Erdölgewinnung

Erdölgewinnung

Als Erdölgewinnung wird das Aufsuchen (Prospektion) und das Erschließen (Exploration) von Erdöllagerstätten sowie die Förderung von Erdöl aus Erdöllagerstätten (Abbau) bezeichnet.

Tiefpumpe an einer texanischen Ölquelle

Inhaltsverzeichnis

Zentrale Begriffe

Die gezielte Suche nach Erdöl- und Erdgasvorkommen bezeichnet man als Prospektion. Eine Lagerstätte bezeichnet einen Bereich, in dem sich ein Abbau schon gegenwärtig wirtschaftlich lohnt oder lohnen könnte, und ist zu unterscheiden von einem geologischen Vorkommen von Öl (etwa als Bitumen, Ölsand oder Teersand), das erst bei einem Ölpreis, der die jeweiligen Fördergrenzkosten übersteigt, und die Förderung somit rentabel macht, oder verbesserten Förder- bzw. Verarbeitungsmethoden wirtschaftlich abbaubar sein wird. Ressourcen bzw. Reserven von Öl und anderen Rohstoffen waren bislang sehr stark vom aktuellen Stand der Prospektions- und Fördertechnik wie auch der Verlässlichkeit der statistischen Daten abhängig. Die entsprechenden Buchwerte können im zeitlichen Verlauf erheblichen Veränderungen unterworfen sein. Diesen Zusammenhang zeigt auch die sogenannte statische Reichweite, also das Verhältnis zwischen Reserven und jährlichem Verbrauch. Diese betrug nach allgemein anerkannter Statistik jahrzehntelang unter dem Stichwort Erdölkonstante immer etwa 30–40 Jahre.

Die sogenannte Ausbeutequote bezeichnet den einem Ölfeld wirklich entnommenen Anteil am gesamten in der Lagerstätte vorhandenen Erdöls (oil in place). Dieser konnte von 22 % im Jahre 1980 auf Bestwerte von heute etwa 60 % gesteigert werden. Die wichtigste Größe zur Beurteilung des Ölfördermaximums ist die Förderrate, die die „Fördermenge pro Zeit“ angibt. Beide Größen sind jedoch extrem stark von den geologischen Bedingungen abhängig. So kann in einem Feld die Permeabilität und die Qualität des Rohöls so beschaffen sein, dass das Öl allein durch den Ortsdruck mit sehr hoher Förderrate durch das Speichergestein zum Bohrloch und an die Oberfläche tritt (durch Rohrleitungen und eingebaute Ventile steuerbar). Es kann sich aber auch um sehr zähflüssiges, bitumenartiges Rohöl in einem schlecht durchfließbaren Speichergestein handeln, das nur durch hohen technischen und energetischen Aufwand und nur mit geringer Rate förderbar ist. Sowohl die Qualität des Rohöls als auch die Durchlässigkeit des Speichergesteins beeinflussen somit die Ausbeutequote und die Förderrate erheblich. Kartelle der Ölproduzenten versuchen, mit ihren individuellen Förderraten das Angebot auf dem Ölmarkt und damit den Preis zu steuern. Zusammen mit der Ölnachfrage durch alle Ölverbraucher ergibt sich der traditionell in Dollar gehandelte Ölweltmarktpreis, der seit 1869 an Rohstoffbörsen ausgehandelt wird und auch spekulativen Einflüssen unterworfen ist.

Aktivitäten in der Öl- und Gasindustrie werden in stromabwärts und stromaufwärts unterschieden. „Stromabwärts“ (downstream) findet näher am Verbraucher statt (zum Beispiel das Raffinieren von Rohöl zu petrochemischen Produkten, Verteilung, Marketing usw.), während Exploration und Produktion „stromaufwärts“ (upstream) stattfinden. Bei der Offshore-Förderung, der sehr kostenintensiven Nutzung von Ölfeldern auf See, ist eine möglichst hohe Förderung wichtiger als am Land, wo geringere laufende Kosten anfallen. Reife Onshore-Felder (wie sie in der Erdölförderung in Deutschland existieren) haben für gewöhnlich ein breites Fördermaximum und eine lange Förderabnahmephase, offshore-betonte Ölförderländer wie Norwegen weisen hingegen sehr spitze Fördermaxima und kurze Förderabnahmephasen auf. Preise und Verfügbarkeit von Endprodukten wie Treibstoffe und petrochemische Produkte sind von der Weiterverarbeitung wie auch von politischen Faktoren wie produktspezifischen Steuern abhängig.

Phasen der Erdölgewinnung

Die Gewinnung von Erdöl aus einer konventionellen Lagerstätte erfolgt in mehreren Phasen.

Prospektion

Die gezielte Suche nach Erdöl- und Erdgasvorkommen bezeichnet man als Prospektion. Sie ist eine kombinierte Aufgabe für Geologie und Angewandte Geophysik.

