Erdölförderung


Erdölförderung

Als Erdölförderung wird der Abbau von Erdöllagerstätten 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 Ölanteil. 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 (z.B. 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 konstante 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 Ölförderung

Die Förderung einer konventionellen Ölquelle erfolgt in mehreren Phasen. Ehe aus einer Ölquelle gefördert werden kann, muss sie entdeckt werden.

Prospektion

Die gezielte Suche nach Erdöl- und Erdgasvorkommen bezeichnet man als Prospektion.

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 bekanntes 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.

Die Suche tief liegender Ölvorkommen erfolgte früher durch eine eingehende Analyse der geologischen Verhältnisse eines Landstrichs. 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 die Reflexionsseismik. Dabei werden an der Erdoberfläche 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, welche Schwingungen einer definierten Frequenz über eine Art Rüttelplatte in den Erdboden übertragen, eine Messstrecke abgefahren. Entlang der Messstrecke 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

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. Es existieren auch Bohrinseln, die ein Fördern mitten im Meer ermöglichen, wobei die Bohrplattformen später teilweise durch Förderplattformen ersetzt werden.

Erdöl-Bohrmeißel mit je 3 gezähnten Kegelrollen

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.

Erdölbohrloch mit Bohrmeissel, Längsschnitt, schematisch, oben verrohrt

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“).

Erdölbohrturm mit Rohrgestängeabschnitten, daneben Behälter für die Bohrflüssigkeit

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

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 einer speziellen Vorrichtung („Preventer“) verhindert werden, die sich am oberen Ende des Bohrgestänges befindet. In der ersten Zeit kann das Öl meistens ohne weitere Maßnahmen durch den Eigendruck in der Lagerstätte gefördert werden (Primär- bzw. Eruptivförderung). 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 Abbwegung 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/Wassergemisch im Förderstrang nach oben getragen – ähnlich wie bei einer Mineralwasserflasche, bei der die Kohlensäure die Flüssigkeit zum Überschäumen bringt.

Der Lagerstättendruck kann durch Einpressen von Wasser oder Erdgas mittels durch Bohrungen eingerichteter Einpresssonden erhöht werden (Sekundärförderung). Die Durchlässigkeit des Speichergesteins kann durch Einpressen von Säuren erhöht werden, wodurch Komponenten des Speichergesteins, zum Beispiel Karbonate, gelöst werden. 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 unter hohem Eigendruck stehende Ölfeld über mehrere Bohrlöcher angezapft. Zu Beginn können nach dem Prinzip des Artesischen Brunnens große Mengen vor allem leichten Öls gefördert werden. Der Druck allein reicht nach einer Förderung von 10–15 % jedoch nicht mehr aus, um das Öl an die Erdoberfläche zu transportieren.

Deshalb wird in der Regel Wasser nachgepumpt, wodurch 30–40 %[1][2] nach anderen Quellen bis 60 % des insgesamt vorhandenen Öls gefördert werden können. Das restliche, zunehmend zähe und dichte Öl erschwert die weitere konstante Förderung. Je nach Lagerstättenausbildung und -druck kann eine primäre Entölung von 5 % (Schweröl) bis 50 % erreicht werden. In Deutschland können im Durchschnitt 18 % des Öls primär gewonnen werden. Sekundäre Förderverfahren ermöglichen die Förderung eines weiteren Teils des Erdöls, das sich in der Lagerstätte befindet („oil in place“). 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. Weiteres Öl kann aber durch spezielle Verfahren gewonnen werden (Tertiärförderung).

Dazu gehören:

  • Wärmeverfahren: Einpressen von Heißwasser oder Heißdampf („Dampffluten“) oder Verbrennen eines Teils des Erdöls in der Lagerstätte;
  • Einpressen von N2 (Stickstoff);
  • 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“).

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 Inhalts gewinnen.

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.

Zukünftige Ölförderung

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 (z.B. 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 Maugerie besteht ein erheblicher Investitionsstau, da in vielen Ölländern und der Ölindustrie die Erfahrungen mit dem Preisverfall durch Überkapazitäten aus den 1980er Jahren noch nachwirkten.[3] 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 90er 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.[4] Auch im Fall des Cantarell-Ölfeldes in Mexiko (s.o.) verhinderten verbesserte Technologie und hohe Preise nicht das Abfallen der Förderung seit 2006. Eine Ausweitung der Förderung z.B. 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.[5]

Während in den 70er Jahren private westliche Ölkonzerne noch knapp 50 % der weltweiten Ölproduktion kontrollierten[6] hat sich dieser Anteil 2008 auf weniger als 15 % verringert. Experten[6] 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 bedeutende Funde zu erwarten.[7] Die Daten von 69 neuentdeckten "Elefanten" zwischen 2000 und 2007 bestätigen diese Annahmen.[7] Zukünftig sind mehr bedeutende Gas- als Ölfelder zu erwarten. Großes Potential ist von der Antarktis sowie der Nordpolregion zu erwarten.[7]

Weblinks

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. Maugeri, Leonardo (2004) Öl – Falscher Alarm. in: Science
  4. Hirsch-Report, Kurzfassung, Seite 4–5, Seite 7
  5. Tim Höfinghoff: Rohöl-Förderung: Es wird wieder mehr gebohrt Frankfurter Allgemeine Zeitung online, 13. Juli 2008
  6. a b [1] As Oil Giants Lose Influence, Supply Drops By JAD MOUAWAD. IN NYT. 18.August 2008
  7. 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

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