Offshore-Verankerungssysteme

II Inhaltsverzeichnis

III Abbildungsverzeichnis

IV Abkürzungsverzeichnis

1 Einführung
1.1 Einleitung
1.2 Begriffsdefinitionen

2 Systematische Betrachtung der Offshore-Technik
2.1 Bohrung (MODU)
2.2 Förderung (FPS)
2.3 Anwendungsbereiche von Seilen im Offshorebereich

3 Mooring Systems / Verankerungssysteme
3.1 Verankerungssysteme für MODUs
3.2 Verankerungssysteme für FPS
3.3 Anker, Kettenstopper und Verbindungselemente

4 Aufbau von Mooring Lines
4.1 Einzelkomponenten
4.2 Aufbau von Mooring Lines aus verschiedenen Teilkomponenten

5 Belastungen und Beanspruchungen von Mooring Lines
5.1 Vergleichbarkeit von Verankerungssystemen
5.2 Spezifikationen zur Auslegung von Verankerungssystemen:
5.3 Spezifische Belastungen von SCM / TMS
5.4 Verdrehung und Torsion
5.5 Spannungs-Torsions-Wechselwirkungen in Mehrkomponenten-Mooring Lines
5.6 Anschlagwinkel
5.7 Schwingungsverhalten und Resonanz
5.8 Korrosion und Korrosionsschutz

6 Prüfung von Mooring Lines
6.1 Prüfverfahren

7 Marktübersicht
7.1 Förderunternehmen
7.2 Anbieter von Mooring Lines
7.3 Forschungs- und Prüfinstitute

V Literaturverzeichnis
V.1 Veröffentlichungen
V.2 Elektronische Recherche

I Vorwort

Das vorliegende Buch beleuchtet sämtliche im Bereich der Offshoreindustrie verwendeten Verankerungssysteme sowie deren Komponenten und bietet somit erstmalig eine umfassende Übersicht über die Einsatzmöglichkeiten und Grenzen der verschiedenen, im industriellen Einsatz etablierten Technologien.

Ausgehend von der wirtschaftlichen Bedeutung der Offshore-Förderindustrie im ersten Kapitel wird in Kapitel 2 die Offshoreförderung systematich aufbereitet und eingeordnet, um auf dieser Basis in Kapitel 3 die verschiedenen Verankerungssysteme mit ihren Eigenschaften und Besonderheiten vorzustellen.

Im folgenden vierten Kapitel werden die Einzelkomponenten, aus denen die Verankerungssysteme aufgebaut sein können, ausführlich behandelt. Hierbei werden sowohl im industriellen Einsatz etablierte, als auch zukunftsweisende Projekte mit neuartigen Konstruktionen, wie z.B. Kohlefasern berücksichtigt. Kapitel 5 ist den Belastungen und Beanspruchungen sowie Schwingungsverhalten, Resonanz und Korrosion gewidmet.

In Kapitel 6 werden unterschiedliche Prüfverfahren vorgestellt, mit deren Hilfe die Einsatzfähigkeit der Konstruktionen für unterschiedliche Belastungen nachgewiesen werden kann. Im siebten und letzten Kapitel wird die zum Zeitpunkt der Drucklegung aktuelle Übersicht der wichtigsten Förderunternehmen, Hersteller und Prüfinstitute gegeben, die im Bereich der Offshoreförderung tätig sind.

Ein umfangreiches Abkürzungsverzeichnis macht das Buch auch für Einsteiger zum schnellen Verstädnis und späteren Nachschlagen interessant.

An dieser Stelle möchte ich mich sehr herzlich bei den Herren Prof. Dr.-Ing. K.-H. Wehking und Dr.-Ing W. Vogel für die anregenden Diskussionen zum Thema bedanken.

Stuttgart, im Oktober 2007 Björn Ernst

III Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Installation der Pfeiler von Troll A (1996),

Abb. 2: Terra Nova FPSO

Abb. 3:Aufbau eines Seastar Mini-TLP und Schnittdarstellung einer Ankerstütze

Abb. 4: SPAR-Systeme im Vergleich

Abb. 5: Schematischer Aufbau eines SCM

Abb. 6: Veränderungen im Durchhang bei SCM

Abb. 7: Schematische Darstellung eines TMS

Abb. 8: CALM-Boje im Schnitt

Abb. 9: Internes Turret Mooring System

Abb. 10: Externes Turret Mooring System

Abb. 11: Tower Wishbone System

Abb. 12: CBM-System vor der Inbetriebnahme

Abb. 13: Der "Stevris Mk.5" des niederländischen Ankerherstellers "Vryhof"

Abb. 14: Suction anchor der Firma DELMAR Systems

Abb. 15: FEM-Analyse eines SCA mit Hauptlastangriffspunkt und -richtung

Abb. 16: Der "Stevmanta VLA" von Vryhof

Abb. 17: Anker, Connector und Follower eines SEPLA

Abb. 18: „Drag-embedment near normal plate anchor“ der Firma Bruce

Abb. 19: Der "Quick-Release Chain Stopper" von "Harbour & Marine Engineering", Barlatch Fairlead Stopper von “Bardex”

Abb. 20: SEPLA-Connector bei Installation, im Betrieb, ROV-Kamera-Aufnahme

Abb. 21: Der "subsea connector" von DELMAR Systems sowie dessen Installation an einem SCA mittels ROV

Abb. 22: Rund- und Stegkettenglied

Abb. 23: Mindestzugfestigkeiten für Ketten nach ABS-Zertifikation

Abb. 24: Seilkonstruktionen im Querschnitt: Spiralseil, Litzenseil, Mehrlagenseil

Abb. 25: Aufbau des CFRP-Spiralseils im Rahmen des "PROCAP 3000"-Programms

Abb. 26: Aufbau einer Mooring Line aus verschiedenen Teilkomponenten

Abb. 27: Schematische Darstellung der Torsionssteifigkeit von Gliederketten in Abhängigkeit der Verdrehung Ф

