Erdöl und erdgas--

Entstehung: Erdöl und Erdgas entstehen vorwiegend im Meer aus der Zersetzung von abgestorbenen pflanzlichen und tierischen Kleinstlebewesen in einer sauerstoffarmen Umgebung, die die Verwesung verhindert. Bedingungen hierfür finden sich in abgeschlossenen Meeresbecken, wie z. B. im heutigen Schwarzen Meer, wo momentan alle Voraussetzungen für eine zukünftige Erdöllagerstätte gegeben sind.
Durch Süßwasserzuflüsse hat sich hier eine ca. 150 Meter tiefe Schicht von sauerstoffreichem und salzarmem Wasser gebildet, in der sich ein reiches Tier- und Pflanzen- (Planktonleben) entwickeln konnte. Sterben diese Organismen, sinken sie in eine tiefere, lebensfeindliche Wasserschicht, die arm an Sauerstoff, aber reich an Salz und Schwefelwasserstoff ist. Das sauerstoffarme Wasser konserviert die organischen Reste, das Salz und der Schwefelwasserstoff verhindert die Verwesung.

Am Meeresgrund lagert sich ein aus Proteinen, Kohlenhydraten und Fetten zusammengesetzter Faulschlamm, der sich mit feinem Sand, Schluff und Ton vermischt. Dieses, noch unverfestigte Gemisch nennt man Erdölmuttergestein. Unter Einfluss von Bakterien, Druck und Hitze (bis zu 200°C) entsteht das so genannte Kerogen. Es setzt sich aus organischen Verbindungen wie Alkanen, Olefinen, Isoprenoiden, Terpenoiden, Dimethylfuran und Vanadium- oder Nickelporphyrinen zusammen. Metalle wie Kupfer, Nickel, Molybdän und Vanadium sowie einige Tonminerale fungieren bei dieser Reaktion als Katalysatoren. Die organischen Substanzen werden schließlich zu Paraffine und Naphthene (einfache Kohlenwasserstoffe) abgebaut. Im weiteren Verlauf dieses Faulvorgangs entstehen in den Poren des Muttergesteins Erdöl und Erdgas.

Durch den zunehmenden Gesteinsdruck werden dann die Poren des Muttergesteins wie ein Schwamm zusammengedrückt, Porenwasser, Erdöl und Erdgas werden herausgequetscht und steigen als leichtere Bestandteile und durch Kapillarkräfte nach oben (Migration). Grobkörnige und durchlässige Gesteine bilden dann die so genannten Speichergesteine. Während der Migration trennen sich die Bestandteile schon nach ihrer Dichte und Viskosität. Im Speichergestein lagern dann von unten nach oben Erdwachs, salzhaltige Ölwässer, Schweröl, Leichtöl und zuoberst Erdgas. Letzteres kann allerdings aufgrund seiner Flüchtigkeit auch weiter wandern und unter Umständen getrennte Lagerstätten bilden. Voraussetzung für die Bildung einer Lagerstätte sind ferner undurchlässige Deckschichten, die das Speichergestein nach oben abdecken, die weitere Migration verhindern und so dafür sorgen, dass sich unter ihnen das noch fein verteilte Erdöl und Erdgas in größeren Mengen ansammeln kann.
Die Speichergesteine sind vorwiegend Sandsteine und Kalksteine der Kreide und des Jura. In der Nähe von Celle wurde schon 1858 bei einem natürlichen Oberflächenaustritt von Öl eine Bohrung angesetzt, erstmals in Europa und eine der ersten Erdölbohrungen überhaupt. Die weltweiten Erdöllagerstätten verteilen sich altersmäßig folgendermaßen: 17 Prozent stammen aus der Kreide, 13 Prozent aus dem Jura und etwa 12 Prozent aus dem Paläozoikum. Die ältesten Erdöllagerstätten bildeten sich vor zwei Milliarden Jahren. Die Entstehung von Erdöl kann sich aber auch in nicht viel mehr als 10 000 Jahren vollziehen. Ergas kann außerdem auch bei der Bildung von Kohle entstehen.
Über die Jahrmillionen sind die Meere zum Teil gewichen und das Speichergestein ist samt seinen Inhalten zurück geblieben. Deshalb lassen sich heute Lagerstädten auch an Land finden.


