Ölrausch für die Kleinen

Technik

Exploration - Norwegens Ölfelder haben nach 45 Jahren Förderung ihren Peak längst hinter sich. Doch mit der Einbindung von kleineren Firmen könnte sich das wieder ändern. Die Funde sind zum Teil beträchtlich, wie das Beispiel der VNG Norge beweist.

23. Oktober 2014

Es war Mitte April dieses Jahres, als in der obersten Etage des gläsernen Verwaltungsgebäudes der Leipziger Verbundnetz Gas (VNG) das eine oder andere Fläschchen Champagner seinen Korken knallen lassen musste: Die norwegische Tochtergesellschaft VNG Norge hatte soeben gemeldet, dass die seit Januar laufende Erkundungsbohrung Pil auf der Lizenz PL 586 in rund 3.500m Tiefe einen Fund von erheblichem Ausmaß gemacht hatte. Zwei Monate später brachte eine weitere Ablenkungsbohrung im benachbarten, aber nicht mit Pil verbundenen Feld Bue ein positives Ergebnis. Alle waren begeistert: Die Auswertung der Daten ergaben förderbare Mengen, die in der Bandbreite von 60 bis knapp 200Mio.t Öl und Gas liegen. Das ist der mit Abstand größte Fund im norwegischen Kontinentalschelf des laufenden Jahres. Auch im Ranking der letzten zehn Jahre liegt er auf einem Top-Platz.

Rückerstattung bei Trockener Bohrung

Dabei sah es lange Zeit so aus, als hätte der Norwegische Kontinental-Sockel seine beste Zeit hinter sich. Seit den 70er-Jahren sprudelten hier, zunächst in der Nordsee mit dem ergiebigen Ekofisk-Feld, Öl und Gas. Später kamen die großen Lagerstätten in der Norwegischen See hinzu. Auch in der Barentssee im hohen Norden bis an die Seegrenze zu Russland begann vor Jahren die Erschließung, wenngleich hier die rauen klimatischen Bedingungen Technik und Wirtschaftlichkeit fast an ihre Grenzen stoßen lassen. Bereits kurz nach der Jahrhundertwende halfen auch die immer weiter verbesserten Technologien, etwa beim Einsatz von Untersee-Anlagen zur Förderung und Aufbereitung, nicht mehr: Die Öl-Förderung sinkt, seit einigen Jahren stagniert auch die Gewinnung von Erdgas.

Das Ölministerium in Oslo hat darauf bereits vor gut zehn Jahren mit einem Anreizprogramm reagiert, das weltweit einmalig ist und auch kleineren Unternehmen den Einstieg in das enorm aufwendige E&P-Geschäft ermöglichen soll. Voraussetzung für den Erwerb von neuen Lizenzen, die jährlich einmal vergeben werden, ist dabei zunächst eine generelle Zulassung. Dafür müssen Firmen technologische Kompetenz und eine ausreichende finanzielle Grundausstattung nachweisen.

Dazu gehört aber auch, dass man alle laufenden Anforderungen des Ministeriums, etwa an die Lieferung von Daten, erfüllt und zunächst in den Lizenzgebieten die notwendigen seismischen Untersuchungen vornimmt, erklärt Atle Sonesen von VNG Norge. Es tritt praktisch immer ein Konsortium an, das sich die Lizenz teilt, wie etwa die PL 586. Dort sind neben dem Operator VNG mit 30% auch die Spike Exploration mit einem ebensolchen Anteil und die Faroe Petroleum (25%) sowie Rocksource (15%) vertreten.

Entscheidender Vorteil in Norwegen: Bleibt eine Bohrung trocken, erstattet der norwegische Staat die Gesamtkosten zu fast 80% über entsprechende Steuergutschriften. Allerdings profitiert das Land auch kräftig von diesem Modell: Für die Lizenz muss, auch wenn zeitweilig nicht in dem Gebiet gearbeitet werden kann, eine Oberflächennutzungsabgabe gezahlt werden. Und wenn es zur Öl- und Gasförderung kommt, erhebt das Land beträchtliche Steuern – allerdings auf den tatsächlichen Gewinn.