Abb. 28: Seildrehmoment als Funktion von Zuglast und Verdrehung

Abb. 29: Verdrehung der Ankerkette durch Anheben mittels Arbeitsseil während des Installationsvorgangs

Abb. 30: Verdrehungen der Kette über der Meerestiefe

Abb. 31: Anzahl rückübertragener Verdrehungen der Kette auf das Seil in Abhängigkeit vom Seildurchmesser für Installationstiefen 700 m und 1000 m

Abb. 32: Veröffentlichte Versuchsergebnisse von Chaplin: Schwingspielzahl sechslitziger Stahlseilkonstruktionen im Vergleich

Abb. 33: Verringerung der Lebensdauer über der Verdrehung

Abb. 34: Torsion über Spannung des von Chaplin geprüften Stahlseils (19 mm) in Abhängigkeit der Vorverdrehung

Abb. 35: Torsion über Spannung des von Chaplin geprüften Polyesterfaserseils (34 mm) in Abhängigkeit der Vorverdrehung

Abb. 36: Torsion über Spannung der von Chaplin geprüften Gliederkette (20,5 mm) in Abhängigkeit der Vorverdrehung

Abb. 37: Analyse der angreifenden Kräfte vor der Küste Nigerias

Abb. 38: Als Opferanoden fungierende Fülldrähte aus Zink beim kathodischen Schutzsystem

Abb. 39: Schematischer Prüfaufbau der kombinierten Zugprüfung (TETR)

Abb. 40: Variation der Hublänge für unterschiedliche Seilbeanspruchungen

Abb. 41: Die größten Ölfirmen der Welt

Abb. 42: Unternehmensstruktur Haggie Ltd

Abb. 43: FIB-Anlage zur Verzinkung von Stahldraht

Abb. 44: Organigramm IFT Stuttgart

Abb. 45: TMT-Prüfmaschine für kombinerte Zugprüfung TETR

Abb. 46: TMT-Prüfmaschinen für CBOS-testing und zur Simulation von Ablassvorgängen starrer Körper über Rollen

Abb. 47: Seilprüfmaschinen der University of Reading: 3MN, 250 kN, 375 kN (von links)

IV Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einführung

1.1 Einleitung

Erdöl und Erdgas stehen seit geraumer Zeit im Mittelpunkt des weltwirtschaftlichen Interesses, sei es in der nationalen und internationalen Politik, an den Börsen oder im täglichen Umgang und Verbrauch beim Endkunden.

Die Frage nach der Endlichkeit der fossilen Energieträger wird dabei nach wie vor auf den unterschiedlichsten Ebenen und mit unterschiedlichen Interessen und Zielsetzungen höchst kontrovers diskutiert. Studien und Szenarien zur globalen Reservelage und daraus möglicherweise resultierenden Versorgungsengpässen leisten zu dieser Diskussion ebenso einen Beitrag wie unzählige Veröffentlichungen in den bekannten Fachjournalen, Tagungen und Tageszeitungen.

Erdöl als Hauptenergieträger zur mobilen Fortbewegung und Erdgas als Energiequelle für häusliche und industrielle Anwendungen sind zum unverzichtbaren Bestandteil der modernen Industriegesellschaften geworden. Doch auch Anwendungen, die nicht unmittelbar im Rampenlicht des politischen, wirtschaftlichen und öffentlichen Interesses stehen, sind direkt von Erdöl und Gas abhängig. Man bedenke zum Beispiel die Kunststoff verarbeitende Industrie, die ohne Rohöl als Grundstoff ihrer Produktionsgrundlage beraubt wäre. Da Kunststoffe in allen Bereichen unseres täglichen Lebens Einzug gehalten haben, führt dies die Abhängigkeit aller Industriegesellschaften vom Rohstoff Öl deutlich vor Augen.

Umso wichtiger erscheinen vor diesem Hintergrund die Sicherung der zukünftigen Verfügbarkeit von Öl und Gas, und der vermehrte Aufwand zur Förderung und Sicherstellung der Versorgung zunehmend gerechtfertigt.

Den (bisher zu einem großen Teil unerreichbaren) Öl- und Gasfeldern abseits des Festlandes kommt somit in Zukunft eine weiter wachsende Bedeutung zu.

Schon heute stammt rund ein Rund ein Drittel des weltweit geförderten Rohöls von Off-Shore-Feldern wie dem Golf von Arabien, der Nordsee oder dem Golf von Mexiko. Bohrungen erreichen Tiefen bis zu 2000 m unter dem Meeresgrund. Für die Gewinnung von Rohöl auf See wurde eigens eine Vielzahl verschiedener Methoden entwickelt, um die Erschließung und Förderung technisch und wirtschaftlich möglich machen zu können.

Die Offshore-Förderindustrie bewegt sich dabei mit neuesten und höchst innovativen Technologien stets am Rande des technisch und wirtschaftlich Machbaren. Dieser Wirtschaftszweig bietet durch die natürlichen Herausforderungen und Hindernisse eine Plattform für eine Vielzahl technischer Fachbereiche, auf der neue und eigene Standards gesetzt und technische Höchstleistungen realisiert werden.

Eine Vielzahl bereits gefundener Rohstofffelder unterhalb des Meeresgrundes ist zum heutigen Zeitpunkt technisch oder wirtschaftlich nicht erschließbar. Die Wirtschaftlichkeit wird durch ein weiter sinkendes Rohstoffangebot und gleichzeitig ansteigende Nachfrage gerechtfertigt werden, die technologische Seite wird durch weitere Innovationen und Weiterentwicklung bestehender Technologien eine Förderung in Zukunft möglich machen.

Limitierende Faktoren sind dabei zum einen die Wassertiefe von der Seeoberfläche bis zum Meeresgrund, zum anderen die tatsächliche Tiefe des Vorkommens unterhalb des Seebodens. Gerade jedoch die Tiefe bis zum Meeresgrund stellt die Ingenieure vor eine Reihe nur schwer lösbarer Probleme.

