Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen

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1 1 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen 1: Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen Kurt M. Reinicke, Norbert Liermann, Rolf Remer 2: Die Verarbeitung von Erdöl Gunter Alfke 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen Einleitung Geschichtliche Entwicklung Energiebedarf und Vorratssituation Reserven und Förderung Ressourcen Ölsande, Teersande Ölschiefer Erdgas aus dichten Lagerstätten Kohleflözgas Gashydrate Aquifergas Entstehung von Kohlenwasserstoffen und Kohlenwasserstoff- Lagerstätten Lagerstätteninhalt und Eigenschaften von Erdöl und Erdgas Lagerstätteninhalt, statisch (Volumetrie) Lagerstättendruck Lagerstättentemperatur Lagerstätteninhalt, dynamisch (PVT-Beziehungen) Druck-Temperaturbeziehungen Druck-Volumenbeziehungen für Erdöle Formations-Volumen-Faktor Viskosität Realgasfaktor Lagerstätten, dynamisch (Fließbewegungen) 25 Winnacker/Küchler. Chemische Technik: Prozesse und Produkte. Herausgegeben von Roland Dittmeyer, Wilhelm Keim, Gerhard Kreysa, Alfred Oberholz Band 4: Energieträger, Organische Grundstoffe. Copyright 2005 WILEY-VCH Verlag GmbH & Co. KGaA, Weinheim ISBN:

2 2 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Materialbilanzrechnungen und Verdrängungstheorien Lagerstättensimulation Verhalten von Erdöl und Erdgas bei Förderung, Aufbereitung und Transport Ölfeldaufbereitung Verhalten von Erdgas bei Druckentspannung Verhalten von Erdgas bei Verdichtung Erdgashydrate Rohrströmung von Erdöl und Erdgas Rohrströmung von Erdöl Rohrströmung von Erdgas Kohlenwasserstoffe als Brennstoffe Suche nach Erdöl und Erdgas Beckenanalyse Geophysikalische Messungen Seismische Verfahren Umweltschutz Beckenmodellierungen Bohren nach Erdöl und Erdgas Bohrverfahren Das Rotary Verfahren Spezielle Rotary Antriebe:»Top-Drive«und Untertageantrieb Spezielle Bohrtechniken: Ablenkungen, Horizontalbohrungen, Multilateralbohrungen, Low-Head-/Under-Balanced-Drilling, Slim-Hole-Drilling Spezielle Verrohrungstechniken: Expandable Technologie Meeresbohrtechnik Bohrungsplanung Umweltschutz Bohrungsüberwachung Bohrungskomplettierung Entwicklung von Erdöl- und Erdgasvorkommen Beobachtungen Interpretationen Berechnungen Entwicklungsentscheidungen Onshore-Entwicklungen Offshore-Entwicklungen Technische Regeln für die Entwicklung Gewinnung von Erdöl und Erdgas Bohrungen Einfluss der Lagerstätteneigenschaften Verfahren zur Verbesserung der Zuflussbedingungen Messungen zur Kontrolle der Ausbeute einer Lagerstätte 58

3 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Einfluss der produzierten und injizierten Fluide auf das Bohrungsverhalten Förderung von Erdöl Förderung von Erdgas Aufbereitung von Erdöl und Erdgas Verfahrensschritte zur Aufbereitung von Erdöl und Erdgas Aufbereitung von Erdöl Aufbereitung von Erdgas Erdgasverflüssigung Allgemeine Sicherheit und Umweltschutz Transport von Erdöl und Erdgas Leitungstransport Leitungstransport Onshore Leitungstransport Offshore Schiffstransport bei Offshore-Produktion Schiffstransport von Erdgas Speicherung von Erdöl und Erdgas Untertagespeicher Kavernenspeicher Porenspeicher Röhrenspeicher Übertagespeicher Prozesssteuerung und intelligente Überwachung bei Gewinnung, Transport und Speicherung Rückbau und Rekultivierung der Produktions-, Transport- und Speicheranlagen Onshore Offshore Wirtschaftliche Bedeutung von Erdöl und Erdgas Literatur 92 2 Die Verarbeitung von Erdöl Einleitung Ein kurzer Blick in Geschichte und Bedeutung Verbrauch, Versorgung und Verarbeitung Chemie des Erdöls Grundlage seiner Verarbeitungsverfahren Die Produkte der Raffinerie Raffineriegas Flüssiggas Rohbenzin Ottokraftstoffe Flugbenzin Flugturbinenkraftstoff Leuchtpetroleum Dieselkraftstoff 123