Das Rückerstattungsmodell hat zahlreiche kleinere Unternehmen ins Land gelockt, zu denen aus Deutschland nicht nur VNG oder die Dea, sondern auch die Bayerngas gehören. »Wir können in die früher von Shell, Total oder Statoil allein beherrschte Förderung einsteigen, weil einfach das Risiko begrenzt ist«, sagt Karsten Heuchert, Vorstands-Chef der VNG in Leipzig. Heute suchen rund 40 Firmen in Norwegen nach Öl. Die Mehrzahl der neuen Lizenzen liegt nach wie vor nicht etwa im Nordmeer, sondern grenzt an die alten, allmählich stark ausgebeuteten Felder an.

Die großen Konzerne haben, wohl auch angesichts der starken Konzentration auf die Fracking-Gebiete in Nordamerika, hier ein begrenztes Interesse an Norwegen, einige ziehen sich sogar zurück. Auch davon profitieren die mittleren und kleinen Unternehmen: So konnte auch die VNG Norge jetzt einen Anteil von Chevron am bereits seit einiger Zeit produzierenden Draugen-Feld übernehmen. Die Erlöse aus der aktuellen Förderung von derzeit gut 4.000bbl Öl und Gas sollen schon in wenigen Jahren die Erkundungs- und Erschließungskosten tragen und dann, Heuchert nennt hier noch recht vage den Zeitraum bis zum Ende des Jahrzehnts, sogar einen wesentlichen Ergebnisbeitrag für den Konzern leisten.

»Die Abläufe und auch die Zeitfenster sowie das gesamte Investment werden unter Leitung des Operators mit den Partnern vertraglich geregelt und vom Ministerium akribisch kontrolliert«, berichtet VNG-Vorstand Bodo Rodestock. Eine Punktlandung ist dabei nicht immer möglich, zumal die Bohrslots in der Regel auf mehr als zwölf Monate vorher beantragt werden. »Wir haben insgesamt sechs Plattformen vor Norwegen in Betrieb, und die sind natürlich gut ausgelastet«, berichtet Asbjorn Olsen von Transocean, dem nach eigenen Angaben weltweit größten Betreiber von Erkundungsplattformen. In ein paar Jahren sollen es sogar wieder sieben Stahlkolosse sein, die mit bis zu 100 Mann Besatzung von Bohrloch zu Bohrloch schippern. Die Jobs sind hart, trotz Mechanisierung und Automatisierung. Aber dafür bekommen die Männer, die je 14 Tage lang im Zwölf-Stunden-Rhythmus die Bohrgestänge lenken und die Anlagen überwachen, auch ein sattes Gehalt, von dem Arbeiter in Deutschland nur träumen können. Was sie nicht bekommen, ist ein Schnaps, wenn im Zielgebiet endlich die erlösende Meldung kommt, dass die Bohrung fündig und damit nicht mehr »dry« ist – es gilt ein absolutes und auch strikt durchgesetztes Alkoholverbot.

Als die VNG Norge auf der PL 586 damals endlich das O.K. aus der Konzernzentrale für die Erkundungsbohrung hatte, war ein Erfolg alles andere als sicher: Die Lizenz wird schon seit vielen Jahren geologisch untersucht, Experten mehrerer Unternehmen haben die seismischen Daten betrachtet. Letztlich waren sie immer wieder zu dem Schluss gekommen, dass die aus dem Computer generierten Bilder mit den bunten Strichelchen, die den Aufbau von Gesteinsschichten in bis zu 5.000m Tiefe zeigen, zwar interessant, aber wohl doch nicht ausreichend ölhaltig seien.

Als VNG die Lizenz kaufte, kamen deren Experten allerdings zu einem anderen Schluss – und konnten den Vorstand überzeugen: »Letztlich ist es bei der Suche nach Öl und Gas dann eben doch vor allem eine Sache der Interpretation. Da muss man einfach gute Leute haben, und wir haben sie«, sagt Hans-Joachim Polk, VNG-Vorstand für das E&P-Geschäft.

