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Porentiefe Forschung

erstellt von timo_meyer zuletzt verändert: 31.03.2010 15:49

Als Treibstoff, bei der Energieerzeugung oder der Herstellung von Kunststoffen – Erdöl ist einer der wichtigsten Rohstoffe der Gegenwart. Doch die globalen Reserven des „schwarzen Golds“ gehen unweigerlich zur Neige, verbesserte Verfahren für seine Förderung werden händeringend gesucht.

Die Bergung der ohnehin relativ geringen deutschen Ölvorkommen wird durch ihre erhebliche Tiefe vielerorts zusätzlich erschwert. Groß war deshalb die Euphorie, als im Jahr 1980 Bohrungen im Wattgebiet „Mittelplate“ ungeahnte Erdölvorkommen offenlegten. Eine in Deutschlands größtem Ölfeld errichtete Bohrinsel brachte seit ihrer Fertigstellung 1987 bis heute immerhin rund 20 Millionen Tonnen des wertvollen Rohstoffs zutage. Allerdings kann auch die 485 Millionen Euro teure Ölplattform nicht mehr als rund 20-30 Prozent des Vorkommens von Mittelplate fördern;  Förderraten die gemessen am enormen Erdölbedarf der leistungsstärksten Volkswirtschaft Europas eher gering ausfallen. Wegen ihres schwierigen Standorts in der Mitte des Naturreservoirs Wattenmeer ist die 75 mal 90 Meter große Bohrinsel in Deutschland zudem einzigartig geblieben.

Auch weltweit kommen die Ausbeuten von Öllagerstätten trotz fortschrittlicher Verfahren in der Regel kaum über 30 Prozent hinaus. Dieser recht niedrige Wert hängt unter anderem mit der Durchlässigkeit des Speichergesteins zusammen – die komplexe Porennetzwerkstruktur der Sedimente hält das Öl wie in einem Schwamm gefangen. Selbst technisch aufwändige Verfahren, bei denen zum Beispiel Wasser oder Dampf in die Lagerstätten gepresst wird, um so die Zähflüssigkeit des Rohöls herabzusetzen, können die Abbauquote nicht signifikant steigern. Da diese Verfahren sehr kostenintensiv sind, lassen sie sich zudem nur bei hohen Ölpreisen rentabel anwenden –  das Fördervolumen schwankt folglich mit dem Ölpreis.

Auch wenn der Förderertrag von Erdgas mit rund 65 Prozent über der Quote von Erdöl liegt, so verbleibt auch hier beim Einsatz klassischer Gewinnungsmethoden ein beachtlicher Teil des Energieträgers ungenutzt in der Lagerstätte. Neue technische Möglichkeiten, die die bessere Ausbeutung der Lagerstätten erlauben, würden über Nacht folglich die globalen und deutschen Erdöl- und Erdgasreserven erhöhen.

 

Besseres Verständnis der Lagerstätten

Öl und Gas sammeln sich in ihren Lagerstätten meist in den Hohlräumen der Sedimentgesteine an. Haften die Energieträger dabei direkt an den Oberflächen der Poren des Gesteins, wird ihre Förderung ein besonders schwieriges Unterfangen. Bis die Kräfte dieser Oberflächenhaftung besser verstanden werden, besteht noch erheblicher Forschungsbedarf. Erfolge bei diesem Unterfangen versprechen dafür aber auch einen deutlichen Effizienzgewinn: Bereits vor der Ausbeutung ließe sich der Nutzen einer Lagerstätte besser bestimmen und der angemessene Aufwand für eine potenzielle Förderung realistischer kalkulieren.

Vor diesem Hintergrund möchte das GEOTECHNOLOGIEN-Projekt NanoPorO dazu beitragen, das Verständnis von Lagerstätten zu erhöhen, Fördertechniken besser auf ihren Einsatzort abzustimmen und so höhere Ausbeuten zu erzielen. Das Team um Professor Wlady Altermann, Dr. Robert Stark und Dr. Tanja Drobek von der Münchener Ludwig-Maximilians-Universität untersucht deshalb mit Partnern von der RWE Dea AG unter anderem die Wechselwirkung der Porenoberfläche von Sedimentgesteinen mit Öl oder Wasser. „Den Förderprozess kann man sich anschaulich als den Anstieg einer Flüssigkeit in einer Kapillare vorstellen“, erklärt Robert Stark, „zur Förderung des Öls wird Wasser unter die Lagerstätte gepumpt. Das Wasser steigt mit dem Öl im Kapillarnetzwerk nach oben.“

Dieser in einer Glaskapillare ungestörte Prozess hat im natürlichen System der Sedimente seine Tücken. Tief in der Erde sind die Kapillaren der Lagerstätten zu einem komplexen Netzwerk verbunden, wodurch es vorkommen kann, dass Wasser, welches unter das Rohöl gepumpt wurde, das Öl umspült und einschließt. Geschieht dies, kann das Wasser auf das zähflüssige Öl keinen Druck mehr ausüben, der Transport an die Oberfläche misslingt. „Neben diesem Phänomen können sich auch kleine Gasblasen bilden, die sich dann an Oberflächenrauheiten festsetzen und auf diese Weise die Strömung im Netzwerk beeinflussen“, verdeutlicht Stark. Unklar sei heute noch, welchen Einfluss die Rauheit der Kapillaroberflächen auf das Strömungsverhalten von Öl, Wasser oder Gas ausüben würde.

 

Reizvolle Perspektiven

Das Forscherteam von NanoPorO untersucht deshalb Proben, die die Wissenschaftler aus Bohrungen von Mittelplate und diversen Landbohrungen erhielten, unter Lagerstättenbedingungen von 200 °C und einem Druck von 300 bar. Bei diesen Versuchen kommt noch ein anderer Aspekt des Projekts zum Tragen:  Denn neben einer effektiveren Förderung von Gas und Öl beschäftigen sich die Wissenschaftler auch mit einer anschließenden Verpressung von Kohlendioxid in das Speichermedium. „Dazu untersuchen wir Mineraloberflächen oder synthetische Oberflächen auf ihre Oberflächenrauhigkeit. Die Proben werden dann mit Öl oder Wasser in einer Umgebung mit superkritischem CO2 benetzt“, erklärt Robert Stark.

Noch spielen diese Überlegungen in Deutschland eine eher untergeordnete Rolle, wenn auch im Rahmen von verschiedenen Projekten der GEOTECHNOLOGIEN solche Verfahren bereits erprobt wurden und werden. Da in deutschen Böden ein relativ begrenztes Ölvorkommen von rund 81 Megatonnen schlummert, scheint dabei vor allem eine Konzentration auf die mit 1800-2600 Megatonnen ungleich größeren Erdgaskapazitäten reizvolle Zukunftsperspektiven zu bieten.

RD, iserundschmidt 03/2010


NanoPorO – dieses Akronym steht für „Nanostruktur und Benetzungseigenschaften von Sedimentkorn- und Porenraumoberflächen“ – ist Teil des GEOTECHNOLOGIEN-Forschungsschwerpunkts „Mineraloberflächen: Von atomaren Prozessen zur Geotechnik“. Näheres zu den anderen Projekten dieses Kernbereichs finden Sie hier.

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