Der Upstream-Sektor umfasst die Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas. Die Suche nach Erdöl- und Erdgaslagerstätten an Land oder unter Wasser ist der erste Schritt zur Lokalisierung potenzieller Rohstoffquellen. Für die Offshore-Exploration werden seismische Schiffe eingesetzt. Wir liefern SAPS (Seismic Air Pressure Systems) als containergroße Einheiten zum Druckaufbau, um Luftdruckwellen zur Exploration zu senden.
Nach dem Auffinden von Bohrlöchern und/oder Lagerstätten sind unsere Bohrlochkompressoren Teil der Operation, um Erdgas zu fördern und an die Oberfläche zu bringen und zu weiteren Gasverarbeitungsanlagen zu leiten. Typische Kompressoreinheiten sind horizontale Hochgeschwindigkeitsmaschinen entweder mit Gasmotor oder elektrischem Antrieb.
Wenn unterirdische oder unterseeische Lagerstätten über einen längeren Zeitraum in Betrieb sind, sinkt die Öl-/Gasmenge, die sich abbaut. Diese wird durch Enhanced Oil Recovery (EOR) verlängert. Die am häufigsten verwendete EOR-Methode ist die Gasinjektion. Neben Erdgas ist CO2 das am häufigsten verwendete Gas für die Injektion. Wir verfügen über langjährige Erfahrung in der CO2-Kompression auch für überkritische Hochdruckanwendungen. Für EOR haben wir ein kombiniertes Verdichterpaket mit einem Niederdruck-Schrauben- und einem Hochdruck-Kolbenverdichter entwickelt, die von einem Zweiwellen-Gasmotor angetrieben werden. Diese Lösung bietet den Vorteil eines optimierten Platzangebots und eines geringeren Energieverbrauchs.
In Gasaufbereitungsanlagen wird rohes Erdgas aufbereitet, um Feststoffe, Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid und schwerere Kohlenwasserstoffe, die Kondensate bilden, zu entfernen, um eine trockene Pipelinegasqualität zu erreichen. Erdgas, das Schwefelwasserstoff enthält, wird als Sauergas bezeichnet, während es ohne H2S als Süßgas bezeichnet wird. Wir haben langjährige Erfahrung mit der Verdichtung von H2S-haltigem Sauergas.
Das an das Netz abgegebene Erdgas wird dann als Verkaufsgas in Pipelinesysteme zur Zwischenspeicherung und zum Verkauf an weitere Produktionsanlagen, Kraftwerke, Düngemittelfabriken oder als Heizöl transportiert. Andere Produkte, die in Gasaufbereitungsanlagen erzeugt werden, sind Ethan, Propan, Butan und NGLs (Natural Gas Liquids).
Als Teil des Transportsystems werden Pipeline-Kompressoren für Ferngasversorgungssysteme eingesetzt, um Druckverluste zu überwinden und die Gasmengen über Tausende von Kilometern entlang der Versorgungsrouten zu beschleunigen. Da der Druckunterschied und der Bedarf an transportierten Mengen häufig und mengenmäßig variieren können, sind unsere Kolbenkompressoren mit ausgeklügelten Leistungsregelungssystemen die richtige Wahl, um diese Anforderungen sehr wirtschaftlich und effizient zu erfüllen. Wir haben mehrere gasmotorisch angetriebene Hochgeschwindigkeitskompressoren (HS) für den Midstream-Markt entwickelt und erfolgreich eingesetzt. Ihre Drehzahl liegt je nach Auswahl des Gasmotors zwischen 750 und 1800 U/min. Die HS-Kompressoren sind vollständig in unsere marktführende KO3-Software zur Auslegung von Kompressoranlagen integriert.
Für die Speicherung von Erdgas werden verschiedene Speichersysteme in unterschiedlichen geologischen Formationen und Umgebungen genutzt. Unterirdische Salzkavernen oder Erdgasspeicher sind über ganz Europa und die USA verteilt; für die Einspeisung des Gases in diese Speicher werden unsere Kolbenkompressoren an betrieblichen Lagerplätzen installiert.
Typische Anwendungen sind horizontale Kompressoren für Volumenströme von bis zu 200.000 Nm³/h. Der Ansaugdruck kann zwischen 20 und 60 bar und der Enddruck zwischen 80 und 230 bar variieren, je nach Verfügbarkeit von Rohrleitungsvolumen und -druck sowie dem Füllstand des Gasspeichers, sei es in Kavernen, Erdgasspeichern oder Rohrleitungssystemen. Um all diese Betriebsszenarien abzudecken, sind die Einheiten mit einer Antriebsleistung von bis zu 10 MW entweder mit VSD-Systemen und/oder stufenlosen Ventil-Entladesystemen ausgestattet.
