Bereits Kunde? Jetzt einloggen.
Lesezeit ca. 8 Min.

Reportage: Inselgruppe auf Stelzen


PROTRADER - epaper ⋅ Ausgabe 3/2019 vom 05.03.2019
Artikelbild für den Artikel "Reportage: Inselgruppe auf Stelzen" aus der Ausgabe 3/2019 von PROTRADER. Dieses epaper sofort kaufen oder online lesen mit der Zeitschriften-Flatrate United Kiosk NEWS.

Bildquelle: PROTRADER, Ausgabe 3/2019

Branche
Mineralölindustrie

Reportage
Johan-Sverdrup-Feld

Spätestens im Laufe des Jahres 2022 umfassen die Anlagen auf dem Johan-Sverdrup-Feld sogar fünf Plattformen


Als in den 60er Jahren der US-Ölmulti Mobiloil auf der Suche nach Erdöl die Nordsee ins Visier nahm und bei einer seiner ersten Bohrungen Jahr 1966 zwischen Norwegen und Großbritannien tatsächlich auf Öl stieß, ahnte niemand, wohin diese Entdeckung führen würde. Zu kostspielig schien der nötige Aufwand, das schwarze Gold aus der Tiefe zu holen. Wirtschaftlich interessant wurden derlei Aktivitäten erst in der Folge der Ölkrise von 1973. ...

Weiterlesen
epaper-Einzelheft 5,49€
NEWS 14 Tage gratis testen
Bereits gekauft?Anmelden & Lesen
Leseprobe: Abdruck mit freundlicher Genehmigung von PROTRADER. Alle Rechte vorbehalten.

Mehr aus dieser Ausgabe

Titelbild der Ausgabe 3/2019 von Vorbericht: Bagger made in China. Zeitschriften als Abo oder epaper bei United Kiosk online kaufen.
Vorbericht: Bagger made in China
Titelbild der Ausgabe 3/2019 von Branchentreff en im Sauerland. Zeitschriften als Abo oder epaper bei United Kiosk online kaufen.
Branchentreff en im Sauerland
Titelbild der Ausgabe 3/2019 von BauTechnikDigital in München. Zeitschriften als Abo oder epaper bei United Kiosk online kaufen.
BauTechnikDigital in München
Titelbild der Ausgabe 3/2019 von Hintergrundstory: Geht uns der Sand aus?. Zeitschriften als Abo oder epaper bei United Kiosk online kaufen.
Hintergrundstory: Geht uns der Sand aus?
Titelbild der Ausgabe 3/2019 von Jobreport: Vielseitigkeit auf ganzer Linie. Zeitschriften als Abo oder epaper bei United Kiosk online kaufen.
Jobreport: Vielseitigkeit auf ganzer Linie
Titelbild der Ausgabe 3/2019 von Gebrauchtkrane aus Westfalen. Zeitschriften als Abo oder epaper bei United Kiosk online kaufen.
Gebrauchtkrane aus Westfalen
Vorheriger Artikel
Die Messe für den US-Truck-Markt
aus dieser Ausgabe

... Seither befi ndet sich der Industriezweig in kontinuierlichem Wachstum. Heute erwirtschaftet die norwegische Erdöl- und Gasindustrie gut und gerne 20 Prozent der Wertschöpfung des Landes und stemmt allein die Hälfte des norwegischen Exportvolumens. Man könnte also meinen, der Boden unter der Nordsee sei mittlerweile einem Schweizer Käse gleich mit zahllosen Bohrlöchern durchzogen. Das gilt speziell für die Vikingbank, eine Sandbank, die sich auf Höhe der Shetland Inseln in dem Seegebiet zwischen Großbritannien und Norwegen über 150 Kilometer in der Länge und 100 Kilometer in der Breite erstreckt. Hier war vor über fünfzig Jahren in einem Gebiet, das nach einer norwegischen Insel Utsira High genannt wird, die erste Bohrung erfolgt. Utsira High sowie überhaupt die ganze Vikingbank gelten als eine der am besten erkundeten potentiellen unterseeischen Lagerstätten für Öl und Gas.

