Erdöl und Erdgas in Deutschland https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de Sun, 04 Oct 2020 15:55:57 +0000 de-DE hourly 1 https://wordpress.org/?v=5.5.1 BVEG startet Luftmess-Kampagne https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bveg-startet-luftmess-kampagne/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bveg-startet-luftmess-kampagne/#respond Sun, 04 Oct 2020 15:55:57 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8532 Seit nunmehr fast 9 Jahren sieht sich die heimische Erdöl-Erdgas-Industrie mit dem schweren Vorwurf konfrontiert, sie würde systematisch die Umwelt belasten und die menschliche Gesundheit gefährden. Bereits im Jahr 2012 rund um die Sammel- und Aufbereitungsstation „Söhlingen“ konnte eine Luftmess-Kampagne keinerlei Beeinträchtigung der Luft feststellen. Dennoch machten die Gegner der heimischen Kohlenwasserstoffgewinnung ab 2014 die […]

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Seit nunmehr fast 9 Jahren sieht sich die heimische Erdöl-Erdgas-Industrie mit dem schweren Vorwurf konfrontiert, sie würde systematisch die Umwelt belasten und die menschliche Gesundheit gefährden. Bereits im Jahr 2012 rund um die Sammel- und Aufbereitungsstation „Söhlingen“ konnte eine Luftmess-Kampagne keinerlei Beeinträchtigung der Luft feststellen. Dennoch machten die Gegner der heimischen Kohlenwasserstoffgewinnung ab 2014 die Erdgasgewinnung im Gebiet des Erdgasfeldes „Söhlingen“ für erhöhte Blutkrebsraten bei älteren Männern verantwortlich. Eine weitere Untersuchung in dem Gebiet konnte jedoch wiederum keine Belastung durch die Gasförderung feststellen. Nun starten die gasfördernden Unternehmen in Deutschland eine weitere, umfangreicher angelegte Kampagne.

Luftmess-Kampagne auf 1 Jahr angelegt

Station der Luftmess-Kampagne

Messstation der Kampagne. Foto: H.Oberlach (Wintershall-Dea)

Am 1. Oktober 2020 startete das Vorhaben zur Untersuchung, ob durch die Erdgasförderung die Umgebungsluft belastet wird. Zuvor sind an 70 Standorten Messstationen eingerichtet worden. Nach Absprache mit den jeweiligen Grundstückseigentümern sind sie an Wohnorten mit geringer Entfernung zu einer Erdgasförderanlage installiert worden.

Ziel der Luftmess-Kampagne ist es, die Luftqualität im Umfeld der Förderanlagen zu erfassen – und damit in ganz Niedersachen aus-zuschließen, dass es aufgrund der Erdgasproduktion zu einer erhöhten BTEX-Belastung der Luft kommt. Gemessen wird durchgängig über den Zeitraum eines Jahres.

Mit der Durchführung der Messungen und der anschließenden Analyse der Ergebnisse hat der Branchenverband, der Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V. (BVEG) das unabhängig arbeitende Ingenieurbüro Müller-BBM beauftragt. Es ist eines der führenden deutschen Ingenieurbüros für Luftreinhaltung, als sachverständiges Messinstitut bekannt gegeben und für die vorgesehenen Messungen akkreditiert.

Ergebnisse werden veröffentlicht

Die unten offene Messtation ist ungefähr so groß wie ein Marmeladenglas und besteht aus Kunststoff –am inneren unteren Rand befinden sich zwei so genannte Passivsammler, die monatlich gewechselt werden. Die Stationen benötigen keinen Strom und verursachen keine Geräusche. Sie werden idealerweise am Rande eines Grundstücks errichtet.

Im Inneren der Messstation befinden sich so genannte Passivsammler. Das sind Glasröhrchen, die an beiden Seiten mit einem porösen Stopfen verschlossen sind und in deren Mitte sich Aktivkohle befindet. Die Messstation wird durch einen Wetterschutz vervollständigt, um die Röhrchen vor äußeren Einflüssen zu schützen.Die Röhrchen werden ein Mal im Monat getauscht.

Nach Abschluss der einjährigen Luftmess-Kampagne wird ein Abschlussbericht erstellt. Dieser wird veröffentlicht und enthält die durchschnittlichen Jahreswerte der einzelnen Messstationen. Ergänzend informieren die Erdgasproduzenten noch die jeweiligen Anwohner über die Ergebnisse der bei ihnen installierten Stationen.

Die Informationen wurden uns (wie auch anderen Medien) von Wintershall-Dea zur Verfügung gestellt, ebenso das Beispielfoto einer der verwendeten Messstationen.

Artikelfoto: Erdgasförderbohrung Düste T3b. Foto: S.Arndt

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Neptune Energy räumt in Thüringen auf https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/neptune-energy-raeumt-in-thueringen-auf/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/neptune-energy-raeumt-in-thueringen-auf/#respond Sun, 23 Aug 2020 16:44:14 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8515 Jüngst berichteten wir u.a. über die Verfüllungen von unproduktiven Erdgasförderbohrungen in Südbayern sowie der Altmark. Verantwortlich für diese Aktivitäten ist Neptune Energy. Vor wenigen Tagen hat das Unternehmen mitgeteilt, dass es bis 2022 mehrere unproduktive Erdgassonden in Thüringen verfüllen will. Thüringen unbekanntes aber traditionelles Erdgasland Der Allgemeinheit dürfte es kaum bekannt sein, das Thüringen, auch […]

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Jüngst berichteten wir u.a. über die Verfüllungen von unproduktiven Erdgasförderbohrungen in Südbayern sowie der Altmark. Verantwortlich für diese Aktivitäten ist Neptune Energy. Vor wenigen Tagen hat das Unternehmen mitgeteilt, dass es bis 2022 mehrere unproduktive Erdgassonden in Thüringen verfüllen will.

Thüringen unbekanntes aber traditionelles Erdgasland

Erdgasförderbohrung Langensalza 2. Foto: S. Arndt, Mai 2016

Der Allgemeinheit dürfte es kaum bekannt sein, das Thüringen, auch als „Grünes Herz“ Deutschlands bekannt, ein Bundesland mit jahrzehntelanger Fördertradition in Sachen Erdgas ist. Die Ursprünge dafür gehen auf einen zufälligen Erdölfund bei der Gewinnung von Kalisalz zurück. 1930 erfolgte eine Schlagwetterexplosion durch austretendes Erdölbegleitgas im Schacht Volkenroda im Jahr 1930. In der Folge wurde eine kleine Erdöllagerstätte in Zechsteinsalzen gefunden und ausgebeutet. Die untertägige Erdölgewinnung lieferte 1931 ein Viertel der deutschen Erdölproduktion und legte den Grundstein für die Erdöl- und Erdgasproduktion der Wintershall (heute WintershallDea), die ursprünglich ein Bergbauunternehmen zur Salzgewinnung (Hall = altdeutsch für Salz) war (Wikipedia Volkenroda).

Infolge der zufälligen Entdeckung der kleinen Erdöllagerstätte wurde das Thüringer Becken intensiv auf weitere Kohlenwasserstofflagerstätten untersucht. Während Erdölfunde unbedeutend waren, zeigte sich in Hinsicht auf Erdgas ein erfolgreicheres Bild. Intensive Bohrtätigkeit am Forstberg nördlich von Mühlhausen führte 1932 zum Aufschluss der Erdgaslagerstätte „Mühlhausen“, die noch heute in Produktion steht (Erdgas in Thürringen, Martick/Weih 2015).

Zunächst blieben die zwischen 1932 und 1935 abgeteuften Bohrungen Mühlhausen 1; 2 und 4 ungenutzt. Erst im November 1944 wurde die Sonde Mühlhausen 2 über eine Hochdruckleitung mit dem Kaliwerk Volkenroda verbunden. Das gewonnene Erdgas wurde bis 1955 zu Beheizung einer Dampfkesselanlage benutzt. Erst ab 1955 erfolgte eine umfangreichere Erdgasproduktion, die bis heute anhält. Gegenwärtig wird das Erdgas in einem Gaskraftwerk zur Verstromung verwendet.

Neben Mühlhausen wurden noch weitere Erdgaslagerstätten im Thüringer Becken aufgeschlossen. Die mit Abstand bedeutendste war Behringen, die im Jahr 2000 nach einer kumulativen Produktion von 2,84 Milliarden Kubikmetern aufgegeben wurde. Neben der Lagerstätte Mühlhausen, die bis Ende 2019 ca. 2 Milliarden Kubikmeter produzierte, sind noch die Lagerstätten Langensalza-Nord mit kumulativ 293,5 Millionen Kubikmetern, Kirchheilingen mit kumulativ 303,1 Millionen Kubikmetern sowie knapp 102 Millionen Kubikmetern aus der Lagerstätte Fahner Höhe. Insgesamt wurden 2019 ca. 18,5 Millionen Kubikmeter Erdgas aus 20 Bohrungen gewonnen. Insgesamt kamen inklusive aufgegebener Lagerstätten 6,36 Milliarden Kubikmeter zusammen (Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2019).

Neptune Energy kündigt Verfüllungskampagne in Thüringen an

Verfüllung der Erdgasbohrung Mühlhausen 4. Foto: S.Arndt, Mai 2016

Betreiber und Inhaber sämtlicher Lagerstätten in Thüringen ist Neptune Energy. Während bereits in den vergangenen Jahren mehrere nicht mehr produktive Bohrungen in den noch in Förderung stehenden Lagerstätten Mühlhausen und Langensalza sowie der 2000 aufgegebenen Lagerstätte Behringen verfüllt worden sind, stehen nunmehr weitere Verfüllungen an. Das geht aus einer Pressemitteilung vom 20.08.2020 hervor.

Demnach sollen in den Lagerstätten Kirchheilingen, Fahner Höhe, Langensalza sowie Krahnberg insgesamt 12 Bohrungen verfüllt werden. Die vorbereitenden Arbeiten dazu laufen bereits seit 2019. Es handelt sich dabei um Arbeiten zur Herrichtung von erweiterten Betriebsplätzen, um das für die Verfüllungsarbeiten erforderliche Equipment tragen zu können. Schließlich sind die Förderplätze in Thüringen sehr klein, bis auf den Bohrkeller unbefestigt und verfügen von Ausnahmen abgesehen nicht einmal über eine Zufahrt!