In der Frühzeit der Erdölgewinnung war man auf Anzeichen an der Erdoberfläche angewiesen, die auf Vorkommen von Erdöl schließen ließen. So tritt aus seicht liegenden Lagerstätten ständig Erdöl in geringen Mengen aus. Ein Beispiel dafür ist die seit dem 15. Jahrhundert bekannte, aber mittlerweile versiegte St. Quirins-Quelle bei Bad Wiessee am Tegernsee, aus der über Jahrhunderte Erdöl austrat, das vornehmlich als Heilmittel Verwendung fand. Auch das Vorkommen von Bitumen ist ein Indiz für KW-Lagerstätten.

Die Suche tief liegender Ölvorkommen erfolgte früher durch eine eingehende Analyse der geologischen Verhältnisse eines Landstrichs (geologische Kartierung). In der Folge wurden dann an ausgewählten Orten Probebohrungen niedergebracht.

Vibroseis-Fahrzeuge bei der 3D-Exploration im Alpenvorland Oberösterreichs im Januar 2008.

Mit der Zeit wurden aufwändige Prüfungsmethoden entwickelt, die eine Darstellung der Bodenschichtung ermöglichen. Das am weitesten verbreitete Verfahren ist heute die Reflexionsseismik. Dabei werden an der Erdoberfläche durch große Vibratormassen (seltener durch Sprengung) Schwingungen erzeugt, deren an den unterschiedlichen Bodenschichten reflektierte Signale über Geophone empfangen und aufgezeichnet werden. Aus den Laufzeiten und Charakteristiken der reflektierten Signale lassen sich Schichtenprofile errechnen.

Heute wird in Europa in etwa zwei Drittel der Fälle das Vibroseis-Verfahren eingesetzt. Dabei wird mit Gruppen von üblicherweise drei bis fünf Spezialfahrzeugen, die Schwingungen einer definierten Frequenz über eine Art Rüttelplatte in den Erdboden übertragen, eine Messstrecke abgefahren. Entlang dieses Profils sind Geophone in Gruppen zum Empfang der reflektierten Signale angeordnet. Das systematische Befahren eines Gebiets mit sich kreuzenden Messstrecken erlaubt die Errechnung eines dreidimensionalen Modells der Bodenschichtung.

Erschließung von Ölvorkommen

Erdölbohrloch mit Bohrmeissel, Längsschnitt, schematisch, oben verrohrt
Erdölbohrturm mit Rohrgestängeabschnitten, daneben Behälter für die Bohrflüssigkeit
Erdöl-Bohrmeißel mit je 3 gezähnten Kegelrollen
Spülkopf mit Schlauchzuleitung am Bohrgestänge einer Erdölbohranlage

Befindet sich die Erdöllagerstätte nahe der Erdoberfläche, so kann das Öl im Tagebau gewonnen werden, Beispiel: Athabasca-Erdölsande, Alberta. Zu Beginn der Erdölnutzung wurde es an einigen Orten auch im Tiefbau gewonnen, zum Beispiel bei Wietze, westlich Celle (Niedersachsen, Deutschland). Aus tieferen Lagerstätten wird Erdöl durch Sonden gefördert, die durch Bohrungen bis zur Lagerstätte eingebracht werden. Lagerstätten im Meeresbereich werden von Bohrinseln erschlossen und ausgebeutet, die ein Bohren und Fördern mitten im Meer ermöglichen. Dabei werden die zur Erschließung eingesetzten Bohrplattformen später teilweise durch Förderplattformen ersetzt. Zum Bohren werden Hohlbohrer verwendet, damit das dabei entstehende Bohrklein aus dem Bohrloch zutage transportiert werden kann. Das Bohrwerkzeug besteht aus Stahlrohren, die zu einem immer längeren Rohrgestänge, dem Bohrstrang, aneinandergeschraubt werden können. Am unteren Ende befindet sich das eigentliche Bohrwerkzeug, der so genannte Bohrmeißel mit der darüber angebrachten Schwerstange. Meistens besitzt der Bohrmeißel drei gegeneinander winklig angeordnete, gezähnte Kegelrollen. Solche Meißel werden zum Bohren von weichem und mäßig hartem Gestein eingesetzt. Andere Bauformen haben keine beweglichen Teile, sondern sind zum Bohren härterer Gesteine mit Diamanten, Schneidkeramiken oder Hartmetall besetzt.

Zum Wechseln des Bohrmeißels muss das gesamte Gestänge aus dem bereits gebohrten Bohrloch herausgezogen werden. Die Standzeit eines Bohrmeißels kann in extremen Situationen nur einige wenige Stunden betragen. Eine weitere nicht unübliche Situation ist der Bruch des Bohrmeißels. In diesem Falle wird zunächst versucht, den abgebrochenen Meißel mit einem in die Bohrung eingeführten Greifwerkzeug zu fassen. Gelingt dies nicht, so muss einige Meter oberhalb des abgebrochenen Werkzeuges eine neue Bohrung angesetzt werden, welche die Schadensstelle umgeht.

Meistens wird der gesamte Bohrstrang und damit auch der Bohrmeißel von einer Vorrichtung übertage gedreht (Rotary-Bohrverfahren), und zwar mit etwa 100 Umdrehungen pro Minute im Uhrzeigersinn. Bei früheren Bohranlagen erfolgte das Drehen des Bohrstranges über einen Drehtisch, während neue Anlagen zumeist über einen Top-Drive am Flaschenzug des Bohrturms verfügen.