4 4 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Leichtes Heizöl Schmieröle und -fette Schweres Heizöl Schiffsbrennstoffe Bitumen Petrolkoks Wachse, Paraffine, Vaseline Schwefel Chemie erdölfremder Stoffe in Erdölprodukten und Prozessen Sauerstoffhaltige Kraftstoffkomponenten Additive Synthetische Schmierstoffe Katalysatoren Auswirkungen der Umweltpolitik auf die Raffinerieverarbeitung Anlagenbezogene Regelungen Luft und Lärm Wasser Boden (Bodenschutzgesetz) Produktbezogene Regelungen Blei Schwefel Bestimmte Kohlenwasserstoffe Altöl Vom Rohöl zur Komponente der Weg durch die Verarbeitungsanlagen Trennverfahren Rohöldestillation unter Atmosphärendruck Vakuumdestillation Deisopentanizer Umwandlungsverfahren Katalytisches Reformieren Isomerisieren Alkylieren MTBE, ETBE und TAME Thermisches Cracken Visbreaking Katalytisches Cracken Hydrocracken Petrolkoksherstellung Bitumenherstellung Wasserstoffanlage/Synthesegaserzeugung Nachbehandlung Süßung von Benzin Katalytisches Entschwefeln Adsorptive Entschwefelung 185

5 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Schwefelgewinnung Schmierölherstellung Herstellung von Schmierfetten Paraffine, Wachse und Vaseline Mischanlage für Fertigprodukte Inline-Blender Neben- und Hilfsanlagen Kraftwerk/Kesselhaus. Brennstoffversorgung Kühlsysteme Wasserversorgung und Abwasserreinigung Tanklager Verladung von Fertigprodukten Sicherheitsfragen Transport und Transportmittel Rohöltransport mit Tankern Produktentransport Schiene Straße Wasserweg Leitungstransport Randfragen oder Zukunft? Welche Energiequellen gibt es als Ersatz für Erdöl? Alternative Kraftstoffe Wasserstoff Erdgas Alkohole: Methanol und Ethanol Kohlebenzin Biodiesel Ölschiefer, Ölsande und Naturbitumen Ölschiefer und Ölsande Naturbitumen und Schwersterdöle Glossar Literatur 224

6 6 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 1.1 Einleitung Erdöl und Erdgas sind ein wichtiger Motor unserer Gesellschaft. Erst die ausreichende Versorgung mit Treibstoffen aus Erdöl hat Impulse für die Entwicklung der Automobilindustrie gegeben und die weltweite Motorisierung möglich gemacht. Flug- und Schiffsverkehr wären ohne Erdöl nicht denkbar. Kunststoffe, Lacke, Waschmittel, Arzneimittel, Kosmetikprodukte, Düngemittel und vieles andere mehr werden unter anderem aus Erdöl hergestellt. Öl- und Gasheizungen sorgen für warme Wohnungen und warmes Wasser. In Wärmekraftwerken wird durch Verbrennung von Ölprodukten und Erdgas elektrische Energie erzeugt Geschichtliche Entwicklung Schon vor unserer Zeitrechnung waren Erdöl und Erdgas in Gebieten vom Nahen bis zum Fernen Osten bekannt. Aus natürlichen oberflächlichen Austritten stammendes Bitumen wurde in Mesopotamien bereits im dritten vorchristlichen Jahrtausend genutzt. Aus dem ersten vorchristlichen Jahrtausend stammen Berichte über eine zusätzliche Erdölgewinnung aus gegrabenen Schächten und eine sich daran anschließende regelrechte Bitumenindustrie. Erdöl diente als Mörtel bei den Bauten in Babylon, zum Straßenbau, zum Kalfatern (Abdichten) von Booten, als Medizin, als Brennstoff für Fackeln und fand Verwendung für Kriegswaffen wie Feuerwerfer. Die Nutzung von an der Erdoberfläche austretendem Erdgas zum Verdunsten von Meerwasser bei der Salzgewinnung ist aus der Mitte des ersten vorchristlichen Jahrhunderts aus China überliefert [ ]. Im Laufe der Jahrhunderte ging das Wissen um viele dieser Verwendungsmöglichkeiten verloren. Bis in die zweite Hälfte des 19. Jahrhunderts blieb die allgemeine Bedeutung von Erdöl und Erdgas deshalb gering. Erdöl, das meist aus natürlichen oberflächlichen Austritten stammte, diente vornehmlich der Schmierung und medizinischen Zwecken [1.1, 1.2, 1.5]. Die wachsende Bevölkerung, die einsetzende industrielle Revolution und die damit einhergehende Verstädterung erhöhten den Bedarf an Beleuchtungs- und Schmiermitteln. Um diesen Bedarf zu decken, begannen in den späten vierziger Jahren des 19. Jahrhunderts Wissenschaftler in mehreren Teilen der Welt mit Erdöl zu experimentieren und entwickelten in den Fünfzigern Verfahren für seine kommerzielle Nutzung erwarb der kanadische Arzt und Geologe Gessner ein Patent auf die Herstellung eines relativ sauber brennenden Lampenbrennstoffes aus Rohöl, das er Petroleum nannte veröffentlichte der amerikanische Chemiker Silliman einen Bericht über nützliche Produkte, die man durch Destillation von Erdöl gewinnen kann. Mit der Erfindung der Petroleumlampe durch Lukasiewicz in Galizien im Jahre 1853 war die erste wesentliche Verwendungsmöglich-

