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Erdölfeld in Deutschland (Wietze) am Anfang des 20sten Jahrhundert
 

Die Grundlage unserer Lebensqualität und unseres Wohlstandes ist die Verfügbarkeit von Energie. Dabei haben  die Ressourcen der fossilen  Energieträger wie Kohle, Erdöl, Erdgas usw.  einen entscheidenden Anteil. Damit z.B.  das Erdöl auch verfügbar ist , müssen die Lagerstätten erschlossen werden.

Bekannt war das Erdöl schon im 17ten Jahrhundert, das als Teer an der Erdoberfläche zu finden war. Damals hatte man für den „Satansspeck“ nur die Anwendung als Wagenschmiere oder als Heilsalbe (schwarze Salbe) für Mensch und Tier gekannt. Seit Mitte des 19. Jahrhundert wird nach Erdöl gesucht. In Amerika (Pennsylvania) ab 1859, das in Folge einen kommerziellen „Ölrausch“ auslöste. In Wietze am südlichen Rand der Lüneburger Heide brach das Ölfieber erst um 1900 aus. Anfänglich hat sich das Erdöl selbst angeboten und kam bis an die Erdoberfläche und heute führen Explorationen bis in Tiefen von ca. 7.000 m, wie z. B im „Golf von Mexico“.

Der riesige Bedarf an Erdöl wurde schnell erkannt und so boomte auch die Suche und Förderung von Öl. Bohrtürme und Fördertürme, wie die nachfolgenden Bilder zeigen, standen dicht gedrängt auf den Ölfeldern um das begehrte „schwarze Gold“ zu fördern. Mit diesen Bohr- und Förderkonstruktionen wurden Tiefen von einigen 100 m erreicht. Die erste industrielle Bohrung in Wietze im Jahr 1899 hatte eine Tiefe (Fachbegriff = „Teufe“) von 270 m.

Noch bis in den 30er Jahren des 20sten Jahrhundert waren diese Bohr- und Fördertürme auf den Ölfeldern zu sehen.

 

 

In den 60er Jahren des letzten Jahrhunderts hat man schon bis zu 5.000 Meter gebohrt um nach Öl oder Gas zu suchen. Diese Bohrungen fanden alle auf dem Festland (Onshore) statt. Doch bald ( Mitte der 60er Jahre) wagten sich einige Firmen in die Nordsee, denn auch unter dem Meeresboden erhoffte man sich Erdöl- und Erdgas-Lagerstätten. In Amerika waren die Onshore- und Offshore-Explorationen (auf dem Festland und im Meer in Küstennähe) gegenüber Deutschland und Europa einige Jahre voraus und so sind noch heute amerikanische Firmen in dieser Branche für das Bohr-Equipment führend.

 

Bohranlage in der Zeit um 1960

 

Gullivermast  mit
„Wirth Getriebe/Hebewerk“ GH 900
Masthöhe:                                    40 m

Gesamthöhe (mit Unterbau):    47 m
Max. Bohrtiefe:                    ca.  5.000 m

Onshore-Bohranlage GH 900/x

 

Drehtisch und Bohrgestänge

Bohrturm-Unterbau mit Preventer

 

Beispiel der Bohrlochablenkung bei Richtbohrungen

 

 

 

 

 

         Erdöl-Lagerstätten-Gestein (Sandstein)

 

 

 

 

 

 

         Erdgas-Lagerstätten-Gestein (Sandstein)

 

 

      Rollen-              Diamant-          Kernbohr-
      Meißel              Meißel             Krone

 

Mit der schnellen technischen Entwicklung der 50er Jahre wurden auch die Bohrturm-Konstruktionen und die Bohrwerkzeuge immer leistungsfähiger. Die Suche nach Erdöl hat sich in Deutschland auf das ganze Land ausgedehnt. Die Explorations-Bohrungen wurden nach geologischen Erkenntnissen festgelegt, was einen häufigen Standortwechsel bedeutete. Und mit dem Grundsatz: „nur eine Bohranlage die bohrt, kann Öl oder Erdgas finden“, hatte zur Folge, dass die Zeiten für den Aufbau , Abbau  und Transport der Bohranlage so kurz wie möglich sein sollen.

So konstruierte zum Ende der 50er Jahre die Firma Salzgitter ein Bohrturmdesign, das neue technische Erkenntnisse der Tiefbohrtechnik erfüllte und einen schnellen Umbau von einer Bohrstelle zur anderen ermöglichte. Der sogenannte „Gulliver-Mast“ (auch A-Mast genannt) wurde am Boden montiert und mit dem eigenen „Hebewerk“ der Bohranlage aufgestellt bzw. nach Beendigung der Bohrung wieder umgelegt.

Mit einer Hakenlast (Gewicht am Flaschenzug) von 200 t ermöglichte die Bohranlage mit der Typenbezeichnung „GH900/x“ Bohrtiefen bis 5.000 m. Die in Deutschland vermutenden tieferliegenden Erdöl- und Erdgaslagerstätten von 3.000 bis 5.000 m waren somit erreichbar.

