Seit etwa zehn Jahren arbeiten Ölmultis an neuen Techniken, die zunächst dazu dienten, die hohen Kosten der Offshore-Förderung von Öl und Gas zu senken. Es geht dabei vor allem um automatische Systeme, die nicht mehr auf Förderplattformen stehen müssen, sondern auf dem Meeresboden eingesetzt werden können. Die Entwicklung und Erprobung dieser ausgeklügelten Systeme ist in vollem Gang, ein Höhepunkt scheint noch lange nicht erreicht. Nun zeigt sich, dass sich die Anlagen sogar für die Arktis mit ihren extremen Anforderungen an Mensch, Maschine und Material eignen. Aber nun der Reihe nach.
Beschallen
Am Anfang steht der Schall - auch in der Arktis. Während früher bei der Suche nach Öl und Gas auf Verdacht gebohrt werden musste, der Fachmann spricht hier von „wildcats“, beschallen heute Spezialschiffe den Seeboden mit Luftkanonen. Das Echo wird mit Unterwassermikrophonen aufgezeichnet, die an einem breiten Fächer langer Leinen mitgeschleppt werden. Seismische Schalluntersuchungen sind kostspielig und aufwendig, die Schiffe ziehen ihre Schleifen monatelang ohne Unterbrechung. Aus den Rohdaten lassen sich mit speziellen Rechenprogrammen dreidimensionale Modelle des Seebodens gewinnen, die Einblick bis in viele 100 Meter Tiefe gestatten. Schichten, die mit gewisser Wahrscheinlichkeit Kohlenwasserstoffe enthalten, lassen sich recht gut erkennen, mehr noch: Man kann festlegen, wie potentielle Lagerstätten am besten anzubohren sind.
Explorieren
Nach jahrzehntelangen Auseinandersetzungen haben sich Norwegen und Russland 2010 auf eine gemeinsame Grenze der beiden Wirtschaftszonen in der Barentssee geeinigt. Danach setzte in diesem Seegebiet, vor allem im norwegischen Teil, eine geradezu hektische seismische Aufnahme des Meeresbodens ein. Allerdings sagt selbst das beste 3D-Modell nichts anderes, als dass eine Schicht mit bestimmter Wahrscheinlichkeit Kohlenwasserstoffe enthält. Wer Gewissheit haben will, muss bohren, mit einer Explorationslizenz. Bei deren Vergabe verpflichtet sich ein Unternehmen, in einer bestimmten Frist Explorationsbohrungen abzuteufen. Bleibt eine Bohrung „trocken“, kann das Unternehmen etwa 50 Millionen Dollar abschreiben. Ist sie aber „nass“, wird das Bohrloch zunächst wieder verschlossen. Mit einer Kampagne von mehreren Bohrungen in Folge erhalten Fachleute Aufschluss über die Mächtigkeit einer Lagerstätte. Dafür werden in der Arktis meist Plattformen vom Typ Halbtaucher (Semisubmersibles) eingesetzt, die auch bei höherem Wellengang ruhig in der See liegen.
Wer glaubte, Explorieren ginge einfach vonstatten, wurde durch das Beispiel von Shell in Alaska eines Besseren belehrt. Der Ölmulti wollte im vergangenen Jahr in der Tschuktschen-See und der Beaufort-See vor der Nordküste Alaskas eine Serie von Explorationsbohrungen niederbringen. Mehr als fünf Jahre lang hatte sich Shell darauf vorbereitet, mit Kosten von fast fünf Milliarden Dollar. Auf seiner Website www.shell.us (Stichwort „Alaska“) stellte der Konzern minutiös dar, wie umfangreich und wohldurchdacht die Risikoanalysen und technischen Vorbereitungen waren, zu jedem der Seegebiete gab es Dokumente mit Hunderten Seiten über Alarmpläne und Sicherheitsvorkehrungen. Eigentlich konnte nichts schiefgehen. Doch dann setzte eine Serie von Missgeschicken ein.
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Die herkömmliche Förderplattform „Priraslomnaja“
Es begann damit, dass das Bohrschiff „Noble Discoverer“, ein Veteran von 47 Jahren, den Umweltvorschriften nicht entsprach. Im Sommer trieb das Schiff steuerlos vor Unalaska in Richtung Küste. Dann konnte die „Arctic Challenger“, eine Barge zur Öleindämmung bei einer Havarie, die amerikanische Coast Guard lange Zeit nicht überzeugen. Bei einem Testlauf versagte der „Containment Dome“, eine Glocke zum Aufnehmen von austretendem Öl aus einem Bohrloch, und wurde beschädigt. Gegen Ende des Jahres zeigten sich neue technische Unzulänglichkeiten der „Noble Discoverer“. Ende Dezember meinte Shell, die Bohrplattform „Kulluk“ bei einem aufziehenden Sturm nach Seattle verholen zu müssen. Unterwegs fielen alle vier Hauptmaschinen des nagelneuen Schleppers „Aiviq“ aus, die Plattform lief vor einer Insel auf Grund. Das Bohrgerät ist inzwischen wieder flott, ohne größeren Schaden angerichtet zu haben. Doch die Stimmung in Alaska ist gekippt, Shell hat viel Vertrauen verspielt.