Der Rückbau der nicht mehr benötigten Bohrungen erfolgt in drei Phasen. Zunächst werden die Plätze so hergerichtet, dass sie die für die Verfüllung erforderlichen Gerätschaften, vorrangig die auf einem Fahrzeug installierte Winde zum Ziehen der Förderstränge, tragen können. In der zweiten Phase werden mit Hilfe der Winde die Förderrohre ausgebaut und anschließend mechanische Stopfen, Spezialzement sowie Flüssigkeit zum Verschließen des Bohrloches eingebracht. Im dritten Schritt erfolgt der Rückbau der Betriebsplätze inklusive der Zufahrten und gibt das Gelände an die Eigentümer zurück.

In der Pressemitteilung von Neptune Energy hat sich ein Fehler eingeschlichen. Anders als der Mitteilung zu entnehmen wurde aus der Lagerstätte Krahnberg nahe Gotha nie regulär Erdgas gefördert. Ursächlich ist der geringe Methangehalt von nur 26,7 Vol. % sowie der hohe Gehalt an Kohlendioxid von über 50 Vol. %. Ferner spielt auch der Gehalt von Schwefelwasserstoff eine Rolle, wenngleich dieser nur bei 0,2 Vol. % liegt. Doch zusammen mit dem hohen Kohlendioxidgehalt wäre trotz Gastrocknung eine Korrosion der Transportleitungen zu befürchten gewesen.

 

Artikelfoto: Erdgasfördersonde mit Aufbereitungsanlagen sowie Kraftwerk zur Verstromung des geförderten Erdgases im Feld Langensalza-Nord. Foto: S. Arndt, März 2015

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Öl- und Gasaktivitäten im Hochsommer: Tests, Inbetriebnahmen und Verfüllungen https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/oel-und-gasaktivitaeten-im-hochsommer-tests-inbetriebnahmen-und-verfuellungen/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/oel-und-gasaktivitaeten-im-hochsommer-tests-inbetriebnahmen-und-verfuellungen/#respond Sat, 22 Aug 2020 16:08:03 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8504 Nachdem das Jahr 2019 durch vergleichsweise umfangreiche Bohraktivitäten insbesondere im Hinblick auf die Exploration gekennzeichnet war, passiert im durch die Coronapandemie geprägten 2020 kaum etwas. Gegenwärtig (Sommer 2020) wird keine einzige Erdgasbohrung in Deutschland durchgeführt und auch der Erdölsektor geschieht hinsichtlich Bohraktivitäten wenig. Dennoch finden bzw. fanden in den Sommermonaten einige Aktivitäten statt. Diese dienen […]

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Nachdem das Jahr 2019 durch vergleichsweise umfangreiche Bohraktivitäten insbesondere im Hinblick auf die Exploration gekennzeichnet war, passiert im durch die Coronapandemie geprägten 2020 kaum etwas. Gegenwärtig (Sommer 2020) wird keine einzige Erdgasbohrung in Deutschland durchgeführt und auch der Erdölsektor geschieht hinsichtlich Bohraktivitäten wenig. Dennoch finden bzw. fanden in den Sommermonaten einige Aktivitäten statt. Diese dienen dem Test fertiggestellter Bohrungen, (Wieder-) Inbetriebnahmen alter und neuer Bohrungen, Wartungen sowie Verfüllungen nicht mehr produzierender Sonden.

Inbetriebnahmen zweier Erdgasbohrungen durch ExxonMobil

KCA-Deutag-Bohranlage T-207 beim Abteufen der Burgmoor Z5. Foto: S. Arndt, März 2019

Bereits 2019 wurde die Teilfeldsuchbohrung Burgmoor Z5 im Auftrag von Vermilion Energy abgeteuft. Sie sollte eine tektonische Scholle zwischen den Zechstein-Lagerstätten Uchte-Burgmoor und Bahrenborstel auf Gasführung untersuchen. Nebenziel war eine vermutete abgescherte allochthone Scholle des Staßfurt-Karbonats oberhalb des autochthonen. Die Bohrung traf das autochthone Staßfurt-Karbonat gasführend mit geringem Schwefelwasserstoffgehalt (< 1 Vol. %) an und wurde nach Testarbeiten als „gasfündig“ eingestuft (Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2019).

Am 14.08.2020 verkündete die ExxonMobil Production Deutschland GmbH (EMPG), die die Bohrung nach Abschluss der Bohrarbeiten wie zuvor vereinbart von Vermilion übernommen hat, bis Mitte 2021 die Burgmoor Z5 in Förderung zu nehmen. Dazu ist der Bau einer Gastrocknungsanlage auf dem Förderplatz erforderlich. Zudem wird eine 850 m lange Leitung verlegt, um das Erdgas ins überregionale Netz einspeisen zu können. Die EMPG erwartet eine jährliche initiale Fördermenge von 100 Millionen Kubikmetern . Zur Einordnung: Ein Durchschnittshaushalt verbraucht pro Jahr ca. 4.000 Kubikmeter, also ein 25tausendstel.

Eine der ältesten produktiven Erdgaslagerstätten Niedersachsens befindet sich unweit von Hannover auf dem Gemeindegebiet von Burgwedel. Speicherhorizonte sind der jurassische Dogger (epsilon) und der Malm sowie der Obere Keuper (Rhät). Die Gaslagerstätte trägt den Namen „Thönse“ während die Bohrungen mit „Fuhrberg“ sowie „Großburgwedel“ benannt sind.

Nach einer Förderunterbrechung aus seitens der EMPG nicht näher benannten Gründen sollte die aus dem Jahr 1953 stammende Aufschlussbohrung Fuhrberg E1 wieder in Betrieb genommen werden. Dazu sind Arbeiten an der Bohrung erforderlich gewesen. Was genau getan wurde, geht aus den entsprechenden Mitteilungen der EMPG nicht hervor. Da eine Bohr- und Workoveranlage des Unternehmens MB Well Services aus Salzwedel zum Einsatz kam, ist von einem Austausch des Förderstrangs und/oder einer Erneuerung der untertägigen Förderausrüstung auszugehen.

Mittlerweile sind die Workoverarbeiten abgeschlossen und es beginnen laut EMPG-Mitteilung vom 17.08.2020 Arbeiten zur Wiederinbetriebnahme der Bohrung, bei der eine Coiled-Tubing-Anlage eingesetzt wird. Nach Abschluss der Arbeiten soll die Bohrung für weitere 10 Jahre insgesamt ca. 100 Millionen Kubikmeter Erdgas fördern. Bislang erbrachte die Bohrung seit 1953 über 650 Millionen Kubikmeter.

Produktionstests in Erdölbohrung Steig 1

MND-Bohranlage Rig-40 beim Niederbringen der Steig 1. Foto: F. Müller

Im Jahr 2019 wurde nahe der Ortschaft Weingarten nördlich von Karlsruhe die Erdölaufschlussbohrung Steig 1 niedergebracht. Ziel der Bohrung war die Untersuchung, ob ein seit den 1950er Jahren bekanntes Ölvorkommen in den Pechelbronner Schichten sowie im Cyrenen-Mergel mit heutiger Technik wirtschaftlich förderbar ist. Nach Abschluss der Bohrarbeiten wurden in der Bohrung Fördertests durchgeführt und die Bohrung als „ölfündig“ durch das Unternehmen Rhein Petroleum bewertet.

Seitdem sind einige Monate ins Land gezogen, ohne dass es neue Nachrichten zum weiteren Vorgehen gab. Das änderte sich mit einer Pressemitteilung des Unternehmens vom 23.07.2020. Aus dieser geht hervor, dass Ende Juli/Anfang August Testarbeiten zur Durchlässigkeit des Gesteins durchgeführt worden sind. Die durch die Messung gewonnenen Daten sollen dem Unternehmen zusätzliche Information für die weitere Entwicklung des Feldes liefern.

WintershallDea wartet Erdgasbohrungen in den Feldern Hemsbünde und Weißenmoor

In den Sommermonaten ist der Bedarf an Erdgas geringer als in den Wintermonaten. Diese Situation bietet Förderunternehmen die Möglichkeit, Produktionsbohrungen außer Betrieb zu nehmen und die obertägigen Anlagenteile zur Erdgasaufbereitung der Jahreswartung zu unterziehen. Dies geschieht aktuell in den Erdgas(teil)lagerstätten Hemsbünde (Teilglied der Lagerstätte Rotenburg-Taaken) sowie Weißenmoor.

Im Teilfeld Hemsbünde werden gegenwärtig die Bohrungen Hemsbünde Z2 aus dem Jahr 1988 sowie Hemsbünde Z6, die seit 1996 produziert, der Jahreswartung unterzogen. Das Feld Weißenmoor ist durch bislang 2 Bohrungen erschlossen, die seit 1998 bzw. 2014 Erdgas aus Sandsteinen des Rotliegend fördern. Mehr zu den Wartungsarbeiten hier: wintershalldea.de/de/newsroom

Verfüllungen von Erdgassonden in Bayern und in der Altmark

Erdgasförderbohrung Wenze 4. Foto: S. Arndt, April 2013

Zum Lebenszyklus einer Produktionsbohrung gehört es, dass diese irgendwann erschöpft ist und aus ihr wirtschaftlich kein Erdgas oder Erdöl mehr gewonnen werden kann. Hat eine Bohrung ihr Förderende erreicht, muss sie sicher verwahrt werden. Das geschieht durch Ausbau des Förderstrangs sowie die anschließenden Verfüllung mit mechanischen Stopfen, Spezialzement sowie Bohrspülung zwischen den Zementbrücken.

Bereits in den 1990er Jahren wurden die Erdgasfelder Anzing und Moosach östlich von München aufgegeben. In beiden Lagerstätten wurde das Erdgas aus ca. 2.500 m Tiefe gewonnen. Insgesamt belief sich die Menge auf ca. 635 Millionen Kubikmeter. Bei Anzing wurde 2007 noch einmal eine Bohrung niedergebracht (im Jahresbericht Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2007 nicht dokumentiert), die jedoch keine wirtschaftlich förderbaren Erdgasmengen antraf. Auf Luftbildern ist der Bohrplatz noch zu sehen.

