|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 11/2007
„Długi Wąż” zasila Europę
|
|
Inżynierskie osiągnięcia gazowego potentata
13 września 2007 r. po raz pierwszy popłynął gaz ze złoża Ormen Lange na Morzu Norweskim. Po osiągnięciu docelowej zdolności produkcyjnej ta przełomowa pod wieloma względami inwestycja wyprowadzi Norwegię na pozycję drugiego eksportera gazu ziemnego na świecie (120 mld m3). Obecnie kraj ten eksportuje rocznie 85 mld m3, co plasuje go o jedno miejsce dalej.
|
Ormen Lange jest po złożu Troll największym polem gazowym zagospodarowanym na norweskim szelfie kontynentalnym. Pole zostało odkryte przez firmę Hydro w 1997r. Złoża znajdują się w odległości 120 km na północny zachód od Kristiansund, gdzie głębokość morza waha się od 800 do 1100m. Samo złoże ma około 40 km długości i 8-10 km szerokości (stąd nazwa „długi wąż”) i jest usytuowane około 2000 m poniżej dna. Udokumentowane zasoby ocenia się na 400 mld m3. Docelowe dzienne wydobycie ma osiągnąć 70 mln m3 oraz 50 000 baryłek kondensatu. Przewidywana roczna produkcja gazu wyniesie zatem 20 miliardów m3 i ma pokrywać 20% zapotrzebowania największego odbiorcy tj. Wielkiej Brytanii przez 40 lat. Całkowity koszt uruchomienia pola Ormen Lange wyniósł około 12 mld USD. Udziały w przedsięwzięciu rozkładają się następująco: Petro AS 36%, Norsk Hydro 18%, Norske Shell 17%, Statoil 11%, Dong Energy 10%, Exxon Mobil 7%.
Ekstremalne warunki na terenie pola gazowego (temperatury niższe od punktu zamarzania, burzliwa pogoda, silne prądy morskie) postawiły niezwykle wysokie wymagania dla projektantów i konstruktorów. Nieprzypadkowo zatem w tej inwestycji wdrożono szereg unikatowych w skali światowej rozwiązań technicznych. W przeszłości (7000 lat temu) w regionie tym wystąpiły potężne ruchy skorupy ziemskiej, jednak geologowie ocenili ryzyko ich powtórzenia jako minimalne. Z powodu niekorzystnych warunków w obszarze Ormen Lange nie można zastosować typowych platform wiertniczych, dlatego całość urządzeń sprowadzono na dno morza. Zaprojektowanie i budowę podwodnej stacji sprężarkowej na gazonośnym polu - pierwszej instalacji tego rodzaju na świecie- zlecono firmie Aker Kvaerner Subsea. Wzniesiona kosztem 140 mln dolarów stacja na dnie morskim na głębokości 900 m okazała się ekonomicznie korzystną alternatywą dla pierwotnie planowanej platformy na powierzchni. Na czterech platformach na dnie morza zainstalowano 24 głowice wiertnicze. Podwodną stację podłączono za pomocą dwóch rurociągów o średnicy 30 cali z nabrzeżnym zakładem w miejscowością Nyhamna na wyspie Gossens. Stąd gaz będzie transportowany za pomocą liczącego ponad 1200 kilometrów długości podwodnego rurociągu o nazwie Langeled do miejscowości Easington na wschodnim wybrzeży Wielkiej Brytanii oraz do innych odbiorców europejskich – poprzez centrum dystrybucji zbudowane na wyspie Sleipner na Morzu Północnym. Jest to druga, obok istniejącej nitki Vesterled, magistrala przesyłu gazu z norweskiego szelfu na Wyspy Brytyjskie. Średnica rurociągu Langeled wynosi 42-44 cale.
