Erdölförderung


Bevor aus einer Ölquelle gefördert werden kann, muss sie erst gefunden werden. Um den steigenden Energiebedarf dauerhaft zu decken, muss mehr Erdöl gefunden werden, als zur Zeit gefördert wird. Man kennt die großen Ölfunde Ende der vierziger Jahre im persischen Golf und die großen Funde Anfang der 80-iger Jahre in der Nordsee. Das meiste Öl wurde allerdings in den 60-iger Jahren gefunden. Seitdem nehmen die Funde von einigen Ausnahmen abgesehen beständig ab. Große Ölfelder sind generell leichter zu entdecken, als kleine. Das führt dazu, dass die noch neu entdeckten Ölfelder tendenziell kleiner werden und schwieriger auszubeuten sind.
In dem Investitionsverhalten der großen Ölfirmen spiegelt sich dieser Trend wider. Die an einigen Stellen zu beobachtende Zurückhaltung beim Neubau von Pipelines und Raffinerien könnten die Vorzeichen einer "sterbenden Industrie" sein. Wenn sich große, langfristige Investitionen nicht mehr lohnen, werden Sie nicht mehr getätigt. Indizien hierfür können der nicht mehr stattfindende Neubau von Öltankern, die maroden Förderanlagen in Russland und am Kaspischen Meer, der schleppende Aufbau der irakischen Ölproduktion oder die voll ausgelasteten, überalterten Elektrititätswerke und Raffinerien in den USA sein.
Befindet sich die Erdöllagerstätte nahe der Erdoberfläche, so kann das Öl im Tagebau gewonnen werden, Beispiel: Athabasca-Erdölsande, Alberta, Kanada.
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.

Die Ausbeutung einer Erdöllagerstätte in größer Tiefe erfolgt in mehreren Phasen:

Phase 1: Primärförderung
In größerer Tiefe steht das Erdöl unter dem Druck der aufliegenden Erdschichten und gegebenenfalls unter dem Druck der Erdgaskappe, die sich in der gleichen Lagerstätte befindet Die Lagerstätte wird angebohrt und das Erdöl fließt unter diesem Druck der Lagerstätte von selbst nach oben und kann entnommen werden. Um eine ordnungsgemäße Entnahme des Öles zu gewährleisten, muss am oberen Ende des Bohrgestänges ein so genannter Preventer angebracht werden, der verhindert, dass das Erdöl unkontrolliert ausströmt.

Phase 2:
Im Laufe der Zeit sinkt der Druck des Erdöles in der Förderstätte. Über eine längere Frist kann das Erdöl über Tiefpumpen gefördert werden. Diese werden übertage mit einem Bohrgestänge angetrieben (Pferdekopfpumpen).

Phase 3: Sekundärförderung
Das Erdöl lässt sich mit den Pumpen nicht mehr an die Oberfläche fördern. Deshalb wird der Druck in der Lagerstätte durch einpressen von Wasser oder Erdgas erhöht. Dieses Einpressen muss speziell bei Wasser sehr behutsam erfolgen, um zu gewährleisten, dass das Erdöl auf dem Wasser schwimmt und von diesem hoch gedrückt und nicht einkapselt wird. Ist das Erdöl verkapselt (Wasser ist in das Erdöl oder in darüber liegende Schichten gepresst worden), ist die Quelle auf lange Zeit verdorben und nicht mehr nutzbar.

Mit den Phasen 1 bis 3 lassen sich zwischen 20 und 50 % des Erdölvorkommens ausbeuten.

Phase 4: Tertiärförderung
In die Lagerstätte werden mit dem Druck erzeugenden Wasser Chemikalien gepresst, die das Erdöl vom Muttergestein lösen und die Fließfähigkeit des zähflüssigen Rohöles verbessern.
Dazu verwendet man:

- Heißwasser oder Heißdampf
- Stickstoff
- Kohlendioxyd
- Leichtbenzin
- Flüssiggas
- organische Polymere (zur Ablösung des Öles vom Muttergestein)
- grenzflächenaktive Stoffe (Tenside)

Diese Verfahren werden zum Teil kombiniert angewandt. Ein beträchtlicher Rest des Erdöles kann aber mit keinem Verfahren aus der Lagerstätte gewonnen werden.