Erstaunlicherweise gibt es in beiden Feldern noch offene Bohrungen, die laut einer Pressemitteilung vom 27.07.2020 des jetzigen Lagerstätteneigentümers Neptune Energy verfüllt werden sollen. Dafür müssen zunächst die Plätze erweitert werden, so dass eine Workoveranlage errichtet werden kann. Nach Abschluss der Verfüllungen werden die Plätze zurückgebaut und renaturiert.

Ebenfalls von Neptune Energy werden die Erdgaslagerstätten in der Altmark im Nordwesten von Sachsen-Anhalt betrieben. Diese befinden sich nach zum Teil über 50-jähriger Förderung kurz vor dem Produktionsende. Viele Produktions- und auch Hilfsbohrungen sind mittlerweile aufgegeben und verfüllt worden. Dieser Rückbauprozess wird sich noch über viele Jahre fortsetzen, da gegenwärtig noch weit über 100 Bohrungen offen und produktiv sind.

Im Juli und August 2020 wurden zwei weitere nicht mehr aktive Förderbohrungen verfüllt, wie Neptune Energy bereits am 14.07.2020 mitteilte. Es handelt sich dabei um die Bohrung Mellin 155, die 1989 zwischen den Ortschaften Stöckheim und Mehmke niedergebracht wurde. Die Bohrung förderte bereits seit einigen Jahren kein Erdgas mehr.

Die zweite Bohrung mit der Bezeichnung Wenze 4 befindet sich im südlichsten, isolierten Teilglied des Altmark-Lagerstättenkomplexes „Wenze“. Diese Bohrung wurde bereits 1974 abgeteuft und produzierte wie auch die beiden anderen fündigen Bohrungen des Teilfeldes etliche Jahre kein Erdgas. Ende der 200er Jahre wurde die Bohrung ebenso wie zuvor die Bohrungen Wenze 1 und Dannefeld 1 einem Workover unterzogen und erfolgreich wieder in Förderung genommen. Doch das „zweite Leben“ der Wenze 4 ist zwischenzeitlich zu Ende gegangen, so dass die Bohrung nun endgültig aufgegeben und verfüllt wird.

 

Artikelfoto: Erdgasförderbohrung Hemsbünde Z6. Foto: S. Arndt, April 2017

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Ölfeld Emlichheim: WintershallDea baut Pipeline nach Osterwald https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/oelfeld-emlichheim-wintershalldea-baut-pipeline-nach-osterwald/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/oelfeld-emlichheim-wintershalldea-baut-pipeline-nach-osterwald/#respond Sun, 26 Jul 2020 16:26:42 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8492 Im äußersten Westzipfel Niedersachsens, an der deutsch-niederländischen Grenze, befindet sich das Ölfeld Emlichheim. Es ist eines der größten Deutschlands hinsichtlich des gesamten Lagerstätteninhalts und der zu erwartenden Gesamtförderleistung. Interessant ist zudem der Verlauf der Förderleistung. Anders als bei anderen Ölfeldern ist dieser bereits seit Jahrzehnten nahezu stabil auf hohem Niveau. Grund dafür ist hauptsächlich die […]

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Im äußersten Westzipfel Niedersachsens, an der deutsch-niederländischen Grenze, befindet sich das Ölfeld Emlichheim. Es ist eines der größten Deutschlands hinsichtlich des gesamten Lagerstätteninhalts und der zu erwartenden Gesamtförderleistung. Interessant ist zudem der Verlauf der Förderleistung. Anders als bei anderen Ölfeldern ist dieser bereits seit Jahrzehnten nahezu stabil auf hohem Niveau. Grund dafür ist hauptsächlich die Injektion von Heißwasser und später Heißdampf, um das zähflüssige (viskose) Erdöl fließfähiger zu machen. Nun soll der Abtransport des Öls zur Raffinerie Lingen optimiert werden.

Erdöl umliegender Felder geht per Pipeline nach Lingen

Ölpipeline Osterwald – Raffinerie Lingen. Foto: S. Arndt, August 2013

Neben dem von WintershallDea betriebenen Ölfeld Emlichheim gibt es im westlichsten Zipfel Niedersachsens noch weitere in Produktion stehende Öllagerstätten, die von anderen Unternehmen betrieben werden. Das Öl der Felder Adorf, Ringe und Scheerhorn wird in einer Anlage im Feld Scheerhorn gesammelt und von Wasser, Feststoffen sowie Erdölbegleitgas befreit. Von dort erfolgt eine Weiterleitung zum Betriebsplatz Osterwald in wenigen Kilometern Entfernung. Das Öl der Lagerstätte Georgsdorf wird in einer entsprechenden Anlage auf dem Betriebsplatz Osterwald aufbereitet.

Das Ölfeld Emlichheim verfügt über eine eigene Aufbereitungsanlage nördlich der namensgebenden Ortschaft. Das dort aufbereitete Öl wird gegenwärtig zu einem Ölverladebahnhof am nördlichen Ortsrand von Emlichheim verpumpt., wo die Verladung in Eisenbahnkesselwagen erfolgt. Von dort wird das Öl auf der Schiene nach Osterwald gebracht.

Der Betriebsplatz Osterwald ist mit einer größtenteils oberirdisch verlaufenden Erdölleitung mit der Raffinerie in Lingen verbunden. Das Öl sämtlicher erwähnter Lagerstätten fließt schließlich durch diese Leitung zum Veredlungsbetrieb an der Ems.

Ölfeld Emlichheim wird per Pipeline mit Betriebsplatz Osterwald verbunden

Erdölförderbohrungen Emlichheim 68 und 315. Foto: S. Arndt, August 2013

Doch mit dem Bahntransport von Emlichheim nach Osterwald soll es nach einer Presseinformation von WintershallDea in absehbarer Zeit vorbei sein. Bereits am 17.07.2020 gab das Unternehmen bekannt, dass die Arbeiten am 27.07.2020 auf dem Gemeindegebiet Ringe beginnen und in mehreren Abschnitten erfolgen sollen. Dazu wird gegenwärtig auf einem früheren Bohrplatz an der Ecke Meppener Straße/Am Eekenberg in Ringe die Baustelle eingerichtet (bei dem früheren Bohrplatz handelt es sich nach Recherche des Verfassers um den kombinierten Erdgas- und Erdölförderplatz mit der aktiven Gasbohrung Ringe Z1 sowie den ebenfalls aktiven Ölbohrungen Ringe 3, 4a, 5 und 6).

Die rund 14 Kilometer lange Leitung von der Wintershall Dea-Aufbereitungsanlage im Erdölfeld zum Betriebsplatz in Osterwald soll den Transport des Erdöls noch sicherer und effizienter machen sowie die derzeitigen Bahntransporte ersetzen. Der Investitionsrahmen beträgt 12 Millionen Euro, so WintershallDea. Mehr Informationen gibt es in einem Factsheet.

 

Artikelfoto: Förderplatz mit mehreren Bohrungen im Ölfeld Emlichheim. Foto: S. Arndt, März 2019

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Erdöl- und Erdgasförderung in Deutschland 2019 weiter rückläufig https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/erdoel-und-erdgasfoerderung-in-deutschland-2019-weiter-ruecklaeufig/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/erdoel-und-erdgasfoerderung-in-deutschland-2019-weiter-ruecklaeufig/#comments Sun, 28 Jun 2020 16:06:31 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8473 Der Allgemeinheit dürfte unbekannt sein, dass Deutschland eine im Hinblick auf die Gewinnung von Erdöl und Erdgas eine jahrzehntelange Tradition vorzuweisen hat. Erst durch die 2010/2011 aufkeimende Debatte um das Hydraulic-Fracturing-Verfahren (umgangssprachlich „Fracking“) hat wahrscheinlich ein größerer Teil der Bevölkerung erfahren, dass  eine nennenswerte Erdöl- und Erdgasförderung in Deutschland existiert. Während bei der Erdölförderung der […]

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Der Allgemeinheit dürfte unbekannt sein, dass Deutschland eine im Hinblick auf die Gewinnung von Erdöl und Erdgas eine jahrzehntelange Tradition vorzuweisen hat. Erst durch die 2010/2011 aufkeimende Debatte um das Hydraulic-Fracturing-Verfahren (umgangssprachlich „Fracking“) hat wahrscheinlich ein größerer Teil der Bevölkerung erfahren, dass  eine nennenswerte Erdöl- und Erdgasförderung in Deutschland existiert. Während bei der Erdölförderung der Zenit bereits 1968 erreicht war, war dies Deutschland (West) allein betrachtet erst Mitte der 1990er Jahre der Fall. Seit ca. 2005 fällt die inländische Erdgasproduktion deutlich ab. Zumindest seit 2011 ist für den rapiden Rückgang die vorgenannte „Fracking“-Debatte mitverantwortlich. Erdgaspotenziale in Lagerstätten, die nur mit Hilfe des Verfahrens erschlossen werden können, bleiben unangetastet, obgleich seit 1961 Fracmaßnahmen in deutschen Gaslagerstätten sicher und erfolgreich durchgeführt worden sind. Im Hinblick auf die Bohrmeterleistung war 2019 hingegen ein vergleichsweise gutes Jahr.

Deutliche Erholung der Bohrmeterleistung

Bohranlage T-160 auf der Erdgasbohrung „Völkersen-Nord Z4c“. Foto: S.Arndt, März 2019

Nachdem 2018 das Jahr mit der geringsten Bohrmeterleistung bezüglich der Aufsuchung und Erschließung von Erdöl- und Erdgaslagerstätten in Deutschland seit dem Ende des 2. Weltkriegs war, erholte sich diese im vergangenen Jahr deutlich. Während 2018 nur 25.961 m erzielt wurden, stieg die Leistung 2019 auf 43.416 m erheblich an. Auch die Anzahl der aktiven Bohrungen stieg von 24 auf 28. Interessant ist, dass vor allem Explorationsbohrungen (Bohrungen zur Aufsuchung neuer bzw. Wiedererschließung aufgegebener Lagerstätten) für den Anstieg mitverantwortlich sind. Das ist insofern bemerkenswert, da Deutschland in Bezug auf Öl und Gas als gut exploriert gilt.