Insbesondere die Verankerung der Fördereinrichtungen über den niedergebrachten Bohrungen stellt mit den natürlichen Rahmenbedingungen auf See mit Wellengang, Tide und extremen Wetterverhältnissen eine Schlüsseltechnologie bei der Realisierung neuer Förderanlagen dar.

Ein weiterer Punkt für die zunehmende Bedeutung der Mooring Lines kann darin gesehen werden, dass die Offshore-Förderindustrie im kommenden Jahrzehnt die Grenzen des technologisch und wirtschaftlich Machbaren weiter vorantreiben wird und durch gleichzeitigen Rückgang der leicht erreichbaren Ressourcen die Förderung in zunehmend tiefere Gewässer verschoben werden wird, der Anteil an schwimmenden Förderplattformen und Aufbereitungsanlagen wird somit weiter zunehmen.

Mit den neuen Rahmenbedingungen erwachsen auch neue Anforderungen, insbesondere dem Bereich der (sicheren und kostengünstigen) Positionssicherung kommt während der Offshore-Förderung eine zunehmende Bedeutung zu. Da die Mehrzahl der Förderplattformen ihre Position nicht fortlaufend ändern müssen, verfügen sie über keinerlei Ausrüstung, um Seile nachzuspannen oder sich mit deren Hilfe fortzubewegen. Der Sicherheit gegen Bruch, Verschleiß und Dauerermüdung der Verankerungen kommt somit in Zukunft eine vergrößerte Bedeutung zu, da Seile, wenn die Förderung einmal angelaufen ist, nur unter großem technischen und wirtschaftlichem Aufwand gewechselt werden können.

1.2 Begriffsdefinitionen

„offshore [englisch], in einiger Entfernung von der Küste.“^[1]

Da sich der Begriff “offshore” aus dem Englischen ableitet und es keine allgemeingültige Übersetzung ins Deutsche gibt, soll zuerst soll eine Definition gefunden werden, die den technischen Rahmenbedingungen und der Thematik dieser Arbeit Rechung trägt.

Die wörtliche Übersetzung „in einiger Entfernung von der Küste“ beziehungsweise „außerhalb der Küstengewässer liegend“ bezeichnet (u.a.):

- Die zu einem Land gehörenden Hochseeinseln,
- Bauwerke, die außerhalb der Hoheitsgewässer eines Landes stehen (Bohrinseln, Windenergieanlagen),
- Erdöl- und Erdgasfelder, die im Meer liegen (Offshorefelder).

Unter den Begriff der Offshorebauwerke fallen alle feststehenden Bauwerke, die in der offenen See vor der Küste errichtet werden (hauptsächlich Bohrinseln und Windenergieanlagen).

Im politischen Sinn liegen Bauwerke „offshore“, wenn sie sich außerhalb der nationalen Hoheitsgewässer, also mehr als 12 Seemeilen vor der Küstenlinie befinden. Diese Meilenangaben sind jedoch national unterschiedlich: So sind in den USA alle Anlagen innerhalb 3 Meilen der Küstenlinie „onshore“, ausgenommen jedoch Texas mit 10 Meilen, alles darüber hinaus wird als „offshore“ bezeichnet.

Unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten versteht man unter Offshorebohrungen „von festen oder schwimmenden Bohrinseln, Hubinseln oder speziellen Bohrschiffen aus niedergebrachte Eröl- oder Erdgasbohrungen in Küstengewässern bzw. im Schelfbereich.“^[2]

In den 1950er Jahren wurden Offshorebohrungen bereits in größerem Umfang durchgeführt, z.B. an der Küste Kaliforniens, im Golf von Mexiko und im kaspischen Meer. In den letzten Jahren kamen Bohrinseln zunehmend auch in tieferen Meeresgebieten zum Einsatz, insbesondere in der Nordsee. Dabei wurden von direkter Versorgung unabhängige Bohrinseln, sog. RIGs, mit eigener Energieversorgung, Meerwasserentsalzungsanlage, Wohnräumen, Werkstätten, Hubschrauberlandeplatz und anderem entwickelt. Neue Technologien ermöglichen Erdölbohrungen bis etwa 300 m Wassertiefe auch bei schwerer See, Spezialbohrungsschiffe können (Forschungs-)Bohrungen auch in größeren Wassertiefen durchführen.“^[3]

Demnach kann der Begriff „Offshore“ im Kontext der Erdöl- und Erdgasförderung wie folgt definiert werden:

„nicht küstengebunden, autark, auf offener See in nicht geringer Entfernung zum Festland und nicht geringer Wassertiefe, so dass der Einsatz spezieller (Offshore-) Technologien und Verfahren notwendig wird, um eine Rohstoffförderung (technisch und wirtschaftlich) möglich zu machen.“

Die Kategorisierung der Tiefe erfolgt im Englischen mittels der Begriffe „deep water„ und ultra-deep water“.

Einer Einschätzung des MMS^[4] und industriellem Umgang zufolge beginnt „deep water“ zwischen 1000 und 1500 ft. (350 – 500 m) und beinhaltet Tiefen bis 9000 ft. (3000 m). Von „ultra-deep water“ wird ab etwa 5000 ft. (1500 m) gesprochen.

Auch andere Definitionen sehen „ultra-deep water“ zur Zeit bei 5000 ft, dieser Wert sei jedoch dem technologischen Wandel unterworfen, da der Begriff des „ultra-deep water“ jene Wassertiefen beschreibe, bei denen konventionelle Technologien und Strukturen auf Grund der extremen Anforderungen nicht zum Erfolg führen.^[5]

2 Systematische Betrachtung der Offshore-Technik

Zur Offshoreförderung von Rohöl und Gas existieren mittlerweile eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme und Herangehensweisen. Für die Erkundung und Erschließung neuer Felder und zum Niederbringen der Bohrungen werden in der Regel Bohreinheiten verwendet, die nach Fertigstellung der Bohrungen und Installation der Apparate am Meeresgrund meist durch Förderplattformen ersetzt werden.

