Rund ums Erdöl, Erdgas, Kohle und das Derivat Autogas usw...

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von T_Mora
#7532
Sorry, habe den Artikel hier noch einmal gepostet, da ich übersehen habe, dass es für Ghawar einen eigenen Thread gibt.

Das saudi-arabische Ölfeld Ghawar

Zunächst einmal handelt es sich bei Ghawar um ein außergewöhnliches Ölfeld, welches sowohl in seinen Ausmaßen als auch in Bezug auf seine Eigenschaften als einzigartig bezeichnet werden kann. Ghawar wurde bereits im Jahr 1949 gefunden und zwei Jahre später begann man auch schon mit der Förderung des ersten Öls. Bereits seit 55 Jahren wird aus diesem gigantischen Ölfeld Rohöl geschöpft und bis heute beträgt die geförderte Menge unglaubliche 55 Milliarden Barrel. Den Schätzungen zufolge sollen sich noch zwischen 70 und weit über 100 Milliarden Barrel Öl im Boden unter Ghawar befinden. Die aktuelle Förderrate des Feldes – die Araber haben dieser Ölquelle den Beinamen „König der Könige“ verliehen –
beträgt satte 5 Millionen Barrel (Stand 2006). Mit dieser Produktionsrate kommt Ghawar auf knapp 6 Prozent der täglichen Weltölförderung. Wie wichtig dieses Ölfeld für die Welt ist, lässt sich daran erkennen, dass auf Ghawar 50 Prozent der gesamten Ölförderung von Saudi-Arabien entfallen.

Nahezu unbekannt ist, dass Ghawar bereits im Jahr 1981 seinen ersten Förderpeak erreicht hatte. Damals betrug die tägliche Förderrate 5,7 mbpd. Dies war gleichzeitig die höchste Produktionsrate, die je von einem einzelnen Ölfeld erreicht wurde. Im Laufe der 80er Jahre ging die Regierung von Saudi-Arabien aus politischen Gründen dazu über, die Förderung in Ghawar etwas herunterzufahren. In den 90er Jahren entdeckte man dann zwei neue Teilgebiete in der südlichen Region von Ghawar, so dass die Förderrate bis zum Jahr 1996 wieder auf 5 Millionen Barrel anstieg.
Immerhin haben die Saudis seit 1996 das brillante Kunststück fertig gebracht, die Förderrate von Ghawar konstant auf 5 mbpd zu halten. Möglich wurde dies durch die `neue und effektivere Technik`! der Horizontalbohrung. Bei dieser Technik – welche auch in Ghawar angewendet wird – bohrt man die Ölfelder seitlich an, was aber die Gefahr von plötzlichen Produktionszusammenbrüchen in sich birgt. Diese Fördertechnik ist nicht zuletzt deshalb sehr fraglich, weil sie die Gesamtmenge des zu fördernden Öls auf lange Sicht geringer werden lässt. Aber man kann ganz kurzfristig grosse Erfolge verbuchen, weil auf künstliche Weise ein relativ hoher Ölanteil aus dem Feld herausgepresst werden kann. Insgesamt gesehen wird das Ölvorkommen mit derartigen Methoden aber beschnitten.
Wie sieht das Ganze jetzt auf Ghawar bezogen aus? Die Produktionsrate begann bereits im Jahr 1996 zu fallen. Die Saudis wollten dies nicht hinnehmen und begannen, Wasser in das Ölfeld hineinzupressen, um den Druck aufrechtzuerhalten. Parallel hierzu wurden vermehrt Horizontalbohrungen vorgenommen. Als in den darauf folgenden Jahren die Förderrate trotz aller Bemühungen drohte, erneut - wie 1981 - nach unten abzukippen, ging man mit Brachialgewalt vor. Der Wasseranteil wurde noch einmal drastisch erhöht, so dass Ghawar mit schier unvorstellbaren Wassermengen voll gepumpt wurde. Diese „Rosskur“ zeigte aber schnelle Wirkung: Man konnte die Förderrate dieses Riesenölfeldes für die nächsten Jahre konstant halten.
Aktuell sieht das Ganze so aus, dass pro Tag nicht weniger als 7 Millionen Barrel Wasser in Ghawar hineingepresst werden! Würde man dieses Wasser von heute auf morgen weglassen, würde die Produktion wahrscheinlich sofort in sich zusammenbrechen.

