迄今最长的海底天然气输送管道项目

北极接收站的工程师克服气候与工期制约，成功完成项目

在挪威的 Melkoya，尽管 3,000 名工人连续4年在北极忍受着极端恶劣的气候条件，建设巴伦支海上第一个离岸天然气生产设施，但始终收效甚微。该项目位于世界最北端城市哈默菲斯特以北 140 公里，耗资 75 亿美元，是一座可以远程操控的海底设施，通过海下管道向 Snohvit 液化天然气接收站输送天燃气。

Snohvit 项目包括 Snohvit、Albatross 和 Askeladd 三个气田，均位于巴伦支海地区的哈默菲斯特盆地内。Snohvit 油田于 1984 年首次被发现，目前预计可开采天然气的储量可达 1930 亿立方米，凝析物 1 亿 1 千 300 万桶，液化天然气 510 万吨。凭借海下天然气采集和液化技术所取得的新发展，三个天然气田可由多家公司联合开发，其中 Statoil 作为主要业主兼运营商，占有项目 34% 的股份。挪威政府于 2002 年正式批准开发 Snohvit 气田，并于 2003 年动工。

Snohvit 生产设施位于水深 250 至 345 米的海底。气井的气流通过 143 公里长的海下管道输送到梅尔科亚岛的液化天然气接收站，在那里分离为天然气和凝析物。未处理气体中 5% 至 8% 的二氧化碳也将被分离出来，并通过其他管道送回气田进行回注。这样即可以防止二氧化碳排放超标，也使挪威得以遵守《京都议定书》。

液化工厂设立在预制天然气液化驳船上，避免了在岛上修建昂贵的钢架，利用先进的冷冻技术将天然气冷却到零下163 摄氏度，这样可使天然气液化，体积收缩达 600 倍。据 Statoil 报告，共有 12 名博士研究人员致力于开发在极端气温下使天然气液化的冷冻工艺。由于在寒冷的北极气候条件下运营，工厂的能源效率得到显著提高，从而使其成为世界上效率最高的工厂之一。

天然气可先在液态下存储在接收站，再传输到专门设计的液化天然气储罐中，进而运输到欧洲和美国的储藏站。然后，液化天然气将被重新气化，并通过天然气运输和分配网络输送到各地。

SUEZ Tractebel Engineering（位于比利时布鲁塞尔）是能源行业的工程服务提供商，同时也是接收站的主要设计商，设计了输气管道和四个储罐：一个 125,000 立方米容量的液化天然气储罐，一个 75,000 立方米容量的凝析物（轻油）储罐，以及一个 45,000 立方米容量的液化石油气储罐。该公司还设计了用于装卸液化天然气储罐所用的码头。

设计团队使用 PlantSpace 和 Bentley Structural 建筑信息建模应用程序，共生成了 74 个管道模型、20 个设备模型、84 个结构模型和 1,500 个等角图。ProjectWise 大大方便了所有团队成员之间的沟通，从而得以让项目设计按时完成。

受制于北极气候条件和短暂的施工周期，已经让从事这一复杂项目的工程师面临着极大的挑战，更不用说紧迫的工期了。SUEZ Tractebel 的 IT 工程系统经理 Eric Mahy 解释说：“低温是头号问题，致使工期非常紧迫，为了能够按时完成项目设计，再加上设施的复杂性、厂房空间的匮乏，以及还要保证现场施工人员的人身安全，因此，所有合作伙伴之间的有效沟通就成为顺利完成项目的关键所在。”

Snohvit 接收站于 2007 年 10 月输送首批货品，由此成为欧洲第一家液化天然气出口机构。Statoil 期望每年输送 70 批次货物，共计 60 亿立方米。Statoil 总部设在挪威斯塔万格，该公司将在未来 25 年内与 Petoro、Total E&P Norge AS、Gaz de France、Hess Norge 和 RWE Dea AG 合作开发气田。这些能源公司通过在液化天然气方面的投资，正在逐步地实现天然气供应的多元化，从而为欧洲和美国的能源安全做出贡献。