Der Bohrmeißel hat einen größeren Durchmesser als das Rohrgestänge, so dass um das Gestänge herum ein Hohlraum entsteht (so genannter Ringraum), der zur Verhinderung seines Zusammenbrechens mit einem Stahlrohr ausgekleidet wird („Casing“).

Um das Bohrklein herauszufördern und die beim Bohren entstehende Reibungswärme abzuführen, wird eine Bohrflüssigkeit durch das Bohrrohr eingepresst, die an der Bohrkrone austritt und im Ringraum zusammen mit dem Bohrklein wieder nach oben gedrückt wird. Die Bohrflüssigkeit muss ein hohes spezifisches Gewicht und eine hohe Viskosität aufweisen, damit sie durch das hohle Bohrgestänge eingepresst und durch den Ringraum wieder ausgepresst werden kann und damit das Bohrklein dabei mitgerissen wird. Sie besteht aus Wasser, das unter anderem gelöste Polymere und suspendiertes Baryt-Mehl enthält. Manchmal wird die Bohrspülung auch benutzt, um damit einen Motor direkt über dem Bohrmeißel anzutreiben, so dass nur der Bohrmeißel, nicht aber der gesamte Bohrstrang gedreht wird.

Damit die einzelnen Rohre des Bohrgestänges gehandhabt werden können, wird über dem Bohrloch ein Bohrturm errichtet, in dem sich auch die Vorrichtung zum Drehen des Bohrgestänges mittels Motor befindet.

Wenn die Gegebenheiten es erfordern, kann auch in weiten Bögen gebohrt werden, so dass eine Lagerstätte auch von der Seite aus erschlossen werden kann (siehe: Richtbohren), zum Beispiel bei Lagerstätten unter besiedeltem, schwierigem, zu schützendem oder militärisch genutztem Gelände.

Ist eine Bohrung „fündig“, finden zunächst Produktionstests statt, um die Ergiebigkeit des Vorkommens zu erkunden. In nicht wenigen Fällen zeigt sich nach anfänglich hoher Ergiebigkeit eine rasche Verwässerung, sodass nach wenigen Wochen bis Monaten eine Bohrung aufgegeben werden muss.

Förderung

Prinzip einer Gestängetiefpumpe zur Erdölförderung
1. Antriebsmotor
2. Gegengewicht
3. Pleuelstange
4. Balancier
5. Pferdekopf
6. Kolbenstange
7. Dichtung als Bestandteil des Eruptionskreuzes
8. Rohrleitung
9. Betonhinterfüllung des Bohrloches
10. äußere Bohrlochverrohrung
11. Pumpengestänge
12. innere Bohrlochverrohrung
13. Tiefpumpe
14. Pumpenventile
15. ölführende Gesteinsschicht
Tiefpumpe bei Landau, Rheinland-Pfalz

Im Lauf der Lagerstättenausbeutung steigt der Wasseranteil im Fördergut, später wird in der Regel mehr Wasser als Öl gefördert, wobei die Förderung selbst bei einem Wasseranteil von deutlich mehr als 90 % als rentabel betrachtet wird. Je nach Größe einer Ölquelle dauert es unter Umständen Jahrzehnte, bis die Förderraten sinken, im Schnitt sind es jedoch ungefähr 40 Jahre. Dem Fund folgt zunächst die Erschließung; dazu wird das meistens unter hohem Eigendruck stehende Ölfeld über mehrere Bohrlöcher angezapft.

Primärförderung

Als Primärförderung wird die Förderphase bezeichnet, in der der Druck in der Lagerstätte ohne künstliche Maßnahmen hoch genug ist, um Erdöl daraus zu fördern, sei es durch Auspressen durch einen natürlich vorhandenen Überdruck, oder durch Pumpen.

In größerer Tiefe steht das Erdöl unter dem Druck der auflastenden Erdschichten und gegebenenfalls des assoziierten Erdgases und wird nach Anbohren aus dem Bohrloch gepresst, da es leichter als Wasser und das umgebende Gestein ist. Beim ersten Anbohren der Lagerstätte muss deshalb das Austreten des unter Druck stehenden Öls mit Hilfe eines Blowout-Preventers verhindert werden, der sich am oberen Ende des Bohrgestänges befindet. Zu Beginn können nach dem Prinzip des Artesischen Brunnens große Mengen vor allem leichten Öls gefördert werden (Primär- bzw. Eruptivförderung). Der Druck allein reicht nach einer Förderung von 10–15 % jedoch nicht mehr aus, um das Öl an die Erdoberfläche zu transportieren. Lässt der Lagerstättendruck nach, muss das Öl mit technischen Hilfsmitteln – meist Tiefpumpen – zutage gefördert werden.

