La producción de petróleo y gas en alta mar representa una parte importante de la infraestructura energética de muchos países, pero estas operaciones son en sí mismas de gran consumo de energía, con requisitos de energía en el sitio que van hasta varios cientos de megavatios para plataformas más grandes y complejas.
En su mayor parte, las plataformas marinas queman diesel o gas, alimentando motores diesel o turbinas de gas para hacer funcionar su maquinaria. En muchos sentidos, este parece el camino natural a seguir: si una plataforma en alta mar se encuentra en un campo de producción de gas importante, ¿por qué no usarla para impulsar turbinas de gas locales?
Turbinas de gas in situ: un statu quo ineficiente
Aunque quemar gas localmente parece la solución de sentido común para cumplir con los requisitos de energía de la plataforma, no es ideal. Como Rahul Chokhawala, un especialista en transmisión de energía antes de ABB Process and Automation y ahora gerente de estrategia para corriente continua de alto voltaje (HVDC) en GE Global Research, explicó en un documento de 2008, las turbinas de gas de ciclo simple que generalmente se usan en plataformas marinas son ineficientes desde una perspectiva financiera y ambiental.
«Los GT de ciclo simple tienen una eficiencia de conversión de energía notablemente baja, particularmente cuando se operan a menos de la capacidad total, que es a menudo el caso», escribió Chokhawala. «La mejor eficiencia operativa de la generación de GT se encuentra en el rango de solo 25-30% A Una plataforma con una capacidad de generación de 100 MW normalmente liberaría más de 500,000 toneladas de CO2 al año, combinadas con la emisión de aproximadamente 300 toneladas de óxido de nitrógeno, un gas corrosivo para el medio ambiente y la salud de las personas.»
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Dado el costo ambiental de hacer funcionar turbinas de gas y el costo financiero de operarlas y mantenerlas, la perspectiva de un sistema de suministro de energía alternativo que utilice energía generada en tierra y transferida a una plataforma offshore a través de cables de transmisión submarinos está ganando atención como una opción, o incluso como un requisito.
Los marineros siempre han hablado de cosas malas que acechan en la niebla, y aunque las leyendas pueden no ser mucho más que cuentos, la posibilidad de brumas inflamables es demasiado real..
Noruega: pionero de la energía offshore
Aunque el concepto de energía desde tierra aún no se ha adoptado ampliamente en el sector offshore, no es una idea nueva. Como país anfitrión de la industria de petróleo y gas en alta mar más avanzada del mundo, no es de extrañar que Noruega haya sido pionera en este campo.
Además de la amplia base de experiencia tecnológica en alta mar de Noruega, su combinación de energía en tierra, que está dominada por las energías renovables, es una buena opción para la energía en tierra, como explica Pia Martine Gautier Bjerke, gerente de comunicaciones ambientales de la Asociación de Gas de Norwegian Oil &. «En general, Noruega tiene mucha energía hidroeléctrica y, por lo tanto, la generación en tierra será, en algunos casos, una opción razonable desde la perspectiva climática», dice.
El país ha llevado a cabo varios proyectos de suministro de energía desde tierra en el Mar del Norte, con la participación constante de la central eléctrica de Swiss power systems, ABB. Los centros de producción en alta mar que han implementado el suministro de energía en tierra en el Mar del Norte de Noruega en los últimos seis años demuestran la transmisión de electricidad de CA y CC, las dos opciones disponibles para llevar a cabo el concepto. La CA tiende a ser una opción menos eficiente en largas distancias debido a su susceptibilidad a las pérdidas de línea, pero puede ser efectiva en distancias relativamente cortas.
La transmisión de CA se utilizó para proporcionar energía en tierra a la plataforma Gjøa de la compañía petrolera nacional Statoil, ya que se encuentra a solo 98 km de la costa noruega. El sistema de alimentación desde tierra para la plataforma fue completado por ABB en agosto de 2010, pero el salto comparativamente corto de la costa a la plataforma no excluyó los desafíos, con ABB citando las constantes tensiones ambientales que los cables submarinos deben soportar, lo que requirió un sistema de resistencia a la fatiga hecho a medida para el cable dinámico que transporta la energía de los últimos 1,5 km a través de aguas abiertas a la plataforma.
Los proyectos de energía en tierra de mayor distancia generalmente requieren transmisión de energía CC, que se utilizó para el campo Valhall de BP, que completó un proyecto de reurbanización a gran escala en enero de 2013. El proyecto introdujo un sistema de energía en tierra para «hacer que las emisiones directas al aire del campo de Valhall sean cercanas a cero», según la compañía. Un cable HVDC de 294 km ahora transfiere electricidad de una subestación en Lista, en la costa suroeste de Noruega, a la plataforma, donde una planta especializada en el lugar la convierte de nuevo en energía de CA.
