Ignoriert man, dass Erdöl und Erdgas Kohlenwasserstoffe sind, die abiotisch entstehen, und geht von der Annahme aus, dass fossile Brennstoffe als Quelle dienen, stellt Jerome Corsi die von den Peak-Production-Theoretikern verwendeten globalen Reservenschätzungen in Frage.
Er tut dies, indem er die Tiefsee- und Tiefseereserven eingehend erörtert, deren geschätzte Menge mit fortschreitender technologischer Förderung stetig steigt. Diese steigenden, statt sinkenden Schätzungen stellen die Annahmen zum Öl- und Gasfördermaximum infrage.
Beim Lesen der folgenden Übersicht sollten wir bedenken, dass Corsis Buch … ursprünglich veröffentlicht in 2012, Die von ihm angegebenen Fakten und Zahlen beziehen sich daher auf diesen Stichtag.
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Die große Ölverschwörung: Wie die US-Regierung die Entdeckung des abiotischen Öls durch die Nazis vor dem amerikanischen Volk verbarg, von Jerome R. Corsi, Ausgabe 2014
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Kapitel 4: Tiefsee- und Tiefseeöl
Inhaltsverzeichnis
- Tiefseebohrungen und Theorien zu fossilen Brennstoffen
- Das Cantarell-Ölfeld und die Meteoriteneinschlagstheorien
- Pemex' Tiefseefunde in Mexiko
- Geologische Faktoren bei der Erdölentstehung in Saudi-Arabien
- Debatten über saudische Ölreserven und die Spitzenproduktion
- Die Deepwater-Horizon-Katastrophe und ihre Folgen
- Brasiliens Offshore-Ölförderung und Entdeckungen im Präsalzgebiet
- Tiefenerdgasvorkommen in den Vereinigten Staaten
- Technologische Fortschritte beim Ultratiefbohren
- Herausforderungen und Kosten der Tiefbohrung
- Zukunftsperspektiven und unerforschte Kohlenwasserstoffressourcen
Tiefseebohrungen und Theorien zu fossilen Brennstoffen
Die Fortschritte bei Tiefsee- und Tiefseebohrungen haben die Theorie der fossilen Brennstoffe in Frage gestellt. Dieser Bereich der Energiewirtschaft hat in den letzten zwanzig Jahren ein rasantes Wachstum erlebt, und internationale Unternehmen planen nun, die Tiefseebohrungen in mexikanischen und kubanischen Gewässern jenseits der US-Kontrolle auszuweiten.
Trotz des Moratoriums für die Tiefseeexploration und -förderung im Golf von Mexiko nach der Deepwater-Horizon-Katastrophe waren Anfang 2012 vierzig Bohranlagen im Golf im Einsatz, verglichen mit nur fünfundzwanzig ein Jahr zuvor. British Petroleum betrieb fünf Bohranlagen im Golf, die gleiche Anzahl wie vor der Katastrophe.
Die Energy Information Administration geht davon aus, dass die Ölproduktion im Golf von Mexiko bis 2020 von 1.3 Millionen Barrel pro Tag auf 2 Millionen Barrel pro Tag steigen wird. Ohne die von der Obama-Regierung auferlegten Beschränkungen für die Ölbohrungen im Golf von Mexiko wären die Produktionszahlen dramatisch höher.
Bei Tiefseebohrungen bohren typischerweise Offshore-Bohrinseln auf den Kontinentalschelfen der Welt in tausenden Metern Wassertiefe. Der Vorteil von Offshore-Bohrungen besteht darin, dass die Ölplattformen freie Fahrt durch das Wasser haben, bevor die Tiefseebohrung beginnt. Dadurch ist ein tieferes Bohren in die Erde mit weniger technischen Schwierigkeiten und Kosten möglich.
Das Cantarell-Ölfeld und die Meteoriteneinschlagstheorien
Das 1976 entdeckte Ölfeld Cantarell hat maßgeblich dazu beigetragen, dass Mexiko zu den zehn größten Ölförderländern der Welt zählt. Seine Entdeckung wird mit einem massiven Meteoriten in Verbindung gebracht, der am Ende der Kreidezeit, vor etwa 65 Millionen Jahren, in Yucatán in der Nähe der Stadt Chicxulub auf die Erde einschlug.