Für viele industrielle Anwendungen werden große Mengen an Wasserstoff benötigt. H2 kann durch die Reformierung von Erdgas oder höheren Kohlenwasserstoffen gewonnen werden. Das Erdgas wird mit Wasserstoff angereichert, entschwefelt und dann mit Wasserdampf vermischt. Das Ergebnis der “Water-Shift-Reaktion” ist ein Strom aus H2 und CO2 mit einem durchschnittlichen Massenverhältnis von etwa 10 kg CO2 für 1 kg H2.
Um den vorkommenden Schwefelgehalt im Erdgas und in den destillierten Rohölphasen zu reduzieren, muss die Entschwefelung in einem Hydrofiner während der Destillation (Flüssiggas, Benzin, Dieselkraftstoff, Heizöl) durchgeführt werden.
Das Destillat wird mit Wasserstoff vermischt, erhitzt und dann in einen mit Katalysator gefüllten Reaktor geleitet. Dabei entsteht Schwefelwasserstoff. Das gereinigte Produkt sowie der verbleibende Wasserstoff und der Schwefelwasserstoff werden erneut getrennt. Wir verfügen über zahlreiche Referenzen für Entschwefelungsanwendungen für Make-up und Recycling von Wasserstoff sowie Kompressoren für wasserstoffreiche Gase, die in Hydrocracking-Anlagen installiert sind.
Mit Hilfe der Druckwechseladsorption (PSA) ist eine nahezu vollständige Rückgewinnung von reinem Wasserstoff aus wasserstoffreichen Prozessgasen möglich, wie sie z. B. im Raffinerieprozess, in petrochemischen und chemischen Prozessen sowie in der Eisen- und Stahlindustrie anfallen. Anlagen zur Rückgewinnung von Wasserstoff aus Spülgas liefern diesen an industrielle Prozesse zur Erzeugung von Synthesegas oder zur Herstellung von Ammoniak.
Für PSA-Anlagen werden unsere Kompressoren auf Basis der API 618-Spezifikation als vertikale Einheiten im Niederdruckbereich bis 40 bar und rund 2 MW Antriebsleistung gebaut.
Um den Hydrocracking-Prozess mit frischem Wasserstoff aus dem Steamreformer zu speisen, müssen typischerweise Durchflussmengen von 50-100.000 Nm3/h von etwa 10-20 auf 150-200 bar verdichtet werden. Dies geschieht in der Regel mit dreistufigen API 618-Maschinen mit mehr als 10 MW Antriebsleistung. Der Wasserstoff im Hydrocracking-Reaktor spaltet die langkettigen Kohlenwasserstoffe in kürzere Kettenlängen, die für die Kraftstoffherstellung benötigt werden.
Die Erdöl- und petrochemische Industrie nutzt das CCR-Verfahren zur Herstellung von Aromaten aus Naphtha und Paraffinen, die schließlich in Kraftstoffen oder anderen spezifischen aromatischen Verbindungen verwendet werden. Hauptbestandteile des Verfahrens sind der Reaktor und der Rückgewinnungsteil. Das wasserstoffreiche Gas muss komprimiert und über einen Netzgaskompressor in den Produktrückgewinnungsteil geleitet werden. Wir liefern diese Einheiten, die typischerweise als horizontale API 618 Rahmen aus dem Prozessgasportfolio gebaut werden, als 1-stufige Einheiten, 50.000 Nm³/h, 2,5 MW Antriebsleistung.
Wir sind auch im Bereich der Schiffsantriebssysteme auf der Basis von LNG, LPG, Ammoniak oder anderen Kraftstoffen tätig. Die für die Schifffahrt klassifizierten Vertikal- und V-Kompressoren aus unserem Portfolio, die auf robusten API 618-Konstruktionen basieren, können für das gesamte Spektrum des Schiffsantriebs sowie für die BOG-Behandlung und -Wiederverflüssigung eingesetzt werden.
Für den Antrieb und die Stromerzeugung an Bord werden je nach Motorkonzept typischerweise Drücke von 10-20 bar bei Viertaktmotoren und 150 bis über 300 bar bei Zweitaktkonzepten benötigt. Durch die hervorragende Regelbarkeit der Kontaktring-Kolbenkompressoren sind auch Kombinationen mit Schraubenkompressoren von Partnerfirmen möglich, wenn der Saugdruck sehr niedrig ist.
Die Wiederverflüssigung des Boil-off-Gases wird vor allem auf größeren Bunkerschiffen und auf großen LNG-Tankern eingesetzt, wenn der BOG-Strom den Bedarf der Antriebs- und Stromerzeugungsmotoren übersteigt. Dies kann entweder durch die seitliche Ableitung eines Teils des Brenngaskompressorstroms oder durch den Einsatz eines speziellen Systems erfolgen.