In der Kategorie „Explorationsbohrungen“ hat sich die Bohrmeterleistung gegenüber 2018 nahezu verdoppelt. In der Kategorie „Feldesentwicklung“ ging die Anzahl aktiver Projekte hingegen von 19 auf 16 zurück. Die Bohrmeterleistung blieb hier dennoch nahezu unverändert.

Bei den Explorationsbohrungen gab es in den Unterkategorien „Aufschlussbohrungen“ (2), Teilfeldsuchbohrungen“ (4) sowie „Wiedererschließungsbohrungen“ (5) aktive Vorhaben.

Von den Aufschlussbohrungen wurde 2019 die Erdölbohrung „Steig 1“ in Baden-Würtemberg sowie die Erdölbohrung „Schwegenheim 1“ in Rheinland-Pfalz abgeschlossen. Während erstere und mit „ölfündig“ bewertet wurde, hat die  Die „Schwegenheim 1“ zwar Erdöl nachgewiesen, aber noch kein abschließendes Ergebnis erhalten.

Bei den Teilfeldsuchbohrungen fanden die Erdgasbohrungen „Burgmoor Z5“ sowie „Greetsiel-Süd Z1“ ihren Abschluss. Erstere ist mit „gasfündig“ bewertet wurden, während zweitere kein Erdgas antraf, entsprechend mit „nicht fündig“ bewertet und zwischenzeitlich verfüllt wurde. Aktuell wird der Bohrplatz zurückgebaut (Bohrung Greetsiel Süd Z1: ExxonMobil baut Bohrplatz zurück). Des Weiteren konnten die Erdölbohrungen „Römerberg 7M1“ sowie „Römerberg 8“ beendet werden. Beide sind „ölfündig“.

Den fünf in 2019 abgeschlossenen Wiedererschließungsprojekten „Schicking 2“, „Schicking 2a“ und „Schicking 2b“ im Bereich der in den 1980er Jahren aufgegebenen Lagerstätte „Ampfing“ in Bayern sowie „Emlichheim Z5a“ und Emlichheim Z5b“ war hingegen kein Erfolg beschieden. Zwar hatte die „Schicking 2b“ zum Jahresende noch kein endgültiges Ergebnis, ist jedoch inzwischen als „nicht fündig“ eingestuft (siehe dazu unseren Beitrag Kein Erdöl aus Ampfing). Die Ablenkungsbohrungen „Emlichheim Z5a“ und Emlichheim Z5b“ aus der ehemaligen Erdgasförderbohrung „Emlichheim Z5“ heraus sollten die Wiedererschließung der kleinen, nur kurzzeitig um 1960 produktiven Lagerstätte „Emlichheim-Süd“ in Westniedersachsen prüfen.

Hinsichtlich aller weiteren Bohrungen und deren Ergebnisse verweisen wir auf den Jahresbericht „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2019 “ des niedersächsischen Landesamtes für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG).

Erdölförderung sinkt unter 2-Millionen-Tonnen – Marke

Erdölförderbohrung Rühlermoor 68a. Foto: S.Arndt, März 2019

Der Höchststand der inländischen Erdölförderung ist bereits 1968 erreicht worden. Seitdem ist die Produktion tendenziell im Rückgang begriffen. Ende der 1990er Jahre sank sie erstmalig auf unter 3 Millionen Tonnen pro Jahr. Eine kurzzeitige Erholung im Zusammenhang mit der fortschreitenden Erschließung Deutschlands einziger Offshore-Öllagerstätte „Mittelplate“, die teilweise durch weit abgelenkte Bohrungen auch von Land erschlossen ist, ließ den Betrag für einige Jahre nochmals über 3 Millionen Tonnen ansteigen.

In 2019 konnte schließlich die 2-Millionen-Tonnen – Marke nicht mehr erreicht werden. Es wurden lediglich nur noch 1,927 Mio. t produziert. Gegenüber 2018 ist die Anzahl der produktiven Lagerstätten mit 51 stabil geblieben, während die Anzahl der aktiven Förderbohrungen leicht von 988 auf 986 abnahm.

Rückgang der Erdgasförderung verlangsamt

Erdgasförderung in Deutschland

Erdgasförderbohrung Düste T3b. Foto: S.Arndt, März 2019

Klammert man die Erdgasproduktion auf dem Gebiet der DDR während der Teilung Deutschlands aus, erreichte die Erdgasförderung in Deutschland in den 1970er Jahren erstmals einen Höhepunkt von um die 20 Milliarden Kubikmeter (Mrd. m³) pro Jahr. Anschließend fiel sie leicht ab und pendelte sich bis 1990 zwischen 15 Mrd. m³ und 20 Mrd. m³ ein.

Bedeutende Neufunde in geringdurchlässigen Sandsteinen des Rotliegenden im Förderdistrikt zwischen Elbe und Weser ab 1980 waren erst in den 1990er Jahren voll entwickelt und führten zu einem erneuten Anstieg der Erdgasförderung in Deutschland auf zeitweise über 20 Mrd. m³ pro Jahr. Ab 2011 war eine Weiterentwicklung dieser Lagerstätten sowie ebenfalls geringdurchlässiger Sandsteinlagerstätten des Oberkarbon im Förderdistrikt zwischen Weser und Ems dann nicht mehr möglich. Um aus diesen Lagerstätten eine wirtschaftliche Gasproduktion zu erreichen, ist zuvor die Durchführung von Fracmaßnahmen erforderlich.

Doch wegen der aufkeimenden Debatte um dieses bewährte Verfahren und dem damit einhergehenden Druck aus Politik und Bürgerinitiativen, dabei kräftig unterstützt durch zahlreiche sensationsheischende Medien, verzichteten die Unternehmen zunächst freiwillig auf solche Maßnahmen. Inzwischen hat die Politik derart hohe Auflagen implementiert, so dass eine wirtschaftlich vertretbare Durchführung von Fracmaßnahmen nicht mehr gegeben ist.

In der Konsequenz führte das dazu, dass der ab 2006 einsetzende recht deutliche Rückgang der Erdgasförderung in Deutschland noch beschleunigt wurde. Hinzu kam das Ausbleiben bedeutender Neufunde seit 1992. Abgesehen davon ist inzwischen die Aufsuchung eventueller Lagerstätten hierzulande nahezu unmöglich. Fast überall, wo solche Projekte angedacht sind, regt sich umgehend nach Bekanntgabe Bürgerprotest. Zudem hat die Politik die Erkundung von möglichen Erdgasvorkommen in Kohleflözen sowie kohlenstoffreichen Tonsteinen de facto verboten. Daran ändern auch anderslautende Behauptungen der „Gegen-Gasbohren“-Initiativen nichts.

Immerhin konnte der Rückgang der heimischen Gasproduktion 2019 gegenüber dem Vorjahr verlangsamt werden. Der Rückgang betrug nur noch 2,7 Prozent gegenüber 13,3 Prozent im Jahr zuvor. Dennoch verringerte sich die Anzahl der aktiven Lagerstätten gegenüber 2018 von 77 auf 72. Die Anzahl der produzierenden Bohrungen nahm mit Stichtag 31.12.2019 von 434 auf 419 gegenüber dem Vorjahr ab.

Inländische Öl- und Gasreserven sinken weiter

Erdgasförderbohrung Ringe Z1. Foto: S.Arndt, März 2019

Vor allem aufgrund des Ausbleibens neuer bedeutender Funde gehen die Erdöl- und Erdgasreserven in Deutschland weiter zurück. Unter Reserven sind Vorkommen zu verstehen, die sich nach heutigem Stand der Technik wirtschaftlich gewinnen lassen. Demnach spielen die Weltmarktpreise bei der Bewertung des Reservenpotenzials neben den technischen Möglichkeiten auch eine Rolle.

Zum 01.01.2020 betrugen die sicheren und wahrscheinlichen Erdölreserven nur noch 28 Mio. t. Sie nahmen somit gegenüber dem Vorjahr um 1 Mio. t ab. Unter Berücksichtigung der Jahresförderung von 1,927 Mio. Tonnen 2019 konnte somit die Hälfte der entnommenen Menge durch Neubewertungen ausgeglichen werden. Das Verhältnis Reserven/Produktion, früher „statische Reichweite“, erhöhte sich leicht von 14 Jahre auf 14,5 Jahre. Das bedeutet: Bei unverändertem Produktionsumfang liefe die Erdölförderung in Deutschland in 14,5 Jahren aus. Beim Verhältnis Reserven/Produktion handelt es sich jedoch nicht um eine realistische Prognose (da u.a. der natürliche Förderabfall in den Lagerstätten unberücksichtigt bleibt), sondern um eine Momentaufnahme und statistische Orientierungsgröße.

Anders verhält es sich bei den sicheren und wahrscheinlichen Erdgasreserven. Diese betrugen zum Stichtag 01.01.2020 nur noch 46,6 Mrd. m³ Rohgas. Sie verringerten sich somit gegenüber dem Vorjahr um 7,7 Mrd. m³ Rohgas. Da die Förderung ca. 6,6 Mrd. m³ Rohgas betrug, war der Reservenrückgang größer als die Entnahme aus den Lagerstätten. Das Verhältnis Reserven/Produktion verringerte sich somit weiter von 8 Jahren auf nur noch 7 Jahre.

Ausblick

Erdölförderbohrung Reitbrook-M5 im Südosten Hamburgs. Foto: S.Arndt, März 2019

Auch wenn das Jahr 2019 durch einen signifikanten Anstieg bezüglich der Bohrmeterleistung zur Aufsuchung und Entwicklung von Erdöl- und Erdgaslagerstätten gekennzeichnet war, ist nicht davon auszugehen, dass sich die Erdöl- und Erdgasförderung in Deutschland in den nächsten Jahren erholen wird. Es ist stattdessen vom Gegenteil auszugehen. Dafür gibt es verschiedene Gründe.