Was die Barentssee betrifft, so bestätigen die bisherigen Ergebnisse die Annahme der Geophysiker, dass das Seegebiet nördlich von Norwegen reich an Kohlenwasserstoffen ist. Allein im vergangenen Jahr stießen norwegische Fachleute auf mehrere bisher unbekannte Lagerstätten. Ähnliches gilt für den russischen Teil der Barentssee und die benachbarte Kara-See. Im Sommer vorigen Jahres hat Norwegen eine neue Runde für Produktionslizenzen ausgeschrieben, in der sich Offshore-Unternehmen um eine Lizenz für die einzelnen Blocks bewerben können. Statoil, ExxonMobil, BP, Eni Norge und andere Ölmultis werden weitere Bohrungen abteufen, eine Förderung wird es dort jedoch erst in einigen Jahren geben.
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Die moderne LNG-Anlage in Hammerfest
Weiter östlich, im russischen Teil der Barentssee, schien man schon weiter zu sein: In der fast die Hälfte des Jahres eisbedeckten Petschora-Bucht steht seit 2011 wie ein Bollwerk die kombinierte Bohr- und Förderplattform „Priraslomnaja“, ein Veteran aus der Nordsee, der 2002 gekauft wurde und seit mehreren Jahren umgebaut wird. Nach vielen Verzögerungen soll „Priraslomnaja“ im Herbst dieses Jahres mit der ersten Bohrung beginnen. Auch bei der Erschließung von Shtokman in der Barentssee, einer der größten Offshore-Gaslagerstätten der Welt, gibt es erhebliche Verzögerungen. Nach jahrelangen, erfolglosen Verhandlungen mit Gasprom über die Vertragsbedingungen stiegen die Juniorpartner Statoil und Total im vergangenen Sommer aus. Inzwischen gibt sich Gasprom etwas geschmeidiger und verhandelt wieder.
Fördern und Laden im Eis
Beim Bohren und beim Verladen auf Tanker ist in den meisten Seegebieten der Arktis ein Eismanagement erforderlich, eine regelrechte Eisaufklärung über Satellit oder Naherkundung mit Hubschrauber sowie eine Absicherung der Plattformen und Ladevorrichtungen mit Eisbrechern, die das herantreibende Packeis aufbrechen und den Druck auf Plattform und Tanker mindern. Noch gibt es keine technisch verlässliche Offshore-Verladetechnik für arktische Gebiete, doch verschiedene Verfahren und Systeme werden intensiv getestet. „Ein recht sicheres und zukunftsträchtiges Verfahren für arktische Gebiete mit tieferem Wasser ist das Betanken mit einer Ladeboje, die über eine Pipeline mit der Fördereinrichtung verbunden ist. Die Boje liegt auf dem Meeresboden und kann von einem Tanker zum Beladen nach oben geholt werden“, erklärt Joachim Berger von IMPaC Offshore Engineering in Hamburg. Das Unternehmen untersucht zurzeit für den Konzern ConocoPhillips, ob beim Ölfeld Amauligak in der Beaufortsee vor Kanada eine solche Beladung der Tanker mit Eismanagement möglich ist. „Der Tanker macht an einem sogenannten Turret fest, der ein Schwojen des Schiffes erlaubt, was wegen der Tide meist nötig ist. Betanken bei leichtem Treibeis ist möglich, wenn das Eis aber dichter wird, ist die Unterstützung von eisbrechenden Schiffen im Rahmen eines Eismanagements unumgänglich.“
Bei der geplanten Plattform „Priraslomnaja“, die durch vier Zentimeter dicke Stahlwände gesichert ist, zusätzlich geschützt durch meterdicke Betonwände, kann ein Tanker an einem von zwei Ladeplätzen anlegen. Ändert sich die Eislage oder kippt die Tide, legt der Tanker ab und wechselt mit halber Ladung zum anderen Ladeplatz. Offenbar war in der flachen Petschora-Bucht kein anderes Verfahren möglich als dieses ruppige Beladen gegen die Naturgewalt des Eises. Immerhin werden zwei Eisbrecher bereitliegen, um gefährliche Eislagen aufzubrechen.
Wie kein anderes Land hat Norwegen in den vergangenen Jahren die Fördertechnik mit automatischen Systemen weiterentwickelt. Es geht darum, die Arbeitsprozesse von den Förderplattformen auf den Meeresboden zu verlegen. Diese Entwicklung ging auf den Plattformen in der Nordsee in kleinen Schritten voran. Sie begann beim Ölfeld Norne und beim Gasfeld Kristin, bei dem die große Wassertiefe die Herausforderung war, fand bei dem legendären Gasfeld Ormen Lange einen vorläufigen Höhepunkt, wo erstmals Erdgas direkt zur Küste geführt wurde. Beim Ölfeld Tordis wurde 2005 bereits mit der Separation von Öl, Gas und Förderwasser auf dem Meeresboden gearbeitet. Und bei Tyrihans wurde die erste beheizte Pipeline aus Kohlefaser und Edelstahl verlegt. Eine der wichtigsten Etappen auf diesem Weg aber ist das Gasfeld Snøhvit (Schneewittchen) vor Hammerfest.
