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Colocando energia no fundo do mar: avançando para a casa de força submarina

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Dez anos atrás, um futuro onde os campos submarinos e seus equipamentos de processo com grande consumo de energia poderiam ser totalmente eletrificados, permitindo longas etapas para explorar reservas remotas com novas arquiteturas de infraestrutura enxutas, acendeu o pavio para uma onda de investimentos em distribuição de energia submarina.

O resultado, após pelo menos dois grandes projetos da indústria conjunta (JIP) e dezenas de milhões de dólares de investimento, é que a distribuição de energia submarina é agora uma tecnologia pronta, aguardando sua primeira aplicação.

A GE Oil & Gas (como foi) qualificou um sistema de distribuição de energia submarina em 2016, incluindo drives de velocidade variável (VSDs), comutadores e proteção de energia, com base em componentes existentes marinizados em caixas tolerantes à pressão. O sistema foi desenvolvido para fornecer energia a uma distância de 120 km para o projeto de compressão submarina Ormen Lange na Noruega, apenas para a Shell decidir contra o projeto.

Este ano, a ABB qualificou seu sistema de distribuição de energia submarina – completo com transformador, VSD, quadro de distribuição e controles, e a Siemens está se aproximando da qualificação de seu sistema.

Outros estão avançando no patch com sistemas menores e menos complexos, incluindo TechnipFMC, enquanto a Bomba Compacta Modular da Baker Hughes pretende vir com VSDs integrados, mitigando a necessidade de ‘tipo 3’ totalmente ligado (ou seja, fornecimento, transmissão e distribuição).

O objetivo é fornecer energia, variando de 750 kW a mais de 11 MW, para sistemas submarinos, de bombas a compressores.

Isso inclui o equipamento de energia e os eletrônicos necessários, para evitar ter que fazer modificações brownfield em topsides existentes e / ou permitir desenvolvimentos inteiramente submarinos em terra. Os benefícios são apresentados como uma arquitetura mais escalável e flexível.

No entanto, as etapas muito mais longas que foram almejadas têm desafios maiores, em termos de garantia de fluxo, aponta Bjørn Søgård, Diretor de Segmento Submarino da DNV GL. Projetos candidatos em potencial, como o projeto de compressão submarina Janz-Io da Chevron, em lâmina d’água de 1300 m, 200 km da costa da Austrália, têm como objetivo a energia e os controles de superfície.

Enquanto isso, há também um movimento crescente em direção a sistemas menos simples, o que poderia fornecer uma vitória mais rápida para tiebacks de curto prazo com menor consumo de energia e projetos brownfield, como o que a TechnipFMC está trabalhando com a empresa brasileira de eletricidade e automação WEG.

O mercado de energia eólica offshore flutuante também pode oferecer um mercado alternativo para essas tecnologias – ajudando a trazer energia de volta à costa, em vez de enviá-la.

Seleção da ABB mostrando seu VSD sendo baixado em um poço de teste para um teste com o WGC600 da OneSubsea e a sala de controle durante o teste. Fotos da ABB.

Testes de energia  da ABB com OneSubsea

Os fornecedores estão procurando opções. O sistema da ABB seria adequado para aplicações de 4-12 MW, diz Asmund Mæland, Chefe Global de Subsea, ABB Energy Industries, como um compressor de gás úmido OneSubsea (WGC).

Na verdade, no início deste ano, a ABB uniu forças com a OneSubsea e realizou um teste de string em escala real usando o VSD da ABB (que varia a potência para atender às necessidades da bomba / compressor) no compressor multifase WGC6000 da OneSubsea.

O VSD e o compressor operaram submersos em um poço de teste em águas rasas em um circuito de hidrocarboneto na instalação de Horsøy da OneSubsea, perto de Bergen. O teste demonstrou capacidade de potência de eixo de 8 MW e levou ambos os sistemas ao TRL5 (nível 5 de preparação de tecnologia) – o que significa que estão prontos para serem implantados comercialmente, diz a ABB.

O teste, apoiado pelos parceiros JIP (embora o JIP esteja oficialmente completo), foi realizado principalmente remotamente, devido a restrições ambiciosas, com 100 testemunhas de clientes assistindo.

“É escalonável”, diz Mæland da ABB, e abre o caminho para tiebacks de óleo de longa distância, mas eles dependem da solução dos desafios de garantia de fluxo, nos quais outros estão trabalhando, diz ele.

