Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V.

ERDGAS – ERDÖLENTSTEHUNG • SUCHE • FÖRDERUNG

3

Erdgas und Erdöl aus deutschen Quellen 4

Überwindung ungünstiger geologischer Verhältnisse 4

Reichweite der Öl- und Gasreserven 5

Entstehung von Kohlenwasserstoffen und Bildung von Lagerstätten 7

Suche mit geophysikalischen Verfahren 10

Bohrtechnik 12

Das Rotary-Verfahren 12

Horizontalbohren 13

Bohrkosten 13

Erdgasgewinnung 15

Förderung 15

Aufbereitung 16

Speicherung 17

Offshore-Förderung in der Nordsee 19

Erdölgewinnung 20

Förderung 20

Aufbereitung 22

Historischer Überblick 23

Mitgliedsfirmen des WEG – Wirtschaftsverbandes Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V. 25

Publikationen 26

INHALT

4

... leisten als Energieträger „vorunserer Haustür“ einen wertvollenBeitrag zur Sicherung der deut-schen Energieversorgung. Deutsch-land verfügt über viele Erdgas-und Erdöllagerstätten – zum weitüberwiegenden Teil in Norddeutsch-land. Daneben gibt es Lagerstät-ten im Alpenvorland, im Oberrhein-tal und im Thüringer Becken.

In Deutschland werden jährlichrund 20 Mrd. m³ Erdgas aus in-ländischen Quellen gefördert.Dies entspricht gut einem Fünfteldes deutschen Erdgasbedarfs. AnErdöl werden in Deutschlandjährlich rund 3 Mio. t gewonnen,eine Menge, mit der die inländi-sche Mineralölnachfrage zu rund2 % gedeckt werden kann.

Die Förderung von Erdgas undErdöl im Inland entlastet auch dieLeistungsbilanz der Bundesrepu-blik Deutschland. Jeder Kubikme-ter Erdgas und jede Tonne Erdöl,die im Inland gefördert werden,brauchen nicht importiert zu wer-den. Die Unternehmen der För-derindustrie sind als Arbeitgeber,Steuerzahler und Auftraggeberein wichtiger Wirtschaftsfaktor,insbesondere in strukturschwa-chen ländlichen Gebieten.

Überwindung ungünstiger

geologischer Verhältnisse

Bei der Aufsuchung und Förderungvon Erdgas und Erdöl im Inlandwirken sich vielfach ungünstigegeologische Verhältnisse, vor al-lem die große Tiefe der Lager-stätten, erschwerend aus. Die Spei-chergesteine, in denen das Erdölvorwiegend auftritt, gehören derJura- und Kreidezeit des Erdmittel-alters an. Sie sind 100 bis 200Mio. Jahre alt und liegen meist inTiefen (in der Fachsprache: „Teu-fen“) von 1.000 bis 2.500 m.

ERDGAS UND ERDÖL

AUS DEUTSCHEN QUELLEN...

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Erdgas- und Erdölfelder in Deutschland

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5

Die Erdgaslagerstätten liegen haupt-sächlich in den Formationen desZechsteins und des Rotliegenden,die etwa 250 bis 300 Mio. Jahrealt sind und überwiegend Tiefen von3.000 bis 5.000 m erreichen.

Wegen der großen Anzahl an Lager-stättentypen und der Verschieden-artigkeit der Speichergesteine tre-ten erhebliche Unterschiede in derZusammensetzung und Qualität desErdgases und Erdöls auf. Beim Erd-gas schwankt vor allem der Gehaltan unerwünschten Begleitstoffen wieStickstoff, Schwefelwasserstoff und

Kohlendioxid; beim Erdöl spielt u. a.die unterschiedliche Fließfähig-keit, die Viskosität, eine Rolle.

Wie lange reichen die

Öl- und Gasreserven?

Die bekannten inländischen Erd-gas- und Erdölreserven weisenschon seit vielen Jahren eine„Reichweite“ von etwa 15 bis 20Jahren auf. Das heißt, bei Auf-rechterhaltung der Produktion in

der gegenwärtigen Höhe undunter der Annahme, dass keineneuen Vorkommen mehr gefun-den würden, wären sie rechne-risch am Ende dieses Zeitraumserschöpft.

Förderung nach Bundesländern

Erdgas

Erdöl

Niedersachsen

Sachsen-Anhalt

Sonstige Bundesländer

Niedersachsen

Schleswig-Holstein

Sonstige Bundesländer

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Tiefpumpenantrieb bei der Erdölförderung

In der Vergangenheit ist es abermeist gelungen, die Entnahmeaus den Lagerstätten aufgrundder laufenden Förderung durchNeufunde und Neubewertungender Lagerstätten auszugleichen.Technischer Fortschritt führt dazu,dass heute Lagerstätten besserals in zurückliegenden Jahrengenutzt werden können. Auchdadurch steigen die wirtschaftlichnutzbaren Reserven.

Damit inländisches Erdgas undErdöl noch über einen längerenZeitraum zur Verfügung stehen,muss nach weiteren Vorkommengesucht werden. Die geologi-schen Chancen für neue Fundestehen vor allem beim Erdgas

günstig. Nach Einschätzung derExperten kann zumindest nocheinmal das gleiche Reservenvo-lumen wie das heute bekannteentdeckt werden. Auch beim Erd-öl bieten sich noch Chancen. Esbestehen also gute Vorausset-zungen, dass Erdgas und Erdölaus einheimischen Feldern nochauf lange Sicht einen Beitrag zurSicherung der deutschen Energie-versorgung leisten können.

6

Entwicklung der Reichweite der Erdgasreserven

25Jahre

20

15

10

5

0

ab 1991 einschl. neue Bundesländer19

7819

7919

8019

8119

8219

8319

8419

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8719

8819

8919

9019

9119

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Blick in einen Bohrturm

7

ENTSTEHUNG VON KOHLEN-

WASSERSTOFFEN UND

BILDUNG VON LAGERSTÄTTEN

Ausgangsmaterial für die Bildungvon Erdgas und Erdöl sind dieReste der organischen Substanzvon Lebewesen, meist Pflanzen,die im Laufe der Erdgeschichteim Wasser oder auf dem Landegelebt haben. Der weitaus größ-te Teil dieser organischen Sub-stanz wurde durch Verwesungs-vorgänge abgebaut und in Koh-lendioxid und Wasser umgewan-delt. Gelegentlich führten die Um-weltbedingungen jedoch dazu,dass organische Reste weitgehendvom Luftzutritt abgesperrt warenund nicht verwesen konnten. Sieblieben in der sauerstoffarmenUmgebung erhalten und wurdenzusammen mit Gesteinsmaterialabgelagert. Gesteine, die aus-reichende Mengen an solchemorganischen Kohlenstoff enthalten,sind die „Muttergesteine“ für dieEntstehung von Erdgas und Erdöl.