  1. Deutschland ist im Hinblick auf Erdöl und Erdgas bereits sehr gut erkundet. Mit größeren Nefunden ist somit nicht zu rechnen.
  2. Die meisten Öl- und Gaslagerstätten befinden sich bereits in der Endphase ihres Lebenszyklusses, der sogenannten Tail-End-Phase. Diese ist insbesondere beim Erdöl durch einen hohen Verwässerungsgrad gekennzeichnet, was die Produktionskosten erhöht.
  3. Hohe Produktionskosten machen die Förderung insbesondere bei den niedrigen Weltmarktpreisen zunehmend unwirtschaftlich und wird sehr wahrscheinlich zur Aufgabe kleinerer Felder in den nächsten Jahren führen.
  4. Erdgaspotenziale in Kohleflözen sowie kohlenstoffreichen Tonsteinen (Stichwort „Schiefergas“) dürfen aufgrund politischer Entscheidungen weder erkundet geschweige denn erschlossen werden.

Es ist somit davon auszugehen, dass die alten, kleinen Ölfelder in den nächsten Jahren stillgelegt werden. Ähnliches dürfte für die kleineren Erdgaslagerstätten zutreffen. Dennoch wird Deutschland auf absehbare Zeit auf diese Rohstoffe angewiesen sein, da Alternativen fehlen. Das gerne als Ersatz propagierte „Power to Gas“-Verfahren kam bis heute trotz massiver Förderung der sogenannten „Erneuerbaren Energien“ nicht über den Pilotstatus hinaus und die Gewinnung von Biomethan führt zu ernsthaften Umweltproblemen.

Deutschland wird somit in absehbarer Zeit vollständig von Öl- und Gasimporten abhängig sein.

 

Sofern nicht anders angegeben beziehen sich die Ausührungen auf die Jahresberichte „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2019“ sowie „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2018„. Der Abschnitt „Ausblick“ ist eine persönliche Einschätzung/Meinung des Verfassers.

Artikelfoto: Ölförderbohrung im Feld Rühlermoor. Foto: S. Arndt, März 2019

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Kein Erdöl aus Ampfing https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/kein-erdoel-aus-ampfing/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/kein-erdoel-aus-ampfing/#respond Sun, 17 May 2020 16:33:54 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8463 Rund 65 Kilometer ostnordöstlich von München befindet sich im bayerischen Alpenvorland die Gemeinde Ampfing. Dort gelang 1954 der erste wirtschaftliche Erdölfund Bayerns. Erdöl aus Ampfing wurde bis 1987, als die Förderung zu den damaligen Weltmarktpreisen unwirtschaftlich wurde, produziert. Bis dahin konnten knapp 551.000 Tonnen Erdöl (Erdölförderung 1951-1996 ) sowie bis 1980 etwa 410 Millionen Kubikmeter […]

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Rund 65 Kilometer ostnordöstlich von München befindet sich im bayerischen Alpenvorland die Gemeinde Ampfing. Dort gelang 1954 der erste wirtschaftliche Erdölfund Bayerns. Erdöl aus Ampfing wurde bis 1987, als die Förderung zu den damaligen Weltmarktpreisen unwirtschaftlich wurde, produziert. Bis dahin konnten knapp 551.000 Tonnen Erdöl (Erdölförderung 1951-1996 ) sowie bis 1980 etwa 410 Millionen Kubikmeter Erdgas gewonnen werden. Ende 2014 gab die österreichische Rohöl-Aufsuchungs AG (RAG) bekannt, eine Wiederaufnahme der Förderung prüfen zu wollen. Nun liegt ein Ergebnis dieser Bemühungen vor.

Phase I des Wiedererschließungsprojekts „Erdöl aus Ampfing“

Testarbeiten auf Wiedererschließungsbohrung „Ampfing-RAG 1“. Foto: U. Schumertl

Seit 1997 war die RAG Inhaber der Aufsuchungserlaubnis „Salzach-Inn“ in Niederbayern. Von da an hat seitdem mehrere Aufschlussbohrungen zur Erkundung von Erdgaslagerstätten abgeteuft. Bis auf die Bohrung „Assing R1“ aus dem Jahr 2010, die selbst jedoch keine nennenswerten Erdgasmengen produzierte, blieben alle weiteren Bohrungen leider völlig erfolglos.

2008 führte die RAG für das von der Aufsuchungserlaubnis überdeckte Gebiet eine Studie zur Bewertung des verbliebenen Potenzials an Kohlenwasserstoffen (Erdöl und Erdgas) durch. Mit hoher Wahrscheinlichkeit ließen sich aus den aufgegebenen Lagerstätten „Ampfing“ sowie der benachbarten kleineren „Mühldorf-Süd“ verbliebene Erdölmengen wirtschaftlich gewinnen, so das Ergebnis.

Sollte eine Erkundungsbohrung, die zunächst für 2015 geplant war, ein positives Ergebnis erzielen, war ein 3D-Seismikkampagne vorgesehen, um ein genaueres Abbild des geologischen Untergrundes zu erbringen, anhand dessen optimale Bohrziele zur Wiedererschließung festgelegt würden.

Die für 2015 geplante Bohrung mit der etwas kuriosen Bezeichnung „Ampfing RAG 1“ konnte jedoch erst Anfang des Folgejahres umgesetzt werden. Nach Abschluss der ca. 1.900 m tiefen Bohrung erfolgten Messarbeiten, die erwartungsgemäß Erdöl im Speichergestein nachwiesen. In der Folge ließ die inzwischen gegründete deutsche RAG-Tochter RDG (die mittlerweile völlig eigenständig ist), einen Langzeitfördertest durchführen. Dieser begann Ende August 2016 und lief bis in den Oktober des selben Jahres.

Die Ergebnisse des Tests waren ernüchternd. Zwar war der angetroffene „Ampfinger Sandstein“ ölimprägniert, jedoch floss nicht genügend Öl der Bohrung zu, um eine wirtschaftliche Gewinnung zu ermöglichen. Laut des Projektleiters Ernst Burgschwaiger könnte eine Erklärung sein, dass ein bereits entölter Lagerstättenbereich angefahren worden ist. Somit ist kaum noch leicht mobilisierbares Erdöl vorhanden, sondern solches, welches am Speichergestein anhaftet.

RAG bzw. RDG hielten dennoch am Vorhaben fest, da die gewonnenen Erkenntnisse der „Ampfing RAG 1“ auch Positives hervorbrachten: Bohrkerne zeigten bessere Lagerstätteneigenschaften als vermutet, was zu einer höheren Beweglichkeit des Erdöls über größere Bereiche führen kann. Zudem erlaubten die aus Bohrloch- und Zuflussmessungen eine Verbesserung des Lagerstättenmodells.

„Erdöl aus Ampfing“ – Wiedererschließungsprojekt Phase II

2017 erfolgte die geplante 3D-Seismikkampagne, deren Ergebnisse im Folgejahr vorlagen und der Öffentlichkeit durch die RDG Energy GmbH (RDG), nach Ausgründung aus der RAG nunmehr ein eigenständiges Unternehmen unter dem Dach des Fachinvestors Petroleum Equity präsentiert wurden. Zusammen mit den Informationen aus der Erkundungsbohrung „Ampfing RAG 1“ sollte ein dreidimensionales Abbild der geologischen Schichten des Untergrunds erstellt werden. Dieses Lagerstättenmodell bildet die Grundlage für die weiteren Erkundungsaktivitäten.

Laut des Projektleiters wisse die RDG nun, wo genau das verbliebene Erdöl mit hoher Wahrscheinlichkeit zu finden sei. Auf den erzeugten Bildern erkennen man die Stellen im Untergrund, an denen sich das Erdöl aufgrund der geologischen Gegebenheiten gesammelt habe. Noch für 2018 plante RDG zwei weitere Bohrungen mit den Bezeichnungen „Schicking 2“ bzw. „Schicking 3“ vom bestehenden Bohrplatz aus durchzuführen. Die Umsetzung erfolgte dann aber erst im Folgejahr. RDG blickte einem Erfolg optimistisch entgegen und meldete Ende November 2018, dass nach Abschluss es wieder eine Produktion von Erdöl aus Ampfing gebe. Eine solche Formulierung ist mindestens unglücklich, da die Wiederaufnahme der Förderung einen erfolgreichen Produktionstest voraussetzt. Die „Schicking 2“ untersuchte zusätzlich Horizonte unterhalb des „Ampfinger Sandsteins“ auf Ölführung, jedoch ohne Erfolg.

Wieder ernüchternder Fördertest

Nachdem RDG im vergangenen Jahr regelmäßig Mitteilungen zum Projektstatus veröffentlichte und die beiden „Schicking“-Bohrungen bereits als „Förderbohrungen“ bezeichnete, wurde es im letzten halben Jahr, also ab November 2019 still um das Vorhaben.

Doch am 13.05.2020 erschien bei OVB-Online ein Artikel, der sich mit dem Projekt und dabei speziell mit den Testergebnissen befasste. Demnach fiel das Ergebnis nicht so aus wie gewünscht. So sei der Zufluss des Öls zur Bohrung zu gering, so dass eine wirtschaftliche Förderung nicht möglich sei. Angaben, welche Mengen während des Tests zuflossen, machte das Unternehmen nicht. Auch auf der eigens eingerichteten Projektseite energie-aus-ampfing.de gibt es dazu nichts zu lesen, nicht einmal eine allgemein gehaltene Pressemitteilung zum Ende des Fördertests, was bereits im Februar der Fall war. Erdöl aus Ampfing wird es also bis auf Weiteres nicht geben.

Eventuell, so der OVB-Artikel, will RDG etwas weiter westlich in der Nachbargemeinde Heldenstein eine weitere Erkundungsbohrung durchführen. Eine Entscheidung darüber könne aber frühestens zum Jahreswechsel gefällt werden.

Vielleicht waren die Schicking-Bohrungen auch keine völlige Fehlinvestitionen, da eventuell die Möglichkeit besteht, sie zur Erdwärmegewinnung entweder mittels Erdwärmesonde oder für die Gewinnung von Thermalwasser nachzunutzen.

