Erdölgewinnung

Bedeutung und Lagerstätten

Erdölgewinnung umfasst das Aufsuchen von Erdöllagerstätten (Prospektion), ihre Erschließung (Exploration) und die Förderung des Erdöls. Gesucht werden vor allem Vorkommen, deren Abbau wirtschaftlich rentabel ist. Solche Vorkommen heißen in der Erdöl- und Rohstoffgeologie Lagerstätten oder Ölfelder. „Ölfeld“ kann auch das Gebiet an der Erdoberfläche bezeichnen, in dem über einer oder mehreren nahe gelegenen Lagerstätten viele Förderanlagen stehen.

Konventionelle Lagerstätten liegen in relativ hochporösen und permeablen, also durchlässigen, Speichergesteinen und enthalten relativ dünnflüssiges Öl. Sie lassen sich mit herkömmlicher Technik vergleichsweise kostengünstig bewirtschaften. Unkonventionelle Lagerstätten befinden sich dagegen in geringporösen, impermeablen Gesteinen oder enthalten zähes, bitumenartiges Öl; ihre Förderung benötigt mehr Technik und Energie. Ob sich ein Vorkommen lohnt, hängt außerdem vom Ölpreis und vom technischen Stand ab. Ölsand, Schweröl und „Schieferöl“ wurden vielfach erst zu Beginn des 21. Jahrhunderts wirtschaftlich sinnvoll; der Ölpreisverfall im folgenden Jahrzehnt bremste diese Entwicklung.

Die größten und produktivsten Felder heißen Giant Fields. Die größten 500 Ölfelder, 1 % aller bekannten Ölfelder, lieferten 2005 60 % des weltweit geförderten Öls; die größten 20 etwa 25 %.

Die Ausbeutequote ist der tatsächlich entnommene oder entnehmbare Anteil des gesamten in einer Lagerstätte vorhandenen Öls, des oil in place. Sie stieg durch verbesserte Methoden von 22 % im Jahr 1980 auf Bestwerte von heute etwa 60 %. Die Förderrate ist die Fördermenge je Zeit; das Ölfördermaximum ist die höchste Rate eines Feldes. Meist steigt die Rate zunächst schnell, erreicht ein Maximum und sinkt danach langsamer und relativ kontinuierlich. Konventionelle Lagerstätten können durch ihren Ortsdruck hohe Raten erreichen, unkonventionelle trotz aufwändiger Verfahren eher geringe. Reife Onshore-Felder haben meist ein breites Fördermaximum und eine lange Abnahmephase, während offshore-betonte Länder wie Norwegen eher schmale Maxima und kurze Abnahmephasen aufweisen.

Suche, Bohrung und Erschließung

Prospektion ist eine Aufgabe von Geologie und Angewandter Geophysik. Früher deuteten Ölaustritte, Bitumen oder geologische Kartierungen auf Vorkommen hin; anschließend wurden Probebohrungen gesetzt. Heute ist Reflexionsseismik besonders verbreitet: An der Oberfläche erzeugte Schwingungen werden an Bodenschichten reflektiert, mit Geophonen aufgezeichnet und aus ihren Laufzeiten und Eigenschaften zu Schichtenprofilen berechnet. In Europa wird in etwa zwei Dritteln der Fälle Vibroseis eingesetzt. Gruppen von gewöhnlich drei bis fünf Spezialfahrzeugen übertragen definierte Schwingungen in den Boden. Sich kreuzende Messstrecken ermöglichen ein dreidimensionales Modell der Bodenschichtung.

Nahe oberflächliche Ölsande können im Tagebau gewonnen werden, etwa die Athabasca-Ölsande in Alberta. Tiefere Lagerstätten werden durch Bohrungen und Fördersonden erschlossen; auf See dienen Bohrinseln oder Plattformen dazu. Beim Rotary-Bohrverfahren dreht sich der Bohrstrang meist mit etwa 100 Umdrehungen pro Minute. Am unteren Ende sitzt der Bohrmeißel. Kegelrollenmeißel eignen sich für weiches bis mäßig hartes Gestein, Meißel mit Diamanten, Schneidkeramiken oder Hartmetall für härteres Gestein.

Der Meißel ist breiter als der Bohrstrang; der entstehende Ringraum wird mit einem Stahlrohr, dem Casing, gegen Einsturz gesichert. Bohrflüssigkeit wird durch das Gestänge gepresst, tritt am Meißel aus und transportiert Bohrklein durch den Ringraum wieder nach oben. Sie führt zudem Reibungswärme ab und besteht aus Wasser mit unter anderem Polymeren und suspendiertem Baryt-Mehl. Richtbohren kann Lagerstätten seitlich erreichen, beispielsweise unter besiedeltem, geschütztem oder militärisch genutztem Gelände.

