FA 06 Das schwarze Gold in der Tiefsee

Die Risiken beim Bohren nach Erdölreserven im Meeresboden sind hoch. Innovative Technologie soll die Gefahr minimieren.

Groß war die weltweite Empörung nach der Explosion und dem Untergang der Ölplattform „Deepwater Horizon“ im Golf von Mexiko, in den insgesamt 780 Millionen Liter Öl strömten. Als Folge legten die USA zunächst weitere Genehmigungen für Tiefseebohrungen in ihren Gewässern auf Eis. Zu stoppen vermag aber auch die Umweltkatastrophe die Förderung von Öl und Gas unter dem Meeresboden nicht. Ist sie doch zu lukrativ für die Konzerne. Allerdings hat bei Energieriesen wie BP ein Umdenken eingesetzt: Neue Standards sollen die Risiken eines Desasters wie im April 2010 verhindern und im Notfall die Verschmutzung der Gewässer schneller eindämmen. Gelingen soll dies mittels noch besserer Technologie der Hersteller von Bohrplattform-Komponenten. Eine Herausforderung für die Armaturen- und Dichtungsbranche.

 

Fördermenge aus dem Meeresboden verdoppelt sich
Das Verlangen nach großen Mengen Öl und Gas treibt die Unternehmen zunehmend in die Meere, denn die Quellen gut zu fördernder Rohstoffe an Land nehmen ab bei gleichzeitig steigendem Energiebedarf in aller Welt. „In den vergangenen zehn Jahren wurden weltweit über 50 Prozent der neuen Erdöl- und Erdgasreserven unter dem Meeresboden entdeckt“, berichten Dieter Franke und Sönke Rehder von der Deutschen Rohstoffagentur in der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe. Wobei wiederum der Anteil der Entdeckungen im Flachwasser immer geringer wird. Tiefwasserentdeckungen – bei einer Wassertiefe von 300 bis 1500 Metern - und Tiefstwasserentdeckungen – bei unter 1500 Metern unter dem Meeresspiegel, auch Ultra-Tiefsee genannt – machten in den vergangenen fünf Jahren fast 40 Prozent der neu entdeckten Reserven aus. Bis 2015 erwartet die Deutsche Rohstoffagentur laut einer Studie eine Verdopplung der Erdölfördermenge aus dem Meeresboden.

 

Risiken steigen bei zunehmender Meerestiefe
Mit zunehmender Meerestiefe steigen aber die Risiken. Schon die Abdichtung der Ölquelle der gesunkenen „Deepwater Horizon“ wurde durch die Tiefe von 1500 Metern erschwert. Aber bereits jetzt gehen Förderungen darüber hinaus: Seit 2010 exploriert die von Shell betriebene Plattform „Perdido“ bei einer Wassertiefe von 2450 Metern im Golf von Mexiko – ein Rekord. Ein Ende des Tiefenrausches ist nicht abzusehen. Die größte Tiefe des Golfes, die bei über 5000 Metern liegt, wird am Ende ausgeschöpft: BP hat bereits das Tiber-Ölfeld im Visier.

Der Golf von Mexiko gehört zum so genannten Goldenen Dreieck, zu dem außerdem die brasilianische Atlantikküste und Westafrika gezählt werden. Selbst die Arktis ist ins Blickfeld der Energiekonzerne gerückt. Hier werden 20 bis 25 Prozent der weltweit unentdeckten Gas- und Ölreserven vermutet. Jede in Frage kommende Region der Tiefwasserförderung befindet sich an den Kontinenträndern. Die größten Bereiche der Meere – die zum Teil noch tiefer liegen – bleiben für Energiekonzerne uninteressant, da ihr Öl- und Gaspotenzial gering ist.