7 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 7 keit eines Erdölderivates gefunden: Die Petroleumlampe verbreitete sich um die ganze Welt [1.1, 1.2]. Um die schnell einsetzende Nachfrage nach Petroleum zu befriedigen, reichte die Erdölgewinnung aus den natürlichen Austritten und gegrabenen Brunnen nicht mehr aus. Seit längerem wusste man, dass bei Bohrungen nach Wasser und Salz gelegentlich auch Erdöl in die Bohrlöcher sickerte. Es lag daher nahe, direkt nach Erdöl zu bohren. Mitte des 19. Jahrhunderts wurden in Norddeutschland (Wietze), Österreich-Ungarn (Boryslaw), Russland (Kuban) und den USA (Titusville) Bohrungen nach dem Schlagbohrverfahren (s. Abschnitt 1.5.1) durchgeführt, um Erdölvorkommen zu erschließen. Weltberühmt wurde die Bohrung des Amerikaners Drake bei Titusville, Pennsylvania. Am 27. August 1859 wurde sie in einer Tiefe von 21 m fündig; 8 10 Fass Erdöl konnten täglich geschöpft werden. Die Entdeckung führte zum ersten Boom an Erdölbohrungen in der Geschichte. Die Anwendung des Rotary Bohrverfahrens (s. Abschnitt 1.5.2) brachte einen deutlichen Fortschritt bei der effizienten Bereitstellung des Energierohstoffes Erdöl. Im Jahre 1901 gelang es Lucas bei Beaumont (Texas) mit diesem Verfahren, die Bohrung Spindletop niederzubringen; aus einer Tiefe von 300 m traten täglich etwa t Erdöl eruptiv zutage, eine bis zu diesem Zeitpunkt nicht vorstellbare Menge. In Folge lösten die USA Russland als größten Erdölproduzenten der Welt ab [1.1, 1.2, 1.6, 1.7]. Der Durchbruch von Erdöl als Energieträger und Rohstoff begann mit der Erfindung des Verbrennungsmotors, der auf Arbeiten des Deutschen Otto bei der Motorenfabrik Deutz 1867 beruht. Das Erdöl war nach der Kohle und das in viel stärkerem Maße der Anlass für die Industrialisierungswelle des frühen 20. Jahrhunderts [1.2]. Der rasche Anstieg der weltweiten Förderung (Tab. 1.1) zeigt die enorm zunehmende Bedeutung dieser Energieressource. Bis zur ersten Ölkrise im Jahre 1973 verdoppelte sich in etwa die Erdölförderung mit jeder Dekade. Im Jahre 1977 wurden auf der Welt zum ersten Mal mehr als t Erdöl gefördert und verbraucht. Um die Jahrtausendwende betrug die Erdölförderung etwa t. Zur Deckung des steigenden Bedarfes an Erdöl und Erdgas und zum Ausgleich des Rückgangs der Produktionskapazitäten der vorhandenen Bohrungen wurden im Jahre 2001 weltweit (außerhalb Chinas und der Länder der ehemaligen Sowjetunion) neue Bohrungen niedergebracht [1.8]. Mehr als 25 Prozent der Erdölförderung stammten im Jahre 2002 aus Offshore- Vorkommen im Bereich der Kontinentalschelfe. Dies ist um so bemerkenswerter, da das Zeitalter mariner Erdölförderung erst vor fünf Jahrzehnten begonnen hat und erst nach der ersten Ölkrise in den siebziger Jahren in Wassertiefen größer als 200 m ausgedehnt wurde [1.9]. Heute werden bei der Suche nach Kohlenwasserstoffen Bohrungen in Wassertiefen bis zu 3000 m niedergebracht. Im Golf von Mexiko und offshore Brasilien arbeiten bereits Förderanlagen in Wassertiefen um 2000 m [1.8, 1.10]. Ohne Möglichkeiten eines effektiven Ferntransportes war Erdgas lange Zeit ein eher unerwünschtes Nebenprodukt der Erdölförderung. Genutzt wurde es lediglich zur Erzeugung von Dampf für die Erdölaufbereitung. Überwiegend aber wurde das mit dem Erdöl anfallende Gas abgefackelt.