Im Folgenden werden die gebräuchlichsten Systeme und Verfahren aufgeführt.

2.1 Bohrung (MODU)

Unter MODUs („Mobile Offshore Drilling Unit“) oder auch “Drillings RIGs” werden Bohrungsplattformen und Schiffe verstanden, die bei der Erkundung neuer Felder, für Probebohrungen und Produktionsbohrungen eingesetzt werden. Es handelt sich um feste oder schwimmende Installationen, die anschließend entfernt oder umgerüstet werden, bei größeren Wassertiefen kommen auch aktiv positionierte Bohrschiffe zum Einsatz.

2.1.1 Bohrschiffe / Drilling Ships

Bohrschiffe werden in der Regel für erste Erkundungsbohrungen neuer Öl-/Gasquellen oder für wissenschaftliche Bohrungen eingesetzt. Aus Wirtschaftlichkeitsgründen werden oftmals Tanker modifiziert und mit Bohrausrüstung und dynamischen Positionssystemen ausgerüstet, um die angestrebte Position relativ zum Bohrloch halten zu können. Dieser Vorgang der aktiven Positionsregelung basiert auf am Meeresgrund angebrachten Transpondern und GPS (Global Positioning System).^[6]

Bei schiffgebundenen Bohr- und Fördereinheiten (sog. ship-board rigs) besteht generell die Gefahr, dass bei zu großen Positionsabweichungen die Verbindung zum Bohrer abgerissen wird. Dem Vorteil einer schnelleren und kostengünstigeren Installation von Bohrschiffen steht somit der Nachteil gegenüber, vertikale (d.h. Wellengang, Tidenhub) und horizontale Abweichungen (Wellengang, Wind, Strömung) zwischen Bohreinheit und Bohrloch ausreichend kompensieren zu können.

2.1.2 Hubbohrinsel / Jack-up-platform

Die Plattformen von so genannten Hubbohrinseln stehen auf Gerüstbeinen und sind vertikal verschieblich. Hubbohrinseln werden in relativ geringen Wassertiefen eingesetzt, auf Grund ihrer Hubkonstruktion können sie selbstständig ankern und sind für schnelle Positionswechsel geeignet.

2.1.3 Halbtaucherbohrinsel / Semi-submersible drilling rigs

Halbtaucherbohrinseln („Semi-submersibles“) besitzen Stützen mit definiertem Auftrieb, so dass die Förderplattform auf der Wasseroberfläche schwimmt, jedoch stets einen stabilen Schwerpunkt unterhalb der Wasseroberfläche aufweist. Semi-submersibles sind mobil; sie können an verschiedene Punkte geschleppt werden und durch kontrolliertes Fluten der Auftriebstanks angehoben oder abgesenkt werden. In der Regel werden Semi-submersibles während des Bohr- und Fördervorgangs vor Ort verankert. Da sie gelegentlich über eigene Antriebseinheiten verfügen, können sie in Ausnahmefällen auch durch aktive Steuerung auf Position gehalten werden.

Semi-submersibles werden aktuell bis zu einer Wassertiefe von etwa 1000 ft. eingesetzt. (ca. 350 m). Zur Verankerung werden dabei in der Regel passive Spread Mooring Systeme^[7] eingesetzt.

2.2 Förderung (FPS)

Auslegung und Aufbau der Förderanlagen orientieren sich an einer Vielzahl von Faktoren. Die wichtigsten sind Wassertiefe, Art des Förderguts, Förderdurchsatz, Wirtschaftlichkeit und die Art des Förderguttransports an Land.

Hierfür gibt es generell zwei Möglichkeiten: Die Installation einer Pipeline zur Küste oder die Speicherung vor Ort und Transport mittels pendelnder Tanker.

Die Wahl für eines dieser beiden Verfahren hängt maßgeblich von der Entfernung zur Küste ab und ist entscheidend für den Aufbau der gesamten Anlage, da bei Verwendung einer Pipeline auf Speichermöglichkeiten verzichtet werden kann, allerdings zusätzliche Installationen auf dem Meeresgrund vorgenommen werden müssen.

Die gängigsten Förderplattformarten werden in den folgenden Kapiteln vorgestellt.

2.2.1 Gravity Base Structure (GBS) / Fixed Platform:

GBS sind immobile Plattformen, die auf Beton- oder Stahlstützen direkt in den Meeresgrund gebaut sind. Durch ihre Bauweise sind sie immobil und für langfristige Nutzung ausgelegt. Sie kommen bei großen und leicht zugänglichen Feldern in geringen Wassertiefen zum Einsatz.

Es existieren verschiedene Konzepte bezüglich der Pfeilerstruktur: Die gebräuchlichsten basieren auf Stahlmantelstützen oder Betonpfeilern.

Pfeiler aus Beton weisen oftmals integrierte Öltanks unterhalb der Wasseroberfläche auf, die während der Bau- und Installationsphase zum Auftrieb der Struktur genutzt werden. Hierdurch ergibt sich die Möglichkeit, die Pfeiler nahe der Küste zu bauen und sie anschließend an ihre Zielposition zu schleppen, wo sie auf den Meeresgrund abgesenkt werden. Stahlmantelpfeiler werden an Land montiert und mittels Lastkähnen an den Einsatzort verbracht, wo sie mittels Kran aufgerichtet, abgesenkt und im Meeresgrund verankert werden.

