Offshore

Auf der Suche nach der Zukunft des Öls vor Norwegen

Foto: Wintershall/Harald Pettersen

Vor Norwegen erschließt Wintershall ein neues Ölfeld im Nordmeer. Deutschlands größter Förderkonzern setzt dabei auf besondere Technik.

Kristiansund.  Im Hubschrauber sind alle gleich: Energieminister, Firmenchef, Ölarbeiter. Orangeroter Ganzkörper-Überlebensanzug, Ohrstöpsel, Kopfhörer. Dann hebt die Sikorski S-92 vom Heliport Kristiansund ab. Es geht dröhnend hinaus, 200 Kilometer über das Nordmeer zur Deepsea Stavanger, wo Wintershall an der Zukunft der Ölförderung arbeitet.

Hier draußen ragen mehrere Bohrplattformen aus dem Blau des Meeres, ein Zeichen dafür, dass tief unten etwas zu holen ist. Maria heißt das Ölfeld, das sich im Meeresboden unter der Deepsea Stavanger erstreckt. Entdeckt wurde es 2010, fünf Jahre später bekam das internationale Konsortium unter Führung von Wintershall aus Kassel die Fördergenehmigung, seither wird gebaut.

Wie lässt sich ein Ölfeld intelligent entwickeln?

Und seit knapp sechs Wochen ist die Deepsea Stavanger vor Ort, die Wintershall-Chef Mario Mehren und Norwegens Energieminister Terje Søviknes jetzt besuchen. Für Søviknes ist das Projekt Maria der Beweis, dass sich Investitionen vor der Küste Norwegens noch rechnen, für Mehren zeigt Maria, wo es hingehen kann bei der Förderung.

Die Branche ist unter Druck, weil der Ölpreis kräftig gefallen ist. Kostete ein Fass (159 Liter) der Nordseesorte Brent Mitte 2014 noch fast 120 Dollar, sind es jetzt unter 50. Viele Fördergebiete rechnen sich nur knapp, manche Unternehmen haben Pläne, neue Felder zu erschließen, ins Archiv gelegt. Gerade vor der norwegischen Küste, wo das Öl schwerer zu erreichen ist als etwa in Argentinien oder Russland und die Arbeits- sowie Materialkosten hoch sind, sind neue Ideen gefragt. "Wichtig ist: Wie lässt sich ein Feld intelligent entwickeln? Wir müssen nicht jedes Mal eine neue Plattform hinstellen", sagt Wintershall-Chef Mehren.

Die Bohrplattform ist eigentlich ein Spezialschiff

So sieht die Deepsea Stavanger wie eine Bohrplattform aus, ist aber ein Schiff, dessen zwei Rümpfe unter Wasser schwimmen. Sie ist 118,6 Meter lang, 96,7 Meter breit und wiegt 43.708 Tonnen. Und auch wenn Leif Helge Offshore-Installation-Manager heißt – er hat ein Kapitänspatent. Deepsea Stavanger gehört der norwegischen Firma Odfjell Drilling und ist immer da im Einsatz, wo im Meer neue Ölfelder erschlossen werden sollen – ohne dass eine Plattform gebaut wird. Anfang des Jahres bohrte sie noch vor Angola. Ist der Auftrag im Maria-Feld beendet, geht es nach Südafrika. Mietkosten pro Tag: mehrere hunderttausend Dollar.

Jetzt also liegt Helges Schiff etwa bei 64,97 Grad nördlicher Breite und 6,97 Grad östlicher Länge und schwankt kaum. Die See ist ruhig. Blauer Himmel, weite Sicht. Im Westen erhebt sich in 23 Kilometern Entfernung die Plattform Kristin aus dem Meer, nordnordöstlich nach 43 Kilometern die Plattform Heidrun und nordnordwestlich Plattform Åsgard B (17 Kilometer) sowie Åsgard C (20 Kilometer), ein Schiff.

Umgerechnet rund 1,6 Milliarden Euro investiert

Sie alle sind bedeutender Teil des neuen Konzepts von Wintershall. "Wir nutzen die bestehende Infrastruktur. So sparen wir Geld", erklärt Firmenchef Mehren. "Und diese Anlagen werden länger genutzt." Das Unternehmen will 2018 das erste Öl aus dem Feld holen. Geplant ist, 25 Jahre lang zu fördern. Maria enthält Reserven von etwa 180 Millionen Fass Öl – etwa elf Prozent der wirtschaftlich förderbaren Öl- und Gasreserven des Konzerns.

Umgerechnet rund 1,6 Milliarden Euro investiert das Konsortium in Maria. "Würden wir das Feld klassisch erschließen, kostete das gut das Doppelte", sagt Hugo Dijkgraaf, Leiter des Maria-Projekts, vor allem, weil eine neue Ölplattform gebaut werden müsste – bei einer Meerestiefe von 300 Metern eine teure Sache. Wintershall setzt bei Maria deshalb auf Förderanlagen am Meeresboden. Zwei "Templates" mit je 285 Tonnen Gewicht und von der Größe eines Basketballfelds sind inzwischen verankert, montiert von Tauchrobotern. "In solchen Tiefen können Menschen nicht mehr arbeiten", sagt Dijkgraaf.