 

Damit Verbunden war aber auch, dass der Gas- und Erdöllagerstätten-Druck mit zunehmender Tiefe immer größer wird (Faustformel: je 10 m um 1 bar).
Die Temperatur nimmt je 100 m um ca. 3 Grad Celsius zu.

 

Für diese Gegebenheiten der Tiefbohrung mussten aus Sicherheitsgründen auch die Bohr-lochabsperrungen (Preventer), die auf dem Bohrlochkopf unter der Arbeitsbühne des Bohrturms montiert sind, dimensioniert sein. Zur Verhinderung und zur Kontrolle sowie zur Bekämpfung eines „Blow-Out“ (Gas-, Gas/Öl- oder Ölausbruch) werden mindestens drei Preventer-Einheiten gesetzt um Gefährdungen für Mannschaft, Bohranlage und Umwelt zu verhindern.

An die erreichbare Bohrtiefe und einen eventuellen Blow-Out muss ebenso die Leistungs-fähigkeit der Spülpumpen angepasst sein. Sie pumpen die Spülung (Bohrschlamm) durch das Bohrgestänge in das Bohrloch, damit der Bohrmeißel geschmiert und gekühlt wird, das Bohrklein aus dem Bohrloch transportiert wird, die Bohrlochwand stabilisiert wird (Filterkuchen) und der erforderliche Gegendruck zum Lagerstättendruck erzeugt werden kann.

 

Der Antrieb des Bohrmeißels erfolgt ausschließlich über einen „Drehtisch“ auf der Arbeits-bühne des Bohrturms. Diese Drehung wird mit dem Bohrgestänge auf den Bohrmeißel übertagen und der Bohrdruck wird von sogenannten „Schwerstangen“ erzeugt, mit denen der Bohrmeißel verschraubt ist.

Entsprechend leistungsfähige Antriebsmotoren (Dieselmotoren mit 650 und 900 PS) für Hebe-werk, Spülpumpen und Drehtisch ermöglichten die Bohrung in Erdöl- und Erdgaslagerstätten bis 5.000m.

 

Die Bohrungen werden annähernd senkrecht gebohrt. Jedoch sind unkontrollierte Abweich-ungen in Richtung (Azimut) und Neigung durch Gesteinsverwerfungen, Lage der Gesteins-formation, Gesteinshärte und den Bohrdruck am Meißel fast immer zu erwarten. Diese Abweichungen sind mit dem Einsatz einer sogenannten „Richtbohrgarnitur“ wieder korri-gierbar, um den Bohrmeißel in die gewünschte Richtung und Neigung abzulenken. Andererseits ist damit natürlich auch eine kontrollierte Bohrlochablenkung erreichbar, um Bohrziele abseits des Bohrturm-Standortes zu erreichen. Man spricht dann von einer "Richtbohrung“.

Aus den o.g. Gründen ist es erforderlich, dass nach bestimmten Bohrfortschritten die Neigung und Richtung der Bohrung mit dafür konzipierten Messeinrichtungen kontrolliert wird. Diese Leistungen werden in der Regel bei Richtbohrungen von Service-Unternehmen ausgeführt und unterbrechen natürlich die Bohrarbeiten.

 

Mit der Richtbohrgarnitur wird eine Neigungen von 0,5 bis 3,0 Grad vorgegeben. Nach Erreichen der gewünschten Ablenkung kann die Bohrung wieder gradlinig erfolgen. Oder die Ablenkung wird weitergeführt, korrigiert, geändert, wenn das geplante Ziel der Ablenkung noch nicht erreicht wurde. Die Kontrolle erfolgt durch zyklische Neigungs- und Richtungs-messungen.
Zuerst bestand die Garnitur im Wesentlichen aus einem Stahlzylinder mit einem oberen als Hülse ausgebildeten Teil und mit einer nach unten schräg verlaufenden Fläche, deren Winkel der gewünschten Ablenkung entsprach. Jedoch im Jahr 1953 wurde zum ersten Mal in Österreich eine Richtbohrgarnitur mit Turbinenantrieb für den Bohrmeißel eingesetzt. Die Turbine wird durch die Bohrspülung angetrieben.

Der Turbinenantrieb sitzt direkt über dem Bohrmeißel und ist gegenüber dem Bohrgestänge mittels eines Richtbohrüberganges um 0,5...3,0 Grad gekippt. Für die vertikale oder gradlinige Bohrung wird die Meißelrotation sowohl vom Drehtisch über das Bohrgestänge als auch von der Turbine erzeugt. Der Meißel umkreist so drehend die Mittelachse der Bohrung mit dem vorgegebenen Winkel des Richtbohrüberganges. Bei einer Richtungs- und Neigungsänderung wird die Drehung des Bohrgestänges angehalten. Der Meißel wird jetzt nur noch von der Turbine angetrieben und die Bohrung lenkt gemäß dem Winkel des Richtbohrüberganges ab.

