Energie: Brennendes Eis: Neue Fördertechniken für Öl und Gas

Energie: Brennendes Eis: Neue Fördertechniken für Öl und Gas

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Erdgas-Förderplattform: Beim aktuellen Preis lohnt sich auch die Ausbeutung kleiner Felder

Öl- und Gaspreise explodieren, die Vorräte schwinden. Mit raffinierten Bohr- und Fördertechniken zögern die Konzerne das Ende hinaus. Mit Methan-Eis erschließen sie zudem einen neuen hoffnungsvollen Energieträger der Zukunft.

Meter für Meter frisst sich der Bohrmeißel ins Gestein. Nach jahrelanger Pause wird in Deutschland wieder nach Öl gebohrt. Die international tätige Wintershall ist sicher, dass sie im niedersächsischen Emlichheim unweit der holländischen Grenze erneut fündig wird. Dort fördert die BASF-Tochter bereits seit 65 Jahren. Die neue Bohrung soll dafür sorgen, dass die jährliche Fördermenge von 140.000 Tonnen zumindest noch einige Jahre konstant bleibt.

Die Ausbeutung eines der bedeutendsten deutschen, im internationalen Maßstab allerdings winzig kleinen Erdölvorkommens ist bisher schon eine technische Meisterleistung. Seit 25 Jahren lässt sich die zähflüssige Masse nur unter Einsatz von 300 Grad Celsius heißem Dampf verflüssigen und an die Oberfläche treiben. Jetzt wenden die Techniker einen weiteren Kniff an, um den Ertrag zu verbessern: das Horizontalbohren. Wenn der Meißel in einer Tiefe von 800 Meter die Öl führende Schicht erreicht hat, wird er allmählich in die Horizontale umgelenkt. Damit erschließt er ein vielfach größeres Volumen, sodass die Fördermenge steigt.

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Ihr neu gewonnenes Wissen wollen die Ingenieure nutzen, um es in große Förderländer zu exportieren und dort einzusetzen. Wintershall hat sich bereits mit Partnern in zahlreichen Staaten zusammengetan, vor allem in Russland. Dort fördern die Kasseler gemeinsam mit Gazprom Erdgas und mit Lukoil Erdöl. Anders als bei den dünnflüssigen Ölen, die beispielsweise in Libyen und im Nahen Osten gewonnen werden, sind in Russland neue Techniken nötig, um die Ausbeute zu erhöhen. Heute werden weltweit noch 95 Prozent des Erdöls – in Deutschland weniger als 20 Prozent – konventionell gefördert, also ohne Zuhilfenahme ertragssteigernder Techniken. „Weltweit wächst aber das Interesse, die Felder besser auszunutzen“, weiß Foppe Visser, der bei Wintershall für neue Technologien zuständig ist.

Die Mehrkosten sind bei den heutigen Ölpreisen locker zu verkraften. Visser will zwar über Förderkosten nicht reden: „Das ist unser Geheimnis.“ Immerhin verrät er so viel: „Auch wenn der Ölpreis nur halb so hoch wäre, würde sich eine Förderung in Deutschland noch lohnen.“ Derzeit kostet das Barrel (159 Liter) am Weltmarkt rund 130 Dollar. Bei diesem Preis rechnet es sich sogar noch, eine Lagerstätte wie Bockstedt im Landkreis Diepholz weiter auszubeuten. Denn was dort aus der Erde gepresst wird, besteht nur zu zwei Prozent aus Öl.

Der explodierende Rohölpreis und der technische Fortschritt beflügeln die Fantasie der Mineralölmultis in aller Welt. Felder, die mit herkömmlichen Methoden nichts mehr bringen, aber noch bis zu 70 Prozent der ursprünglichen Rohölmenge enthalten, sollen wieder eröffnet werden, um bis zu 50 Prozent der Restmenge mit den neuen Verfahren zu fördern. Ein einziges Prozent, das durch tertiäre Techniken zusätzlich aus allen Feldern der Welt geholt wird, ergäbe eine Menge von von 20 bis 30 Milliarden Barrel, rechnet der Mineralölkonzern Shell vor. Das ist etwa die Menge, die pro Jahr derzeit weltweit gefördert wird. Nach Schätzungen von Shell lassen sich wenigstens zehn Prozent der Vorräte aus bereits aufgegebenen Feldern mit neuen Techniken fördern.

In erster Linie denken BP, Exxon, Shell & Co. bei den sogenannten tertiären Techniken an die Injektion von heißem Dampf. Die sogenannten Enhanced-Oil-Recovery-Methoden verteuerten die Förderung um allenfalls zehn Dollar pro Barrel, schätzt Visser. Alternativen, um die Ausbeute zu erhöhen, sind das Einpressen von Stickstoff oder Kohlenstoffdioxid.

