Technologischer Fortschritt - neue Fördermethoden -

Oft wird argumentiert, daß mit neuen Fördermethoden deutlich mehr Öl als bisher aus alten Ölfeldern geholt werden könnte. Das durch das Reservenreporting suggerierte Reservenwachstum sei auf den Einsatz neuer Technologien zurückzuführen. Ein oft betonter Aspekt betrifft die neuen Fördermethoden, die unter dem Begriff "Enhanced Oil Recovery" (EOR), und "Improved Oil Recovery" (IOR) bekannt sind. Dies soll mit einigen Beispielen erläutert werden.

Als "Enhanced Oil Recovery" werden die Methoden bezeichnet, die die Charakteristik im Ölreservoir verändern. Vorzugweise geht dies in alten Feldern mit komplexer geologischer Struktur. Mit dem Einpressen von Gas, Wasser oder Heißdampf sowie geeigneten Chemikalien kann der Druck im Ölreservoir , die Gleitfähigkeit des Öl und damit die Förderrate erhöht werden. Die damit einhergehende stärkere Förderrate wird als Indiz dafür genommen, daß die gesamte Ausbeute des Ölfeldes erhöht werden kann.

Da die Abschätzungen der Reserven von einem aus seismischen und ergänzenden Messungen sowie aus Probebohrungen erhaltenen Faktor für das tatsächlich im Feld vorhandene Öl ausgehen (sogenanntes "Oil in Place"), würde eine Erhöhung des Ausbeutefaktors ("recovery factor"), der angibt welcher Anteil des vorhandenen Öls auch tatsächlich gefördert werden kann, die Gesamtreserve eines bekannten Ölfeldes erhöhen.

Abhängig von der Qualität und Komplexität eines Reservoirs kann der Ausbeutefaktor erheblich schwanken. Die ermittelten Werte reichen von 5 % bis zu 80 %. Im weltweiten Mittel für alle großen Ölfelder liegt er bei etwa 40 %. Eine aufgrund des technologischen Fortschrittes erhöhte Ausbeute könnte die Gesamtreserve entsprechend erhöhen. Mit EOR-Methoden kann die Ausbeute eines alten Feldes erhöht werden. Dies bringt jedoch nur bei entsprechend komplexen geologischen Verhältnissen mit schlechtem Ausbeutefaktor einen Vorteil. Dieser liegt bei für EOR-Methoden geeigneten Feldern bei 10 - 20 %.

Dies wird oft mit "Improved Oil Recovery" (IOR) - Methoden verwechselt. Als solche bezeichnet man den Einsatz moderner technologischer Methoden bei der Ausbeutung eines Ölfeldes wie besseres Management, bessere Reservoirkenntnisse, "horizontal drilling" und andere. Jedoch ist zu bedenken, daß mindestens innerhalb der letzten zehn bis zwanzig Jahre bei Reserveabschätzungen und der Ausbeutung neuer Ölfelder ohnehin der technologische Fortschritt eingeplant wurde. Darüber hinaus konnte bis heute nicht gezeigt werden, daß neue Fördermethoden die Ausbeute tatsächlich stark erhöhen. Am Beispiel der deutschen Förderkurve wurde dies von K. Hiller von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe eindrucksvoll gezeigt. Die Anwendung neuer Methoden in den 80er Jahren konnte die bereits seit langem exponentiell abfallende Förderkurve Deutschlands nur leicht beeinflussen. Tatsächlich wird jedoch eher nur das Gesamtpotential schneller entleert als ohne diese Maßnahmen.

In den Statistiken des Norwegischen Ministeriums für Öl und Energie (MPE) werden jedes Jahr die Änderungen in den Reserven diskutiert. Wie in anderen Artikeln bereits beschrieben wurde, konnten in den letzten Jahren nur noch ¼ bis 1/5 der Produktion durch Neufunde ersetzt werden. Der Großteil des Zuwachses der Reserven kommt aus einer bei laufender Produktion jenseits des Produktionsmaximums besser abschätzbaren Menge des verbleibenden Öls, bei der ein Teil des "wahrscheinlich" förderbaren Öls in "sicher" förderbares Öl überführt wird. In den Norwegischen Statistiken wird eine Neubewertung aufgrund veränderter technologischer Einschätzung als "change in the improved recovery potential" explizit ausgewiesen.

Innerhalb der vergangenen 5 Jahre wurde hierdurch nur einmal, nämlich im Jahr 1996 eine Höherbewertung um 5,8 Gb vorgenommen. In den anderen Jahren wurden die Bewertungen um jeweils etwa 1 bis 1,7 Gb wieder zurückgenommen.

Vor allem in alten und großen Ölfeldern mit komplexen geologischen Verhältnissen verspricht man sich die größten Erfolge des EOR.

In den USA und hier im besonderen in der ältesten Förderprovinz Texas wird viel Geld in die Erhöhung der Ausbeute mit modernen Methoden investiert. Als wohl prominentestes Beispiel werden im folgenden die darauf beruhenden Erfolge des seit den 30er Jahren in Produktion befindlichen Yates - Feldes beschrieben, das auch 1997 noch das zweitgrößte produzierende texanische Ölfeld war.