Snøhvit ist insofern ein Meilenstein, als über dem Gasfeld keine einzige Förderplattform steht. Das Gas wird durch Installationen auf dem Meeresboden in 250 bis 350 Meter Tiefe gefördert und direkt über eine Pipeline zur der 143 Kilometer entfernten Hafenstadt Hammerfest transportiert. Eine der Neuheiten war die lange Pipeline zur Küste, direkt ab der Zapfstelle. Damit sich nicht eisähnliches Gashydrat bildet, das die Pipeline verstopfen könnte, wird am Seeboden Frostschutzmittel beigemischt. Auf der Hammerfest vorgelagerten Insel Melkøya wird das Erdgas zu Flüssiggas verarbeitet, „Liquified Natural Gas“, kurz LNG. Zunächst werden dem Gas in mehreren Schritten Wasser, Kohlendioxid und das Frostschutzmittel entzogen, Gaskondensate werden abgetrennt, schließlich wird das Methan durch Abkühlen auf minus 163 Grad verflüssigt und in Spezialtanker gepumpt. Kontrolliert wird das Gasfeld Snøhvit von einem Leitstand an Land, wo sich alle Ventile, Pumpen und Aggregate direkt steuern lassen. Eine der wichtigsten Aufgaben neben der Überwachung der Dichtigkeit der Leitungen ist die Einstellung der richtigen Fließgeschwindigkeit des Gasstroms.
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Die Offshore-Förderung wird sich auf den Meeresboden verlagern, verteilt auf Aggregate, die in hohen Stahlgerüsten, den Templates, installiert werden
Schematisch gesehen, steht auf den zahlreichen Zapfstellen eines Öl- oder Gasfeldes je ein Wellhead, ein Verschluss, der den Druck kontrolliert. Darauf ist je ein Christmas-Tree oder X-Tree montiert, der zahlreiche Anschlussmöglichkeiten bietet, zum Beispiel zur Injektion von Fließförderzusätzen. Von dort laufen Leitungen zu einem Manifold, einer Sammelstation. Diese geben das geförderte Öl-Gas-Gemisch an einen Riser ab, eine flexible Steigleitung zu einer Förderplattform, oder an eine Pipeline, die an Land führt. In dieses Schema können zahlreiche neue Systeme eingebaut werden, etwa Kompressoren, Pumpen, Messgeräte, Kontrollstufen und Trennanlagen. Eingebaut werden diese Systeme in sogenannte Templates, extrem robuste Stahlkäfige, die mitunter die Größe eines Zehnfamilienhauses erreichen und - durch mächtige Stahlplatten verschlossen - „overtrawlable“ sind, also auch vom Grundschleppnetz eines Fischtrawlers heimgesucht werden können.
Die verschiedenen Bauteile und Aggregate werden mit Hilfe von ferngesteuerten Unterwasserrobotern (ROVs) montiert. „Die einzelnen Bauteile können nass gesteckt werden“, erklärt Sven Hoog von IMPaC Offshore Engineering, die im Rahmen des Forschungsprojekts ISUP (Integrated Systems for Underwater Production of Hydrocarbons) eine Unterwasserförderanlage konzipierten, deren Mehrphasenpumpe Öl-Gas-Gemische transportieren kann. Gesteuert werden diese Anlagen von Land aus über sogenannte Umbilicals (Nabelschnüre). Zu den neuesten Techniken gehört der Separator eines norwegischen Unternehmens, erklärt Sven Hoog. „Der Separator trennt Öl, Gas und Wasser bereits auf dem Meeresboden voneinander. Das Wasser wird durch eine spezielle Bohrung wieder in die Lagerstätte reinjiziert, das Öl über eine Pipeline an Land gepumpt, das Gas kann man über einen Kompressor schicken, wenn man lange Entfernungen überbrücken muss.“
Wie es weitergeht
Die Entwicklung ist in vollem Gange. „Wir wollen nicht mehr so viele Plattformen in der Arktis bauen“, erklärte Ove Tobias Gudmestad kurz nach der Inbetriebnahme der LNG-Anlage Hammerfest. „Darum werden wir diese Technologie auch weiter draußen in der Arktis nutzen.“ Eine der größten Herausforderungen wird darin bestehen, die in der Barentssee gegebenen großen Entfernungen zu überbrücken, was unter anderem bedeutet, dass Pipelines beheizt werden müssen, um die Fließgeschwindigkeit aufrechtzuerhalten.
Während die Exploration weiterhin von der Wasseroberfläche aus vorgenommen werden muss, wird die Förderung in der Arktis zum großen Teil voraussichtlich auf dem Meeresboden stattfinden. Angesichts der Gefahren durch Eis, Kälte und Stürme könnte die künftige Förderung in der Arktis, zu einem Teil wenigstens, sicherer sein als in der Nordsee oder im Golf von Mexiko. Eine Skyline von Förderplattformen wie in der Nordsee wird es in der Arktis jedenfalls nicht geben.
