Automatización de uno de los desarrollos de Gas y Petróleo más Grande del Mundo

Por Ing. YgorGuialarte
InTech México Automatización,
Edición  Julio – Septiembre 2010.


Sakhalin Energy es la empresa operadora en Rusia que tuvo como aliados a las firmas Gazprom, Royal Duct Shell, Mitsui, Mitsubishi; aquí, Yokogawa aporto tecnología y experiencia en la automatización de plataformas costa fuera, ductos, platas de LNG y de procedimiento, así como terminal de exportación de crudo.


RESUMEN EJECUTIVO

El plan Sakhalin-2 constituyó uno de los proyectos más grandes del mundo y debe su nombre a la isla Sakhalin, Rusia; éste consistió en el desarrollo del campo petrolero Piltun-Astokhskoye y de gas natural costa afuera Lunskoye, ubicado en la isla Sakhalin, mar de Ojotsk; con la correspondiente infraestructura en tierra. Hoyes administrado y operado por SakhalinEnergyInvestrnent Company Ltd. (SakhalinEnergy).

Sakhalin-2 constituye la primera planta de Gas Natural Licuado (LGN) en Rusia, por lo tanto, el proyecto es de vital importancia para la política energética de dicho país. Esto fue visto como la razón por la que los propietarios extranjeros del desarrollo fueron obligados a vender la participación mayoritaria en el proyecto a la empresa de gas rusa Gazprom.

El desarrollo se encuentra en zonas previamente poco tocadas por la actividad humana, causando que varios grupos criticaran el proyecto y el impacto que tienen sobre el medio ambiente local.1

BREVE RESEÑA HISTÓRICA

El primer y único acuerdo para compartir producción en Rusia se firmó en el marco del proyecto Sakhalin-2 en 1994, y su producción comenzó en la plataforma de Molikpaq en el campo Piltun-Astokhskoye en julio de 1999 y en septiembre de ese año se exportó el primer barril de petróleo crudo.

El consorcio SakhalinEnergy tenía un contrato para producir gas sin un socio local; sin embargo, el 21 de diciembre de 2006, Gazprom tomó el control de una participación de 510/0 en el proyecto mediante la firma de un acuerdo con Royal Dutch Shell. El presidente ruso, Vladimir Putin asistió a la ceremonia de la firma en Moscú e indicó que las cuestiones ambientales se habían resuelto.

La planta de LNG se inauguró el18 de febrero de 2009. El primer envío fue cargado al tanque ro LNG Grand Aniva a finales de marzo de 2009.

ASPECTOS TÉCNICOS RESALTANTES

Los dos campos contienen un estimado de:

  • 1,200 millones de barriles de petróleo crudo
  • 500 billones de metros cúbicos de gas natural
  • 6 millones de toneladas de LGN por año
  • Alrededor de 180,000 barriles por día de petróleo

El costo total del proyecto hasta el año 2014 fue estimado originalmente por Royal Dutch Shell en 9 y 11 billones de dólares. Sin embargo, el presupuesto resultó estar subestimado y en Julio del 2005 Shell revisó al alza el presupuesto a USD $20 billones.

EL PROYECTO SAKHALlN-2 CONSISTE EN:

Plataforma Lunskoye:

La plataforma del campo Lunskoye se instaló en junio de 2006 en el yacimiento de gas Lunskoye 15 km costa afuera. Tiene una capacidad de producción de más de 50 millones de metros cúbicos de gas natural; 50,000 barriles por día de líquidos (agua y condensado asociado) y 16,000 barriles por día de petróleo.

Plataforma Piltun-Astokhskoye (Molikpaq, AP-A):

La plataforma de perforación y producción de petróleo Molikpaq es una estructura resistente al hielo, construido originalmente para la exploración de petróleo en el mar de Beaufort, Canadá. Se había suspendído su actividad en 1990, y se instaló en el campo AstokhPiltun-Astokhskoye, a 16 Km mar adentro, en septiembre de 1998. Molikpaq produce hasta 90,000 barriles por día de petróleo y 1.7 millones de metros cúbicos de gas asodado

Plataforma PiltunAstokhskoye-B:

Se instaló enjulio de 2007 en la zona Piltun del campo petrolero Piltun-Astokhskoye, a 12 Km costa afuera. El PA-B tiene la capacidad de producción de 70,000 barriles por día de petróleo y 2.6 millones de metros cúbicos de gas asociado.