8 8 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Tab. 1.1 Entwicklung der Welt-Erdöl- und -Erdgasförderung [1.11, 1.12] Jahr Rohölförderung (10 6 ta 1 ) Erdgasförderung (10 9 m 3 a 1 ) a) b) a) Norm-Kubikmeter b) vorläufige Zahl Eine der ersten längeren Erdgas-Transportleitungen wurde im Jahre 1891 in den USA gebaut. Die ca. 120 Meilen lange Leitung diente dem Transport von Erdgas aus Zentral-Indiana nach Chicago. Die erste Nutzung von Erdgas in Deutschland begann im Jahre 1913, als ein durch die Wasserbohrung Neuengamme XV entdecktes Erdgasvorkommen an das Gasversorgungsnetz der Stadt Hamburg angeschlossen wurde. In rund zehn Jahren wurden etwa 230 Mio. m 3 Erdgas aus dieser Lagerstätte gefördert [1.13]. Die erste chemisch-technische Verwertung von Erdgas in Deutschland erfolgte nach der Entdeckung des Feldes Bentheim bei den Chemischen Werken Hüls, zu denen im Jahre 1944 eine Gasleitung verlegt wurde. Der Durchbruch von Erdgas als Energieträger und Rohstofflieferant erfolgte erst nach dem zweiten Weltkrieg, als Schweiß- und Rohrwalztechniken sowie Fortschritte in der Metallurgie den Aufbau zuverlässiger Ferngasleitungen ermöglichten. Der Nachkriegsboom an Fernleitungsbauten reichte weit in die zweite Hälfte

9 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 9 des 20. Jahrhunderts. In Europa war dieser Boom gekoppelt an die Entdeckung von Großlagerstätten in Frankreich, Deutschland, Holland, der Nordsee und Russland und deren Integration in ein europäisches Erdgastransportnetz. Tabelle 1.1 zeigt für die Förderung von Erdgas zeitversetzt eine ähnlich stürmische Entwicklung wie für Erdöl. Die Abschwächung des Wachstums nach der Ölkrise der siebziger Jahre fällt für Erdgas allerdings deutlich geringer aus als für Erdöl. Ursache dieser abweichenden Entwicklung ist nicht zuletzt die besonders emissionsarme Verbrennung dieses wasserstoffreichsten und kohlenstoffärmsten fossilen Energieträgers. Erdgas setzt bei der Verbrennung weniger von dem Treibhausgas Kohlendioxid (CO 2 ) frei als alle anderen fossilen Energieträger. Die Ölkrisen der siebziger Jahre und das gegen Ende der achtziger Jahre verstärkt einsetzende Bemühen um intergenerative (Brundtlandt Bericht, [1.14]) und intragenerative (Agenda 21, [1.15]) Verteilungsgerechtigkeit durch eine nachhaltige Entwicklung (»Sustainable Development«) führten zu einem neuen Bewusstsein im Umgang mit Rohstoffen im Allgemeinen und Energierohstoffen im Besonderen [1.16]. Durch weltweite Anstrengungen, Energie einzusparen, den Energieverbrauch effizienter zu gestalten und zunehmend erneuerbare Energien einzusetzen, kam es zu einer deutlichen Reduzierung des Anstiegs von Erdölförderung und -verbrauch. Die schwache Weltkonjunktur um die Jahrtausendwende verstärkte diese Entwicklung und führte Anfang des neuen Jahrtausends sogar zu einem kurzfristigen Rückgang der Förderung [1.17]. Das Bemühen um eine nachhaltige Entwicklung bewirkte auch eine neue Qualität des Prozesses von Aufsuchung und Gewinnung bis hin zu Rückbau und Rekultivierung [1.16], für die in Deutschland im Jahre 1993 operative Regeln durch die Enquete-Kommission des Deutschen Bundestages»Schutz des Menschen und der Umwelt«erarbeitet wurden. So einigte man sich z. B. in der Rio Deklaration darauf, das Abblasen von Erdgas bis 2003 und das Abfackeln bis 2006 einzustellen und alles anfallende Gas einer Verwendung zuzuführen [1.18] Energiebedarf und Vorratssituation Es ist zu erwarten, dass durch die Zunahme der Weltbevölkerung und die fortschreitende Industrialisierung der Gesamtenergiebedarf weiter steigen wird. Die»Internationale Energie Agentur«schätzt den Anstieg in den nächsten 20 Jahren auf ca. 60 %, von t Öläquivalent in 1999 auf 12, t Öläquivalent in 2010 und t Öläquivalent in Zur Deckung dieses Bedarfes werden Erdöl und Erdgas weltweit (auch in Deutschland) etwa 60 % beitragen [1.9: Kasten 6.6, 1.19]. Engpässe in der Versorgung werden dabei mittelfristig nicht erwartet. Lediglich bei Erdöl könnte ab 2015 eine Verknappung des Angebotes auftreten [1.12, ]. Für die hier dargestellte Vorratssituation gelten die folgenden Definitionen [1.12]: l Reserven sind die zu einem bestimmten Zeitpunkt verbleibenden Erdöl- und Erdgasmengen, die in einer Lagerstätte nachgewiesen sind und die mit der zu diesem Zeitpunkt verfügbaren Technologie und den zu diesem Zeitpunkt erzielbaren Preisen wirtschaftlich gefördert werden können.

