Wintershall Dea Deutschland erwirbt Beteiligungen in Emlichheim und im West-Emsland

Die Wintershall Dea Deutschland GmbH hat mit der Mobil Erdgas-Erdoel GmbH (MEEG) eine Vereinbarung über den Erwerb und den Verkauf von Konsortialbeteiligungen an Erdöl- und Erdgasförderfeldern in Niedersachsen geschlossen.  

Damit setzt Wintershall Dea Deutschland ihre Strategie weiter konsequent um und konzentriert die Förderung von Erdgas und Erdöl auf drei ausgewählte Kernregionen unter eigener Betriebsführerschaft: die Erdölproduktion Mittelplate/Dieksand in Schleswig-Holstein, sowie in Niedersachsen auf die Erdgasproduktion im Raum Verden und auf die Erdölproduktion in der Region Emlichheim. 

Vorbehaltlich der endgültigen Genehmigungen umfasst die Vereinbarung, dass Wintershall Dea Deutschland den Anteil der MEEG am Erdölförderfeld Emlichheim (10 Prozent) in der Grafschaft Bentheim sowie den Anteil der MEEG am Erdgasförderfeld Fehndorf (20 Prozent) im West-Emsland erwirbt. Die MEEG erhält im Gegenzug den Anteil der Wintershall Dea Deutschland am Erdgasförderfeld Taaken Pool (14 Prozent) im niedersächsischen Landkreis Rotenburg.  

Die Vereinbarung ändert nichts an der Betriebsführerschaft der jeweiligen Konsortien. Auch Mitarbeitende sind von der Vereinbarung nicht betroffen. Über den Verkaufspreis machen beide Unternehmen keine Angaben. 

Emlichheim ist bereits seit 80 Jahren ein bedeutender Standort für die Erdölförderung in Deutschland. Aus dem dortigen Produktionsfeld, das zu den ältesten in Deutschland zählt, fördert Wintershall Dea Deutschland seit 1944 Erdöl auf konstant hohem Niveau und brachte in den vergangenen Jahrzehnten insgesamt über 11 Millionen Tonnen Erdöl zutage. 

Mit umfangreichen Investitionen in die Förderinfrastruktur entwickelt das Unternehmen die Kernförderregion Emlichheim für die Zukunft weiter. Eine Bohrkampagne mit acht Ablenkungsbohrungen wurde im Juli abgeschlossen. Eine neue Bohrkampagne im Erdölfeld für das sogenannte Projekt „Hot Water Development“ beginnt im September. Nach Umsetzung des Projektes wird die energieintensive Dampfinjektion zur Verflüssigung des im Gestein gebundenen Erdöls durch Heißwasserinjektion ersetzt. Damit senkt das Unternehmen ab 2025 sowohl den Energieverbrauch als auch die CO_2-Emissionen am Standort erheblich.