Erdgas aus höheren

Landpflanzen

Für die Entstehung von Erdgas bil-den meist höhere Landpflanzendas Ausgangsmaterial. Besondersin flachen Küstenregionen derfeuchten Tropen und Subtropenmit ihrer üppigen Vegetation kames zur Anhäufung großer Mengenvon organischem Material. InSümpfen war der Zutritt vonLuftsauerstoff behindert, das Ma-

terial verweste nicht, es bildetesich Torf. Durch einen geringenAnstieg desMee r e s s p i e -gels im Laufeder Jahrtausen-de konnten der-artige Küsten-n i ede rungenvom Meer über-flutet werden.Darauf wur-den dann San-de und Tonea b g e l a g e r t .Ande re r se i t srückten bei ei-nem Absinkendes Meeres-spiegels, ge-nauso wie beider Auffüllungdes flachenKüstengewäs-sers mit Sedi-ment, die Land-pflanzen aufdem getrock-neten Gebiet

wieder vor. Auf diese Weise bil-dete sich durch mehrfache Ände-rung des Meeresspiegels eineAbfolge von sandigen und toni-gen Schichten mit teilweisemächtigen eingelagerten Torf-lagen. Durch Überlagerung mitgeologisch immer jüngeren Schich-ten wurden die Torfschichtenzunächst in Braunkohle und dannin Steinkohle, das Erdgas-Mut-tergestein, umgewandelt. Diese

MMuutttteerrggeesstteeiinn

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SStteeiinnkkoohhllee..

8

Umwandlung, die „Inkohlung“,war die Voraussetzung für dieBildung des Erdgases. In großenTeilen Mittel- und Nordeuropasund in Nordamerika kam es imspäten Erdaltertum, besonders imOberkarbon (vor 290 bis 315Mio. Jahren), zu derartigen Ent-wicklungen. Diese Gebiete lagendamals nahe am Äquator, also imtropischen Bereich. Im Lauf derErdgeschichte drifteten Mittel- undNordeuropa und Nordamerikamehrere tausend Kilometer nachNorden.

Erdöl aus Kleinstlebewesen

Beim Erdöl bilden große Mengenan Kleinstlebewesen, vor allem Al-gen, das Ausgangsmaterial. Sielebten überwiegend freischwe-

bend als Planktonim Meerwasser.Nach ihrem Ab-sterben sankendiese Organis-men zu Bodenund verwesten,wenn durch Mee-ress t r ömungengenügend Sauer-stoff herange-führt wurde. Woaber die Strömun-gen tiefere Was-serschichten undden Meeresbo-den nicht erreich-ten, fehlte derzur Verwesungerforderliche Sau-erstoff. Die orga-nische Substanzblieb dann er-halten und bilde-te zusammen mitden feinsten Re-sten der Gesteins-verwitterung, die

von Flüssen ins Meer transportiertwurden, einen Faulschlamm. ImLaufe der Zeit ging dieser unter

der Last des weiteren darüber ab-gelagerten Materials in einenschiefrigen Ton und schließlicheinen Tonschiefer über. Der Ge-halt an organischem Materialkann dabei über 20 % erreichen;in den meisten Erdölmutterge-steinen liegt er aber nur bei etwa1 bis 2 %.

Bedingungen, wie sie für die Bil-dung von Erdölmuttergesteinen nö-tig sind, fanden sich vor allem innicht allzu tiefen, von offenen Oze-anen weitgehend abgetrenntenMeeresgebieten. In Mitteleuropaherrschten entsprechende Bedin-gungen vor allem im Erdmittelalter,insbesondere im Unteren oder„Schwarzen“ Jura, vor ca. 190bis 210 Mio. Jahren.

Langsame Entstehungsprozesse

Die Bildung von Erdgas und Erd-öl aus den Muttergesteinen voll-zieht sich unvorstellbar langsamim Laufe von Jahrmillionen. Dabeifinden mehrere komplexe Abläufegleichzeitig und in verschiedenenStufen hintereinander statt. Diewesentlichen Schritte sind stets ei-ne Aufspaltung des organischenMaterials der abgestorbenen Le-bewesen in einfache organisch-chemische Verbindungen (wieMethan, Benzol, etc.) und eineteilweise Wiederanlagerung die-ser Verbindungen untereinanderzu komplexeren Molekülen.

Voraussetzung sind stets höhereTemperaturen. Diese sind danngegeben, wenn das Mutterge-stein durch Überlagerung mitanderem Gesteinsmaterial in grö-ßere Tiefen gelangt und dortdurch die natürliche Wärme ausdem Erdinneren langsam aufge-heizt wird. Man spricht dabeivon der „Reifung“ des Mutter-gesteins. Erdgas bildete sichgrößtenteils bei Temperaturenzwischen 120° und 180° Cetwa 4.000 bis 6.000 m unterder Erdoberfläche. Für die Bil-dung von Erdöl liegt die optimaleTemperatur zwischen 65° und120° C, wie sie in einer Tiefevon 2.000 bis 4.000 m herrscht.

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Entwicklung des Lebens

Quartär

Tertiär

Kreide

Jura

Trias

Perm

Karbon

Devon

Silur

Ordo-vizium

Kambrium

Präkam-brium

9

Zusammensetzung

von Erdgas und Erdöl

Infolge der vielfältigen chemi-schen Vorgänge mit unterschied-lichen Ausgangsmaterialien undunterschiedlichen äußeren Umstän-den sind Erdgas und Erdöl keinechemisch reinen Stoffe, sondernGemische verschiedener Substan-zen. Die verwertbaren Bestandteilesind stets Verbindungen, die ganzoder überwiegend aus Kohlenstoffund Wasserstoff bestehen. Daherwerden Erdgas und Erdöl zusam-menfassend als Kohlenwasser-stoffe bezeichnet.

Erdgas besteht vor allem – imNormalfall zu etwa 90 % – ausMethan (CH4). Neben Bestand-teilen an höheren Kohlenwasser-stoffen wie Äthan, Propan und Bu-tan sind fast immer nicht brennba-re Bestandteile wie Kohlendioxid(CO2) und Stickstoff (N2) vorhan-den. Etwa 40 % der inländischenErdgasreserven enthalten in unter-schiedlich hohen KonzentrationenSchwefelwasserstoff (H2S), der ausdem Erdgas entfernt werden muss,bevor es verbraucht werden kann.

Erdöle sind Gemische aus Koh-lenstoff- und Wasserstoffverbin-dungen, die je nach Anzahl der

in ihnen enthaltenen Kohlenstoff-atome leichtflüssige oder schwer-flüssige bis feste Substanzensind.

Ansammlung in Lagerstätten

Die bei der Entwicklung des Mutter-gesteins entstandenen gasförmi-gen und flüssigen Kohlenwasser-stoffe konnten zum großen Teilnicht im Muttergestein verblei-ben, da dieses durch die Last derdarüber liegenden Schichtenzusammengepresst wurde unddamit einen großen Teil des ur-sprünglichen Porenraumes verlor.Sie stiegen infolgedessen indurchlässigen Schichten durchden Porenraum oder entlang vonKlüften nach oben, da sie leichterwaren als Wasser, das normaler-weise den Porenraum zwischenden Gesteinskörnern füllt.

An manchen Stellen erreichtendie aufsteigenden Kohlenwasser-stoffe die Erdoberfläche. Dannbildeten sich „Ölkuhlen“, so beiWietze in der Nähe von Celleund in Oelheim bei Peine, oder esentstanden „ewige Feuer“, wie z.B. im Iran. Wenn aber Öl undGas auf ihrem Weg nach obenauf eine undurchlässige Gesteins-schicht stießen – wie Salz, Mer-gel oder Ton – und deshalb nichtweiterwandern konnten, sammel-ten sie sich darunter an.

Unter günstigen Umständen tra-fen sie unter der undurchlässigen

Schicht, der Abdeckung, einporöses, speicherfähiges Gesteinan, z. B. einen Sandstein odereinen klüftigen Kalkstein. Lag die-ses Speichergestein überdiesnicht waagerecht, sondern war

es etwa durch Bewegungen derErdkruste verbogen, konnte sichdas nach oben wandernde Erd-gas oder Erdöl an den höchstenStellen der Verformungen imSpeichergestein dauerhaft zueiner Lagerstätte ansammeln.