Der Geophysiker Glen Penfield stellte fest, dass der Meteoriteneinschlag den Grundgestein des Golfs von Mexiko vor der Küste Yucatáns aufbrach, wodurch das Ölfeld von Cantarell entstand und sich Möglichkeiten zur Ölexploration im gesamten Golf eröffneten. Die Physiker Luis Alvarez und sein Sohn Walter, ein Geologe, vermuteten, dass ein Meteoriteneinschlag auf der Erde zwischen der Kreidezeit und dem Tertiär das Aussterben der Dinosaurier verursachte.
Der Chicxulub-Einschlagkrater ist enorm, sein Durchmesser wird auf 100 bis 150 Meilen geschätzt. Der seismische Schock des Meteoriteneinschlags hat das Grundgestein unter dem Golf tief aufgebrochen und so den Austritt von Flüssigkeiten und Gasen aus dem tiefen Erdinneren ermöglicht. Geologen haben erkannt, dass die intensiven Schockwellen, die bei Meteoriteneinschlägen entstehen, die Erdoberfläche maßgeblich geformt, die Erdkruste verteilt und das Grundgestein aufgebrochen haben.
Die Identifizierung von über 150 bedeutenden geologischen Strukturen weltweit, darunter kreisförmige Einschlagmulden, hat zur Erforschung von Meteoriteneinschlagsstrukturen als potenzielle Erdölförderstätten geführt. Cantarell ist ein bemerkenswertes Beispiel, das das Interesse an diesem Gebiet geweckt hat.
Pemex' Tiefseefunde in Mexiko
Petróleos de Mexico, auch bekannt als Pemex, hat vor der Küste von Veracruz im Golf von Mexiko zwei Tiefseeölfelder, Noxol-1 und Lakach-1, mit geschätzten Reserven von zehn Milliarden Barrel Öl im Gebiet Coatzacoalcos Profundo entdeckt.
Pemex hat Pläne angekündigt, zwei hochmoderne Bohrplattformen in der Region einzusetzen. Eine Plattform soll in einer Wassertiefe von 9,514 Fuß bohren, die andere in einer Wassertiefe von 8,316 Fuß, was als Ultra-Tiefwasserbohrung gilt.
Geologische Faktoren bei der Erdölentstehung in Saudi-Arabien
Der Ölreichtum Saudi-Arabiens im Gegensatz zu Nachbarländern wie Afghanistan wird auf den tief zerklüfteten Untergrund unter den saudischen Ölfeldern zurückgeführt, der es dem Öl ermöglicht, durch diese Spalten aus dem Erdmantel nach oben zu sickern.
Eine Studie des Geologen HS Edgell, die 1992 veröffentlicht wurde, liefert Beweise dafür, dass die saudischen Ölfelder, einschließlich des riesigen Feldes in Ghawar, durch Öl entstanden sind, das durch Risse im Grundgestein nach oben sickerte. Dieses Grundgestein besteht aus kristallinem präkambrischem Gestein, das aus der Entstehungszeit der Erde stammt.
Die Ölfelder Saudi-Arabiens befinden sich größtenteils im Nordosten des Landes, einschließlich des Offshore-Bereichs des Persischen Golfs, und sind durch Dehnungsblockbrüche im Arabischen Trend gekennzeichnet, einem geologischen Merkmal, das das „alte Korn“ Arabiens darstellt.
Die Entdeckung von Erdöl in diesen Gebieten hat zu einem besseren Verständnis der Rolle geologischer Strukturen und Gesteinsbrüche bei der Entstehung von Erdölfeldern geführt und hat bedeutende Auswirkungen auf die Exploration und Förderung von Erdöl in der Zukunft.
Das Mesozoikum, das vor 250 Millionen Jahren begann, ist die Zeit, in der die Dinosaurier erstmals auf der Erde erschienen. Dies markiert einen bedeutenden zeitlichen Abstand zum Präkambrium, und diese Ära ist relevant für die Diskussion über die Erdölentstehung in Saudi-Arabien.
Laut einer Studie von HS Edgell lässt sich der Ölreichtum in Saudi-Arabien auf die Verwerfungsmuster im darunterliegenden Grundgestein zurückführen, die es dem Öl aus dem Erdmantel ermöglichen, in die darüber liegenden porösen Sedimentschichten aufzusteigen. Diese Theorie wird durch die Tatsache gestützt, dass alle bekannten Ölfelder in Saudi-Arabien mit vier Hauptrichtungen von Grundgebirgsverwerfungen in Verbindung stehen.
