SIEMENS

Dass sich Erdöl in Lagerstätten nicht einfach anzapfen und bis zum letzten Tropfen fördern lässt, wissen nicht nur Fachleute. Welche Mengen man fördern kann, hängt von der jeweiligen Lagerstätte und der Beschaffenheit des dort ruhenden "schwarzen Goldes" ab. Gegenwärtig bewegt sich der Ausbeutungsgrad weltweit zwischen 35 und 40 % des Gesamtvorkommens. Dabei gelangen nur etwa 10 % des vorhandenen Erdöls dank des natürlichen Drucks in das drei bis sechs Kilometer tiefe Bohrloch. Von dort werden sie mit einer Ölpumpe an die Oberfläche hinaufgepumpt.

Wenn dieser Druck nachlässt, sind die Ölfirmen auf Hilfsmethoden angewiesen: So lässt sich mit Hilfe von eingepresstem Wasser oder Gas der Öllagerdruck erhöhen. Der künstlich erzeugte Druck verdrängt dabei das Öl und treibt es in das Bohrloch. Durch den Einsatz dieser Technik lässt sich die Produktionsmenge oft um bis zu 20 %, maximal bis zu 30 % erhöhen. Auch die Einleitung von Dampf ist eine Möglichkeit: Sie steigert den Druck und verringert die Zähflüssigkeit des Öls, so dass es leichter in die Bohrung fließen kann. Trotz aller Effektivität haben diese Methoden einen gemeinsamen Nachteil: Sie erfordern anspruchsvolle Technik, die in Relation zur geförderten Ölmenge sehr kostenintensiv ist.

Zeigte früher eine Quelle Erschöpfungserscheinungen, wurde daher oft die Förderung eingestellt und ein neues Erdölfeld erschlossen. Heute konzentrieren sich die Förderunternehmen vermehrt wieder auf alte Vorkommen, um dort die Förderquote in die Höhe zu treiben, nicht zuletzt wegen der langfristig steigenden Rohölpreise. Einer jüngeren Studie des US-Energieministeriums zufolge bergen die "reifen" Felder in der westlichen Welt bis zu 200 Mrd. Barrel Öl (ein Barrel entspricht 159 l), mindestens 89 Milliarden davon könnten sich mit den genannten Methoden nachträglich gewinnen lassen. Diese Zahl dürfte sogar noch höher ausfallen, wenn die Fördertechniken weiter verbessert werden.

Mit dieser Aufgabe beschäftigt sich der Physiker Dr. Andrey Bartenev, Leiter der Abteilung "Energietechnik und Energieressourcen" bei Siemens Corporate Technology (CT) in Moskau. Sein Team widmet sich unter anderem der Modernisierung älterer Bohranlagen in Russland und konnte für die Forschungen den Ölkonzern Rosneft, mit 75.000 Mitarbeitern und einer jährlichen Förderung von etwa 110 Mio. t die Nummer eins in der russischen Ölförderung, als Kooperationspartner gewinnen.

Schaum auf Säurebasis. In Bartenevs Abteilung haben sich die Siemens-Ingenieure Dr. Vitaly Malinin und Dr. Stepan Polikov auf Erdöllagerreinigungen spezialisiert und zusammen mit RN-Ufanipineft, einem der drei Rosneft-eigenen Forschungsinstitute, in der Stadt Ufa nahe des Uralgebirges die Arbeit aufgenommen. Das Ergebnis ist eine effektive und kostengünstige Methode, um die Durchflussmenge in der bohrlochnahen Zone zu erhöhen – mit einem aus Wasser, Salzsäure und anderen Chemikalien bestehenden Schaum.

Diese Methode beruht auf einer seit langem praktizierten Ölquellenreinigung. Dazu gehört der Einsatz einer Säurelösung, um die in erdölhaltigen Sedimenten störenden Verunreinigungen, darunter Kalzium, Gips oder Bariumsulfate, mit einer Säurelösung aufzulösen, da diese den Durchfluss des Öls zum Bohrloch sonst blockieren. Nach der Flutung wird die Lösung herausgepumpt und der betroffene Untergrund mit Wasser gereinigt. Ohne eine solche Behandlung, die in der Regel alle zwei bis fünf Jahre angewendet wird, würde die Ausbeute der etwa eine Million Bohrlöcher, die weltweit jährlich 30 Mrd. Barrel fördern, um 30 % schrumpfen. Dennoch blieb bisher die Effektivität einer solchen Reinigung hinter den Erwartungen zurück. "Wenn ein Ölquellengrund mit nur einer Säurelösung behandelt wird, gelangt der Großteil der Chemikalien nicht unbedingt in die vorgesehenen Zonen, um dort die Blockierer zu beseitigen", erläutert Bartenev. Nachdem die Lösung in das Bohrloch eingekippt wird, verschwindet sie zum Teil in Sedimentschichten, wo sie gar nicht nötig ist.

