Erdöl und Erdgas in Deutschland https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de Sun, 26 Jul 2020 16:26:42 +0000 de-DE hourly 1 https://wordpress.org/?v=5.3.4 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/#respond 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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Multilateralbohrungen in deutschen Zechsteinlagerstätten – Eine Zwischenbilanz https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/multilateralbohrungen-in-deutschen-zechsteinlagerstaetten-eine-zwischenbilanz/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/multilateralbohrungen-in-deutschen-zechsteinlagerstaetten-eine-zwischenbilanz/#respond Tue, 25 Feb 2020 17:01:39 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8429 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 […]

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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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Ölfeld Bramberge – Zentrale Aufbereitungsanlage wird modernisiert https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/oelfeld-bramberge-zentrale-aufbereitungsanlage-wird-modernisiert/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/oelfeld-bramberge-zentrale-aufbereitungsanlage-wird-modernisiert/#respond Sun, 12 Jan 2020 18:01:27 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8421 Am westlichsten Ende Niedersachsen, im Emsland sowie in der Grafschaft Bentheim, befinden sich die bedeutendsten Onshore-Erdöllagerstätten Deutschlands. Der Beginn der Förderung datiert in das Jahr 1942 aus dem längst aufgegebenen Feld Lingen-Dalum. Erst 15 Jahre später kam dann das Ölfeld Bramberge hinzu. Mit einer kumulativen Fördermenge von 20,1 Millionen Tonnen (Stand 31.12.2018) ist es das […]

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Am westlichsten Ende Niedersachsen, im Emsland sowie in der Grafschaft Bentheim, befinden sich die bedeutendsten Onshore-Erdöllagerstätten Deutschlands. Der Beginn der Förderung datiert in das Jahr 1942 aus dem längst aufgegebenen Feld Lingen-Dalum. Erst 15 Jahre später kam dann das Ölfeld Bramberge hinzu. Mit einer kumulativen Fördermenge von 20,1 Millionen Tonnen (Stand 31.12.2018) ist es das wenige Kilometer östlich der Ems gelegene Feld das drittgrößte knapp vor der westlich der Ems gelegenen Lagerstätte Georgsdorf mit 19,3 Mio. t. Nun gab der Betreiber des Ölfelds Bramberge, Neptune Energy, bekannt, die zentrale Aufbereitungsanlage zu modernisieren.

Zukunft vom Ölfeld Bramberge wird gesichert

Gegenwärtig wird das aus der Lagerstätte Bramberge geförderte Erdöl auf einem 39.000 Quadratmeter großen Betriebsplatz aufbereitet. Dieser besteht bereits seit den 1950er Jahren. Die darauf befindlichen Prozessanlagen zur Aufbereitung des Öls für die weitere Verarbeitung sind im Laufe der Zeit immer wieder erneuert worden. Mit der nun beschlossenen Investition soll die Zukunft der Erdölförderung am Standort für die Zukunft gesichert werden.

Die Entscheidung zur Umsetzung dieses Vorhabens zeige, dass der Öl- und Gasförderer Neptune Energy, dessen deutsche Tochter ihren Sitz im nahen Lingen hat, fest an die Erdöl- und Erdgasförderung in Deutschland und besonders in der Region glaubt und seine Position weiter ausbaut, so sinngemäß der Geschäftsführer Andreas Scheck laut Pressemitteilung vom 06.01.2020. Zur Stärkung der Position im Emsland sowie in der benachbarten Grafschaft Bentheim hat das Unternehmen Anteile an Erdöl- und Erdgasfeldern vom Mitbewerber Wintershall Dea erworben, u.a. auch am Ölfeld Bramberge.

Modernisierung erfolgt in zwei Phasen

Die Modernisierung der Aufbereitungsanlagen wird nach Angaben von Neptune Energy in zwei Phasen umgesetzt. Zunächsterfolgt die Demontage zweier Tanks bei laufendem Betrieb. Anschließend erfolgt die Herstellung neuer Fundamente und die Errichtung von zwei neuen Tanks. Erst nach deren Fertigstellung werden weitere Umbau- und Installationsarbeiten vorgenommen. Nach Abschluss des Vorhabens wird eine kleinere Anlage auf dem Betriebsplatz in Bramberge stehen. Ziel der Arbeiten ist es, die Verfahrenstechnik zu optimieren und die Produktivität der Anlage zu erhöhen, so Geschäftsführer Scheck. Der Abschluss der Modernisierung ist nach jetzigem Planungsstand für 2022 oder 2023 vorgesehen. 2019 sind aus der Lagerstätte Bramberge knapp 65.000 Tonnen Erdöl gefördert worden.