Das Bild der meisten Ölfelder wird von Gestängetiefenpumpen – wegen ihres Aussehens auch „Pferdekopfpumpen“ genannt – geprägt. Dabei befindet sich der eigentliche Pumpenmechanismus – ein Kolben mit Rückschlagventilen – in einem eigenen Rohrstrang im Bohrloch nahe der Öl führenden Schicht. Der Kolben wird mittels einer verschraubbaren Stange von einem an der Erdoberfläche befindlichen Pumpenbock in eine kontinuierliche Auf- und Abbewegung versetzt. Der Zyklus beträgt üblicherweise 2,5 bis 12 Hübe pro Minute. Gestängetiefpumpen sind jedoch nur bis Tiefen bis etwas mehr als 2500 m wirtschaftlich einsetzbar, da sonst das Gewicht der zu hebenden Flüssigkeitssäule zu hoch wäre.

Statt eines Pumpkolbens kann auch eine Exzenterschneckenpumpe im Bohrloch angebracht werden, die über eine verschraubbare Stange mit einem Triebkopf an der Erdoberfläche betrieben wird. Bei Bohrungen mit gekrümmten Verlauf kann die Exzenterschneckenpumpe auch über einen direkt an der Pumpe angebrachten Elektromotor angetrieben sein.

Bei Bohrungen mit gekrümmtem Verlauf bietet sich ein hydraulischer Antrieb an. Der eigentliche Pumpenmechanismus – wie bei der Gestängetiefpumpe ein Kolben mit Rückschlagventilen – wird mittels eines direkt über dem Kolben sitzenden Hydraulikzylinder betätigt, der über eine eigene Rohrleitung mit einer an der Erdoberfläche verbundenen Hydraulikpumpe verbunden ist. Das gewonnene Erdöl dient dabei als Betriebsmittel des gesamten Pumpensystems.

Aus tiefer liegenden Ölvorkommen wird häufig mittels Gasliften (vgl. Mammutpumpe) gefördert. Dabei wird das Begleitgas, das bei der Erdölförderung mit an die Oberfläche tritt, abgetrennt, getrocknet und in den Hohlraum zwischen Förderstrang und Casing gepresst. Über Ventile gelangt das Gas vom Ringraum in den Förderstrang. Durch den Effekt der aufsteigenden Gasblasen wird das Öl-Wasser-Gemisch im Förderstrang nach oben getragen – ähnlich wie bei einer Mineralwasserflasche, bei der die Kohlensäure die Flüssigkeit zum Überschäumen bringt.

Je nach Lagerstättenausbildung und -druck kann durch die Primärförderung eine Entölung von 5 % (Schweröl) bis 50 % erreicht werden. In Deutschland können im Durchschnitt 18 % des Öls primär gewonnen werden.

Sekundärförderung

Sinkt im Laufe der Erdölförderung der Lagerstättendruck, kann er durch Einpressen von Wasser oder Erdgas mittels durch Bohrungen eingerichteter Einpresssonden erhöht werden. Man bezeichnet diese Förderphase als Sekundärförderung. Durch Einpressen von Wasser können 30–40 %[1][2] nach anderen Quellen bis 60 % des insgesamt vorhandenen Öls („oil in place“) gefördert werden. Das restliche, zunehmend zähe und dichte Öl erschwert die weitere konstante Förderung. In Deutschland kann durch Anwendung von Sekundärverfahren der Entölungsgrad im Durchschnitt auf 32 % erhöht werden. Der Rest lässt sich durch die beschriebenen Förderverfahren nicht von den Feststoffen des Speichergesteins lösen.

Die Durchlässigkeit des Speichergesteins kann durch Einpressen von Säuren erhöht werden, wodurch Komponenten des Speichergesteins, zum Beispiel Karbonate, gelöst werden.

Tertiärförderung

Durch besondere Maßnahmen kann über die Primär- und Sekundärförderung hinaus weiteres Erdöl aus Lagerstätten gewonnen werden.

Zu diesen Maßnahmen gehören:

  • Wärmeverfahren: Einpressen von Heißwasser oder Heißdampf (Dampffluten) oder Verbrennen eines Teils des Erdöls in der Lagerstätte;
  • Einpressen von N2 (Stickstoff) (Stickstofffluten);
  • Einpressen von CO2 (Kohlenstoffdioxid), das den Lagerstättendruck erhöht und sich im Öl löst und dadurch dessen Viskosität vermindert (CO2-Fluten);
  • Einpressen von Leichtbenzin oder Flüssiggas, die ebenfalls die Viskosität des Öls erniedrigen;
  • Einpressen von wässrigen Lösungen Viskosität erhöhender Stoffe (organische Polymere), wodurch das Öl besser von den Feststoffen abgelöst wird (Polymerfluten);
  • Einpressen von wässrigen Lösungen grenzflächenaktiver Stoffe (Tenside), die sich an den Grenzflächen Öl/Feststoff und Öl/Wasser anreichern und so das Öl vom Feststoff lösen und im Wasser fein zerteilen, emulgieren (Tensidfluten).
  • Einpressen von ausgewählten Mikroorganismen, meist zusammen mit Nährstoffen. Die Mikroorganismen produzieren in der Lagerstätte (in situ) Stoffwechselprodukte, die in dieser Aufzählung schon zuvor als die Erdölausbeute erhöhende Hilfsstoffe genannt wurden: Kohlenstoffdioxid, Lösungsmittel (Ethanol, 2-Propanol, n-Butanol, 2,3-Butandiol, Aceton), Tenside, Polymere, dazu auch organische Säuren (Ameisensäure, Essigsäure, Milchsäure, Bernsteinsäure), die durch Auflösen von Karbonaten die Permeabilität karbonatischer Speichergesteine erhöhen. Diese Maßnahmen werden als (englisch) Microbial Enhanced Oil Recovery, abgekürzt MEOR, (mikrobiell erhöhte Erdölausbeute) bezeichnet.