Tiebacks de gás mais longos também podem vir, mas eles dependem de resolver os desafios de garantia de fluxo, que outros estão trabalhando, diz ele.
O bombeamento submarino e a compressão de gás são provavelmente os primeiros usuários desta tecnologia, diz Mæland, mas também de sistemas de aquecimento de dutos, para garantia de fluxo.

Projetos submarinos para terra, que são habilitados por esta tecnologia, também estão sendo examinados pelas empresas de energia, disse Svein Vatland, chefe dos programas de tecnologia submarina da ABB Energy Industries.

Outras idéias também estão sendo avaliadas, como o uso de um transformador submarino e talvez também de manobra submarina para apoiar a eletrificação de plataformas brownfield onde a falta de espaço no topo ou a economia de modificações impediriam tais opções, diz Mæland. Esta é uma área que vem ganhando interesse no Reino Unido, onde a eletrificação de plataformas é vista como uma forma de reduzir as emissões. A ABB está trabalhando com a Aker Solutions e Kellas Midstream neste espaço, e é algo que a BP tem explorado.

Além dessas ideias, a tecnologia também pode ajudar a integrar a energia eólica offshore e até mesmo o hidrogênio na matriz energética offshore.

Os transformadores submarinos podem ser usados ​​como estações de coleta de energia eólica offshore, reduzindo a manutenção da plataforma, diz Mæland. Ter distribuição de energia submarina também poderia apoiar as operações de mineração do fundo do mar e a crescente mudança para sistemas marinhos autônomos, que precisariam de energia. A integração de baterias e energia eólica offshore necessitaria de sistemas de controle submarinos, e isso é algo em que a ABB também está trabalhando.

Siemens perto de qualificada

Outro JIP foi executado pela Siemens Energy para fornecer 6 MVA de potência ao longo de 200 km e distribuí-lo localmente, está em andamento. Com o suporte da Chevron, Exxon, Equinor e Eni Norge (agora Vår Energi), a Siemens Energy está adicionando um VSD (agora em TRL4), comutador e controles ao seu transformador já qualificado, tudo para profundidade de água de 3.000 m.

Toda a rede de distribuição de energia submarina da Siemens, incluindo VSDs, transformador, conjunto de manobra e controle, todos em compartimentos de pressão compensada preenchidos com óleo ou recipientes de controle de 1 atmosfera, foi submetida a um teste completo em águas rasas em uma doca em Trondheim em 2018-2019 .
Desde então, a empresa vem trabalhando com as lições aprendidas, afirma Eduardo Pimentel Silvestrow, gerente de ciclo de vida do produto da Rede de Energia Submarina da Siemens Energy.

Alcançou o TRL 4 no VSD, tornando-o pronto para uso comercial, ao lado do já qualificado transformador. O conjunto de manobra passou por um projeto de otimização com uma nova versão atualmente em teste e deve estar pronto para uso comercial em 2021. A rede elétrica funcionaria em conjunto com o DigiGRID da Siemens, que é uma infraestrutura de arquitetura aberta e plataforma de comunicação que facilita todos os sistemas de controle elétrico.

“Provamos o que queríamos provar”, diz Silvestrow, “testando a capacidade de resfriamento subaquático e estamos confiantes de que o resfriamento é o esperado e corresponde a todas as simulações que fizemos.” Silvestrow diz que a empresa está vendo aplicações potenciais para grandes compressores de vários megawatts e aplicações de carga única, bem como aplicações de carga dupla ou mista.

Embora o protótipo tenha 6 MVA, o sistema é modular, diz ele, e pode ser facilmente reduzido ou aprimorado conforme necessário. Em serviço, os VSDs podem ser colocados em paralelo para fornecer maior potência. Além disso, a distribuição local de baixa tensão poderia ser feita usando alguns dos elementos da rede elétrica submarina.

TechnipFMC trabalha com WEG

A TechnipFMC vem desenvolvendo uma estação de distribuição de energia submarina desde 2015, trabalhando com a empresa brasileira WEG, mas está avaliando o mercado desde 2013, diz Eduardo Cardoso, diretor de Tecnologias de Processamento Submarino da TechnipFMC. A empresa acredita que existe uma lacuna no mercado para sistemas menos complexos.