Unabhängig von der Pressemitteilung haben unsere Recherchen ergeben, dass im Ölfeld Bramberge drei Neubohrungen geplant sind. Es handelt sich hierbei um im Netz verfügbare behördliche Informationen. Wir werden darüber berichten, sobald uns weitere Informationen, beispielsweise die offizielle Ankündigung durch Neptune Energy, zur Umsetzung dieser Vorhaben vorliegen. Bis dahin halten wir uns bedeckt und verbleiben mit einem bergmännischen Glück Auf!

 

 

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Gasförderung in Völkersen wird 2036 eingestellt https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/gasfoerderung-in-voelkersen-wird-2036-eingestellt/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/gasfoerderung-in-voelkersen-wird-2036-eingestellt/#respond Fri, 06 Dec 2019 16:53:21 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8409 Am 20. November 2019 bebte bei Verden zum wiederholten Male spürbar die Erde. Als Auslöser wird die seit 1992 laufende Gasförderung in Völkersen und umzu angesehen. Weil bei einigen der seismischen Ereignisse, so auch bei denen vom 20. November, leichte Gebäudeschäden hervorgerufen worden sind, fordern Teile der Bevölkerung sowie einige Politiker das sofortige Aus der […]

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Am 20. November 2019 bebte bei Verden zum wiederholten Male spürbar die Erde. Als Auslöser wird die seit 1992 laufende Gasförderung in Völkersen und umzu angesehen. Weil bei einigen der seismischen Ereignisse, so auch bei denen vom 20. November, leichte Gebäudeschäden hervorgerufen worden sind, fordern Teile der Bevölkerung sowie einige Politiker das sofortige Aus der Erdgasproduktion. Mit einer Pressemitteilung vom 05.12.2019 trat nun der Betreiber der Erdgaslagerstätte Völkersen/Völkersen-Nord, die Wintershall Dea GmbH an die Öffentlichkeit, um die Zukunft der dortigen Erdgasgewinnung darzulegen.

Historischer Abriss der Gasförderung in Völkersen

Bohranlage T-160 beim Abteufen der „Völkersen Z2a“. Foto: S. Arndt, Mai 2013

Alles begann mit der Aufschlussbohrung „Völkersen Z1“, die im Sommer 1992 ein Erdgasvorkommen in ca. 5 Kilometern Tiefe in Sandsteinen des Rotliegend antraf. Die im Test ermittelte initiale Förderrate von über 20.000 Kubikmetern Erdgas pro Stunde (zum Vergleich: ein durchschnittlicher Haushalt benötigt ca. 4.000 Kubikmeter im Jahr) deuteten auf ein „wirtschaftlich sehr interessantes Gasvorkommen hin, das noch Erweiterungsmöglichkeiten bietet“, so der Jahresbericht „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 1992“ des damaligen Niedersächsischen Landesamtes für Bodenforschung, heute Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG).

Tatsächlich konnte mit der Folgebohrung „Völkersen Z2“, die im Mai 1995 beendet wurde, ebenfalls Erdgas nachgewiesen werden. Zuvor stieß die parallel abgeteufte Teilfeldsuchbohrung „Völkersen-Nord Z1“ im September 1993 auf Erdgas. Im gleichen Jahr begann die reguläre Förderung aus dem Feldesteil „Völkersen“. 1995 folgte die Aufnahme der regulären Produktion im Feldesteil „Völkersen-Nord“. In diesem Jahr sind aus nur drei Fördersonden fast 300 Millionen Kubikmeter Erdgas gewonnen worden (Erdgasförderung 1949-1996, LBEG).