Das Feld ist weit jenseits des Produktionsmaximums, das im Jahr 1981 mit etwa 125.000 Barrel Tagesproduktion erreicht war. Im Jahr 1994 betrug die Förderrate noch 47.000 Barrel/Tag, wobei dem Trend folgend ein weiterer jährlicher Rückgang von etwa 8,4 % prognostiziert wurde. Dies ist in der folgenden Abbildung, die auf einer Internetgrafik der Texas Railroad Commission des Jahres 1999 aufbaut, eingezeichnet (siehe auch http://www.rrc.state.tx.us/divisions/og/activity/yates/yates.html )

Die dann zur Anwendung gebrachten EOR Methoden, die speziell mit WALRUS (Wettability Alteration of Reservoirs Using Surfactant) und TAGS (Thermally Assisted Gravity Segration) bezeichnet werden, konnten den Output bis Anfang 1997 auf fast 60.000 Barrel/Tag steigern. In den folgenden Monaten setzte sich auf diesem höheren Niveau der exponentielle Rückgang fort, der der veröffentlichten Theorie zufolge wieder 8,4 % betragen sollte, nur eben auf diesem höheren Niveau. Hieraus wird ein Mehrertrag von mehr als 100 Millionen Barrel erwartet.

Die in der Grafik eingezeichneten blauen Kreise geben die monatlich von der Texas Railroad Commission veröffentlichten tatsächlichen Produktionsdaten wieder: (siehe z.B. unter http://driller.rrc.state.tx.us./cgi-bin/WebObjects/acti ).

Abbildung: Enhanced Oil Recovery im zweitgrößten texanischen Ölfeld Yates (Produktionsrate in bpd - Barrel pro Tag) Daten: Texas Railroad Commission Analyse: LBST

Wie man erkennt, konnte bereits Ende 1998 das hohe Produktionsniveau nicht mehr gehalten werden. Seither pendelt es sich etwa bei der Hälfte der prognostizierten Produktionserhöhung ein. Es ist aber nicht unwahrscheinlich, daß der Wert sehr bald wieder auf die ursprüngliche Kurve - wenn nicht sogar noch stärker - abfallen wird, wie manche Experten argwöhnen. Gegenüber der Prognose ohne EOR-Methoden beträgt die Mehrproduktion bis heute etwa 40 Mio Barrel.

In der folgenden Abbildung ist die Produktionskurve des Yatesfeldes seit 1939 aufgetragen. Aus dieser Perspektive machen sich die EOR-Methoden in der kleinen Schulter am rechten Bildrand bemerkbar - bezogen auf die Gesamtproduktion des Feldes von bisher etwa 1,4 Mrd Barrel entsprechen die erwarteten 100 Millionen Tonnen Mehrertrag einer Erhöhung um 7 %, oder ein vorher angenommener Ausbeutefaktor von 15 % hätte sich durch diese Maßnahme um 1 % auf 16 % erhöht.

Mag sein, daß diese Methoden in Einzelfällen Gewinn abwerfen. Im globalen Maßstab können sie die Reserve- und Produktionssituation jedoch nicht beeinflussen.

Abbildung: Yates-Ölfeld Gesamtverlauf der Produktion und Anteil der modernen Fördermethoden (EOR): Daten: Texas Railroad Commission

Ein europäisches Beispiel für "improved oil recovery" (IOR) bildet das Ölfeld Forties, eines der größten Ölfelder Europas. Es wurde 1970 entdeckt. Der förderbare Ölgehalt wird mit 2,5 Gb angegeben. Das Feld befindet sich heute bereits weit jenseits des Fördermaximums, welches Ende der 70er Jahre erreicht war. Heute werden nur mehr 15 % der damaligen Produktionsrate gefördert. Der Produktionsverlauf läßt sich gut anhand der folgenden Darstellung verfolgen. Hier ist die jährliche Förderrate in Abhängigkeit von der kumulierten Förderung aufgetragen. Die Extrapolation des Produktionstrends nach Erreichen des Maximums läßt mit großer Sicherheit auf die insgesamt förderbare Ölmenge schließen. Im Jahr 1987 wurde hier eine fünfte Förderplattform eingerichtet, um die Ausbeute zu erhöhen. Wie die Abbildung zeigt, konnte der Produktionsrückgang in den darauffolgenden zwei Jahren gegenüber dem rückläufigen Trend gebremst werden. Danach ging die Förderung jedoch noch stärker zurück, um sich wieder auf der ursprünglichen Trendlinie zu stabilisieren. Mit dieser kostspieligen Maßnahme wurde die Reserve des Feldes überhaupt nicht beeinflußt.

Abbildung: Produktionsprofil und Abschätzung der Reserve des Ölfeldes Forties (nach http://www.oilcrisis.com/Laherrere )

Weitere Informationen siehe auch unter "Bakterien fördern Erdöl - eine Stellungnahme"