ERDÖL AUF ABRUF

16 NEUE BOHRUNGEN geht das Unternehmen Wintershall in seinem Ölfeld Emlichheim an – eine Zukunftsinvestition von 60 Millionen Euro in ein Feld, das bereits seit 67 Jahren ausgebeutet wird. 140 000 Tonnen Erdöl holt der größte deutsche Öl- und Gasförderer Jahr für Jahr aus dem Untergrund nahe der niederländischen Grenze. Doch so ohne Weiteres rückt der Boden das Schwarze Gold nicht heraus. Das Erdöl unter Emlichheim ist hochviskos, so zäh wie Teer, und klebt in den Gesteinsporen. Daher pressen die Wintershall-Crews 300 Grad Celsius heißen Wasserdampf mit 100 Bar Druck in die alte Lagerstätte. Der Dampf erhitzt das zähe Öl im Gestein und mobilisiert es, sodass es sich an die Oberfläche spülen lässt. „Dampffluten” heißt das Verfahren im Insider-Slang.

Aber dabei lässt das Unternehmen es nicht bewenden. Zwölf der neuen Bohrungen werden nicht strikt vertikal abgeteuft, sondern kurz vor dem Erreichen der erdölhaltigen Gesteinsformation in die Horizontale gelenkt. So vergrößert sich das Einzugsgebiet der späteren Förderung, was das Öl reichlicher fließen lassen soll. Und es ist noch mehr geplant, sagt Foppe Visser, der aus den Niederlanden stammende Leiter der EOR-Forschung bei Wintershall: „ Wir machen jetzt Tests mit Chemikalien, um die Fördermenge weiter zu erhöhen.”

EOR, „Enhanced Oil Recovery” – übersetzt: „verbesserte Ölgewinnung” – nennen Fachleute die Maßnahmen, mit denen man einer konventionell ausgebeuteten Erdöl-Lagerstätte nachträglich weitere lohnende Ölmengen abluchsen kann. Dazu gehören nicht nur Horizontalbohren und Dampffluten. In Emlichheim sieht Foppe Visser einen neuen Ansatzpunkt: „Wir haben festgestellt, dass der Dampf in der Lagerstätte nach einer gewissen Zeit bestimmte Wege bevorzugt”, erläutert er. „Abseits dieser Fließwege wird das Gestein nicht genügend aufgeheizt.” Diese leichten Wege will Visser künftig dem Dampf erschweren: „Wir pumpen zusätzlich ein Gemisch anorganischer Salze hinunter. Sie sollen die Schichten verstopfen, durch die der Dampf sonst vorzugsweise strömt. Dann ist er gezwungen, sich seinen Weg auch durch Gestein mit niedriger Durchlässigkeit zu suchen und heizt dort das verbliebene Öl heraus.”

NEUES LEBEN FÜR SIECHENDE QUELLEN

Kreativität ist gefragt, um die schwindenden Vorräte des Planeten an Erdöl zu strecken. Genügend Potenzial für eine effektivere Gewinnung ist vorhanden. Denn bisher schaffen es die Mineralölfirmen unter wirtschaftlichen Bedingungen nicht, mehr als durchschnittlich ein Drittel des Öls zu fördern, das in einer Lagerstätte steckt. Zwei Drittel bleiben ungenutzt im Boden zurück. „Darin liegt eine Chance für EOR”, sagt Visser. In den 1960er-Jahren wurden in den USA die ersten Tricks ersonnen, um versiegende Ölquellen neu zu beleben, doch EOR hat keineswegs einen Raketenstart hingelegt. Von den derzeit 3,8 Milliarden Tonnen Weltjahresproduktion (2009) hat die verbesserte Erdölgewinnung gerade mal bei 112 Millionen Tonnen Öl Geburtshilfe geleistet – das sind nur knapp 3 Prozent.

Wintershall-Forscher Visser erläutert: „Im Prinzip kann man überall aus stillgelegten Feldern weiteres Erdöl holen. Aber es ist längst nicht bei jedem Ölpreis wirtschaftlich sinnvoll.” Er hat ein Beispiel-Szenario parat: „35 Prozent sind gefördert – es kommt fast nur noch Wasser nach oben, man macht Schluss an der Lagerstätte. Zehn Jahre später hat sich der Ölpreis auf dem Weltmarkt verdoppelt, und gleichzeitig hat man die EOR-Methoden weiterentwickelt: Jetzt lohnt es sich, weitere 10 Prozent aus der Lagerstätte zu fördern.”

Drei Gruppen von praxisreifen Verfahren bilden das aktuelle EOR-Portfolio:

· Thermische Verfahren: Ein zum konventionellen Fördern zu zähes, hochviskoses Erdöl wird durch Erhitzen dünnflüssiger gemacht. Am gebräuchlichsten ist das Dampffluten wie in Emlichheim.