In den Folgejahren wurden weitere Bohrungen in beiden Feldesteilen niedergebracht, die allesamt mehr oder weniger erfolgreich waren. Lediglich die erste sowie die zweite geologische Ablenkung aus der „Völkersen-Nord Z4“ blieben ohne Erfolg. Das Ergebnis der dritten geologischen Ablenkung „Völkersen-Nord Z4c“, die erst in diesem Jahr durchgeführt wurde, steht noch aus.

Insgesamt sind im Feldesteil „Völkersen“ 11 sowie im Feldesteil „Völkersen-Nord“ 7 Bohrungen (jeweils ohne geologische und technische Ablenkungen) niedergebracht worden. Hinzu kam mit der „Völkersen H1“ eine Hilfsbohrung zur Entsorgung mitgeförderten Lagerstättenwassers in einen abgeschlossenen Salzwasserleiter. Die meisten der Bohrungen sind mit der unternehmenseigenen Bohranlage „T-160“ niedergebracht worden, die fast ausnahmslos in diesem einen Gasfeld im Einsatz war.

Im Jahr 2001 ist erstmals die Hürde von 1 Milliarde Kubikmetern pro Jahr Erdgas aus 9 Fördersonden genommen worden. Der Höhepunkt ist schließlich 2008 mit 1,34 Mrd. m³ aus 12 aktiven Bohrungen erreicht worden. Dieses Niveau konnte zwischen 2006 und 2012 recht stabil gehalten werden, wobei die Förderung aus 11 bis 15 Produktionsbohrungen erfolgte. Ab 2013 ist ein langsamer Förderrückgang auf 0,81 Mrd. m³ im Jahr 2018 zu verzeichnen. Die Förderung erfolgte in diesem Zeitraum aus bis zu 16 aktiven Sonden.

Zwischenfall brachte Teile der Bevölkerung in Aufruhr

Bohranlage T-160 beim Abteufen der „Völkersen Z2a“. Foto: S. Arndt, Mai 2013

Mit Jahresbeginn 2011 keimte in Deutschland Widerstand gegen neue Erdgasprojekte auf. Hintergrund ist die unkritische Ausstrahlung und mediale Diskussion um den pseudodokumentarischen Film „Gasland“. Hauptsächlich ging es in diesem Film um angebliche Trinkwasserverschmutzungen durch die Anwendung des seit 1949 kommerziel genutzten Verfahrens namens „Hydraulic Fracturing“, das bereits zuvor in den abkürzungsliebenden USA sinnentstellend zu „Fracking“ verkürzt wurde.

Ungefähr zeitgleich ist im Zusammenhang mit der Gasförderung in Völkersen ein Grundwasserschaden im unmittelbaren Umfeld des Leitungssystems zum Transport von natürlich anfallendem Lagerstättenwasser (LaWa) bekannt geworden. Dort ist in Bereichen, in denen die Leitung aus PE 100 in obflächennahe grundwasserführende Bodenschichten verlegt wurde, Benzol in deutlich überhöhten Konzentrationen in 1 bis 2 Metern Umgebung festgestellt worden.

Fälschlicherweise wurde durch einige recherchefaule Medien das LaWa zu „Fracking“-Abwasser umgedeutet. Dazu kam es, dass Journalisten meinten in Erfahrung gebracht zu haben, dass das vermeintlich neue Fracverfahren auch bei der Gasförderung in Völkersen zur Anwendung käme und in den Leitungen rückgefördertes „Frackingwasser“ (backflow) transportiert würde. Zwar fand das Fracverfahren als förderoptimierende Maßnahme tatsächlich Anwendung in einigen Bohrungen, backflow wurde in den Leitungen jedoch nicht transportiert.

Dieser medial aufgebauschte Zwischenfall, der zudem noch fälschlicherweise mit dem Reizthema „Fracking“ in Zusammenhang gebracht wurde, rief einige umweltbesorgte Anwohner auf den Plan, die umgehend eine Bürgerinitiative namens „No Fracking“ ins Leben riefen.