Ist eine Bohrung fündig, wird sie gewöhnlich doppelwandig verrohrt, die Rohre werden einzementiert und am unteren Ende perforiert. Produktionstests prüfen die Ergiebigkeit. Eine zunächst hohe Ergiebigkeit kann rasch durch Verwässerung enden; dann wird die Bohrung teils schon nach Wochen oder Monaten aufgegeben. Zur Erhaltung der Leistung werden Bohrlöcher aufgewältigt, etwa durch Entfernen von Ablagerungen, Pumpenwechsel oder Säubern der Perforation.

Förderphasen und Technik

Nach der Erschließung wird ein meist unter hohem Eigendruck stehendes Feld über mehrere Fördersonden angezapft. Im Verlauf der Ausbeutung nimmt der Wasseranteil im Fördergut zu; später wird meist mehr Wasser als Öl gefördert. Selbst bei deutlich mehr als 90 % Wasseranteil kann die Förderung rentabel sein. Bis Förderraten sinken, können Jahrzehnte vergehen; im Durchschnitt sind es ungefähr 40 Jahre.

Bei der Primärförderung reicht der natürliche Lagerstättendruck aus, um Öl auszupressen oder durch Pumpen zu fördern. Der Druck entsteht in größerer Tiefe durch auflastende Erdschichten und gegebenenfalls assoziiertes Erdgas. Ein Blowout-Preventer soll beim ersten Anbohren ein unkontrolliertes Austreten verhindern. Nach einer Förderung von 10–15 % reicht der Druck allein nicht mehr aus. Dann fördern meist Tiefpumpen. Gestängetiefpumpen oder „Pferdekopfpumpen“ bewegen einen Kolben im Bohrloch mit 2½ bis 12 Hüben pro Minute. Sie sind bis etwas mehr als 2500 Meter Tiefe wirtschaftlich. Weitere Möglichkeiten sind Exzenterschneckenpumpen, hydraulische Pumpen und Gaslift: Abgetrenntes Begleitgas wird in den Ringraum gepresst und hebt als aufsteigende Blasen das Öl-Wasser-Gemisch im Förderstrang. Primärförderung erreicht je nach Lagerstätte 5 % bei Schweröl bis 50 % Entölung; in Deutschland durchschnittlich 18 %.

In der Sekundärförderung wird Wasser oder Erdgas über Einpressonden in die Lagerstätte gepresst, um den Druck zu erhöhen. Durch Wassereinpressung lassen sich 30–40 %, nach anderen Quellen bis zu 60 %, des oil in place fördern. Säuren können die Durchlässigkeit erhöhen, indem sie vor allem Karbonate im Speichergestein lösen. In Deutschland steigern Sekundärverfahren den durchschnittlichen Entölungsgrad auf 32 %.

Tertiärförderung bezeichnet zusätzliche Verfahren: Heißwasser, Heißdampf oder das Verbrennen eines Teils des Öls verringern die Zähigkeit; auch Stickstoff-, CO2-, Leichtbenzin- und Flüssiggaseinpressung kommen zum Einsatz. CO2 erhöht den Druck und senkt, weil es sich im Öl löst, dessen Viskosität. Polymerfluten, Tensidfluten und MEOR (Microbial Enhanced Oil Recovery) sollen Öl besser vom Feststoff lösen. Bei MEOR erzeugen Mikroorganismen in situ unter anderem CO2, Lösungsmittel, Tenside, Polymere und organische Säuren. In Deutschland bleibt die Entölung meist unter 50 %, in Einzelfällen bei 60 %; bei niedrigdichtem Nordseeöl sind über 70 % möglich.

Transport, Preis und Reichweite

Upstream umfasst Exploration und Förderung. Midstream umfasst Vorbereitung, Transport, Lagerung und Großhandelsvermarktung von Rohöl oder raffinierten Produkten, etwa über Pipeline, Schiene, Lastkahn, Öltanker oder LKW. Downstream bezeichnet verbrauchernahe Anlagen und Verfahren wie Raffination zu petrochemischen Produkten, Vertrieb und Marketing.

Im Midstream werden problematische Bestandteile möglichst nahe an der Förderstelle entfernt. Schwefelwasserstoff und schwefelhaltige organische Verbindungen können mit Wasser Säuren bilden und Pipelines oder Tanks korrodieren. Diese Aufbereitung heißt sweetening. Weil sie erst ab einer bestimmten Größe rentabel ist, werden Öl oder Gas mehrerer Bohrungen zusammengeführt; die Entfernung zur Anlage liegt zwischen wenigen hundert Metern und etwa 150 km. Erst danach gelangen sie in Tanks, Pipelines oder Transportfahrzeuge. ISO 20815:2018 definiert Midstream als Unternehmensbereich für Verarbeitung und Transport, beispielsweise Transportpipelines, Terminals sowie Gasförderung und -verarbeitung zu LNG, LPG oder GtL/Synfuel.

Ölproduzentenkartelle versuchen mit individuellen Förderraten Angebot und Preis zu beeinflussen. Der Ölpreis wird seit 1869 in Dollar an Rohstoffbörsen gehandelt und wird auch spekulativ beeinflusst. Preise für Treibstoffe und petrochemische Produkte hängen zusätzlich von Raffinationskosten und politischen Faktoren wie Mineralölsteuer ab.