Während man bei der Primärförderung (Phase 1 und 2) die Fördermenge jederzeit bedarfsgerecht erhöhen kann, ist dies während und nach der Sekundärförderung nicht mehr möglich. Dort ist technisch und auf Grund der Beschaffenheit der Lagerstätte und des Öles ein Fördermaximum vorhanden, welches nicht überschritten werden darf (Phase 3) und nicht überschritten werden kann (Phase 4).

Mit den Phasen 1 bis 3 lassen sich maximal 50% des im Muttergestein befindlichen Erdöles gewinnen. Durch die Einführung der Phase 4 konnte die Ausbeute in einzelnen Lagerstätten bis auf maximal 70% erhöht werden.

Derzeit belaufen sich die Förderkosten auf 5 - 6 $ pro Barrel Erdöl (159 Liter).

Ölfördermaximum
Das Ölfördermaximum, oft auch Peak-Oil (engl. peak oil, wörtl. Erdölgipfel, auch Hubbert's Peak bzw. depletion mid-point), Ölspitze oder (Öl-)fördergipfel, bezeichnet den Zeitpunkt, ab dem die Gesamtförderung mehrerer Ölfelder ihr Maximum erreicht. Insbesondere das globale Ölfördermaximum ist von großer Bedeutung, da ein Rückgang der Ölförderung dann erstmals nicht mehr ausgeglichen werden kann und somit die Verfügbarkeit von Erdöl stetig abnimmt. Anders ausgedrückt kann Erdöl spätestens ab diesem Zeitpunkt nicht mehr als quasi unerschöpflicher, billiger Rohstoff und Energieträger zur Verfügung stehen. Eine wichtige Folge dieses Mangels ist ein stetig steigender Preis, da das Angebot die Nachfrage nicht mehr befriedigen kann.

Durch Untersuchungen der amerikanischen Ölförderung konnte der US-Ölgeologe Hubbert in den 1950er Jahren zeigen, dass die Gesamtförderung mehrerer Quellen dem Verlauf einer Gaußschen Glockenkurve folgt. Da die Daten zur Ausbeutung amerikanischer Ölfelder sehr genau aufgezeichnet wurden und öffentlich bekannt waren, konnte Hubbert durch ihre Auswertung bereits 1956 das US-amerikanische Fördermaximum auf das Jahr 1971 datieren und behielt Recht. Das Modell der Hubbert-Kurve wurde auch in der Folge bestätigt, etwa für die Erdölproduktion Norwegens, die im Jahre 2001 ihren Höhepunkt erreichte.

Bekannt ist, dass die Förderung der Nicht-OPEC-Staaten insgesamt zurückgeht. Zudem wird angenommen, dass die Förderquote der OPEC-Staaten schon nahe an ihrem Maximum liegt und sich nur noch im Irak und an der westafrikanischen Küste steigern lässt. Auch kann man das Fördermaximum erst nachträglich exakt datieren, wenn die Förderquoten im Rückblick analysiert werden. Eine große Unsicherheit ist die Definition von konventionellem Erdöl, was zur Folge hat, dass manche Staaten unkonventionelle Reserven (wie zum Beispiel Teersande) für konventionelle ausgeben und somit die Datenlage verfälscht wird. Dementsprechend weit gestreut sind auch die Prognosen für den geschätzten Zeitpunkt des weltweiten Fördermaximums:

Zeitpunkt                  Autor                                                Prognose von

2003                        Campbell                                         1998

2004                        Bartlett                                             2000

2007                        Campbell                                         2002

2007                        Duncanund Youngquist                  1999

2019                        Bartlett                                             2000

2020                        Edwards                                          1997

2010-2020               Internat. Energieagentur (IEA)        1998

Berücksichtigt man nun, dass weit mehr als 60 % der weltweiten Erdölförderung aus Lagerstätten gefördert wird, die im Bereich der Sekundärförderung und Tertiärförderung arbeiten, muss man anerkennen, dass die Ölförderung nicht mehr wesentlich gesteigert werden kann. Gleichzeitig muss man anerkennen, dass die weltweite Steigerung des Energieverbrauches nicht mehr über eine gesteigerte Förderleistung kompensiert werden kann.
Das führt unweigerlich zu steigenden Preisen und zu einer Energiekrise, in der der Energiebedarf nicht mehr über ein Angebot an preiswertem Erdöl gedeckt werden kann.
Die Frage ist nicht, ob die Energiekrise kommt. Die Frage reduziert sich laut Expertenberechnungen nur noch auf das wann!