Öl 07.12.2007, 19:32 Uhr

Aus Schlamm wird Treibstoff  

VDI nachrichten, Alberta/Kanada, 7. 12. 07, sta – Um dem Sand in der kanadischen Provinz Alberta seine Ölbestandteile zu entlocken, braucht es 20 % der Energie, die später gewonnen werden soll. Die Folge sind große Umweltprobleme vor Ort. Außerdem fehlen Fachkräfte, die das komplizierte Verfahren überwachen und steuern. Der Einsatz lohnt sich für Mineralölunternehmen aber trotzdem – wegen steigender Ölpreise.

Der Himmel über Fort McKay im Norden der kanadischen Provinz Alberta ist grau. Bei -15°C tanzen zahllose Schneeflocken in der klirrend kalten Luft. Durch das unwirtliche Gestöber kämpft sich ein gelbschwarzes Ungetüm. Das Riesenauto ist so groß wie ein dreistöckiges Haus, seine Ladefläche fasst knapp 400 t Material. Es hat Reifen, die fast fünf Meter hoch sind. Der Caterpillar 797B, eines der größten Nutzfahrzeuge der Welt, gleitet über ein Meer schwarzer, schlammiger Erde. In der Luft hängt Schwefelgeruch.

Der Boden hier am Athabasca-Fluss – 700 km nördlich von Kanadas Cowboy-Metropole Calgary – enthält 173 Mrd. Barrel Öl. Nur Saudi-Arabien hat noch mehr vom schwarzen Gold. Führende Energiefirmen wollen bis zu Beginn des nächsten Jahrzehnts hier über 100 Mrd. CAD $ (68 Mrd. €) in den Abbau des Bitumens investieren. Der Run auf die letzten bekannten Ölreserven der Welt hat begonnen. Eindrucksvoll symbolisiert wird das durch das Gedränge der 35 Monster-Trucks, die Shell hier rund um die Uhr im Einsatz hat, 365 Tage im Jahr.

„Die Öl-Nachfrage übertrifft weltweit das Angebot. Deshalb versuchen wir es auch dort zu gewinnen, wo es schwierig ist“, sagt Brian Straub, der Executive Vice President für die Ölsande bei Shell Canada Ltd. Schwellenländer wie China und Indien würden den globalen Ölverbrauch massiv anheizen. Gleichzeitig sei die weltweite Produktion von Rohöl aber bei 85 Mio. Barrel pro Tag scheinbar eingefroren.

Shell, mit 5000 Beschäftigten der drittgrößte Öldistributor im G7-Land Kanada, fördert in der Muskeg River Mine täglich Bitumen für 155 000 Barrel Öl. Der zähe Ölschlamm wird verdünnt und fast 500 Kilometer weit durch die Corridor Pipeline nach Süden gepumpt. Dort, unweit von Edmonton, mündet er im sogenannten Scotford Upgrader. Hier reichern Ingenieure die einer flüssigen Schokolade ähnelnde Masse mit Wasserstoff an und brechen ihre Molekülketten auf, um sie zu leichtem Rohöl umzuwandeln. Dieses wird dann in der Raffinerie am selben Standort in täglich 1,5 Mio. l Benzin, Diesel und Flugbenzin zerlegt.

Shell will die Produktion im Athabasca Oil Sands Project – das die Muskeg River Mine und den Raffinerie-Standort bei Edmonton umfasst – bis 2010 für rund 12 Mrd. $ um weitere 100 000 Barrel pro Tag ausbauen. In vier Phasen mit jeweils zwei bis drei Jahren Bauzeit soll die Kapazität dann bis Ende des kommenden Jahrzehnts auf 770 000 pro Tag Barrel noch einmal verdreifacht werden.

Dabei wird die Ölgewinnung vor Ort immer schwieriger. Als die Ära des schwarzen Goldes in Alberta 1967 begann, konnte der Bitumen einfach von der Erdoberfläche abgehoben werden. Heute ruht er immer öfter nur noch in tieferliegenden Schichten. Um ihn von dort zu holen, werden Röhren in den Boden gebohrt. Anschließend wird in deren Umfeld heißer Dampf in die Erde gepresst. Ziel ist es, dass sich der Bitumen in den Röhren sammelt, von wo er abgepumpt werden kann. Für dieses Prozedere werden bis zu 20 % jener Energie aufgewendet, die später der schweren Erde entnommen wird.

Ein weiteres Problem sind die eskalierenden Preise für Stahl und anderes Rohmaterial. Auch die steigenden Löhne für die knapp gewordenen Facharbeiter und Ingenieure machen Shell zu schaffen. In Alberta fehlen aktuell 20 000 Handwerker. Laut Minenchef Christian Houle sind in den Ölsanden vier bis fünf Mal so viele Leute nötig wie im Umfeld klassischer Ölquellen.

All das übt wachsenden Druck auf die Gewinnmargen aus. „Unsere Kosten steigen dramatisch um 10 % bis 30 % pro Jahr“, so Straub. Die Kosten für die Gewinnung eines Barrels Öl will er nicht beziffern, hält aber Angaben von 30 $ bis 35 $ pro Barrel industrieweit in den Ölsanden für realistisch.