Damit der Bohrmeißel von der Richtbohrgarnitur auch in die gewünschte Richtung (Azimut)ablenkt, ist die Azimutausrichtung der Richtbohrgarnitur für den Bohrmeister eine besondere Herausforderung. Dazu sind Präzision, das richtige Gefühl und eine langjährige Erfahrung notwendig. Gleichwohl musste mit großen bohrtechnischen und geologischen Fach-kenntnissen gebohrt werden, damit die gewünschte Richtung und Neigung erreicht bzw. gehalten werden konnte.

Um eine vorgebene Zielkoordinate in einer bestimmten Tiefe zu erreichen war es sowohl für eine vertikale Bohrung als auch für eine Richtbohrung mit entscheidend, wie der Bohrmeister seine Erfahrung und sein "Bauchgefühl" einbringen konnte, um die Bohrung erfolgreich durchzuführen.

 

 

So wie die Bohranlagen in den 50er Jahren, gemäß dem Stand der Technik, gebaut wurden, um Tiefbohrungen zu ermöglichen, so wurden auch geeigneten Bohrmeißel für diese Bohrtiefen hergestellt. Grundsätzlich kamen drei Typen von Meißel zum Einsatz:

Rollen-Meißel

Rollenmeißel verfügen über drei mit Zähnen bestückte Rollen die durch die Rotation das Gestein zu Bohrklein zermahlen.

 Diamant-Meißel

Diamant- oder PDC-Meißel (von Polycrystalline Diamond Compact) werden vor allem bei besonders harten Gesteinen eingesetzt. Sie sind mit mehreren Flügeln ausgestattet, an deren Vorderkanten Schneideelemente aus Industrie-Diamanten angebracht sind. Im Gegensatz zu den Rollenmeißeln besitzen sie keine beweglichen Teile und haben eine höhere Lebens-dauer.

Kernbohr-Krone

Kernbohrer mit Diamantkronen werden eingesetzt, um Bohrkerne für die geologische Auswertung der durchbohrten Gesteinsarten zu gewinnen. Hinter dem Kernbohrer sitzt ein Kernbehälter, in dem der gebohrte Kern aufgefangen wird. Aus der Länge des Behälters ergibt sich die Standardlänge von meist 18 Metern für einen Bohrkernabschnitt.

 

Bohranlage in der Zeit um 2010

 

Mit einem respektvollen Abstand betrachtet hat sich die Bohranlage von 1960, außer der Turmkonstruktion, kaum geändert. Jedoch der Blick im Detail zeigt den technischen Fortschritt von 50 Jahren.

Das Turmdesign ist wieder ein Gittermast als stabile Konstruktion für Turmlasten von 600 t und mehr. Dieselmotoren in schallisolierten Containern sind nur für den Notbetrieb oder zum Antrieb von Generatoren notwendig, da der Antrieb aller Aggregate von Elektromotoren oder durch hydraulische Antriebe erfolgt. Auch die Bohrtiefe bzw. die Bohrstrecke bei Richt-bohrungen haben sich erheblich verändert. So ist nach dem techn. Stand eine Bohrtiefe (Teufe) von 7.500 m und bei Richtbohrungen eine Bohrstrecke von über 9.000 m möglich.

 

Ein Beispiel sind die Richtbohrungen am Feld „Mittelplate“. Dementsprechend ist das Bohr-Equipment ausgelegt und die Ausrüstung mit moderner Elektronik, Meß- und Computertechnik unterstützt den hochkomplexen Bohrbetrieb. Durch den Einsatz von Elektronik, „Top-Drive“ und „Turbinen-Bohren“ wird der zeitliche Aufwand für eine Bohrung, zum Vergleich mit den Bohranlagen der 60er Jahre, wesentlich kürzer. Außerdem lassen sich durch die präzise Meißelführung zielgenaue Richtbohrungen von einem Bohrplatz ausführen. So können mehrere Öl- oder Gasträger, oder ein Träger großflächig, erreicht werden, ohne den Bohrplatz zu wechseln.

 

Im konventionellen Bohrverfahren ist ein „Drehtisch“ auf der Arbeitsbühne der Antrieb für den Bohrmeißel und ein sogenannter „Spülkopf“ der Adapter für die Zuführung der Spülung in das drehende Bohrgestänge. Der Spülkopf hängt am Flaschenzuhaken des Bohrturms und ist mit dem Bohrgestänge verschraubt.

Mit dem „Top-Drive“, am Flaschenzughaken des Bohrturms, werden beide Funktionen (Rotation, Zuführung der Spülung) erfüllt. Ein Hydraulikmotor in der Top-Drive-Einrichtung ist der Antrieb für Bohrgestänge bzw. Bohrmeißel. Mit dem Einsatz von Top-Drive können ca. 27 m ohne Unterbrechung gebohrt werden. Mit Spülkopf und Drehtisch nur ca. 9 m. Hinzu kommt, dass bei auftretenden Problemen im Bohrloch der Bohrmeißel rotierend und mit aktiver Spülung ca. 27 m auch nach oben gezogen werden kann. Das ist ein kompletter „Bohrgestängezug“ von 3 x 9 m.

