Pictures of the Future        Herbst 2008

Gegen Wind und Wellen

Rund ein Viertel aller bekannten Ölvorkommen liegt unter Wasser. Diese Lagerstätten zu erschließen ist extrem aufwändig und teuer – die Ölgesellschaften müssen auf hoher See mehrere Kilometer tief in die Erde bohren und mit dem stürmischen Meer zurechtkommen. Technologien von Siemens sorgen für mehr Sicherheit und geringere Kosten auf Bohrinseln und Bohrschiffen.

Was waren das doch für herrliche Zeiten: Gerade mal 21,20 m tief musste der legendäre Ölpionier "Colonel" Edwin L. Drake im August 1859 am Oil Creek in Pennsylvania bohren, bis er im Boden auf das schwarze Gold stieß. Ein Jahr zuvor hatte man bereits in der Nähe von Celle in Norddeutschland erfolgreich Öl gefördert, nachdem die zähe Flüssigkeit dort ganz von selbst an der Oberfläche ausgetreten war. Einen ähnlich komfortablen Zugriff auf den begehrten Stoff hatten im 15. Jahrhundert die Mönche am oberbayerischen Tegernsee, die ihr Heilmittel Sankt Quirin-Öl einfach aus einer oberirdischen Quelle schöpfen konnten.

Heute kostet die Suche nach neuen Ölvorkommen und ihre Erschließung viele Milliarden und dauert Jahre oder Jahrzehnte. Denn die weitaus meisten Lager­stätten sind tief in der Erde verborgen – zwischen 500 und 3 000 m – und müssen mit ausgefeilten geologischen Untersuchungen geprüft und mit auf­wändigen Bohrungen erschlossen werden. Besonders teuer wird die Aus­beutung, wenn sich das Öl offshore, also unter dem Meer, befindet: Hier kostet ein Bohrschiff zwischen 300 000 und 500 000 $ pro Tag, und rechnet man alle Kosten – für das Personal und weitere Ausrüstung – zusammen, kommt man auf mehrere Millionen Dollar, die täglich für die Suche ausgegeben werden müssen.

Bei der Jagd nach Erdöl sind Wissenschaftler der verschiedensten Disziplinen vereinigt – darunter Geologen, Geophysiker und Geochemiker –, die nach ganz speziellen geologischen Strukturen Ausschau halten: Das Öl lagert oft unter hohem Druck und gemeinsam mit Salzwasser und Erdgas in einer Gesteins­schicht, die sowohl durchlässig als auch speicherfähig sein muss – ent­standen ist es allerdings in einer tieferen Schicht, dem Muttergestein. Von dort sind die Kohlenwasserstoffe als kleine Tröpfchen in die eigentliche Lager­stätte gewandert. Nach oben hin muss das Vorkommen durch eine undurch­lässige Schicht – z.B. aus Ton oder Steinsalz – abgedichtet sein.

Nach genau solchen "Fallen" suchen die Erdölgesellschaften, indem sie die verschiedenen Gesteinsschichten "durchleuchten": Schiffe mit Geophonen – speziellen Mikrophonen – fahren zu der Stelle, wo Öl vermutet wird. Mit Luft­kanonen werden Schallwellen erzeugt, die in den Meeresboden eindringen und dort an den Grenzen unterschiedlicher Gesteinsschichten reflektiert werden. Aus diesen reflektierten Wellen können die Wissenschaftler die Schichtung des Meeresuntergrundes bestimmen und feststellen, ob dort speicherfähige Schichten vorhanden sind, die Platz für Öl oder Gas bieten. Sind die Ergebnisse viel versprechend, folgen erste Probebohrungen. Sie verraten den Wissenschaftlern, ob überhaupt Gas und Öl vorhanden und wie mächtig die Lagerstätte ist.

Sind auch diese Ergebnisse positiv, kann die Förderung starten. Für flaches Wasser bis etwa 100 m Tiefe setzen die Ölgesellschaften Bohrinseln ein: Hubplattformen haben Beine, die auf den Meeresboden abgesenkt werden. Halbtaucher sind hingegen schwimmende Plattformen, die am Boden ver­ankert werden oder ihre Position mit Hilfsmotoren stabilisieren – mit ihnen kann man bis maximal 1000 m Tiefe arbeiten. Liegen die Ölvorkommen noch weiter unter der Meeresoberfläche, kommen Bohrschiffe zum Einsatz, die ebenfalls von Hilfsmotoren auf Position gehalten werden. Zudem müssen diese Thruster auch gegen das Drehmoment des Bohrers arbeiten, damit das Schiff sich nicht um seine Achse dreht.