Zur Klarstellung: Dieser Zwischenfall soll von uns keinesfalls verharmlost werden. Nur war er auch längst nicht so dramatisch, wie von Bürgerinitiative, Umweltverbänden sowie Medien im engen Schulterschluss verbreitet. Dass ein bekannter Kartoffelveredler die Ernte nicht mehr abnahm, hatte nicht etwa etwas mit tatsächlich ermittelten Schadstoffgehalten in den Pflanzen zu tun (die waren tatsächlich schadstofffrei), sondern ist der Überdramatisierung durch die oben genannten Kreise geschuldet.

Als dann Ende 2012 im Bereich der Erdgaslagerstätte die Erde spürbar bebte, fühlten sich die Kritiker in ihrer Skepsis bestätigt. Auch in diesem Fall wurde sowohl von Medien als auch der lokalen BI fälschlicherweise das Fracverfahren für das Beben verantwortlich gemacht. Eine sachliche Auseinandersetzung mit dem Thema Gasförderung in Völkersen und umzu war von nun an quasi unmöglich und von außen betrachtet seitens der Kritiker nicht gewollt.

Wie geht es weiter mit der Gasförderung in Völkersen?

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

Das spürbare Beben vom 22.11.2012 war der Beginn einer unregelmäßigen Serie wahrgenommener seismischer Ereignisse im Bereich der Erdgaslagerstätte Völkersen/Völkersen-Nord. Leider riefen einige davon leichte Gebäudeschäden hervor, was den Unmut der Betroffenen verstärkte und die Akzeptanz der regionalen Erdgasproduktion weiter verringerte. Daran änderte auch das Entgegenkommen des Betreibers nichts, wie z.B. die freiwillige Einstellung der LaWa-Versenkung über die Bohrung „Völkersen H1“.

Nach dem jüngsten Ereignis, das abermals leichte Gebäudeschäden (Risse im Putz) verursachte, wurden abermals Forderungen nach einem sofortigen Förderstopp laut. Als vermeintlicher Präzedenzfall werden diesbezüglich die Niederlande angeführt, die 2022 die Förderung aus der riesigen Lagerstätte „Groningen“ vorzeitig einstellen wollen. Allerdings hat es dort nicht nur leichte Gebäudeschäden gegeben, sondern sogar aufgrund der geringeren Herdtiefe der Beben sogar strukturelle. Dennoch erfolgte kein sofortiger Ausstieg.

Wintershall Dea als Betreiber der Lagerstätte „Völkersen/Völkersen-Nord“ reagierte nun gut zwei Wochen später auf die Erdstöße.

Das Unternehmen erkennt an, dass die Erdstöße am Abend des 20.11.2019 Gebäudeschäden verursacht haben. Ferner erkennt Wintershall Dea an, dass die Erdstöße aufgrund der Faktenlage auf die Gasförderung in Völkersen und Umgebung zurückzuführen sind. Deshalb sollen Gebäudeschäden, die auf die Erdstöße zurückzuführen sind, „zeitnah und unbürokratisch“ reguliert werden.

Zudem wird es keine neuen Bohrungen zur Entwicklung der Lagerstätte geben. Damit wird das kontrovers diskutierte Vorhaben „Völkersen Z12“ (LINK) wohl nicht mehr umgesetzt werden. Das Unternehmen gibt an, die Produktion nicht weiter auszubauen. Bestehende Förderbohrungen sollen bis zur natürlichen Erschöpfung ausgefördert werden, so dass die Produktion kontinuierlich sinken wird. Wintershall Dea geht davon aus, dass es auch in Zukunft zu keinen strukturellen Gebäudeschäden infolge durch die Gasförderung hervorgerufener Erdstöße geben wird und hält die Gewinnung der bereits nachgewiesenen Erdgasreserven der Lagerstätte für vertretbar.

Zudem soll das vorhandene seismographische Überwachungsnetz ausgebaut und die wissenschaftliche Begleitung intensiviert werden.Ferner verpflichtet sich Wintershall Dea „zu einem lösungsorientierten und kontinuierlichen Dialog mit Anwohnern und Lokalpolitikern. Bei gleichzeitiger unabhängiger, wissenschaftlicher Begleitung – und voller Transparenz.“

Nach übereinstimmenden Meldungen der Lokalpresse (Kreiszeitung Verden) sowie des NDR (LINK) ist 2036 Schluss mit der Gasförderung in Völkersen. Die Lagerstätte sei zu 80 Prozent ausgefördert. Da nach Angaben des LBEG-Jahresberichts Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2018 bislang rund 24 Mrd. m³ Erdgas gewonnen worden sind, dürften noch weitere 6 Mrd. m³ gewinnbar sein.