10 10 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen l Ressourcen sind Mengen, die geologisch nachgewiesen sind, aber wirtschaftlich noch nicht gewonnen werden können sowie Mengen, die noch nicht nachgewiesen sind, aber aus geologischen Gründen in einem betreffenden Gebiet erwartet werden können. l»in Place«Mengen sind die in einer Lagerstätte insgesamt vorhandenen gewinnbaren und nicht gewinnbaren Mengen. Entsprechend der Definition sind die Reserven und ihre weltweite Verbreitung nicht nur abhängig von den Voraussetzungen, die in den einzelnen Regionen für die Bildung von Kohlenwasserstoffvorkommen gegeben waren, sondern auch vom Grad der erreichten Ausbeute, dem Stand der Technik und den Produktpreisen. Die an das Vorhandensein von Sedimentationsbecken geknüpften Voraussetzungen für die Bildung von Kohlenwasserstoffvorkommen sind in vielen Gebieten der Erde gegeben. Die Voraussetzungen sind in ihrer tatsächlichen Ausbildung jedoch sehr unterschiedlich. Der Nahe Osten, in dem etwa zwei Drittel der Welterdölreserven konzentriert sind, nimmt hier eine Sonderstellung ein. Die Suche nach Erdöl und Erdgas hat nach der jeweiligen Notwendigkeit und Zugänglichkeit stattgefunden. So wurde verständlicherweise zuerst zu Lande und zunächst in jenen Ländern exploriert, die bereits von der Industrialisierung erfasst waren. Erst allmählich wurden die weniger gut zugänglichen Gebiete einbezogen. Heute findet die Suche nach Kohlenwasserstoffen in praktisch allen Regionen der Erde statt. So ist zu erklären, dass Länder wie z.b. die USA wegen der bereits früh einsetzenden Ausbeute der Ressourcen heute große Mengen an Erdöl importieren müssen [1.24]. Der technologische Fortschritt ist die wesentliche Ursache für die positive Entwicklung der Reserven in den letzten Jahrzehnten. Diese Entwicklung weicht deutlich von den Vorhersagen des»club of Rome«im Jahre 1972 ab, auch wenn die Anzahl der Neufunde seit 1962 zahlenmäßig zurückgeht und zur Zeit nur ein Viertel des Verbrauchs durch Neufunde ersetzt wird. Zu den Reservenzuwächsen tragen vor allem Höherbewertungen bekannter Vorkommen und verbesserte Fördermethoden bei [1.9: Kasten 6.7]. Der»Club of Rome«ging davon aus, dass die weltweiten Vorräte im Wesentlichen bekannt sind und die Kosten für ihre Ausbeute steigen würden. Wie inzwischen nachgewiesen, sind die Vorräte größer und die Produktionskosten kleiner als damals unterstellt. Beides ist zurückzuführen auf den Einsatz neuer Technologien in der Aufsuchung (3D Seismik), der Entwicklung (Horizontal- und Multilateralbohren) und der Ausbeute (effizientere Fördermethoden, verbessertes Projektmanagement und so genannte»smart Wells/Fields«) von Kohlenwasserstoffvorkommen. Jüngstes Beispiel für die Bedeutung der Anwendung neuer Technologien für die Einstufung von Vorräten als Reserven ist die Zunahme der weltweiten, sicheren Erdölreserven im Jahr 2002 um t bzw. 17 Prozent: Vormals nicht wirtschaftlich förderbare Schwerölvorkommen in Kanada wurden auf Grund neuer Entwicklungen der Fördertechnologie als wirtschaftlich gewinnbar eingestuft [1.26, 1.27, 1.36]. Der Öl- und Gaspreis hat ebenfalls einen wesentlichen Einfluss auf die Höhe der Reserven: Je höher der Preis, umso größer werden im Prinzip die Reserven. Dabei