Die Tertiärverfahren werden teilweise auch kombiniert. Ein beträchtlicher Rest des Erdöls kann aber bisher mit keinem Verfahren aus der Lagerstätte gewonnen werden. In Deutschland beträgt die Entölung einer Lagerstätte zumeist unter 50 %, in Einzelfällen bis 60 %. Bei den Vorkommen in der Nordsee mit ihrem Öl geringer Dichte kann man über 70 % des gesamten Öls (oil in place) gewinnen.

Off-shore-Förderung

Besondere Schwierigkeiten bereitet die Erdölförderung aus Lagerstätten, die sich unter Gewässern befinden („Off-shore-Gewinnung“). Hier müssen zur Erschließung der Lagerstätte auf dem Gewässergrund stehende oder darüber schwimmende Bohrplattformen eingerichtet werden, von denen aus gebohrt und später gefördert werden kann. Hierbei ist das Richtbohren vorteilhaft, weil dadurch von einer Bohrplattform ein größeres Areal erschlossen werden kann. Nach Abschluss der Bohrarbeiten kann auch eine reine Förderplattform eingesetzt werden. Beispiel: Thistle Alpha.

Hintergrund von Tiefseebohrungen

Steigende Rohölpreise

Die Ölmenge, die man mittels konventioneller Ölbohrungen an Land und im Flachwasser fördern kann, ist begrenzt. Sie lässt sich mit technischen Mitteln steigern (beispielsweise indem man bis zu 340 Grad Celsius heißen Dampf in den Boden pumpt, um zähflüssige Rohöle zu verflüssigen), was sich bei hinreichend hohen Ölpreisen lohnt. Seit Anfang der achtziger Jahre ist die Menge neu entdeckter Ölvorkommen im Gegensatz zum kontinuierlich steigenden Verbrauch rückläufig, weshalb viele Experten mit einem Rückgang der Ölförderung (Globales Ölfördermaximum) innerhalb der nächsten Jahre rechnen. Da die, großen, leicht erreichbaren und ausbeutbaren Ölvorkommen zuerst gefunden und erschlossen wurden und viele Staaten z.B. der OPEC den Zugang zu ihren Ölreserven beschränken, wird es deswegen für nicht auf nationalem Gebiet operierende internationale Erdölunternehmen immer schwieriger und kostspieliger, neue Vorkommen zu erschließen.

Diese Faktoren machen es zusammen mit steigenden Ölpreisen für die internationalen, nichtstaatlichen Ölunternehmen interessant, unter vergleichsweise hohem Aufwand und technischen Risiken Erdöl aus großen Wassertiefen (Tiefbohrungen) zu fördern und unkonventionelle und aufgrund der schwerwiegenden ökologischen Folgen ihrer Nutzung stark umstrittene Ölquellen (zum Beispiel die Athabasca-Ölsande) zu erschließen.

Zusätzlich würde das Eintreten des globalen Erdölfördermaximums (Peak Oil) voraussichtlich stark steigende Preise für Erdöl nach sich ziehen. Die größeren technischen Schwierigkeiten führen, zusammen mit hohen Kosten für Sicherheitsmaßnahmen, auch zu wesentlich höheren Risiken, denn Havarien in so großer Tiefe lassen sich grundsätzlich aufgrund fehlender Erfahrung und extremer Bedingungen nur sehr schwer beherrschen [3][4]. Dabei steigen Aufwand und Risiken im Verhältnis zur geförderten Menge weit überproportional an. Die geschätzte Größe des Ölfeldes, welches die Deepwater Horizon Plattform erschließen sollte, die im April 2010 havarierte und damit die bisher größte Ölpest[5] in den USA verursachte, entspricht beispielsweise nur ungefähr dem weltweiten Bedarf eines Tages.

Die Offshore-Förderung in der Nähe ökologisch sensibler Küstenregionen ist in den USA Gegenstand heftiger politischer Diskussionen. Neben der Zielsetzung des Umweltschutzes gibt es für die Regierung sowie vom Öl stark abhängige Industriezweige auch ein Interesse, die wachsende Abhängigkeit von den Staaten der OPEC zu verringern. Um einen Konsens für das Klimaschutzgesetz zu erreichen, hatte US-Präsident Obama noch im Februar 2010 acht Milliarden US-Dollar für den Bau eines Atomkraftwerkes zugestanden und im März 2010 die Genehmigung bislang ausgesetzter Ölbohrungen vor den Küsten in Aussicht gestellt.[6] Die Menge des in Offshore-Bohrungen vor der Küste in den nächsten Jahren zusätzlich geförderten Öls würde mit 0,2 Millionen Barrel pro Tag (mbpd) jedoch gerade ausreichen, um den Zuwachs des Verbrauchs der USA auszugleichen, welcher insgesamt 16 mbpd beträgt, nicht hingegen den fortlaufenden Rückgang der inländischen konventionellen Ölförderung, der durch steigende Importe ausgeglichen werden muss.[7]

