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Das Magazin für Forschung und Innovation
 

Die Zukunft von Öl und Gas

Baukastenprinzip für mehr Flexibilität

Die Prototypanlage „Modular Production Facility for Oil“ (MPFO) kann dank der Siemens-Software „COMOS“, einer Rundumlösung für das Anlagenmanagement, aus der Ferne mithilfe einer Videoanlage überwacht und bei Bedarf auch gesteuert werden. Etwa von der Fernleitzentrale der Erdöl-Bohrstelle in Riedstadt, Hessen, aus.

Siemens entwickelt modulare, automatisierte Anlagen für die Öl- und Gasindustrie – für Ölplattformen in der Nordsee ebenso wie für den Wald in der Rheinebene. Der Vorteil: Die Module lassen sich schnell an jedes Umfeld anpassen und leichter automatisieren als herkömmliche Anlagen.

Nahe dem hessischen Städtchen Riedstadt ragt inmitten von Feldern ein Pumpgestänge in den Himmel. Doch wer hier einen tiefen Brunnen vermutet, geht fehl. Kein Wasser, sondern Öl holt die Firma Rhein Petroleum mit einer kleinen Anlage von Siemens aus dem Boden. Das schwarze, derzeit nicht ganz so kostbare Gold kommt aus rund 1.600 Meter Tiefe und fließt, mit Wasser und Gas versetzt, in einen silbernen Tank, in dem es getrennt und dann über Rohre in Tankwagen geleitet wird. Diese transportieren es in die nächste Raffinerie in Karlsruhe. Vorerst ist es nur eine Testförderung. Bis 2017 will Rhein Petroleum entscheiden, ob es sich lohnt, das kleine Ölvorkommen unter der Rheinebene auszubeuten.

Rascher Auf- und Abbau dank Modulstruktur

Siemens stellt der Ölindustrie mit der „Modular Production Facility for Oil“ (MPFO) genannten Anlage eine vollautomatisierte Plattform zur Verfügung, mit der sich auch die Ausbeutung kleinerer Ölvorkommen wie in der Rheinebene rentieren könnte. Der Prototyp kann dank der Siemens-Software „COMOS“, einer Rundumlösung für das Anlagenmanagement, automatisch operieren, aus der Ferne zudem auch mithilfe einer Videoanlage überwacht und bei Bedarf auch gesteuert werden.

Ist ein Modul defekt – sei es eines für die Abscheidung von Öl und Wasser oder für die Erdgasverarbeitung –, kann dieses einfach vom Restsystem abgekoppelt und die Reparatur eingeleitet werden. Die Anlage ist zudem rasch auf- und abbaubar – und lässt sich bei Bedarf erweitern. „All das senkt Kosten“, sagt der das MPFO-Projekt leitende Siemens-Ingenieur Stefan Blendinger. „Damit kann es sich rechnen, selbst in Zeiten niedriger Rohstoffpreise, auch kleinere Quellen auszubeuten.“

Mit der MPFO stellt Siemens der Ölindustrie eine vollautomatisierte Plattform zur Verfügung, mit der sich auch die Ausbeutung kleinerer Ölvorkommen, wie in der Nähe des Städtchens Riedstadt (Hessen), rentieren könnte.

Mehr und mehr modular aufgebaute Förderanlagen weisen der Öl- und Gasindustrie den Weg in die Zukunft. Wer mit standardisierten Bausteinen arbeitet, baut Bohrinseln im Meer oder Tiefenpumpen an Land nicht nur schneller und billiger. Auch die Konfiguration neuer Anlagenteile erfolgt nach dem modularen Prinzip. Wird beispielsweise ein zusätzlicher Separator, der bei der Trennung von Gas und Öl hilft, in die Anlage integriert, wird auch die Softwarekonfiguration modular erweitert. Zudem erlaubt es das Baukastenprinzip Anbietern, die Anlagen den Kundenwünschen entsprechend problemlos anzupassen. Das führt zu einem verlässlicheren Betrieb und vereinfacht Wartung und Reparatur. Siemens treibt diese Entwicklungen seit Jahren mit voran – und nicht nur mit einer handlichen Anlage wie der MPFO, sondern auch auf Ölplattformen oder bei der Stromversorgung von Förderanlagen in der Tiefsee.

Auch für die Entwicklung der MPFO hat das Team um Blendinger durchweg die Siemens-Software „Comos“ eingesetzt. Sie ermöglichte die vollständige Planung und virtuelle Inbetriebsetzung, ehe eine einzige Schraube festgedreht wurde. Nach Inbetriebnahme der MPFO erlaubt dann die „common Remote Service Platform“ (cRSP) von Siemens den sicheren Fernzugriff. Eine Alarm-Control-Funktion stellt sicher, dass die Anlagenmanager bei bestimmten Problemen SMS-Nachrichten auf ihr Handy bekommen. Und auch das Wartungs- und Service-Geschäft kann künftig über Comos laufen, um etwa die Verfügbarkeit von Ersatzteilen im eigenen Lager oder bei Siemens anzuzeigen.

Ein Blick auf die Erdöl-Bohrstelle "Schwarzbach 1" in Riedstadt (Hessen).

