Montage am Meeresgrund

Mit einem cleveren Mix aus Maschinenbau und Informationstechnik will die deutsche Industrie in das Geschäft mit der Tiefsee-Ölförderung einsteigen.

So könnte ein Roboter aussehen, der auf einem fernen Asteroiden den Bau eines Bergwerksschachts vorbereiten soll: Ein riesiger Greifarm sitzt auf dem führerlosen gelben Stahlkoloss. An seiner Vorderseite ist ein Stahlschild wie bei einer Planierraupe montiert, über dem eine Art Andockstutzen befestigt ist. Doch was hier vorsichtig von einem Kran im trüben Wasser des Hamburger Hafens versenkt wird, soll nicht auf fernen Welten ausgesetzt werden, sondern in der Tiefsee: ein "Crawler" für den Einsatz in der Offshore-Ölförderung.

Die Welt, in der die Ölindustrie ihr Zukunftsgeschäft sieht, ist für den Menschen nicht weniger lebensfeindlich als die Weiten des Weltraums. Jenseits der Kontinentalschelfe warten in 2000 und mehr Meter Tiefe reichhaltige Ölfelder, die selbst mit herkömmlichen schwimmenden Großbohrinseln nicht mehr wirtschaftlich auszubeuten sind. Da liegt es nahe, die Förderanlagen gleich auf den Meeresgrund zu verlegen. Wie aber bekommt man sie da unten zusammengebaut, wo Taucher nicht mehr hingelangen?

Zum Beispiel mit dem ISUP. Das Kürzel steht für "Integrated System for Underwater Production of Hydrocarbons", ein von der Bundesregierung gefördertes Entwicklungsprojekt, an dem die Firmen Aker Wirth, Bornemann, IMPaC und das Karlsruhe Institute of Technology (KIT) beteiligt sind. Es ist Teil des Leuchtturmprojekts "Vision Go Subsea", mit dem die Bundesrepublik – bislang nicht als Ölförderland bekannt – ihr Maschinenbau-Know-how ins Ölgeschäft einbringen will.

Der gelbe Crawler ist die mobile Systemkomponente: ein Mehrzweck-Gerät, das mit einem ferngesteuerten Greifarm eine Förderplattform samt Pipeline- und Kabelanschlüssen aus verschiedenen Modulen zusammenstecken kann.

"Im Prinzip wird die ganze Baustelle von einem Schiff abgelassen", beschreibt Dieter Koenig vom ISUP-Projektteam das Konzept. Das wird zwar heute auch schon gemacht, aber das "Ein-pendeln" eines herabgelassenen Moduls dauert wegen der Strömungen derzeit rund fünf Stunden. Der Crawler könne diese Zeit auf eine Stunde reduzieren, sagt Koenig, indem er die Module mit dem Greifarm einfängt und platziert. Im Hamburger Hafen wurde allerdings zunächst nur ein Modell im Maßstab 1:2 in den Nasstest geschickt. Nur der Greifarm und ein paar andere Bauteile, die sich wegen der Elektrik nicht verkleinern lassen, haben bereits die Originalgröße.

Verbunden ist der Crawler über eine strom- und datentransportierende "Nabelschnur" anfangs mit dem Kran- oder Bohrschiff, später mit einer Leitstelle an Land. Bis zu 100 Kilometer kann die maximal entfernt sein – darüber hinaus werden die Leitungsverluste in der Nabelschnur zu groß. Über sie wird unter anderem der Greifarm gesteuert, der fünf Bewegungsachsen hat und über einen vollen Kreis von 360 Grad schwenken kann. Ein Operator in der Leitstelle richtet ihn mittels Joystick und Tasten aus, während die Kameras am Crawler ein Bild von der Unterwasser-Baustelle liefern. Über einen Andockstutzen kann der Crawler weitere auf Grund deponierte Werkzeuge aufnehmen, die mit einem Laserabtaster identifiziert werden.

Ein sogenannter Multiphasen-Booster pumpt das aus dem Bohrloch austretende Gemisch aus Öl, Gas und Wasser in die Pipeline. Weil Elektromotoren, die solche Pumpen antreiben, mit herkömmlicher Technik nur über maximal 50 Kilometer lange Kabel mit Strom versorgt werden könnten, gehöre zum Gesamtsystem ein "intelligentes" Strommanagement, sagt Axel Jäschke von der Firma Bornemann. Das System gleicht plötzliche Sprünge im Strombedarf der Pumpe aus, indem es vorausschauend ermittelt, wie viel Energie im nächsten Moment eingespeist werden muss.

Diese "Flow Assurance" ist ein wichtiger Bestandteil der Multiphasen-Technik. Sie muss sicherstellen, dass ständig genügend Druck in der Pipeline ist. Denn bei den niedrigen Temperaturen unter Wasser könnte Öl bei einem Druckabfall fest wie Wachs werden. "Da hätte man dann plötzlich eine kilometerlange Kerze in der Pipeline", scherzt Jäschke. Anders als gängige Bilder von Ölförderanlagen vermuten lassen, ist ISUP so auch ein IT-Projekt. Die Anlage kann nicht nur von der Leitstelle aus gesteuert werden, sondern über das Internet von jedem beliebigen Punkt der Welt. "Für das Personal brauchen sie allerdings halbe IT-Spezialisten, die auch etwas von Öl und Erdgas verstehen", sagt Sven Hoog von der Firma IMPaC, die zusammen mit dem Kit den informationstechnischen Teil von ISUP entwickelt hat.

Allerdings benötige man für Unterwasser-Produktions-anlagen weniger Personal als auf Offshore-Plattformen, fügt Hoog hinzu. Einen weiteren Vorteil sieht er darin, dass unterschiedliche Daten etwa aus der Video- und Prozesskontrolle in einem Datenstrom kombiniert verschickt werden könnten. Die Anlagen funktionieren auch in den rauen Gefilden der nördlichen Breiten, sogar unter einer geschlossenen Eisdecke – sieht man einmal vom Einsatz des Kranschiffes sowie eines Bohrschiffes zu Beginn der Erschließung ab. Zudem seien Investitionen und Betriebskosten niedriger als in der jetzigen Offshore-Förderung, so Hoog. Allein die Bohrinseln machen heute ein Drittel der Gesamtkosten aus.

Das ISUP-Konsortium plant allerdings nicht, das System als Komplettpaket anzubieten, weil der Markt von wenigen großen Anbietern beherrscht wird. "Einzelkomponenten anzubieten ist leichter", bestätigt Ole Økland, Manager für Subsea Technology and Operations bei Statoil. Der norwegische Ölkonzern plant bereits die Erschließung von Tiefsee-lagerstätten im Nordmeer. Das brasilianische Ölunternehmen Petrobras wiederum will ab 2013 das Ölfeld Tupi südlich von Rio de Janeiro in einer Tiefe von 2100 Metern in Betrieb nehmen. Geschätzter Umfang: acht Milliarden Barrel – fast doppelt so viel wie die größten Ölfelder in der Nordsee. Nach Schätzungen des US-Ölkonzerns Chevron könnte 2015 bereits ein Viertel des Offshore-Öls weltweit aus der Tiefsee gefördert werden.

Ein Animationsvideo des Konzeptes können Sie hier sehen. (nbo)