 

Sicherheit verbessern
Aber sind die Unternehmen gerüstet für die Herausforderungen der Ultra-Tiefsee, in der enorme Drücke herrschen und die Quelle weit weg ist von einer schnellen Handhabung im Notfall? BP zumindest stellt sich noch stärker den Anforderungen an Anlagen, die sich aus den widrigen Bedingungen der Tiefsee ergeben, und zieht damit Konsequenzen aus dem Öldesaster vom April 2010 im Golf von Mexiko. „BP Exploration & Production Inc. wird neue Standards für die Bohrung nach Öl- und Gasvorkommen im Tiefwasserbereich des US-amerikanischen Teils des Golfes von Mexiko einführen“, erklärt das Unternehmen. Es spricht von „freiwilligen Verbesserungen.“ Mit den Plänen solle „nicht nur die Sicherheit von Tiefwasserbohrungen verbessert werden“, sagt BP Group Chief Executive Bob Dudley. BP wolle auch auf mögliche Vorfälle besser vorbereitet sein. Ferner möchte der Energieriese „das Vertrauen in das Unternehmen nach dem Unfall und der Ölverschmutzung wiederherstellen“, ergänzt James Dupree, BP Regional President für den Golf vom Mexiko. Es geht auch um eine Imageverbesserung.

 

Höhere Erwartungen an Sicherheitsventil
BP schraubt die Erwartungen für künftige Blow Out Preventer (BOP) höher. Bei der Ölkatastrophe im Golf von Mexiko hatte es versagt – das Sicherheitsventil, das im Notfall die Ölquelle absperren sollte, funktionierte nicht und ließ sich auch im Nachhinein nicht aktivieren. Daher will BP Exploration & Production (BPXP) zukünftig auf allen Bohrinseln im Tiefwasserbereich, die über dynamische Positionierungsvorrichtungen verfügen und im Auftrag von BPXP operieren, unter Wasser BOP einsetzen, die mindestens zwei so genannte Blind Shear Rams, also Schieber zum Durchtrennen und Verschließen von Bohrgestänge und Förderrohr besitzen. Außerdem soll auch ein Casing Shear Ram, ein Schieber für das Förderrohr, Teil des BOP sein.

Außerdem wird BPXP künftig bei einer technischen Prüfung oder Wartung des BOP eine unabhängige Organisation verifizieren lassen, dass die Prüf- und Wartungstätigkeiten in Übereinstimmung mit den Herstellerempfehlungen und den einschlägigen branchenspezifischen Praktiken realisiert wurden. Ferner arbeitet BP unter anderem mit Boemre, dem Ocean Energy Safety Advisory Commitee und dem Center for Offshore Safety in einem Technologieprogramm für BOP-Systeme zusammen.

 

Seewasserresistente Werkstoffe
Aber nicht nur auf das BOP-Sicherheitsventil müssen sich die Betreiber von Offshore-Plattformen verlassen können. Zum Einsatz kommen beispielsweise Schrägsitzventile, Drehschieber und Hochdruck-Eckventile, die bei der Rohrleitungs-, Prozess-, Tank- und Notfallabsperrung zum Einsatz kommen. Vielseitigkeit bei den Materialien ist gefragt: „Alle diese Ventile können aus speziellen seewasserresistenten Werkstoffen hergestellt und mit Innenteilen für den Einsatz unter besonders kritischen Bedingungen versehen werden“, erklärt der deutsche Armaturenhersteller SchuF Fetterolf. Die Regelventile müssten, so das Unternehmen weiter, eine konstante Strömung im Gehäuse ermöglichen, weitgehend totraumfrei sein, Verschleißteile sollen einfach im Austausch sein, und die Innenteile bestehen aus Hartmetall, Keramik oder sind mit Sonderbeschichtungen ausgestattet.

„Um auf Ölplattformen sichere und effiziente Arbeitsprozesse zu gewährleisten, ist der Schutz der großen Zentrifugalpumpen vor Beschädigung zu gewährleisten“, so SchuF Fetterolf. „Automatische Pumpenschutzventile sorgen für einen Mindestdurchsatz und den Abbau überschüssigen Drucks während Phasen geringer Last oder beim Anfahren.“ Als Werkstoff komme hier zum Beispiel seewasserfester Duplex-Stahl mit 22 Prozent Chromanteil für das Ventilgehäuse zum Einsatz.