 

Artikelfoto: Bohranlage T-160 beim Abteufen der „Völkersen-Nord Z4c“, ihrem bis auf Weiteres letzten Einsatz. Foto: S. Arndt, März 2019

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Bald Bohrtürme in der östlichen Altmark? https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bald-bohrtuerme-in-der-oestlichen-altmark/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bald-bohrtuerme-in-der-oestlichen-altmark/#comments Sun, 01 Dec 2019 17:32:04 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8391 In der westlichen Altmark im Norden von Sachsen-Anhalt befindet sich die größte Erdgaslagerstätte Deutschlands. Im August diesen Jahres wurde das 50. Förderjubiläum begangen. Trotz intensiver Erkundungstätigkeiten konnte zu DDR-Zeiten in der östlichen Altmark keine Erdgaslagerstätte nachgewiesen werden. Noch mehr gilt dies für Erdöllagerstätten. Von geologisch recht eng begrenzten Gebieten in Mecklenburg-Vorpommern, Ost- und Südostbrandenburg sowie […]

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In der westlichen Altmark im Norden von Sachsen-Anhalt befindet sich die größte Erdgaslagerstätte Deutschlands. Im August diesen Jahres wurde das 50. Förderjubiläum begangen. Trotz intensiver Erkundungstätigkeiten konnte zu DDR-Zeiten in der östlichen Altmark keine Erdgaslagerstätte nachgewiesen werden. Noch mehr gilt dies für Erdöllagerstätten. Von geologisch recht eng begrenzten Gebieten in Mecklenburg-Vorpommern, Ost- und Südostbrandenburg sowie dem Thüringer Becken gilt Ostdeutschland als nicht erdölhöffig. Doch glaubt man einer Schlagzeile der „Salzwedeler Volksstimme“ stehen in der Ostaltmark bald Bohrungen auf Erdöl und Erdgas bevor. Warum dies mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit nicht der Fall sein wird, erläutert der folgende Beitrag.

Irreführende Artikelüberschrift

Gasförderung Altmark

Erdgasförderbohrung „Püggen 117“, im Hintergrund Ablenkungsbohrung der „Püggen 1“. Foto: Steven Arndt, Mai 2013

Als in der Westaltmark Geborener und Aufgewachsener schaut der Verfasser regelmäßig auf den Onlineportalen der beiden Regionalpostillen „Salzwedeler Volksstimme“ und „Altmarkzeitung“ nach, ob es nennenswerte Neuigkeiten aus der alten Heimat gibt. Ein gewisser Fokus liegt dabei natürlich auch auf Nachrichten zur noch laufenden Erdgasförderung.

Ein mit „Landesbergamt erlaubt Bohrungen“ überschriebener Artikel von 26.11.2019 weckte gleichsam Neugier sowie Skepsis. Skepsis vor allem deshalb, weil im Reiter des Browsers der Luftkurort Arendsee angegeben war. Arendsee befindet sich außerhalb der bekannten westaltmärkischen Erdgaslagerstätten. Erkundungsbohrungen rund um den Ort in den 1980er Jahren, zuletzt die Bohrung „E Genzien 1/89“ 1989, waren nicht fündig.

Zudem weist der Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2018 für das Gebiet keine Aufsuchungserlaubnis aus. Auch eine Förderbewilligung nach Bundesberggesetz oder gar ein noch aus DDR-Zeiten stammendes Bergwerksfeld sind dem Verfasser weder bekannt noch ergab eine Recherche ein entsprechendes Ergebnis.

Doch die Einleitung zum Artikel sowie der Artikel selbst brachten ein wenig Klarheit in die Angelegenheit. Denn es ist die Rede von einer genehmigten Aufsuchung nach Erdöl und Erdgas. Das Interessante daran ist, dass sich der Artikel nicht etwa auf eine Bekanntmachung des Landesamtes für Geologie und Bergwesen Sachsen-Anhalt (LAGB) beruft, sondern eine Pressemitteilung der Bürgerinitiative (BI) „Saubere Umwelt & Energie Altmark“.