Edgells Schlussfolgerung legt nahe, dass der Ursprung des Erdöls in Saudi-Arabien nicht mit Dinosauriern, Urwäldern, Plankton oder Algen zusammenhängt, sondern vielmehr mit den tiefgreifenden tektonischen Bewegungen im präkambrischen kristallinen Grundgebirge, die zur Bildung von Antiklinal- oder Domstrukturen geführt haben, in denen sich alle bekannten Erdöl- und Erdgasfelder der Region befinden.
Debatten über saudische Ölreserven und die Spitzenproduktion
Matthew Simmons zeichnet in seinem Buch „Twilight in the Desert“ ein düsteres Bild der saudischen Ölaussichten und argumentiert, dass selbst das riesige Ölfeld von Ghawar zur Neige geht und zunehmend mit Wasser angereichert wird, um die Produktion zu steigern. Dies steht im Gegensatz zur optimistischeren Einschätzung des saudischen Ministers für Erdöl und Bodenschätze, Al-Naimi.
Al-Naimi schätzt die Ölreserven Saudi-Arabiens auf 1.2 Billionen Barrel, eine Zahl, die als konservativ gilt, und merkt an, dass neue Ressourcen entdeckt und neue Technologien eingesetzt werden, um mehr Öl aus den bestehenden Reserven zu gewinnen. Dies ist eine optimistischere Einschätzung als Simmons' Prognose eines Produktionshöhepunkts.
Die Energy Information Administration schätzte die saudischen Ölressourcen im Jahr 2011 auf rund 261.9 Milliarden Barrel, was einem Fünftel der weltweit nachgewiesenen Ölreserven entspricht, aber nur 20 Prozent der Schätzung von Al-Naimi aus dem Jahr 2004 ausmacht. Dies unterstreicht die Schwierigkeit, genaue Daten über die saudischen Ölreserven und die Ölproduktion zu erhalten.
Der Mangel an verlässlichen Daten über die saudischen Ölreserven und die Ölproduktion, insbesondere im Hinblick auf das Ghawar-Feld, macht es schwierig festzustellen, ob Saudi-Arabien den Produktionshöhepunkt erreicht hat. Verschärft wird diese Unsicherheit dadurch, dass nur wenige Menschen, selbst unter Energieexperten, Zugang zu detaillierten Informationen über die Leistung und die Parameter von Ghawar haben.
Die saudischen Ölreserven sind schwer abzuschätzen, da die Möglichkeit der abiotischen Ölproduktion besteht, bei der Öl im Erdmantel entsteht und nach oben fließt. Dies macht es schwierig, die Förderrate und die Neubildung von Öl zu bestimmen.
Die Deepwater-Horizon-Katastrophe und ihre Folgen
Die Ölkatastrophe der Deepwater Horizon, die sich am 20. April 2010 im Golf von Mexiko ereignete, war die größte Ölpest der Geschichte. Sie forderte elf Todesopfer unter den Arbeitern und führte zu einer massiven Ölpest, die erst nach 86 Tagen eingedämmt werden konnte.
Die von British Petroleum (BP) betriebene Ölquelle wurde in 4,130 Fuß Wassertiefe gebohrt und erstreckte sich weitere 30,923 Fuß unter den Meeresboden, womit eine Gesamttiefe von über sechs Meilen unter der Oberfläche des Golfs erreicht wurde. Dabei stieß man auf Öl in mehreren Reservoirs in der geologischen Zone des Unteren Tertiärs.
Laut BP handelte es sich bei der Entdeckung um einen bedeutenden Fund mit dem Potenzial, mit anderen großen Ölfeldern im Golf von Mexiko zu konkurrieren, wie beispielsweise dem Thunder Horse-Feld, das zum Zeitpunkt der Bekanntgabe 300,000 Barrel Öl pro Tag produzierte.
Die Nationale Ölkatastrophenkommission führte die Katastrophe auf ein Versäumnis des BP-Managements zurück, Risikofaktoren zu bewerten und notwendige technische und betriebliche Sicherheitsvorkehrungen zu treffen. Einige Umweltschützer, wie beispielsweise Damian Carrington, vermuteten hingegen, dass die eigentliche Ursache der Katastrophe das Erreichen des Ölfördermaximums und die Notwendigkeit des Übergangs zu alternativen Energiequellen sei.
Beobachter des abiotischen Öls hatten eine andere Analyse der Situation, obwohl die Details ihrer Perspektive in dem Buch nicht vollständig untersucht werden. Es enthält Zitate von namhaften Persönlichkeiten wie Daniel Yergin, dem Vorsitzenden von Cambridge Energy Research Associates, und Daren Beaudo, einem Sprecher von BP.