Tiefwasserbohrplattform Deepsea Atlantic bei der Erkundung


Dennoch entdeckte 2007 die schwedische Lundin Petroleum am Westrand von Utsira High mit „Luno“ ein neues Erdölfeld sowie nur drei Jahre später in 25 Kilometer Entfernung am Ostrand des Gebiets mit „Avaldsnes“ gleich noch ein Feld. Die im Laufe der folgenden Monate mehrfach nach oben auf 800 Millionen bis zu 1,8 Milliarden Barrel korrigierte Schätzung der dort lagernden Reserven veranlasste nun auch die norwegische Statoil, die eine Lizenz für das Zentrum des Gebiets innehatte, unterhalb der in rund 110 Metern Wassertiefe gelegenen Sandbank ihr Glück zu suchen. Mit durchschlagendem Erfolg. Auch der angebohrte Entdeckungsbrunnen „Aldous Major South 16/2-8“ versprach enorme Reserven, deren Schätzungsverlauf nur eine Richtung kannte: steil nach oben.
Kaum mehr als 15 Kilometer voneinander entfernt, dämmerte es den Verantwortlichen irgendwann, war beiden Unternehmen die kombinierte Entdeckung einer einzigen Struktur gelungen, für die sowohl Lundin als auch Statoil Lizenzen besaßen. Avaldsnes/Aldous versprach Reserven von bis zu 3,3 Milliarden Barrel Rohöl. Man hatte Norwegens größtes Ölfeld angebohrt!
Angesichts der Bedeutung des Fundes konnte es allerdings nicht bei einem solchen Namen bleiben. So erhielt das neue Öl-und Gasfeld den Namen Johan Sverdrup, eines Mannes, dessen Renommee und Gewicht für die Geschichte der Demokratie in Norwegen demjenigen von Friedrich Ebert für Deutschland durchaus gleichkommt. Um ihren Fund zu heben, holten sich Lundin und Statoil mit Petoro, Aker BP und der zu Total gehörenden Maersk Oil zunächst weitere Partner ins Boot. Im Anschluss konnte man in die konkreten Planungen einsteigen.

Taktung für ein Megaprojekt

Nachdem sich alle Projektpartner auf Statoil als verantwortlichen Betreiber geeinigt hatten, begann der norwegische Offshore-Spezialist Aker Solutions 2013 im Auftrag von Statoil mit den Vorarbeiten. Hierzu zählte zunächst die Erstellung detaillierter Machbarkeits- und Konzeptstudien für die Erschließung der Lagerstätte sowie gegen Ende 2013, nach Gewinn des Statoil-Portfolio-Rahmenvertrags, auch die Bereitstellung von Engineering-Services und die Erarbeitung eines verbindlichen Ablaufkonzepts für die Entwicklung. Schnell reifte der Entschluss, das Johan-Sverdrup-Feld aufgrund der Größe in mehreren Phasen zu entwickeln. Der erste Abschnitt sollte zunächst den Aufbau eines einsatzbereiten Feldzentrums und damit die Errichtung von insgesamt vier Plattformen mit jeweils spezialisierten Anlagen für Unterbringung, Prozessverarbeitung, Bohren und Förderung umfassen. In etwa in einer Reihe stehend würden sich die vier Plattformen über eine Strecke von insgesamt rund 700 Metern verteilen und jeweils durch Brücken miteinander verbunden werden. Nach Abschluss der Installationsarbeiten und der darauf folgenden Testläufe soll Phase 1 schließlich gegen Ende 2019 in die Aufnahme der Produktion münden. Für den im Jahr 2022 vorgesehenen Eintritt in Phase 2 ist die Errichtung einer zweiten Förderplattform geplant, die eine Maximalleistung von täglich 220.000 Barrel Rohöl erreichen soll. Durch diese fünfte Plattform wird die Spitzenproduktion des Johan-Sverdrup-Felds auf 660.000 Barrel Öl pro Tag steigen, was einem Anteil von 25 Prozent an der gesamten norwegischen Erdölproduktion entsprechen würde. Damit wird das Johan-Sverdrup-Feld über einen voraussichtlichen Förderzeitraum von 50 Jahren (!) das mit Abstand produktivste Ölfeld in der Nordsee sein.