11 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 11 ist von einer überproportional großen Zunahme der Reserven auszugehen [1.9: Kasten 6.4]. So war z. B. der starke Anstieg des Ölpreises nach der ersten Ölkrise 1973/ 74 Auslöser für eine Vielzahl von Entwicklungen, um die Reserven durch Einsatz von Technologie zu erhöhen. Die Offshore-Tätigkeit wurde erweitert; ein Beispiel hierfür ist die Erschließung der Nordsee. Es wurden neue Fördermethoden entwickelt und eingesetzt, z. B. für Gas in gering durchlässigen Sandsteinen (Tight Gas) oder zu der bereits erwähnten verbesserten Ausbeute von Schwerölvorkommen Reserven und Förderung Die Verteilung der Erdölreserven, ihrer Förderung und ihres Verbrauches nach Weltregionen ist für das Jahr 2001 in Tabelle 1.2 dargestellt. Diese zeigt für Reserven und Förderung die Dominanz des Nahen Ostens. Sie dokumentiert auch die starke Abhängigkeit der Regionen Australasien, Nordamerika und Europa bei der Bedarfsdeckung. Unterstellt man rein hypothetisch, dass die in der Tabelle ausgewiesenen Reserven nicht mehr höher zu bewerten sind und dass die Förderung in Zukunft konstant bleibt, so errechnet sich für die weltweiten Erdölreserven eine statistische Reichweite von mehr als 40 Jahren. Tabelle 1.3 gibt die regionale Verteilung der Erdgasreserven, der Förderung und des Verbrauches im Jahre 2001 wieder. Der Energiegehalt der Welt-Erdgasreserven Tab. 1.2 Erdölreserven und -förderung [1.12] Reserven Förderung 2001 Verbrauch 2001 Region (10 9 t) (%) (10 6 t) (%) (10 6 t) (%) Naher Osten 94,7 62, , ,8 1. Saudi Arabien 35,7 23, ,0 63 1,8 GUS 15,0 9, , ,8 1. Russland 9,7 6, , ,6 Lateinamerika 13,1 8, , ,4 1. Venezuela 10,6 7, ,2 22 0,6 Afrika 11,2 7, , ,3 1. Libyen 3,9 2,6 68 1,9 11 0,3 Nordamerika (Kanada, Mexiko, USA) 8,5 5, , ,7 1. USA 4,1 2, , ,6 Europa 3,3 2, , ,4 1. Norwegen 1,7 1, ,6 9 0,3 (Deutschland) (0,05) (0,03) (3,4) (0,1) (122) (3,5) Ferner Osten/Australien 6,0 4, , ,6 1. China 3,5 2, , ,4 Gesamt 151, = größter Reservenhalter der jeweiligen Region

12 12 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Tab. 1.3 Erdgasreserven und -förderung [1.12] Reserven Förderung 2001 Verbrauch 2001 Region (10 12 m 3 ) (%) (10 9 m 3 ) (%) (10 9 m 3 ) (%) Naher Osten 58,9 36, , ,9 1. Iran 26,0 16,2 61 2,1 65 2,6 GUS 56,3 35, , ,7 1. Russland 47,6 29, , ,0 Lateinamerika 7,1 4,4 99 3,9 95 3,8 1. Venezuela 4,1 2,6 28 1,1 28 1,1 Afrika 11,8 7, ,9 62 2,5 1. Algerien 4,5 2,8 79 3,1 22 0,9 Nordamerika (Kanada, Mexiko, USA) 7,6 4, , ,9 1. USA 5,0 3, , ,1 Europa 6,7 4, , ,2 1. Norwegen 2,4 1,5 53 2,1 5 0,2 (Deutschland) (0,34) (0,2) (21,5) (0,8) (95,8) (3,8) Ferner Osten/Australien 12,3 7, , ,1 1. Indonesien 2,6 1,6 65 2,5 30 1,2 Gesamt 160, = größter Reservenhalter der jeweiligen Region entspricht knapp 84 Prozent der derzeitigen Welt-Erdölreserven. Für die Umrechnung gilt: 1 t Erdöl entspricht 1319 m 3 Erdgas [1.12]. Der Nahe Osten und die GUS- Staaten verfügen über fast drei Viertel der Welt-Erdgasreserven. Mit Ausnahme von Europa ist derzeit keine Region in nennenswerter Weise abhängig von Erdgasimporten. Unterstellt man Konstanz der in Tabelle 1.3 dokumentierten Reserven und eine gleich bleibende Förderung, so errechnet sich für die weltweiten Erdgasreserven eine statistische Reichweite von mehr als 60 Jahren Ressourcen Gemäß Definition sind Ressourcen nachgewiesene, aber derzeit nicht wirtschaftlich gewinnbare Kohlenwasserstoffe bzw. solche, die aus geologischen Gründen erwartet werden und durch fortgesetzte Exploration nachgewiesen werden können. Bei den nachgewiesenen, derzeit aber wirtschaftlich nicht gewinnbaren Kohlenwasserstoffen handelt es sich in aller Regel um die Kategorie der nicht-konventionellen Kohlenwasserstoffe. Diese sind durch einen konventionellen Bohrlochbergbau praktisch nicht gewinnbar. Bei den Vorkommen, die seit langem bekannt sind, handelt es sich insbesondere um extrem viskose Erdöle, die unter den gegebenen Lagerstättenbedingungen kaum bzw. nicht mehr fließen, und tonige Sedimentgesteine mit einem relativ hohen Anteil an organischer Materie (Kerogen). Auf der Gasseite sind