Anhand der einzelnen Wahrscheinlichkeiten wird aus den geologischen Befunden ein Gesamtfaktor für die Aussichten ermittelt, berichtet Polk. Er weist auf ein kleines Heftchen mit einer stattlichen Sammlung von Daten zu Pil und Bue. Dort finden sich jede Mengen Zahlen und Skizzen über Gesteinsformationen in der Tiefe, wobei besonders der Sandstein und ein möglichst nach oben gewölbtes, undurchlässiges Deckgebirge als interessant gelten, wo sich Öl und Gas sammeln.

Möglichkeiten der Erschließung

Nur etwa jede dritte Bohrung wird überhaupt fündig – was noch nicht heißt, dass sich dann auch eine Förderung in diesem Feld lohnt. »Der eine Fachmann sieht es so, der andere eben anders. Was wir in der Tiefe finden, zeigt sich letztlich erst, wenn der Bohrkopf das Target erreicht.« Dann wird weiter modelliert und simuliert, das Ergebnis sind aufwendige 3D-Modelle des Untergrunds. Überraschungen so weit wie möglich auszuschließen, das gilt als die heutige Grundlage jeder Lagerstättensuche.

Jetzt müssen aber noch mindestens zwei weitere Bohrungen folgen, um das Feld noch genauer zu erkunden und dann letztlich eine Erschließungsstrategie festzulegen. »Das geht erst im nächsten Jahr, dann werden wir sicher fünf, sechs Szenarien prüfen und die beiden besten Varianten dem Vorstand zur Entscheidung vorlegen«, skizziert Finanzvorstand Bodo Rodestock das weitere Vorgehen.

Denn es macht einen großen Unterschied, ob die Ergiebigkeit der Lagerstätten eher am unteren oder oberen Rand der heutigen Erwartungen liegen wird. Möglich sind, auch abhängig von den unterseeischen Bedingungen, eine Untersee-Bohrung mit einer Aufbereitung am Meeresgrund und Pipelines zu den nächstgelegenen Plattformen in 30 oder 60km Entfernung. Aber auch der Aufbau einer eigenen Infrastruktur wäre denkbar. Letztlich hängt die Entscheidung auch davon ab, ob die in der Nähe suchenden Konsortien ebenfalls erfolgreich sind und in welchem Tempo diese dort vorankommen. »Wir überstürzen nichts, aber wir wollen in fünf bis sechs Jahren insgesamt 25.000 Barrel täglich fördern, und dabei soll fast die Hälfte von Pil und Bue stammen«, sagt Soneson.

Welche technischen Möglichkeiten dazu heute die Bohrexperten von Halliburton, Schlumberger, Transocean und anderen bieten, konnte sich der Vorstand von VNG gleich an Ort und Stelle auf der ONS anschauen. Die wichtigste Offshore-Messe in Stavanger ist nach wie vor das norwegische Zentrum dieser Industrie. Von der kleinen Einheit, die vollautomatisch auf dem Meeresgrund die Ausbeute in eine flexible Pipeline leitet, bis hin zu den Giants. Mehr als 100m ragen diese Industriekomplexe aus bis zu vier Einzelplattformen in den Himmel, die Stahlfüße reichen mehrere 100m in die Tiefe. Andere Systeme setzen auf schwimmende Einheiten, in deren riesigen Ballast-Tanks Hochleistungspumpen dafür sorgen, dass der Seegang möglichst wenig die Arbeit beeinträchtigt. Gebohrt wird dabei heute längst nicht mehr jedes Loch von einer neuen Plattform aus. Mit flexiblem Drill kann die Richtung des Vortriebs nahezu beliebig abgelenkt werden. Gezeigt wurden auf der ONS dazu Systeme, die mehr als 10km in horizontaler Richtung vordringen können.

Manfred Schulze

Erschienen in Ausgabe: 09/2014