| Erdölförderung | ||
Die mit der vorhandenen Technik wirtschaftlich nutzbaren Erdölvorkommen werden heute auf dem Festland (onshore) aus bis zu 8.000 m tiefen Bohrungen und in zunehmendem Maße aus dem Meer (offshore) gefördert. In der Offshore-Technik werden Hubinseln (bis ca. 100 m Wassertiefe), schwimmende Bohrinseln (bis ca. 1.000 m) und Bohrschiffe (über 1.000 m) eingesetzt. Primärförderung: Der Eigendruck (Gebirgs-und/oder Gasdruck) treibt das Erdöl aus der angebohrten Lagerstätte zutage (well oil). Sekundärförderung: Bei zu geringem oder im Verlauf der Primärförderung nachlassendem Eigendruck wird durch Injektionspumpen (zumeist) Wasser an der Peripherie des entsprechenden Ölfeldes durch kleine, oft weitverästelte Injektionsbohrungen eingespritzt. Die Injektionspumpen haben Fördervolumen bis 4.000 m3/h, Förderhöhen bis 2.100 m und Wellenleistungen im Betriebspunkt bis 19 MW. Injiziert wird entweder Grundwasser aus nahegelegenen Vorräten (bei Onshore-Feldern) oder Meerwasser (bei Offshore- und küstennahen Onshore-Feldern), seltener das mit dem Erdöl geförderte Wasser (produced water) oder Gas. Die Gas-Reinjektion erfolgt auch zum Zwecke der Zwischenlagerung des Gases. Bei Verwendung von Meerwasser (brine) oder salzhaltigem Grundwasser wird das Wasser vor der Injektion chemisch und mechanisch behandelt, sterilisiert und der Sauerstoff entzogen. Da mit den Methoden der Primär- und Sekundärförderung nur ca. 30 % Entölung erreicht werden, gewinnt die Tertiärförderung zunehmend an Bedeutung. Die Tertiärförderung (enhanced oil recovery, EOR) erfolgt durch Wärmefluten (Erhitzen des ölführenden Gesteins), Lösungsmittelfluten (Einpressen von organischen Lösungsmitteln, Flüssiggasen oder CO2) und Chemisches Fluten (Injektion von Tensiden oder Polymer-Lösungen). Die Zusammensetzung der Erdöle differiert: Bisher wurden über 500 Komponenten gefunden.
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Entsprechend vielfältig sind die fachsprachlichen, meist englischen, Bezeichnungen für das Rohöl (crude oil). Beispiele: wet crude (wasserhaltiges), dry crude (wasserfreies), unstable crude (gashaltiges), stable or stabilized crude (gasfreies), sweet crude (schwefelarmes), sour crude (schwefelreiches Rohöl, Schwefelgehalt >1 %) etc. Das im Öl emulgierte oder vom Öl mitgeführte Wasser enthält bis zu 30 % gelöste Salze und andere Mineralien (engl.: TDS = total dissolved solids). Das erbohrte Rohöl erfährt zumeist unmittelbar nach der Förderung eine erste Bearbeitung (Entfernung des Wassers und der flüchtigen Bestandteile) und wird dann entweder zwischengelagert oder – oft über große Entfernungen – zu den Sammelbehältern der Verschiffungs- oder Raffinerieanlagen gepumpt. Die Vielzahl der Fördermedien und die Vielfalt der Betriebsbedingungen bedingen den Einsatz von verschiedenen – oft hochspezialisierten – Pumpen, an deren Abdichtung wiederum oft extreme Anforderungen gestellt werden. Insbesondere bei den Pipeline-, den Injektions- und den Bohrkopf-Spülpumpen (Mud-pumps) liegen die Anforderungen an die GLRD extrem hoch. Die ohnehin hohen Anforderungen an die Betriebssicherheit sind auf den Offshore-Plattformen noch weiter verschärft worden und durch erhöhte Anforderungen an die Montage- und Wartungsfreundlichkeit ergänzt. Daß Feststoffe und hohe Anteile an korrosiven Bestandteilen in den Fördermedien hochverschleiß- und hochkorrosionsfeste Werkstoffe (Werkstoffe für …) erfordern, versteht sich fast von selbst. Die Auslegung der GLRD sowie der zugehörigen Sicherheits- und Zusatzeinrichtungen kann nur in enger Zusammenarbeit zwischen dem Planer, dem Pumpenhersteller und einem auf diesen Gebieten erfahrenen GLRD-Hersteller erfolgen. |
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| Als Beispiel aus der Vielzahl der ausgeführten
Konstruktionen zeigen die Bilder eine Injektionspumpe, das Schnittbild der eingebauten
GLRD, das Schema des Sperrkreislaufes und die zugehörige Druckhalte- und
Nachspeiseeinheit
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