Deepwater Horizon - Konsequenzen für die Ölförderung

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Deepwater Horizon - Konsequenzen für die Ölförderung

Geschrieben von: Florian Riebel

Montag, 24. Mai 2010 um 12:08 Uhr

Das Desaster der Deepwater Horizon im Golf von Mexiko stellt die Erdölindustrie vor niegekannte Herausforderungen. Die Quellen werden immer schwieriger zu erschließen, liegen immer tiefer und weiter vor den Küsten. Die Technik geht konsequent bis an die Grenzen der Physik, Unfälle werden wahrscheinlicher. Der Artikel fasst die Ursachen des Unglücks zusammen, gibt einen Überblick über die Situation der Tiefseebohrungen und zeigt die Gründe auf, die ein beschleunigtes Ende des Erdölzeitalters herbeiführen.

Sie gruben und wühlten immer weiter in den Minen von Moria und höhlten die Berge jahrhundertelang aus. Ihre Gier trieb die bergmännischen Zwerge immer tiefer unter das Nebelgebirge, bis sie in den tiefsten Tiefen auf einen Balrog, einen der Dämonen aus der Alten Welt stießen, der vor langer Zeit dorthin verbannt worden war. Der Balrog ist ein Herr der Trolle und Orks, die sich fortan dort festsetzten konnten und die Zwergenzivilisation in dieser Gegend mitsamt ihrer schillernden Hauptstadt Khazad-dûm auslöschten. Tolkins Herr der Ringe ist natürlich ein Fantasy-Roman, wer aber genau liest und deutet, der findet an zahllosen Stellen eine handfeste Kritik an der Industriezivilisation. Vielleicht gruben die Zwerge ja deshalb immer tiefer in den Berg, weil sich die Minen langsam erschöpften, die einfachen, hochergiebigen Erze verbraucht waren und nun die unzugänglichen, schwer zu erschließenden Vorkommen geplündert werden mussten. Vielleicht wussten die Minenleiter um die Gefahren, die sich tief unter der Erde verbargen, vielleicht gab es Diskussionen beim großen Zwergenrat, ob es verantwortlich sei, diese Vorkommen zu erschließen. Schlussendlich aber hing der Reichtum ihrer stolzen Stadt und ihre Zukunft von den Einnahmen aus den Minen von Moria ab und alle Gefahren wurden in den Wind geschlagen.

Am 22. April diesen Jahres versank vor dem Golf von Mexiko die Bohrinsel „Deepwater Horizon“ und seither treibt ein Balrog durch den Golf von Mexiko in Form einer gigantischen Ölpest, deren Ausmaße noch lange nicht beziffert werden können. Schätzungen über die Menge an ausgetretenem Öl schwanken zwischen 5 000 bpd (Fass pro Tag, ein Fass = 159 l), die BP angegeben hat und bis zu 95 000 bpd, die von unabhängigen Wissenschaftlern angegeben werden (EB, 18.5.2010). Die von BP angegebene Menge dürfte aber weit unter den tatsächlichen Austrittsmengen liegen, die Diskrepanz zwischen den Angaben des Konzerns und der Wissenschaft sind zu offensichtlich. Als wahrscheinlich gilt, dass das Ereignis die bislang zweitgrößte Ölpest in der Geschichte der maritimen Erdölförderung, den Unfall der Ixtoc I von 1979 übertrifft und vielleicht sogar die größte Ölpest aller Zeiten im persischen Golf in den Schatten stellt, bei der über zehn Millionen Fass Öl ins Meer ausliefen.

Die Deepwater Horizon war nicht irgendeine Ölbohrplattform, sondern sollte eine neue Klasse nichtkonventionellen Erdöls fördern, sogenanntes Ultratiefseeöl. Die Plattform hielt 2001 den Weltrekord des tiefsten Bohrloches und konnte in Wassertiefen von über 3 000 m eingesetzt werden (Transocean). Tiefseebohrungen, wie sie im Golf von Mexiko, vor der Küste Brasiliens oder Nigerias ausgeführt werden, fördern unter extrem schwierigen Bedingungen nichtkonventionelles Erdöl. Die Plattformen, mit denen Tiefseeöl gefördert wird, zählen mit zu den größten beweglichen Objekten, die der Mensch je gebaut hat. Die Leitungen müssen gewärmt werden und dem Erdöl müssen Chemikalien zugesetzt werden, damit es flüssig wird. Im Gegensatz zu konventionellem Erdöl, für dessen Förderung ein einfaches Bohrgestänge benötigt wird, müssen bei der nichtkonventionellen Förderung mit allerhand Technologie extreme Druckverhältnisse beherrscht werden. Diese entstehen durch das Ungleichgewicht der Wasser- und Gesteinsmassen, die über dem ölführenden Gestein liegen einerseits, und des Erdöl andererseits. So wirken in einigen tausend Metern Tiefe mehrere Dutzend Tonnen auf das offene Ende des Bohrloches. Ohne entsprechende Gegenmaßnahmen kann Erdöl durch diesen Druck durch das Förderrohr nach oben gedrückt werden und einen Ausbruch verursachen, einer hohen Ölfontäne mit entsprechenden Schäden an der Bohrtechnik. Gefährlicher wird es, wenn über der erdölführenden Gesteinsschicht Erdgasblasen lagern und dies unvorhergesehen durch die Bohrung nach oben getrieben wird und explodiert (TOD, 2.5.2010). Die Untersuchungen gehen weiter, aber vermutlich führten genau solche Gasblasen, die sich entzündeten, zu einer Explosion am Bohrlochrand in einer Tiefe von rund 1 500 m (TOD, 28.4.2010).