Im ersten Quartal 2006 kam es bei Ghawar aber zu einer weiteren wichtigen Veränderung. Trotz aller Gegenmaßnahmen, dem drohenden Rückgang der Förderrate entgegenzuwirken, fiel die tägliche Produktion auf unter 4,9 Millionen Barrel. Das Brisante an der aktuellen Situation ist, dass 55 Prozent des derzeitigen Gesamtausstoßes von Ghawar aus Wasser besteht! Das Wasser hat zwar dazu beigetragen, den unausweichlichen Rückgang der Förderrate um einige Jahre zu verzögern doch der Preis dafür ist extrem hoch: Der jetzt nicht mehr aufzuhaltende Rückgang der Produktion wird dafür umso schneller vonstatten gehen, denn vom geologischen Standpukt aus betrachtet muss das langjährige Hineinpressen von solch riesigen Wassermengen auf Dauer irreparable Schäden im Ghawar-Feld verursachen.

Eine grosse Schweizer Bank geht auf Grund von Berechnungen der ihnen vorliegenden Daten davon aus, dass Ghawar spätestens ab 2010 einen jährlichen Rückgang der Förderrate von 8 Prozent erleiden wird.

Natürlich dürfen wir nicht erwarten, dass die offiziellen Stellen – wie etwa die Internationale Energieagentur in Paris, die USGS (The United States Geological Survey) und das Oil&Gas Journal – diesen Rückgang für die Weltöffentlichkeit in ihre Prognosen einfliessen lassen.
Man geht weiter davon aus und manifestiert diese Schätzungen auch noch, dass Saudi-Arabien ihre gesamte Förderrate von derzeit knapp unter 10 Millionen Barrel täglich auf 13,6 Millionen Barrel in 2010!! und auf sagenhafte 19,5 Millionen Barrel per 2020!! steigern wird.

Wo soll das Öl für diese immensen Förderraten herkommen??

Man sollte sich vor Augen führen, dass in dem Wüstenland seit fast 4 Jahrzehnten kein einziges nennenswertes Ölfeld mehr gefunden wurde!

Gruss Thomas


PS: Ich bitte um Verständnis, wenn ich den Namen der oben erwähnten Bank hier nicht nenne.
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von chris
#7545
Hallo T-Mora,

danke fuer den tollen Beitrag. Irgendwo im Archiv gibt es dazu die seismischen grafischen Darstellungen.

Erinnert mich an Cantarell mit der N2 Einpressung :(
#7546
Hallo T-Mora
An deinem Bericht habe ich 2 wesentliche Punkte zu bemängeln:

Wieso soll die Gesamtmenge des zu fördernden Öls auf lange Sicht geringer werden durch die Horizontalbohrtechnik?
Das Gegenteil ist richtig. Nur damit kann man auch die Öl enthaltene Horizonte ausbeuten die vom „waterdrive“ auf Grund von unregelmäßiger Durchlässigkeit des Gesteins umgangen werden.

Was soll das Gemecker über die Wassereinpressung? Wenn man keinen sehr guten natürlichen Wasserzufluss wie zum Beispiel bei East-Texas hat geht es doch gar nicht anders.
Irgendwie muss ja der Druck erhalten werden um ein Ausgasen zu verhindern und damit würde ja die Viskosität steigen was natürlich im Endergebnis eine geringere Gesamtausbeute zum Ergebnis hätte.
Für mich stellt sich natürlich die Frage ob eine Stickstoff oder CO2 Einpressung nicht auch bei Ölfeldern mit leichtem Öl zu einer besseren Gesamtausbeute führt. Wesentlich teurer ist dies auf jeden Fall. Wenn jemand darüber etwas weiß oder einen Link hat wäre ich über Infos sehr dankbar.
Mir erscheint es so, dass die Saudis bei der Ausbeutung von Ghawar im Hinblick auf eine hohe Gesamtausbeute einen hervorragenden Job machen.

Bei „The oil drum“ gab es vor kurzem zwei riesige Berichte über Ghawar.
http://www.theoildrum.com/
Natürlich ist alles auf Englisch, aber auf Deutsch gibt es ja eh keinerlei tief greifende Infos über Erdöl.