 

Immer häufiger wird das Turbinenbohren angewendet, das beim sogenannten Richtbohren schon als Standardanwendung üblich ist. Dabei sitzt die antreibende Turbine direkt über dem Meißel. Die Spülung wird mit hohem Druck durch die Turbine gepresst und versetzt so den Meißel in Drehung. Mit dem Einsatz der neuesten Technologie von Bohrturbine und Elektronik hat der Drehtisch auf der Arbeitsbühne bzw. der Top Drive nicht mehr die primäre Funktion des Meißelantriebes, sondern nur, wenn bohrtechnische Anforderungen diesen Antrieb erfordern. Beim Turbinenbohren können die Bohrungen von der Senkrechten in beliebige erforderliche Richtungen abgelenkt werden. Großen Anteil daran hat eine spezielle Messeinrichtung, die den Bohrmeißel steuert. Dieses MWD (Measurement While Drilling) genannte Gerät ist nach der Turbine plaziert und mit einer speziellen Elektronik ausgestattet. Es bestimmt während des Bohrvorgangs die Neigung und Richtung des Bohrloches. Dazu werden Mikroprozessoren und programmierte Datenspeicher eingesetzt, die Abweichungen der vorgegebenen Richtung und Neigung sofort erkennen und die notwendige Bohrkorrektur veranlassen oder melden. Das System wird als "Rotary Closed Loop Dilling System" (RCLS) bezeichnet. Die Daten werden an den Server der Bohranlage übertragen. Zusammen mit weiteren Meßdaten erfolgen dann Rückschlüsse und Auswertungen auf das durchbohrte Gestein. So sind heute auch horizontale Bohrungen im Speichergestein über mehrere Kilometer oder das Erreichen einer Zielkoordinate mit größter Präzision möglich – und damit die Förderung aus Lagerstätten, die sonst kaum erschließbar wären.

Mit dem Einzug der Elektronik auf Bohrtürmen der heutigen Generation haben Computer, Datenübertragung, elektronische Messwerterfassung, die Automatisierung und die Video-technik einen nicht mehr wegzudenkenden Platz belegt. Diese Technologie unterstützt den Bohrbetrieb sowie die geologische Überwachung und Bewertung der durchbohrten Gesteins-formationen. Die Leistungsfähigkeit der Bohranlage sowie zielgenaue Bohrungen für die Exploration oder Erschließung der Erdöl- oder Erdgaslagerstätten werden so wesentlich verbessert.

Im Control-Stand auf der Arbeitsbühne des Bohrturms werden alle Informationen und Betriebszustände auf Monitoren und Instrumenten angezeigt. Die nicht einsehbaren Bereiche des Bohrturms kann der „Driller“ über Kameras und Videomonitore sehen. Bedieneinheiten und Joystick am Steuerpult sind die Elemente, mit denen alle Aggregate der Bohranlage bis zum Bohrmeißel in 7.000 m Tiefe gesteuert werden.

 

Darüber hinaus können Spezialisten, ob Geologen, Richtbohrspezialisten, Spülungs- und Tiefbohringenieure, auf Grund der Datenübertragung, alle Ereignisse und Messdaten über-wachen/bewerten und fachlich unterstützen.

 

 

 

 

Onshore-Bohranlage

 

Unterbau, Arbeitsbühne und Top-Drive

 

Top-Drive am Flaschenzug-Haken u.
verschraubt mit Bohrgestänge

 

Computer-Aufzeichnung von Bohr-Meßdaten

 

 

Control- und Drillerstand einer modernen Bohranlage

 

Offshore- Bohranlage in den 60er Jahren

 

 

Offshore-Bohranlage M1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Offshore-Bohranlage  mit

Bohrturm-Arbeitsbühne der M2

 

Ab 1965 war im Deutschen Konzessionsbereich die Offshore-Bohranlage „M1“ bei den Ostfriesischen Inseln der Start für die Explorationen in der Nordsee. Bei einer Wassertiefe von ca. 30 m wurde zur Plattform-Verankerung ein vorgefertigtes Stahlgerüst mit vertikalen Stahlröhren am Meeresboden abgestellt. In den vertikalen Röhren kamen weitere Röhren, die in den Meeresboden getrieben wurden, um den Plattformunterbau zu verankern. Die vollständige Plattform für Bohrequipment, Material, Maschinen, Personalunterkünfte usw. wurde in Segmenten auf den Stahlträger gestellt und am Unterbau befestigt. Auf einem eigenen Unterbau stand der Bohrturm.

Die Tiefbohrung erfolgte im Rotary-Verfahren (Drehtisch und Spülkopf) und erreichte eine geschätzte Tiefe von 3.500 m. Leider waren weder Poseidon noch Neptun oder eine andere Meeresgottheit gnädig, denn M1, M2 und viele weitere Explorationsbohrungen hatten weder Erdöl noch Erdgas gefunden.