Lagerstätten:



Suche nach Lagerstätten:

Es gibt mehrere Verfahren um Erdölquellen ausfindig zu machen:

Grundlage für die erfolgreiche Erdölsuche ist möglichst präzises Kartenmaterial. In den meisten Fällen muss man sich mit einfachen topographischen Karten zufrieden geben, jedoch in manchen Gebieten kann die Lagerung der Formationen an der Erdoberfläche erkannt werden, so dass man sich der Luftbildkartierung bedient. Dabei werden von einem Flugzeug aus mit einer Kamera in schneller Reihenfolge Bilder geschossen, die sich um etwa 2/3 überlappen. Mit Hilfe eines Stereoskops und unter Verwendung von Trigonometrischen Stationen können so viele topographische und geologische Details ermittelt werden. Anschließend werden Gesteinsproben an der Erdoberfläche genommen, mit deren Hilfe man eine Karte entwickeln kann, die über die Lagerung der Gesteinsschichten Aufschluss gibt. Lassen die Ergebnisse auf geeignete Steine und Strukturen schließen, so wird eine Probebohrung durchgeführt. Mit dieser Bohrung kann man den Poreninhalt der verschiedenen Schichten bestimmen, Informationen über darüber liegende Gesteinsschichten erhalten und den Druck, sowie die Temperatur in bestimmten Tiefen ermitteln.

Ein anderes Verfahren bedient sich den unterschiedlich starken magnetischen Eigenschaften der Gesteine, die Abweichungen des Erdmagnetfeldes verursachen. Sedimentgesteine sind fast nicht magnetisch, so dass man mit Hilfe von magnetischen Messungen die Mächtigkeit der verschiedenen Gesteinstypen feststellen kann. Das Erdmagnetfeld ist äußerst schwach, nur etwa 1/1000 des Magnetfeldes eines kleinen Hufeisenmagneten, deshalb sind äußerst empfindliche Messgeräte notwendig, um die noch geringeren Anomalien im Magnetfeld zu entdecken, die durch Erdölvorkommen erzeugt werden. Das Verfahren ist dadurch sehr schwierig und wird seit 1950 fast nur noch von Flugzeugen aus eingesetzt, da man nur so absolut unabhängig von Oberflächeneigenschaften ist.

Das Schwerefeld der Erde, das mit Hilfe eines Gravimeters gemessen werden kann, wird, ähnlich wie das Erdmagnetfeld, durch die verschiedenen Dichten der Gesteine in der Erdkruste beeinflusst.
Die Gesteine des Grundgebirges besitzen eine höhere Dichte, als die überlagernden Sedimente, somit ergeben sich hohe Schwerewerte dort, wo sich das Grundgebirge sehr nah an der Oberfläche befindet und niedrige Schwerewerte, wo die Sedimentschicht sehr massiv ist. Um gravimetrische Messungen durchführen zu können, muss das Gravimeter sich jedoch auf der Erdoberfläche bzw. auf dem Meeresgrund befinden und an jedem Messort neu justiert werden. Außerdem sind die Messergebnisse immer mehrdeutig und dienen nur als Richtlinie, weswegen dieses Verfahren nur sehr selten angewandt wird.



Das Seismische Verfahren

Die genaueste Methode um das Erdinnere zu erforschen ist die Seismik. Dabei werden mehrere Sprengladungen nacheinander in etwa 50 Metern Tiefe gezündet und die Druckwellen, die an den Grenzen zwischen den Gesteinsschichten reflektiert werden, werden von Geophonen aufgezeichnet. Es lässt sich eine große Ähnlichkeit zum Echolot erkennen, die Auswertung der Messergebnisse ist jedoch sehr viel komplizierter als beim Echolot und nur mit leistungsstarken Computern möglich. Um störende Nebengeräusche zu minimieren werden ganze Geophongruppen aufgestellt, was dieses Verfahren noch teurer werden lässt. Auch im Offshorebereich (mögliche Lagerstätten unter dem Meeresboden) ist die 3D-Seismik von großer Bedeutung, jedoch werden hier Gaspulser anstatt Dynamitladungen eingesetzt. Diese Gaspulser werden zusammen mit den Hydrophonen bei 5 Knoten Fahrt hinter einem Schiff hergeschleppt und geben 3 Schüsse pro Minute ab. Diese sprengstofflosen Methoden werden auch zunehmen an Land eingesetzt, da sie ein wesentlich geringeres Sicherheitsrisiko darstellen und darüber hinaus die Umwelt schonen.