Größtes „Einzelteil“ des Johan-Sverdrup-Felds ist die von Kværner am Verdal Yard gebaute 140 Meter hohe und rund 26.000 Tonnen schwere Unterkonstruktion der zeitgleich in Korea entstandenen Prozessplattform. Sie wurde vor rund einem Jahr vom weltgrößten Schwimmkran „Thialf“ auf dem Grund der Nordsee abgesetzt


Doch zurück zur Planung: Im Laufe der Vorbereitungsphase fiel Aker Solutions überdies die Übernahme des Engineerings und aller nachgeschalteten Abläufe für den Bau der beiden wichtigsten Anlagenteile, der Förder- und der Prozessplattform, zu. Dabei legte Aker Solutions die Prozessplattform auf eine tägliche Kapazität von mehr als 100.000 Standardkubikmetern Öl aus. Bemerkenswert bei der Förderplattform ist vor allem, dass ihr nach dem Willen der Planer eine zentrale Rolle bei der Energieversorgung zukommt. Das Feld soll nämlich während seiner gesamten Lebensdauer mit Landstrom betrieben werden. Den eigentlichen Bau der Plattformen vergab das norwegische Unternehmen an die Werft von Samsung Heavy Industries in Korea.
Das Engineering und der Bau der Bohrplattform hingegen fand komplett in Norwegen bei der Aibel-Werft in Haugesund statt. Auf die jahrzehntelange norwegische Expertise beim Bau von Offshore-Anlagen vertraute Statoil auch bei der Vergabe der in der Fachsprache „Jackets“ genannten Unterwasserkonstruktionen für die Plattformen, die bis auf eine Ausnahme die Aker-Tochter Kværner lieferte.

Auf dem Boden der Nordsee

In Folge der Position des Johan-Sverdrup-Felds auf der Vikingbank in der nördlichen Nordsee müssen die Unterbauten für die Plattformen „nur“ mit der hier vorherrschenden Wassertiefe von 110 bis 120 Metern fertigwerden, was für ihre Konstruktion keine unüberwindbare Herausforderung darstellt. Der mit dem Bau beauftragte Spezialist Kværner am Verdal Yard bei Trondheim hat schon Jackets mit weit über 200 Metern Höhe geliefert.
Dennoch belegt die 2017 fertiggestellte, 140 Meter hohe Stahlfachwerk-Unterkonstruktion für die Prozessplattform mit ihren gigantischen Ausmaßen und ihrem enormen Gewicht von 26.000 Tonnen den Spitzenplatz im firmeninternen Ranking der aufwändigsten Projekte der Firmengeschichte. Mit 22.000 Tonnen ihr dicht auf den Versen ist das im März 2018 gelieferte Jacket für die Bohrplattform, während die zuletzt (im vergangenen Juli) fertiggestellte Unterkonstruktion der Förderplattform noch etwas darunterliegt. Die Lieferungen aus Verdal, rühmt sich das Unternehmen, machten in der ersten Phase der Johan-Sverdrup-Feldentwicklung inzwischen rund 90 Prozent des Gesamtgewichts der Unterkonstruktion aus. Einschließlich der Pfähle zur unterseeischen Befestigung der Jackets sei man nicht weit davon entfernt, 100.000 Tonnen Stahl geliefert zu haben. Hinzu kommen weitere Aufträge für das Johan-Sverdrup-Feld. Denn auch die Unterkonstruktion für die zweite Förderplattform (P2) sowie auch der Oberbau der ULQ-Plattform (Utility and Living Quarter) sind in Verdal in Arbeit. Einzig das ULQ-Jacket kommt nicht von Kvaerner, sondern von Dragados aus Spanien. Es ist mit einem Gewicht von knapp 7000 Tonnen geradezu ein Leichtgewicht.

