colocou todo o gasoduto do local do campo para o terminal em Nyhamna recebendo gás do campo de Ormen Lange, e que passaria por uma expansão para Aasta Hansteen sob a administração da operadora Shell. Após a conclusão da instalação do gasoduto, a Equinor disse que os gastos no sistema terminaram em NOK4,5 bilhões (US $ 526 milhões) abaixo do orçamento em NOK6,5 bilhões (US $ 760 milhões) como resultado de várias medidas que permitiram ajustar a capacidade e preço para as necessidades do mercado. O gás de Aasta Hansteen se juntará a Ormen Lange na rota do oleoduto Langeled para a Inglaterra através do centro de campo Sleipner no Mar do Norte, com mais opções de exportação da Sleipner através da rede de transporte existente que fornece gás norueguês para a Europa continental.

REBOQUE DE PLATAFORMA

A construção da plataforma em Ulsan levou 39 meses para ser concluída, e o embarque para a Noruega seguiu em duas etapas. Em abril de 2017, a subestrutura cilíndrica foi carregada no navio de transporte pesado Dockwise Vanguard, que seguiu para o oeste através do Cabo da Boa Esperança, chegando 60 dias depois em Hoylandsbig, no condado de Sunnhordland, onde o casco foi retirado do navio e rebocado para o Klosterfjorden fora da ilha de Stord, perto de Bergen. Lá, ele foi derrubado da embarcação em uma posição vertical e preparado para o acasalamento com o convés integrado, que chegou a bordo do Docklin White Marlin.no final de novembro de 2017 após a flutuação e o reboque de Ølensvåg. O acasalamento demorou cerca de três dias para ser concluído, com a ajuda de vários rebocadores, barcaças e uma equipe local de 150 pessoas gerenciando e verificando alinhamentos, medições e lastro.

Em abril de 2018, a plataforma de 339 m (1.112 pés) e 70.000 toneladas métricas (77.162 toneladas) passou por um reboque de 11 dias em cinco rebocadores até o local do campo. No ponto mais raso a caminho, a folga abaixo da quilha foi de 14 m (46 pés) e 20 m (65,6 pés) até o cruzamento sobre o cabo de alta tensão sobre Langenuen. Na chegada, ele foi conectado às linhas de ancoragem de poliéster pré-instaladas, fabricadas pela Lankhorst, com a First Subsea fornecendo os conectores de ancoragem. A Kvaerner começou então a auxiliar a Equinor com conexões offshore e preparativos para o início da produção.

A ABB é responsável pelo sistema elétrico, de controle e de telecomunicações da plataforma, desde a entrega até o comissionamento, a automação das seqüências de partida da planta e serviços relacionados. Após o start-up, a empresa também fornecerá suporte conforme necessário para a plataforma e para a organização da Equinor Operations North em Harstad, que supervisionará a atividade offshore. A ABB Oil, Gas and Chemicals na Noruega gerenciava projetos e engenharia, com a Equinor solicitando vários recursos para melhorar a facilidade de operação da planta durante a operação normal e para automatizar as seqüências de partida.

O simulador ABB Ability 800xA economizou cerca de 40 dias na fase de comissionamento ao reduzir as intervenções manuais em 98%. (Cortesia ABB)

Uma das tarefas da ABB era tornar o processo que levaria ao primeiro gás o mais eficiente e rápido possível, reduzindo ao mínimo a sequência de mais de 1.000 intervenções manuais convencionais. Para isso, a empresa aplicou a ABB Ability, que descreve como “uma oferta digital unificada e cruzada, estendendo de ponta a ponta a nuvem, com sistemas de dispositivos, soluções, serviços e uma plataforma que permite aos clientes conhecer e fazer mais, melhor e juntos.

A empresa implantou seu simulador ABB Ability System 800XA na versão Professional, que permite que a equipe da Equinor opere e melhore as operações “em um ambiente virtual puro”. O sistema de controle do simulador é desconectado do processo físico e simulado por uma alta precisão modelo de processo dinâmico matemático que representa o processo físico da planta. O modelo, integrado ao simulador, oferece um ambiente de simulação realista.

De acordo com o diretor administrativo da ABB para Petróleo e Gás, Per Erik Holsten, ao automatizar grande parte do processo, o número de intervenções manuais foi limitado a 20. O simulador também economizou cerca de 40 dias na fase de comissionamento, identificando e melhorando 57 diferentes aspectos do processo de start-up, e isso levou a uma redução correspondente na resolução de problemas e medidas corretivas, segundo a ABB, de cerca de 2.700 horas-homem. Obstáculos que vieram à luz incluíram interdependências entre a instrumentação física e a lógica de controle que seria difícil ou demorada de operar.

Além disso, a ABB forneceu um sistema de monitoramento de condições que pode monitorar mais de 100.000 condições de manutenção para mais de 4.000 itens de equipamentos, juntamente com ferramentas para gerenciamento de alarmes e racionalização de alarmes e integração de sistemas de terceiros do tráfego de dados essencial.

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