· Gasfluten: Hierbei presst man Kohlendioxid oder Stickstoff in die Lagerstätte. Das Gas diffundiert in das Öl und erhöht dessen Fließfähigkeit.

· Chemisches Fluten: Dabei kommen Lösungen von Chemikalien zum Einsatz, meist Polymere („Polymer-Fluten”) und/oder Tenside. Letztere sind Lösungsvermittler zwischen Erdöl und Wasser.

Beginnt man nach dem Niederbringen einer Bohrung in die Lagerstätte mit der Förderung, kommen zunächst etwa 3 bis 15 Prozent des Erdöls von selbst ans Tageslicht („Primärförderung”): Sie werden vom Druck des ebenfalls enthaltenen Erdgases nach oben getrieben. Mit traditioneller Pumptechnik lassen sich, je nach Lagerstätte, weitere 10 bis 20 Prozent des Öls gewinnen. Dann wäre eigentlich Schluss – gäbe es nicht seit Jahrzehnten die „ Sekundärförderung” (siehe Grafik rechts „Chemische Wege zum Öl”): Pumpen pressen Wasser in benachbarte Injektionsbohrungen, und die wandernde Wasserwand im Untergrund schleppt Öltröpfchen in Richtung Förderbohrung mit. Bei durchschnittlich 33 bis 35 Prozent des Inventars der Lagerstätte ist dieser Trick allerdings ausgereizt. Weiteres Erdöl bringt von da an nur noch die „ verbesserte Gewinnung” EOR ein – zum Beispiel durch Polymer-Fluten.

Der Clou hierbei: Wenn das zähe Erdöl so gar nicht fließen will, kann man das injizierte Wasser „verdicken”. Dazu dienen in der Regel wasserlösliche Polymere auf der Basis von Polyacrylamid. Sie erzeugen eine dicke, gelatineartige Lösung. Presst man sie in die ölführende Formation, schleppt die Lösung mehr von dem begehrten Rohstoff mit sich als pures Wasser. Dieses Polymer-Fluten kann weitere 10 Prozent aus der Lagerstätte holen. Als Alternative, oder auch zusätzlich, kann die Förder-Crew Tenside in die Lagerstätte pumpen. Sie funktionieren wie ein Spülmittel, das man zu festen Fettrückständen in einem Kochtopf gibt: Das Fett löst sich auf. In gleicher Weise lösen die Tenside zähes Öl aus den Gesteinsporen. „So kriegt man noch einmal etwa 10 Prozent aus der Lagerstätte, insgesamt also maximal 55 Prozent” , erklärt Visser.

CHINESEN ENTÖLEN IHRE ALTEN FELDER

Anfang der 1990er-Jahre hat China in seinen alten Daqing-Ölfeldern, bei Harbin im Nordosten des Landes, das chemische Fluten mit Polymeren und Tensiden eingeführt. 2006 – aktuellere Zahlen sind nicht verfügbar – produzierte China allein mit chemischem Fluten 9,5 Millionen Tonnen Öl. Zum Vergleich: Die deutsche Erdöl-Jahresproduktion beträgt 3,1 Millionen Tonnen. „ Jede Lagerstätte ist anders, das Polymer-Fluten klappt nicht überall”, sagt Visser. „Aber die Lagerstätte Daqing bietet einfach optimale Bedingungen: moderate Lagerstätten-Temperatur von weniger als 80 Grad Celsius, geringer Salzgehalt, hinreichende Durchlässigkeit des Gesteins und die richtige Ölviskosität.” Für das Polymer-Fluten habe sein Unternehmen gerade zusammen mit der BASF ein neues biologisch abbaubares Polymer entwickelt, verrät der Wintershall-Forscher. Es lasse sich auch im Meeresboden einsetzen. Ohne Verträglichkeit mit der Meeresökologie werden Offshore-Förderungen von einigen Staaten in deren Hoheitsgebiet nicht mehr zugelassen: „Norwegen beispielsweise fordert biologische Abbaubarkeit für sämtliche offshore eingesetzten Substanzen”, sagt Visser. „Wir sind stolz auf unser neues Biopolymer, ein aus Ketten von Zuckermolekülen bestehendes Polysaccharid. Trotz seiner leichten Abbaubarkeit verträgt es die hohen Temperaturen in Bohrtiefen von mehreren Tausend Metern.”

