Snøhvit

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Snøhvit (deutsch Schneewittchen), auch Snøhvitfeltet, ist das fünftgrößte norwegische Gasfeld – betrieben vom Statoil-Konzern. Es besteht eigentlich aus den drei einzelnen Feldern Snøhvit, Albatross und Askeladd, die jedoch Teil eines gemeinsamen Entwicklungsplans geworden sind. Die Vorkommen wurden 1984 entdeckt und liegen etwa 140 km nordwestlich von Hammerfest auf dem norwegischen Kontinentalsockel in der Barentssee.

LNG Gas-Terminal Melkøya

Überblick[Bearbeiten]

Schätzungen zufolge enthält das Feld förderbare Mengen von Erdgas in einer Größenordnung von um 160 Milliarden Sm³ und mit einem Kohlendioxidgehalt von 5-8 %, die zur Herstellung von Flüssigerdgas gewonnen werden sollen. Es wird eine Jahresmenge von 5,75 Milliarden m³ Flüssigerdgas angenommen, dazu kommen 747.000 Tonnen Erdgaskondensat und 247.000 Tonnen Flüssiggas[1]. Ebenfalls ist eine dünne Ölzone vorhanden. Die Reservoire befinden sich in Sandsteinen des Unteren und Mittleren Juras.[2]

Das Herz der Anlage, eine 9 × 154 × 54 m große und 10.000 Tonnen schwere Barke, die mit einer 25.000 Tonnen schweren Prozessanlage zur Gasverflüssigung bestückt ist, wurde auf der Insel Melkøya in der Nähe von Hammerfest installiert. Sie verließ im Juni 2005 ihre Werft bei Puerto Real, Cádiz in Südwestspanien und wurde vom Halbtauchschiff Blue Marlin an ihren Standort transportiert, wo sie im späten September eintraf und dort bis Sommer 2006 eingebaut wurde.

Durch eine 143 km lange und 68 cm durchmessende unterseeische Pipeline wird der aus verschiedenen flüssigen Erdgas- Kondensatphasen bestehende Förderstrom in die Weiterverarbeitungsanlage zur Insel Melkøya gebracht. Diese Pipeline wird als die längste Mehrphasen-Pipeline (multiphase pipeline) der Welt bezeichnet. Auf Melkøya werden die Phasen getrennt und prozessiert. Dort befinden sich die Steuereinrichtungen und eine Kühlanlage, mit der das gewonnene Erdgas abgekühlt wird. Es handelt sich dabei um die erste Gasförderanlage in Norwegen, die völlig ohne Förderplattformen an der Meeresoberfläche auskommt.

Inbetriebnahme[Bearbeiten]

Im Herbst 2007 ist die Anlage in Betrieb gegangen. Nach einigen Wochen wurde die Anlage wegen technischer Anlaufschwierigkeiten abgeschaltet. Der Betrieb wurde ab dem 25. Januar 2008 wieder aufgenommen und hat mittlerweile 100 % Kapazität erreicht (Stand März 2009).

Das Herzstück der Anlage wurde von der Firma Linde konzipiert und geliefert.[3] Die Kältekreisläufe zur Abkühlung des Gases wurden in Bezug auf Verfügbarkeit und Energieverbrauch erfolgreich optimiert.[4]

Die Kosten wurden ursprünglich mit 51 Mrd. Kronen[5] (über 6 Mrd. Euro) veranschlagt. Die tatsächlichen Kosten werden inzwischen auf 60 Mrd. Kronen geschätzt (Stand Februar 2008). Diese hohen Investitionssummen werden sich aber aufgrund langfristiger Lieferverträge schon in wenigen Jahren amortisieren.

Umwelt[Bearbeiten]

Die Anlage ist ein Musterbeispiel an Umweltschutz, da das im Erdgas enthaltene CO2 nicht wie üblich an die Atmosphäre abgegeben, sondern unterirdisch gelagert wird. Kontinuierliche Emissionen werden nur durch die hoch effizienten Gasturbinen zur Stromerzeugung verursacht, die allerdings gereinigtes Erdgas relativ umweltfreundlich mit minimaler NOx-Produktion verbrennen. Giftige Substanzen wie Benzol oder Quecksilber werden im Prozess abgetrennt und sicher gehandhabt. Abfackeln von Gas ist im normalem Betrieb nicht vorgesehen, kann aber bei Betriebsstörungen auftreten. Durch das Abfackeln des Gases wurden bis Januar 2008 1 Mio. Tonnen CO2 frei. Die dadurch außerdem emittierten 2.200 Tonnen Ruß hatten eine zusätzliche Treibhauswirksamkeit wie 3,5 Millionen Tonnen CO2.[6]

Siehe auch: CO₂-Abscheidung und -Speicherung

Quellen[Bearbeiten]

  1. Offshore-Technology.com
  2. Informationsseite der norwegischen Kohlenwasserstoffverwaltung (npd)
  3. Ingplants.com
  4. e24.no/naeringsliv
  5. Hydrocarbons-technology.com
  6. taz-Artikel vom 25. Januar 2008: Gasfackel fördert die Eisschmelze

Weblinks[Bearbeiten]