Eine Ansammlung von Kohlenwas-serstoffen wird jedoch nur dannals Lagerstätte bezeichnet, wennausreichende Mengen vorhan-den sind und die Durchlässigkeitdes Speichergesteins groß genugist, um eine wirtschaftliche Förde-rung zu erlauben. Sehr viel häufi-ger sind Vorkommen von geringenMengen an Kohlenwasserstoffen,bei denen die Bedingung derWirtschaftlichkeit nicht erfüllt ist.

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11 Unter einer Aufwölbung(Antiklinale)

22 In einem Korallenriff33 Unter übergreifenden

Schichten (Diskordanz)44 An einer

Salzstockflanke55 Unter einem

Salzstocküberhang66 An einer gegen-

sinnigen Abschiebung77 Scheitellagerstätte

10

Die Suche nach Erdgas- undErdöllagerstätten ist mit außeror-dentlich hohen Kosten und wirt-schaftlichen Risiken verbunden.Deshalb kommt es darauf an, dieGebiete einzugrenzen, in denengute Erfolgschancen für die Auf-suchung von Lagerstätten beste-hen. Hierzu dienen geowissen-schaftliche Untersuchungen, die derBohrtätigkeit vorausgehen. Dasmit Abstand wichtigste geophysi-kalische Verfahren ist heute dieerst gegen Ende der achtzigerJahre entwickelte 3D-Seismik, diees ermöglicht, den Aufbau desUntergrundes bis in Tiefen von5.000 bis 6.000 m in einer vor-her nicht erreichbaren Genauigkeitdreidimensional zu erkunden.

Seismische Untersuchungen

Das Verfahren beruht wie beimEcho auf dem Prinzip der reflek-tierten Schallwellen. Bei den Mes-sungen werden durch kleine Spren-gungen in flachen Bohrlöchern,

durch Vibratoren entlang von We-gen oder durch Luftpulser im Was-ser künstlich Schwingungen aus-gelöst, die von den verschiede-nen Gesteinsschichten im Unter-grund an die Oberfläche zurück-geworfen werden. Dort werdendie zurückkehrenden Schallwel-len mit ihren gesteinsspezifischenInformationen von hochempfind-lichen Geophonen registriert, inelektrische Impulse umgewandeltund in einer zentralen Messein-richtung digital aufgezeichnet.

Bei der früher ausschließlich undheute nur noch vereinzelt ange-

wendeten 2D-Seismik werden dieSchusspunkte und Geophone ineiner geraden Linie angeordnet.Die Auswertung erbringt ein zwei-dimensionales vertikales Schnitt-bild der Erdschichten nur unter-halb dieser Linie, das oftmalsnicht alle interessierenden geolo-gischen Aspekte erfassen kann.

Zu aussagefähigeren Ergebnis-sen führt dagegen die 3D-Seismik. Hierbei werden mehrereLinien von Schallquellen und Geo-phonen netzförmig angeordnet.Die Messpunkte befinden sich inAbständen von in der Regel 50 m

SUCHE MIT

GEOPHYSIKALISCHEN

VERFAHREN

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„„ggeesseehheenn““ wweerrddeenn..

Schematische Darstellung der 3D-Seismik

11

und werden aus verschiedenen Rich-tungen vielfach beschallt. Dadurchwird eine so hohe Informationsdich-te erreicht, dass sich die Sicher-heit der Vorhersage gegenüber der2D-Seismik praktisch verdoppelt.

Datenverarbeitung im

Rechenzentrum

Mit der Feldvermessung ist erstdie Basisarbeit getan. Danachfolgt im Rechenzentrum eine auf-wändige Datenverarbeitung mitHilfe leistungsfähiger Rechner.Diese haben die Einführung der3D-Seismik überhaupt erst mög-lich gemacht, denn nur sie kön-nen die riesigen Datenmengen ineiner vertretbaren Zeit verarbei-ten. Das Endergebnis der Verar-beitung sind Datensätze, mit de-nen die seismischen Informati-onen ortsgetreu den Untergrund-punkten zugeordnet werden.

Auswertung der Messergebnisse

Die ermittelten Daten stehen fürdie Auswertung ein Team von

Geologen, Geophysikern, Petro-physikern und Lagerstätten-Inge-nieuren zur Verfügung. Interpre-tiert wird heute ausschließlich amBildschirm. Mit einer leistungs-fähigen Software können dieEigenschaften der untersuchtenunterirdischen Horizonte einzelnoder kombiniert zu Karten undProfilen aufbereitet werden.

Auf den Karten des Untergrundeswird der Verlauf der Gesteins-schichten räumlich sichtbar. Da-mit lassen sich die Bereiche er-kennen, in denen gute Vorausset-zungen für eine erfolgreiche Su-che nach Erdgas oder Erdöl be-stehen. Innerhalb eines Bereichskönnen die Fachleute sogar dieZonen umreißen, in denen stärke-re Konzentrationen an Kohlen-wasserstoffen zu erwarten sind.Die entscheidende Frage jedoch,ob im Untergrund tatsächlich einewirtschaftlich verwertbare Ansamm-lung von Erdgas oder Erdöl vorhan-den ist, lässt sich selbst nach dergründlichsten geophysikalischenVorarbeit nicht sicher beantwor-ten. Endgültige Klarheit hierüberkann nur eine Bohrung bringen.

Nähere Angaben über den

Umweltschutz bei seismischen

Untersuchungen enthält das

WEG-Informationsblatt „Seis-

mik – Auf der Suche nach

Erdgas“.

Auswertung von Messungen

Bohrung für seismische Untersuchungen

12

BOHRTECHNIK

Das Rotary-Verfahren

Moderne Tiefbohranlagen arbei-ten heute vorwiegend nach demRotary-Verfahren. Hierbei wirddurch dieselelektrischen Antriebüber den Drehtisch und die darinverankerte Mitnehmerstange dasBohrgestänge mit dem Bohrmei-ßel gedreht. Durch die Drehbe-wegung zertrümmert der Meißeldas Gestein und vertieft dasBohrloch stetig. Bei dieser Arbeitwird der Meißel je nach Härteder durchbohrten Schicht mehroder weniger schnell stumpf undunbrauchbar. Er muss dann aus-gewechselt werden.

Für eine 5.000-m-Bohrung wer-den ca. 30 Meißel benötigt.Zum Wechseln des Meißels wird

das Bohrgestänge nach und nachaus dem Bohrloch gezogen, aus-einandergeschraubt, im Bohrturmabgestellt und anschließend wie-der eingebaut. Ein solcher Vor-gang – „round trip“ genannt – er-fordert bei größeren Tiefen viel Zeit;bei 4.000 m dauert ein Meißel-wechsel 12 bis 14 Stunden.