Die Partnerschaft mit der BASF kommt nicht von ungefähr. Immerhin ist das in Kassel ansässige Unternehmen Wintershall eine 100-prozentige Tochter des Ludwigshafener Chemie-Riesen. Seit 2007 ist die BASF mit ihrem neuen Geschäftsfeld „Ölfeld- und Bergbauchemikalien” am Markt. Und der wächst überproportional, sagt Forschungs- und Entwicklungsleiter Gregor Brodt: „Der weltweite Öl- und Gasbedarf nimmt derzeit um 1,5 bis 2 Prozent jährlich zu, aber der Bedarf an Ölfeldchemikalien um 5 Prozent – der Markt umfasst jetzt bereits rund 3 Milliarden Euro pro Jahr.” Weithin unbemerkt von der Öffentlichkeit sind chemische Produkte und Verfahren bei der Ölgewinnung längst unverzichtbar. EOR, die verbesserte Gewinnung, spielt dabei bislang nur eine kleine Rolle, wiewohl dies „ein absolutes Herzblutthema” für ihn und eines der wichtigsten Entwicklungsfelder dieses Geschäfts sei, unterstreicht Brodt: „Wenn wir die Ressourcen vernünftiger nutzen, wäre das ein großer Durchbruch. Schon bei zwei bis vier Prozentpunkten Nachentölung einer alten Lagerstätte kann ein EOR-Verfahren wie das Polymer-Fluten wirtschaftlich sein.”

Auch im Tagesgeschäft des normalen Förderbetriebs ist Chemie allgegenwärtig. Das gilt bereits zu Beginn der Bohrung:

· Im hohlen Bohrgestänge presst die Mannschaft die Bohrspülflüssigkeit hinunter. In einem geschlossenen Kreislauf kühlt sie nicht nur den rotierenden Bohrmeißel, sondern schmiert ihn auch durch chemische Additive. Durch weitere Zuschläge – meist Bentonit und Polymere – wird die Bohrspülflüssigkeit spezifisch eingestellt: Sie soll sich beim Stopp der Bohrung, etwa beim Gestängewechsel, als „dicke Suppe” verhalten, sodass das gerade abgetragene Bohrklein in der Flüssigkeitssäule in der Schwebe verharrt. Andernfalls würden die Gesteins-Chips zu Boden sinken und beim Weiterbohren so viel Reibung erzeugen, dass das Bohrgestänge reißt. Doch sobald die Bohrspülflüssigkeit erneut umgepumpt wird, muss sie von der dicken Suppe sofort zur Dünnflüssigkeit „umschalten”.

· Beim Bohren passiert man sehr unterschiedliche geologische Formationen. Ton und Schiefer können aus der Bohrspülflüssigkeit Wasser aufnehmen und quellen – so stark, dass sie den Bohrstrang abquetschen. Eine chemische Gegenmaßnahme sind Quell-Inhibitoren – sie belegen die Oberfläche des Tons und verhindern so das Eindringen von Wasser. Oder, alternativ: Ein Austausch der wässrigen Bohrspülflüssigkeit gegen eine auf Ölbasis. „Für jeden Abschnitt der Gesteinsformation braucht man eine anders zusammengestellte Bohrspülflüssigkeit”, erklärt Gregor Brodt.

· Hat die Bohrung die Lagerstätte erreicht, werden die erdölhaltigen Poren durch das Erzeugen von Rissen im Gestein und durch Ätzen mit Säuren erweitert („Stimulation”). Weil die engen Kanäle im Gestein sich nicht wieder schließen sollen, werden „ Proppants” hineingepresst: perfekt kugelrunde Körnchen aus Spezialsand oder Keramik, die das Öl mit einem Minimum an Reibung hindurchfließen lassen.

· Während der „Sekundärförderung” kommt ein Öl-Wasser-Gemisch aus dem Förderrohr – das sogleich getrennt werden muss: Die Raffinerie verlangt Rohöl mit weniger als einem halben Prozent Wasser. Den Trick vollbringen Demulgatoren, flapsig „Spalter” genannt: Es sind Tenside, die in riesigen Tanks die Trennung von Wasser und Öl enorm beschleunigen.

· Paraffin-Inhibitoren aus kurzkettigen Polymeren verhindern, dass aus dem Erdöl im Förderrohr feste Paraffinkristalle ausfallen und das Rohr verstopfen. Sogenannte Gashydrat-Inhibitoren bewirken das Gleiche bei der Erdgasförderung. Zu Verstopfungen kann es bei den großen Temperatursprüngen in der Offshore-Förderung leicht kommen – vor allem bei Tiefbohrungen.

