长期以来，海上石油天然气生产基础设施的电力化一直是该行业的一个挑战，基础设施电力化可采用可再生能源，同时又为数字化和进一步降低对环境的影响创出一条自然的路径。这也为海上石油天然气生产的再创新铺平了道路。
 
在全球新冠病毒大流行爆发之前，对石油和天然气行业进行重大变革和转型的呼吁已在酝酿之中。新冠病毒全球大流行的影响放大了这一行动的呼吁，成为行业根本性变革的催化剂。在这种变革性的转型中，该行业正面临着新的双重要求，也就是以一种既要确保高标准的绩效回报，同时又要兼顾降低碳排放的方式来满足当前和未来对石油和天然气的需求。
对于海上石油天然气生产商来说，资本管理正在向较低总支出定义的运营环境转化。人们非常注重降低资本支出和运营支出，同时还要加快首次油气开发的时间，以及提高产量和总采收率。所有这一切的根本必须要减少桶油生产对环境的影响。
为了继续在提供低成本和低碳能源方面取得重大进展，斯伦贝谢公司以一种全新的思维与客户一起探索未来的生产旅程。在这种模式下，与客户密切和早期的接触与协作正在成为常态。
斯伦贝谢正在通过开放式数字互联协作与石油公司或运营商们互动，他们的资产始终处于一切事物的中心，以满足他们的业绩需求。价值是在资产的整个生命周期内通过响应性、可持续性、可预测性和动态的方式在生产的全过程中创造的。
通过开放式协作，该行业不再有细分的线性工作流程。运营商们分享他们的最终目标，服务提供商们帮助他们在资产的整个生命周期内及早地做出正确决策。通过这一工作流程，运营商们可以：
· 选择最佳的生产系统，实现最低的总成本和碳排放。从本质上讲，服务提供商们积极努力地管理着与系统选择、设计、交付和生产有关的各种风险，创建更精简、更清洁的解决方案。
· 在生产阶段进行配置，旨在优化资本支出和降低运营成本。通过这种方式，我们从最广泛的创新和标准技术的选择中创建出适合用途的解决方案。
· 提供可加快项目执行的解决方案，目的是更快地实现首次采油。这种通过技术创新的整个生命周期的方法缩短了油气的交付时间，增大了项目的确定性。
· 以最低的成本和最低的桶油碳排放获得最大的产量和采收率。这将扩大储层的触及，增强对储层的控制，从而在资产的整个生命周期内提高油气产量和采收率、减少浪费、减少排放和提高安全。
这种运作理念正在获得更多的信任，并促进新概念的采用，这些新概念正在阶跃式地改变生产绩效，减少整体的环境影响。采用电能系统，见图1（斯伦贝谢的电能系统是一种端到端的能源系统，可为可持续绩效提供动力），该行业可通过海底生产和处理系统，从下至上，一直到最上部，降低各个接口的风险。
 
图1
过渡技术
2021年6月，斯伦贝谢正式宣布了他的脱碳计划，承诺到2050年，在整个石油和天然气价值链中实现温室气体净零排放。该计划包括解决公司自身的排放问题，以及新的低碳或零碳能源风险投资的行动。此外，该公司还推出了过渡技术的产品组合，为石油和天然气运营商们在油气生产作业中减少他们自身的排放提供一种途径。
该组合产品由专有技术和方案组成，可帮助最大限度地减少排放和降低能耗，以及解决其它关键的可持续性属性，同时还能提高效率、可靠性和作业绩效。组合产品分五个方面，针对各种可持续性挑战，包括：解决散逸性排放问题；最大限度地减少钻井作业中的碳排放；减少或消除燃烧；全领域地开发解决方案；以及基础设施的电力化。
对于海上作业，基础设施的电力化和全电力系统的部署将使该行业能够提供低成本、低碳的能源。电力化能在多个层面实现可持续性的效益，包括利用低碳能源、减少运营范围、与更广泛的钻井平台电力化目标保持一致，以及延伸一口井的储层的开采。
 
