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Freitag, 15. Dezember 2017

Subsea-Technologie

Maritime Schrumpfkur

Von Stephan W. Eder | 30. März 2017 | Ausgabe 13

Offshore-Ölfelder versiegen peu à peu, es sei denn die Unternehmen investieren in neue Technik, wie die Verlagerung der Fördertechnik auf den Meeresgrund.

w - Subsea BU
Foto: Aker Solutions

Generationswechsel: Links die Untersee-Kompressorstation der ersten Generation von Statoil, Aker Solutions und MAN Diesel & Turbo – so groß wie ein Fußballfeld. Die zweite Generation (rechts) wird deutlich kleiner.

Der Druck in Ölfeldern lässt mit ihrer Ausbeutung nach. Dann heißt es: nachhelfen! Vor allem im Offshore-Bereich ist zusätzliche Technologie teuer; eine ganz neue Plattform, die in größeren Feldern an anderer Stelle neu bohrt, ist allerdings noch teurer. Angesichts der seit 2014 gesunkenen Ölpreise gingen nicht nur die klassischen Investitionen in Fördertechnik zurück, sondern auch die in zukunftsweisende Anlagentechnik wie die Subsea-Technologien.

Trotz manchem Stopp im F&E-Budget haben die Projektierer und die großen Branchenausrüster diese Technik nicht fallen gelassen. Längerfristig gibt es zu ihr wenige Alternativen. Ein Grund, warum MAN Diesel & Turbo, derzeit einziger Anbieter einer im realen Einsatz in den Asgard-Ölfeldern arbeitenden Unterwasser-Kompressionsanlage, mit den Auftraggebern Aker Solutions und Statoil nun die zweite Generation plant.

Subsea-Technik sei im Vergleich zur Errichtung neuer Plattformen wirtschaftlicher, so Patrik Meli, Entwicklungsleiter von MAN Diesel & Turbo in Zürich und verantwortlich für das Subsea-Projekt mit den beiden Partnern. „Nicht nur wegen der Hardware, sondern auch wegen der Unterhaltung und Besatzung solch einer Plattform. Mit einer Subsea-Station ist man direkt an der Quelle und muss die Höhen zur Plattform nicht überwinden. Damit wird man effizienter.“

Foto: MAN Diesel & Turbo

„Die Herausforderung für uns ist, die Module zu verkleinern, ohne Kompromisse in der Technologie, Qualität oder Zuverlässigkeit eingehen zu müssen.“ Patrik Meli, Entwicklungsleiter von MAN Diesel & Turbo in Zürich.

Als die fußballfeldgroße Plattformkonstruktion auf dem Meeresgrund des Asgard-Ölfeldes in der Nordsee im September 2015 den Betrieb aufnahm, lagen fast zehn Jahre Entwicklungsarbeit hinter den Ingenieuren von Melis Team. Derzeit arbeiten sie in Zürich an der zweiten Generation. Die soll wesentlich schlanker werden: nur noch so groß wie ein Tennisplatz.

„Wenn das Modul in Zukunft kleiner wird, dann wird die gesamte Logistik und das Handling einfacher“, erklärt Meli gegenüber den VDI nachrichten. „Das wird extrem wichtig werden, wenn wir Anwendungen außerhalb der Nordsee oder des Golfes von Mexiko sehen. Wir blicken da zum Beispiel nach Australien. Dort gibt es teilweise die großen Spezialschiffe nicht, von denen aus man die Subsea-Module in ihrer bisherigen Größe versenken kann.“

Gespart wird vor allem an redundanten Anlagenkomponenten. Nach gut anderthalb Betriebsjahren hat sich manche Doppelausstattung als nicht nötig erwiesen. Dabei handelt es sich um einen Gaswäscher und eine Pumpe.

„Bei der Erdgasförderung kommt aus dem Bohrloch ein Gas-Flüssigkeitsgemisch. Es ist die Frage, ob sich dieses Gemisch eher wie eine Flüssigkeit oder eher wie ein Gas verhält, oder hat es eine Mischung von Eigenschaften. Das ist sehr aufwendig vorherzusagen. Eine Flüssigkeit ist inkompressibel. Daher kommt das geförderte Gemisch bei Asgard zuerst in einen Gaswäscher hinein. Dort wird beides getrennt, so dass der Kompressor selbst nur Gas sieht. Die Flüssigkeit wird über eine Pumpe weitergefördert und beides wird zum Schluss wieder zusammengemischt.“