BP hatte einen Tag vor dem Unfall das Bohrloch mit einem Zementstöpsel versehen, ein abschließender Test jedoch gab Hinweise darauf, dass dieser Stöpsel nicht dicht sei und sich zudem Erdgas dem Öl beigemischt hatte. Der Konzern hatte zuvor das Risiko, unterhalb des Meeresbodens auf Erdgas zu stoßen, als „moderat“, „niedrig“ oder „vernachlässigbar“ eingestuft, außerdem sei ein prinzipielles Sicherheitsventil, der Bohrlochschieber zum Zurückhalten von Gasblasen, aus Kostengründen nicht ausreichend dimensioniert worden (Spiegel, Chronologie). Die Betreiberkosten einer solchen Ölplattform belaufen sich auf eine Million Dollar pro Tag, dieser enorme Kostendruck treibt die Verantwortlichen dazu, gefundene Lagerstätten so schnell als irgend möglich auszubeuten und dann umgehend weiterzuziehen (FCN, 19.5.2010). Die Deepwater Horizon sollte nach Verschließen des Bohrloches ein anderes Projekt übernehmen, eine erneute Sicherung und richtige Versiegelung des lecken Bohrloches hätte mehrere Tage Aufschub produziert und sofort Millionenkosten verursacht.

Abbildung 1: Ölförderung aufgegliedert nach Sorten. (Quelle: ASPO Infobrief Nr. 100)

Nichtkonventionelles Tiefseeöl stellt eine wichtige Stütze für zukünftige Erdölförderung dar. Wie die Abbildung 1 zeigt, kann diese Ölsorte in den nächsten zwanzig Jahren bis zu zehn Prozent der weltweiten Förderung ausmachen. Die wichtigsten Lagerstätten sind der Golf von Mexiko, Brasilien, Angola und Nigeria (TOD, 7.10.2005). Viele der größeren Erdölfunde des letzten Jahrzehnts waren Tiefseelagerstätten, allein im paläogenen Gestein des Golfs von Mexiko werden zwischen drei und 15 Gb förderbares Öl vermutet (HBJ, 31.8.2006), die bekannt gewordene Probebohrung Jack #2 lieferte 6 000 mbpd (Rigzone, 5.9.2006). Die Förderung von Tiefseeöl ist dort inzwischen größer als jene aus konventionellem Öl flacher Küstenregionen, vgl. Abb. 2. Die Tupi Lagerstätte vor der Küste Brasiliens soll 8 Gb hochwertiges Erdöl beinhalten und gilt als die größte Einzelentdeckung der westlichen Hemisphäre in den letzten 30 Jahren (Wikipedia, 13.5.2010). Erst in diesen Tagen hat die brasilianische staatliche Ölgesellschaft einen weiteren Fund von 4,5 Gb vermeldet und schätzt die Vorkommen der gesamten Region auf 50 Gb (AN, 13.5.2010). In Nigeria werden etwa 6 Gb vor der Küste vermutet, mit einer erwarteten Förderung von etwa 1,8 mbpd im Jahr 2015 (ASPO, Infobrief Nr. 92).

Abbildung 2: Fördermengen im Golf von Mexiko (Quelle: TOD)

Abbildung 3: Tiefseebohrungen im Golf von Mexiko (Quelle: MMS)