Lagerstätten

Erdöl- und Erdgaslagerstätten findet man in Gesteinsschichten, die Porenräume enthalten so genannte schwammartige Gesteine. Typische Gesteine die Porenräume enthalten sind Sandstein, Kalkstein und Dolomit, deren Porenräume durch Lösungsvorgänge oder direkt bei der Bildung des Steines entstanden sind. In der Regel sind alle der Erdoberfläche nahen Porenschichten mit Süßwasser (Grundwasser) und die tiefer liegenden Schichten mit Salzwasser (Formationswasser) gefüllt. Enthalten diese Gesteinsschichten jedoch in hinreichender Menge Erdöl, so spricht man von Erdöl-Lagerstätten.
Diese Lagerstätten entstehen, wenn das Öl aufgrund seiner geringen Dichte im Vergleich zu Wasser zur Erdoberfläche aufsteigt und auf seinem Weg dorthin auf eine undurchdringliche Gesteinsschicht trifft. An dieser Stelle lagert sich das Erdöl zusammen mit Erdgas ab. In Deutschland stammen die Erdölhaltigen Gesteinsschichten aus dem Erdmittelalter (Jura, Kreide - vor 125-200 Mio. Jahren) und liegen in einer durchschnittlichen Tiefe von ca. 6.000 m. Jedoch werden in den Gesteinsschichten, die aus dem Devon (vor ca. 300 Mio. Jahren) stammen gewaltige Erdölvorkommen vermutet, bis jetzt ist es aber nicht möglich in diese Tiefen vorzudringen.


Förderung:

Die meisten Bohrungen werden mit dem Rotary-Verfahren niedergebracht. Bei diesem Bohrverfahren hängt der Gestängestrang (mehrere miteinander verbundene Rohre) am Bohrturm. Der Strang ist am Bohrturmboden am so genannten Drehtisch fixiert. Der Bohrmeißel am Ende des Stranges hat im Allgemeinen drei konische Räder mit gehärteten Zahnspitzen. Das Bohrklein wird mit Hilfe einer pumpengetriebenen Spülanlage kontinuierlich an die Oberfläche gefördert.

Das Erdöl steht unter einem Druck, dem so genannten Lagerstättendruck. Meist sind im Rohöl beträchtliche Erdgasmengen gelöst. Beim Öffnen der so genannten Falle dehnt sich das frei werdende Gas sofort aus und treibt zusammen mit dem Lagerstättendruck das Erdöl in das Bohrloch. In manchen Fällen ist der Druck groß genug, um das Öl an die Erdoberfläche zu fördern. Meist muss aber das Öl bereits zu Beginn der Förderung an die Oberfläche gepumpt werden. Andere Verfahrensweisen sind das Einpressen von Erdgas oder Wasser. Im Laufe der Zeit sinkt die Rohölmenge so weit ab und die Kosten für die Förderung steigen so stark an, dass der Betrieb des Bohrloches nicht mehr wirtschaftlich ist. Das Bohrloch wird stillgelegt.



Heutige Ölvorräte




Die größten Ölvorkommnisse findet man heute im Nahen Osten. Besonders im Iran, im Irak und im Westen Saudi Arabiens also rund um bzw. im Arabisch-Persischen-Golf. Weitere relativ große Ölvorkommnisse finden wir rund um das Kaspische Meer und etwas weitere östlich im Westen und Südwesten Chinas. Außerdem, schon weitestgehend ausgeschöpft, im Westen und Süden der USA, im Süden Alaskas und im Westen Südamerikas. Die Karte zeigt weitere Ölvorkommen in Ostasien und in Australien. In Deutschland sind etwas größere Erdölvorkommen nur im Westen und im Südwesten in kleinen Mengen zu finden.
Nach einer Studie aus dem Jahre 2000 würden Reserven von 140 Milliarden Tonnen beim derzeitigen Verbrauchsvolumen knapp 40 Jahre reichen. Das ist allerdings nicht realistisch, da, so die Studie weiter, der Energieverbrauch in den kommenden Jahren zunehmen wird. Öl kommt daher als zukunftsfähiger Energieträger auf keinen Fall in Frage.