In Sichtweite der Aibel-Werft in Haugesund übernimmt die monströse „Pioneering Spirit“ die dort gebaute Bohrplattform


Schwergewichte auf hoher See

Wie aber kommen derart gewichtige Strukturen überhaupt an die 140 Kilometer weit aufs Meer hinaus vor die norwegische Küste, und wie muss man sich ihre Installation vorstellen? Schließlich wurden die Förderplattform und die Verarbeitungsplattform bei Samsung in Korea gebaut und mussten zunächst eine lange Fahrt um die halbe Welt hinter sich bringen. Auf diesem Feld hat sich in den letzten Jahren sehr viel getan. Bereits seit Beginn des Jahrtausends gibt es halbtauchfähige Schiffe, die in der Lage sind, schwerste Lasten zu übernehmen und mit ihnen weite Strecken zurückzulegen. Auf diese Weise erreichten auch die Förderplattform und die Prozessplattform norwegische Gewässer. Doch bereits hier macht der Fortschritt der letzten Jahre einen gewichtigen Unterschied: Während Samsung wegen ihres immensen Gewichts die Förderplattform noch in drei Modulen lieferte, die jedes für sich von den beiden Kranen des hochseetauglichen Schwimmkrans „Thialf“ vor Ort auf die Unterkonstruktion ge hoben und anschließend miteinander verbunden werden mussten, konnte am 31. Mai letzten Jahres die von der Aibel-Werft in Norwegen gebaute Bohrplattform nach 11-stündiger Fahrt zu ihrem Bestimmungsort in einem Stück und in Rekordzeit auf ihre Stahlunterkonstruktion abgesetzt werden. Nach den ersten Vorbereitungen dauerte die eigentliche Installation nur drei Stunden.
Befreit von der Beschränkung der Hubkapazität von zweimal rund 7000 Tonnen der beiden Thialf-Krane, war es für das erst vor kurzem in Dienst gestellte Spezialschiff Pioneering Spirit ohne weiteres möglich, die rund 22.000 Tonnen schwere Stahlkonstruktion sanft auf die Aufnahmen ihres Jackets abzusetzen. Auch die ebenfalls bei Samsung in Auftrag gegebene Prozessplattform (P1) wurde von Samsung nicht mehr in Module aufgeteilt. Zentrale Funktionseinheit des Johan-Sverdrup-Felds bleibt natürlich die zu Beginn installierte Förderplattform. Öl und Gas im Wert von mehr als 36 Millionen Euro will man bei voller Auslastung der Anlage von hier Tag für Tag an Land pumpen. Ihre Installation markiert damit den Beginn der heißen Phase der Feldentwicklung. Hier enden über 400 Kilometer Pipelines und 200 Kilometer Stromkabel. Seit Mai letzten Jahres liegt die Stärke der in drei Schichten arbeitenden Offshore-Mannschaft daher bei bis zu 2400 Mitarbeitern, die sich einstweilen auf einem temporär aus dem Meer gehobenen, normalerweise für die Installation von Windanlagen genutzten Arbeitsschiff drängen.

Die Bohrplattform huckepack auf der Pioneering Spirit


Denn obwohl die vier Jackets in Position gebracht und sämtliche Öl-, Gas- und Stromleitungen angeschlossen sind, warten sowohl die eigentliche Wohnplattform als auch die Prozessplattform noch an Land auf ihren Einsatz. Ihr Transport in Richtung Vikingbank ist an die Verfügbarkeit der Pioneering Spirit gebunden. Doch der Riese hat einstweilen andere Aufgaben. Im Moment ist er bei der Verlegung der Nord-Stream-2-Pipeline in der Ostsee eingespannt. Erst wenn das letzte Rohr der Gaspipeline an die Anlandungsstation in Lubmin angeschlossen ist, kann das Schiff die Zustellung der beiden Plattformen übernehmen.