Die statische Reichweite ist das Verhältnis von ausgewiesenen Reserven zum jährlichen Verbrauch. Trotz wachsendem Verbrauch schwankte sie nach Zahlen des BP-Konzerns von 1985 bis 2010 etwa 25 Jahre lang zwischen 40 und 50 Jahren; dies wird „Erdölkonstante“ genannt. Mittlerweile liegt sie über 50 Jahren.

Offshore, Entwicklung und Zukunft

Offshore-Gewinnung benötigt auf dem Gewässergrund stehende oder schwimmende Plattformen. Richtbohren erlaubt, von einer Plattform ein größeres Gebiet zu erschließen; nach dem Bohren kann eine reine Förderplattform eingesetzt werden. Tiefseebohrungen wurden unter anderem wegen steigender Preise, begrenzter leicht zugänglicher Vorkommen und rückläufiger Neuentdeckungen seit Anfang der 1980er Jahre interessanter. Aufwand, Kosten und Havarierisiken steigen dabei im Verhältnis zur Fördermenge weit überproportional. Das Feld der im April 2010 havarierten Deepwater-Horizon-Plattform entsprach nur ungefähr dem weltweiten Bedarf eines Tages.

Die großtechnische Ölausbeutung begann im 19. Jahrhundert. Wichtige Daten sind die erste industrielle Ölbohrung 1844 durch F. N. Semjonow bei Bibi-Eibat nahe Baku, die weithin bekannte Bohrung Edwin L. Drakes am 27. August 1859 in Titusville und der Fund bei Dammam in Saudi-Arabien am 4. März 1938. In Europa wurde bei Pechelbronn schon Ende des 15. Jahrhunderts Öl gefördert; 1813 entstand dort ein früher Bohrturm. In Deutschland war Wietze nach dem Krieg wichtig und trug 1951 wesentlich zum Erdölaufkommen bei.

Für weitere Förderung werden neue Quellen, bisher wenig untersuchte Gebiete und unkonventionelle Lagerstätten wie Ölsande, Ölschiefer und Bitumen erschlossen. Nach Mann et al. (2007) sind große neue Öl- und Gasfelder vor allem an passiven Kontinentalrändern, in Grabensystemen und Tiefwasserbecken zu erwarten. Auch nahe „Elefanten“, Feldern mit mehr als 500 Millionen Barrel beziehungsweise 80 Millionen Kubikmeter, sind Funde möglich. Deren jährlicher Umfang erreicht jedoch nur rund ein Achtel der Funde der 1960er-Jahre. Künftig werden mehr bedeutende Gas- als Ölfelder erwartet.

Ökologische Risiken

Erschließung und Förderung greifen in Ökosysteme ein, besonders bei Offshore-Anlagen. Das Abfackeln von Begleitgas setzt jährlich etwa 140 Milliarden Kubikmeter Gas um und emittiert krebserregende Rußpartikel, Kohlendioxid, Methan, Schwefeldioxid und Stickoxide. Lecks, Brände und Unfälle können Böden, Flüsse und Meere verunreinigen. In Westsibirien sind durch undichte Pipelines Boden und Flusssysteme belastet; im Nigerdelta kommen zu verschleißbedingten Lecks auch Anschläge und Öldiebstähle hinzu. Unkonventionelle Förderung nahm seit 2000 stark zu und belastet oft zuvor dünn besiedelte, wenig industrialisierte Räume durch mehr Bohrstellen, Emissionen, Straßenbau und die Zerschneidung von Lebensräumen.

Bei militärischen Operationen sind Förderanlagen, Tanker, Pipelines und Raffinerien Angriffsziele. Im Zweiten Golfkrieg setzten irakische Truppen 1991 beim Rückzug aus Kuwait 700 von 900 kuwaitischen Ölquellen in Brand. Bis zu drei Millionen Barrel Rohöl verbrannten täglich; außerdem trat Öl aus Förderanlagen aus.

Blowouts bei Tiefseebohrungen gelten als kaum beherrschbar. Nach dem Unfall an Ixtoc I trat 1979 über neun Monate Öl in den Golf von Mexiko aus; die Plattform stand allerdings im Flachwasser. Deepwater Horizon explodierte und sank am 22. April 2010. Die ökologische Wirkung auf Meeresökosysteme und Küsten vom Mississippidelta bis Florida war gravierend, nach dem Artikel aber zeitlich begrenzt; die häufige Bezeichnung als größte Umweltkatastrophe der USA ist zweifelhaft.

Bei der Förderung entstehen außerdem etwa 0,1 % natürliche radioaktive Stoffe (NORM). Besonders problematisch ist Radium-226 mit 1600 Jahren Halbwertszeit, das sich als Radiumsulfat und Radiumkarbonat an Fördergeräten ablagert. Die Aktivität beträgt 0,1 beziehungsweise 15.000 Bq je Gramm. Eine unabhängige, kontinuierliche und lückenlose Erfassung dieser Rückstände besteht laut Artikel in keinem Land.