Im Deutschen Konzessionsbereich der Nordsee fördern heute nur zwei Plattformen; am sogenannten „Entenschnabel“ die Plattform A6-A (Erdgas) und an der Schleswig Holsteinischen Küste die Plattform „Mittelplate“ (Erdöl).

 

Erdgas-Förderplattform A6-A                                  Deutsche Offshore Konzession in der Nordsee

 

Offshore-Plattform um 2010


Die Exploration nach Erdöl und Erdgas verlagert sich zunehmend in den Offshore-Bereich mit Wassertiefen von 400 bis über 2.000 m. So wurden von 2005 bis 2009 im Onshore- und Flachwasserbereich ca. 10 Mill. Tonnen und im Tiefwasser ab 500 m ca. 40 Mill. Tonnen Erdöl
  neu entdeckt. Offshore-Plattformen für  große Wassertiefen werden als Bohr- und Förderplattformen gebaut, damit die Erschließung der Lagerstätte(n) mit möglichst vielen Bohrungen und der damit verbundenen Fördermenge von einem Standort erfolgen kann.

Die Offshore-Plattform „P51“ ist eine der weltgrößten Bohr- und Förderplattformen. Sie steht (schwimmt) im Atlantik, ca. 175 km von der brasilianischen Küste mit einer Meerestiefe von ca. 1.255 m. Mit einer Ölförderleistung von ca. 180.000 Barrel/Tag (ca. 2.862.000 Liter/Tag) liefert die Plattform ca. 10% der brasilianischen Ölproduktion.

Diese fast unvorstellbare Menge an Förderleistung hat natürlich auch den Beigeschmack, dass  damit gewaltige Umweltrisiken verbunden sind, wenn Unfälle oder Störungen auftreten. Als Beispiel sei der Unfall auf der Plattform „Deepwater Horizon“ im Golf von Mexico genannt.

Mit der weltweit zu erwartenden Fördermenge von 500 Millionen Tonnen im Jahr  2015 aus „Tiefwasser-Feldern“, hat die Einhaltung hoher Sicherheitsstandards einen besonders hohen Rang.
 

Offshore-Plattform P51

Erreichte Wassertiefen bei „Offshore-Bohrungen“


Die rasanten Entwicklungen der letzten 20 Jahre nach immer größeren Konstruktionen, nach immer leistungsfähigeren Maschinen, nach immer intelligenteren Funktionen ist noch lange nicht abgeschlossen. Auch im Bereich der Exploration und Förderung von Erdöl und Erdgas werden diese Kenntnisse genutzt und von den Ölunternehmen dazu eingesetzt um der steigenden Nachfrage und der wachsenden Besorgnis zur Energiesicherheit zu begegnen; indem sie überall vom Golf von Mexico bis nach Westafrika und Brasilien Öl- und Gaslagerstätten in der Tiefsee zugänglich machen, die bis vor kurzem noch als unerreichbar galten.

Da einfach zugängliche Öl- und Gasvorkommen an Land und vor der Küste immer seltener werden, ist die Verlockung der Tiefe offenkundig. Die globalen Reserven in der Tiefsee – darunter versteht man i. A. Tiefen von mehr als 500 m – werden auf etwa 60 Mrd. Barrel Öläquivalent geschätzt (boe = Barrels of oil equivalent = Maßeinheit für Erdölreserve sowie Fördermenge in einer Zahl definiert bzw. gleichgestellt).
  Und die Entdeckung neuer Öl- und Gasfelder ist noch lange nicht erschöpft; sie wird jedoch immer aufwendiger und schwieriger.

Von den ersten „Offshore“ Bohranlagen bei einer Wassertiefe von 30 m in den 60er Jahren werden heute schon Wassertiefen von 3.000 m ins Visier genommen. Und bis zur Öl- bzw. Gaslagerstätte können dann noch bis zu 7.000 m Bohrtiefe notwendig sein .


Offshore-Plattformen werden grundsätzlich am Meeres-boden verankert. Abhängig von der Wassertiefe werden unterschiedliche Methoden angewendet.
Bis 350 m Wassertiefe können Stahlkonstruktionen verwendet werden, die am Meeresboden fest verankert sind.
Bei größeren Tiefen werden schwimmende Plattformen eingesetzt.

1.
Plattformen (TLP =„Tension Leg Plattform“) mit vier Stahlzylinder als Schwimmkörper die mit Stahlseilen am Meeresboden zugspannungsverankert sind.
2. Pla
ttformen vom Typ „SPAR“ mit einen bis 200 m langen zentralen Zylinder an der Plattform. Der vertikal im Wasser stehende Körper und Ballastmaterial enthält, stabilisiert so die Plattform. Ankerleinen halten die SPAR-Plattform auf Position .
3.
Bohrschiffe oder Förderschiffe, die ihre Position GPS-gesteuert halten
und mit Ankerleinen stabilisiert werden.