Do układania rurociągów z miejsca wydobycia gazu do zakładów w Nyhamna użyto kilku największych na świecie statków specjalistycznych. Budowa magistrali przesyłowej, która trwała do października 2006r., pochłonęła około miliona ton stali. Ta kolosalna inwestycja wymagała zaangażowania znaczącej części światowej produkcji rurociągów. Większość trasy wykonano z pomocą barki Acergy Piper, na której usytuowano 6 stanowisk spawalniczych. Zespawane odcinki rur po naniesieniu powłoki ochronnej i sprawdzeniu połączeń układano na dnie morza w tempie 5 kilometrów dziennie.
Na liczącym 120 km odcinku rurociągu ze złoża do zakładu w Nyhamna płynie strumień gazu, kondensatu i wody. W warunkach wysokiego ciśnienia i niskiej temperatury (minus 1 st. C) gaz i woda mogą tworzyć hydraty, które w przypadku wstrzymania przepływu powodują zablokowanie rurociągu. Dlatego do transportowanej mieszaniny dodaje się środek przeciwdziałający zamarzaniu - glikol monoetylenowy; na końcu linii w Nyhamna jest on oddzielany od gazu i regenerowany w specjalnej instalacji, po czym wraca do obiegu. Mieszanina dostarczana do zakładu przechodzi proces odseparowania fazy ciekłej. Gaz po usunięciu wody zostaje sprężony do ciśnienia 250 atm. i podany do rurociągu odpływowego. Kondensat naftowy po tzw. stabilizacji jest gromadzony w zbiorniku magazynowym o pojemności 150 000 m3, skąd odbywa się załadunek na tankowce.
Przy projektowaniu inwestycji wielką wagę przywiązywano do ochrony środowiska naturalnego. Podstawowe znaczenie posiada minimalizacja emisji zanieczyszczeń i ilości wytwarzanych odpadów. Roczna emisja CO2 i NOx z zakładu przetwórstwa gazu w Nyhamna nie przekroczy 0,1% krajowej emisji. Ten znakomity wskaźnik uzyska się dzięki prowadzeniu procesów pod wysokim ciśnieniem (75-90 bar), odzyskowi ciepła z medium chłodzącego, użyciu energii elektrycznej z sieci zewnętrznej do napędu sprężarek i innym rozwiązaniom technicznym. Głównym źródłem emisji CO2 i NOx są podgrzewacze gazowe i spalanie gazu ulatniającego się ze złoża. Odpady z pola gazonośnego ograniczą się do materiału wydobytego przy wykonywaniu wierceń oraz wody zawierającej chemikalia z trawienia rurociągów. Zakłady w Nyhamna będą oddawać czystą wodę ruchową, ścieki i morską wodę chłodzącą urządzenia. Woda ruchowa i ścieki w ilości 600 m3 dziennie będą oczyszczane biologicznie. Wszystkie wody odpadowe nie będą stanowić najmniejszego zagrożenia dla środowiska. Trasę rurociągu wytyczono tak, aby uniknąć konfliktu z siedliskami ryb i koralami. Projektanci, budowniczowie i personel eksploatacyjny utrzymują stały kontakt z odpowiednimi służbami morskimi w celu maksymalnego ograniczenia wpływu wydobycia i przesyłu gazu na faunę i florę. Badania dna morskiego i alternatywnych tras rurociągu obejmowały również lokalizację raf korali. Inwestycja Ormen Lange wniosła przy okazji niemały wkład w poznanie życia koralowca Lophelia Pertusa tworzącego rafy w zimnych wodach. W niektórych miejscach szelfu dokonano zmian przebiegu trasy rurociągu dla ochrony tych rzadkich skupisk
Rurociąg musiał zostać położony na dnie o urwistej (zbocza o nachyleniu ponad
30 º),
