Gemischtransport-Technologie für Öl und Gas

Thread Content

Die Technologie zur langstreckigen Transport von Öl und Gas ist derzeit weiterhin eine beliebte Technologie in der internationalen Ölindustrie. Das letztendliche Ziel der Industrieländer in Europa und Amerika bei der Entwicklung dieser Technologie ist es, die Infrastruktur zur Erschließung von Öl- und Gasfeldern in großen Tiefen sowie in extrem tiefen Gewässern vollständig unter Wasser zu platzieren – also ohne Oberflächenplattformen. Dadurch können die Kosten für die Erschließung solcher Felder unter schwierigen Bedingungen sowie in Randgebieten erheblich gesenkt werden. Seit den 1980er Jahren hat sich das Tempo der internationalen Forschung und Anwendung darin stetig beschleunigt. Derzeit ist man von der Testphase in die Phase der industriellen Anwendung und Weiterentwicklung übergegangen. Zwei Schlüsseltechnologien wurden bereits umgesetzt: Die erste ist die Technologie zur Mischtransportierung über lange Strecken per Rohrleitungen. Das norwegische Unternehmen Statoil setzt das Konzept eines unterseeischen Mehrphasenfluss-Extraktionsystems in die Praxis um. Im Jahr 2007 wurden vor der Küste Norwegens in einer Wassertiefe von 850 Metern im Öl- und Gasfeld Omanland zwei unterseeische Transportleitungen gebaut. Diese Leitungen haben einen Durchmesser von 750 mm und eine Länge von 120 km. Sie dienen dazu, das Erdgas sowie das Kondensat, die aus 24 Bohrlochstellen gewonnen werden, direkt zu den Anlandepunkten zu transportieren. Dieses System ist das derzeit weltweit einzige wirklich funktionierende System zur Förderung von multiphasischen Strömen unter Wasser. Es besteht hauptsächlich aus Modulen für die Unterwasser-Bohrplattformen, selbstdruckgesteuerten Unterwasserpipelines zur Transportleitung der Flüssigkeiten, Systemen zur Unterdrückung von Hydraten, Unterwasser-Steuerungs- und Verteilungssystemen sowie automatisierten Unterwassersystemen. Das Besondere an diesem System ist, dass alle Produktionsanlagen auf dem Meeresboden befinden – es gibt keine Gebäude oder Konstruktionen an der Meeresoberfläche. Der zweite Punkt ist die Technologie zur Druckerhöhung bei der Mischtransportierung unter Wasser. Im Jahr 2007 installierte das britische Unternehmen BP im King-Ölfeld im Golf von Mexiko erstmals zwei Meerestiefe-Mehrfachtransportpumpen mit einem Gewicht von jeweils 92 Tonnen. Diese Pumpen wurden in einer Wassertiefe von 1676 Metern und in einer Entfernung von 24 Kilometern von der Plattform in Betrieb genommen. Damit wurden Weltrekorde sowohl in Bezug auf die Wassertiefe als auch auf die Entfernung, über die die Ölprodukte transportiert werden konnten. Seit den 1990er Jahren hat unser Land begonnen, in diesem Bereich mit den internationalen Forschungsergebnissen Schritt zu halten. Während des Neunten Fünfjahresplans initiierte die China National Petroleum and Natural Gas Corporation die Forschung zur „Transporttechnologie für Gemisch aus Öl, Gas und Wasser“. Auf der Grundlage der Überwachung fortschrittlicher ausländischer Technologien wurden eine Reihe von Forschungsergebnissen erzielt. Seit 2004 wird diese Technologie in der Praxis in Öl- und Gasfeldprojekten im In- und Ausland eingesetzt. In Kasachstan sowie in den Öl- und Gasfeldern von Tarim und Daqing in unserem Land wurden insgesamt fünf Langstrecken-Pipelines für den Transport von Öl und Gas gebaut. Die Länge dieser Pipelines liegt zwischen 23 und 75 km, und der Transportdruck beträgt 1,5 bis 11 MPa. Dabei erreichte die maximale Ölleistung eines einzelnen Transportrohres 220×10.000 t/Jahr, während die Gasleistung 8×100.000.000 m³/Jahr betrug. Die Kombination aus Leistung und Länge dieser Rohre gehört zu den besten der Welt. Dies zeigt, dass die Entwicklung der Technologie zur Ferntransport von Öl und Gas in unserem Land eine neue Phase eingetreten ist. Allerdings weist die Technologie zur Mehrphasentransportierung von Öl und Gas in unserem Land im Vergleich zu den fortschrittlichen Standards im Ausland immer noch erhebliche Mängel auf. Diese zeigen sich hauptsächlich in den folgenden drei Aspekten: Erstens sind es die Softwarelösungen zur Berechnung des Mehrphasenflusses. Länder wie die Vereinigten Staaten, Großbritannien, Frankreich, Norwegen und Kanada verfügen über Software zur Berechnung des mehrphasigen Fließverhaltens, bei der sie eigenes Urheberrecht besitzen. In unserem Land hingegen gibt es bis heute keine solche Software, deren Urheberrecht in unserem Land anerkannt wird – was dem Status unseres Landes als Ölstaat nicht entspricht. Gleichzeitig weisen alle derzeit im Ausland verfügbaren Softwareprogramme zur Berechnung des Mehrphasenflusses aufgrund der Komplexität solcher Strömungen keine allgemeine Anwendbarkeit auf. Wenn wir langfristig auf importierte Software angewiesen sind und an innovativer Fähigkeit mangeln, werden wir allmählich an Wettbewerbsfähigkeit im internationalen Maßstab verlieren. Zweitens ist es die Technologie der großen mehrphasigen Mischpumpen. Weltweit werden in der Praxis für den Transport von Öl und Gas Pumpen eingesetzt, deren maximale Leistung pro Pumpen 6000 kW beträgt. Bei inländisch hergestellten Pumpen hingegen liegt die maximale Leistung pro Pumpen nur bei 300 kW – das ist ein erheblicher Unterschied zum internationalen Spitzenniveau. Gleichzeitig ist auch das Problem der einheitlichen Pumpenart sehr ausgeprägt. Drittens ist es die Technologie der Großskaligen Schlammströmungs-Fanggeräte. Länder wie die Vereinigten Staaten und Kanada verfügen über spezialisierte Hersteller von Großanlagen zur Erfassung von Schlammströmen. Der Fassungsvermögen einer einzelnen solchen Anlage beträgt in der Praxis bereits 5600 m³. In unserem Land gibt es bis heute keinen spezialisierten Hersteller für solche Anlagen; das größte von uns selbst entworfene Gerät hat ein Fassungsvermögen von lediglich 300 m³. In der kommenden Zeit wird es, sofern es gelingt, die oben genannten drei technischen Herausforderungen zu überwinden, nicht nur zu einer erheblichen Verbesserung des Niveaus bei der Berechnung von Mehrphasenströmen sowie bei der Herstellung von Schlüsselgeräten in unserem Land kommen, sondern es sind auch wirtschaftliche Vorteile zu erzielen – insbesondere durch eine Reduzierung der Kosten für Software und Geräte um mehr als 50 %.