Bei der Erforschung des Mehrphasen-Filtrations-Prozesses fanden die CT-Fachleute einen Weg, um sicherzustellen, dass die Flüssigkeit genau dorthin gelangt, wo sie wirklich gebraucht wird. "Dieser Schaum, der im ersten Schritt in das Bohrloch eingebracht wird, versiegelt weitgehend jene Bereiche im Förderuntergrund, die gar nicht gereinigt werden müssen, jedoch stets grosse Mengen der Lösung schlucken", stellte der russische Forscher bei ausgiebigen Computer-Simulationen fest.

Bereits nach fünf Monaten konnte die Arbeit im Februar 2008 abgeschlossen werden, dazu hatte man die Computer-Infrastruktur von Siemens CT Russland eingesetzt. Damit konnten Bartenevs Worten zufolge nicht nur Probleme der Strömungsprozesse gelöst werden. Als Ergänzung zu den numerischen Berechnungen leitete man ein Analysemodell ab, dank dessen die Forscher den technologischen Hintergrund besser verstehen konnten. Seit Frühjahr 2008 greift Rosneft auf die Ergebnisse zurück. "Die neue Lösung hat uns tiefere Einblicke bei der Frage verschafft, wie die Durchlässigkeit der stark porösen Abschnitte verringert werden kann und die Säuremischung genau in jene Gebiete gelangt, in denen Blockierer beseitigt werden müssen. Dann fliesst das Öl leichter in Richtung Pumpe", resümiert Bartenev.

Um die Wirkung der Säure-Schaum-Behandlungen erforschen zu können, erhielt sein Team von Rosneft eine Fülle von Zahlen, etwa über die jeweilige Bohrlochtiefe, Durchlässigkeit, Druckverhältnisse und den Durchfluss, die das staatliche Unternehmen bei der Arbeit in den Ölfeldern systematisch ermittelt und festgehalten hat. "Dank all dieser Daten aus den Bohrlöchern ist es uns gelungen, ein detailliertes analytisches Modell für die Schaum-Säure-Behandlung zu entwickeln", fügt Bartenev hinzu.

Die Schaum-Methode kann freilich das Förderniveau nicht immer auf den durchschnittlichen Wert, das bei frisch erschlossenen Quellen bei 700 Barrel täglich liegt, zurückbringen. Rosneft fördert pro Quelle eine durchschnittliche Tagesmenge von 100 Barrel. Es hat sich jedoch bestätigt, dass das neue Modell im Vergleich zu herkömmlichen chemischen Reinigungsmethoden zu einer deutlichen Steigerung der Ölproduktion führt.

Bei 27 überwachten Ölquellen stellte man fest, dass mit der Säurereinigung eine Erhöhung der täglichen Durchflussmenge um durchschnittlich 8,6 t erzielt wurde, der Schaum mit anschliessender Säureeinkippung dagegen eine Durchflussmenge von etwa 17 t ermöglichte. Darüber hinaus werden durch den Versiegelungseffekt weniger Chemikalien benötigt. Auf diese Weise könne Zeit und Geld eingespart werden, zudem reduziert sich die chemische Belastung für die Umwelt.

Weitere Projekte in Planung. Weil die CT-Forscher bei dieser Kooperation die praktische Erfahrung und das umfangreiche Datenmaterial von Rosneft nutzen konnten, "haben wir auf dem Gebiet der Schaum-Säure-Behandlung neues, wertvolles Wissen erworben. So konnten wir unsere Fähigkeiten beweisen: eine gute Grundlage für künftige Geschäftsbeziehungen mit Rosneft", meint Andrey Bartenev zuversichtlich. "Wir haben bereits Gespräche über eine geplante engere Zusammenarbeit aufgenommen, um die in der Öl- und Gas-Betriebsautomatisierungstechnik benützten Geräte wesentlich zu verbessern." Ein weiteres gemeinsames Thema ist die Gewinnung von Öl aus Ölschiefer. Dazu wurde bereits eine Machbarkeitsstudie eingeleitet.

Auch bei Rosneft herrscht diesbezüglich ein optimistischer Grundton: "Die gemeinsame Arbeit war für beide Seiten sehr anregend. Wir haben auf einem konkreten Gebiet Wissen ausgetauscht und die Stärken von Siemens CT Russland sowie RN-Ufanipineft zusammengeführt und gebündelt – das gibt auch schon die künftige Richtung vor," bekräftigt Vladimir Savichev, Leiter der Abteilung Produktion, Entwicklung und Forschung des Zentrums in Ufa.