„Man geht weiter davon aus und manifestiert diese Schätzungen auch noch, dass Saudi-Arabien ihre gesamte Förderrate von derzeit knapp unter 10 Millionen Barrel täglich auf 13,6 Millionen Barrel in 2010!! und auf sagenhafte 19,5 Millionen Barrel per 2020!! steigern wird.
Wo soll das Öl für diese immensen Förderraten herkommen??
Man sollte sich vor Augen führen, dass in dem Wüstenland seit fast 4 Jahrzehnten kein einziges nennenswertes Ölfeld mehr gefunden wurde!“
Zitat T-Mora

Absolute Zustimmung. Wenn man Twilight in the Desert gelesen hat kann man sich nur wundern, dass die Saudis nicht noch stärker im Decline sind.
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von chris
#7565
Hallo Helmut,

Was soll das Gemecker über die Wassereinpressung?


Der Punkt, so wie ich es sehe, ist, dass das Feld sich im decline so verhält wie ein off-shore Feld, d.h. der decline ist rasant.

Wenn die Verantwortlichen die Wahrheit sagen würden, gäbe es nichts zu meckern. So aber bleibt den leichtgläubigen keine Zeit mehr sich umzustellen :(
Da diese die Mehrheit stellen, reissen sie alles mit sich mit.
Es ist wieder der Zeithorizont, der nicht beachtet wird. Eine Umstellung, wie z.B. MBS fordet, dauert ca.30 JAHRE !!!, die wir durch diese Art der Feldausbeutung nicht mehr haben.
von T_Mora
#7643
Hallo Helmut,

Bevor ich zu meiner Sicht der von dir bemängelten Punkte komme, vielleicht noch kurz ein paar Gedanken vornweg: Ich beschäftige mich mit dem Thema seit ca. 2 Jahren intensiver und bin ja auch nur Laie auf diesem Gebiet, habe mir lediglich intensivere Gedanken darüber gemacht, wie die meisten von euch hier. Die doch insgesamt sehr gute Sachlichkeit und mit Fakten belegte Diskussionsweise bei euch, hat mich überzeugt, mich in diesem Forum anzumelden, wobei ich finde, das speziell M_B_S mit seiner Art guten `PEP` in das sonst ziemlich sachliche Forum bringt :wink: – gehört einfach dazu und ganz interessante Links bietet er ja immer wieder an.
Im Grossen und Ganzen habe ich sowohl bei euch hier im Forum, wie auch in allen anderen Foren ziemlich identische Basisinformationen zu dem Thema Öl gelesen. Ist ja auch logisch, denn wir greifen ja alle auf die wenigen Infos über die Ölförderung zurück.
Kein anderes Geschäft weißt ein solch `big black hole` auf, wie das Oilbuiness. Hier werden Daten verfälscht, Zahlen manipuliert, Informationen zurückgehalten und Gelder ohne jede Transparenz auf Schwarzkonten in diversen Ländern transferiert – sollte auch die schöne Schweiz darunter sein, so bitte ich um sofortige Information von Euch :)–, so das die Weltöffentlichkeit nur den Ereignishorizont wahrnimmt, an dem nur extrem gekrümmte und verzerrte Wahrheiten ohne jede nachprüfbare Substanz noch zu erhalten sind.

Nun zu den von dir kritisierten Punkten:
Mit den Horizontalbohrungen hast du natürlich recht, weil man damit auch die Randbereiche erreicht und damit Öl fördern kann, welches im primären Förderzyklus nicht erreicht wird. Dieses Bohrverfahren wird ja auch zunehmend mit der Frac-Technik (Multiple Frac) angewandt. Dabei werden unter hohem Druck Risse in sehr gering durchlässigen Lagerstätten erzeugt, die wieder eine höhere Produktionsrate ermöglichen.
Somit wird die Förderrate also nicht gemindert, sondern - richtig - erhöht.

