Der hohe Ölpreis und neue Fördertechnologien kurbeln den Abbau im Norden Kanadas an
Ölsand-Aufbereitung wird lukrativ

90 Jahre ist es her, dass die Ölsände der kanadischen Wildnis zum ersten Mal kommerziell genutzt wurden. Um die Transportkosten zu senken, muss der Rohstoff vor Ort aufbereitet werden. Dabei sind viele Produktionsschritte nötig, um aus dem stinkenden Matsch raffinierbares Öl zu machen.

LONDON. 90 Jahre ist es her, dass die Ölsände der kanadischen Wildnis zum ersten Mal kommerziell genutzt wurden. Sidney Ellis, ein Ingenieur der Bundesbehörde für Bergbau, transportierte mit großem Aufwand Tonnen der zähen, schwarzen Masse per Schlitten, Boot und Zug ins 500 Kilometer entfernte Edmonton, um dort eine Straße zu teeren. Ellis war klar: Um die Transportkosten zu senken, muss der Rohstoff vor Ort aufbereitet werden. Und er fand heraus, wie: Mit heißem Wasser trennte er die Ölsände in ihre Hauptbestandteile Bitumen, Sand und Wasser.

Heißes Wasser ist auch heute noch das wichtigste Arbeitsmittel in den Ölsandminen Albertas. Doch die Konzerne, die hier die Landschaft umpflügen, haben in den vergangenen Jahren für etliche Milliarden Dollar anspruchsvolle technische Prozesse aufgebaut und erweitern nun eilig ihre Produktion. Das Öl in den Wäldern Albertas zu finden, ist kein Problem: Es sickert im Sommer förmlich aus dem Boden. Es zu bergen, kostet aber weit mehr, als konventionelles Rohöl aus unterirdischen Lagerstätten zu pumpen. Schließlich müssen zwei Tonnen Sand bewegt werden, um ein Barrel (159-Liter-Fass) Öl zu erzeugen.

Viele Produktionsschritte sind nötig, um aus dem stinkenden Matsch raffinierbares Öl zu machen. Zunächst wird die ölhaltige Erde in gigantischen Minen, ähnlich dem Braunkohletagebau in Deutschland, Schicht für Schicht abgebaggert. Dann werden die im größten Teil des Jahres tief gefrorenen Brocken in mehreren Schritten zerkleinert, wobei heißes Wasser hinzukommt, um die Erdbrocken aufzulösen. Im Separator trennen sich dann die drei Hauptbestandteile: Der Sand sinkt nach unten, darüber ist Wasser, und auf dem schwimmt der Bitumenschaum. Sand und Wasser werden in Auffangbecken gepumpt, der Schaum wird weiter aufbereitet. Eine Anlage zerkleinert die Bitumen-Moleküle immer weiter, wobei als Abfallprodukte Schwefel und Nitrogen entstehen. Das gewonnene synthetische Rohöl wird in Raffinerien in Treibstoffe umgewandelt.

In der Startphase hätten die Produktionskosten 30 kanadische Dollar je Barrel betragen, erzählt Clive Mather, Chef von Shell Canada, über die Ölsandmine des Konzerns am Athabasca River. Inzwischen hätten sie sich halbiert – während der Weltmarktpreis für Rohöl gleichzeitig auf über 50 Dollar pro Barrel stieg. Kurzfristig ist das ein glänzendes Geschäft, doch nur ein Fünftel der Ölsandvorräte lassen sich im Tagebau gewinnen.

Für den größeren Teil der Vorräte, die unter einer tieferen Schicht ölfreier Erde liegen, haben die Ölkonzerne das so genannte In-Situ-Verfahren entwickelt. Dabei wird durch Bohrlöcher Wasserdampf in die Lagerstätten gedrückt. Die Hitze weicht die teerartige Masse auf, nach einigen Wochen des Einweichens kann sie durch die Bohrlöcher hoch gepumpt werden.Alternativ zum Wasserdampf haben die Ölkonzerne mit Feuerstößen, Lösungsmitteln, Ultraschall, Elektrizität und Mikrowellen experimentiert, ohne jedoch eine bessere Methode zu finden. Vorteil der In-Situ-Technik: Die Landschaft muss nicht quadratkilometerweise umgegraben werden. Allerdings werden nur ein bis drei Viertel des Öls gewonnen, während der Tagebau 90 Prozent erreicht.

Wegen des hohen Verbrauchs an Wasser und Erdgas zum Erhitzen des Wassers ist Peter Gerling von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe skeptisch, wie stark die Ölkonzerne tatsächlich auf Treibstoff aus Ölsand setzen werden. 175 Milliarden Barrel Öl – das entspricht dem weltweiten Bedarf von fast sechs Jahren – könnten die Firmen in Kanada gewinnen. „Ölsände werden nicht die absehbare Rohölknappheit abwenden“, warnt Gerling vor zu hoch gesteckten Erwartungen. Sie würden nur den Abfall der weltweiten Förderkurve bremsen, deren Höhepunkt etwa um das Jahr 2025 erwartet wird.

Dirk Hinrich Heilmann
Dirk Heilmann
Handelsblatt / Chefökonom
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