长期以来，具有自动化井筒施工和生产过程的海底独立生产系统的概念一直是行业目标。海底设施和井筒和油藏设备的电气化提供了许多机会来提高运营效率、减少油田寿命周期的资本和运营费用、减少碳足迹等。
海底电气化革命“指日可待”的说法已经持续了 20 多年。而且，过去十年中数百万美元的投资和众多联合行业项目 (JIP) 使这一愿景更接近实现。
但上游行业在用电气取代液压方面继续落后于其他行业。原因与其他新技术和方法学缓慢采用的原因相呼应——害怕变化、未知和失败。现在，最近的事件正在激起人们的兴趣和期望。
贝克休斯海底生产系统和技术总监约翰克尔在最近的一次采访中说：“四到五年前，只有很小一部分的购买社区对电气化海底或地下的未来状态发表了很大的看法。” . “在过去的 18 个月中，随着越来越多的运营商将电气化视为海底解决方案的基本案例，这种说法迅速增加。我们已经看到了兴趣的高涨，以至于我们现在将电动解决方案的 3 年、5 年和 7 年展望作为基本案例设计概念，”克尔说。
发生了什么变化?“海底设备的电气化一直是解决特定技术需求的解决方案，”克尔说。“主要是长途跋涉，一旦你到达 250 英里左右，通过小型脐带泵输送液压流体的能力会带来如此大的压力损失，以至于实施液压解决方案变得不切实际，因此全电动成为选择的解决方案。现在，我们对电气化在商业和运营意义上可以提供的东西有了更多的了解。
“在过去的两年中，围绕增加碳信用和减少碳作为优势方面的对话也迅速被采用，”克尔继续说道。“兴趣更加全面，推动了运营商在概念选择方面的不同行为。”
大流行发挥了作用吗?在虚拟的 2020 年 SPE 年度技术会议和展览 (ATCE) 上，海底电气化小组的参与者的共识是，除非您面临危机，否则不鼓励您做出改变。道达尔海底电气技术负责人 Rory Mackenzie 表示：“当你将某人置于危机境地时，他们就会明白他们必须做出改变。” “2020 年——大流行、油价暴跌和环境问题——造成了一场危机。人们现在更愿意考虑改变。”
小组成员包括 Alvaro Arrazola，完井工程师，雪佛龙，北美上游;Glenn-Roar Halvorsen，Equinor 海底全电动项目经理;Christina Johansen，挪威 TechnipFMC 董事总经理;Samantha McClean，BP 智能井技术顾问;道达尔研发部海底电气技术负责人 Rory Mackenzie;贝克休斯智能生产系统和油藏信息全球产品线总监 Thomas Scott。贝克休斯油田服务战略和投资组合总监爱德华奥马利主持了会议。
海底的最新进展
据 DNV 称，海底配电现在是一项现成的技术，等待其首次应用。今年，ABB 对其海底配电系统(包括变压器、变速驱动器 (VSD)、开关设备和控制装置)进行了认证，而西门子正朝着对其系统进行认证的方向迈进。其他人，如 TechnipFMC，正在研究更小、更简单的系统。贝克休斯的模块化、紧凑型全电动泵 (MCP) 旨在配备集成 VSD，从而减少对全开“类型 3”(供应、传输和分配)的需求，以提供从 750 kW 到超过 11 MW 到海底系统。这包括使海底开发上岸所需的电力设备和电子设备。
“无流体泵使我们能够考虑使用非常小的、具有成本效益的脐带缆，这些脐带缆不需要在整个海床上使用任何类型的液压导管。这可以带来巨大的成本优势，”克尔说。
贝克休斯还参与了其他联合投资项目，包括两个针对西澳大利亚大口径气田的联合项目。
Oceaneering 宣布，它将为脐带输送的海底化学注入提供替代解决方案，这将减少与使油井联机相关的交货时间，并将为该油田的生命周期提供可扩展的化学源。
房间里的大象
读者可能不会感到惊讶，在 1960 年，当第一个海底井技术正在开发时，石油公司高管将海底井视为最后的选择，普遍的观点是“如果你不能把你的动手吧，你不能相信它。”