„Wir haben einen hermetisch abgedichteten Motorkompressor. Dieser Elektromotor arbeitet im Medium selbst drin und wird dadurch auch gekühlt – Flüssigkeit und Strom verträgt sich aber nicht so gut. Also muss man absolut sicher sein, dass diese Wicklungen so isoliert sind, dass nichts passiert.“

„Die Tests haben gezeigt, dass unser Elektromotor problemlos mit dieser Flüssigkeit umgehen kann. Das hat zur Folge, dass der Gaswäscher viel kleiner dimensioniert werden kann, weil keine komplette Trennung von Gas und Fluid mehr erfolgen muss. Wenn die Flüssigkeit aber nicht mehr abgetrennt werden muss, braucht man auch die Pumpe nicht mehr. Damit spart man Gewicht, man hat weniger Komponenten, die Fehleranfälligkeit sinkt. Jede Schnittstelle, jedes Element, die man weglassen kann, sind eine Schnittstelle, ein Element weniger, die einen Defekt haben können.“

Weiteres Potenzial sieht Meli beim Kompressor selbst. Eine Stellschraube sei die Drehzahl, mit der die Maschine betrieben werde. „Wenn die Drehzahl steigt, kann man die Maschine kleiner bauen und so die Leistungsdichte erhöhen“, sagt er. „Bei höherer Drehzahl kann das Gemisch aber abrasiver wirken und die Lebensdauer der Bauteile verringern. Wir sind bei Asgard bisher auf der absolut sicheren Seite und man könnte daher hier sicherlich die Leistungsdichte noch erhöhen.“

Die neue, kleinere Generation soll zügig zur Einsatzreife entwickelt werden. „Wir gehen in diesem Jahr in weitere, intensive 1:1-Tests hinein“, sagt Meli. MAN Diesel & Turbo wolle die Anlage bei Statoil im Kårstø Laboratory aufbauen und wird sie dort mit dem Originalgas in einem Unterwasserlabor testen können. „Wenn diese Tests erfolgreich sind, steht nicht mehr viel im Weg, um eine nächste Generation in der kompakteren Form auszuliefern.“

General Electric hatte im August letzten Jahres – ebenfalls in Norwegen – bei A/S Norske Shell die seit 2011 dauernden Tests für ein Gaskompressionssystem erfolgreich beendet. Mit im Konsortium waren noch Petoro, Statoil, Dong und ExxonMobil. Der US-Technologiekonzern hatte seine Blue-C genannte Kompressortechnologie eingebracht, ein senkrecht stehender Zentrifugalkompressor. Hinzu kommt ein eigenes Stromverteilsystem samt Schaltanlage, drehzahlgeregelter Antriebe und unterbrechungsfreier Stromversorgung.

Mit von der Partie in der Subsea-Technologie ist auch Siemens mit seinem Forschungszentrum in Trondheim, in dem Transformatoren auf Basis ölgefüllter Komponenten entwickelt wurden, bei denen der Anlageninnendruck dem umgebenden Wasserdruck entspricht.

Aufgrund des Ölpreisverfalls der letzten Jahre habe sich bei Siemens das bestehende Innovations- und Investitionsprogramm für die Entwicklung eines Subsea-Stromnetzes mit allen relevanten Komponenten verlangsamt, bestätigt Siemens-Sprecher Heiko Jahr.

Leider sei es zu avisierten Offshore-Unterwassertests bisher nicht gekommen. Sie sollen 2018 stattfinden, denn das Projekt stehe nach wie vor „im Fokus und wird weiter vorangetrieben“, so Jahr. Darüber hinaus entwickle man die Technologie mit Partnern im Rahmen einer „joint industry partnership (jip)“ weiter, um sich zu diesem Thema auszutauschen, erklärt Jahr.

So unterzeichnete Siemens mit dem italienischen Öl- und Gaskonzern Saipem letzte Woche ein Abkommen. Beide wollen ein offenes Betriebssystem für modular aufgebaute Unterwassernetze entwickeln; Basis ist Saipems Datenbusarchitektur für deren Unterwasserkomponenten; Siemens steuert Komponenten für die Digitalisierung, die Kommunikationstechnik und die Kontrolleinheiten bei.

Damit könnte ABB aufgrund seiner bereits im Einsatz befindlichen Subsea-Transformatoren den Vorsprung bei der Entwicklung eines kompletten Subsea-Stromnetzes halten. Die Schweizer arbeiten derzeit in gleich vier Laboren an der Subsea-Technik. Noch aber steht auch dieses Gesamtsystem vor einer Testphase. Im Jahr 2018 ist für alle entwickelten Komponenten ein Flachwassertest über 3000 h avisiert; mit der Erstinstallation in der Offshore-Produktion rechnen ABB und Partner Statoil 2020.

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