Nun wird ja bei der Horizontalbohrung ein sehr langer Schacht möglichst horizontal in die Erde getrieben, wobei viele Öffnungen nach oben führen, ähnlich einem Pinsel (man hat ja dafür auch ein neues Wort kreiert, Flaschenbürstenbohrung 8) ). Wenn dann Wasser in den Schacht gelassen wird, wird das Öl nach oben zu den Pumpen gedrückt, man kann somit mehr Öl fördern. Wenn aber das Wasser den höchsten Punkt des horizontalen Schachts erreicht, oft ohne jegliche Vorwarnung, ist das ganze Feld tot, die Produktion fällt fast auf den Nullpunkt. Beispiele hierfür gab es bereits in Syrien und dem Oman.
Diese Technik des Wassereinpressens verstärkt die Erschöpfung eines Ölfeldes und macht mögliche Reserven unbrauchbar. Es kommt hierbei zu einer `Verwässerung` des Restöles, dieses muss anschliessend unter einem viel höheren Energieaufwand wieder getrennt werden.
Nach meinen Informationen beträgt dieser 30 von Hundert also es müssen 30 Barrel investiert werden, um 100 Barrel zu fördern. Bei einem entsprechend hohen Ölpreis ist das natürlich rentabel.
Nun muss man sich einmal die Grösse des Ghawarfeldes vor Augen führen und diese immense Wassermenge muss nach meinem Dafürhalten doch gewaltige ökologische Schäden nach sich ziehen, auch wenn es „nur“ Wüste ist!
Wie sieht es mit den Grenzflächenspannungen nach solchen Bohrungen und dem Einpressen von Wasser unter hohem Druck aus, ebenso ist die förderbedingte Bodenabsenkung nach den sekundären und tertiären Fördertechniken ein bisher bei Untersuchungen vernachlässigter Faktor. Darüber gibt es lediglich von Hejmanowski (Bodenabsenkung in Ölfördergebieten) und von Rafsanjani (Grenzflächenspannungen) zwei Untersuchungen, welche aber nur an sehr kleinen Feldern vorgenommen wurden, bzw. im Modellversuch.
Sollte jemand mehr darüber wissen, wäre sehr interessant!
Ebenso haben Schloenbach und Murtada ähnliche Untersuchungen durchgeführt, aber mehr die thermischen Verfahren (Heisswasser und Dampf) an sich betrachtet.
Des Weiteren setzt man ja auch chemische Addetive zu, um die Zähflüssigkeit des Öls zu verringern und es somit besser aus den porösen Erdschichten mit geringerem Durchflussvermögen zu pumpen. Aber auch hier ist anschliessend ein erhöhter Aufwand notwendig, um diese Addetive wieder vom Öl zu trennen.

Übrigens hat Marcus unter einem Thread über Chinas Ölfunde auch eine kurze Erklärung zu den Horizontalbohrungen und dem Einpressen von Wasser geschrieben.
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von Helmut
#7668
Hallo T-Mora
Zur Wasserinjektion:
Bei fast jedem Ölfeld befindet sich unter dem Öl Wasser. Und in diesen Bereich wird Wasser injiziert um den Druck im Feld aufrecht zu erhalten. So wird es jedenfalls bei Ghawar gemacht. Mir ist nicht bekannt das Wasser auch direkt in die Öl führende Schicht gepresst wird. (Oder hast du da einen Link?) Bei Lagerstätten durch Verwerfungen und Antiklinalen kann man ja auf jeden Fall unter dem Öl Wasser einpressen. Aber es gibt auch noch einen seltenen Lagerstättentyp bei dem du Recht haben kannst.

Wenn die Horizontalbohrung direkt unter der Deckschicht liegt kann der Wasserdurchbruch lange hinausgezögert werden. Bei einer Senkrechten Bohrung ist natürlich der Boden der Bohrung schon viel früher im Wasser.
Bei Ghawar hat man das Problem mit den „Super K Zonen“. Das sind Zonen mit sehr hoher Durchlässigkeit die dafür sorgen, dass örtlich der Wasserstand ein höheres Niveau als anderswo erreicht. Aber das ist ein Problem an sich und hat auch nichts mit Horizontalbohrungen zu tun. Ärgerlich ist natürlich, dass man bei einzelnen Bohrungen dann einen erhöhten Wasseranteil hat obwohl die Bohrung eigentlich noch weit von der Wasserzone weg ist.