Diese habe angeblich zufällig von der Erteilung der Aufsuchungserlaubnis erfahren. Tatsächlich wird es sich wohl eher so zugetragen haben, dass die BI die Seite mit öffentlichen Bekanntmachungen des LAGB regelmäßig durchstöbert und dabei auf diese Mitteilung gestoßen ist.

Eigene Recherchen, wie z.B. eine Nachfrage beim LAGB hat die Autorin der „Salzwedeler Volksstimme“ offensichtlich nicht angestellt. Denn ansonsten stünden sowohl die Bezeichnung der Aufsuchungserlaubnis sowie das Unternehmen, dem die Erlaubnis erteilt wurde, im Artikel. Das ist aber kein Problem, das erledigen wir gerne!

Landesbergbehörde vergibt Aufsuchungserlaubnis „Thielbeer“

Lage der Aufsuchungserlaubnis Thielbeer. Quelle: LAGB

Aus Sicht des Verfassers kamen nur zwei Unternehmen in Frage, an die die Aufsuchungserlaubnis erteilt worden ist. Naheliegend wäre Neptune Energy als Betreiber des Erdgaslagerstättenkomplexes „Altmark“ gewesen. Schließlich ist dem Unternehmen bereits vor einigen Jahren die Aufsuchungserlaubnis „Kunrau“ rund um das isolierte südlichste Teilglied des Komplexes mit der Bezeichnung „Wenze“ erteilt worden. Die Erlaubnis ist inzwischen abgelaufen, ohne das eine einzige technische Maßnahme erfolgte.

Dabei war sich die „Salzwedeler Volksstimme“ doch so sicher, dass sich dort ein „riesiges Gasfeld“ befände. In diesem Zusammenhang möchten wir auf unseren Beitrag Das stille Erlöschen der Aufsuchungserlaubnis Kunrau in der Altmark vom 12.07.2017 verweisen.

In diesem Zusammenhang ist es wichtig zu wissen, dass mit der Erteilung einer Aufsuchungserlaubnis ausdrücklich nicht die Genehmigung technischer Maßnahmen, seien es nun geophysikalische Erkundungsarbeiten oder gar Bohrungen selbst, einhergeht. Dazu das Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) Niedersachsens (Erlaubnis):

Die Erteilung einer Erlaubnis berechtigt den Inhaber nicht zu tatsächlichen Aufsuchungshandlungen sondern stellt lediglich einen Rechtstitel dar, mit dem ihm lediglich aufgrund der nachzuweisenden Eignung das grundsätzliche und ausschließliche Recht zugewiesen wird, die Aufsuchung in dem ihm zugesprochenen Erlaubnisfeld vorzunehmen. Tatsächliche Aufsuchungshandlungen dürfen nur aufgrund zugelassener Betriebspläne (§ 51 ff BBergG) erfolgen. LBEG Niedersachsen.

Als zweites Unternehmen kam dem Verfasser die Geo Exploration Technologies GmbH (GET) in den Sinn.

Diese hatte zum 01.01.2014 die Aufsuchungserlaubnis „Prezelle“ im niedersächsischen Wendland durch das LBEG erteilt bekommen, die zum 31.12.2019 ausläuft. Sie schließt sich unmittelbar an die nun durch das LAGB erteilte Erlaubnis mit der Bezeichnung „Thielbeer“ (kleines Dorf 4 km südlich von Arendsee) in Sachsen-Anhalt an (PDF zum Download). Und tatsächlich ist die Erlaubnis an GET vergeben worden.

Warum mit Bohrungen in der östlichen Altmark nicht zu rechnen ist

Bohranlage T-47 der (damals) EEW beim Ablenken der Bohrung „Püggen 1“. Foto: Steven Arndt, Mai 2013

In der Erlaubnis „Prezelle“ vermutete GET nach eigenen Angaben vom 04.12.2014 ein bedeutendes Potenzial an Kohlenwasserstoffen und dabei speziell Erdöl. Als erfolgversprechende Explorationsmethode sollte dabei die unternehmenseigene Entwicklung namens „Hydroscan“ dienen. Hierbei handelt es sich um eine helikoptergestützte elektromagnetische Erkundungsmethode, die HIER beschrieben wird.

