Erfahren Sie mehr über die „grüne“ Pipeline von Shell mit Orbitalschweißtechnik!

Das Athabasca Oil Sands Project (AOSP) ist ein Joint Venture zwischen dem Mehrheitseigentümer Shell Canada, Chevron Canada und Marathon Oil Canada Corporation.  AOSP betreibt zwei Minen. In den Minen findet keine Verarbeitung statt, und das Bitumen wird in verdünnter Form per Pipeline zur Aufbereitungsanlage Scotford transportiert, die sich 50 km nordöstlich von Edmonton, Alberta, befindet. Die Aufbereitungsanlage Scotford produziert derzeit 255.000 Barrel synthetisches Rohöl pro Tag. Damit werden derzeit 10 % des kanadischen Bedarfs gedeckt.

Die geplante Keystone XL-Pipeline, die Öl aus Alberta zu Raffinerien am Golf von Mexiko transportieren sollte, löste heftige Kontroversen aus und wurde schließlich von Präsident Obama blockiert. Kritiker behaupten, dass sie die Verwendung von „schmutzigem” Öl fördert. (Bis vor kurzem deckte kanadisches Öl 17 % des US-Bedarfs, die Teersande werden seit Mitte der 60er Jahre aktiv abgebaut.)  Die Kritiker haben mehrere Einwände, aber ein wichtiger Punkt ist, dass bei der „Aufbereitung” des Bitumens große Mengen an CO2 entstehen.

Shell Canada investiert 1,4 Milliarden Dollar in das Demonstrationsprojekt „Quest“ zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung. Das Projekt zielt darauf ab, jährlich eine Million Tonnen CO2 aus der Schwerölaufbereitungsanlage des Unternehmens in Scotford abzuscheiden. Das CO2 wird von einem Gas in eine Flüssigkeit umgewandelt und über eine neue 60 km lange Pipeline zu einem Speicherort transportiert.  Zum Vergleich: Eine Million Tonnen Kohlendioxid entsprechen den jährlichen Abgasemissionen von 175.000 Autos. Auch die kanadische Bundesregierung und die Provinz Alberta stellen Mittel für diese Initiative bereit.

Gas und Öl werden in der Regel aus Lagerstätten gewonnen, die in Gesteinsformationen unter der Erdoberfläche eingeschlossen sind. In einer neuartigen Variante wird das abgeschiedene CO2 in eine Sandsteinformation in zwei Kilometern Tiefe injiziert. Das CO2 wird unter Druck in die poröse Sandsteinformation injiziert. Nach der Injektion wandert das CO2 durch die Formation, wird jedoch von einer undurchlässigen Deckschicht über dem Sandsteinspeicher zurückgehalten.  Diese Methode zur Speicherung (Sequestrierung) von Kohlendioxid wird als „strukturelle Speicherung” bezeichnet. Weltweit gibt es umfangreiche Erfahrungen mit Projekten zur Kohlenstoffabscheidung und -speicherung (CSS), und es gibt Belege dafür, dass Kohlendioxid dauerhaft in geologischen Formationen gespeichert werden kann. So speichert beispielsweise das seit 1996 laufende norwegische Sleipner-Projekt CO2, das in Ölquellen injiziert wird, um die Ölförderung in diesen Offshore-Ölfeldern zu verbessern.  Undurchlässige geologische Formationen haben Öl und Gas seit Millionen von Jahren eingeschlossen, was die Zuversicht gibt, dass Kohlendioxid auf unbestimmte Zeit sicher gespeichert werden kann. Am Quest-Speicherort gibt es drei abdichtende Gesteinsschichten. Shell verfügt über jahrzehntelange Erfahrung in der Modellierung von unterirdischen geologischen Formationen während der Gaserkundung und verfügt damit über einzigartiges Fachwissen bei der Auswahl von Speicherorten.

Ein Verfahren zur Aufbereitung des Bitumens zu leichterem synthetischem Öl ist das Hydrocracking, bei dem Dampf, Methangas und ein Katalysator unter hohem Druck mit dem Bitumen kombiniert werden. Bei dieser chemischen Reaktion entsteht Wasserstoff, der dann in einem als „Wasserstoffaddition” bezeichneten Verfahren zur Umwandlung des Schweröls in leichteres Rohöl verwendet wird. Allerdings entsteht bei diesem Verfahren Kohlendioxid als Nebenprodukt. Die Aufbereitungsanlage in Scotford stößt derzeit jährlich drei Millionen Tonnen davon in die Atmosphäre aus.

Die Quest-Anlage leitet CO2-Gas in einen Behälter, der mit der von Shell patentierten ADIP-X-Amin-basierten Abscheidungstechnologie ausgestattet ist, die das CO2 absorbiert. Die Lösung wird dann zu einem Stripping-Turm geleitet, wo Wärme und Druck das CO2 freisetzen, das anschließend zu einer Kompressorstation geleitet wird. Der Kompressor wandelt das Gas in eine Flüssigkeit um, die über Pipelines transportiert werden kann.