 

Sofern nicht anders angegeben, entstammen die Informationen des Artikels anderen Beiträgen zum Thema auf diesem Portal, die im Suchfeld der Startseite oben rechts mit dem Schlagwort (tag) „Ampfing“ gefunden werden können.

Artikelfoto: Bohranlage E 202 der RED auf der Bohrung Ampfing-RAG 1 im Februar 2016, ©U. Schumertl

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Bohrungen Adorf Z15 und Ringe 6 westlich der Ems erfolgreich abgeschlossen https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bohrungen-adorf-z15-und-ringe-6-westlich-der-ems-erfolgreich-abgeschlossen/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bohrungen-adorf-z15-und-ringe-6-westlich-der-ems-erfolgreich-abgeschlossen/#respond Thu, 23 Apr 2020 16:36:12 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8453 Im Oktober 2019 informierten wir darüber, dass im Ölfeld Ringe im Kohlenwasserstoffdistrikt „Westlich der Ems“ eine neue Bohrung niedergebracht werden soll. Betreiber der Lagerstätte ist das Unternehmen Neptune Energy Deutschland GmbH (Neptune Energy) mit Sitz in Lingen. Bereits im Januar 2019 berichteten wir, dass nur wenige Kilometer entfernt die Erkundungsbohrung Adorf Z15 auf eine vermutete […]

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Im Oktober 2019 informierten wir darüber, dass im Ölfeld Ringe im Kohlenwasserstoffdistrikt „Westlich der Ems“ eine neue Bohrung niedergebracht werden soll. Betreiber der Lagerstätte ist das Unternehmen Neptune Energy Deutschland GmbH (Neptune Energy) mit Sitz in Lingen. Bereits im Januar 2019 berichteten wir, dass nur wenige Kilometer entfernt die Erkundungsbohrung Adorf Z15 auf eine vermutete Erdgaslagerstätte unterhalb des bekannten Gasfeldes Adorf niedergebracht werden soll. Diese wird ebenfalls von Neptune Energy betrieben. Beide Bohrungen haben im März 2020 ihren Abschluss gefunden und es liegt jeweils ein Ergebnis vor.

Ringe 6 ölfündig

Erdöl- und Erdgasförderplatz Ringe. Bildquelle: NIBIS-Kartenserver

Die Bohrarbeiten zur Ringe 6 begannen anders als zunächst geplant erst am 30. Januar 2020 (NIBIS-Kartenserver). Ursprünglich war der Start bereits für den Spätherbst des Vorjahres geplant. Zum Einsatz kam die Bohranlage T-48 des Unternehmens MB Well Services GmbH aus Salzwedel in Sachsen-Anhalt.

Nach Angaben von Neptune Energy bestand das Ziel der Bohrung darin, neue Bereiche der bekannten Lagerstätte zu erschließen. Die Durchführung der Bohrung vom bestehenden Betriebsplatz aus oblag dem Konsortionalpartner Wintershall Dea als Bohrbetriebsführer. Die Bohrung fand ihren Abschluss am 10. März .2020 nach einer Bohrstrecke von 2.000 Metern. In einer vertikalen Teufe von ca. 1.500 m wurde sie wie erwartet im Bentheimer Sandstein ölfündig. Für die Einbindung in die bestehende Infrastruktur sowie zur endgültigen Fertigstellung ging das Vorhaben wieder an Neptune Energy über.

Der Aufschluss der Erdöllagerstätte Ringe gelang zufällig im Jahr 1998 im Zuge der Erdgaserkundungsbohrung „Ringe Z1“, die im weitaus älteren und tieferliegenden Oberkarbon gasfündig wurde. Die Entwicklung des Ölfundes erfolgte anschließend mit den Bohrungen Ringe 3, Ringe 4a sowie Ringe 5 zwischen 2001 und 2012. Bis Ende 2018 konnten ca. 442.000 Tonnen Erdöl gewonnen werden ( Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2018).

Adorf Z15 gasfündig

Adorf Z15

KCA Deutag-Bohranlage beim Aufbau für die Bohrung Adorf Z15. Foto: C. Lübbers

Am 8. November 2019 starteten die Bohrarbeiten zur Teilfeldsuchbohrung Adorf Z15. Wie der Name schon sagt, dient eine so klassifizierte Bohrung der Suche nach einem neuen Lagerstättenteil in der Nähe einer bekannten Lagerstätte bzw. in möglichen Speicherhorizonten darüber oder darunter. In diesem Fall sollte eine potenziell erdgasführende Struktur in Sandsteinen des Oberkarbons untersucht werden. Diese befindet sich unterhalb der nicht mehr in Förderung stehenden Zechstein-Lagerstätte Adorf, die ab 1955 ca. 2,45 Milliarden Kubikmeter Erdgas erbracht hat.

Am 1. März wurden die Bohrarbeiten, für die die KCA Deutag-Anlage T-207 zum Einsatz kam, nach einer Bohrstrecke von 3.738 m bei einer vertikalen Endteufe von ca. 3.500 m im Oberkarbon eingestellt. Nach Abbau der Bohranlage berichteten uns Leser, dass auf dem Platz eine Testanlage aufgebaut werde. Einige Tage später loderte als sicheres Zeichen das Erdgas angetroffen wurde, die Fackel auf dem Bohrplatz am Bathorner Diek.

Mit der bereits oben verlinkten Mitteilung vom 22.04.2020 gab Neptune Energy das Ergebnis der Adorf Z15 bekannt. Im Zuge des umfangreichen Fördertests konnten bis zu 12.000 Kubikmeter Erdgas pro Stunde zu Tage gebracht werden. Zur Einordnung: Ein durchschnittlicher Haushalt verbraucht ca. 4.000 Kubikmeter im Jahr! Neptune Energy spricht deshalb von einem hervorragenden Ergebnis, mit dem die Erdgasproduktion in der Region deutlich gesteigert werden könne.

 

Artikelfoto: KCA Deutag-Bohranlage T-207 auf Erdgasbohrung „Burgmoor Z5“. Foto: Steven Arndt, März 2019

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Erkundungsbohrung Schwegenheim 1 weist Erdöl nach https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/erkundungsbohrung-schwegenheim-1-weist-erdoel-nach/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/erkundungsbohrung-schwegenheim-1-weist-erdoel-nach/#respond Sun, 29 Mar 2020 16:29:02 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8446 Bei einer Geothermie-Erkundungsbohrung in einem Gewerbegebiet am Rande von Speyer stieß im Jahr 2003 die ausführende Firma Palatina Geocon in Schichten des Buntsandstein unerwartet auf Erdöl. Nach 3-D-seismischen Arbeiten 2005 erfolgte mit der Bohrung „Römerberg 1“ zwei Jahre später eine gezielte Erkundungsbohrung auf das zufällig gefundene Vorkommen. 2009 wurde diese Bohrung als fündig bewertet und […]

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Bei einer Geothermie-Erkundungsbohrung in einem Gewerbegebiet am Rande von Speyer stieß im Jahr 2003 die ausführende Firma Palatina Geocon in Schichten des Buntsandstein unerwartet auf Erdöl. Nach 3-D-seismischen Arbeiten 2005 erfolgte mit der Bohrung „Römerberg 1“ zwei Jahre später eine gezielte Erkundungsbohrung auf das zufällig gefundene Vorkommen. 2009 wurde diese Bohrung als fündig bewertet und die Förderung aufgenommen. Es folgten weitere Bohrungen. Zusätzlich erwog das neu gegründete Konsortium aus Palatina Geocon sowie dem Erdöl- und Erdgasproduzenten Gaz de France – SUEZ (GDF-SUEZ)weitere Erkundungsbohrungen auf mögliche Vorkommen im näheren Umfeld des Überraschungsfundes. Dazu zählt auch die bereits 2019 durchgeführte Bohrung Schwegenheim 1 südwestlich von Speyer.

Planung für Erdölerkundungsbohrung bei Schwegenheim begannen 2015

Platzbau für Erkundungsbohrung Schwegenheim 1. Quelle: GoogleMaps

Aufgrund der positiven Ergebnisse des Überraschungsfundes sowie weiterer Bohrungen führte das Konsortium im Winter 2012/2013 eine Seismikkampagne durch. Im Zuge der Auswertung der dabei gewonnenen Daten haben sich Hinweise ergeben, dass es bei der Ortschaft Schwegenheim, südwestlich von Speyer gelegen, eine Struktur gibt, die Erdöl führen könnte. Diese befindet sich in ca. 2.500 Metern Tiefe. Mit Überlegungen zur Durchführung einer Erkundungsbohrung trat das Konsortium 2015 an die Öffentlichkeit und führte u.a. Begehungen des Betriebsplatzes bei Speyer für interessierte Bürger durch.

Bereits 2016 reichte das Konsortium, das inzwischen aus Neptune Energy, Erwerber von ENGIE (ehemals GDF-SUEZ) sowie weiterhin der Palatina Geocon besteht, die für das Vorhaben erforderlichen Anträge und Unterlagen beim zuständigen Landesamt für Geologie und Bergbau in Mainz (LGB) ein. Danach kehrte für einige Zeit Stille um das Vorhaben ein, da erst im Mai 2018 das LGB die Genehmigung des Hauptbetriebsplans für die Erdölsuche bei Schwegenheim erteilte.

Im Sommer 2018 beantragte das Konsortium mit Einreichung des Sonderbetriebsplans zum Bohrplatzbau einen weiteren Zulassungsschritt beim LGB. Die Behörde genehmigte diesen im Februar 2019. Im Juli erfolgte schließlich die Genehmigung des Sonderbetriebsplans für die Tiefbohrung, die nach Abschluss des Bohrplatzbaus ab dem Herbst 2019 durchgeführt wurde. Sie fand ihren Abschluss im November 2019.