Eine schwierige Aufgabe: "Ölförderschiffe und Bohrinseln müssen selbst bei stürmischer See exakt auf Position gehalten werden – sonst kann etwa das Bohrgestänge brechen, was Schäden von mehreren zehn Millionen Dollar verursachen würde", erklärt Jürgen Moser, Senior Expert beim Siemens-Sektor Energy in Erlangen. Genau das sollen die Thruster verhindern, die um 360 ° gedreht werden können und auf keinen Fall ausfallen dürfen. "Diese Antriebe müssen sehr sicher mit Energie versorgt werden und selbst dann zur Ver­fügung stehen, wenn ein elektrisches Teilnetz an Bord des Schiffes zusammen­bricht."

Sicherer Antrieb. Herkömmliche Systeme für die Energieversorgung auf Bohr­schiffen und Bohrinseln sind darum redundant ausgelegt – es gibt an Bord zwei getrennte Netze mit jeweils eigenen Dieselgeneratoren, die meist mit schlechtem Wirkungsgrad im unteren Teillastbetrieb laufen. Fällt eines der Netze aus, steht auch die Hälfte der Thruster still.

"Das ist besonders dann problematisch, wenn in dem verbleibenden Teilnetz zufällig gerade einige Thruster abgeschaltet sind, zum Beispiel wegen einer Wartung", erklärt Moser. "Man kann auch nicht einfach das ausgefallene Teil­netz aus dem noch funktionierenden speisen, weil beim Umschalten ein extrem hoher Strom in die Transformatoren fließen würde." Gemeinsam mit dem US-Unternehmen Transocean hat Siemens aus seiner SIPLINK-Technologie ein System entwickelt, um die Versorgungssicherheit an Bord zu verbessern. Dabei handelt es sich um eine Y?förmige Schaltung aus Hoch­leistungs-Transistoren, wodurch auf Schiffen mit SIPLINK jeder Thruster von beiden Netzen versorgt wird. "Wenn eines davon ausfällt, ist keine Um­schaltung nötig, und es treten auch keine Stromspitzen im Transformator auf", erklärt Moser. "Außerdem kann problemlos Energie von einem Teilnetz in das andere eingespeist werden, etwa für die Bohrantriebe, die Schlammpumpen oder die Beleuchtung, die teils nur an einem Netz angeschlossen sind." Und schließlich lassen sich mit dem System auch bis zu 30 % Energie sparen, weil die Dieselgeneratoren in beiden Teilnetzen optimal für den jeweiligen Bedarf betrieben werden können.

Die erste Bohrinsel mit dem SIPLINK-System ist seit Mai 2008 vor Nigeria im Einsatz, eine zweite Plattform wird 2008 in Singapur umgebaut. Zudem lässt Transocean in Südkorea neue Bohrschiffe bauen, von denen das erste noch 2008 in Betrieb gehen soll und die ebenfalls mit dem SIPLINK-System aus­gestattet werden. "SIPLINK kann in jedes Schiff und in jede Bohrinsel einge­baut werden, wenn ohnehin eine größere Überholung ansteht", so Moser. "Das System verursacht auch keine höheren Kosten als eine konventionelle Lösung."

Eine weitere Herausforderung der Offshore-Förderung ist der Transport des Öls an Land – hier setzen die Konzerne Pipelines oder Tanker ein. Damit die teuren Tanker nicht allzu lange warten müssen, bis genug Öl aus der Quelle gesprudelt ist, wird der Rohstoff oft in "Floating Production Storage and Offloading vessels" (FPSO) vorverarbeitet und zwischengelagert. Ein solches FPSO schwimmt ortsfest in unmittelbarer Nähe zur Förderplattform oder zu den Bohrlöchern.

Auch für diese Schiffe liefert Siemens wichtige Komponenten, beispielsweise für die Messtechnik, die Telekommunikation oder das elektrische Netz. Die gesamte Elektrik für ein FPSO kann dabei in einem "E-House" untergebracht werden – einem speziellen Container mit riesigen Ausmaßen, der für jeden Kunden maßgeschneidert und an Land vorgefertigt werden kann. "Das E-House wird auf dem Deck installiert und nicht im Inneren des Schiffes", erklärt Knut Arne Thanem, Senior Project Manager bei Siemens Oil & Gas Off­shore AS in Oslo. "So wird wertvoller Speicherplatz für das Öl gespart." Für einen Kunden aus Norwegen haben die Experten etwa eine Anlage mit einer Grundfläche von 15 × 30 m² und einer Höhe von zwei Stockwerken entworfen, die in den Jahren 2007 und 2008 in Dubai an Land aufgebaut und im August 2008 auf dem Schiff installiert wurde, das dort im Trockendock lag. "Wir haben das E?House komplett mit allen elektrischen Komponenten geliefert, es musste nur noch mit einem Kran auf das vorbereitete Fundament gesetzt werden", so Thanem. "Das spart eine Menge Zeit und Kosten." Für ein Schwesterschiff hat Siemens bereits den Design-Entwurf für ein weiteres E?House fertiggestellt.