wyjątkowo nieregularnej topografii (bloki skalne o wysokości do 60 m) w taki sposób, aby niepodparte fragmenty rur nie były narażone na uszkodzenia. Aby rozwiązać ten problem, opracowano zdalnie sterowany podwodny pojazd-koparkę, zaprojektowany do wyrównywania dna morskiego pod nowo budowany rurociąg. Pojazd ten o nazwie Spider jest wzorowany na szwajcarskiej maszynie leśnej przystosowanej do pracy na podmokłych, kamienistych terenach górskich. Spider jest sterowany z dokładnością do 10-20 cm nawet na głębokości 1000 m. Taką dokładność uzyskano dzięki trójwymiarowemu oprogramowaniu, zamontowaniu czujników na wszystkich ruchomych częściach maszyny oraz połączeniu z systemem przetworników akustycznych. Trójwymiarowy model dna morskiego aktualizowany jest w czasie rzeczywistym z użyciem interfejsu HMI LabVIEW. Inne zdalnie sterowane pojazdy podwodne z zamontowanymi echosondami prowadzą ciągłe szczegółowe kontrole dna morskiego. Sterowanie Spidera odbywa się z kabiny na statku wyposażonej w ekrany pokazujące teren pracy koparki, w tym model dna morskiego oraz położenie maszyny. Obraz przekazywany jest przez kamery zamocowane na robocie. Spider i jego czerpak są sterowane joystickiem. Program komputerowy LabVIEW odczytuje rozkazy podawane przez joystick za pomocą specjalnego instrumentu wirtualnego i wysyła światłowodem sygnały sterujące do koparki. Układ sterowania odznacza się prostotą obsługi dzięki użyciu jednego oprogramowania LabVIEW dla całego systemu.
Uruchomienie zakładu przetwórstwa gazu w Nyhamna wiąże się z jeszcze jednym spektakularnym osiągnięciem norweskiej techniki. Firma Nexans wyprodukowała i ułożyła kabel w izolacji z usieciowanego polietylenu o znamionowym napięciu roboczym 420 kV łącząc wyspę Gossen z odległą o 3,2 km siecią lądową kraju. Podwodna linia trójfazowa o zdolności przesyłowej 1000 MW będzie dostarczać niezbędną moc 200 MW do zakładu w Nyhamna.
W podwodnych liniach najwyższych napięć nadal wykorzystuje się kable wykonane według liczącej już ponad 100 lat technologii opartej na izolacji papierowej nasączonej olejem. Jednak od około 30 lat projektanci coraz częściej sięgają również po nowsze rozwiązanie, którym okazała się izolacja z usieciowanego polietylenu (XLPE). Kable w tej izolacji wykazują szereg zalet w porównaniu z konwencjonalnymi olejowymi kablami w izolacji papierowej. Nie wymagają kosztownego i uciążliwego w eksploatacji i konserwacji układu zasilania olejem. Odznaczają się niższymi prądami pojemnościowymi i stratami dielektrycznymi, a także większą długotrwałą i zwarciową obciążalnością prądową. Dzięki tym zaletom kable XLPE szybko znalazły zastosowania w przesyle wielkich mocy przy wysokim napięciu zarówno stałym, jak i przemiennym na lądzie oraz pod wodą.
Linia zasilająca zakład w Nyhamna, mimo swej niewielkiej długości, stanowi szczytowe osiągnięcie technologii XLPE. Dotychczas najwyższym w świecie napięciem roboczym wynoszącym 170 kV mogła poszczycić się inna podmorska linia prądu przemiennego tego producenta wyprowadzająca moc z farmy wiatrowej Horn Rev (Dania). Duńska linia, podobnie jak inne podmorskie kable prądu przemiennego, została wykonana jako kabel trójżyłowy. Z uwagi na 2,5-krotne zwiększenie napięcia, poszczególne fazy norweskiej linii wykonano w postaci osobnych kabli jednożyłowych. Firma Nexans, niewątpliwie światowy lider w dziedzinie podmorskich linii kablowych, zrealizowała już szereg nowatorskich projektów w tym zakresie. Kolejnym „rekordem” tego producenta ma być w 2008 r. linia trójfazowa w izolacji XLPE (kabel 3-żyłowy) o napięciu 245 kV dla przesyłu mocy 200 MW po dnie Jeziora Ontario.
|
|
|
|