Am 25.11.2019 meldete rheinpfalz.de, dass mit der Bohrung Erdöl gefunden wurde. Entsprechende Meldungen waren damals weder auf der für das Vorhaben eingerichteten Seite erdoel-in-schwegenheim.de des Konsortiums noch auf der Seite von Neptune Energy zu finden. Vielmehr dementierte das Konsortium die Meldung in einer Stellungnahme  vom 28.11.2019 mit folgenden Worten: „Das Konsortium aus Neptune Energy Deutschland und Palatina GeoCon möchte an dieser Stelle nochmals betonen, dass es derzeit noch kein konkretes Ergebnis der Aufsuchung gibt. Für eine abschließende Bewertung der Bohrung oder gar eine Meldung eines Erdölfunds ist es zu früh – erst nach einer mehrwöchigen Testphase wird feststehen, ob es einen Erdölzufluss zur Bohrung gibt und ob eine Produktion aus der Bohrung wirtschaftlich ist.“ Mit konkreten Ergebnissen würde im ersten Quartal 2020 gerechnet.

Erdöl durch Schwegenheim 1 nachgewiesen

Erdölförderbohrung „Römerberg 1“ in Speyer. Quelle: BVEG – Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V.

Nach dem Abbau der Bohranlage ließ das Konsortium eine mobile Testanlage errichten, um eine längere Testphase in der Bohrung vorzunehmen. Im Zuge der Arbeiten sollte u.a. ermittelt werden, ob Erdöl zufließt, ob eine längerfristige wirtschaftliche Förderung möglich ist und welche Druckverhältnisse in der potenziellen Lagerstätte herrschen.

Inzwischen sind die Testarbeiten abgeschlossen, wie das Konsortium bereits am 18.03.2020 meldete. Im Zuge der Testarbeiten konnte in mehreren Teufenintervallen der Bohrung ein Zufluss von Erdöl festgestellt werden. Dennoch wird angemerkt, dass diese ersten positiven Ergebnisse noch keine endgültige Bewertung der Bohrung zulassen. Erst ein länger andauernder Fördertest könne zeigen, ob sich Erdöl dauerhaft wirtschaftlich fördern ließe. Bis auf Weiteres werde die Bohrung nun sicher eingeschlossen und das Konsortium prüft nun die nächsten Schritte für mögliche weitere Untersuchungen des Förderverhaltens der Bohrung.

Informationen in diesem Beitrag sind hauptsächlich der Projektseite erdoel-in-schwegenheim.de entnommen.

 

Artikelfoto: Erdölförderbohrung „Römerberg 1“ in Speyer. Quelle: BVEG – Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V.

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Öllagerstätte Kietz – Neptune Energy kündigt neue Bohrung an https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/oellagerstaette-kietz-neptune-energy-kuendigt-neue-bohrung-an/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/oellagerstaette-kietz-neptune-energy-kuendigt-neue-bohrung-an/#respond Sun, 01 Mar 2020 17:16:57 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8436 Im äußersten Osten Brandenburgs befindet sich eine Landschaft, die an den Landstrich in Niedersachsen erinnert, in dem man angeblich freitags schon sehen kann, wer einen am Sonntag besuchen kommt. Der Landstrich ist als Ostfriesland bekannt, die Landschaft als Oderbruch. Beide haben gemeinsam, dass die heimische Erdöl- und Erdgasindustrie dort aktiv ist. Während in Ostfriesland heute […]

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Im äußersten Osten Brandenburgs befindet sich eine Landschaft, die an den Landstrich in Niedersachsen erinnert, in dem man angeblich freitags schon sehen kann, wer einen am Sonntag besuchen kommt. Der Landstrich ist als Ostfriesland bekannt, die Landschaft als Oderbruch. Beide haben gemeinsam, dass die heimische Erdöl- und Erdgasindustrie dort aktiv ist. Während in Ostfriesland heute nur noch Erdgas gefördert wird, steht im Oderbruch nur die Öllagerstätte Kietz in Förderung. Neben Erdöl werden dort nicht unbedeutende Mengen Erdölbegleitgas mitgefördert und verwertet. Für das laufende Jahr 2020 hat der Betreiber Neptune Energy in Kietz eine neue Bohrung angekündigt.

Geschichte der Öllagerstätte Kietz

Förder- und Aufbereitungsstation der Öllagerstätte Kietz

Förder- und Aufbereitungsstation der Öllagerstätte Kietz. Foto: S. Arndt, 25.02.2018

Seit den frühen 1960er Jahren sind Erdöllagerstätten in Brandenburg bekannt Diese befinden sich fast ausschließlich in der Niederlausitz und sind ausnahmslos an das Stassfurtkarbonat des zweiten Zechstein-Zyklus (Ca II) gebunden. Selbst für deutsche Verhältnisse sind die Lagerstätten als sehr klein und wirtschaftlich unbedeutend zu bezeichnen. Dass sie dennoch in Förderung genommen wurden, liegt einerseits daran, dass sie zur Eigenversorgung der DDR beitrugen, die an Versorgungsengpässen litt und andererseits das Öl eine vergleichsweise gute Qualität hat.

1986 kamen die Schatzsucher (die nachfolgenden Ausführungen basieren im Wesentlichen auf dem gleichnamigen Buch) des VEB Erdöl-Erdgas Grimmen nach Kietz, dem letzten Ort vor der polnischen Grenze. Sie errichteten ihre Bohranlage nördlich des Örtchens Neu Manschnow. Im März 1986 begannen die Bohrarbeiten und dauerten bis August des selben Jahres an. Die Bohrung erreichte eine Endteufe von 3.207 m und wurde im Rotliegenden eingestellt. Aus dem Zielhorizont im Zechstein floss nur salziges Formationswasser mit einem Schwefelwasserstoffanteil von 3 % zu.

Eine Fündigkeit konnte dann mit der unmittelbar anschließenden Bohrung E Kietz 2/86 etwas weiter östlich in Sichtweite des Oderdeiches erzielt werden. Diese Bohrung erreichte ihre Endteufe bereits bei 2.850 m und wurde im Zechstein eingestellt. Sie stieß im Ca II auf Erdöl sowie Erdölbegleitgas mit einem Methangehalt von 65 Vol. % sowie Schwefelwasserstoff von etwas unter 3 Vol. %. Über den Rest werden keine Angaben gemacht, es dürfte sich jedoch im Wesentlichen um höhere Kohlenwasserstoffe sowie Stickstoff handeln. Ebenfalls fündig wurde die erst nachwendezeitlich 1991/1992 abgeteufte Bohrung E Kietz 5/91 in unmittelbarer Nachbarschaft. Die wenige 100 m nordwestlich gelegene Bohrung E Kietz 3/89 war hingegen nicht fündig und wird zur Versenkung anfallenden Lagerstättenwassers in den tieferen Untergrund genutzt. Der Versenkhorizont befindet sich im Mittleren Buntsandstein bei Teufe 1.828-1.886 m. Über eine vierte Bohrung konnte der Verfasser keine Angaben/Daten recherchieren. Sie stünde, so überhaupt durchgeführt, auch nicht im unmittelbaren Zusammenhang mit der hier vorgestellten Öllagerstätte Kietz.

Keine Produktionsaufnahme zu DDR-Zeiten

Aufgrund des stark korrosiven und toxischen Schwefelwasserstoffes konnte zu DDR-Zeiten die Förderung aus der Öllagerstätte Kietz nicht aufgenommen werden. Dazu wäre die Errichtung einer aus korrosionsfestem Edelstahl bestehenden Entschwefelungsanlage erforderlich gewesen. Entsprechende Materialien wären auf dem Weltmarkt zwar zu erwerben gewesen, jedoch bewegte sich die DDR Ende der 1980er Jahre auf den Staatsbankrott zu und es standen keine finanziellen Mittel für ein solches Vorhaben zur Verfügung. Ein identisches Schicksal teilte ein Erdgasförderprojekt auf der Ostseeinsel Usedom.

Erst nach der Wende errichtete die Erdöl-Erdgas Gommern GmbH als Nachfolgeunternehmen der Erdöl-Erdgasbetriebe der DDR unmittelbar neben den Fundbohrungen Kietz 2 und 5 eine Aufbereitungsanlage inklusive Entschwefelung. Diese wurde 1999 fertiggestellt und die Förderung konnte aus den zwei bestehenden Produktionsbohrungen aufgenommen werden. Sie wurde zügig auf ein Maximum von ca. 20.000 Tonnen Erdöl pro Jahr gefahren und konnte für mehrere Jahre bis 2006 auf diesem Niveau gehalten werden. Anschließend erfolgte ein kontinuierlicher Rückgang.

Einem Online-Beitrag des Energate Messengers aus dem Jahr 2002 ist zu entnehmen, dass der damalige Betreiber, die Erdgas Erdöl GmbH ( Nachfolger der Erdöl-Erdgas Gommern GmbH), die Produktion aus der Öllagerstätte Kietz noch bis 2012 aufrecht erhalten wolle. Nun befinden wir uns bereits im Jahr 2020 und es wird in Kietz immernoch Erdöl gefördert. Laut Jahresbericht Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2018 waren es 2018 noch knapp 5.500 Tonnen aus nur noch einer Bohrung sowie 1,9 Millionen Kubikmeter Erdölbegleitgas. Insgesamt konnten bis Ende 2018 ca. 306.000 Tonnen Erdöl sowie 97,9 Mio. m³ Erdölbegleitgas gewonnen werden.

Neue Bohrung soll Produktion aus Öllagerstätte Kietz sichern

Förder- und Aufbereitungsstation der Öllagerstätte Kietz. Foto: S. Arndt, August 2019

Am 28.02.2020 gab Neptune Energy, heutiger Betreiber der Lagerstätte, eine Pressemitteilung heraus, in der eine neue Bohrung dort angekündigt wird. In der Einleitung hat sich allerdings ein Fehler eingeschlichen. Dort heißt es, es wird die 6. Bohrung im Feld sein. Zwar wird die neue Bohrung mit „Kietz 6“ benannt, jedoch ist es erst die fünfte im Umfeld der Lagerstätte und strenggenommen sogar erst die vierte zur Erschließung. Schließlich war die „Kietz 1“ nicht fündig. Die „Kietz 3“ zwar auch nicht, sie erfolgte jedoch nach dem Fund durch die „Kietz 2“ und sollte der Erschließung der Lagerstätte dienen. Doch wir wollen nicht päpstlicher als der Pontifex selbst sein.