„Top-Drive“ –

der Antrieb von oben

Immer mehr Bohranlagen werdenheute mit einem sogenanntenTop-Drive-Antrieb – einer Variantedes Rotary-Verfahrens – verse-hen, der gegenüber demDrehtischantrieb be-sondere Vorteile beiRicht- und Horizon-talbohrungen bie-tet. Dieses Verfah-ren wurde ursprüng-lich für Offshore-An-lagen (Bohrplattformenim Wasser) entwickelt,wird aber immer häufigerauch bei Bohrungen an

Land (onshore) einge-setzt. Beim Top-Drive-Verfahren sitzt der An-trieb auf dem Bohrturmund treibt das Bohrge-stänge von oben an.Beim herkömmlichenRotary-Verfahren er-folgt der Antrieb überden Drehtisch. EinTop-Drive-Antrieb hatden Vorteil, dass dieBohrung viel seltenerzum Einbau einer neu-en Bohrstange unter-brochen werden muss.Beim Antrieb über denDrehteller muss nachjedem Bohrfortschrittvon der Länge einerBohrstange der Bohr-vorgang gestoppt wer-den, um eine neue

Bohrstange einzubauen. BeimTop-Drive-Antrieb kann dagegendie Länge von drei Bohrstangen(insgesamt 27 m) ohne Un-terbrechung gebohrtwerden. Dies spart

Zeit und damit Kosten.

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Top-Drive-Antrieb

Bohrmeißel

Untertage-Antrieb

Ein anderes modernes Bohrver-fahren ist das Turbinenbohren. Da-bei sitzt die antreibende Turbineunmittelbar über dem Bohrmeis-sel. Mit Hilfe der Spülflüssigkeitwird die Turbine durch hydrau-lischen Druck angetrieben. Die-ses Verfahren wird vor allem beiAblenkbohrungen eingesetzt, d. h.bei Bohrungen, die in einer vor-bestimmten Tiefe ihre Richtunggezielt verändern sollen. Diesessogenannte Richtbohren wird u. a.angewendet, wenn Lagerstättenunterhalb von Ortschaften oderbesonders zu schützenden Ge-bieten vermutet werden. Es leistetdamit einen wichtigen Beitragzum Schutz der Umwelt.

Horizontalbohren

In zunehmendem Umfang kommtdie Horizontalbohrtechnik zumEinsatz, bei der innerhalb derLagerstätte horizontal gebohrtwird. Sie erlaubt es, ein Feld miteiner geringeren Anzahl von Boh-rungen zu erschließen. In jüngsterZeit sind in Deutschland eine Rei-he von Bohrungen mit der Ho-rizontalbohrtechnik durchgeführtworden, die weltweite Beachtunggefunden haben. Die geologischenVerhältnisse in Deutschland erfor-dern technischen Fortschritt bei denverwendeten Bohrtechniken, diedann auch in anderen Regionen derErde eingesetzt werden können.

Spezielle Bohrtechniken

Neben den beschriebenen, häu-fig angewendeten Bohrtechnikengibt es verschiedene spezielleBohrtechniken, die in Abhängig-keit von den örtlichen und geolo-

gischen Verhältnissen eingesetztwerden. Bei Aufschlussbohrungenwird beispielsweise zunehmenddas „slim hole drilling“ angewendet,bei dem durch Wahl eines klei-neren Bohrlochdurchmessers derZeit- und Materialaufwand für dieBohrung verringert und damit dieBohrkosten gesenkt werden.

Bohrkosten

Für eine heute typische Bohrungvon 5.000 m Tiefe entstehenKosten in Höhe von 7 bis 12Mio. € . Mit zunehmender Tiefesteigen die Bohrkosten überpro-portional an. Das ist besondersgravierend, weil nach der weit-gehenden Erforschung der flache-ren Horizonte in Deutschland im-mer tiefer gebohrt werden muss.

Sicherung des Bohrlochs

Um die Bohrlochwand währenddes Bohrens zu stützen und dasvom Bohrmeißel zerkleinerte Ge-stein zu entfernen, wird eine„Spülung“ – das ist im wesentli-chen eine wässrige Tonlösung –mit hohem Druck durch das Bohr-gestänge bis zum Bohrmeißel ge-pumpt. Sie tritt in den Ringraumzwischen Gestänge und Gebirgeein und steigt dort wieder nachoben. Die Spülflüssigkeit kühltzugleich den Meißel, verhindertunerwünschte Zuflüsse aus denFormationen und schützt wasser-führende Schichten des umgeben-den Gesteins vor Abflüssen ausdem Bohrloch. Um diese Funktio-nen stets erfüllen zu können, mussdie Spülflüssigkeit das richtigespezifische Gewicht und die ge-eignete Zusammensetzung haben.Die Spülung allein reicht jedochnicht aus, um die Bohrlochwanddauerhaft zu stützen. Deshalb wirddas Bohrloch in gewissen Abstän-den gegen Einsturz abgesichert,indem Stahlrohre einzementiertwerden. Mit zunehmender Tiefenimmt der Durchmesser der ein-gezogenen Rohre teleskopartig ab.

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13

Abgelenkte Bohrungen

Geologische Auswertung

Jede Bohrung wird geologischsorgfältig ausgewertet. Das erfor-dert eine Reihe verschiedenerBeobachtungen, Messungen undUntersuchungen. Die mit der Spü-lung ausgetragenen Gesteins-bröckchen und die mit ringförmi-gen Spezialmeißeln erbohrtenGesteinskerne erlauben es demGeologen in Verbindung mit phy-sikalischen Messungen und Labor-analysen, Aufschluss über die durch-bohrte Schichtenfolge, die Gesteins-art sowie Inhalt und Eigenschaf-ten des Gesteins zu gewinnen.

Um beurteilen zu können, obeine Bohrung fündig ist odernicht, sind Informationen überPorosität, Wasser- oder Kohlen-wasserstoff-Sättigung, Permeabi-lität (Durchlässigkeit), Tempera-tur, Druck, Verlauf der Forma-tionen und die mineralogischeZusammensetzung des Gesteinsunerlässlich. Zur Ermittlung dieserDaten dienen Spezialmessgeräte(Sonden), die am Kabel in dasBohrloch eingefahren werdenund die benötigten physikali-schen Parameter messen.

Die durch das Kabel übertrage-nen Daten werden auf einemDiagramm (Log) und gleichzeitig

auf elektronischem Datenträgeraufgezeichnet. Fachleute wertendiese Informationen entwedergleich an der Bohrung oder spä-ter im Rechenzentrum aus undvergleichen sie mit vorhandenenDaten. Erdgas- oder erdölführen-de Formationen lassen sich dannmit großer Wahrscheinlichkeit er-kennen. Die genaue Gliederungder erbohrten Trägerformationenerlaubt eine Bewertung desneuen Fundes. Im längerfristigenDurchschnitt wurde in Deutsch-land nur etwa jede sechsteAufschlussbohrung wirtschaftlichfündig. Dies verdeutlicht daserhebliche Risiko und den hohenKapitalbedarf bei der Suchenach Erdgas und Erdöl.

Feldesentwicklung

Nach der Entdeckung eines Erd-gas- oder Erdölvorkommens wer-den in einer zweiten Phase Er-weiterungsbohrungen niederge-bracht, die weitere Informationenüber die Ausdehnung des Feldesliefern. Mit Hilfe aufwändigerphysikalischer Untersuchungenund Berechnungen lässt sichdann ermitteln, wie hoch die för-derbaren Reserven sind. Hierzuwird zunächst aus der Fläche derLagerstätte und der Mächtigkeitdes Speichergesteins das öl-oder gasführende Gesteinsvolu-men ermittelt. Davon nimmt abernur der Porenraum den Lager-stätteninhalt auf. Von dem insge-samt vorhandenen Porenvolumenmuss das in allen Lagerstättenvorhandene Haftwasser abgezo-gen werden, um den für Kohlen-wasserstoffe verbleibenden Poren-raum zu erhalten. Danach erge-ben sich nur 10 bis 20 % des Ge-steinsvolumens als Gehalt an Erd-gas oder Erdöl, von dem wiede-rum nur ein Teil gewonnen wer-den kann.