Ob tatsächlich diese hubschraubergestützte Methode in der Erlaubnis „Prezelle“ durchgeführt wurde, entzieht sich der Kenntnis des Verfassers. Jedenfalls hat sie offensichtlich nicht zum erhofften Erfolg, dem Nachweis einer erdölhöffigen Struktur, geführt. Denn eine Erkundungsbohrung ist bis kurz vor Ablauf der Erlaubnis am 31.12.2019 weder durchgeführt noch beantragt worden.

Es ist sowieso erstaunlich, dass GET im Gebiet der Erlaubnis ein größeres Potenzial an Erdöllagerstätten angenommen hat. Denn schließlich wurde dort in der Vergangenheit bereits recht intensiv exploriert.

Gleiches gilt für das benachbarte Gebiet in der Altmark. Denn wie bereits dargelegt waren Erkundungsbohrungen auf Erdgas nicht erfolgreich. Selbst wenn Erdgas vorhanden wäre, wäre mit einer schlechten Qualität zu rechnen gewesen, die aufwendige Aufbereitungsmaßnahmen nach sich zögen. Denn je weiter östlich sich die bekannten altmärkischen Gasvorkommen befinden, umso niedriger ist der Gehalt brennbaren Methans.

Mit Erdöl ist in der Region überhaupt nicht zu rechnen. Sämtliche Erkundungsbohrungen oberhalb des Oberperms konnten westlich des Hamburg-Gifhorner Doggertrogs zu keinem einzigen Nachweis einer Erdöllagerstätte auf dem Gebiet Deutschlands führen. Zahlreiche Erkundungsbohrungen in den 1950er Jahren im Bereich von Salzstöcken im südwestlichen Mecklenburg-Vorpommern waren allesamt trocken! Insofern ist es schon fraglich, was sich GET erhofft und es ist mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass es keine Bohrungen auf Erdöl oder Erdgas in der östlichen Altmark geben wird.

Wieder Riesenwelle um Nichts?

Erdgas Altmark

Gassammelpunkt Püggen. Foto: Steven Arndt, Mai 2013

Fraglich ist aber auch, warum sich eine Regionalzeitung einzig und allein auf Aussagen einer BI verlässt, anstatt sich bei der Erarbeitung eines Artikels zumindest ergänzend bei der zuständigen Behörde zu informieren.

Es kann nicht angehen, dass diesbezüglich ein kleiner Blog fachliche Aufklärungsarbeit leisten muss, dessen Reichweite aufgrund seiner speziellen Ausrichtung recht eingeschränkt ist.

Letzten Endes wird es sich so verhalten, dass dank der unkritischen Übernahme einer voreingenommenen BI inklusive Bewerbung ihrer „Informationsveranstaltung“ am 03.12.2019 in Arendsee eine Riesenwelle der Verunsicherung der lokalen Bevölkerung erzeugt wird. Das war bereits im Zusammenhang mit der Erteilung der Aufsuchungserlaubnis „Kunrau“ in der Südwestaltmark der Fall und auch im Zusammenhang mit der Erlaubnis „Prezelle“ kam es zu einer nicht nachvollziehbaren Gründung einer „Dagegen“ – BI.

Letztlich verliefen die Riesenwellen im Nichts und es wäre begrüßenswert gewesen, wenn sowohl BI als auch Medien ihre Schlüsse daraus gezogen hätten, im Irrtum gewesen zu sein. Doch zumindest von den BI ist es wahrscheinlich zu viel verlangt anzuerkennen, dass das Auslaufen von Aufsuchungserlaubnissen ein ganz normaler Prozess ist, der nicht ihres Zutuns bedarf. Denn schon vor dem Widerstand gegen die inländische Gewinnung von Erdöl und Erdgas war das Erlöschen von Erlaubnissen gang und gäbe.

 

Artikelfoto: MBWS-Anlage T-49 beim Workover einer Erdgasbohrung in der Altmark. Foto: Steven Arndt, Januar 2018.

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