 

Ein Beispiel für  den Einsatz moderner Technik  zur Erschließung  einer Erdöllagerstätte  und der Leistungsfähigkeit  heutiger Bohrtechnik zeigt die Anwendung  beim Ölfeld „Mittelplate“ im Wattenmeer  vor der Nordseeküste  Schleswig-Holsteins.

 


Die Ölplattform Mittelplate ist als Bohr- und Förderinsel ausgelegt. Von der Bohranlage (Type: T 150) auf dieser Plattform wird der westliche Teil des Ölfeldes
mit ca. 25 Bohr-ungen erschlossen. Sie führen bis in 3.000 Meter Tiefe und sind in verschiedene Richtungen - z. T. horizontal durch die Lagerstätte verlaufend – abgelenkt.
Von der Plattform werden alle Anforder-ungen für den Naturschutz im Wattenmeer erfüllt. Alle Materialien ob flüssig, fest oder gasförmig werden mit hohen Sicher-heitsanforderungen auf die Plattform gebracht oder abgeholt bzw. gelagert.

 


Der östliche Teil der Lagerstätte wird von Land aus über weit abgelenkte Produktions-bohrungen erschlossen. Die Bohrlängen dieser High-Tech-Bohrungen betragen zwischen 9.275 und 7.727 Meter. Die sieben Produktions-bohrungen haben neue Maßstäbe gesetzt und zählen zu den weltweit am weitesten abgelenkten Bohrungen. Mit Längen von zum Teil über 9.000 Metern sind nach derzeitigen Stand der Technik die Grenzen der
 physikalischen Machbarkeit erreicht.

Bohrturm „T150“ auf der Plattform
Mittelplate

 

Bilanz

 

Bohranlage um 1960

 

Tiefbohr-Anlagen der 60er Jahre ermöglichten Bohrtiefen, auf Grund der explodierenden technischen Entwicklung nach 1950 im Anlagen-bau, Maschinenbau, Metallurgie /Werkstofftechnik, die noch nie zuvor erreicht wurden. Es war eine neue Welt der Exploration nach Erdöl und Erdgas. Mit seismischen Verfahren wurde weltweit nach möglichen Erdöl-Lagerstätten gesucht um den wachsenden Bedarf nach fossiler Energie zu begegnen. Und in vielen Länder war das „schwarze Gold“ in kleinen und mächtigen Lagerstätten zu finden. Oft ist der Lagerstättendruck so hoch, dass auch aus großen Tiefen das Öl eruptiv gefördert wird, doch überwiegend wird das Öl mit sogenannten „Tiefpumpen“ gefördert. Die Tiefpumpe ist eine Kolbenpumpe und im Bohrloch in der Tiefe des Ölträgers plaziert. Die Hubbewegung (auf/ab) bekommt sie über ein Gestänge vom „Pferdekopf“. Die Bohrtechnik der 60er Jahre ermöglichte nur vertikale Bohrungen bzw. etwas geneigte Bohrungen (Richtbohrung). Folglich wird in einen großflächigen Ölträger nur ein „kleines“ Loch gebohrt, aus dem das Öl gefördert wird. Das hat wiederum zur Folge, dass das im porösen Gestein großflächig lagernde Öl an das „kleine“ Bohrloch fließen muss. Je nach Lagerstättendruck und Fließ-widerstand im Trägergestein ergibt sich dann das mögliche Fördervolumen von der Lagerstätte. Ein Richtwert aus den bisherigen Erfahrungen zeigt, dass in der Regel etwa 30 bis 40 % des Erdöls einer Lagerstätte gefördert wurde. Im Umkehrschluss heißt das, es verbleiben noch 60 bis 70 % des Öls in der Lagerstätte. Aus Rentabilitätsgründen schlossen die Firmen viele Ölfelder, bzw. stellten die Ölförderung ein, obwohl noch nicht einmal die Hälfte des Lagerstätten-Öls entnommen war.

Es ist eine ineffiziente Lagerstättenausbeute .

 

Tiefpumpenantrieb "Pferdekopf"

Bohranlage um 2010

 

Mit den Bohranlagen der Neuzeit und den Einsatz modernster Technik können Bohrlängen bis zu 10.000 m, zielgenaue Richtbohrungen bis zur  horizontalen Bohrung über mehrere Kilometer, z.B. im Öl- oder Gasträger, erreicht werden. Damit wird die Exploration und in Folge die Förderung wesentlich erweitert. Öl- bzw. Gasträger bis 5.000 m unter dem Meeresgrund und zusätzlich eine Wassertiefe bis 3.000 m können erreicht werden. Oder Träger die mehrere Tausend Meter abseits der Bohranlage zu finden sind, können zielgenau angebohrt werden. Und eine wesentliche Verbesserung der Förderkapazität und der Gesamtfördermenge wird damit erreicht, indem die Lagerstätte durch ein möglichst langes Bohrloch, horizontal oder im Verlauf der Gesteinsformation, durchbohrt wird. Dadurch lässt sich eine 10 bis 20 % höhere „Ausbeutung“ der Lagerstätte erzielen. Eine weitere Möglichkeit, möglichst viel von dem Öl einer Lagerstätte zu fördern, sind sogenannte „Injektionsbohrungen“ am Rande des Ölträgers. Durch diese Bohrungen wird mit hohem Druck Wasserdampf, Wasser oder andere Flüssigkeiten in den Träger gepumpt um so das Öl zum Förder-Bohrloch zu drücken. Mit dieser Maßnahme können weitere 20 bis 30 % des gelagerten Öls gefördert werden. All diese Möglichkeiten erhöhen wesentlich die Ausbeutung des Ölträgers zum Vergleich der 60er Jahre.