“房间里有一头大象”，它的名字是心态。根据 ATCE 小组成员的说法，在海底电气化的情况下，大象伴随着几个因素。
安全问题。全电动和数字技术挑战现有的海底安全理念。根据 Mackenzie 的说法，海底生产系统标准中的第一行是，“您将通过液压控制采油树。” 因此，虽然法规鼓励创新，但行业使用的现有安全标准限制了新解决方案的范围，并可能导致成本过高。现有的行业标准和指南源自传统技术的最佳实践(例如电液驱动和弹簧复位提供的安全功能)和操作概念，可能无法为证明新型全电动技术的安全性提供相关支持。此外，根据 DNV 的说法，如果没有通用的方法(工作流程和方法)，
技术和商业风险。总结 ATCE 小组成员的评论，“我们知道如何根据 30 多年的经验管理液压系统的故障。我们大多数人都是机械工程师;我们对电气工程方面的事情并不满意，因为这是其中的关键要素。我们不太愿意从其他行业获取数据并在没有可供我们参考的案例时使用它。” 接受的挑战是在可靠性方面对学习曲线的恐惧。没有足够的信心克服成为第一个学习的障碍。然而，小组成员提醒说，自 2001 年推出第一个海底电动执行器以来，该行业现在在电池、电子、电机和齿轮系统方面拥有 20 年的经验，
经济性的确定是一个重要的商业考虑因素。电气化是否以及在多大程度上具有商业利润将因地区和领域而异。
缺乏对电子和电气控制系统及其组件及其重要性的了解。“作为一名机械工程师，您对液压系统的工作原理有基本的了解，只要没有任何泄漏，您就可以开始工作，”另一条评论。即使在完井工作的电气工程师中，他们也往往更了解电子设备的局限性，但缺乏解决操作问题的经验。对特定电子产品的理解取决于设备制造商。
将电气化带入井下——心态背后的原因很重要
当海底电气化话题转向地下时，心态大象似乎占据了更多的空间。推动电气化——以及随之而来的数字油田——走向“起点”——油藏——并最终消除我们今天所知的机械工作流程。而且，有阻力。推动来自海底社区，负责海底设备，阻力来自井社区，负责建井和完整性。为了增加这种情况的复杂性，第三门学科——油藏工程——是智能完井系统不可或缺的一部分，在油藏管理中发挥着关键作用。
这些社区和学科中的每一个都有自己的目标、绩效指标、偏见和参与规则。通常，处理“技术转型”的语言和理解的清晰度决定了新技术的成功采用。
“我们有整个行业的液压和机械工程师，他们不相信电子产品，”BP 智能井技术顾问 Samantha McClean 说。“十多年来，海底工业一直在‘证明’电子产品，并且越来越电气化。但它又回到了海底和井下之间的基本区别——如果你弄错了，你可以修复海底;井下修理非常昂贵。”
麦克林回到了语言清晰的重要性。“从历史上看，在液压领域，我们有一种‘维修’理念。在电子领域，我们可能在早期(直到我们证明现场操作和可靠性)需要转向‘冗余’理念，”她说。“引起担忧的原因是‘冗余’意味着复杂性的增加，这引发了对可靠性的担忧，因为系统越复杂，我们就越有可能遇到故障。因此，将在设计中取得平衡，”她说。
语言还会加剧思维方式的冲突，并使背后的现实(通常是基于业务的)蒙上阴影。“如果我们从这样的心态来处理技术转型，‘如果你采用它，你就是领先者和早期采用者，你很有见地;如果你不采用它，你就会有一种老式的心态。我们忽略或忽视了这样一个现实：那些害怕采用新技术的人拥有他们需要保持的既定业务优势，而那些快速采用的人正在努力建立业务优势或变得更具竞争力，”麦克林解释道。
“我们需要将个人心态与我们作为一个更大的社区正在努力做的事情分开，”她说。“迄今为止，海底控制一直在推动电气化。在油井建设领域，没有直接有益于建设交付指标的变革价值驱动因素。这导致了这样一种心态，“除非你告诉我这是我的问题，否则我不会去做。” 这与建井经常被视为障碍的另一个原因有关。电气化的价值案例是长期运营和项目总资本减少，这可能会增加油井建设成本和交付指标，”麦克莱恩说。