 

Überwachung des Ventils
Die Arbeit im Offshore-Bereich birgt größere Risiken: Die Beschäftigten arbeiten teilweise in einer Gefahrenzone. Gleichzeitig sind Ventile rauen Bedingungen ausgesetzt, die die Anlagenverfügbarkeit und die Lebenszykluskosten beeinflussen. Daher müssen Regelventildaten optimal analysiert werden, und das am besten vom Land aus. Metso Automation entwickelte hierzu ein Rahmenprogramm und entsprechende Produkte.

„Im ersten Schritt werden auf jeder Plattform intelligente Ventile-Stellungsregler und eine geeignete Anlagenmanagement-Software installiert“, erklären Niklas Lindfors und Jarkko Räty von Metso (Quelle: RESULTS/VALVES). Die Überwachung des tatsächlichen Zustands des Ventils fällt in den Verantwortungsbereich des Offshore-Personals vor Ort. „Der nächste Schritt zur Verbesserung der Zustandsüberwachung ist die Zentralisierung anhand eines Anlagenmanagement-Systems mit Überwachung durch ein ausgewähltes Team von Analytikern an Land.“ Dieses Team sei in der Lage, Wartungsmaßnahmen an mehreren Plattformen zu überwachen und zu koordinieren.

 

Dichtungen als Hochleistungsprodukte
Ein intelligenter Ventil-Stellungsregler wie der Neles ND9000 von Metso erfasst beispielsweise die Informationen zur Performance des Regelventils während dessen gesamten Lebenszyklus. Das Metso-Gerät speichert alle diese Daten, die nicht nur vor Ort, sondern auch von fern abrufbar sind. „Grundsätzlich besteht kein Unterschied, ob die Diagnosedaten direkt vor Ort oder Tausende Kilometer weit entfernt abgerufen werden.“ Ein Gerätezustandsmonitor zeigt jene Regelventile an, deren Performance abweicht und die wahrscheinlichsten Gründe für eine Störung.

Nicht nur Anlagenteile wie Armaturen müssen bei der Erdöl- und Erdgasförderung zu Wasser besonders hohen Ansprüchen genügen. Auch die Dichtungsbranche muss mit Hochleistungsprodukten glänzen. Offshore-Plattformen als lukrativen Markt erkannt hat beispielsweise EagleBurgmann. Mit an Bord des Bohrschiffes „Deepwater Champion“ sind Dichtungen des Unternehmens aus Wolfratshausen. EagleBurgmann erhielt von Rolls Royce Aufträge in Höhe von mehreren Millionen Euro für Gleitringdichtungen. Weitere Vertragsverhandlungen für die kommenden drei Jahre – ebenfalls über mehrere Millionen Euro – stehen vor dem Abschluss.

 

Trend zu mobilen Bohrplattformen
Der Mut von EagleBurgmann wurde belohnt: Denn mit Wellendurchmessern bis 530 Millimeter und Flanschdurchmessern bis zu 1.000 Millimetern betraten dessen Entwickler für diese Anwendung mit ihren besonderen Anforderungen auf hoher See Neuland. „Die besonderen Eigenschaften liegen in ihrer Beständigkeit in Meerwasseranwendungen und ihrer Unempfindlichkeit gegenüber Schwingungen und Druckschwankungen durch speziell konstruierte Nebendichtelemente“, erklärt das Unternehmen.

Attraktive Aufträge wie dieser nehmen für Dichtungs- und Armaturenhersteller zu. „Weil die Bohrtiefen größer werden, geht der Trend zu mobilen Bohrplattformen“, erklärt Hauke Schlegel, Geschäftsführer der deutschen VDMA-Arbeitsgemeinschaft Schiffbau- und Offshore-Zulieferindustrie. Fest installierte Plattformen wären für eine Tiefsee zu monströs und nicht ökonomisch. Mobile, schwimmende Inseln sind allerdings „ausrüstungsintensiver“, so Schlegel.