Um das in der Lagerstätte enthal-tene Erdgas oder Erdöl mit mög-lichst wenigen Produktionsboh-rungen zu erschließen, müssen vielegeologische, physikalische, tech-nische und wirtschaftliche Fakto-ren berücksichtigt werden. Anzahl,Abstand und Art der Bohrungen ineinem Feld sind ausschlaggebendfür die Kosten der Förderung.

Bohrungen, die nicht auf Erdgasoder Erdöl stoßen, werden verfüllt.Das genutzte Gelände wird wie-der in den gleichen Zustand ge-bracht, den es vor Beginn derBohrarbeiten hatte.

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14

moderne Bohranlage

15

Förderung

Zur Förderung von Erdgas wird indas verrohrte und zementierteBohrloch ein Steigrohr einge-baut, das bis zum tiefsten Punktder Lagerstätte reicht. Damit dasGas aus der Gesteinsschicht, inder sich das Erdgas befindet, indieses Rohr eintreten kann, wirdsein unterstes Teilstück mit Hilfekleiner Sprengsätze zur Lagerstät-te hin geöffnet. Übertage (ober-erdig) ist das Bohrloch mit einemEruptionskreuz verschlossen, indem sich mehrere Absperrvorrich-tungen befinden. Zusätzlich ver-hindert ein untertage (untererdig)

eingebautes Ventil, dass Erdgasunkontrolliert austritt.

Aufgrund des natürlichen Lager-stättendrucks können im allgemei-nen etwa 75 % des Gasinhaltesaus dem Trägergestein gewon-nen werden. Dieser günstige Aus-

beutegrad beruht darauf, dassErdgas aufgrund seines Aggregat-zustandes gute Strömungseigen-schaften besitzt und in den Lager-stätten unter vergleichsweise ho-hem Druck steht.

Mit fortschreitender Förderungund abnehmendem Lagerstätten-druck vermindern sich die Produk-tionsraten, so dass zusätzlicheBohrungen erforderlich werdenkönnen. Reicht der natürlicheDruck für eine Einspeisung in dasHochdrucktransportsystem nichtmehr aus, werden zwischen Son-de und Transportnetz Verdichterzur Druckerhöhung installiert.

Aus tiefliegenden Erdgaslager-stätten, z. B. in den Formationendes Rotliegenden oder Karbon,können bei sehr gering durchläs-sigem Gestein oftmals keine füreine wirtschaftliche Produktionerforderlichen Förderraten erzieltwerden. Eine Verbesserung derFörderrate lässt sich durch diemoderne Horizontalbohrtechnikund unter bestimmten Vorausset-zungen durch Anwendung dessogenannten Frac-Verfahrens er-reichen. Dieses zielt darauf ab,die Durchlässigkeit der Lager-stätte durch die Schaffung vonkünstlichen Fließwegen zu stei-gern. Dabei wird das Gesteindurch Einpressen einer mit Spe-zialsand beladenen Flüssigkeitunter hohem Druck aufgebrochen(daher die Bezeichnung Frac-Verfahren). Ein hydraulischer

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ERDGASGEWINNUNG

Erdgassammelplatz

16

Druck von rund 1.000 bar er-zeugt im Gestein Risse von meh-reren 100 m Länge. Diese wer-den mit einem Stützmittel gefüllt,das aus Spezialsand besteht. Essoll die Risse im Gestein offenhalten und damit über die künst-

lichen Risse dauerhaft bessereFließbedingungen für das Erdgasschaffen. Frac-Verfahren sind inDeutschland schon vielfach er-folgreich angewendet worden.

Söhlingen Z-13 –

technisch richtungsweisende

Produktionsbohrung

Ein Beispiel für eine Produktions-bohrung, bei der sowohl die Ho-rizontalbohrtechnik als auch dasFrac-Verfahren angewendet wor-den sind, ist die im Jahre 1999durchgeführte Bohrung „Söhlin-gen Z-13“. Nachdem bereits1994/ 95 bei der Bohrung Söh-lingen Z-10 die Horizontalbohr-technik mit Frac-Verfahren kombi-niert wurde, ist es mit SöhlingenZ-13 gelungen, fast 5.000 m unterder Erde in einer Horizontalbohr-strecke von über 1 km insgesamtfünf Fracs durchzuführen (siehe Ab-bildung). Die Gesamtbohrstreckebelief sich auf 6.240 m. DasBesondere an dieser hochentwik-kelten Technologie ist, dass eineVielzahl unterschiedlicher techni-scher Verfahren durch ein multi-disziplinäres Team effizient undkostensparend kombiniert wird.Mit Hilfe dieser Hochtechnologieist es möglich, aus einem sehrdichten Gestein Erdgas in großenMengen wirtschaftlich zu fördern.

Aufbereitung

Das aus der Tiefe kommende Erd-gas wird übertage zunächst inTrocknungsanlagen behandelt.Diese scheiden mitgefördertes La-gerstättenwasser, flüssige Koh-lenwasserstoffe und Feststoffe ab.Der noch verbliebene Was ser-dampf wird dem Gas unter Ver-wendung von Glykol entzogen.

Das aus der geologischen For-mation des Zechsteins geförderteschwefelwasserstoffhaltige Erd-gas, das sogenannte Sauergas,erfordert eine spezielle Aufbe-reitung. Dieses Gas wird durch ge-sonderte und wegen der Ge-fährlichkeit des Schwefelwasser-

stoffs zusätzlich gesicherte Rohr-leitungen in zentrale Aufbereitungs-anlagen transportiert, wo ihm inchemisch-physikalischen Wasch-prozessen der Schwefelwasser-stoff entzogen wird. Das Erdgasverlässt die Aufbereitungsanla-gen in verbrauchsfähiger Quali-tät. Der Schwefelwasserstoff wirdin elementaren Schwefel umge-wandelt und dient hauptsächlichder chemischen Industrie alsGrundstoff. Die Schwefelproduk-tion aus der Erdgasgewinnungbeträgt in Deutschland rund 1Million Tonnen pro Jahr.

Erdgas-Horizontalbohrung mit „Multi-Frac“

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17

Versorgung

Das aufbereitete Erdgas wird indas überregionale Transportnetzeingespeist. Dies geschieht zumeistan zentralen Übergabepunkten,an denen die Gase der einzel-nen Felder mit ihren unterschied-lichen Energiedichten (Brennwerten)zu einer einheitlichen Verkaufsqua-lität zusammengemischt werden.

Das aus deutschen Quellen ge-wonnene Erdgas dient der Vers-orgung des heimischen Wärme-marktes. Es wird von den Produ-zenten an Ferngasgesellschaften,örtliche Gasversorgungsunterneh-men, aber auch unmittelbar angrößere Industriebetriebe geliefert.

Die Verbraucher benötigen dasErdgas zu verschiedenen Zeitenin unterschiedlichen Mengen. Sowird im Winter beträchtlich mehrverbraucht als im Sommer. Auchdie einzelne Woche hat einenbestimmten Abnahmerhythmus.Selbst im Verlauf eines Tagesschwankt der Bedarf von Stundezu Stunde in weiten Grenzen. Die-sem fortwährenden Auf und Abmüssen die Erdgasproduzentenund GasversorgungsunternehmenRechnung tragen.