Aus der Pressemitteilung ist zu entnehmen, dass im vergangenen Jahr nur noch knapp 4.000 Tonnen Erdöl gewonnen werden konnten. Über die angefallene Menge Erdölbegleitgas werden keine Angaben gemacht. Die neue Bohrung soll bis in eine vertikale Tiefe von 2.700 Metern erreichen und zur Stabilisierung der Förderung aus der Lagerstätte beitragen.

In den nächsten Monaten wird unmittelbar neben dem bestehenden Betriebsplatz eine versiegelte Fläche errichtet, um eine Beeinträchtigung des darunter befindlichen Bodens auszuschließen. Im Anschluss dieser vorbereiteten Arbeiten wird die Bohranlage für einen Zeitraum von ca. drei Monaten errichtet.

Nach Abschluss der Bohrarbeiten wird die Bohrung in die bestehende Infrastruktur integriert und einem Fördertest unterzogen. Vom Ergebnis dieses Tests wird abhängen, ob eine dauerhafte Förderung aus der zur Zeit einzigen aktiven und bislang größten Erdöllagerstätte Brandenburgs möglich sein wird.

Artikelfoto: Förder- und Aufbereitungsstation der Öllagerstätte Kietz. Foto: S. Arndt, 25.02.2018

 

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Anfang 2018 gab die ExxonMobil Production Deutschland GmbH (EMPG) eine Pressemitteilung heraus, aus der zu entnehmen war, dass an der Erdgasförderbohrung Goldenstedt Z25 bei Vechta Arbeiten durchgeführt werden sollen, um die Produktion sicherzustellen. Diese Ankündigung liest sich zunächst unspektakulär, da in Erdgasbohrungen häufig Arbeiten zur Aufrechterhaltung der Förderung vorgenommen werden. Doch dieses Vorhaben war der Auftakt einer Serie von Maßnahmen, die es in der Form zuvor in Deutschland nicht gegeben hat, auch wenn dies aus der Mitteilung nicht hervorgeht. Das Stichwort lautet Multilateralbohrungen unter Verwendung einer Coiled Tubing-Anlage.

Erste Multilateralbohrungen in Gaslagerstätte Goldenstedt/Visbek

Eine der Multilateralbohrungen im Gasfeld Goldenstedt

Coiled Tubing-Anlage auf der Bohrung „Goldenstedt Z12a“ beim Abteufen des Multilateralastes. Foto: Steven Arndt, April 2018

Was unter einer Multilateralbohrung zu verstehen ist, haben wir bereits im Beitrag ExxonMobil bohrt Multilateralbohrung in Erdgaslagerstätte Goldenstedt vom 16.05.2018 erläutert.

Wie dem Schluss des damaligen Beitrags zu entnehmen ist, war die damalige Maßnahme entgegen der Mutmaßung des Verfassers nicht das erste Vorhaben dieser Art. Dennoch fand das erste Vorhaben dieser Art unmittelbar zuvor in der Zechstein-Erdgaslagerstätte Goldenstedt/Visbek statt, und zwar in der eingangs erwähnten Bohrung „Goldenstedt Z25“. Dort wurden gleich zwei Äste gebohrt, die jedoch jeweils keine Fünfigkeit erzielen konnten. Ob dies technisch bedingt war oder der Speicher nicht bzw. verwässert angetroffen wurde, entzieht sich der Kenntnis des Verfassers.

Unmittelbar im Anschluss wurde die Coiled Tubing-Unit der Firma Schlumberger auf die Bohrung „Goldenstedt Z12a“ umgesetzt. Für Details verweisen wir auf den zuvor verlinkten Artikel vom Mai 2018. Im Gegensatz zu den Multilateralbohrungen in der „Goldenstedt Z25“ konnte hier eine Fündigkeit erzielt werden. Gebohrt wurde hier lediglich ein Multilateralast.

Interessant in diesem Zusammenhang ist, dass die EMPG erst in einer Pressemitteilung vom 06.08.2018 bekannt gab, mit welch innovativer Technik die Erschließung zusätzlicher Erdgsreserven erreicht wurde. Eventuell wollte man nach dem vorangegangenen Misserfolg ein positives Ergebnis abwarten. Laut der EMPG konnte die Kapazität der Bohrung dauerhaft um 50 Prozent erhöht werden. Fürwahr kein schlechtes Ergebnis!

Fortgesetzt wurde die Serie mit dem Bestreben zusätzliche Erdgasreserven zu erschließen mit dem Vorhaben „Visbek Z16a“. Hier wurde zunächst mit einer klassischen Bohranlage, in diesem Fall die ehemalige, nun vom tschechischen Unternehmen MND operierte, ITAG Rig 30 eine geologische Ablenkung aus der Stammbohrung „Visbek Z16“. Anschließend sollte mit einer Coiled Tubing-Anlage der Speicher erschlossen werden.

Anhand der im NIBIS-Kartenserver abrufbaren Daten ist jedoch keine Multilateralbohrung durchgeführt worden. Zumindest ist keine entsprechende Bezeichnung (Visbek Z16aM1) hinterlegt, sondern nur „Visbek Z16a (2.)“, was eine 2. technische Ablenkung bezeichnet. Laut einer Pressemitteilung vom 08.02.2019 kam jedoch wieder eine Coiled Tubing-Anlage zum Einsatz. Die Bohrung ist als „gasfündig“ eingestuft, wobei im Ergebnis laut einer uns bekannten Quelle, die wir hier bewusst nicht verlinken, die von der EMPG erhofften 5.000 m³/h nicht erzielt werden konnten, sondern die Zuflüsse marginal sind.

Multilateralbohrungen in weiteren Zechsteinlagerstätten

MND-Rig beim Bohren der „Visbek Z16a“. Foto: Markus Stahmann

Nach den bislang durchwachsenen Ergebnissen der ersten Multilateralbohrungen im Erdgasfeld Goldenstedt/Visbek gab es weitere in anderen von der EMPG betriebenen, an das Staßfurtkarbonat des zweiten Zechsteinzyklus (Ca2) gebundene Gaslagerstätten.

Das nächste Projekt wurde in der südlichsten lean-/sauergasführenden Lagerstätte Niedersachsens, Uchte/Burgmoor, durchgeführt. Standort war die zuvor zweifach geologisch abgelenkte Bohrung mit der entsprechenden Bezeichnung „Uchte Z7b“. Wie bereits beim ersten Multilateralprojekt in der „Goldenstedt Z25“ sind hier zwei Äste gebohrt worden. Mit beiden konnte laut Informationen des NIBIS_Kartenservers eine Fündigkeit erzielt werden.

Anders verhielt es sich jedoch bei der Folgemaßnahme in der Lagerstätte Brettorf/Brinkholz/Neerstedt. Hier wurde Ende April laut EMPG-Pressemitteilung ebenfalls eine Multilateralbohrung durchgeführt. Im NIBIS-Kartenserver sind dazu interessanterweise keine Informationen hinterlegt. Allerdings ist der uns bekannten, hier bewusst nicht verlinkten Quelle zu entnehmen, dass die Bohrung den Speicher verwässert angetroffen hat und somit nicht fündig ist.

Schließlich sollte in der Bohrung „Dötlingen Z3A“ aus dem Jahr 1976 eine Multilateralbohrung (oder auch eine technische Ablenkung?) mit Hilfe einer Coiled Tubing-Anlage zusätzliches Erdgaspotenzial erschlossen werden. Zunächst musste jedoch im untersten Bereich das Stammloch verfüllt und mit einer klassischen Bohranlage ein neues Loch in einen strukturhohen Bereich gebohrt werden. Anschließend sollte wieder unter Verwendung einer Coiled Tubing-Anlage ein Ast kleinen Durchmessers zur Erschließung neuer Erdgasreserven gebohrt werden. Ob dem tatsächlich so war, weiß der Verfasser nicht (siehe Artikel ExxonMobil führt Bohrung Dötlingen Z3A). Der Newsseite der EMPG ist diesbezüglich nichts zu entnehmen. Auch der NIBIS-Kartenserver gibt  dazu keine Auskunft. Dort ist lediglich zu erfahren, dass der potenzielle Speicherhorizont verwässert angetroffen worden ist.

Bilanz der bisherigen Multilateralbohrungen

KCA-Deutag-Bohranlage T-208 auf Erdgasbohrung „Dötlingen Z3A“. Foto: Markus Stahmann, Juni 2019

Insgesamt ergibt sich somit eine durchwachsene Bilanz der Multilateralvorhaben unter Verantwortung der EMPG. Von den insgesamt sechs Projekten konnte nur bei der Hälfte eine Fündigkeit erzielt werden. Zudem entspricht die Förderrate der Bohrung „Visbek Z16a“ nach uns bekannten Informationen nicht den Erwartungen.

Allerdings sind Misserfolge, gerade unter Anwendung neuer Techniken, nicht überraschend. Hinzu kommt, dass die bekannten und erschlossenen deutschen Erdgaslagerstätten inzwischen nahezu allesamt als „matur“ (reif) angesehen werden müssen und sich in nicht wenigen Fällen sogar in der Endphase ihres Lebenszyklus befinden. Bereits zahlreiche klassische Ablenkungen aus Stammbohrungen heraus brachten oftmals nicht den gewünschten Erfolg und trafen die Speicherhorizonte bereits verwässert an. Warum sollte es sich bei Multilateralbohrungen anders verhalten?

Dennoch konnten mit den umgesetzten Projekten zusätzliche Gasreserven erschließen, wodurch auch einhergehend ein volkswirtschaftlicher Nutzen erzielt wurde. Ob es noch weitere Projekte dieser Art geben wird, entzieht sich der Kenntnis des Verfassers. Da dies jedoch nicht auszuschließen ist, ist an dieser Stelle vorsichtig optimistisch von einer Zwischenbilanz, nicht einer endgültigen, die Rede.

 

Artikelfoto: KCA-Deutag-Bohranlage T-208 auf Erdgasbohrung „Dötlingen Z3A“. Foto: Markus Stahmann, Juni 2019

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