Durch die zunehmende Exploration im Tiefwasser kamen bereits ab 2006 etwa 50% der neu hinzukommenden Ölreserven aus „Tiefwasser-Ölfeldern“ -Tendenz steigend. Die immer größeren und leistungsfähigeren Offschore-Plattformen erobern unsere Weltmeere um das kostbare „schwarze Gold“ zu finden. Und es werden zunehmend neue Erdöl- und Erdgasfelder entdeckt. Durch die hohen Aufwendungen und oft sehr schwierigen Bedingungen dauert es allerdings meist länger als 10 Jahre von der Entdeckung eines Feldes bis zur Produktion.

     Das Bild zeigt eine Richtbohrung mit der eine Erdgaslagerstätte horizontal
    durchbohrt wurde. Damit wird im Gasträger eine Bohrlochlänge
  von
     1.000 m und mehr erzielt. Zusätzlich
  ins Trägergestein gesprengte Risse ,
    die bis zu 100 m und mehr in das Gestein reichen können, erhöhen noch-
    mals den Gaszufluss an das Bohrloch. Das Verfahren wird als „fracen“
    bezeichnet (frac= fractura= Riss). Das Bild zeigt eine Bohrung mit einen
    „Mehrfach-Frac“.

    Aus Erdöl- oder Erdgaslagerstätten, die mit einer Vertikal-Bohrung  nicht
    erreichbar sind oder deren Förderkapazität unrentabel wäre, kann mit dieser
    Methode wirtschaftlich Erdöl- oder Erdgas gefördert werden.

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     Ergänzung im April 2012
     Bericht im FOCUS-Magazin           
hoffnung auf mehr erdöl

     Ergänzung im Feb.2013
    Betrachtung Umweltschutz und
    Förderung von Schiefer-/Tight-Gas    
Umweltschutz und Erdgas

 

 

Zukunft

Nachdem neue Erdöl- und Erdgasfelder auf dem Festland bzw. in der Flachwasser-Küstenregion nicht mehr in dem Umfang gefunden wurden wie der wachsende Welt-Energiebedarf steigt, hat die Exploration im „Tiefwasser“ heute bereits Meerestiefen bis 3.000 m erreicht. Im Jahr 2009 wurden schon ca. 7% des weltweit geförderten Erdöls aus Tiefwassergebieten gefördert. Und nach den meisten Prognosen ist eine Produktionssteigerung auf über 500 Mill. Tonnen im Jahr 2015, das sind ca. 13% der Gesamtförderung, zu erwarten. Heute sind die angenommenen Ressourcen der Erdöl- und Erdgasfelder an den Küstenbereichen von USA/Mexico, Südamerika, Westküste von Afrika, Nordsee bis Norwegen oder Chinesisches Meer zu finden. Wie im Bild „Offshore Neuentdeckungen 2009“ zu erkennen ist, sind auch die Neuentdeckungen diesen Gebieten zuzuordnen. Das sind Schelfgebiete (küstennaher Kontinentalsockel), in denen Sedimentgesteine erwartet werden. Damit ist nicht auszuschließen, dass in den großflächigen Gewässern dieser Erde, wie Atlantik, Pazifik, Indischer Ozean oder nördlich vom Polarkreis noch Sedimentgesteine (Ablagerungsgesteine) und so die Voraussetzung für mächtige Lagerstätten mit Erdöl und Erdgas zu finden sind.

Mit der schnell wachsenden Weltbevölkerung und der zunehmend globalen Industrialisierung steigt auch der Energiebedarf. Dieser wurde und wird überwiegend aus fossilen Energieträgern befriedet, was zunehmend zu Lasten der Erdöl- und Erdgasressourcen geht. Dass fossile Energien nicht unbegrenzt verfügbar sind und ein verantwortungsvoller Verbrauch auch zur Zukunftssicherung sowie zur Umweltschonung gehört, ist im Bewusstsein der Menschen angekommen.

Der Einsatz von modernen Techniken und Methoden der Erschließung und der Förderung im Onshore- und Offshore-Bereich ermöglichen einerseits eine hohe Ausbeutung der Lagerstätten und andererseits immer wieder Neuentdeckungen von Erdöl- und Erdgas-Lagerstätten. Mit einem maßvollen und verantwortungsvollen Verbrauch der fossilen Energie wird noch für lange Zeit das „schwarze Gold“  und auch das Erdgas  unseren Wohlstand stützen.