13 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 13 Tab. 1.4 Ressourcen für konventionelles und nicht-konventionelles Erdöl und Erdgas [1.12] Erdöl (10 9 t) Erdgas (10 12 m 3 ) Ressourcen Größter Ressourcenhalter Ressourcen Größter Ressourcenhalter konventionell Region Region Europa 4 Norwegen 2 Europa 7 Norwegen 3 GUS 21 Russland 14 GUS 96 Russland 83 Afrika 10 Nigeria 3 Afrika 11 Nigeria 4 Naher Osten 24 Saudi Arabien 9 Naher Osten 43 Katar 13 Australasien 6 China 2 Australasien 23 China 10 Nordamerika 14 USA 8 Nordamerika 27 USA 15 Lateinamerika 7 Venezuela 3 Lateinamerika 10 Venezuela 3 nichtkonventionell 250 nichtkonventionell Ölsand 28 Kanada 21 Tight Gas 90 GUS Schwerstöl 38 Venezuela 10 Kohleflözgas 143 Russland Ölschiefer 184 USA Gashydrate 500 USA <1.000 Aquifergas Gesamt Ressourcen die wesentlichen Kategorien nicht konventioneller Ressourcen das»tight Gas«(Erdgas aus dichten Lagerstätten), Kohleflözgase, Gashydrate und Aquifergase. Tabelle 1.4 zeigt die Ressourcen für konventionelles und nicht-konventionelles Erdöl und Erdgas. Die Angaben sind verständlicherweise mit größeren Unsicherheiten behaftet als die Daten zu den Reserven, da es sich um Mengen handelt, die durch Exploration erst noch nachgewiesen werden müssen, bzw. Mengen, die abhängig sind von der weiteren Entwicklung von Technologie und Kosten bzw. Erlösen. Die sehr großen konventionellen Erdgasressourcen spiegeln den noch nicht so weit fortgeschrittenen Stand der Exploration auf Erdgas im Vergleich zum Erdöl wider. Die in Tabelle 1.4 dokumentierten beachtlichen Potentiale für nicht-konventionelles Erdöl und insbesondere Erdgas dürfen jedoch nicht darüber hinwegtäuschen, dass eine Realisierung selbst in bescheidenem Umfang nur dann möglich ist, wenn erhebliche technologische Anstrengungen unternommen werden, wenn das umfangreiche Risikokapital bereitgestellt wird, wenn lange Vorlaufzeiten in Kauf genommen werden und wenn schließlich ein nachhaltig hohes Preisniveau von 30

14 14 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Dollar pro Barrel Rohöl und mehr gegeben ist, bei dem sich die Investitionsrisiken rechtfertigen lassen Ölsande, Teersande Die bekanntesten Schweröl- und Schwerstölvorkommen sind die Ölsande in Alberta, Kanada und die Orinoko-Vorkommen im östlichen Venezuela-Becken. Hier werden etwa zwei Drittel der heute weltweit bekannten»in place«-mengen von rund t vermutet. Von diesen Mengen sind nach heutigen Einschätzungen Prozent gewinnbar. Die Produktionskosten für Schweröl haben sich in den letzten Jahren günstig entwickelt, sodass davon bereits etwa t als wirtschaftlich gewinnbare Reserven eingestuft werden. Die Ressourcen in Deutschland betragen wenige Millionen Tonnen. Die größte bekannte Schweröllagerstätte ist Nordhorn mit einem»in place«-volumen von t [1.12, 1.23, 1.26]. In den oberflächennahen Bereichen wird der Ölsand mittels riesiger Schaufelradund Schürfkübelbagger im Tagebau gewonnen und das Schweröl mittels Heißwasser und Dampf extrahiert. Der Wirkungsgrad dieser Methode, durch die 10% der kanadischen Schwerölreserven förderbar sind, liegt bei etwa 90 %. Die Förderung mit dieser Methode in Kanada betrug 2001 etwa t»natürliches Bitumen«. Für die Ausbeute tiefer liegender Schwer- und Schwerstölvorkommen, d. h. solcher, bei denen die Überlagerungsschicht (Abraum) zu groß ist, um einen wirtschaftlichen Tagebau zu ermöglichen, werden in-situ (»vor Ort«)-Verfahren eingesetzt. Fortschritte in der Horizontal- und Multilateral-Bohrtechnik und»measuring While Drilling«Technologien (s. Abschnitt 1.5.4) haben die Entwicklung dieser insitu Verfahren ermöglicht, bei denen die Viskosität des Schweröls durch das Einpressen von Dampf bzw. Lösemitteln so weit reduziert wird, dass eine konventionelle Förderung durch Tiefpumpen möglich ist. Etwa t wurden 2001 in Kanada und Venezuela nach diesem in-situ Verfahren gefördert [1.23, 1.27]. Eine Vielzahl von Projekten befindet sich in Planung bzw. bereits im Bau. So beabsichtigt Kanada die Anzahl seiner Vorhaben bis 2016 von derzeit 8 auf 45 zu erhöhen und die Jahresproduktion von t auf etwa t Schweröl als natürliches Bitumen zu erhöhen. Dafür sind Investitionen von mindestens US$ 26 Milliarden vorgesehen [1.12, 1.23] Ölschiefer Ölschiefer kommen in über 50 Ländern der Erde vor. Nach konservativen Schätzungen beträgt die Öl-»in place«-menge mehr als t. Optimistische Schätzungen gehen von einem 1000-fach größeren Potential aus. Die größten bekannten Vorkommen liegen in den Vereinigten Staaten, wo Ölschiefervorkommen mit einem Ölinhalt von t bekannt sind; die gewinnbaren Ressourcen dürften in einer Größenordnung von 60 bis t liegen. Die gewinnbaren Ressourcen in der Bundesrepublik Deutschland werden auf ca t geschätzt, davon etwa tin der Lagerstätte Schandelah bei Braunschweig und der verbleibende Teil vor allem im Nördlinger Ries. Die weltweite Jahresproduktion an Öl aus Ölschiefern beträgt derzeit etwa t. Aufgrund mangelnder Wirtschaftlichkeit sind alle Ölschiefermengen den Ressourcen zuzurechnen; es gibt keine Ölschiefer-Reserven.