Plantas de Procesamiento en Tierra:

Las instalaciones en tierra firme se encuentran en el noreste de la isla de Sakhalin, a 7 Km tierra adentro en el distrito de Nogliki.Están diseñadas para procesar gas natural, condensado y petróleo proveniente de las plataformas; antes de su transporte hada la terminal de exportación de petróleo y la planta de LNG en la bahía de Aniva en el sur de la isla de Sakhalin.

Poliducto TransSakhalin:

El sistema de 600 Km de gasoductos TransSakhalin está diseñado para el transporte de hidrocarburos desde las plataformas a las instalaciones de procesamiento en tierra, la planta de LNG y la terminal de exportación de petróleo en la bahía de Aniva.

Terminal de Exportación de Petróleo:

La terminal de exportación de petróleo se encuentra en la bahía de Aniva, al este de la planta de LNG. Incluye el oleoducto de exportación y la unidad de carga a tanqueros petroleros.

Planta de LNG:

La planta de LNG de Sakhalin TI es la primera de su tipo en Rusia. Está situada en la bahía de Aniva en Prigoroctnoye, a 13 Km al este de Korsakov. La construcción de la planta de LNG se llevó a cabo por Nipigas y el consorcio KhimEnergo, junto con dos compañías japonesas ChiyodaCorporation y ToyoEngineeringCorporation. La planta ha sido diseñada para prevenir una pérdida mayor del contenido en caso de un terremoto y asegura la integridad estructural de los elementos críticos, tales como válvulas de cierre de emergencia y la sala de control de la planta.

AUTOMATIZACIÓN DEL PROYECTO

El desarrollo fue concebido en cinco proyectos indíviduales; pero integrados bajo la figura de Contratista Principal de Automatización (MAC) ante las diferentes firmas de Ingeniería, Procura y Construcción (IPC) en una selección temprana del aliado tecnológico. La clave fue simple: normar y permitir la definición de cuál tecnología debe utilizarse, estandarizando y armonizando todos los sistemas, bases de datos, procesos, plantas, etcétera.

Según su proceso, los proyectos fueron: Planta de LNG; Dos (2) Plataformas Costa Afuera (OPF); Planta de Procesamiento en Tierra; 600 Km de Poliductos y Terminal de Exportación de Crudo (OET).

La automatización incorporó alrededor de 35,000 señales de proceso, proveniente de los sistemas:

  • Centum CS3000 (DCS)
  • ProSafe-RS (ESD, F&G)
  • Fast/Tools y Stardom (SCADA) • Paneles de Control
  • Protocolos Digitales Fundación Fieldbus (FF)
  • PRM (Administración de Activos) • RQE, SMOC (Aplicaciones de Control Avanzado)
  • Subsistemas para supervisión de máquinas rotatorias; adquisición de datos de tanques; monitoreo de tanqueros y maniobra en muelle; detección de fuga en tanques; y administración de analizadores (AMADAS).

En cuanto a los contratistas, estos fueron:

  • Paquete 1 (LNG) Y 5 (OET): Chiyoda&TechGapón); hasta 2,800 dispositivos FE • Paquete 2 (Plataformas): AMEC (UK); 1,450 FE
  • Paquete 3 (OPF): Parson (UK); 860 dispositivos FE
  • Paquete 6 (SCADA): Sumitomo(Japón).

DimitryMedeleyev, presidente de Rusia; Taro Aso, primer ministro de Japón; el príncipe Andrés, duque de York; y María van der Hoeven, Ministro de Economía de Holanda; inauguraron la planta de LNG el 18 de febrero 2009.

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