Das bei einem alten Feld viel Wasser in der Suppe ist die gefördert wird ist völlig normal. Allerdings kann man wie bereits gesagt mittels horizontal Bohrungen länger reines Öl fördern. Das der Ölanteil am Ende dann schlagartig sinkt ist auch gar nichts Überraschendes.
Du spielst da ja auf das berühmte Ölfeld im Oman an. Der omanische Finanzminister war vielleicht vom Fördereinbruch überrascht, aber die Ölfachleute müssten dies erwartet haben. Unsicherheiten und Probleme gab es immer und wird’s auch immer geben. „Vor der Hacke ist es duster“ heißt es ja. Könnte natürlich sein das hier auch die Ingenieure auf etwas Unerwarteten gestoßen sind.

Das Öl vom Wasser zu trennen ist so weit ich weis auch nicht besonders aufwendig. Bei East Texas kommt z.B. bei einzelnen Bohrungen nur noch Wasser mit 1% Öl aus dem Bohrloch, aber es wird immer noch nicht aufgegeben.

Zur Bodenabsenkung:
Das ist einfach nur eine Frage in weit man den Druck im Feld absenkt bevor man mit z.B. Wasserinjektion da gegensteuert. Theoretisch kann man ja den Druck konstant halten dann dürfte es gar keine Absenkung geben. Aber mehr weis ich darüber auch nicht.

Den Post von Marcus finde ich nicht, ist der in einem Fachfremden Tread?

Gruß Helmut

Hier wird man mit Infos über Ghawar schier erschlagen:
http://www.theoildrum.com/node/2470

Und hier erst recht! Teil1:
http://www.theoildrum.com/node/2462

Teil 2:
http://europe.theoildrum.com/node/2494#more
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von Legendenkiller
#11356
die letzen Zahlen die ich von Ghawar gelesen habe waren ...


In beiden Quellen (Burgan, Ghawar) Wassereinpressung + Horizontalbohrungen schon deutlich vor Fördermaximum.

Ghawar 2007
- 7 Mio Barral Meerwasser pro Tag Wassereinpressung
- das sind übrigens 1,1 Mio Tonnen Wasser täglich.
- ca 40% der Produktion ist bereits Wasser.

Bei solchen Größenordnungen kann es passieren das Öl-Bohrtürme quasi über Nacht zu Wasser-Quellen werden.
weil das Öl immer zäher wird und irgentwann nicht mehr schnell genug "fließt".
= ihre Öl-Förderung geht schlagartig auf ~0.
Die von Wasser eingeschlossenen ÖL-Blasen müssen dann neu angebohrt werden. (teuer, Zeitaufwendig)
Man bekommt das Öl also raus aber ebend viel langsamer ...

- Ghawar peak war 2004 mit 5,5 mio b/d
- Aktuell (anfang 2007) ~4mb/d Öl, ~3 mb/d Wasser.
- degradation rate von 15%+ wahrscheinlich.
- zahl der Bohrtürme seit 2005 stark steigent, trozdem sinkende Produktion.
- SA fördert 90% des Öls aus 7 riesen Ölfeldern ... und die sind alle Uralt und übern Berg.

wenn man davon ausgeht das die Zahl der Bohrtürme in den letzen 30 Jahren vor 2005 nahezu konstant war ...
Und Ölabscheide-Anlagen sind prinzipiell eher einfach zu bauen ...
aber eine Größenordnung von 3 (und mehr) Mio b/d ist ebend mit einem "gewissen" Aufwand verbunden.

= Saudi Arabien hatte bereits Peak. = OPEC hatte bereits Peak


PS: auf das Nennen genaue Angaben zu Aussenstehenden steht in SA die Todesstrafe :-)

http://www.poel-tec.com/oel_preise/erdoel_17.php
von Stephan
#11361
Simmons hat schon im August 2004 (!) von 7 Mio. Barrel pro Tag an Wassereinpressung - es ist glaube ich Salzwasser (= Korrosion) - geredet (der Water-Cut = Wasseranteil war auch damals wohl schon erschreckend hoch):
"Simmons: The Implications of Saudi Arabian Oil Declining (transcript - part 1)" (ziemlich lang)
http://www.energybulletin.net/1264.html

Simmons: The Implications of Saudi Arabian Oil Declining (transcript - part 2) (lang)
http://www.energybulletin.net/1277.html

Aus diesen beiden Artikeln habe ich meine Hauptinfos zu Saudi-Arabien, Flaschenbürstenbohrungen etc.
Da steht glaube ich auch genauer drin, warum man die maximale herausholbare Menge an Öl mit dieser Wassereinpressung verringert.