 

Brasilianischer Markt im Fokus
Für die Offshore-Branche rückt Brasilien zunehmend in den Fokus. Kein Wunder, denn vor der Küste des südamerikanischen Staates schlummern in großer Tiefe enorme Rohstoffschätze, die nun gehoben werden sollen. Bis 2014 werden über 220 Milliarden US-Dollar investiert.

Bei der Exploration von Öl setzt Brasilien auch auf die Technologie anderer Länder. So sucht die schnell prosperierende Stadt Macaé im Bundesstaat Rio de Janeiro nach Partnern für die Tiefseeförderung. Gefragt sind beispielsweise Armaturenhersteller. Auch nach Fernüberwachungen herrscht große Nachfrage.

Den brasilianischen Offshore-Markt für sich entdeckt hat SchuF Fetterolf. Um ihn besser bedienen zu können, hat das Unternehmen „entschieden, eine zweite Produktionsstätte in Brasilien zu eröffnen“, sagt CEO Roderick Stanley. Sie liegt in Nähe zu den Offshore-Ölfeldern nordöstlich von Brasilien. „Viele Kunden erwarten, dass es eine ortsnahe Unterstützung durch den Hersteller gibt.“ So arbeitet SchuF Fetterolf bereits mit Petrobas zusammen.

 

Steuerliche und ökologische Hürden
Trotz guter Erfahrungen mit dem südamerikanischen Markt gibt es noch Hürden zu überwinden. „Zum Teil werden Importzölle und Steuern von über 50 Prozent auf Armaturen erhoben“, berichtet Bomafa-Geschäftsführer Friedrich Appelberg. Handelsbarrieren, die die einheimische Wirtschaft Brasiliens schützen sollen, spielten eine große Rolle. Daher setzt Bomafa auf die Zusammenarbeit mit lokalen Partnern. Die richtige Strategie führt zum Erfolg.
Bei Tiefseebohrungen in bestimmten Regionen treffen die Offshore-Investoren und -Zulieferer aber nicht nur auf steuerliche, sondern auch auf ökologische Hürden. Umweltschützer – und auch einige Staaten – sehen Risiken bei Tiefseebohrungen aufgrund hoher Anforderungen an Material und Technologie. Dabei sind ihnen vor allem Pläne für die Arktis ein Dorn im Auge:

„Generell lehnen wir eine Erschließung von Erdölvorkommen in dieser Region ab“, erklärt Stephen Lutter, Meeresökologe beim Umweltverband WWF gegenüber der Süddeutschen Zeitung. Es gebe dort keine Infrastruktur. Umweltschützer warnen davor, dass es in der Arktis keine Mikroben gebe, die das Öl „auffressen“.

Eine Kritik, die dem russischen Ölförderer Rosneft und dem US-Ölkonzern ExxonMobil nicht gefallen dürfte. Mit einer strategischen Partnerschaft wollen sie unter anderem Vorkommen in der Karasee, die zur Arktis gehört, erschließen. Ein lohnender Plan: Hier werden Gebiete mit insgesamt fünf Milliarden Tonnen Öl vermutet.

 

Innovationen für mehr Sicherheit
Eine Strategie, etwas sicherer nach Öl zu bohren, könnte möglicherweise das Dänische Meteorologische Institut liefern. Ziel sei es, so Susanne Hanson vom Institut, ein Warnsystem aufzubauen. Nach einem Modell lasse sich genau sagen, wie sich das Öl ausbreitet. Innerhalb von zehn Minuten würden Helfer erfahren, wo das Öl zu finden ist.

Die Energiekonzerne werden dennoch die Bedenken von Ökologen nicht gänzlich ausräumen können. Eine Chance, mit möglichst geringem Risiko nach Öl zu bohren, bietet aber eine innovative und anspruchsvolle Technologie. Den Trend, ihre Entwicklung massiv voran zu treiben, hat die Ölkatastrophe im Golf von Mexiko beschleunigt.

Zum Fortschritt vermag auch die Armaturenbranche vieles beizutragen. Dann wird die Herausforderung „Tiefseebohrung“ sogar zu einer Chance für die gesamte Branche.