Snöhvit

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

LNG Gas-Terminal Melkøya

Überblick

Schätzungen zufolge enthält das Feld förderbare Mengen von Erdgas in einer Größenordnung von um 160 Mrd. 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].

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, verließ im Juni 2005 ihre Werft bei Puerto Real in Südwestspanien und wurde 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 das Erdgas in die Weiterverarbeitungsanlage zur Insel Melkøya gebracht. Hier befinden sich die Steuereinrichtungen und eine Kühlanlage, mit der das Erdgas abgekühlt wird. Es handelt sich dabei um die erste Gasförderanlage in Norwegen, die völlig ohne Förderplattformen auf dem Meer auskommt.

Inbetriebnahme

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.^[2] Die Kältekreisläufe zur Abkühlung des Gases werden in Bezug auf Verfügbarkeit und Energieverbrauch noch optimiert.^[3]

Die Kosten wurden ursprünglich mit 51 Milliarden Kronen^[4] (über 6 Milliarden Euro) veranschlagt. Die tatsächlichen Kosten werden inzwischen auf 60 Milliarden Kronen geschätzt (Stand Februar 2008). Diese hohen Investitionssummen werden sich aber aufgrund langfristiger Lieferverträge schon in wenigen Jahren amortisieren.

Umwelt

Die Anlage ist ein Musterbeispiel an Umweltschutz, da das im Erdgas enthaltene CO₂ nicht wie üblich an die Atmosphäre abgegeben, sondern in unterirdischen Kavernen unter hohem Druck gelagert wird. Kontinuierliche Emissionen werden nur durch die hoch effizienten Gasturbinen zur Stromerzeugung verursacht, die allerdings gereinigtes Erdgas relativ umweltfreundlich mit minimaler NO_x 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 haben eine zusätzliche Treibhauswirksamkeit wie 3,5 Millionen Tonnen CO₂.^[5]

Quellen

1. ↑ Offshore-Technology.com
2. ↑ Ingplants.com
3. ↑ e24.no/naeringsliv
4. ↑ Hydrocarbons-technology.com
5. ↑ taz-Artikel vom 25.01.08: Gasfackel fördert die Eisschmelze

Weblinks

• Matthias Hannemann, Eiskaltes Kalkül. Norwegen träumt von gigantischen Erdgasvorkommen im Polarmeer. Und bricht von Hammerfest aus dorthin auf. Führt der Weg zur Lösung der globalen Energieprobleme in die Arktis? Ein Ortstermin auf 70 41' 13' N, 23 35' 56' O. in: Brand Eins 1/2008 (Wirtschaftsmagazin), S. 34-40
• www.statoil.com
• Interaktive Karte von Snøhvit