Bekannte Beispiele für GBS sind die Hibernia Plattform vor Neufundland - sie steht in einer Wassertiefe von 200 m auf Betonstützen, die über integrierte Öltanks verfügen und stabil genug ausgelegt sind, dass sie Kollisionen z.B. mit Eisbergen standhalten – sowie die Troll A Plattform, die in einer Tiefe von 303 m steht und über eine Gesamthöhe von 472 m verfügt.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Installation der Pfeiler von Troll A (1996),

das Gesamtgewicht der Anlage beträgt 656000 Tonnen

2.2.2 Floating Production Systems (FPS)

2.2.2.1 FPSO (Floating Production, Storage and Offloading System)

Ein FPSO ist ein schwimmendes Verarbeitungs- und Tanksystem, welches das geförderte Rohöl oder Gas aufnehmen, aufbereiten und speichern kann.

FPSOs kommen in Kombination mit Förderbojen oder Förderplattformen zum Einsatz, aus Wirtschaftlichkeitsgründen werden oftmals ausgemusterte Tanker durch die Installation der notwendigen Anlagen zur FPSO aufgerüstet und beziehen für die Dauer der Förderung Position vor Ort. Durch den Einsatz von FPSOs können Aufbereitungsanlagen und Tanks auf der Förderplattform entfallen.

FPSOs kommen hauptsächlich in abgelegenen oder sehr tiefen Feldern zum Einsatz, wenn Tension-Leg-Platforms^[8] nicht eingesetzt werden können und/oder der Einsatz einer Pipeline wirtschaftlich nicht rentabel erscheint.

In der folgenden Abbildung ist beispielhaft der Aufbau der Terra Nova FPSO dargestellt, die im gleichnamigen Ölfeld im Nordatlantik, 350 km vor der Küste Neufundlands im Einsatz ist.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Terra Nova FPSO

2.2.2.2 FSO (Floating Storage and Offloading System)

Ein FSO (Floating Storage and Offloading Unit) verfügt im Gegensatz zum FPSO über keinerlei Anlagen zur Aufbereitung des Förderguts. Meist werden ausgemusterte einwandige Supertanker als FSOs in Kombination mit Förderplattformen verwendet, die dauerhaft vor Ort verankert sind.

FPSO und FSO dienen somit als Zwischenspeicher, um eine möglichst optimale Auslastung der zwischen Förderfeld und Küste verkehrenden Tanker zu gewährleisten.

2.2.2.3 FSU (Floating Storage Unit)

Der FSU kommt nur eine untergeordnete Bedeutung zu: Sie dient schlichtweg als Speichermedium für das geförderte Öl/Gas, verfügt jedoch im Gegensatz zum FSO über keine direkte Abgabemöglichkeit an Tanker. FSU kommen als zusätzlicher Zwischenspeicher bei Förderplattformen und FPSOs zum Einsatz, falls dies erforderlich ist.

2.2.3 Tension Leg Platforms (TLP)

Tension-leg-platforms (TLP) sind schwimmende Förderplattformen, die so mittels Verankerungen am Meeresgrund vertäut sind, dass Vertikalbewegungen nicht oder nur sehr eingeschränkt möglich sind. Diese Art der Verankerung wird als TMS bezeichnet („taut mooring system“).^[9] Auf diese Weise können starre Steigleitungen (Steigohre, „riser pipes“) zwischen Bohrloch und Plattformen eingesetzt werden, die Einrichtungen zum Ausgleich von Vertikal- und Horizontalverschiebung können entfallen.

Diese Anordnung bietet signifikante Kostenvorteile gegenüber der herkömmlichen Verankerung (SCM^[10]), kann jedoch auf Grund des hierdurch entstehenden kleinen zulässigen Hubspiels nur in Wassertiefen bis zu 6000 ft. (ca. 2000 m) eingesetzt werden.^[11]

Um TLP in größeren Tiefen einsetzen zu können, sind längere und zugleich dickere Stützen/Seile notwendig, wenn die vertikale Schwingungsamplitude der Plattform gleich bleiben soll. Schwingende Bewegungen der Plattform wirken sich unmittelbar auf die Lebensdauer der Verankerung aus. Somit gibt es eine Grenztiefe, bei der der Verlust potentieller Decklast und die Kosten für die Verankerung unwirtschaftlich werden.

Die SBM Offshore Group^[12] hat in Zusammenarbeit mit Atlantia^[13] unlängst ein „dynamisches Schwingungsunterdrückungssystem“ vorgestellt, mit dessen Hilfe Tiefen bis zu 10000 ft. (3300 m) realisierbar werden sollen, da auf dünnere Seile/Stützen aus Stahl oder Verbundwerkstoffen zurückgegriffen werden kann.

2.2.4 Seastar / Mini-TLP

Zu den TLP sind auch die so genannten Seastars zu zählen (auch: „Mini-TLP“); sie sind kostengünstig einsetzbar und können selbstständig, als Hilfs-, Zusatz-, oder Vorproduktionsplattform eingesetzt werden. Seastars decken Wassertiefen von 600 ft. bis zu 3500 ft. ab. (ca. 200 m bis 1100 m).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3:Aufbau eines Seastar Mini-TLP und Schnittdarstellung einer Ankerstütze^[14]

Seastar-TLPs zeichnen sich auf Grund ihrer senkrechten Verankerung mittels röhrenförmiger Stahlstützen durch ein sehr gutes dynamisches Verhalten aus. Horizontalbewegungen werden durch den Auftrieb der Hülle und die Verankerungen minimiert, die Längssteifigkeit der Stahlstützen verringert die Eigenschwingungen weit unter die Wellenfrequenz, so dass Hub-, Roll- und Neigebewegungen verhindert werden.

Hierdurch ergeben sich Vorteile bezüglich der Sicherheit des Personals, verringerte Probleme mit bewegungsempfindlichen Geräten sowie vereinfachte Konstruktionen der Steigleitungen, bei denen Horizontal- und Vertikalausgleichseinrichtungen weitestgehend entfallen können.