Vor der Küste Brasiliens werden 60 Milliarden Barrel Öl vermutet. Die brasilianische Ölfördergesellschaft Petrobras fördert heute bereits 25 Prozent aus allen weltweit tiefer als 500 Meter unter dem Meeresspiegel liegenden Quellen. Bis 2020 soll die brasilianische Produktion auf 2,3 Millionen Barrel täglich gesteigert werden, überwiegend aus Tiefseequellen gefördert.[8]

Geschichte der Ölförderung und zukünftige Ölförderung

Geschichte

Die großtechnische Ausbeutung der Erdöllagerstätten begann im 19. Jahrhundert. Man wusste bereits, dass bei Bohrungen nach Wasser und Salz gelegentlich Erdöl in die Bohrlöcher einsickerte. Die ersten Bohrungen wurden im März 1856 in Dithmarschen von Ludwig Meyn und 1858 bei Wietze in Niedersachsen (nördlich von Hannover) durchgeführt. In einer Tiefe von ca. 50 m wurde gegen 1910 mit 2000 Bohrtürmen etwa 80 % des deutschen Erdölbedarfs gefördert. In Wietze befindet sich heute das Deutsche Erdölmuseum.

Weltberühmt wurde die Bohrung nach Öl, die Edwin L. Drake am 27. August 1859 am Oil Creek in Titusville, Pennsylvania durchführte. Drake bohrte im Auftrag des amerikanischen Industriellen George H. Bissell und stieß in nur 21 Meter Tiefe auf die erste größere Öllagerstätte. Die erste Erdölförderung im Untertagebau fand 1854 in Bóbrka bei Krosno (Polen) statt.

In Saudi-Arabien wurde das „Schwarze Gold“ zuerst in der Nähe der Stadt Dammam am 4. März 1938 nach einer Reihe erfolgloser Explorationen von der US-Gesellschaft Standard Oil of California entdeckt.

In Deutschland stellte das Jahr 1950 eine Wende in der Erdölförderung nach dem Krieg dar. Das „Emsland wird als Erdölgebiet entdeckt und trägt 1951 wesentlich zum deutschen Erdölaufkommen von 1,2 Jato bei. Saudiarabien und Kuweit haben Überschuß, von dem wir einiges erhalten“[9].

Zukunft

Hauptartikel: Globales Ölfördermaximum

Um weiterhin Erdöl zu fördern, müssen neue Ölquellen entdeckt werden. Als Argument für eine weitere Steigerung der Ölförderung gilt der steigende Ölpreis, der die Möglichkeit bietet, bisher nicht intensiv untersuchte Gebiete (zum Beispiel Sibirien) zu erkunden, und unkonventionelle, bislang nicht wirtschaftlich lohnende Lagerstätten auszubeuten. Dazu gehören Ölsande, hier vor allem die großen Vorkommen in Alberta in Kanada, Ölschiefer, Tiefseebohrungen, Sibirien- oder Alaska-Exploration, Bitumen etc. Zudem wird auf teilweise veraltete Technologie und ältere, bereits ausgebeutete Felder in Saudi-Arabien verwiesen. Laut Leonardo Maugerie vom italienischen Ölkonzern ENI besteht ein erheblicher Investitionsstau, da in vielen Ölländern und der Ölindustrie die Erfahrungen mit dem Preisverfall durch Überkapazitäten aus den 1980er Jahren noch nachwirkten.[10] Die Annahme, dass steigende Preise und bessere Technologien nach einem Abfall der Ölförderung in einer Region oder einem Ölfeld notwendigerweise zu einem erneuten Anstieg der konventionellen Förderung führen, ist jedoch empirisch widerlegt. So erreichten die USA 1971 das regionale Fördermaximum. In den Folgejahren gab es sowohl einen starken Anstieg des Ölpreises (1973), als auch erhebliche Weiterentwicklungen der Technologie (in den 1980er und 1990er Jahren). Dennoch wurden die Förderraten von 1971 nie wieder erreicht. Großbritannien erreichte 1999 das Maximum der Förderung von Öl aus der Nordsee. Trotz des starken Preisanstieges seit 1999 stieg die britische Ölförderung zunächst jedoch nicht wieder an.[11] Auch im Fall des Cantarell-Ölfeldes in Mexiko (siehe oben) verhinderten verbesserte Technologie und hohe Preise nicht das Abfallen der Förderung seit 2006. Norwegen erreichte etwa im Jahr 2000 das Maximum der Ölförderung, bis zum Jahr 2008 ging die norwegische Ölförderung trotz zum Teil dramatischer Preissteigerungen um rund 30 % zurück[12]. Eine Ausweitung der Förderung zum Beispiel aus Tiefseebohrungen ist prinzipiell möglich, hier setzen aber sowohl die beträchtlichen Kapitalkosten von leicht mehreren Millionen Dollar täglich, als auch die nur begrenzt verfügbaren Bohrplattformen und Spezialschiffe einer wirtschaftlichen Erschließung zunehmend Grenzen.[13]

Während in den 1970er Jahren private westliche Ölkonzerne noch knapp 50 % der weltweiten Ölproduktion kontrollierten[14] hat sich dieser Anteil 2008 auf weniger als 15 % verringert. Einige Experten[14] halten einen Mangel an Öl nicht für gegeben, es handele sich um eine Krise im Zugang zu fortgeschrittener Technologie der Ölmultis bzw. umgekehrt auch eine Zurückhaltung der technisch innovativen Multis sich angesichts der mangelnden Investitionssicherheit in den staatlich kontrollierten Ölförderländern zu engagieren.