“此外，”她说，“建井(钻井和完井)的人对油井的长期可操作性没有所有权。除了硬件出现故障(这解释了对未经证实的可靠性的担忧)之外，还有两种建井成功的衡量标准。首先是能够安装不会损坏的东西。另一个是需要将初始建设成本保持在尽可能低的水平，同时可靠地交付(如承诺的那样)并使项目从一开始就具有吸引力。”
麦克莱恩强调，现有设备和新设备的目标设定往往是一样的，而且是错误的。“这是一个关键点，”她说。“我们需要专注于了解我们正在设计的环境、我们需要设备工作多长时间，以及什么是“可接受的”。一件设备不可靠，因为我们昨天用过;更可靠，因为设计和认证目标准确地反映了服务环境。这是井内设备与海底设备需要不同目标的另一个领域。”
试水
“我们没有可靠性证明”是任何新技术固有的流行格言。海底世界的许多人都认为，缺乏标准是一个绊脚石。
McClean 指出，虽然 API规范 14A等 API 和 ISO 标准告诉我们如何设计机械安全阀，而API 推荐实践 17N为可靠的海底控制系统设计提供了工作流程，但两者之间的差距在于执行器的安全位置阀门。为了解决这个问题，完井设备的API Spec 19小组委员会正忙于开发API Spec 19E，它将定义与API Spec等现有设备标准结合使用的井下电子元件的资格和保证要求14A适用于安全阀，API Spec 19ICV适用于流入控制阀。
另一个可靠性问题是冗余。“道达尔在 10 年前安装了一个电动安全阀，但它目前不是一种适销对路的产品，”麦克莱恩说。“目前没有人有一种系统方法来谈论'我们是控制系统的一部分'。因此，即使我正在开发安全阀并且我知道如何开发它的机械部分，我也需要知道电动执行器和控制装置如何工作以提供所需的冗余，以实现我需要的可靠性。”
共识是，在现场运行之前，降低风险需要降低每个元素的风险，然后降低整个系统的风险。这意味着应尽快在良性环境中开始对用于恶劣环境的系统进行测试和老化。然后可以根据逐渐增加的风险因素建立运行历史记录。例如，操作员可以运行液压、电动和遥控安全阀，对每一个进行风险分析，然后将结果提交给决策审查委员会以捍卫推荐的选择。
“我们还需要查看我们的投资组合并询问，'真正可以学习的低风险环境在哪里?'”麦克林说。“在深水、高成本的环境中，每一口井都是宝贵的。虽然这是真的，但有可能将某些项目确定为真正边缘，如果没有电气化可以带来的好处，它们将不会被批准。
“当我们与那些负责交付他们今天交付的东西的人交谈时，会有更多的阻力，而且在发生变化之前就会出现这种情况，”她说。“但我们需要与那些投资组合机会微不足道的地区的业务经理交谈，并且可能对变革有更大的兴趣。
“那么，如果我们将其中一个作为牺牲项目呢?” 她继续说。“我们对它的打击可能是微不足道的，并将其用作技术杠杆，我们批准它用于学习而不是生产?”
一项建议是将墨西哥湾的设施与新的、较小的油田和搁浅的资产联系起来，并建立一个商业案例。
数字化推动电气化发展?
贝克休斯的克尔说：“这就是对话现在比过去更活跃的原因之一。” “因为当我们谈论数字化和数字油田时，您不能通过监控液压系统来拥有数字油田。你得到的只是一个推断的数字油田。
“最基本的例子是我们的 ICV 位置传感器不是真正的位置传感器，”他说。“它们可以为您提供不正确的数据，因为它们会推断阀门的位置，而电子传感器将为您提供正确的位置。仪表设备支持数字创新。”
底线
我们不能做我们以前做过的事情，”道达尔的麦肯齐说。“JIP 已经存在并开始建立案例历史。他们可以为我们提供规范的技术论据，并说明它是否适合用途。然后我们有性能数据。
“另一个因素是商业案例最终是否会得到回报，采用这些方法的人在商业上比不采用的公司更成功，”他说。