Verarbeitung


(Erdöl-)Aufbereitung

Da Erdöl ein Gemisch aus Rohöl, Gas und Salzwasser ist, kann es nicht sofort verarbeitet werden, sondern muss zuerst aufbereitet werden, um die Verunreinigungen zu beseitigen. Dies geschieht in speziellen Trennanlagen in mehreren Stufen.
Das gesammelte Gas-Öl-Salzwasser-Gemisch wird in den Gasabscheider (ein Kessel der unter niedrigem Druck steht) geleitet. Das Gemisch wird kräftig verwirbelt, wobei es auf Prallbleche aufschlägt. Durch diesen Vorgang wird die Oberfläche des Öls vergrößert und es entweicht mehr Ergas, das in den Kopf des Gasabscheiders steigt und dann zu einem Verbrauchsystem geleitet wird. Das gesammelte Öl wird in den Nassöltank geleitet. Das durch seine höhere Dichte am Boden liegende Salzwasser wird zum größten Teil in einen Salzwassertank abgezogen. Der Rest wird erst in den Entwässerungs- und Entsalzanlagen vom Öl getrennt, nachdem sie auf 80° -100°C erhitzt wurden. Dort wird, um die beiden Komponenten leichter trennen zu können, ein Zusatzstoff (sog. Spalter) und Süßwasser hinzugefügt und das neue Gemisch einem elektrischen Wechselspannungsfeld ausgesetzt. Dadurch sinkt das Salz zu Boden und wird einem geschlossenen Reinigungs- und Ableitungssystem zugeführt. Das reine Erdöl wird in einen Rohöltank geleitet, wo es dann zu einer Raffinerie abtransportiert wird.



Destillation
Im Mittelpunkt der Erdölverarbeitung steht die Destillationsanlage. Rohöl beginnt bei einer Temperatur zu sieden, die etwas unter der Siedetemperatur von Wasser liegt. Kohlenwasserstoffe mit dem niedrigsten Molekulargewicht sieden auch bei den niedrigsten Temperaturen, während für immer größere Moleküle immer höhere Temperaturen erforderlich sind (Genaue Daten: siehe Grafik). Man teilt das Rohöl, basierend auf die unterschiedlichen Siedetemperaturen der Bestandteile, in Fraktionen ein. Das Destillieren erfolgt kontinuierlich im Fraktionierturm, der mit zahlreichen durchlässigen Böden ausgestattet ist. Im unteren Drittel des Turms wird das zuvor gereinigte und auf etwa 350°C erhitzte Rohöl eingeleitet. Der verdampfbare Anteil fließt als Rückstand in den so genannten Sumpf. Die aus dem Kopf des Turms austretenden Dämpfe werden zum Teil kondensiert und in den Kopf zurückgeführt. Dieser Rückfluss wirkt kühlend und sorgt dafür, dass sich zwischen dem Rohöleintritt und dem Kopf ein gleichmäßiges Temperaturgefälle einstellt. So können die aufsteigenden Dämpfe stufenweise kondensieren und von bestimmten Böden als Fraktionen mit bestimmten Siedebereichen abgezogen werden. Im mittleren Teil des Turms werden die Mitteldestillate abgezogen und das im Sumpf anfallende Produkt wird zum Beispiel als schweres Heizöl verwendet.



Konversionsverfahren
Die durch Destillation zu erzielenden Produktausbeuten lassen sich durch die Auswahl geeigneter Rohölsorten steuern. Diese Maßnahme allein reicht jedoch häufig nicht aus, um der Nachfrage nach bestimmten Produkten zu entsprechen. Der ständig zunehmende Bedarf an leichten Produkten wie z.B. Benzin und die rückläufige Nachfrage nach schwerem Heizöl erfordern Verfahren, die hoch siedende Kohlenwasserstoffe in niedrig siedende umwandeln können. Dieser Prozess erfolgt in so genannten Crackern, in denen die langkettigen Moleküle in kürzere gespalten werden. Die drei Verfahrensarten sind thermisches Cracken, katalytisches Cracken und Hydro-Cracken .Die Verschiedenen Arten des Crackens sind hier nicht weiter erläutert, weil die Verarbeitung kurz sein sollte. In der Grafik zur "Katalytischen Crack-Anlage" sind aber noch Einzelheiten zu entnehmen.

Entschwefelung
Schwefel ist im Rohöl in sehr verschiedenen Formen enthalten, vom Schwefelwasserstoff bis hin zu sehr komplexen Molekülstrukturen. Besonders die aus Rohöl mit hohem Schwefelgehalt gewonnenen Produkte müssen entschwefelt werden. Dies geschieht im Hydrofiner. Das Rohöl wird mit Wasserstoff vermischt und bei Temperaturen von etwa 400°C und einem Druck von 25 bis 70 bar über einen Katalysator geleitet. Dabei verbindet sich der Wasserstoff mit dem Schwefel aus dem schwefelhaltigen Produkt. Der hierbei entstehende Schwefelwasserstoff wird einer so genannten Claus-Anlage zugeführt, wo unter teilweiser Verbrennung eine Umsetzung in Elementarschwefel und Wasser erfolgt.