Pictures of the Future Frühjahr 2008
Energie für Milliarden – Förderanlagen in der Tiefsee
Aufbruch in die Tiefsee
Die Öl- und Gasindustrie wird in Zukunft komplette Förderanlagen auf dem Meeresboden aufbauen. Siemens-Ingenieure entwickeln die Technologie für den Schritt in die Tiefe.
Auslaufmodell Bohrinsel: Teure Plattformen werden künftig öfter vollautomatischen Unterwasser-Förderanlagen weichen (unten rechts). Dafür sind besonders widerstandsfähige Kompressoren notwendig (links)
Der Tauchgang im November 2007 vor der Küste Norwegens dauerte einen halben Tag. Dann hatte der Roboter in 350 m Tiefe den gelben Kasten in Position gebracht und alle Schrauben festgezogen. Das von der Siemens-Division Oil and Gas entwickelte Breitband-Modem SISOG DPM ist nun an der Unterwasser-Ölförderanlage Snorre UPA befestigt. Es überträgt Daten aus den Förderbohrungen – Temperatur, Druck, Fördermenge und Sandgehalt – zum Kontrollsystem auf der sechs Kilometer entfernten Bohrinsel Snorre A. "Damit aktualisiert StatoilHydro ständig sein Lagerstättenmodell", sagt Roy Skogsrud, Vice President Oil and Gas Offshore bei Siemens in Oslo. "Die geförderte Sandmenge und der Durchfluss können nun auf dem Bildschirm im zentralen Kontrollraum abgelesen werden – so lässt sich die Produktion optimieren und das Feld länger ausbeuten."
Als Snorre UPA in den 90er-Jahren mit der Produktion begann, war an eine solche Echtzeit-Überwachung bei Übertragungsraten von wenigen Kilobit pro Sekunde nicht zu denken. Doch mit der Zeit sank der Druck in der Lagerstätte. Je mehr man herauspumpt, desto schwieriger wird es, den Rest zu mobilisieren. Denn das Öl befindet sich in winzigen Poren und haftet am Gestein. In der Regel können nur 40 % gefördert werden. StatoilHydro plant, die Quote in der Nordsee auf 55 % zu erhöhen. Dafür braucht man genaue Informationen über die physikalischen Verhältnisse innerhalb der Lagerstätte. "Es wäre aber zu teuer, für eine Nachrüstung die Produktion zu unterbrechen", sagt Skogsrud. Das Siemens-Kontrollsystem SISOG SSC ist daher die ideale Lösung: Es kann auf bestehende Anlagen installiert werden und nutzt deren Stromleitungen für den Datentransfer mit bis zu drei Megabit pro Sekunde.
Um auch Lagerstätten in der Tiefsee wirtschaftlich anzapfen zu können, braucht man Technologien, die den extremen Bedingungen dauerhaft standhalten können. "Heutige Unterwasser-Produktionsanlagen liegen meist einige Kilometer von traditionellen Bohrinseln entfernt", sagt Roy Skogsrud. Künftig dürften aber die teuren Bohrinseln Schritt für Schritt durch vollautomatische Unterwasser-Anlagen ersetzt werden. Einige Komponenten sind seit kurzem schon Stand der Technik, etwa Anlagen, die mitgefördertes Wasser und Sand vom Öl trennen und das Wasser wieder in den Meeresboden injizieren, wo es den Lagerstättendruck erhöht.
Kompressor unter Druck. Was noch fehlt, sind unter anderem Unterwasser-Kompressoren. Maschinen, die Erdgas direkt am Meeresboden verdichten, hätten enorme Vorteile: Sie würden die Ausbeute erhöhen und könnten das Gas mit einem Druck von bis zu 100 bar in mehrere hundert Kilometer lange Pipelines einspeisen. Siemens hat seit langem Erfahrung als Hersteller von Kompressoren für die Öl- und Gasindustrie. Die Entwicklung eines Unterwasser-Verdichters ist der nächste logische Schritt. In Kooperation mit dem Unterwasser-Spezialisten FMC Technologies machen Siemens-Ingenieure derzeit den Eco-II-Kompressor einsatzbereit – zunächst für Tiefen bis zu 1 000 m. Später wären auch 3 000 m denkbar. Dort ist der Wasserdruck 300-mal so hoch wie der Atmosphärendruck.
Siemens hat Eco-II zusammen mit Shell und dem niederländischen Erdölproduzenten NAM entwickelt. Der Kompressor kann Erdgas direkt aus dem Bohrloch verdichten. "Eco II ist besonders robust", nennt Tore Halvorsen, Senior Vice President von FMC Technologies, als wichtigsten Trumpf des innovativen Kompressors. "Robustheit setzt voraus, dass eine Maschine möglichst wenig Komponenten hat", erläutert Gerold Hake, Verkaufsleiter bei Siemens Oil and Gas.
Eco II besitzt einen Hochgeschwindigkeits-Induktionsmotor, der mit variabler Geschwindigkeit betrieben wird. Der drehbare Teil des Elektromotors, der Rotor, wird mit dem geförderten Gasgemisch gekühlt, ebenso wie die wartungsfreien Magnetlager. "Das Gemisch darf allerdings nicht mit den Kupfer-Wicklungen des Rotors in Kontakt kommen", erklärt Hake. "Die Kupferdrähte würden sonst sehr schnell korrodieren."