Leitzentralen mit komplizierterElektronik überwachen und steu-ern die Entnahme von Erdgas ausden einzelnen Bohrungen mitihren unterschiedlichen Druckver-hältnissen und Qualitätsmerkma-len und sorgen nach Maßgabedes jeweiligen Bedarfs für dieVerteilung an die Verbraucher.

Bei der Förderung von schwefel-wasserstoffhaltigem Erdgas be-steht keine nennenswerte Flexibi-lität, da aus technischen und wirt-

schaftlichen Gründen eine gleich-mäßige Beschäftigung der Pro-duktions- und Aufbereitungsanla-gen erforderlich ist. Auch die Im-porte müssen aufgrund der beste-henden Lieferverträge großenteilsin relativ konstanten Mengen ab-genommen werden.

Speicherung

Zur Anpassung an saisonaleSchwankungen des Bedarfs, mussdie Förderung aus schwefelwas-serstofffreien Erdgaslagerstätten

flexibel gehandhabt werden. DasAb- und Zuschalten von Abneh-mern mit unterbrechbaren Verträ-gen trägt ebenfalls zur Flexibilität

Speicherung zum Ausgleich von Förderung und Absatz

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AusspeicherungAusspeicherung

Einspeicherung

Förderung

Absatz

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Gastrocknungsanlage

18

bei. Vor allem aber ist der Be-trieb von Speichern erforderlich.Diese dienen dazu, im Sommerdie Differenzmenge zwischendem Gasaufkommen und dem nie-drigeren Absatz aufzunehmenund im Winter, wenn der Bedarfdie Anlieferungen übersteigt, Gasin das Versorgungsnetz abzugeben.

Für die sichere Einlagerung gro-ßer Erdgasmengen eignen sichvorzugsweise natürliche undkünstlich geschaffene unterirdi-sche Speicher. In Deutschlandstehen rund 40 Untertagespei-cher zum Ausgleich zwischenBedarf und Aufkommen zurVerfügung. Ein großer Teil dieserSpeicher befindet sich in ausge-förderten Erdöl- und Erdgas-lagerstätten. Ein Beispiel dafür istder größte Erdgasspeicher West-europas, der in dem ehemaligenFeld „Rehden“ errichtet wurde.

Die größte Rolle spielen die so-genannten Porenspeicher. Beiihnen wird der Porenraum vonporösen Gesteinen – wie z. B. inausgeförderten Erdgaslagerstät-ten – für die Speicherung ge-nutzt. Porenspeicher können – je

nach Größe der geologischenStruktur, den gesteinsphysikali-schen Eigenschaften und derTiefe – zwischen 100 Mio. m³ undmehreren Mrd. m³ Gas fassen. Da-von steht rund die Hälfte der ein-gelagerten Gasmenge für Zwek-ke des Lastausgleichs als soge-nanntes Arbeitsgas zur Verfü-gung. Der Rest, das sog. Kissen-gas, dient als Druckpuffer und zurFernhaltung des Lagerstättenwas-sers von den Speicherbohrungen.Bei Kavernenspeichern wird derSpeicherraum als Hohlraum durch

einen Solprozess in unterirdischenSalzstöcken geschaffen. Dabeipumpt man Süßwasser über eineBohrung in das Salzlager. Das

Süßwasser löst Salz auf und wirdals Sole wieder an die Ober-fläche gepumpt und dann fach-gerecht entsorgt. Bei einer mittle-ren Kaverne beträgt das Fas-sungsvermögen an nutzbaremGas etwa 30 Mio. m³. Dazukommt eine als Druckpuffer erfor-derliche Kissengasmenge von 10bis 30 Mio. m³.

Zu Beginn des Jahres 2000 ver-fügten die in Deutschland beste-henden Untertagegasspeicherüber ein Arbeitsgasvolumen vonüber 16 Mrd. m³. Ein weitererAusbau ist im Gange.

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Leitzentrale

Größter europäischer Erdgasspeicher

19

Offshore-Förderung in der

Nordsee

Seit Herbst des Jahres 2000 wirdaus dem ersten Offshore-Projektim deutschen Wirtschaftsgebietder Nordsee Erdgas gefördert. Ineiner Entfernung von rund 300 km

vor der deutschen Küste ist im so-genannten „Entenschnabel“ (dieBezeichnung beschreibt die Formdes deutschen Wirtschaftsgebie-tes in der Nordsee, siehe Karte)eine Förderplattform errichtetworden, mit der schätzungsweise1,2 Mrd. m³ Erdgas pro Jahr ge-fördert werden.

Die Plattform steht in einer Wasser-tiefe von 48 Metern. Die Deckauf-bauten mit den Prozessanlagenund den Unterkünften wiegen ins-gesamt 2.700 Tonnen. Währendder Förderung sind acht Personenständig auf der Plattform stationiert.

Die Erdgas-Lagerstätte befindetsich in einer Tiefe von 2.600 mund umfasst schätzungsweise13,5 Mrd. m³ Erdgas. Sie ist mitzwei Produktionsbohrungen miteiner Länge von jeweils rund3.800 m erschlossen, wovon je-weils 1.000 m horizontal in die Erd-gaslagerstätte gebohrt wurden.

Nähere Angaben über den

Umweltschutz bei der Förde-

rung enthalten die WEG-

Informationsblätter „Umwelt-

schutz bei der Erdgasförde-

rung“ und „Umweltschutz bei

der Erdölförderung“.

Lagekarte „Entenschnabel“ Bohrarbeiten in der deutschen Nordsee

Bestehende LeitungenBestehende Plattform(Betriebsführer NAM)

Förderung

Beim Erdöl wird das Bohrloch vorAufnahme der Förderung ähnlichwie beim Erdgas durch Einbaueines Steigrohres und Perforationim Bereich der Lagerstätte weiterausgerüstet.

In der ersten Phase fließt das Erd-öl aufgrund des natürlichen La-gerstät tendrucks, der z. B. in2.500 m Tiefe ca. 250 bar be-trägt, selbsttätig zu den Produk-tionssonden und steigt eruptiv andie Erdoberfläche. Mit dem Ab-sinken des Drucks werden zusätz-liche Techniken erforderlich. Jenach den Eigenschaften des Erd-öls, seinem Gehalt an Erdölgasund den jeweiligen Druckver-hältnissen werden entwederTiefpumpen in das Bohrloch ein-

gesetzt, vondenen oberir-disch nur

der

Antrieb, der sogenannte Pferde-kopf, zu sehen ist, oder man be-nutzt Hochdruckkreiselpumpen,die in das Bohrloch abgelassenwerden.

Unter günstigen Umständen, et-wa bei starkem Wassertrieb undguter Lagerstättenausbildung, kanneine primäre Entölung von über50 % erreicht werden. In ungün-stigen Fällen dagegen, so beimangelndem Lagerstättendruckoder hoher Viskosität des Erdöls,liegen die primären Entölungs-grade bei nur 5 bis 15 % des ur-sprünglichen Lagerstätteninhalts.In Deutschland beträgt die durch-schnittliche Entölung durch Pri-märverfahren rund 18 %.

Um gute Produktionsbedingungenauch nach der Primärförderungaufrechtzuerhalten, ist es erfor-derlich, den Lagerstättendruckwieder aufzubauen. Die Verfah-ren zur Druckerhaltung sind Was-serfluten und Gasinjektion, die

zusammen als Sekun-därverfahren be-

zeichnet wer-den.

Die gebräuchlichste Methodestellt das Wasserfluten dar, beidem fortlaufend Wasser in dasSpeichergestein eingepresst wird,um den Druck in der Lagerstättezu erhöhen oder aufrechtzuerhal-ten. Durch die Anwendung vonSekundärverfahren kann derEntölungsgrad im Durchschnittauf 32 % gesteigert werden.