Zum ersten Mal wurde die Horizontalbohrtechnik in Deutschland zur Erschließung der größten heimischen Lagerstätte eingesetzt: Mittelplate im Schleswig-Holsteinischen Wattenmeer. Gut zwei Millionen Tonnen holen Wintershall und RWE Dea dort mithilfe der einzigen deutschen Ölförderplattform jährlich aus dem Meeresboden. Von der Landstation Dieksand aus wühlten sich die Meißel fast 10.000 Meter durch den gewaltigen Büsumer Salzstock bis ins Feld unter Mittelplatte. Noch heute zählt eine dieser insgesamt sieben Bohrungen zu den fünf längsten weltweit.

Um 1908 konnte das Deutsche Reich noch seinen gesamten Ölbedarf aus Quellen auf eigenem Boden decken. Heute machen die rund 3,42 Millionen Tonnen Öl, die jährlich aus den Tiefen Niedersachsens und Oberbayerns, des Rheintals und des Thüringer Beckens gefördert werden, nur noch etwa 3,4 Prozent des gesamten Ölverbrauchs aus. Dennoch ist die heimische Ölförderung für die Mineralölgesellschaften interessant: In den vergangenen Monaten wurden Lizenzen für die Ölsuche auf einer Fläche von insgesamt 8000 Quadratkilometer neu vergeben. Neben Wintershall und RWE Dea sind Gaz de France und Exxon dabei, ebenso der österreichische Ölmulti OVM, der ab Sommer im Allgäu nach Öl bohren will. „In Bayern waren wir bislang nicht sehr erfolgreich, aber wir lassen uns nicht entmutigen“, sagt OMV-Chef Wolfgang Ruttenstorfer.

Neuartiges Verfahren

Bei der Suche nach Lagerstätten setzen die Exploratoren ein Verfahren ein, das 3-D-Seismik genannt wird. Weiträumig verteilte Rüttelmaschinen oder Sprengladungen, die in geringer Tiefe zünden, lösen leichte Erdbeben aus. Die Schallwellen, die in den Boden eindringen, werden je nach Gesteinsart unterschiedlich reflektiert. Geophone fangen die Signale auf, eine Software errechnet daraus ein dreidimensionales Modell des Untergrunds. Darin erkennen Experten Regionen, in denen die Wahrscheinlichkeit groß ist, Öl oder Gas zu finden. Sie erkennen außerdem die Beschaffenheit des Gesteins, sodass besonders harte Felsen, in denen das Bohren mühsam und teuer ist, umgangen werden können. Wintershall hat, um die 3-D-Modelle begutachten zu können, in der Kasseler Zentrale für mehr als eine Million Euro einen Visualisierungsraum eingerichtet, in dem Fachleute mit Spezialbrillen die Untergrundmodelle begutachten.

Große Erwartungen setzen die Ölförderunternehmen auch in spezielle Mikroorganismen. Wintershall beispielsweise arbeitet auf diesem Gebiet mit Luca Technologies aus Golden im US-Bundesstaat Colorado zusammen. Das Unternehmen züchtet Mikroorganismen, die Kohle und Erdöl in den Lagerstätten in das billiger und ergiebiger zu fördernde Methan umwandeln. Weil Mikroorganismen noch in den kleinsten Poren tätig aktiv sein können, lassen sich mit ihrer Hilfe statt 40 bis 50 Prozent des Öls bis zu 90 Prozent fördern.

Bei Weitem nicht so launisch ist Erdgas. Normal poröse Lagerstätten lassen sich ohne komplizierte technische Tricks zu mehr als 80 Prozent leeren. Als einziges Hilfsmittel benötigen die Ingenieure hier gewaltige Pumpen, die am oberen Ende der Bohrung einen Unterdruck erzeugen, sodass das Erdgas praktisch aus dem Untergrund herausgesogen wird. Auch hier erschließen Horizontalbohrungen unter einer einzigen Plattform ein Feld mit mehreren Kilometern Durchmesser.

Während der Erdgasriese Katar im Nahen Osten auf einem Vorrat von 25 Billionen Kubikmetern sitzt – womit Deutschland 280 Jahre auskäme –, werden in Europa selbst winzige Felder ausgebeutet, die meisten davon in der Nordsee. Teure Förderplattformen lohnen sich da nicht. Sie werden durch Unterwassermodule ersetzt, wie sie das norwegische Unternehmen FMC Technologies und Siemens entwickelt haben. Sie fangen das ausströmende Gas auf und leiten es zu einer bis zu zehn Kilometer entfernten großen Förderplattform.

Bisher sind sie nur für „easy gas“ geeignet, wie Visser das selbstständig austretende Erdgas nennt. Pumpen, die das Feld gewissermaßen leersaugen, sind auf den Unterwassermodulen nicht vorgesehen, was sich aber ändern soll. „Diese Technik hat noch viel Potenzial“, glaubt der Wintershall-Experte Konrad Siemer.

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