Die Energiekonzerne kämpfen im Norden Albertas nicht nur mit eskalierenden Kosten. „Wir haben seit 2005 mehr neue Regulierungen gesehen als in den gesamten 20 Jahren davor“, sagt Janet Annesley, die bei Shell in den Ölsanden die Öffentlichkeitsarbeit leitet. Albertas Regierung setzt den Firmen unter wachsendem öffentlichen Druck die Daumenschrauben an, denn die Ölsande gelten als der größte Erzeuger von Treibhausgasen in Kanada. Alberta führt derzeit Limits für den Umweltverbrauch ein. Seit Juli muss jeder Ölsandplayer pro Jahr die CO2-Emissionen um 2 % senken. Wer das Ziel verfehlt, muss 15 $ je Tonne in einen Fonds einzahlen.

Zudem hat Albertas neuer Premier vor einem Monat die Abgaben auf die Produktion in den Ölsanden erhöht. Die Abbaugebühren werden je nach Ölpreis ab Januar 2009 von jetzt 1 % auf bis zu 9 % steigen. Die Gewinnsteuer, die die Firmen hier erst zahlen, wenn ihre Investitionen verdient wurden, klettert von 25 % auf 40 %. Unter dem Strich bleibt Ölsand nur dann gewinnträchtig, wenn der Weltmarktpreis für Rohöl bei über 65 $ je Barrel liegt. Bislang lag die Gewinnschwelle laut Experten bei 55 $. Im Augenblick ist das aber wohl kein Problem: Ein Barrel Öl kostet derzeit rund 90 $.

Trotzdem sind die Wachstumsziele zuletzt leicht zurückgeschraubt worden. Bis vor kurzem ging Kanadas National Energy Board davon aus, dass die tägliche Produktion von heute 1 Mio. Barrel bis 2015 auf 3 Mio. Barrel pro Tag gesteigert wird. Seit Anfang November geht sie nur noch von 2,8 Mio. Barrel aus. „Da ist Realitätssinn eingekehrt. Einige Projekte lassen sich nicht realisieren“, kommentiert Thomas Zengerly. Er ist Präsident von Albian Sands Energy. Dieses Joint Venture managt das Athabasca Oil Sands Project. Beteiligte Ölfirmen sind neben Shell (60 %) Chevron und Marathon Oil (je 20 %).

Shell sieht sich für den verschärften Konkurrenzkampf in Albertas Bitumen-Dorado offenbar gut gerüstet. „Unsere freiwilligen Umweltziele sind strenger als das, was die Provinzregierung verlangt“, sagt Janet Annesley. Shell profitiert davon, dass es als einer der jüngsten Investoren in den Ölsanden die neueste Technologie einsetzen kann. Die Raffinerie in Scotford ist – obwohl 1984 in Betrieb genommen – die jüngste in Nordamerika. Und weil das Unternehmen nicht – wie ein Großteil der Konkurrenz – Koksanlagen bei der Umwandlung des schweren Rohöls in raffineriefähiges Material einsetzt, sondern eine Wasserstoffanlage, kann es aus 100 t Bitumen 103 t leichtes Rohöl gewinnen, während Koksanlagen 10 % bis 15 % des Ausgangsmaterials bei der chemischen Umwandlung verlieren. Der integrierte „Hydrotreater“ in Scotford gilt innerhalb des Shellkonzerns als eine der modernsten Anlagen. Ein Brand dort am 19. November ließ den Weltmarktpreis für Rohöl nahe an die 100 $-Marke steigen. Die Gründe für den Unfall werden derzeit untersucht.

Wie stark die Industrie auf technische Verbesserungen setzen muss, um das Milliarden-Geschäft in den Ölsanden trotz galoppierender Kosten profitabel zu halten, zeigt eine Prognose von Brian Straub. In der Muskeg River Mine sei aktuell jeder vierte der 2600 fest Angestellten oder von Leihfirmen Beschäftigten ein Ingenieur. Am Ende der Ausbauphase 2010 werde jeder zweite von dann 2800 Beschäftigten entsprechend ausgebildet sein.

Um Ingenieure in ausreichender Zahl anzulocken, hat Shell mit der Albian Village bei Fort McKay eine eigene kleine Stadt aus dem Boden gestampft. Hier gibt es eine Cafeteria mit über 1000 Plätzen, ein Fitnesszentrum, Squashanlagen, Billardsäle, einen Pub, eine Basketballhalle und eine Hockey-Arena. Der lokale Flughafen Shell Aerodome hat vor zwei Wochen eine 2400 m lange Startbahn eingeweiht – die längste private Piste Nordamerikas. Hier werden Ingenieure und andere Fachkräfte bis aus dem vier Flugstunden entfernten Halifax mit Boeing 737-Jets eingeflogen. „Jedes Mal wenn wir von einer Fabrikschließung in Kanada hören“, sagt Straub, „schicken wir Leute von unserer Personalabteilung dorthin. Jetzt müssen wir schon weltweit suchen“. MARKUS GÄRTNER

Von Markus Gärtner Tags:

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