Die Entdeckung von Öl in der geologischen Zone des Unteren Tertiärs, die 38 bis 68 Millionen Jahre alt ist, wurde als bedeutender Fund angesehen. BP betrachtete das Gebiet als eine der nächsten großen Entwicklungswellen im Golf von Mexiko, und die Kaskida-Lagerstätte des Unternehmens verfügte über geschätzte Reserven von vier bis sechs Milliarden Barrel.
Die Explosion der Bohrinsel Deepwater Horizon lässt vermuten, dass die entdeckten Ölreserven enorm waren und möglicherweise einen höheren Druck erzeugten, als die derzeitige Technologie sicher bewältigen konnte. Die einzige Lösung bestand darin, das Bohrloch zu verschließen, das BP in Zukunft wieder öffnen könnte, wenn die Technologie zur Bewältigung der damit verbundenen Drücke und Temperaturen weiterentwickelt ist.
Brasiliens Offshore-Ölförderung und Entdeckungen im Präsalzgebiet
Der halbstaatliche brasilianische Ölkonzern Petrobras hat bedeutende Fortschritte bei der Entwicklung von Technologien zum Bohren ultratiefer Offshore-Bohrungen im Campos-Becken erzielt, wodurch das Land seine Abhängigkeit von ausländischen Ölimporten und aus Zucker hergestelltem Ethanol rasch verringern kann.
Nach Angaben der Energieinformationsbehörde hat Brasilien seine Ölproduktion von nahezu null im Jahr 1980 auf rund 2.1 Millionen Barrel Rohöl pro Tag im Jahr 2011 gesteigert, was einer jährlichen Wachstumsrate von etwa 9 Prozent entspricht. Es wird erwartet, dass Brasilien in naher Zukunft ölunabhängig und Netto-Ölexporteur wird.
Die brasilianische Regierung hat sich zum langfristigen Ziel gesetzt, die heimische Ölproduktion zu steigern. Jüngste Entdeckungen großer Ölvorkommen im Offshore-Präsalz könnten Brasilien zu einem der wichtigsten Ölproduzenten der Welt machen. Das Land verbraucht derzeit 2.2 Millionen Barrel pro Tag und rechnet damit, bis 2013 drei Millionen Barrel pro Tag zu produzieren.
Zur Erschließung der Ölressourcen des Campos-Beckens gründete Petrobras eine Zweckgesellschaft, die Barracuda & Caratingua Leasing Company BV, die einen 2.5 Milliarden Dollar schweren Auftrag an die Halliburton-Tochtergesellschaft Kellogg Brown & Root vergab, um fünfzig Offshore-Bohrungen und zwei schwimmende Produktions-, Lager- und Verladeeinheiten zu planen, zu beschaffen, zu installieren und zu bauen.
Die Ölfelder Barracuda und Caratingua sollen die derzeitige Produktionsrate der Campos-Becken-Region um 30 Prozent erhöhen. Sie umfassen eine Gesamtfläche von 230 Quadratkilometern und verfügen über geschätzte nachgewiesene Ölreserven von 1.229 Milliarden Barrel. Bis 2025 wird eine Ölproduktion von 773 Millionen Barrel erwartet, was die Theorien von „Peak Production“ und „Fossil Fuel“, die die Erschöpfung der Ölfelder vorhersagen, in Frage stellt.
Die Entdeckung massiver Ölvorkommen im Campos-Feld führte zur Erkundung weiterer Felder auf dem brasilianischen interkontinentalen Schelf, was zur Entdeckung eines zweiten riesigen Offshore-Ölfelds im Santos-Becken führte, bekannt als Tupi-Feld, das schätzungsweise zwischen fünf und acht Milliarden Barrel Öl enthält.
Das Tupi-Feld im Santos-Becken ist eine bedeutende Entdeckung, die die nachgewiesenen Ölreserven Brasiliens um 40 bis 50 Prozent erweitern könnte. Das Feld befindet sich unter 7,060 Fuß Wasser, 10,000 Fuß Sand und Gestein sowie 6,600 Fuß Salz, insgesamt 4.48 Meilen unter der Oberfläche des Atlantischen Ozeans.