Die sogenannten tertiären Gewin-nungsverfahren ermöglichen es,den Nutzungsgrad von Erdölla-gerstätten auf ca. 45 % – im Ein-zelfall auf über 60 % – zu erhö-hen. Sie wirken auf die Kräfteein, die das Erdöl im Speicherge-stein zurückhalten und seine Be-wegung im Porenraum behin-

dern, insbesondere seine Visko-sität oder Zähflüssigkeit.

In Deutschland werden thermi-sche Tertiärverfahren angewen-det, die darauf abzielen, dieZähflüssigkeit des Öls durchErwärmen zu verringern. Unterden thermischen Verfahren hatdas Einpressen von heißemWasser und Dampf die größte

20

ERDÖLGEWINNUNG

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„Pferdekopf“

Bedeutung. Da tertiäre Förder-verfahren äußerst kostenintensivsind, lassen sie sich nur bei ei-nem ausreichend hohen Ölpreis-niveau rentabel anwenden.

Neben den Tertiärmaßnahmenführt auch die Horizontalbohrtech-nik zu einer verbesserten Ent-ölung der Lagerstätten.

Erdölförderung im Wattenmeer

Bei den meisten deutschen Erd-ölfeldern sind die Vorräte weitge-hend erschöpft. Das einzigenoch zukunftsträchtige ErdölfeldDeutschlands liegt im Watten-meer vor der Schleswig-Holstei-nischen Westküste. Seit 1987erschließt das Mittelplate-Kon-sortium dort die größte deutscheÖllagerstätte mit gewinnbarenÖlreserven von rund 35 Mio. t.Von der künstlich im Wattenmeererrichteten Bohr- und FörderinselMittelplate wird das geförderteErdöl mittels speziell entwickelterÖltransport-Leichter zum HafenBrunsbüttel mit seinen Anschlüssenzu den Raffinerien in Schleswig-Holstein abtransportiert. Mit einerJahreskapazität von 800.000 t

ist wegen der tidenbedingt ein-geschränkten Transportmöglich-keiten das Förderlimit auf der In-sel erreicht. Der erfolgreiche Ein-satz weiterentwickelter Bohrtech-nik – die sogenannte Extended-Reach-Bohrtechnologie – ermög-licht dem Konsortium seit Mitte2000 eine zusätzliche Ölgewin-nung von Land aus. Mit weit abge-lenkten Hightech-Bohrungen überLängen von mehr als 8.000 mlässt sich der östliche Teil der La-gerstätte von Friedrichskoog aus

erschließen. Das in der Landsta-tion Dieksand aufbereitete Reinöl,Erdölgas und Kondensat gelangtüber Rohrleitungen nach Bruns-

21

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Tiefpumpenantrieb

Extended-Reach Bohrung Dieksand

22

büttel zur dortigen Weiterleitungan die Abnehmer. Aus den Diek-sand-Bohrungen erwartet das Kon-sortium eine Jahresproduktion vonrund 1 Mio. t. Das Erdölfeld Mit-telplate ist mit seinem Fördervo-

lumen und seinem Reservenpo-tenzial mit Abstand wichtigsterinländischer Öllieferant.

Aufbereitung

Das geförderte Erdöl muss über-tage (übererdig) aufbereitet wer-

den, damit es die für die Verarbei-tung in einer Raffinerie erforderli-che Qualität erreicht. Zu diesemZweck werden das im Rohöl ent-

haltene Erdölgas und Verunreini-gungen wie Lagerstättenwasser,Sand und Salz in zentralen Sam-melstellen abgeschieden. Dasvom Erdöl abgetrennte Wasserwird über Injektionsbohrungenzur Druckerhaltung wieder in dieLagerstätten eingepresst. Dasanfallende Erdölgas dient derWärmeerzeugung.

Nach der Aufbereitung wird dasErdöl überwiegend per Pipeline,zum geringen Teil aber auch mitEisenbahnkesselwagen und Tank-lastwagen zu deutschen Raffine-rien befördert und dort zu Mine-ralöl-Fertigerzeugnissen verarbei-tet.

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Bohr- und Förderinsel Mittelplate

Arbeiten an einem Tiefpumpenantrieb

23

HISTORISCHER ÜBERBLICK

Erdölfeld Oelheim bei Braunschweig um 1890

Um 1450 Mönche eines Klosters am Tegernsee gewinnen gut brennendes „sonderbares“ Öl, das nachdem Patron des Klosters „Quirinus-Öl“ genannt wird.

1652 In der Lüneburger Heide bei Wietze, Kreis Celle, Austritt von Erdöl an „Teerkuhlen“. DieHeidebauern nennen die übelriechende Flüssigkeit „Smeer“ und benutzen sie als Wagen-schmiere sowie als Heilmittel.

1856 In Dithmarschen trifft ein Bauer beim Ausschachten eines Brunnens auf ölhaltigen Sand, der ab1858 im Tagebau genutzt wird. Durch Destillation in eisernen Retorten werden Leichtöl, Schmier-öl und Asphalt gewonnen.

1859 Die geologische Auswertung der Bohrung Wietze bei Celle gibt Hinweise auf diese Öllager-stätte, die 25 Jahre lang 20 Zentner Öl pro Jahr erbringt.

1881 In der Nähe von Peine wird eine Bohrung mit 40 bis 70 m³ Erdöl täglich eruptiv fündig.Auslösung eines in Deutschland bis dahin ungekannten Ölfiebers.

1910 Erster Erdgasfund bei Hamburg-Bergedorf.1919 Die bahnbrechende Entdeckung der Refraktionswelle durch den deutschen Wissenschaftler

Ludger Mintrop leitet eine neue technische Entwicklung in der Lagerstättenforschung ein.1930 Erster Erdölfund im Staßfurtkarbonat des Zechsteins in der Kaligrube Volkenroda (Thüringen). Die

Förderung des Erdöls erfolgte untertägig.ab 1930 Entscheidende Verbesserung der Kenntnisse über den geologischen Aufbau Deutschlands durch

sorgfältige geologisch-geophysikalische Vermessung der als ölhöffig angesehenen Gebiete.1938 Im Emsland, im hannoverschen Raum, in Schleswig-Holstein und im Oberrheintal werden neue

Erdölfelder entdeckt.1945 Durch starke Ausbeutung der Lagerstätten im 2. Weltkrieg ohne gleichzeitige Entdeckung neuer

Felder wird ein völliger Neubeginn notwendig.

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ab 1950 Steiler Anstieg der Erdölförderung.1960-65 Starke Zunahme der Erdgasproduktion.1968 Höhepunkt der deutschen Erdölförderung: rund 8 Mio. t.1969 In der Altmark (Salzwedel-Peckensen) beginnt die Erschließung des größten deutschen Onshore-

Erdgasvorkommens. Höhepunkt der Jahresförderung: 12 Mrd. m³ Rohgas im Jahre 1988.1975 Das erste Dampfflutprojekt im Emsland läuft an. Zur Verbesserung der Ölausbeute wird Dampf

in den Porenraum der Speichergesteine eingepresst.1977 Großvolumige Frac-Behandlungen im Raum Südoldenburg zur Erschließung tiefliegender, wenig

durchlässiger Erdgaslagerstätten durch künstliche Rissbildungen im Gebirge.1984 Aufnahme der Erdölförderung in dem Offshore-Feld Schwedeneck-See in der Eckernförder Bucht.1987 Vor der schleswig-holsteinischen Westküste beginnt die Testförderung im Feld Mittelplate.ab 1992 3D-Seismik und Horizontalbohren finden zunehmend Anwendung.1994/95 In der Produktionsbohrung „Söhlingen Z-10“ wird ein Multi-Frac (mehrere Fracs hintereinander)

mit der Horizontalbohrtechnik kombiniert.1998/99 Das größte deutsche Erdölfeld „Mittelplate“, das sich unter dem Wattenmeer befindet, wird mit

Hilfe von Extended-Reach-Bohrungen auch von Land aus erschlossen. Bohrstrecken von rund 8 kmunterhalb des Wattenmeeres sollen es möglich machen, dass die östlichen Teile des Erdöl-vorkommens von Land aus gefördert werden können.