Der Rotor befindet sich daher in einem gasdichten Gehäuse aus einem eigens entwickelten, faserverstärkten Kunststoff. Das Eco-II-Design braucht zudem keine Gasdichtungen, die in herkömmlichen Kompressoren unverzichtbar sind und dort regelmäßig ausgetauscht werden müssen. Deshalb muss Eco II nur selten gewartet werden, was wiederum seine Produktivität und Umweltfreundlichkeit enorm verbessert.
Ein Prototyp in den Niederlanden bewährt sich seit Herbst 2006 im Feldeinsatz. Die Maschine mit einer Leistung von 6 MW soll fünf Jahre lang wartungsfrei laufen – ideale Voraussetzungen für den Unterwasser-Einsatz. Im Herbst 2008 wird Eco II zudem einen Härtetest mit nassem, verunreinigtem Erdgas im StatoilHydro-Versuchslabor absolvieren. Die Norweger treiben die Entwicklung derzeit mit Nachdruck voran. Bis 2013 wollen sie die ersten Unterwasser-Verdichter im nördlich von Trondheim gelegenen Åsgard-Feld installieren, um die Produktion dort aufrecht erhalten zu können.
Ein weiterer Meilenstein auf dem Weg zur Unterwasser-Ölfabrik wird ein tiefseetaugliches System zur Stromverteilung sein, wofür etwa Frequenzwandler und Transformatoren benötigt werden. Die Frequenzwandler regulieren die Drehgeschwindigkeit des Kompressors und damit den Grad der Verdichtung. "Das größte Problem wird darin bestehen, die Wärme abzuleiten", sagt Skogsrud. Auch der Transport von mehreren Megawatt Strom via Seekabel über mehr als 100 km ist eine schwierige Aufgabe. "Siemens hat aber die meisten nötigen Komponenten schon im Programm", so der Offshore-Experte. "Nun müssen wir sie noch fit für die Tiefe machen."
Ute Kehse
Rohstoffe statt Abfall aus Ölsand
Im Leben eines Erfinders liegen Glück und Verzweiflung manchmal eng beieinander. "In den dunkelsten Momenten hat man oft die besten Ideen", sagt Chad Felch, Chemiker bei der Siemens-Division Water Technologies in Rothschild, Wisconsin (USA). Wie vor vier Jahren: Damals suchte der Spezialist für Abwässer nach einem Verfahren, um einen zähflüssigen Rußschlamm zu entwässern. Der Schlamm fiel als Abfall bei einem neuen Prozess zur Herstellung von synthetischem Gas aus Ölsanden in Kanada an. "Die Rußteilchen machten nur 15 Gewichtsprozent aus, der Rest war Wasser", berichtet Felch. Weil der Schlamm Schwermetalle enthielt, musste er auf einer Sondermülldeponie entsorgt werden. Um den Prozess wirtschaftlich zu machen, sollte die Abfallmenge stark reduziert werden. Unter Felchs Leitung experimentierte ein Siemens-Team monatelang. Zunächst vergeblich: Ruß und Wasser wollten sich partout nicht trennen lassen. Schließlich versuchten es die Forscher mit einem völlig neuen Ansatz: "Wir probierten, den Ruß zu zerstören, statt ihn abzutrennen", sagt Felch. Sie behandelten den Schlamm mit der Zimpro-Nassluft-Oxidation – einem patentierten Siemens-Verfahren, mit dem gewöhnlich robuste Schadstoffe wie Sulfide, Phenole oder Pestizide im Abwasser vernichtet werden. Die Flüssigkeit wird dazu unter Druck gesetzt, erhitzt, und mit Luft oder reinem Sauerstoff in Kontakt gebracht. Und tatsächlich: Diese Prozedur zersetzte den widerspenstigen Ruß sehr wirkungsvoll. Felchs Team gelang es, 90 % des vorhandenen Kohlenstoffs zu Kohlendioxid zu oxidieren. "Der Ruß enthält Metalle wie Vanadium und Nickel, die eine katalytische Wirkung haben", berichtet Felch. Durch geschickte Veränderung der Prozessbedingungen konnte sein Team die Metalle als Reaktionsbeschleuniger nutzen. Dadurch ließen sich wiederum Prozessdruck und -temperatur senken, was Kosten sparte. Die metallreiche Schlacke, die übrig bleibt, lässt sich leicht entwässern und hat inzwischen sogar potenzielle Käufer gefunden – aus dem Sondermüll ist ein neuer Rohstoff geworden. Derartige Verfahren zur Aufbereitung von Ölsanden werden immer wichtiger: Fachleute schätzen, dass zwei Drittel der weltweiten Ölreserven als Ölsand vorliegen. Die Innovation, für die Felch die Siemens-Auszeichnung "Erfinder des Jahres 2007" erhielt, ist nicht der einzige Geniestreich des 35-jährigen Familienvaters. Allein in den vergangenen zwei Jahren sind ihm 28 Erfindungen gelungen.