Wie verzweifelt die Lage im Golf von Mexiko ist zeigt auf eindrucksvolle Weise Abb. 3. Während das einfache Öl in den flacheren Küstenregionen allmählich versiegt (die dortigen Fördereinrichtungen sind so vielzählig, dass sie eine einzige graue Region bilden), ziehen die großen Ölkonzerne immer weiter aufs offene Meer hinaus und bohren in immer größeren Tiefen. Im selben Takt, in dem Anforderungen an die Technik und die Logistik immer neue Rekorde brechen, explodieren die Kosten. Dass diese Form der Erdölförderung überhaupt die derzeitigen Dimensionen annehmen konnte, verdanken die Konzerne den hohen Ölpreisen der letzten Jahre und in der Golfregion insbesondere den zurückhaltenden, wenn nicht gänzlich ausbleibenden Regulierungen der Regierung - die Region gehört mit zu den Hauptstützen der US-amerikanischen Erdölversorgung und kein Politiker riskiert dort Streit mit den Förderkonzernen. Diese Haltung dürfte sich jedoch nun ändern, nicht nur im Golf von Mexiko, sondern auch anderswo. Schon gibt es ein Moratorium für neue Bohrtätigkeiten in der Region, bis der Unfall aufgeklärt ist (upstreamonline, 30.4.2010). Auch in Kanada und Alaska, wo größere Bohrungen vorgesehen sind, werden nun höhere Sicherheitsstandards gefordert (Canoë info, 14.5.2010). Diese Reaktionen werden sich unweigerlich auch auf die zukünftige Erdölförderung aus der Tiefsee auswirken und damit unter Umständen auf die gesamte Rückgangskurve der weltweiten Erdölförderung. Die Politik bekommt plötzlich die divergierenden Interessen der Erdölindustrie und der Fischerei und des Tourismus nicht mehr unter einen Hut, da bei den zunehmend extremen Projekten die Sicherheit zu den derzeit niedrigen Kosten nicht mehr gewährleistet ist.

Zu diesen politischen Unwägbarkeiten kommt jedoch noch eine weitere, unter Umständen viel bedrohlichere, technische Hürde für die noch relativ junge Tiefseebohrung hinzu. Alle Angaben über die Größe der gemachten Funde gelten nämlich nur vorläufig, es sind Schätzungen aufgrund von Rechnermodellen. Die Herausforderungen allerdings übersteigen, wie schon geschrieben, alles dagewesene. Die neuen Felder im Golf von Mexiko, wie in Abb. 3 gezeigt liegen alle mindestens zwei Kilometer unter Wasser liegen (mit einem Druck am Meeresgrund von 2 000 to/m2). Bei einer Bohrung wie Jack #2 verbleiben dann nochmals etwa sechs Kilometer Felsgestein, das es zu durchdringen gilt, insgesamt wurden bei der Probebohrung Jack nicht weniger als ein halbes Dutzend technische Weltrekorde gebrochen (Rigzone, 5.9.2006). Das Tupi-Feld liegt unter 2 140 m Wasser und 2 000 m Gestein. Die Investitionen belaufen sich auf Milliarden und trotz aller modernen seismischen Verfahren und rechnergestützen Modellen scheinen die modernen Vorhersagemethoden über vorhandene Reserven und Fördermengen nur sehr grobe Angaben zu machen. BP, der Betreiberkonzern der harvarierten Deepwater Horizon, erlebt zur Zeit ein Desaster mit einem anderen Tiefseefeld im Golf von Mexiko. Das Thunderhorse-Feld sollte insgesamt 2 Gb Erdöl beinhalten und die Ausrüstung wurde auf eine Fördermenge von 250 kbpd ausgelegt, die etwa elf Jahre aufrecht erhalten werden sollten (TOD, 30.4.2010). Abb. 2 zeigt den tatsächlichen Verlauf des Thunderhorse-Komplexes und es ist sofort ersichtlich, dass dort niemals die angepeilte Menge gefördert wurde und schlimmer, dass nach Erreichen des Fördermaximums nach nur einem Jahr ein Produktionsabfall von 25 % zu verzeichnen ist, der seit nunmehr einem Jahr ungemindert anhält. Wenn sich solche Entwicklungen auch bei anderen dieser Extremfunde einstellen sollten, müssen die verkündeten Tiefseereserven der letzten zehn, fünfzehn Jahre drastisch nach unten korrigiert werden.

Abbildung 4:Förderverlauf des Thunderhorse-Komplexes (Quelle: TOD)

Abbildung 5: Der Verlauf der Netto-Energie bei abnehmendem Erntefaktor

Der Erntefaktor der weltweiten Erdölförderung liegt ohnehin schon nahe der Grenze, die für unsere Industriezivilisation noch erträglich ist und nimmt unweigerlich weiter ab. Bei einem Ausfall der Tiefseeförderung würde dieser Trend natürlich weiter beschleunigt. Das Ende der fossilen Industriezivilisation rückt in Angesicht dieser Wirklichkeiten weiter aus der Zukunft in Richtung Gegenwart. Das Unglück der Deepwater Horizon könnte nach ersten Schätzungen mehrere Milliarden Dollar kosten (NZZ, 3.5.2010) und BP, immerhin eines der größten Unternehmen der Welt, unter Umständen vor existentielle Probleme stellen (Spiegel, 23.5.2010). Das Ende der Erdölära ist mit der Harvarie der Deepwater Horizon ein kleines Stück näher gerückt. Die Erdölindustrie, einst Taktgeber und mächtiges gesellschaftliches Fundament der letzten 150 Jahre, wird zum Gejagten, ähnlich den Banken verlieren die Bosse des schwarzen Goldes ihren Einfluss und Glaubwürdigkeit. Es bleibt zu hoffen, dass bis zum finalen Schlussakt Unglücke wie dieses selten bleiben, gänzlich verhindern kann man sie nicht.