Der Bau der 60 km langen 12-Zoll-Pipeline stellte eine große Herausforderung dar. Da die Pipeline flüssiges CO2 transportieren sollte, mussten die Schweißnähte einer Charpy-Schlagprüfung von 60 Joule bei -50 °C standhalten, da die Pipeline für dieses Projekt größtenteils durch Ackerland mit mehreren sumpfigen Gebieten verlief. Die Arbeiten wurden im Winter bei Temperaturen von bis zu -30 °C durchgeführt.

Shell beauftragte die Flint-Abteilung von Aecom Technology (ehemals Flint Energy Services Ltd.) mit dem Pipeline-Projekt. Es wurde eine Standard-30⁰-Abschrägung verwendet, wie sie vom Werk geliefert wurde. Zwischen den Rohrenden wurde ein Abstand eingehalten und eine Landfläche von 1,6 m verwendet. Die Wurzel und der Heißdurchgang wurden mit 8010-Elektroden im Doppel-Down-Schweißverfahren durchgeführt.  Zwei zusätzliche Füllschichten und eine Deckschicht wurden im Fülldrahtverfahren aufgebracht. Der Auftragnehmer verwendeteMagnatech Pipeliner FCAW-Systeme, die er aufgrund früherer Erfahrungen mit John W. Page Welding Consulting gemietet hatte.  John stellte während des Projekts auch seine Erfahrung und technische Unterstützung zur Verfügung. Die Füll- und Deckschichten wurden mit dem Magnatech Pipeliner ausgeführt. Der Magnatech Pipeliner ist ein System vom Typ „Bug and Band”. Zunächst wird ein Führungsring auf dem Rohr montiert, und der Schweißkopf wird mit einem Druckschalter schnell auf dem Führungsring installiert.  Das Schweißen erfolgt in einer doppelten Abfolge. Der Schweißer beginnt die Schweißung bei 6 Uhr und schweißt im Uhrzeigersinn bis 12 Uhr. Der Kopf wird ausgekuppelt und schnell wieder auf 6 Uhr positioniert, und die Schweißung wird gegen den Uhrzeigersinn bis 12 Uhr abgeschlossen.

Ein seitlicher Ausleger, der an einem Dieselgenerator befestigt war, senkte das Zelt über die Verbindungsstelle. Die Stromversorgung des Pipeliner, der Wasserumwälzer und die Gasflasche wurden auf einer Stahlplatte montiert, die am Zeltrahmen befestigt war. Das gesamte Schweißsystem befand sich im Zelt, lediglich ein Stromkabel vom Generator war erforderlich.

Für das 12-Zoll-Rohr mit einem Durchmesser von 1,3 mm wurde der Fülldraht Corex von Hobart Brothers verwendet, Legierung E71T-9.  Für das 12-Zoll-Rohr X-80 wurden die Schweißdrähte Lincoln Pipeliner G-80M (E101T1-GM-H8) und ESAB Dual Shield II 101-TC (E80T-a-K2) verwendet.  Es wurde ein Mischgas aus 75 % Argon und 25 % CO2 verwendet. Eine Vorwärmung von mindestens 100 °C war erforderlich. Obwohl zwei Schweißköpfe gleichzeitig zum Schweißen einer Rohrverbindung verwendet werden können, war dies aufgrund des kleinen Durchmessers des 12-Zoll-Rohrs für mehr als einen Schweißkopf auf einem Rohr weniger praktikabel. Die typische Zeit für die sechs Durchgänge lag zwischen 53 und 62 Minuten und war damit deutlich kürzer als beim manuellen Schweißen.

Das Rohrmaterial wurde so spezifiziert, dass es die Anforderungen an die Kältezähigkeit für den Transport von flüssigem Kohlendioxid erfüllt. Während der Verfahrensprüfung wurde deutlich, dass zur Erreichung der erforderlichen mechanischen Eigenschaften sowohl im Schweißgut als auch in der Wärmeeinflusszone (HAZ) ein mechanisiertes Schweißen erforderlich war. Die gleichmäßige Drehzahl des Brenners verhinderte Schwankungen in der Wärmezufuhr. Das manuelle Schweißen mit halbautomatischen FCAW-Brennern hatte die Prüfung in der HAZ durchweg nicht bestanden.

„Anschlussschweißungen“ an Fluss- oder Straßenkreuzungen erforderten das Anschweißen an eine bestehende Rohrleitung, die bereits unter dem Hindernis verlegt ist und oft eine größere Wandstärke aufweist. Anschlussschweißungen erforderten das Anschweißen an die bestehende Rohrleitung im Graben. Das Schweißsystem und das Zelt wurden in den Graben abgesenkt, um die Schweißarbeiten durchzuführen. Insgesamt wurden zehn Systeme eingesetzt, mit mehreren Anschlussschweißteams.