So bleibt nur der Wunsch und die Hoffnung, dass der gigantische Verbrauch an Erdöl für den Antrieb von Verbrennungsmotoren oder Generatoren reduziert wird. Dazu müssen alternative Lösungen gefunden werden, damit die Menschheit auch noch in weiteren 150 Jahren  fossile Energie nutzen kann. Wir können ja auch schon auf 150 Jahre Erdölgeschichte zurückblicken.

 

= Globaler Schelfbereich

 

Ölkosten und Ölpreise von der Erdölförderung bis zum Verbraucher

Wir begleiten einen Liter Rohöl auf seinem Weg von der Quelle zum Verbraucher und erleben eine wundersame Wertvermehrung.

Erdöl ist einer der wichtigsten Brennstoffe und ein unentbehrlicher Rohstoff der chemischen Industrie. Für unsere Wirtschaft, Industrie oder für uns Konsumenten ist dieser Rohstoff unverzichtbar, denn er ist die Grundlage unserer Zivilisation, der Industrialisierung und unseres Wohlstandes.

Erdölförderung:

Zur Zeit ist der Kostenaufwand in den arabischen Staaten,  um ein Barrel Öl zu fördern, bei ca. 1 Dollar. In der Nordsee ist der Aufwand ein Vielfaches und in Österreich sind die Kosten z. T. bei ca. 11 Dollar.
Ein Barrel (Fass) sind 159 Liter.

Damit kostet ein Liter arabischen Erdöl
und das österreichische Erdöl
  ca. 5,0 Cent

Wir wollen den Weg des arabischen Erdöls begleiten. Zu den Förderkosten kommen Aufwendungen für die Beseitigung der im Rohöl enthaltenen Verunreinigungen, wie Wasser, Sand, Erdgas, usw. und der Transport nach Rotterdamm.
Diese Kosten betragen für einen Liter Öl

Wird für den Öltransport der Suez-Kanal benutzt, dann sind je Liter Öl nochmals Kosten fällig
Hafengebühr in Rotterdamm je Liter

Gesamtkosten je Liter

Je nach Marktsituation wird das Rohöl in Rotterdamm gehandelt für
 

D.h., der Mehrwert oder der Gewinn bis zum Kauf des Rohöls beträgt
So wird der unermessliche Reichtum eines arabischen Förderlandes verständlich, wenn beispielsweise wie Saudi Arabien eine Förderquote von 9 Mill. Barrel pro Tag hat und daraus Einnahmen von ca. 700 Mill. Euro pro Tag generiert.

Herstellung der Verbraucherprodukte:


Von Rotterdamm gelangt das Rohöl zu den Raffinerien, wo für den Verbraucher die Produkte wie Benzin, Diesel, Heizöl, Kerosin usw. hergestellt werden. Aufwendungen für den Transport zur Raffinerie, den Raffineriebetrieb, die Lagerung, die Verteilung an den Verbraucher / Tankstellen belasten einen Liter Benzin oder Diesel durchschnittlich mit
Für Investitionen, Betrieb und Personal des Tankstellenbetriebes wird der Liter Benzin/Diesel durch-schnittlich mit 5-10 Cent belastet.

Die steuerliche Abschöpfung durch den Staat
 
ist für den getankten Kraftstoff nicht unerheblich, nein, es ist der größte Anteil vom Preis eines Liters. Als Beispiel ist an dieser Stelle das Benzin genannt. Für Energiesteuer und Mehrwertsteuer werden je Liter abgeführt.

So sind vom Endverbraucher für einen Liter Benzin zu zahlen

In der Gesamtbetrachtung ergibt sich, bezogen auf den Endpreis, eine Zuordnung des Benzinpreises von
                                1 %
               für Produzenten-Kosten
                              32 %
               für Produzentengewinn
                                8 %
               für Verarbeitung und Vertrieb (Kosten und Gewinn)
                              59 %
              
 für Steuer an den Staat

Damit werden in der Prozesskette weniger als 10 % für Kosten aufgewendet und mehr als 90 % als Gewinn und Steuer abgeschöpft.

ca.  0,5 Euro-Cent





ca. 0,5 Euro-Cent

ca. 0,5 Euro-Cent
ca. 0,1 Euro-Cent

ca. 1,6 Euro-Cent

ca. 50,0 Euro-Cent

ca. 48,4 Euro-Cent









ca. 5,0 Euro-Cent

ca. 7,0 Euro-Cent



ca. 89,0 Euro-Cent

ca. 1,51 Euro

Persönliche Bemerkung:
Manchmal wird von Experten oder Politikern geäußert, dass das Rohöl immer knapper und damit auch immer teurer wird und bald nicht mehr bezahlbar ist. Dann sollte aber auch gesagt werden, dass der hohe Preis durch Gewinn und Steuern definiert wird und nicht von den Kosten
, die für die
Exploration und Förderung des Erdöls bis zum Verbraucher entstehen. Für die Herstellung / Erzeugung des Erdöls gab es keine Herstellungskosten; diese Leistung hatte die Natur erbracht.

 

 

 


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