FÖRDERSCHWERPUNKT: TIEFSEE

Die aber sind die klar vorgezeichnete Zukunft der Ölgewinnung. „Die leicht zugänglichen Lagerstätten an Land sind fast alle abgebohrt. Die Mineralölgesellschaften haben gar keine andere Wahl, als nach den Schelfrändern in Küstennähe jetzt auch in die Tiefsee zu gehen”, sagt Johann Plank. Der Chemie-Professor, seit 2001 Lehrstuhlinhaber für Bauchemie an der Technischen Universität München, war davor Forschungsleiter für Bau- und Ölfeldpolymere im Unternehmen SKW Trostberg. In 20 Jahren Industrieerfahrung hat er seine Expertise für Hochleistungszement erworben und war weltweit auf Ölfeldern unterwegs. Sein Spezialgebiet: Tiefbohrzementierung für Öl- und Gas-Projekte.

RISKANTE TEMPERATURSPRÜNGE

Nach jeder Bohrung muss das stählerne Förderrohr abgedichtet und fest in der Gesteinsformation verankert werden. Dazu wird eine zunächst dünnflüssige „Zementschlämme” durch das Rohr bis zur Bohrlochsohle gepumpt und dort – von unten nach oben – in den Hohlraum zwischen Rohr und umgebender Formation gepresst. Dort wird sie unter chemischer Reaktion des Zements mit Wasser („ Hydratation”) fest. Das klingt banal, ist aber ein Kunststück, wie Plank erklärt: „Die Herausforderung ist, dass die Zementschlämme während des Pumpens über mehrere Kilometer fließfähig bleiben soll und erst nach einer vorherbestimmten Zeit abbindet – und zwar im Handumdrehen.” Warum das bei einer Tiefbohrung im Meeresboden heikel ist, macht der Bauchemiker am Beispiel der neu entdeckten riesigen Ölfelder „Lula” und „ Cernambi” klar. Sie liegen 7000 Meter unter der Meeresoberfläche im Santos- Becken vor der brasilianischen Atlantikküste und werden gerade von der staatlichen brasilianischen Ölgesellschaft Petrobras erschlossen. Der Zement durchläuft bei solchen Projekten – verglichen mit einer 08/15-Baustelle an Land – einen irrwitzigen Temperaturzyklus: Anmischen auf der Bohrplattform bei plus 30 Grad Celsius. Hinabpumpen durch 3000 Meter Wasser, das am Grund bis zu minus 4 Grad Celsius kalt ist – „das stoppt die Hydratation”, erläutert Plank. Dann fließt der Zement in das 4000 Meter tiefe Bohrloch im Meeresboden. Hier wird es immer wärmer. Unten in der Lagerstätte sind es bis zu 180 Grad Celsius bei mehr als 1000 Bar Druck. Beides beschleunigt die Hydratation enorm.

„Es ist gefährlich, Zement während des Hydratisierens abzustoppen und dann wieder zu beschleunigen. Das Ergebnis ist schwer kalkulierbar”, sagt Plank. Außer Labor-Simulationen und jahrelanger Erfahrung hilft dabei chemisches Know-how: Dispergier-Additive halten den Zement auch nach kilometerlangem Pumpen noch fließfähig. Andere Additive verhindern den Verlust von Wasser an poröses Gestein. Besonders ausgeklügelt sind indes die chemischen „Verzögerer”, beispielsweise Lignosulfonate, im Zement. Die bis zu einer Temperatur von 150 Grad Celsius stabilen organischen Polymere sorgen dafür, dass der Zement in den vier bis acht Stunden, die man für das Zementieren eines Bohrabschnitts hat, nicht vorzeitig hart wird. Der Trick: Die Lignosulfonate bilden Komplexverbindungen mit Kalzium-Ionen aus dem Zement. So ist zunächst zu wenig Kalzium für die Hydratation verfügbar. Am Ende des Zeitfensters wird der Zement sehr rasch hart: „Das Abbinden setzt dank spezieller Polymere schlagartig ein”, sagt Plank: „Statt in ein bis zwei Stunden, wie es normalerweise der Fall ist, innerhalb von etwa zehn Minuten.”

Hat einer wie er – ein weltweit gefragter Fachmann mit etlichen Patenten, die erfolgreiche Öl- und Gas-Tiefbohrungen auf chemischem Weg ermöglichten – noch unerfüllte (fachliche) Träume? „Einige”, bestätigt der Münchner Forscher, und seine Antwort schließt den Kreis zu Foppe Visser und Gregor Brodt. „Ich fände es sehr wichtig, bei der Enhanced Oil Recovery weiterzukommen”, sagt Plank. „Schon generell 40 Prozent aus einer Öllagerstätte herauszuholen statt wie heute nur etwa 33, wäre ein Riesenfortschritt. Und man stelle sich vor, man könnte in Zukunft sogar 90 Prozent fördern: Das würde viele Krisenherde weltweit sofort entspannen.” ■

von Thorwald Ewe