Das Konzept bindet mehrere Öl-Plattformen ein

Die beiden Fördereinheiten sind über Pipelines mit den verschiedenen Plattformen verbunden. Heidrun wird das Wasser liefern, das in das Ölfeld gedrückt wird, um besser fördern zu können. Gas aus dem Feld wird über eine weitere Pipeline zu Åsgard B laufen und von dort zum Festland. Das geförderte Öl fließt zur Plattform Kristin, wo es aufbereitet und zum Schiff Åsgard C weitergeleitet wird, eine Art Ölspeicher auf hoher See. Hier werden dann Tanker das Öl laden. Kontrolliert wird die vollautomatische Förderung über eine Datenleitung von Plattform Kristin aus.

Nun ist Förderung am Meeresboden keine neue Erfindung. Eine derart komplexe Lösung sei aber sehr außergewöhnlich, sagt Dijkgraaf. Es ist für Wintershall das wichtigste Projekt vor der norwegischen Küste. Wenn es funktioniert, ist es Vorlage für weitere ähnliche Anlagen. "Wir haben noch einiges vor", sagt Firmenchef Mehren. Norwegen gehört neben Argentinien und Russland zu den Gebieten, in denen das Unternehmen weiterwachsen will.

Der Bohrer reicht bis zu 6,5 Kilometer tief

Energieminister Søviknes verkündet auf der Plattform, das Land werde 84 weitere sogenannte Blöcke freigeben, Flächen in norwegischen Gewässern, in denen nach Öl und Gas gesucht werden darf. "Die zweitgrößte Erweiterung überhaupt", sagt er. Norwegen lebt vor allem vom Öl- und Gasexport – und im September sind Wahlen im Land.

Die Deepsea Stavanger hat zwei Bohrtürme, die sich etwa 180 Meter über das Meer erheben. "Wir können auf der einen Seite bohren und zehn Meter weiter vorbereiten, das spart deutlich Kosten", sagt Offshore-Installation-Manager Helge. Unter einem Turm dreht sich das Bohrgestänge, überwacht von einer Glaskabine aus, wo zwei Mitarbeiter in Ledersesseln sitzen, Bildschirme und Hebel im Blick. Es wummert und riecht nach Diesel. Das Rohr schiebt sich mit einem Tempo von 100 Metern in der Stunde ins Gestein. Sechs Förderlöcher werden entstehen, das tiefste endet 6500 Meter unter dem Meeresboden.

Gearbeitet wird in Zwölf-Stunden-Schichten

125 Beschäftigte sind auf der Deepsea Stavanger im Einsatz – in zwei Schichten, immer von sieben bis sieben Uhr. Zum Kernteam von 65 Mitarbeitern kommen noch Spezialisten der verschiedenen beteiligten Firmen, etwa für Bohrmaterialien, die Unterwasserförderplattformen oder die Pipelines. Wintershall ist Auftraggeber, kontrolliert und koordiniert.

Deepsea Stavanger hält sich während der Arbeiten selbst in Position. Das Schiff erkenne über Signale von Satelliten und von Sensoren am Meeresgrund seine Lage, sagt Helge. Turbinen unter Wasser steuerten dann so, dass "wir auf zehn Zentimeter genau über dem Bohrloch stehen". Gebohrt wird bis zu einer Wellenhöhe von sechs Metern, dann koppelt sich die Deepsea Stavanger selbst vom Gestänge am Meeresboden ab – zu gefährlich wäre es, weiterzuarbeiten. Wird es wieder ruhiger, verbindet sich das Schiff automatisch mit dem Gestänge und kann weiterbohren.

"Es ist sinnvoll, in Öl und Gas zu investieren."

Neue Wege geht Wintershall auch beim Geschäftsmodell. Das Unternehmen konzentriert sich auf Öl- und Gasförderung. Deshalb gab es 2015 das Handelsgeschäft an den russischen Staatskonzern Gazprom ab und sicherte sich dafür Anteile an Öl- und Gasfeldern in Russland. Der Umsatz schrumpfte von rund 13 Milliarden Euro 2015 auf gut 2,8 Milliarden Euro 2016, die Profitabilität aber steigt. "Wir brauchen Öl und Gas noch einige Zeit", sagt Mehren. Solarpanels, Smartphones, Medikamente – überall seien Stoffe auf Erdölbasis enthalten. "Deshalb ist es sinnvoll, in Öl und Gas zu investieren."

Wintershall hat die Deepsea Stavanger für bis zu 580 Tage gebucht. Möglicherweise kann Mehren hier auch noch sparen: Beim jetzigen Bohrtempo könnte das erste Öl schon im ersten Halbjahr 2018 fließen statt, wie bisher geplant, im vierten Quartal.

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