La electrificación de Utsira High
Un desarrollo más reciente en el impulso continuo de Noruega para expandir el suministro de energía en tierra en su sector offshore ilustra tanto el compromiso del país para minimizar las emisiones de la plataforma como el equilibrio entre los factores ambientales y económicos que regulan su implementación.
La región de Utsira High, también conocida como Utsira Height, se encuentra en lo profundo del Mar del Norte, cerca de la frontera de Noruega con las aguas del Reino Unido, y es uno de los lugares de producción de petróleo y gas más emocionantes de Noruega, especialmente desde el descubrimiento de Statoil del enorme yacimiento Johan Sverdrup, que en su apogeo producirá hasta 660.000 barriles de petróleo al día y se espera que mantenga la producción hasta 2050.
Statoil ha estado investigando la posibilidad de energía en tierra en Johan Sverdrup, y de hecho en la región más amplia de Utsira High, incluidos los campos de Edvard Grieg, Ivar Aasen y Gina Krog, durante varios años. El concepto propuesto por Statoil consiste en dos cables de CC paralelos que transmiten electricidad desde las instalaciones de Kårstø a Utsira High, a 200 km de distancia, con Johan Sverdrup, el más grande de los cuatro nuevos desarrollos, actuando como un centro de suministro de energía para el área circundante.
Balance coste/clima: el debate de Utsira High
En mayo de 2014, el Parlamento noruego aceleró inesperadamente el calendario para la electrificación de Utsira High cuando impulsó una propuesta para exigir que los operadores de Utsira High funcionaran utilizando energía en tierra desde el inicio de la primera fase de producción de Johan Sverdrup en 2019, lo que llevó a Statoil y otros socios de la industria a argumentar que tendrían dificultades para entregar eso rápidamente sin grandes retrasos de desarrollo. Las acciones de Statoil, junto con los operadores de Utsira High Lundin y Det norske, inmediatamente comenzaron a tambalearse.
En 2013, el especialista en equipos y servicios de tuberías T. D. Williamson tuvo que movilizarse más rápido que nunca.
La propuesta refleja la naturaleza fragmentada del Parlamento de Noruega, con la coalición Conservadora/Partido del Progreso en el poder incapaz de resistir un llamamiento unido de los partidos de oposición, incluidos los laboristas, la Izquierda Socialista y los Demócratas Cristianos, para intensificar y formalizar el requisito de electrificación. Mientras que Statoil advirtió que un retraso de un año incurriría en una pérdida de valor antes de impuestos de NOK20bn ($3.4 mil millones), los políticos estaban hablando duro y un enfrentamiento parecía cada vez más probable.
» Le estamos diciendo al gobierno que exija una solución integral que abarque toda la necesidad de energía de la zona», dijo el diputado del Partido Laborista Terje Aasland en una conferencia de prensa, reportada por Reuters. «Estamos completamente seguros de que esto puede suceder sin causar retrasos.»
Caso por caso: el futuro de la fuente de alimentación terrestre
Afortunadamente para la industria, las cabezas más frías prevalecieron en el parlamento, donde en junio las partes acordaron un plazo revisado de 2022 para la instalación de cables de CC, comprando tres años adicionales para que Statoil y sus socios desarrollaran e implementaran la iniciativa Utsira High. Sin embargo, este aluvión de debates plantea preguntas sobre el futuro del suministro de energía en tierra para instalaciones en alta mar, y si debería implementarse con más fuerza con la ayuda de la legislación estatal.
Aunque el ahorro de carbono del suministro de energía en tierra no está en cuestión – la Dirección de Petróleo de Noruega ha estimado que podría reducir las emisiones de CO2 del país en hasta un millón de toneladas al año-Bjerke hace hincapié en la postura de la Asociación Noruega de Gas de Petróleo & de que la medida debe aplicarse caso por caso, y no ideológicamente. La idoneidad de la tecnología de suministro de energía con reducción de carbono podría depender de toda una serie de factores, como la distancia a la costa, las condiciones marinas, la madurez de la tecnología y si la generación de energía en tierra tiene la capacidad de asumir otro bloque importante de demanda.
«La Asociación de Gas Norwegian Oil & es positiva hacia la energía en tierra cuando esta es la mejor solución de energía para un campo específico», dice Bjerke. «Sin embargo, creemos que esta es una decisión que debe tomarse por razones económicas, teniendo en cuenta el aspecto de costo/beneficio climático. El nuevo requisito propuesto para los productores en la altura de Utsira llegó en una etapa temprana del proceso, y no se esperaba hasta el próximo año, cuando el Plan de desarrollo y operaciones será considerado por el Parlamento. Somos críticos con el procedimiento poco común del Parlamento en relación con Utsira, y nuestra posición es que los políticos deben garantizar un marco predecible para la industria en los próximos años, como lo han hecho en los 40 años que han quedado atrás.»
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