Die Zukunft liegt im Meer. Doch trotz aller fortschrittlichen Technologien steckt hinter der Ölförderung auf hoher See nach wie vor ein gewaltiger Aufwand – aber er lohnt sich: Derzeit kommt etwa ? des weltweit geförderten Erdöls aus Offshore-Vorkommen, und Experten schätzen, dass etwa 25 % aller Reserven unter den Meeren liegen. Bekannte Beispiele sind die Ölfelder in der Nordsee, im Golf von Mexiko, in Aserbaidschan und vor der Küste Westafrikas. Und im Sommer 2008 sorgten weitere Offshore-Vorkommen für Schlagzeilen: So ent­deckte der brasilianische Ölkonzern Petrobras gleich zwei große neue Lager­stätten – allein das Tupi-Feld im Atlantik, 250 km vor der Küste des Bundes­staats São Paulo gelegen und im November 2007 gefunden, soll Vorkommen von 5 bis 8 Milliarden Barrel – etwa 1000 Mrd. l – bergen. Und im April 2008 ging die Nachricht vom Carioca-Ölfeld um die Welt, das 270 km südlich von Rio de Janeiro liegt und ähnlich groß wie Tupi sein soll. Genauere Zahlen zu seiner Größe wird es allerdings erst im Jahr 2009 geben.

"Die attraktivsten Ölfelder der Zukunft liegen im Meer: vor Brasilien, Angola und Nigeria, mit einigen Abstrichen auch im Golf von Mexiko, und auch Saudi-Arabien hat noch Ölreserven im Meer", sagt Dr. Werner Zittel von der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH in Ottobrunn, der in der Expertengruppe "Energy Watch Group" (EWG) mitarbeitet. "Alle diese Felder sind jedoch aufwändig und teuer in der Erschließung." Zum Beispiel das neu entdeckte brasilianische Tupi-Feld: Hier liegt das schwarze Gold in einer Tiefe von 7 000 m und wird von einer Salzschicht von 2 000 m Dicke bedeckt. Es wird darum noch einige Jahre dauern, bis das Tupi-Öl auf den Weltmarkt kommt.

Bis zum letzten Tropfen. In der Zwischenzeit sinkt allerdings die Ausbeute bereits erschlossener Offshore-Felder: So haben die Lagerstätten in der Nord­see bereits im Jahr 2001 ihr Maximum erreicht, und auch einige Felder im Kaspischen Meer stehen kurz davor. Bei anderen Vorkommen – beispiels­weise im Golf von Mexiko oder vor Afrika – steigt die Fördermenge derzeit hin­gegen noch leicht an. Im Schnitt liegt die Lebensdauer der Lagerstätten bei zehn bis 20 Jahren, einige Felder erreichen auch 30 Jahre. "Offshore-Felder werden schneller abgebaut, um die hohen Kosten in kurzer Zeit zu amortisie­ren", erklärt Hilmar Rempel von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe in Hannover. "Wegen dieser intensiven Ausbeutung werden die Offshore-Felder schneller erschöpft sein als die Ölfelder an Land."

Um das Maximum aus den Lagerstätten herauszuholen, setzen die Ölfirmen immer raffiniertere Technologien ein – denn durch den natürlichen Druck in den Vorkommen lassen sich nur zwischen 10 und 30 % des Öl gewinnen. Bei den Sekundärverfahren wird beispielsweise Wasser in die Lagerstätten gepresst, um dort den Druck aufrecht zu erhalten. So steigt der Entölungsgrad auf bis zu 60 %. Er kann auch durch das Dampffluten erhöht werden – dabei wird überhitzter Wasserdampf mit einer Temperatur von etwa 340 °C unter hohem Druck in das Vorkommen injiziert. Auch Förderanlagen am Meeres­boden – installiert und gewartet von Robotern – werden zunehmend wichtiger (Pictures of the Future, Frühjahr 2004, Öl & Gas). Sie können beispielsweise schon an der Quelle unerwünschte Bestandteile wie Wasser oder Sand vom Erdöl und Erdgas abtrennen und somit die Produktion effizienter machen.
                                                                                                               Christian Buck