2000 – Aufnahme der Erdgas-Förderung im ersten Offshore-Projekt in der deutschen Nordsee. – Beginn der Ölförderung aus den östlichen Teilen der Lagerstätte Mittelplate durch die

weit abgelenkten Dieksand-Bohrungen von Land aus.– Beendigung der Ölförderung im Offshore-Feld Schwedeneck-See zur Jahresmitte.

Kumulative Förderung

Vom Beginn der regelmäßigen Produktion im Jahr 1873 bis Ende 1999 wurden in Deutschland insgesamt245 Mio. t Erdöl gefördert. Die kumulative Erdgasproduktion belief sich von 1912 bis Ende 1999 auf rund768 Mrd. m³ (natürlicher Brennwert).

Baker Hughes INTEQ GmbH Postfach 16 32 29206 Celle http://www.bakerhughes.comBauer Maschinen GmbH Postfach 12 60 86522 Schrobenhausen http://www.bauer.deBEB Erdgas und Erdöl GmbH Postfach 51 03 60 30633 Hannover http://www.beb.deBEB Transport und Speicher Service GmbH Postfach 51 03 60 30633 Hannover http://www.beb.deDEEP. Underground Engineering GmbH Eyhauser Allee 2 a 26160 Bad Zwischenahn http://www.deep.deDeutz Erdgas GmbH & Co. KG Postfach 10 12 29 30984 GehrdenDrillTec GUT GmbH Großbohr- und Umwelttechnik Postfach 12 43 94452 Deggendorf http://www.drilltec.deErdgas Münster GmbH Postfach 27 20 48014 Münster http://www.erdgas.deErdöl-Erdgas Workover GmbH & Co. KG Brietzer Weg 4 29410 Salzwedel http://www.EE-Workover.deEsso Deutschland GmbH 22285 Hamburg http://www.esso.deEWE AG Postfach 25 40 26015 Oldenburg http://www.ewe.deExxonMobil Production Deutschland GmbH Postfach 51 03 10 30633 Hannover http://www.exxonmobil.deFerdinand Koller und Sohn GmbH & Co. KG Postfach 31 71 29231 Celle http://www.koller-celle.deGaz de France Produktion Exploration Deutschland GmbH Postfach 13 60 49803 Lingen (Ems) http://www.gazdefrance-peg.com

GEO-data Gesellschaft für Logging-Service mbH Carl-Zeiss-Straße 15 30827 Garbsen http://www.geo-data.deGeoService GmbH Neues Land 19 49828 Georgsdorf http://www.geoservice.deGewerkschaft Münsterland Erdöl und Erdgas GmbH Georgstraße 38 30159 HannoverH. Anger‘s Söhne Bohr- und Brunnenbaugesellschaft mbH Gutenbergstraße 33 37235 Hessisch Lichtenau http://www.angers-soehne.comHalliburton Holding Germany GmbH & Co. KG Postfach 32 50 29232 Celle http://www.halliburton.comHekla Energy GmbH Postfach 33 42 29233 Celle http://www.heklaenergy.comHermann von Rautenkranz Internationale Tiefbohr GmbH & Co. KG ITAG Postfach 13 28 29203 Celle http://www.itag-celle.deHerrenknecht Vertical GmbH Postfach 30 77961 Schwanau http://www.vertical-herrenknecht.deITAG L & R GmbH – Mechanische Bearbeitungen Postfach 13 28 29203 Celle http://www.itag-celle.deITAG Tiefbohr GmbH Postfach 13 28 29203 Celle http://www.itag-celle.deITAG Valves & Oilfield Products GmbH Postfach 13 28 29203 Celle http://www.itag-celle.deJoh. Heinr. Bornemann GmbH Postfach 11 62 31676 Obernkirchen http://www.bornemann.comKBB Underground Technologies GmbH Baumschulenallee 16 30625 Hannover http://www.kbbnet.deKCA DEUTAG Drilling GmbH Postfach 12 53 48443 Bad Bentheim http://www.kcadeutag.com

Koller Maschinen- und Anlagenbau GmbH Postfach 31 71 29231 Celle http://www.koller-celle.deKoller Workover & Drilling GmbH Postfach 31 71 29231 CelleMobil Erdgas-Erdöl GmbH 22285 HamburgNord-West Kavernengesellschaft GmbH Postfach 20 63 26360 Wilhelmshaven http://www.nwkg.deOMV Exploration & Production GmbH Gerasdorfer Straße 151 A-1210 Wien http://www.omv.comPetro-Canada Germany GmbH Postfach 10 09 44 45009 Essen http://www.petro-canada.comRohöl-Aufsuchungs AG Postfach 333 A-1015 Wien http://www.rohoel.atRWE Dea AG Postfach 60 04 49 22204 Hamburg http://www.rwedea.comSchlumberger GmbH Oilfield Services Rudolf-Diesel-Straße 23 49377 Vechta http://www.slb.comShell Erdgas Beteiligungsgesellschaft mbH 22284 Hamburg http://www.shell.deswb Netze GmbH & Co. KG Theodor-Heuss-Allee 20 28215 Bremen http://www.swb-gruppe.deVon Rautenkranz Exploration und Produktion GmbH & Co. KG Postfach 13 28 29203 Celle http://www.itag-celle.deVTG Aktiengesellschaft Postfach 10 63 07 20043 Hamburg http://www.vtg.deWintershall Holding AG Postfach 10 40 20 34112 Kassel http://www.wintershall.comWintershall Noordzee B.V. P.O. Box 1011 NL-2284 DP Rijswijk http://www.wintershall-noordzee.com

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MiTGLiEDSfiRMENdes WEG – Wirtschaftsverbandes Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V.

Stand: 1. April 2008

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PUBLIKATIONEN

Folgende Publikationen sind beim WEG erhältlich:

• Jahresbericht – Zahlen & Fakten

• Erdgas und Erdöl in Zahlen

• Erdgas und Erdöl aus deutschen Quellen (Kurzportrait der Erdgas- und Erdölförderindustrie)

• Erdöl und Erdgas aus deutschen Quellen – Ein Informationsvideo des WEG, VHS-Kassette

• Die deutsche E & P-Industrie: Weltweit aktiv

• Umweltschutz bei der Erdgasförderung

• Umweltschutz bei der Erdölförderung

• Umweltschonendes Bohren nach Erdgas

• Lagerung, Verwertung und Entsorgung von Bohrrückständen

• Seismik – Auf der Suche nach Erdgas

Herausgeber:

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Die Fotos wurden von Mitgliedsfirmen des WEG zur Verfügung gestellt.Nachdruck – auch auszugsweise – nur mit Zustimmung des Herausgebers.

Stand: Dezember 2000

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