„Stürmische Wellen an der Oberfläche, doch friedlich und still unter dem Meer“ – so beschreibt Jules Verne in seinem Roman „20.000 Meilen unter dem Meer“ die romantische Vorstellungswelt. Für Ingenieure, die in der Tiefsee-Ölförderung tätig sind, ist die Realität der Tiefsee jedoch alles andere als friedlich. Sie ist vielmehr eine extreme Welt, geprägt von hohem Druck, wechselnden Temperaturen und chemischer Korrosion.

Wenn der Bohrer das Schwert ist, das „Unterwasserschätze“ freilegt, dann sind Robben die erste unsichtbare Schutzmauer. Doch wie „rau“ ist die Tiefsee wirklich? Und welche Rolle spielen Robben darin? Heute tauchen wir Tausende von Metern tief, um umfassende Umwelterkundungen durchzuführen.

1. Hoher Druck in der Tiefsee: Nicht nur „sehr hoher Wasserdruck“

1.1 Erschreckende Zahlen

An Land sind wir an einen Standarddruck von 1 Atmosphäre (ca. 0,1 MPa) gewöhnt – das entspricht in etwa dem Druck, den man beim leichten Antippen eines Tisches mit dem Finger spürt. In der Tiefsee sieht es ganz anders aus:

• Bei einer Wassertiefe von jeweils 10 Metern erhöht sich der hydrostatische Druck um etwa 1 Atmosphäre (≈0,1 MPa).
• In 3.000 Metern Tiefe übersteigt der hydrostatische Druck 30 MPa – das entspricht etwa 300 Atmosphären.
• In 6.000 Metern Höhe kann der Druck auf 60 MPa, also über 600 Atmosphären, ansteigen.

Was bedeutet das? In 3.000 Metern Tiefe müsste die Fläche Ihres Fingernagels das Gewicht von drei schweren Lastwagen tragen.

1.2 Druck im Bohrloch – noch höher!

Und wie sieht es im Inneren des Unterwasserbohrlochs aus? Der Druck ist noch erstaunlicher:

Herausforderung für Dichtungen: Unter solch extrem hohem Druck müssen Dichtungsmaterialien zwei Probleme gleichzeitig bewältigen – Extrusionsbeständigkeit und Druckverformungsbeständigkeit. Ist das Material nicht steif genug oder kriecht es unter Dauerdruck, kann Hochdruckflüssigkeit an der Dichtungsfläche vorbeiströmen und Leckagen verursachen. Deshalb werden Tiefseedichtungen häufig aus einem Metall-Gummi-Verbundwerkstoff gefertigt, der ein „selbstverstärkendes“ Prinzip nutzt: Je höher der Druck, desto dichter werden die Dichtflächen.

2. Extreme Temperaturen: „Feuer und Eis“

Die Temperatur in der Tiefsee ist nicht das ganze Jahr über Frühling, wie viele es sich vorstellen.

2.1 Niedrige Temperaturen der Tiefseeumgebung

Unterhalb von etwa 500 Metern Tiefe verschwindet das Sonnenlicht und die Temperatur sinkt rapide. In den meisten Tiefseegebieten Öl- und Gasfelder Die Umgebungstemperatur des Meerwassers kann bis auf ‐4°C bis ‐46°C sinken.

2.2 Hohe Temperatur im Bohrloch

Sobald man in die Formation eintritt, schnellt die Temperatur in die Höhe:

Herausforderung für Dichtungen: Es geht nicht nur um „Hitzebeständigkeit“ oder „Kältebeständigkeit“, sondern um Stabilität über einen weiten Temperaturbereich. Beispielsweise ist hydrierter Nitrilkautschuk (HNBR) typischerweise zwischen -30 °C und +150 °C einsetzbar. Fluorelastomer (FKM) weist eine bessere Hitzebeständigkeit (bis zu 200 °C) auf, härtet jedoch bei extremer Kälte aus und verliert seine Elastizität. Darüber hinaus führen Temperaturschwankungen zu unterschiedlicher Wärmeausdehnung und -kontraktion der verschiedenen Materialien, wodurch sich der Spalt an der Dichtungsfläche verändert – eine häufige Ursache für Dichtungsversagen.

3. Korrosion und chemische Angriffe – „Unsichtbare Feinde“

Während Druck und Temperatur sichtbare Bedrohungen darstellen, ist chemische Korrosion der am meisten unterschätzte „unsichtbare Killer“ in der Tiefsee.