2.2.5 SPAR-Systeme

SPAR-Plattformen sind ähnlich wie TLPs am Meeresgrund verankert, in kleinen und mittleren Größen sind sie jedoch kostengünstiger als vergleichbare TLP. Sie besitzen auf Grund ihrer Bauweise und ihres niedrigen Schwerpunktes durch das Gegengewicht am unteren Ende der Säule eine inhärente Sicherheit gegen Kentern und können somit auf Verankerungen mit vertikaler Vorspannung verzichten, um das System aufrecht zu halten.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 4: SPAR-Systeme im Vergleich^[15]

Generell können SPARs nach ihrem Aufbau in drei Untergruppen klassifiziert werden. Es existieren konventionelle oder klassische Systeme, die auf einer einteiligen zylindrischen Hülle basieren, „Fachwerk“-Systeme („Truss-Spar“), bei denen der Mittelteil aus einem Stabwerk besteht und so den oben platzierten „hard tank“ (Hülle mit Auftrieb) mit dem unten gelegenen „soft tank“ (beinhaltet Permanentballast) verbindet. Schliesslich gibt es die die Zellenbauweise, bei der die Säule aus einzelnen vertikal übereinander angeordneten Segmenten aufgebaut ist. (Diese Zellenbauweise wurde bisher nur ein einziges Mal realisiert; bei der ersten Spar-Plattform überhaupt, der Red-Hawk-Plattform von Kerr-McGee im Golf von Mexiko).

SPAR-Systeme können mit Hilfe der Ankerketten kleinere horizontale Positionswechel innerhalb des Feldes vornehmen.

2.3 Anwendungsbereiche von Seilen im Offshorebereich

2.3.1 Generelle Anforderungen

Auf Grund der extremen Witterungs- und Umgebungsbedingungen sowie der aufwändigen Wartung müssen im Offshorebereich eingesetzte Seile außergewöhnlichen Belastungen standhalten. Folgende Anforderungen können für alle Seile im Offshorebereich (unabhängig vom Einsatz) formuliert werden:

- Sehr hohe Korrosionsbeständigkeit und Schutz gegen Eindringen von Fremdpartikeln,
- sehr hohe Lebensdauer (überdurchschnittlicher Aufwand für Wartung und Ersatz),
- hohe Festigkeit bei geringem Gewicht und Seildurchmesser (wenig Platz auf den Plattformen, große Seillängen).

Um die Anlagen kleiner dimensionieren zu können, sind je nach Anwendungsfall weiterhin folgende Eigenschaften wünschenswert:

- Hohe Biegewechselfestigkeit (auch unter Last),
- geringe Drehmomente (insbesondere beim Einsatz zur Verankerung),
- Verträglichkeit kleiner D/d-Verhältnisse und Mehrlagenwicklungen unter Last.

Aus den genannten Anforderungen ergeben sich unmittelbar die Ziele für die weitere Entwicklung:^[16]

- Weitere Verringerung der Inspektions- und Wartungsintervalle,
- Verbesserung des Festigkeits-Durchmesser-Verhältnisses,
- Hohe (Dauer-) Festigkeit der Seilendverbindungen (Insbesondere bei schwingender Belastung),
- weitere Reduktion des Seilgewichts bei gleicher Festigkeit,
- Vereinfachung von Installations- und Wartungsvorgängen,
- Durchführbarkeit von Installation und Wartung neuer Seilkonstruktionen mit möglichst geringen Modifikationen von Schiffen und Anlagen,
- Verringerung der Kosten von Ablassvorgang, Installation und Wartung,
- Erweiterung der Einsatzfähigkeit einzelner Seilkonstruktionen.

2.3.2 Arbeits-/ Förderseile

Arbeitsseile („work wire“) werden im Offshorebereich hauptsächlich zum Ablassen und zur Installation von Anlagen am Meeresgrund und Verankerungssystemen verwendet.

2.3.3 Kranseile

Als Kranseile werden fast ausschließlich sechslitzige Stahlseile mit IWRC verwendet, da diese als einzige der im Offshorebereich verwendeten Seilkonstruktionen Mehrlagenwicklungen auf Seiltrommeln unter Last ertragen.

2.3.4 Verankerungen / Mooring Lines

Die Anforderungen an Seile und Ketten, die der Verankerung von MODUs, FPSOs oder anderen permanenten Plattformen dienen, unterscheiden sich in hohem Maße von den auf Schiffen herkömmlich verwendeten Seilen.

Insbesondere die Verankerungen sind über große Zeitintervalle Schwingungsbeanspruchungen im Salzwasser ausgesetzt, was einerseits den Verschleiß erhöht und andererseits die Inspektion schwieriger macht.

Hinzu kommt, dass die von der Industrie geforderten höheren Seilfestigkeiten zur Kosten- und Gewichtsreduktion sensibler auf Schwingungsbeanspruchungen und Abweichungen im Herstellungsprozess reagieren als dies bei niedrigen Festigkeiten der Fall ist. Den Systemen zur Qualitätskontrolle während der Produktionsprozesses und der Einsatzdauer kommt somit eine entscheidende Bedeutung zu^[17].

Je nach Anwendungsfall sind die aufgeführten Anforderungen an die verwendeten Seile unterschiedlich zu gewichten, somit werden unterschiedliche Seilspezifikationen für die Wahl der entsprechenden Mooring Line ausschlaggebend sein:

- Bei MODUs, die mit Hilfe der Mooring Lines manövrieren können müssen:
- Bei großer Wassertiefe hohes Festigkeits-Gewichts-Verhältnis,
- auf Grund des beschränkten Platzangebots hohes Festigkeits-Durchmesser-Verhältnis und
- Korrosionsschutz: Meist galvanisierte Stahlseile oder Polyesterfaserseile.
- Bei FPS (mit permanenter Verankerung, abhängig vom System, Wassertiefe, Einsatzdauer):
- Polyesterfaserseile mit „Partikelfilter“-Beschichtung,
- Spiralseile aus Stahl mit PE-Ummantelung oder
- Sechslitzige Stahlseile, galvanisiert.

3 Mooring Systems / Verankerungssysteme

Im Offshorebereich existieren mittlerweile eine Vielzahl unterschiedlicher Systeme zur Verankerung von Bohr- und Förderplattformen.

