Zutiefst innovativ
Mit den weltweit ersten Unterwasser-Gaskompressionsanlagen erzielt Statoil eine höhere Ausbeute sowie Kosten- und Umweltvorteile. Gasfelder können jetzt bis auf den Grund der Lagerstätten ausgeschöpft werden.
Fakten
Betriebsbereit in 300 Metern Tiefe
Im September 2015 nahm der internationale Energiekonzern Statoil in seinem Åsgard-Feld im Europäischen Nordmeer die welterste Unterwasser-Gaskompressionsanlage in Betrieb. Eine zweite Anlage ist zurzeit an gleicher Stelle im Bau. Dank dieser bahnbrechenden Technologie können in den Unterseefeldern Midgard und Mikkel größere Gasmengen gefördert werden. Ergebnisse sind eine höhere Ausbeute und eine verlängerte Nutzungsdauer der Lagerstätten.
Statoil
Hauptsitz im norwegischen Stavanger
Standorte in über 30 Ländern
22.000 Mitarbeiter weltweit
Größte Aktivitäten im norwegischen Teil des Kontinentalsockels
An der New Yorker und Osloer Börse notiert
www.statoil.com
Restmengen an Erdöl und Erdgas vom Boden einer Lagerstätte zu fördern, war bisher für die Branche ein unlösbares Problem. Meist wurden die Felder aufgegeben, wenn die Herausforderungen der Öl- und Gasgewinnung zu groß wurden. Mit einem neuen Unterwasser-Gaskompressionssystem von Statoil ist es jetzt jedoch möglich, Erdöl und Erdgas auch aus den tiefsten Tiefen des Reservoirs kostengünstig zu fördern.
Die zwei neuen Unterwasser-Gasverdichter des norwegischen Energiekonzerns sind die weltweit ersten ihrer Art. Sie sind in Statoils Åsgard-Feld in 300 Metern Tiefe auf dem Meeresgrund installiert und sorgen für maximale Gasausbeute. So verlängern sie die Nutzungsdauer der Unterseefelder Midgard und Mikkel beträchtlich.
SKF ist der einzige Anbieter auf dem Markt mit so einem anforderungsgerechten Produkt.
Torstein Vinterstø, Statoils Projektleiter für Åsgard
Man rechnet damit, dass die Ausbeute der beiden Lagerstätten im Europäischen Nordmeer um mindestens 20 Prozent steigen wird. Das entspricht einer zusätzlichen Menge von nahezu 44 Millionen Tonnen Öläquivalent. Ohne diese Lösung hätte man die Gasfelder vorzeitig aufgegeben.
Bisher fand die Gasverdichtung auf den Plattformen oder an Land in einer relativ großen Entfernung von der Quelle statt. Die Kompressionsanlage so dicht wie möglich an der Quelle zu installieren, ist eine energieeffizientere Alternative, die Platz spart und den Wartungsbedarf reduziert. Da die Anlage unbemannt arbeitet und ferngesteuert werden kann, muss sie auch nicht ständig überwacht und bemannt werden.
Hinzu kommen beträchtliche Umweltvorteile. Ein Unterwasser-Verdichter braucht für den Betrieb circa 40 Prozent weniger Energie als die herkömmlichen Lösungen und reduziert den CO2-Ausstoß eines Gasfeldes erheblich.
Bei dem neuen Konzept sei die Verdichteranlage in wasserdichten Behältern untergebracht und damit deutlich besser geschützt als üblicherweise der Fall, erklärt Statoils Projektleiter für Åsgard, Torstein Vinterstø. „An der Küste oder auf einer Plattform ist die Anlage Wind und Wetter, Staub, Feuchtigkeit und Temperaturschwankungen ausgesetzt. Der Meeresboden bietet dagegen ein stabiles Umfeld bei einer konstanten Temperatur von 4° Celsius.“
All das trotz Zeitdruck und begrenzter Mittel hinzubekommen, war eine große Kraftanstrengung. SKF hat uns dabei die ganze Zeit unterstützt und das Äußerste gegeben.
Torstein Vinterstø, Statoils Projektleiter für Åsgard
Die Verwirklichung des Projekts einer Unterwasser-Gaskompressionsanlage im Åsgard-Feld dauerte rund zehn Jahre und erforderte insgesamt geschätzte elf Millionen Arbeitsstunden. Statoil sei jedoch zu einer langfristigen Investition bereit gewesen, meint Vinterstø. „Für Statoil und unsere Partner ist es wichtig, technologisch an vorderster Front zu stehen, wenn es um Kostensenkung und Umweltschutz geht. Wir erkannten die Notwendigkeit eines technischen Umdenkens und versuchten alles, um Kosten und CO2-Ausstoß zu reduzieren.“
Laut Vinterstø wäre die Unterwasser-Lösung ohne den Beitrag von Lieferanten wie SKF vielleicht nie ein Erfolg geworden. „Wir haben uns für SKF wegen deren Lagerkompetenz entschieden“, sagt er. „SKF ist der einzige Anbieter auf dem Markt mit einem solch anforderungsgerechten Produkt.“
In enger Zusammenarbeit entwickelten die beiden Unternehmen die in das Verdichtergehäuse integrierte komplizierte Magnetlagertechnik (siehe Kasten S.38). Oft arbeiteten Ingenieure von SKF und Statoil Seite an Seite in einem „äußerst effizienten“ Arbeitsprozess, wie Vinterstø es ausdrückt. „Wir hatten viele Diskussionen. Dadurch erhielt SKF ein besseres Verständnis für unsere Bedürfnisse, was letztendlich zu einem besseren Ergebnis führte.“
Das Konzept so auszufeilen, dass unzählige Vorschriften und Bestimmungen erfüllt werden, sei ein zeitraubender Prozess und eine enorme Herausforderung für SKF gewesen, sagt Vinterstø. „Ich bin wirklich beeindruckt, dass SKF das mit uns durchgestanden hat. All das trotz Zeitdruck und begrenzter Mittel hinzubekommen, war eine große Kraftanstrengung. SKF hat uns dabei die ganze Zeit unterstützt und das Äußerste gegeben.“
Jetzt sei es an der Zeit, so Vinterstø, sich den Erfolg dieser Unterwasser-Lösung zunutze zu machen, sie mit anderen zu teilen und an neuen Standorten einzusetzen.
Langlebige Magnetlager
Als Statoil beschloss, die welterste Unterwasser-Gaskompressionsanlage zu bauen, wandte man sich an verschiedene Lieferanten und bat um technische Unterstützung. SKF war einer davon.
Nach fünf Jahren intensiver Entwicklungs- und Testarbeit, darunter auch die Simulation der Unterwasserbedingungen am Meeresboden in 6.000 Stunden Dauerbetrieb, war die Magnetlagerlösung von SKF schließlich für die Tiefen des europäischen Nordmeers bereit.
Die im Verdichtergehäuse integrierten Magnetlager benötigen kein Schmieröl, keine Dichtungen und kein Getriebe. Die reibungslosen Lager erlauben höhere Drehzahlen und sorgen für weniger Gewicht bei Verdichtermodulen und Infrastruktur. „Wir haben bei dem Statoil-Projekt viel gelernt. Das hat uns technisch weitergebracht und uns einen Wettbewerbsvorteil verschafft“, kommentiert Jérémy Lepelley, Vertriebsleiter Subsea and Oil & Gas Developments bei SKF Magnetic Mechatronics.