In dem folgenden Oildrum-Artikel von vor fast genau einem Jahr wird das Leben eines Ölfeldes sowie die Technik der Horizontalbohr-Technik mit ein paar Grafiken gut erklärt und es gibt jede Menge Kommentare dazu:

http://www.theoildrum.com/story/2006/8/14/235410/845
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von Legendenkiller
#11392
ein paar sehr schöne Links thx.

Naja ich hatte das eigentlich nochmal ausgegraben da man immer wieder hört und ließt das die Saudis noch midesten bis 2009-2020 ihre Produktion steigern können.


@Wassereinpressungen mit gleichzeitigen Horizontalbohrungen.

Also Fakt ist erstmal das man damit nicht mehr Öl aus dem Feld bekommt, sondern nur die selbe Menge aber Schneller.
Das problem ist das in der Praxis auch die Menge der Wassereinpressen irgentwann zurück gefahren werden müssde für ein optimales Ergebniss.

Das Förderprinzip ist doch vereinfacht so ...
Am Bohrturm ist der Druck am kleinsten und an den Stellen der Wassereinpessungen am höchsten.
Zusätzlich ist Öl leichter als Wasser und schwimmt darauf.
Deswegen kann man das Wasser darunter (rechts, links) pumpen und das Öl damit nach oben "schieben".
Das Schwimmen alleine ist aber viel zuwenig, die hohen Förderraten schaft man nur wenn in der Quelle ein recht hoher Druck aufrecht gehalten wird.
Das Öl sollte nun Optimalerweise in Richtung der Stellen mit dem kleinsten Druck fliesen. (Die Bohrtürme)

Die Horizontalbohrungen ermöglichen es nun das nach oben gedrückte Öl in größeren gebieten "Einzusammeln"
in der Bohrung selber zum eigentlichen Bohrturm zu leiten. (so ähnlich wie eine drenage)
Das Problem ist, das man damit natürlich auch das Wasser leichter aufsammelt ^^.

Das Öl in dem Feld wird immer Dickflüssiger, da das dünnere/leichtere Öl natürlich als erstens Abgepumt wird. Nicht absichtlich, es fließt ebend einfach schneller zu den Bohrtürmen. Nun hat man also immer zähflüssigeres Öl in der Quelle.
Und irgentwann passiert es, wenn man weiter die selbe Menge Wasser oder gar noch mehr einpumpt, das das Öl einfach nicht mehr so schnell fliesen kann wie es müsste.

Da das Wasser deutlich dünnflüssiger ist, such es sich den Weg des geringsten Wiederstandes und fließt einfach durch, nun mitlerweile nicht mehr mit Öl gefüllten Stellen, das Erdreich oder einfach durch ein "Tunnel" im zähflüssigen Öl.
Dabei kommt es dann lokal zu keinen Druckaufbau mehr, das Wasser hat sich ja selber Wege gesucht wo es "einfacher" fliesen kann und das Öl fließt garnicht mehr = es ist verlohren.
Und das durchgebrochene/vagabundierende Wasser ist der "Wassercut", also das was zum Bohrturm mit dem Öl rauskommt.

Wassereinpressungen mit gleichzeitigen Horizontalbohrungen ist Raubbau.
Zugunsten einer deutlich schnelleren Förderung verzichtet man auf ein Teil des Öls, das ist den Betreibern im normalfall bewusst.

es geht übrigens noch schlimmer ^^
Die Russen sollen in Samotlor mit Feuer in den Ölfeldern, zur Erhöhung der Förderleistung, "experimentiert" haben.
Ich kann mir nicht vorstellen das sich das positiv auf die Gesammtfördermenge ausgewirkt hat.
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von Helmut
#11403
Legendenkiller hat geschrieben:ein paar sehr schöne Links thx.

Naja ich hatte das eigentlich nochmal ausgegraben da man immer wieder hört und ließt das die Saudis noch midesten bis 2009-2020 ihre Produktion steigern können.