图2
通过将用于海上作业的大功率系统转换为采用电力而不是柴油发电机发电的方式，运营商们可利用低碳能源（包括可再生能源）的电力设施供电。全电力生产系统由广泛的综合技术组成，涵盖地下、海底和地表各种环境。电力化还加速了数字化进程，从而能大范围的缩短响应时间，最大化地提高远程作业的价值。此外，全电力系统本身占地面积更小，这意味着它能减少生产系统从制造、安装、操作及维护过程中的碳排放。
基础设施电力化主题下的过渡技术，一个很好的例子就是全电力海底地表驱动器，见图2（全电力海底地表驱动器可实现远程阀门操作和健全监测，通过减少海上平台和远地点的探访来节省成本）。全电力驱动器不依靠液压系统，因此，可降低液压油排放到环境中的风险，还能帮助运营商降低高达30%的运营支出。它是通过对海底地表阀门进行可靠和长期的远程控制，以及基于状态监控和节省资金的预见性维护来实现的。远程操作消除了不必要的现场查巡和人员前往，因此运营商们可以重新考虑平台的设计，例如拆除昂贵的构建物。减少维护查访和相关差旅活动可以减少二氧化碳排放，同时设备现场的工作人员还能更精简，预防性的维护作业还能更好的进行规划，与其它职责分组，而不是被动地进行处治。
海上油气生产的未来正在开启
鉴于当今推动海上油气生产再创新的战略重点，全电力系统的出现正在使变革既现实又可行。一直以来，该行业主要依赖液压生产系统进行海上油田的油气开发。虽然事实证明，这些生产系统对许多海上油田的开发与应用是有效的，但人们普遍认为，从技术、环境的可持续性以及成本的角度来看，这些系统存在着诸多局限性和缺陷。在某些情况下，会根据液压系统所能提供的可行性来调整油田的开发计划。
对于海上油气行业来说，再创新等同于推动一个可靠的解决方案，以确保可预见的低成本和低碳生产，同时更快地释放资产价值。这些努力不可或缺的是全电能系统，它能帮助运营商们减少总的支出，同时还能加快数字化转型的尝试以及降低桶油生产的碳排放。作为一种更简洁、更灵活的解决方案，全电力生产系统是一种更低碳、能够替代液压动力生产系统的最佳选择，可支持当今大部分的海上油气生产。
 
图3
随着对释放最大资产潜能的日益关注，全电力系统提供的技术能力的阶跃式变化通过实现范围的扩大来提高产量和采收率的尝试。更大的覆盖范围可以从一个主井眼对多个受控生产间隔的大位移井或多分支水平井进行多域控制，从而实现复杂井的油气生产，见图3，这对于液压生产系统的操作方式是不可想象的。这种方法不仅优化了生产潜能，还减少了对特定储层开采目标所需的井的数量。反过来也降低了总的开采成本和进度，从而在不增加新的基础设施的情况下扩大资产的利用，进而可有效降低资本支出，同时还能最大限度地发挥资产的潜力。
电力化还让远离现有海上基础设施的新井与其整合于一体成为可能。液压系统依靠液压延伸来扩大覆盖范围，但存在压力传输的限制，特别是延伸的管路使长距离液压功能失效。液压系统也可能会因最上层的压力产生能力被很快超越而受到限制，进而导致需要昂贵且耗时的系统升级，由于空间的限制，这些升级甚至也许不可能做到。相比之下，全电力系统能提供在达到技术限制之前长距离传输动力的能力，这使得从现有的生产区域扩大更多海底油气井抵达更远的储层或油藏而成为可能。这也减少了补充更多海底基础设施的投入，从而大大优化了资本支出和运营时间，显著提高了生产绩效。
为了改进运营决策，全电力系统能沿着单根电缆部署大量监控或控制站，而液压系统除了传感器监测线路外，还需为每个控制站提供专用管路。为了进行控制，用来驱动井下流量控制阀的电动马达通过高温电子设备进行操作，通过监测数十个参数来控制动作。这为位置（电机解析器）、扭矩（电流消耗）以及用于连续预后性状况监测的许多其它内部参数提供了固有数据。
 
图4
传感器、永久性井下压力计和温度计组合起来可进行战略性地部署，将其布置在重要的位置，可提供储层压力和截流压力，见图4。允许非均质或异质储层混合开采，同时还能防止产生错流，包括含水层的开采。虽然电力化技术并不新鲜，但它正在扩大井下压力计的使用范围，现在人们利用压力测量进行油藏监测、油井性能或生产效率指数测算。
这也是电力化和数字化交集的地方——电力化扩大和强化了生产系统监控和监管的运用；数字化将通过这些操作获得的大量数据情境化。当电力化与数字化完全融合时（从海底沙地面到最上层），全电力系统可以从嵌入式感应中提供实时和情境数据洞察。此外，电力化能通过一根电缆或无线分布式网络实现完全的井下设备控制，从而在整个基础设施中提供动态精准的控制，以及访问和使用自动化功能。
大型数据集通过特定于工作流的算法进行情境化，然后结合起来提交生产优化方案或计划，目的是保持设备的完好性，以获得长期的可靠性和可用性。
系统集成对于释放电力化和数字化融合带来的好处至关重要，特别是考虑到沙面、海底和最上层之间的许多接口。斯伦贝谢正在与运营商们合作，通过提供全方位的技术和系统集成来克服这些挑战，从而确保最佳性能和绩效。