Neuentdeckung von großen Öl- und Gasfeldern sind nach Mann et al. vor allem im Bereich der passiven Kontinentalränder und Grabensysteme zu erwarten, vor allem in Tiefwasserbecken. Auch in der Nachbarschaft von bereits existierenden „Elefanten“, wie die Felder mit mehr als 500 Mio Barrel genannt werden, sind weitere Funde zu erwarten, die für heutige Verhältnisse zwar bedeutend sind, in ihrem jährlichen Umfang jedoch nur rund ein Achtel der Funde der sechziger Jahre erreichen.[15] Die Daten von 69 neuentdeckten „Elefanten“ zwischen 2000 und 2007 bestätigen diese Annahmen.[15] Zukünftig sind mehr bedeutende Gas- als Ölfelder zu erwarten. Großes Potential sei von der Antarktis sowie der Nordpolregion zu erwarten.[15]

Ökologische Folgen der Ölförderung

Mit der Erschließung weiterer Ölquellen verbinden sich nicht nur ökonomische Gewinne. Besonders im Falle von Unfällen oder Kriegseinwirkungen wie im Zweiten Golfkrieg, aber auch im normalen Betrieb sind mit der Erdölförderungen erhebliche Umweltschäden verbunden. 2006 erregte der Ölaustritt aus Pipelines des Prudhoe-Bay-Ölfeld in Alaska Aufsehen. Die Ölförderung im Nigerdelta, wo der Shell-Konzern 40 % Anteil an der nigerianischen Förderung hat, verursacht seit Jahren große Umweltschäden. Ursachen sind das Abfackeln von Öl und Lecks im 6000 km langen Piplinenetz. Hinzu kommen Explosionen und Anschläge durch Öldiebstähle und politische Konflikte im Nigerdelta. [16]

Brennende Ölquellen im zweiten Golfkrieg 1991

Umweltschäden durch Kriegseinwirkungen

Im Zweiten Golfkrieg wurden 1991 700 der 900 kuwaitischen Ölquellen in Brand gesetzt, so dass täglich bis zu drei Millionen Barrel Rohöl verbrannten. Hinzu kam der Austritt großer Ölseen aus den Quellen.[17] Die New York Times schätzte die Brände als eine der "schwerwiegendsten Luftverschmutzungskatastrophen" der Erde ein.[18]

Umweltschäden durch Tiefseebohrungen

Havarie der Deepwater Horizon 2010

Die Risiken der Tiefseebohrungen sind insbesondere im Falle eines Blowouts wie verschiedene Ölkatastrophen zeigen, kaum beherrschbar.

1979 trat nach einem Unfall aus der mexikanischen PEMEX Ölquelle Ixtoc I vor Campeche über neun Monate lang unkontrolliert Öl in den Golf von Mexico aus. Das Unglück galt bis 1991 Ölpest am Persischen Golf 1991 als größte Ölkatastrophe. Bei IXTOC 1 handelte es sich allerdings nicht um eine Tiefseebohrung. Die Bohrplattform stand im Flachwasser.

2001 sank vor Brasilien die Ölplattform Petrobras 36, die damals weltgrößte Plattform ihrer Art. Der durch das Unglück freigesetzte Ölteppich wurde auf das offene Meer hinausgetrieben.

Die am 22. April 2010 durch die Explosion und Untergang der Bohrinsel Deepwater Horizon ausgelöste Ölkatastrophe im Golf von Mexiko hat bislang mehr Öl freigesetzt als vorhergehende spektakuläre Tankerunglücke. Sie gilt bereits als die größte Umweltkatastrophe der USA. Die ökologischen Folgen dieser vom BP-Konzern zu verantwortenden Katastrophe für das Meeresökosystem und die Küstenregionen vom Mississippidelta bis Florida sind noch nicht abschätzbar.