“Concluímos que havia um mercado não atendido para distribuição de energia submarina, desde que abordássemos com sucesso o custo e a complexidade do sistema”, diz ele. “Esses eram os principais problemas que impediam os clientes de usar o processamento submarino com mais frequência.”
A solução da TechnipFMC, baseada em componentes existentes que foram marinizados, é modular, baseada em VSDs submarinos de 1,5 MW que podem ser combinados, em paralelo, para criar usinas de 1-6 MW.

Inicialmente, o TechnipFMC está olhando para projetos de 6 MW e menos, o que significa que é principalmente voltado para projetos de bombeamento até 700 kW. É uma boa opção para aplicações de bomba única que precisam de algo mais baixo custo onde o lado superior é restrito, mas pode ser ampliado, diz Cardoso.
Também é um bom ajuste para campos totalmente elétricos, incluindo árvores de Natal elétricas, diz ele, pois isso significa que você não precisa mais de cabos hidráulicos e teria uma arquitetura de distribuição de energia mais flexível.

“Com a Estação de Distribuição de Energia Submarina, você tem um custo geral do sistema mais baixo, pois removeu todas as restrições de modificação imobiliária”, diz ele, destacando que um módulo de controle de energia na parte superior significaria adicionar 70-100 toneladas e os ajustes da estrutura mecânica que vem com isso.

Quando tudo isso é submarino, você só precisa conectar um umbilical de energia. “Com isso, podemos começar a entreter os tiebacks de maneiras que nunca vimos antes. Agora, os poços que estão longe de um hospedeiro podem ignorar o problema da distância e apenas adicionar o bombeamento. ”

A TechnipFMC executou um extenso programa de qualificação na tecnologia, incluindo um teste de carga total no VSD submarino para garantir que ele possa gerenciar o calor com eficiência. Um teste de 3000 horas está em andamento.

“Com a Estação de Distribuição de Energia Submarina, você tem um custo geral de sistema mais baixo, pois removeu todas as restrições de modificação imobiliária”, destacando que um módulo de controle de energia na parte superior significaria adicionar 70-100 toneladas e ajustes de estrutura mecânica. Eduardo Cardoso, Diretor de tecnologias de processamento submarino na TechnipFMC.

  • Baker Hughes integra seus VSDs

Em 2016, a GE Oil & Gas qualificou um sistema de distribuição de energia submarina com base em componentes existentes marinizados em caixas tolerantes à pressão para fornecer energia a uma distância de 120 km para o projeto de compressão submarina Ormen Lange, que então, como mencionado acima, não se materializou. O projeto incluiu drives de velocidade variável (VSDs), quadro de distribuição e proteção de energia.

Desde então, a Baker Hughes (que foi comprada pela GE, mas agora é uma empresa independente novamente) tem trabalhado em sua Bomba Compacta Modular que, com seu próprio VSD integrado, não precisará de um sistema de distribuição de energia submarina complexo, diz Alisdair MacDonald, líder de negócios, energia e processamento submarino, Baker Hughes.

O MCP é um sistema sem fluido de barreira para reforço multifásico com um VSD integrado em recipientes de uma atmosfera, baseado na tecnologia VSD de superfície da Calnetix na Califórnia. Deve ser qualificado em teste de águas rasas na malha de fluxo Sintef em 2022 MCP 1MW será qualificado na mesma época, levando-o para TRL 4-5.

“Como temos o MCP, não precisamos de um tipo 3 convencional (fornecimento, transmissão e distribuição) para aumento multifásico ou injeção de água”, diz MacDonald. Como já foi apontado, os sistemas de bombas submarinas mais convencionais poderiam se beneficiar de um sistema tipo 3, especialmente para etapas mais longas, mas então você tem alguns problemas de garantia de fluxo a superar, diz ele.

Para compressão submarina, um tipo 3 ainda seria necessário, mas os projetos em potencial que poderiam ter usado esta solução favoreceram o equipamento de energia no topo de uma longarina ou estrutura flutuante perto da estação de compressão. Outros estão considerando a energia da costa, com os VSDs em terra.
O tempo vai dizer. A marcha dos sistemas eletrificados está em andamento. O sistema de produção submarino totalmente elétrico é a próxima etapa. Assim que for adotado, a indústria poderá se mover mais rápido e também começar a pensar em sistemas de energia autônomos, bóias de energia e energia das marés.

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