Zusätzlich zum Tupi-Feld gab Petrobras im April 2012 die Entdeckung des Lula-Feldes im Santos-Becken bekannt, wodurch das Santos-Becken genauso produktiv wie das Campos-Becken werden könnte. Die Energy Information Administration schätzt, dass der weltweite Erdgasverbrauch von 111 Billionen Kubikfuß im Jahr 2008 auf 169 Billionen Kubikfuß im Jahr 2035 steigen wird.
Tiefenerdgasvorkommen in den Vereinigten Staaten
Der Weltenergieausblick 2011 der Internationalen Energiebehörde (IEA) deutet darauf hin, dass die Welt möglicherweise in ein „goldenes Zeitalter des Gases“ eintritt. Die konventionell förderbaren Erdgasvorkommen werden auf mehr als 120 Jahre des derzeitigen globalen Verbrauchs geschätzt, und die gesamten förderbaren Ressourcen könnten die heutige Produktion potenziell für über 250 Jahre aufrechterhalten.
In den Vereinigten Staaten gibt es reichhaltige Erdöl- und Erdgasvorkommen in der Tiefe und im Tiefwasser, insbesondere in Tiefen unterhalb von 15,000 Fuß. Der Bericht des Potential Gas Committee aus dem Jahr 2003 weist darauf hin, dass es über 2,500 aktive Erdgasquellen gibt, die auf oder unterhalb dieser Tiefe fördern und aus 183 natürlichen Lagerstätten speisen, die sich hauptsächlich in den Onshore- und Offshore-Becken der Küsten von Texas und Louisiana im Golf von Mexiko befinden.
Das US-Energieministerium stellt fest, dass mehr als 70 Prozent des in den Vereinigten Staaten geförderten Erdgases aus Bohrungen in einer Tiefe von 5,000 Fuß oder tiefer stammen, während nur 7 Prozent aus Formationen unterhalb von 15,000 Fuß stammen, und schätzt, dass 125 Billionen Kubikfuß Erdgas in Tiefen unterhalb von 15,000 Fuß eingeschlossen sind.
Die GHK Company in Oklahoma hält den westlichen Weltrekord für die Exploration und Förderung von Erdgas in Tiefbohrungen. Sie hat zwei kommerzielle Erdgasbohrungen in Oklahoma in Tiefen von mehr als 30,000 Fuß geplant und durchgeführt, darunter die Bohrung Nr. 1-27 Bertha Rogers und die Bohrung Nr. 1-28 ER Baden, die sich beide im tiefen und unter hohem Druck stehenden Anadarko-Becken befinden.
Das Unternehmen GHK hat nach eigenen Angaben 193 Bohrungen durchgeführt und betrieben, wobei die meisten Bohrungen unterhalb von 15,000 Fuß lagen. Seit seiner Gründung Mitte der 1980er Jahre hat es keinen Blowout erlebt und von 1995 bis 2005 eine Erfolgsquote von 82 Prozent bei allen Bohrarbeiten erzielt.
Eine Studie von Mark Snead, PhD, dem Direktor des Zentrums für Angewandte Wirtschaftsforschung an der Spears School of Business der Universität von Oklahoma, hebt den Erfolg der Tiefbrunnenbohrungen nach Erdgas in Oklahoma hervor. Die erste Bohrung unterhalb von 30,000 Fuß für kommerzielle Produktionszwecke wurde 1972 im Beckham County abgeschlossen.
Das Anadarko-Becken war historisch gesehen eine der ergiebigsten Erdgasförderregionen in den Vereinigten Staaten. 20 Prozent der vor 1991 gebohrten Bohrungen mit einer Tiefe von mehr als 15,000 Fuß befanden sich in diesem Becken, und 19 der 52 bestehenden Ultratiefbohrungen mit einer Tiefe von weniger als 25,000 Fuß wurden bis 1998 im Anadarko-Becken niedergebracht.
Der Potential Gas Committee berichtet, dass in Oklahoma insgesamt 1,221 produzierende Tiefbohrungen mit einer durchschnittlichen Tiefe von 17,584 Fuß abgeschlossen wurden, wobei 775 dieser Bohrungen derzeit aktiv sind. Dies beweist den allgemeinen Erfolg der Tiefbohrungen nach Erdgasvorkommen in den Vereinigten Staaten.
Technologische Fortschritte beim Ultratiefbohren
Laut dem Bericht von Dr. Snead haben wichtige technologische Fortschritte das Tiefbohren von Erdgasquellen ermöglicht, darunter Fortschritte in der Computertechnologie, die zu Durchbrüchen bei der Reservoirmodellierung geführt haben und somit bessere Schätzungen der Größe und Lage förderbarer Vorkommen ermöglichen.