@Wassereinpressungen mit gleichzeitigen Horizontalbohrungen.

Also Fakt ist erstmal das man damit nicht mehr Öl aus dem Feld bekommt, sondern nur die selbe Menge aber Schneller.
Das problem ist das in der Praxis auch die Menge der Wassereinpressen irgentwann zurück gefahren werden müssde für ein optimales Ergebniss.

Das Förderprinzip ist doch vereinfacht so ...
Am Bohrturm ist der Druck am kleinsten und an den Stellen der Wassereinpessungen am höchsten.
Zusätzlich ist Öl leichter als Wasser und schwimmt darauf.
Deswegen kann man das Wasser darunter (rechts, links) pumpen und das Öl damit nach oben "schieben".
Das Schwimmen alleine ist aber viel zuwenig, die hohen Förderraten schaft man nur wenn in der Quelle ein recht hoher Druck aufrecht gehalten wird.
Das Öl sollte nun Optimalerweise in Richtung der Stellen mit dem kleinsten Druck fliesen. (Die Bohrtürme)

Die Horizontalbohrungen ermöglichen es nun das nach oben gedrückte Öl in größeren gebieten "Einzusammeln"
in der Bohrung selber zum eigentlichen Bohrturm zu leiten. (so ähnlich wie eine drenage)
Das Problem ist, das man damit natürlich auch das Wasser leichter aufsammelt ^^.

Das Öl in dem Feld wird immer Dickflüssiger, da das dünnere/leichtere Öl natürlich als erstens Abgepumt wird. Nicht absichtlich, es fließt ebend einfach schneller zu den Bohrtürmen. Nun hat man also immer zähflüssigeres Öl in der Quelle.
Und irgentwann passiert es, wenn man weiter die selbe Menge Wasser oder gar noch mehr einpumpt, das das Öl einfach nicht mehr so schnell fliesen kann wie es müsste.

Da das Wasser deutlich dünnflüssiger ist, such es sich den Weg des geringsten Wiederstandes und fließt einfach durch, nun mitlerweile nicht mehr mit Öl gefüllten Stellen, das Erdreich oder einfach durch ein "Tunnel" im zähflüssigen Öl.
Dabei kommt es dann lokal zu keinen Druckaufbau mehr, das Wasser hat sich ja selber Wege gesucht wo es "einfacher" fliesen kann und das Öl fließt garnicht mehr = es ist verlohren.
Und das durchgebrochene/vagabundierende Wasser ist der "Wassercut", also das was zum Bohrturm mit dem Öl rauskommt.

Wassereinpressungen mit gleichzeitigen Horizontalbohrungen ist Raubbau.
Zugunsten einer deutlich schnelleren Förderung verzichtet man auf ein Teil des Öls, das ist den Betreibern im normalfall bewusst.

es geht übrigens noch schlimmer ^^
Die Russen sollen in Samotlor mit Feuer in den Ölfeldern, zur Erhöhung der Förderleistung, "experimentiert" haben.
Ich kann mir nicht vorstellen das sich das positiv auf die Gesammtfördermenge ausgewirkt hat.



Nein!
Horizontalbohrungen und Wassereinpressungen sind kein Raubbau sondern absolut notwendige Techniken um einen hohen Entölungsgrad zu erreichen.
Du hast doch gerade einen Teil der Förderproblematik erklärt. Und diese Erklärung zeigt doch wie sinnvoll Horizontalbohrungen sind.
Was du nicht erklärt hast ist, das immer ein Mindestdruck im Ölfeld aufrecht erhalten werden muss um ein Ausgasen des Öls zu verhindern. Ohne starken natürlichen „Waterdrive“ ist ein Druckausgleich durch einpressen von z.B. Wasser absolut notwendig.

Wieso kommt diese allgemeine Fundamentalkritik auch nun wieder im Zusammenhang mit Ghawar?
Wenn man bedenkt wie schnell neu erschlossene Offshoreölfelder leer „gesaugt“ werden wären dort eher Bedenken angebracht ob da nicht die hohe Förderleistung auf Kosten des Entölungsgrad betrieben wird.