Baukastensysteme für die große Bühne

Module und Automatisierung funktionieren aber bei der Öl- und Gasförderung nicht nur im Kleinen, sondern auch auf der großen Bühne von Bohrinseln. Als der norwegische Ölförderer Det norske im Ivar-Aasen-Feld, rund 180 Kilometer vor der norwegischen Küste, ein Ölvorkommen entdeckte, erhielt Siemens den Auftrag, den integrierten Betrieb der Leitwarten auf der Bohrinsel und an Land zu gewährleisten. Entwickelt hat das „Integrated-Operation-Konzept“ ein Siemens-Team für die Öl- und Gasindustrie in Trondheim und Oslo – es umfasst ein Leit- und Sicherheitssystem, die Steuerung von Feldinstrumenten sowie Systeme für die Energieverteilung und Telekommunikation.

Ziel war unter anderem, die Systeme zur Erschließung des Ivar-Aasen-Felds so weit wie möglich zu standardisieren und zu automatisieren. Wird ein Ventil oder ein Motor hinzugefügt, erkennt das System selbständig, um welches Teil es sich handelt, und integriert es. Das hilft nicht nur, Sicherheit zu gewährleisten, sondern auch, die Wartungskosten niedrig zu halten. Während auf einer Bohrinsel dieser Größe in der Regel 70 Personen arbeiten, werden es im Ivar-Aasen-Ölfeld nur noch rund 20 sein.

Siemens hat für dieses Projekt zudem eine modulare Anlage zur Wasseraufbereitung entwickelt, die selbst in rauen Offshore-Umgebungen zuverlässig arbeitet. Um Korrosion zu verhindern, entfernt die Anlage neben Sulfaten auch Partikel beliebiger Größe und verringert den Sauerstoffgehalt im Meerwasser. „Wir sind in dieser Hinsicht derzeit unschlagbar: Kein anderes System konnte auf dem verfügbaren Platz untergebracht werden“, sagt Jean-Emmanuel Bieber, Siemens-Manager in Oslo. Die Anlage arbeitet zudem vollautomatisch und wird in die Prozesssteuerung integriert, sodass sie vom Land aus überwacht und gesteuert werden kann. Bei einer Fehlfunktion kann sie somit problemlos ausgetauscht werden.

Installation des Unterbaus für die Ivar-Aasen-Plattform von Det Norske.

Automatisierung in 3.000 Meter Tiefe

Es gibt aber auch Einsatzorte, an denen Automatisierung nicht nur optional, sondern unerlässlich ist – in der Tiefsee. Der norwegische staatliche Energiekonzern Statoil plant, ab 2020 am Grund des arktischen Meeres weitgehend autonome Förderstationen für Öl und Gas zu installieren. Für das Stromnetz ist Siemens zuständig, das die Komponenten in Trondheim entwickelt und testet. Transformatoren, Frequenzumrichter oder Schaltanlagen – sie müssen extrem robust sein, um in bis zu 3.000 Meter Tiefe bei 4 Grad Celsius mindestens 20 Jahre zu halten. Um die Verfügbarkeit und Sicherheit zu gewährleisten, sind die Kontrollsysteme doppelt ausgelegt. Fällt eines aus, übernimmt das andere automatisch die Arbeit.

Auch die Steuerung des Stromnetzes findet dann großteils am Meeresboden statt: „Das System arbeitet über eine zentrale Steuereinheit am Meeresboden weitgehend selbständig“, sagt Endre Brekke, Entwicklungsleiter bei Siemens Subsea in Trondheim. „Bisweilen muss etwa innerhalb von 50 Millisekunden der Strom unterbrochen werden, beispielsweise wenn es ein Problem mit der Stromversorgung einer schwimmenden Plattform über dem Ölvorkommen gibt.“ Mit der Oberfläche verbindet die komplette Anlage nur ein Strom- und Kommunikationskabel sowie eine Öl- oder Gaspipeline. Dabei ist das am Meeresboden installierte System ebenfalls modular ausgelegt. Alle Komponenten werden verteilt oder auf einem Gitter so angebracht, dass sich problemlos weitere Bauteile hinzufügen lassen. Auch das komplette Netz ist erweiterbar.

Vorstufe zum autarken Betrieb

Während so die ersten Tiefseeförderanlagen Gestalt annehmen, ist Stefan Blendinger dabei, die zweite MPFO-Anlage zu bauen, die noch im Laufe des Jahres 2016 in der Rheinebene bei der Gemeinde Graben-Neudorf in einem Waldstück aufgestellt wird. Ihre Einzelteile werden über QR-Codes verfügen, die es erlauben, Informationen zu den Komponenten bei Bedarf umgehend abzurufen. Fällt ein Teil aus, lässt sich auf diese Weise eine noch schnellere Reparatur gewährleisten. In naher Zukunft soll außerdem ein Expertensystem auf Basis ausgeklügelter Algorithmen den Betreibern automatisch Entscheidungshilfen an die Hand geben, beispielsweise wenn ein Ventil ausfällt. „Das ist die Vorstufe zum autarken Betrieb“, sagt Blendinger.

Hubertus Breuer
Picture credits: von oben: 1. Bild Frank Rumpenhorst/picture alliance / dpa, 2. und 3. Christoph Schmidt/picture alliance / dpa, 4. Det Norske