Förderung aus entlegenen Regionen und Produktion aus Bitumen wird attraktiver
Ölmultis zapfen neue Quellen an

Die hohen Ölpreise machen die Förderung des Rohstoffes aus entlegenen Regionen oder aus Ausgangsmaterialen wie zum Beispiel Bitumen wirtschaftlicher.

mth/gbr LONDON/OTTAWA. Bei Preisen von 38 Dollar je Barrel (159 Liter) Rohöl oder mehr wird die Zukunftsprognose für die britischen und norwegischen Ölvorräte wieder optimistischer. Einerseits rechnen sich die Investitionen schneller, andererseits haben neue Techniken schon 2002 dazu geführt, dass mit der Erschließung küstenferner, teuerer Felder wie BPs „Clair-Feld“ bei Shetland mit bis zu fünf Milliarden Barrel begonnen werden konnte. Laut Buchautor Björn Lomberg reichen die Weltölvorräte bei Ölpreisen von 40 Dollar pro Barrel statt derzeit 40 Jahre dann 250 Jahre, weil Vorkommen in schwer zugänglichen Lagen wirtschaftlich erschlossen werden können.

Zudem werden alternative Vorkommen attraktiv: In der kanadischen Provinz Alberta übersteigt die Ölgewinnung aus den Ölsandfeldern bereits deutlich die Förderung aus konventionellen Ölfeldern. Erwartet wird, dass in diesem Jahr die Ölsand- Produktion eine Million Barrel pro Tag überschreiten wird und im Jahr 2015 täglich 2,2 Millionen Barrel gefördert werden können. Trotz höherer Produktionskosten und Verzögerungen beim Bau von Förderanlagen zeichnet das kanadische National Energy Board (NEB) ein optimistisches Bild von der Zukunft der Ölsand-Industrie. Die weltweit steigende Nachfrage nach Öl lasse darauf schließen, „dass es für die wachsende Ölsand-Produktion Märkte geben wird“.

In den Ölsandfeldern Nord-Albertas lagern nach offiziellen Angaben 1,6 Billionen Barrel Bitumen, ein dickflüssiges, asphaltartiges Öl. Die unter den gegenwärtigen technischen Verfahren wirtschaftlich abbaubaren Reserven Kanadas werden auf knapp 180 Milliarden Barrel geschätzt. Damit verfügt Kanada nach Saudi-Arabien (260 Milliarden Barrel) und vor Iran (126 Milliarden) und Irak (115 Milliarden) weltweit über die zweitgrößten Ölreserven. Das NEB stützt sich dabei auf Zahlen des „Oil and Gas Journal“.

Die Ölsandnutzung begann 1967, aber erst die 90er-Jahre brachten den Boom im „Athabasca-Feld“ von Nord-Alberta. In die bisher fertiggestellte Anlagen investierten die Energieunternehmen bereits 20 Milliarden kanadische Dollar (zwölf Milliarden Euro). Die Planungen der Unternehmen sehen bis zum Jahr 2015 Investitionen von insgesamt 60 Milliarden Kan-Dollar (36 Milliarden Euro) vor.

Der Ölsand enthält sieben bis 16 Prozent Bitumen. Unternehmen wie Suncor, Syncrude, Albian Sands, Canadian Natural Resources und Nexen wenden zwei Verfahren an. Beim ersten wird heißer Wasserdampf in den Sand gepumpt, der das Bitumen flüssiger macht, so dass es abgezapft werden kann. Beim Tagebau-Verfahren wird der Ölsand mit heißem Wasser und Natron zersetzt. Das Bitumen löst sich aus dem Sand, wird verbessert und kommt als synthetisches Rohöl auf den Markt.

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