3.1 Salzgehalt und Chloridkorrosion durch Meerwasser

Tiefseewasser weist typischerweise einen Salzgehalt von über 35 ‰ auf und ist reich an Chloridionen (Cl⁻). Für Metalldichtungen wirken Chloridionen als aggressive Korrosionskatalysatoren – sie zerstören die Passivschicht auf Metalloberflächen und verursachen Lochfraß und Spannungsrisskorrosion.

Die folgende Tabelle vergleicht die Korrosionsbeständigkeit einiger gebräuchlicher Materialien in Meerwasser:

Inconel 718: eine Nickelbasislegierung, die häufig in Tiefsee-BOPs und Weihnachtsbaumventilen eingesetzt wird. Kein Risiko der Spannungsrisskorrosion bei Temperaturschwankungen von -40 °C bis 150 °C. Nach dreijähriger Einwirkung von 150 MPa in einer H₂S-haltigen Umgebung zeigen die mechanischen Eigenschaften keine signifikante Verschlechterung.

3.2 H₂S und CO₂ in Öl und Gas – „Saure Korrosion“

Öl und Gas aus dieser Formation sind nicht „rein“. Sie enthalten üblicherweise erhebliche Mengen an H₂S (Schwefelwasserstoff) und CO₂ (Kohlendioxid).

Insbesondere bei Gummidichtungen führen H₂S und CO₂ zu Quellung – die Molekülketten des Gummis quellen in sauren Medien auf, wodurch die Dichtung nicht mehr dicht schließt und schließlich Leckagen verursacht. Daher ist die Materialauswahl für BOP-Elastomere in sauren Bohrlöchern von entscheidender Bedeutung. Gemäß der Ausgabe 2025 der Bohrlochkontrollnormen gilt für „Bohrlöcher mit H₂S-Gehalt“ Folgendes: BOP-Elastomerelemente Es sollte aus FFKM (Perfluorelastomer) bestehen. Unter Testbedingungen von 150 °C, 30 % H₂S-Konzentration und 168 Stunden gelten folgende Anforderungen: Volumenschwellung < 5 % und Zugfestigkeitsverlust < 15 %. Daher ist herkömmlicher Nitrilkautschuk für den Einsatz in schwefelhaltigen Umgebungen ungeeignet – er kann innerhalb weniger Wochen vollständig versagen.

Fazit: Kleine Teile, große Mission

Die Umgebung „20.000 Meilen unter dem Meer“ ist alles andere als eine romantische Fantasie. Sie ist ein „extremes Testgelände“, geprägt von extrem hohem Druck, extremen Temperaturschwankungen, stark korrosiven Medien und anderen ineinandergreifenden Faktoren.

In einem solchen Umfeld hat sich die Rolle von Gummi- und Kunststoffdichtungen weit über die traditionelle „Spaltfüllung“ hinaus entwickelt:

• Sie müssen Temperaturwechsel zwischen 150 °C Hitze und Minusgraden problemlos überstehen;
• Sie müssen unter Hunderten von Atmosphären elastisch bleiben, ohne „ausgedrückt“ zu werden;
• Sie müssen dem „kombinierten chemischen Angriff“ von Meerwasser und saurem Öl/Gas widerstehen;
• Sie müssen in Unterwasseranlagen 5–10 Jahre lang ohne Austausch „dienen“.

Als spezialisierter inländischer Hersteller von Elastomer und Polymerdichtungen Wir verstehen die wichtige Aufgabe der Tiefseerobben sehr gut – jeder sichere Offshore-Bohrvorgang, jedes transportierte Barrel Öl/Gas und jeder Quadratkilometer Meeresökosystemschutz hängen von der zuverlässigen Leistung einer winzigen Robbe in einer extremen Umgebung ab.

Referenzen

1. Reservoir-Druck- und Temperaturdaten aus dem Gasfeld „Deep Sea Nr. 1“

2. Druck- und Temperaturdaten für Tiefsee-Öl- und Gasbohrungen

3. Technische Spezifikationen und Druckwerte des BOP-Packers

4. Materialnormen für BOP-Packer in H₂S-Bohrungen

5. Vergleich der Leistungsfähigkeit von Inconel 718 unter sauren Bedingungen und der SCC-Schwellenwerte

6. Dichtungsdesign des Unterwassersteckers und Schutzart IP68

7. Druckparameter für Hochdruckkernbohrsysteme