Und wenn man schon meckert, dass nicht gründlich entölt wird, sollte man die In-Situ Fördermethode beim Ölsand ins Fadenkreuz nehmen.
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von Legendenkiller
#11552
@Helmut
ok das ist natürlich richtig.
das Horizontalbohrungen und Wassereinpressungen die gesammt Ausbeute erhöhen können und sogar sinnvoll sein können.
Nur auf diesen "können" lege ich Wert.

So wie es in vielen Feldern betrieben wird, ist es dann ebend doch Raubbau.
Die Menge der Wassereinpressung müsste ebend mit dem sinken der Förderrate getrosselt werden oder zumindest so angepast sein das der Druck so ist das das Öl "in Ruhe" abfliesen kann. Mann kann ebend nicht bis zum Schluss volle Pulle fördern.
(wegen steigenter Viskosität+geologischen Hinternissen.)

Um aber die Förderrate so lange wie möglich konstant zu halten wird ebend der Druck und die Bohrungen/Bohrtürme in dem Feld immer weiter Erhöht. und wenn die Förderrate immer weiter sinkt versucht man es mit "Gewalt" (extremer technischer Aufwand) zu verhindern. Was zu Öl-Verlusten führt.
Eine hohe Förderrate ist ebend Wirtschaftlich intresannter als die maximalmenge an Öl. Zumindest kurzfristig.

und mit Gwahar hat das nur soviel zu tun als das es ebend die größte Quelle ist und deswegen die "interesannteste" :-)
Diese Technicken werden ja quasie bei allen Quellen eingesetzt wo es sich lohnen könnte.
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von chris
#11899
In his recent post, Ace assumes ultimate recoverable reserves (URR) in Saudi Arabia to be 175 Gb (billion barrels). With 112 Gb already produced, that leaves only [highlight=red]63 Gb remaining[/highlight]. Colin Campbell (the founder of ASPO) has estimated total reserves for Saudi Arabia of 275 Gb (news letter 66), believed to be C+C+NGL (crude oil + condensate + natural gas liquids). There is an enormous discrepancy between this and Ace's analysis that ought to be explained.

Aua , das tut weh
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von Markus
#21581
Satellite images may scuttle theories that the world's biggest oil field in Saudi Arabia is in decline, Bernstein Research said on Wednesday.

...

But satellite images show that much of the rise in drilling activity has centered on two major expansion developments by state oil firm Saudi Aramco, instead of on keeping older parts of the field producing with enhanced recovery techniques, Bernstein said in a research note.

"The majority of the increased activity in the Ghawar field can be explained by the Haradh-III, and the Hawiyah natural gas liquids recovery mega-projects which were not designed as a quick fix to Ghawar's supposed rapid decline," the note said.

Quelle


Kann das bitte jemand mal anhand von Simmons "Twilight in the desert" gegenchecken, mein Exemplar ist leider immer noch verliehen :oops:
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von Helmut
#21594
Markus hat geschrieben:Satellite images may scuttle theories that the world's biggest oil field in Saudi Arabia is in decline, Bernstein Research said on Wednesday.

...

But satellite images show that much of the rise in drilling activity has centered on two major expansion developments by state oil firm Saudi Aramco, instead of on keeping older parts of the field producing with enhanced recovery techniques, Bernstein said in a research note.

"The majority of the increased activity in the Ghawar field can be explained by the Haradh-III, and the Hawiyah natural gas liquids recovery mega-projects which were not designed as a quick fix to Ghawar's supposed rapid decline," the note said.

Quelle


Kann das bitte jemand mal anhand von Simmons "Twilight in the desert" gegenchecken, mein Exemplar ist leider immer noch verliehen :oops:

Den Artikel hatte ich auch schon gelesen.
Alle genanten Fakten sind lange bekannt.
Nur die Schlussfolgerung ist völlig anders.
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von Gerd
#43059
wußtet ihr schon wie die Saudis ihre Reserven bemessen

....Saudi Arabia’s stated 260 billion barrels of reserves is based on a 65% recovery factor. This recovery factor would involve unreasonably high levels of water cut.



Wenn man weiß daß der Durchschnitt eher so bei 25 bis 35% des Gesamtmenge liegt und 45% bereits ein sehr stolzes Ergebnis darstellen :shock:


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