Radioaktiver Abfall

Im Dezember 2009 wurde der Öffentlichkeit bekannt, dass bei der Erdöl- und Erdgasförderung jährlich Millionen Tonnen radioaktiv verseuchter Rückstände anfallen, für dessen Entsorgung größtenteils der Nachweis fehlt.[19] Im Rahmen der Förderung an die Erdoberfläche gepumpte Schlämme und Abwässer enthalten NORM-Stoffe (Naturally occurring radioactive material), u. a. das hochgiftige und extrem langlebige Radium 226 sowie Polonium 210. Die spezifische Aktivität der Abfälle beträgt zwischen 0,1 und 15.000 Becquerel (Bq) pro Gramm. In Deutschland, wo etwa 1000 bis 2000 Tonnen Trockenmasse im Jahr anfallen, ist das Material laut der Strahlenschutzverordnung von 2001 bereits ab einem Bq pro Gramm überwachungsbedürftig und müsste gesondert entsorgt werden. Die Umsetzung dieser Verordnung wurde der Eigenverantwortung der Industrie überlassen, wodurch die Abfälle letztlich über Jahrzehnte hinweg sorglos und unsachgemäß beseitigt wurden. Es sind Fälle dokumentiert, in welchen Abfälle mit durchschnittlich 40 Bq/g ohne jede Kennzeichnung auf einem Betriebsgelände gelagert wurden und auch nicht für den Transport besonders gekennzeichnet werden sollten.[20]

In Ländern mit größeren geförderten Mengen von Öl oder Gas entstehen deutlich mehr Abfälle als in Deutschland, jedoch existiert in keinem Land eine unabhängige, kontinuierliche und lückenlose Erfassung und Überwachung der kontaminierten Rückstände aus der Öl- und Gasproduktion. Die Industrie geht mit dem Material unterschiedlich um: In Kasachstan sind weite Landstriche durch diese Abfälle verseucht, in Großbritannien werden die radioaktiven Rückstände in die Nordsee geleitet.[19][20] In den Vereinigten Staaten gibt es in fast allen Bundesstaaten aufgrund der radioaktiven Altlasten aus der Erdölförderung zunehmend Probleme. In Martha, einer Gemeinde in Kentucky, hat das Unternehmen Ashland Inc. tausende kontaminierte Förderrohre an Farmer, Kindergärten und Schulen verkauft, ohne diese über die Kontamination zu informieren. Es wurden bis zu 1100 Mikroröntgen (ca. 10 Mikrogray) pro Stunde gemessen, so dass die Grundschule und einige Wohnhäuser nach Entdeckung der Strahlung sofort geräumt werden mussten.[21]

Weblinks

Literatur

  • Friedrich P. Springer: Von Agricolas "pompen" im Bergbau, "die das wasser durch den windt gezogen", zu den Gestängetiefpumpen der Erdölförderung. In: Erdöl, Erdgas, Kohle. Jahrg. 123, Heft 10, 2007, S. 380.

Einzelnachweise

  1. Angst vor der zweiten Halbzeit Die Zeit, Nr. 17, 2006
  2. Spiegel-Gespräch: „Ein Teil des Gewinns ist unverdient“, Der Spiegel (24/2006), (englisch)
  3. Es wird unheimlich teuer werden, Interview mit Klaus Bitzer (ASPO) in der Frankenpost vom 26. Mai 2010
  4. Der Höllentrip, Artikel von Philip Bethge, Alexander Jung, Nils Klawitter und Renate Nimtz-Köster, Der Spiegel / Spiegel Online vom 12. Mai 2010.
  5. BP kann Ölfluss doch nicht stoppen, Zeit Online vom 28. Mai 2010
  6. ZDF (online)
  7. Matthias Brake: Der Preis für den Ölhunger, telepolis vom 4. Mai 2010
  8. Frankfurter Rundschau, 1. Juni 2010, S.16
  9. ADAC Motorwelt, München, März 1952. Der Artikel beruft sich auf eine Tagung des Benzol-Verbandes und die Rede dessen Direktors Gerhard Eger
  10. Maugeri, Leonardo (2004) Öl – Falscher Alarm. in: Science
  11. Hirsch-Report, Kurzfassung, Seite 4–5, Seite 7
  12. siehe auch die Grafiken im englischen Artikel Export Land Model
  13. Tim Höfinghoff: Rohöl-Förderung: Es wird wieder mehr gebohrt Frankfurter Allgemeine Zeitung online, 13. Juli 2008
  14. a b [1] As Oil Giants Lose Influence, Supply Drops By JAD MOUAWAD. IN NYT. 18.August 2008
  15. a b c Mann, P., M. Horn, I. Cross. [2] Emerging Trends from 69 Giant Oil and Gas Fields Discovered from 2000-2006 (Trends bei 69 neuentdeckten bedeutenden Öl und Gasfeldern). 2. April 2007, Jahrestreffen der American Association of Petroleum Geologists
  16. http://www.tagesschau.de/ausland/oelpest370.html (nicht mehr online verfügbar)
  17. http://www.uni-kassel.de/fb5/frieden/regionen/Irak/umwelt.html
  18. zit. n. http://www.whywar.at/brennende_oelquellen
  19. a b Strahlender Abfall von Öl und Gas. tagesschau.de (7. Dezember 2009). Abgerufen am 6. Februar 2010.
  20. a b Unbekannte Gefahr – Radioaktive Abfälle aus der Öl- und Gasindustrie. Deutschlandfunk (5. Februar 2010). Abgerufen am 6. Februar 2010.
  21. Radioaktive Rückstände – Probleme aus der Ölförderung belasten Anwohner in Kentucky. Deutschlandfunk (9. März 2010). Abgerufen am 13. März 2010.

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