Das Büro für fossile Energien des US-Energieministeriums hat ein „Deep Trek“-Programm ins Leben gerufen, um die Kosten zu senken und die Effizienz des Bohrens kommerziell produktiver Tiefbrunnen zu verbessern. Dabei wurde das Potenzial der Tiefbohrung nach Erdgas und die Notwendigkeit, Gesteinsstrukturen zu durchdringen, die eher wie Grundgestein als wie Sedimentschichten klingen, erkannt.
Die weit verbreitete Ansicht, dass Erdgas wie Erdöl ein „fossiler Brennstoff“ sei, wird in Frage gestellt. Auf der Webseite „Energy Kids“ der US-amerikanischen Energieinformationsbehörde (EIA) wird die traditionelle Theorie erläutert, wie Erdgas aus den Überresten von Pflanzen und Tieren entsteht, die vor Millionen von Jahren zu organischem Material zerfallen sind.
Das vom US-Energieministerium finanzierte Projekt „Deep Trek“ arbeitet an der Entwicklung neuer Technologien, wie beispielsweise des polykristallinen Diamantbohrers, um die geschätzten 125 Billionen Kubikfuß Erdgasvorkommen zu erschließen, die unter dem Festland der Vereinigten Staaten in Tiefen von 15,000 Fuß oder mehr liegen – eine technologisch anspruchsvolle und kostspielige Aufgabe.
Herausforderungen und Kosten der Tiefbohrung
Das Bohren in tiefe Gesteinsformationen ist aufgrund des heißen, harten, abrasiven und unter hohem Druck stehenden Gesteins extrem schwierig, da sich der Bohrmeißel dadurch auf nur zwei bis vier Fuß pro Stunde verlangsamen kann. Dies führt zu hohen Betriebskosten von Zehntausenden von Dollar pro Tag bei Landbohranlagen und Millionen von Dollar pro Tag bei tiefen Offshore-Formationen.
Die Entwicklung neuer Technologien, wie beispielsweise des von Wissenschaftlern der Sandia National Laboratories des Energieministeriums entwickelten „Diffusionsbindungsverfahrens“, trägt dazu bei, die Effizienz des Bohrens in schwierige Formationen zu verbessern und unterstützt die Theorie, dass der Ursprung von Erdöl abiotischer und nicht organischer Natur ist.
Zukunftsperspektiven und unerforschte Kohlenwasserstoffressourcen
Die globalen Reservenschätzungen für Erdgas haben zugenommen, da Geowissenschaftler die Fülle an Erdgas in der Tiefe der Erde erkennen, was die Annahmen über den Produktionshöhepunkt in Frage stellt. Es wird erwartet, dass die Schätzungen der globalen Erdgasreserven in der Tiefe der Erde dramatisch ansteigen werden, da technologische Fortschritte die Exploration in größeren Tiefen unter der Wasseroberfläche und in größeren Entfernungen von den Kontinentalschelfen ermöglichen.
Die Nationale Ozean- und Atmosphärenbehörde (NOAA) schätzt, dass die Ozeane 71 Prozent der Erdoberfläche bedecken. Da ein so großes Gebiet noch unerforscht ist, haben Geowissenschaftler keine Möglichkeit, die Menge an Kohlenwasserstoffvorkommen in der Tiefsee und im Tiefwasser zuverlässig abzuschätzen, die die Erde möglicherweise birgt. Dies lässt Raum für weitere Entdeckungen und Erkundungen.
Titelbild: Gas und Öl in der Tiefsee werden zunehmend mit Unterwassersystemen gefördert, die sich auf dem Meeresboden befinden. Quelle: Weltmeerblick
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Wie viel mehr müssen die Dummen noch begreifen, dass sie dumm sind? Das ist die Frage.
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Eilmeldung: Die Epstein-Akten enthüllen eine 20-jährige Architektur hinter Pandemien als Geschäftsmodell – mit Bill Gates im Zentrum des Netzwerks
https://sayerji.substack.com/p/breaking-the-epstein-files-illuminate?utm_source=profile&utm_medium=reader2
Teil 2 – Einblick in das Projekt Molecule – Wie JPMorgan und die Gates-Stiftung Biologie in investierbare Infrastruktur verwandelten
https://sayerji.substack.com/p/inside-project-molecule-how-jpmorgan?utm_source=profile&utm_medium=reader2