Im dichten Nebel setzt die Pioneering Spirit die 22.000 Tonnen schwere Bohrplattform auf ihre Stahlstützen


Im Netz der Mineralölindustrie

Wenn auch noch Teile der Anlage fehlen, sind doch viele Installationsarbeiten, die sich im Verborgenen abspielen, längst im vollen Gange. Bereits im Spätsommer 2018 hieß es etwa, dass die Johan-Sverdrup-Bohrplattform vollständig fertiggestellt und zu 85 Prozent durchgetestet sei. Um die Plattform bis zum Frühjahr 2019 einsatzbereit zu machen, arbeiten die Statoil-Bohrteams seit Ende des Jahres an der Anbindung der Plattform an einer Reihe von acht bereits 2016 erfolgter Vorbohrungen. Im Auftrag des im Sommer 2018 in Equinor umbenannten Ölkonzerns hatte hier die Tiefwasserbohrplattform Deepsea Atlantic bereits Jahre vor Installationsbeginn des Feldes mehrere Male in Richtung der in 1900 Meter Tiefe ausgemachten Lagerstätte gebohrt. Nach Abschluss dieser Arbeiten sollen bis zum Produktionsbeginn voraussichtlich weitere 35 Produktions- und Injektionsbohrungen erfolgen. Letztere dienen zur Wassereinspritzung, um den Druck in den Kavernen zu erhöhen, und damit die Ölund Gasgewinnung zu verbessern.

Nachdem die Plattform steht, tritt der Riese die Rückreise an


Ebenso nach Anschluss verlangt auch die Förderplattform. Schließlich muss das enorme Öl- und Gasvolu men von Johan Sverdrup auch dort ankommen, wo es verarbeitet werden soll. Diesen Job ubernehmen zwischen dem Ol- und Gasfeld auf offener See und der Kuste Norwegens verlegte Pipelines. Uber sie gelangt das geforderte Rohol in die unterirdischen Lagerkavernen im Mongstad-Terminal und von dort zur Weiterverarbeitung in die dortige Raffinerie. Das Gas hingegen wird uber die neue Pipeline zum Karsto-Terminal geleitet, das westlich von Karmoy an die Statpipe angeschlossen ist.

Rendering von Prozess- (links), Bohr- (Mitte) und Förderplattform (rechts) des Johan-Sverdrup-Felds


Die Prozessplattform auf der Boka Vanguard kurz nach dem Auslaufen auf dem Weg von Korea nach Norwegen. Das Schiff ist 275 Meter lang, rund 70 Meter breit und verfügt über eine Transportkapa zität von 117.000 Tonnen


Neuland betrat der inzwischen unter dem Namen Equinor gefuhrte norwegische Olkonzern bei der Energieversorgung der Plattformen. Statt der ublichen von Gasturbinen angetriebenen Generatoren sorgt in diesem Fall erstmals eine von der Kuste hierher verlegte 100-Megawatt-Hochspannungsgleichstromleitung (HGU) fur den Nachschub elektrischer Energie. Ein auf der Forderplattform untergebrachter Wechselrichter dient der unverzichtbaren Ruckumwandlung der 80 Kilovolt Gleichspannung in gebrauchlichen Wechselstrom. Ziel dieses Strategiewechsels bei der Energieversorung ist, durch eine Einspeisung von Strom von Land aus den CO2-Abdruck der Anlage drastisch zu senken. Dazu reicht es schlicht, die Anlage auf dem Johan-Sverdrup-Feld an das norwegische Stromnetz anzuschliesen, denn 99 Prozent des im Lande erzeugten Stroms entsteht durch die Nutzung von Wasserkraft.
Diesen „naturgegebenen“ Vorteil nutzen helfen sollen aktuell laufende zusatzliche Studien. Ihr Ziel ist es, die Moglichkeiten der Versorgung weiterer konzerneigener Offshore-Plattformen in nahegelegenen Feldern zu untersuchen. Gegen Ende des Jahres soll das Johan-Sverdrup-Feld bereits seine maximale tagliche Forderleistung von 440.000 Barrel (ca. 70.000 Standardkubikmeter) Rohol pro Tag und 6 Millionen Standardkubikmeter Gas erreichen.


Fotos | Allseas, Aker Solutions, Equinor, Kvaerner, World Oil