Die „Steifigkeit“ eines Verankerungssystems besteht in der Fähigkeit, Reaktionskräfte bei seitlichen (und evtl. vertikalen) Abweichungen der Plattform von ihrer Nulllage aufzubauen.^[18]

3.1 Verankerungssysteme für MODUs

Verankerungen für MODUs und Plattformen können zwischen zwei Grundschemata bezüglich der Steifigkeit des Systems und der geometrischen Anordnung der Mooring Lines unterschieden werden. Sie lehnen sich mit den jeweiligen Bezeichnungen an den für sie charakteristischen Eigenschaften an:

- Steel Catenary Mooring (SCM) (“Catenary“ = Durchhang),
- Taut Mooring System (TMS) („Taut“ = gespannt)

3.1.1 Steel Catenary Mooring (SCM)

Verankerungen, die aus Ketten und/oder Stahlseilen aufgebaut sind, bilden auf Grund ihres (im Vergleich zu Wasser) wesentlich höheren spezifischen Gewichts einen Durchhang zwischen Plattform und Verankerung am Meeresgrund aus („catenary shape“). Bei einer wellen-, wind- und strömungsinduzierten Lageveränderung der Plattform ändert sich somit auch die geometrische Form des Durchhangs der Seile. Auf der Luvseite reduziert sich der Durchhang der Seile entsprechend, auf der Leeseite nimmt er zu.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 5: Schematischer Aufbau eines SCM^[19]

Die Steifigkeit eines SCM ist somit eine Funktion von Veränderungen der Geometrie der Verankerung und nahezu unabhängig von der Steifigkeit des Seils an sich.

Jedoch ist das Verhältnis von Seilfestigkeit zu Seilmasse maßgeblich für den Durchhang der Verankerung. Dieser Zusammenhang macht deutlich, warum Ketten (auf Grund ihrer zu hohen Masse) für große Wassertiefen ungeeignet sind.^[20] Ab 5000 ft. Wassertiefe werden SCMs so schwer, dass zum Ablassen und zur Installation spezielle und entsprechend kostenintensive AHVs („Anchor Handling Vessel“) und zum Befestigen der Verankerungen an der Plattform Verstärkungen notwendig werden.

Der große Vorteil von SCMs liegt in der Tatsache begründet, dass diese Verankerungssysteme das Eigengewicht der Mooring Lines zur Positionierung der Plattform nutzen und somit keinerlei vertikale Lasten auf die Verankerung am Meeresgrund ausüben. Die Kräfte auf die Anker wirken durch das Eigengewicht der Seile ausschließlich tangential zum Meeresgrund.

Da bei SCM mit zunehmender Wassertiefe der Durchhang zunimmt, nimmt gleichzeitig die Steifigkeit des Verankerungssystems ab, was in vergrößerten Horizontalabweichungen der Plattform an der Oberfläche resultiert. Diese Abweichungen resultieren wiederum in erhöhten Kosten für die Steigleitung, da diese entsprechend aufwändiger konstruiert werden muss, um die Abweichungen ausgleichen zu können.^[21]

Diese Zusatzbelastungen der Seile durch Wind, Wellen und Strömung sind nichtlinear und frequenzabhängig und üben einen signifikanten Einfluss auf die Maximalbelastungen aus, der in der Auslegung berücksichtigt werden muss.^[22]

In der Regel bilden bei SCMs Ketten die Abschlüsse der Seile an beiden Enden, da Seile auf eindringende Partikel am Meeresboden empfindlich mit einer Herabsetzung der Lebensdauer reagieren.^[23]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 6: Veränderungen im Durchhang bei SCM^[24]

3.1.2 Taut Mooring System (TMS)

Ein TMS (Taut Mooring System) ist ein Verankerungssystem, bei dem die Anker am Meeresgrund mit vertikalen Lasten beaufschlagt werden („taut“ = gespannt).

Durch die Vorspannung der einzelnen Mooring Lines ist eine Horizontalabweichung der Plattform nur auf Grund elastischer Dehnvorgänge der einzelnen Mooring Lines möglich. Die Verankerungen am Meeresboden werden mit permanenten vertikalen Lasten beaufschlagt.

Werden bei TMS Verankerungsseile mit neutralem Auftrieb verwendet, so entsteht kein Durchhang, das Seil läuft in einer geraden Linie zwischen Meeresgrund und Plattform.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 7: Schematische Darstellung eines TMS^[25]

Die Positionierung der Plattform basiert somit nicht auf geometrischen Veränderungen der Lage der Verankerungsseile, sondern auf deren Längssteifigkeit. Dies ist sowohl bezüglich horizontaler als auch vertikaler Lageabweichungen der Plattform von Natur aus wesentlich effektiver als ein System, welches auf dem Durchhang des Seils basiert.

Wie beim SCM werden auch beim TMS Ketten an beiden Enden der Seile verwendet, um Abrasion (durch Partikel) und Verschleiß (durch Fixierung des Seils an der Plattform) zu verringern.

Bei TMS kommen neben Stahlseilen (mit zunehmender Wassertiefe) hauptsächlich Polyesterfaserseile zum Einsatz. Auf die Besonderheiten dieser Seile bei Einsatz eines TMS wird weiter untern noch detailliert eingegangen werden.

Vorteile eines TMS:^[26]

- Durch die direkte Verbindung zwischen Plattform und Anker können kürzere Seillängen realisiert werden, TMS sind entsprechend leichter.
- Durch die geringeren Horizontalabweichungen kann die Plattform genauer ausgerichtet werden, die Steigleitungen können einfacher konstruiert werden.
Dem stehen folgende Probleme gegenüber:
- Da permanente vertikale Kräfte auf Anker, Seil und Plattform wirken, können für TMS keine Drag-embedment-anchors verwendet werden, stattdessen müssen Sauganker eingesetzt werden, deren Installation aufwendiger ist.
- Bei extrem weichen Böden ist die Dauerhaltbarkeit von Saugankern für Langzeitintervalle noch nicht bestätigt, da noch keine Erkenntnisse über den Einfluss des Ankers auf den Boden vorliegen.

