Erdoel Lexikon

Zukuenftige Erdoelfoerderung

 

Ehe aus einer oelquelle gefoerdert werden kann, muss sie entdeckt werden. Je nach Groeße einer oelquelle dauert es unter Umstaenden Jahrzehnte, bis die Foerderraten sinken, im Schnitt sind es jedoch in etwa 40 Jahre. Um den bestaendig steigenden Erdoelbedarf zu befriedigen muss demnach entsprechend mehr oel entdeckt werden. Abb.6 zeigt die oelfunde von 1930 bis 2050, wobei die weißen Balken Schaetzungen sind. Mit eingefuegt ist die jaehrliche Foerderung. Man erkennt die großen oelfunde Ende der 1940er Jahre im persischen Golf und die großen Funde Anfang der 1980er Jahre in der Nordsee. Das meiste oel wurde allerdings in den sechziger Jahren gefunden. Seitdem nehmen die Funde, von einigen Ausnahmen abgesehen, bestaendig ab, seit 2003 liegen sie sogar kontinuierlich unter den prognostizierten Werten. Große oelfelder sind generell leichter zu entdecken als kleine und so kommt hinzu, dass die noch neu entdeckten oelfelder tendenziell kleiner werden und schwieriger auszubeuten sind als die Entdeckungen vergangener Zeiten. Daraus folgt, dass sich die kontinuierlich zunehmende Produktion mehr und mehr aus alten oelfeldern speist. Seit Anfang der 1980er Jahre wird mehr oel produziert als neues gefunden und die Luecke oeffnet sich bestaendig.

Im Investitionsverhalten der großen oelfirmen spiegelt sich dieser Trend wider. Auffaellig ist die an einigen Stellen zu beobachtende Zurueckhaltung beim Neubau von Pipelines und Raffinerien. Wenn sich dort große, langfristige Investitionen nicht mehr lohnen, werden sie nicht mehr getaetigt. Stattdessen wird mit dem vorhandenen Material unter Volllast produziert. Weitere Reaktionen sind zudem der nicht stattfindende Neubau von oeltankern, marode Foerderanlagen in Russland und am Kaspischen Meer, der schleppende Aufbau der irakischen oelproduktion oder die voll ausgelasteten, ueberalterten Elektrizitaetswerke und Raffinerien in den USA, wo 2006 nur noch etwa die Haelfte des oels von 1971 produziert wurde. Mangels auszubeutender oelvorkommen wurden viele oelfirmen zudem ueberfluessig, was zu einer Fusionswelle fuehrte:

* Dezember 1998: BP und Amoco fusionieren;
* April 1999: BP-Amoco und Arco einigen sich auf einen Zusammenschluss;
* Dezember 1999: Exxon und Mobil fusionieren;
* Oktober 2000: Chevron und Texaco einigen sich auf einen Zusammenschluss;
* November 2001: Phillips und Conoco einigen sich auf einen Zusammenschluss;
* September 2002: Shell uebernimmt Penzoil-Quaker State;
* Februar 2003: Frontier Oil und Holly einigen sich auf einen Zusammenschluss;
* Maerz 2004: Marathon uebernimmt 40 % von Ashland;
* April 2004: Westport Resources uebernimmt Kerr-McGee;
* Juli 2004: Analysten schlagen eine Fusion von BP und Shell vor;
* April 2005: Chevron-Texaco und Unocal fusionieren;
* Juni 2005: Royal Dutch und Shell fusionieren;
* Juli 2005: China versucht Unocal zu uebernehmen;
* Juni 2006: Andarko schlaegt vor, Kerr McGee zu kaufen.

Im Gegenzug bietet der steigende oelpreis jedoch auch Moeglichkeiten, bisher nicht intensiv untersuchte Gebiete (z. B. Sibirien) exploratorisch anzugehen und unkonventionelle Lagerstaetten auszubeuten. Dazu gehoeren oelsande, hier vor allem die großen Vorkommen in Alberta in Kanada, oelschiefer, Tiefseebohrungen, Sibirien- oder Alaska-Exploration, Bitumen etc. Im Gegensatz zu konventionellem oel jedoch ist die Energiebilanz dieser Lagerstaetten weitaus geringer, teilweise sogar negativ, da hier die Foerderung und Raffinierung in einigen Faellen mehr Energie verbrauchen wuerde, als das gefoerderte Erdoel enthaelt. Zudem haben die meisten dieser unkonventionellen oeltypen einen etwas (<0,5 %) hoeheren CO2-Ausstoß, da sie teerartiger sind und laengere Kohlenwasserstoffketten enthalten. Auch liegen diese Lagerstaetten zum Teil in oekologisch sensiblen Gebieten.

Des weiteren rentiert sich durch den steigenden oelpreis die Erforschung neuer Foerdertechniken. So sieht beispielsweise BP-Chef Lord Browne durch ausgefeiltere Foerdermethoden moegliche Ausbeutungen von bis zu 60 % (2006: ~40 %) [21]. Andere sehen die zukuenftige Technologieentwicklung skeptischer. Da durch bessere Foerdertechniken die Ausbeute schon waehrend der vergangenen 85 Jahre (Stand 2005) verdoppelt wurde, sehen sie kaum noch Spielraum fuer zukuenftige Steigerungen. Insgesamt scheint es sehr zweifelhaft, ob technische Neuerungen die gallopierende Nachfrage langfristig befriedigen koennen. Hinzu kommt, dass eine uebertriebene, von den Industrienationen oft geforderte Steigerung der Foerdermenge letztendlich schaedlich ist, da hohe Extraktionsraten ein oelfeld irreversibel beschaedigen oder dazu fuehren koennen, dass ein gesteigerter Prozentsatz an schlecht oder gar nicht foerderbarem oel im Feld zurueckbleibt. Bei kleineren oelfeldern in Syrien wurde dieser Effekt bereits beobachtet. Dies koennte bestehende und einkalkulierte Prognosen ueber oelreserven nachtraeglich negativ beeinflussen. Ein solcher Umstand bei einem großen Feld wie beispielsweise Ghawar (Saudi-Arabien) wuerde vermutlich Panikreaktionen hervorrufen. Dort wurden wegen der nachlassenden Ergiebigkeit bereits sog. „Flaschenbuerstenbohrungen“ mit Wasserinjektionen durchgefuehrt (Stand 2005).