 
图5
从环境可持续性的角度来看，全电力系统可以帮助运营商履行他们的使命，减少对环境的影响，同时还能推动更高的绩效。全电力系统更轻便、更小巧，这意味着更低的能耗和更低碳排放，见图5所示：海底液压管路布局（左），电力布线的简化架构（右）。此外，由于不依赖液压或液压油，因此，消除了液压油倾泻到环境中的风险。
按动开关
石油天然气行业的全电力技术不是什么新奇的东西。斯伦贝谢于1972年就采用了他的首款井下电压力表，随后永久性监测系统有了几次改进，最新一代的Metris*压力表可靠性等级评价为100%。1998年，第一款全电动井下流量控制阀问世，尽管如此，但从未安装过。几代人之后，自2012年以来，已部署了50多个全电动流量控制站，并连接到了智能生产系统和油藏管理系统。
电动智能完井。利用部署在单条电缆上的电动智能完井系统，可实现高效的油藏管理，最终可提高油气采收率。Manara*电驱动生产和油藏管理系统可实时对多个油藏和储层进行井下永久监测和流量控制，甚至适用于多分支水平井。这样就能控制几乎无限的区块或储层，每个区块都有完整的生产信息。这在非均质或多储层油藏、大位移和储层极难开采的各类井实现了前所未有的生产和油藏管理。
在挪威的近海，Equinor能源公司首次部署了生产管理和油藏管理系统，以提高石油产量，同时还减少了Heidrun油田一口大位移井项目的二氧化碳排放。Equinor公司将深入了解哪些层位有助于生产，包括每个层位裁定流量的能力，使用6个全电力监测和控制站来优化石油产量，并最大限度地减少水的产量。使用Manara系统控制水的生产将会减少将处理过的水泵送回储层所需的能量，从而减少桶油生产的二氧化碳排放量。
全电力海底技术。全电力海底和上部设备及技术可实现灵活、经济高效和可靠的海底生产，特别是在具有挑战的环境中进行生产，如超深水作业和长距离撤离作业。电脐带有着更小的横截面，可制造并缠绕出更长的连续长度，便于使用更小的安装容器。这也缩短了生产的交货时间，从而可降低成本，而且，还有助于简化运输物流。对于长距离撤离作业，可减少甚至消除脐带的捻接。
在海底层面，斯伦贝谢的海底技术、生产和加工系统部门OneSubsea®于2008年为TotalEnergies（当时的道达尔）公司安装了第一代全电力海底采油树。2012年和2016年分别安装了第二代和第三代全电力海底采油树，迄今为止，运行了数百万小时的电驱动装置没有出现过故障。数百个海底电驱动器已成功部署在多个海底场所。多年来，海底配套工艺也同样受益于全电力设备，从1997年中国南海陆丰油田安装的第一台海底电驱动多相泵就开始了。
在特立尼达和多巴哥近海，斯伦贝谢帮助英国BP公司在Matapal油田提前七个月完成了第一个天然气项目。OneSubsea与BP合作，利用其经验部署了他的首个全电力歧管和三个压力为10000psi的海底采油树，这三个采油树均带有集成的Vx Omni*海底多相流量计。组合式节流阀歧管设计和标准接口就地接入电驱动器的技术创建了简单的解决方案，也展示了建造和测试过程中的方案优化。

数字化运营。全电力生产系统的使用有助于加速数字化成果，从而实现生产优化以及维护和补救工作的战略规划。
例如，多储层隔间可能产生于一个井筒，这可能导致挑战性的系统力学或相互作用的情形，甚至会出现潜在的稳定性问题。传统的解决方案和方法不适用于产自不同系统力学的许多单井的调优系统。不过，通过使用智能系统和人工智能，该行业将克服这个问题。智能系统可实时提出建议，或以最优的方式直接管理多个控制设备，确保从给定的设定点实现高水平的生产目标。
电力化为自动化铺平了道路，最终将在某种程度上推动自主操作。通过设计，电力化利用各种内部参数来对系统进行控制。这些参数提供了有关该系统及其所有单个组件运行状态的连续信息。将信息收集到可靠的数据库中有助于改进未来几代设备，同时还有望实现智能维护规划，以及最大限度地减少对生产计划的干扰。
行业合作。为了加快全电力转型和即刻弥补技术差距，斯伦贝谢正在与运营商合作，开展广泛的联合集成和项目开发。在巴西，OneSubsea正在与Equinor、TotalEnergies和BP公司合作开展一个项目，为的是开发下一代全电力海底采油树。同样在巴西，斯伦贝谢与TotalEnergies和Petrobras（巴西国家石油公司）达成了一项技术协议，意在开发下一代全电力高流量智能完井技术。这些合作体现了该行业为确保可靠的实现低成本生产和低碳能源的集体关注。
其它项目包括与BP和埃克森美孚合作开发一个全电力和光纤监测、裸眼砾石填塞系统，还与Equinor公司合作开发下一代海底泵，直接取代由加工液用作冷却剂和润滑剂的隔离液。

拥抱再创新
随着对资本管理、数字化及可持续性战略重点的不断关注，该行业志在必得的拥抱再创新。今天，基础设施的电力化和全电力系统的采用与部署，除了提供低成本和低碳能源生产所需的环境可持续性以外，还能提供油藏进入与控制以及生产绩效的阶跃式变化。
全电力系统能让海上油气生产商们采用一种系统方法，通过降低桶油生产的整体碳排放来减少对环境的影响；通过加大油藏进入与控制来提高油气产量和采收率；减少总支出；加快油气首次开采或增量开采的时间。
通过开放式协作的方法来提高资产利用率，石油天然气行业可即刻解决最为迫切的事情，以减少碳排放的方式来满足当前和未来的油气需求，确保注重回报的绩效和结果，在确定海上油气生产的未来方向上发挥着关键作用。