Forschungsprojekte an Modellplattformen haben folgende Vorteile von TMS herausgearbeitet:^[27]

- Die Wahl der Verankerung (SCM, TMS) hat keinen signifikanten Einfluss auf die Hebe- und Neigebewegungen der Plattform.
- Die maximale Horizontalverschiebung verringert sich bei der TMS um bis zu 80%.
- TMS sind ab Wassertiefen von 500 m günstiger als SCM.
- TMS sind einfacher berechenbar: Lines verhalten sich bei großen Lasten wie lineare Federn.

3.1.3 Buoyant Leg Structure

Die von der in Kalifornien ansässigen Firma IDEAS konstruierte „Buoyant Leg Structure“ (BLS) ist eine jüngst vorgestellte Lösungsmöglichkeit zur Verankerung von kleinen Förder- und Produktionsplattformen.^[28] Studien zur Wirtschaftlichkeit haben ergeben, dass die BLS wirtschaftlich gut realisierbar ist, bisher ist diese System noch nicht im industriellen Einsatz.

Ziel dieser Entwicklung ist die wirtschaftliche Erschließung und Förderung von Klein- und Kleinstfeldern, die auf Grund ihrer zu geringen Größe bisher nicht gefördert wurden. Für dieses Anwendungsfeld sind kostengünstige Verankerungssysteme unumgänglich, wenn eine wirtschaftlich sinnvolle Förderung möglich gemacht werden soll.

So existiert eine große Anzahl von Feldern, die bisher aus obigen Gründen nicht erschlossen wurden, die Kapazitäten reichen dabei von 25 MMboe (106 boe) bis 100 MMboe, insgesamt werden rund 4-6 Bboe (109 boe) geschätzt. Erst eine kostengünstige Förderung oder weiter ansteigende Weltmarktpreise werden zur Erschließung dieser Felder führen.

Die BLS basiert auf Auftrieb und ist auf Grund ihrer Konstruktion sowohl im treibenden als auch im verankerten Zustand inhärent stabil. Sie besteht im Wesentlichen aus einer wasserdurchfluteten Säule, welche die Plattform unterstützt, und einem Fuß, der die Säule am Meeresgrund verankert.

Für die Verankerung am Meeresgrund sind verschiedene Anbindungsmöglichkeiten realisierbar, so zum Beispiel ein einem Sauganker ähnelnder Saugpfahl oder auch schwerkraftbasierte Lösungen.

[...]

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^[1] www.brockhaus.de: Der Brockhaus: in 15 Bänden. Permanent aktualisierte Online-Auflage. Leipzig, Mannheim: F.A. Brockhaus2002-2006.© Bibliographisches Institut & F. A. Brockhaus AG, Mannheim

^[2] Meyers großes Taschenlexikon, Band 16, S.51

^[3] Meyers großes Taschenlexikon Bd.16, S.51

^[4] Minerals Management Service, zugehörig zum U.S. Department of the Interior (www.mms.gov)

^[5] Brown, David in: „Explorer“ Volume 3, Issue 24 (13.10.1998)

^[6] Vgl. Chaplin, R.: “Deepwater moorings: Challenges, Solutions and Torsion” – 2. Int. Stuttgarter Seiltag 2005, S.1

^[7] Siehe Kapitel 3.2.4: Spread Mooring Systeme

^[8] Siehe Kapitel 2.2.3: Tension-Leg-Platforms

^[9] Siehe Kapitel 3.1.2: Taut Mooring System

^[10] Siehe Kapitel 3.1.1: Steel Catenary Mooring

^[11] Vgl. Chaplin, R.: “Deepwater moorings: Challenges, Solutions and Torsion” – 2. Int. Stuttgarter Seiltag 2005, S.2

^[12] www.sbmimodco.com (28.07.2006)

^[13] www.atlantia.com (28.07.2006)

^[14] Von: http://www.atlantia.com/seastar/anatomy.asp (1.8.2006)

^[15] Von: http://www.eagle.org/prodserv/offshore-enews-8/firstcell.html (1.8.2006)

^[16] Jackson, D.: “Carbon fiber shows potential for deepwater, ultra-deep mooring” in Offshore 01/2006

^[17] American Bureau of Shipping: “Guide for Certification of Offshore Mooring Chain”, S.3, 1999

^[18] Vgl. Chaplin, R.: “Deepwater moorings: Challenges, Solutions and Torsion” – 2. Int. Stuttgarter Seiltag 2005, S.2

^[19] Ruinen, Ir.:”The use of drag embedment anchors in offshore mooring systems” in Offshore Vol.9 No.1 2003, S.7-9

^[20] Vgl. Chaplin, R.: “Deepwater moorings: Challenges, Solutions and Torsion” – 2. Int. Stuttgarter Seiltag 2005, S.2

^[21] Bindingsbo: “An examination of polyester fiber taut leg mooring systems for deepwater” in Offshore 10/1999

^[22] Vgl. Bindingsbo: “An examination of polyester fiber taut leg mooring systems for deepwater” in Offshore 10/1999

^[23] Siehe Kapitel 4.1.2: Stahlseile

^[24] Vgl. Alvsaker, S: „Steel vs. polyester: A designers view of deepwater rope mooring systems” in Offshore 10/2000

^[25] Ruinen, Ir.:”The use of drag embedment anchors in offshore mooring systems” in Offshore Vol.9 No.1 2003, S.7-9

^[26] Vgl. Furlow, William: „Suction anchoring takes 4th generation rig past 5000 ft.” in Offshore 04/1999

^[27] Bindingsbo: “An examination of polyester fiber taut leg mooring systems for deepwater” in Offshore 10/1999

^[28] www.ideas-engineering.com (2.8.2006)