15 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 15 Traditionell wird Rohöl aus Ölschiefer durch bergmännischen Abbau und anschließende Pyrolyse (Verschwelung bei 500 C) gewonnen. Das abgebaute Material kann jedoch auch direkt verbrannt werden. In Australien laufen derzeit die größten Bemühungen, die traditionellen Verfahren weiterzuentwickeln und eine wirtschaftliche Ölproduktion aus Ölschiefer in Gang zu bringen. In den USA laufen Versuche, den bergmännischen Abbau durch in-situ-verschwelung bzw. -Vergasung zu ersetzen, z.b. mit elektrischer Aufheizung des Gesteins [1.12, 1.23] Erdgas aus dichten Lagerstätten Dichte Lagerstätten sind Vorkommen mit einer geringen Durchlässigkeit (< 0,1 mdarcy). Der Fluss des Gases durch die Gesteinsformation in das Bohrloch ist behindert; die erzielbaren Produktionsraten sind gering. Zu den dichten Lagerstätten gehören das»tight Gas«(in Sandstein- oder Carbonatreservoiren) sowie das»shale Gas«(in Tonsteinen). Dichte Lagerstätten treten weltweit in allen Kohlenwasserstoff-Provinzen auf. Die Schätzungen für die weltweiten»tight Gas«-Reserven und -Ressourcen gehen weit auseinander; sie reichen von bis zu m 3, wovon derzeit etwa 1000 bis m 3 als Reserven eingestuft werden [1.12, 1.28, 1.29]. Die Reserven und gewinnbaren Ressourcen in Deutschland werden auf m 3 geschätzt. Die kommerzielle Förderung konzentriert sich auf die USA, Kanada, China und Europa. Größter Produzent sind die USA mit einer Produktion im Jahre 1999 von m 3 aus etwa Bohrungen, was ca. 15% des Erdgasaufkommens in den USA entspricht [1.30]. Die Produktion in Deutschland im Jahre 2001 betrug m 3 aus 13 Bohrungen, entsprechend etwa 2% der deutschen Erdgasproduktion. Die Erschließung von dichten Lagerstätten erfordert eine intensive geowissenschaftliche Bearbeitung, ein besonders anspruchvolles Erbohren der Speicherformation sowie eine Verbesserung der originären Zuflussbedingungen durch hydraulische Trägerbehandlungen (»Frac«-Behandlungen) (s. hierzu Abschnitt ). Durch Anwendung modernster geowissenschaftlicher Verfahren werden in den in ihrer Qualität stark variierenden»tight Gas«-Vorkommen die Gebiete mit den besten Fließbedingungen vorhergesagt. Durch Anwendung von Horizontalbohrtechniken und»measuring While Drilling«-Technologien werden die Gebiete mit den besten Bedingungen erbohrt und so eine möglichst große Kontaktfläche zur Speicherformation geschaffen, über die das Gas ins Bohrloch eintreten kann. Die Anwendung von Stimulationstechniken bis hin zu der in Deutschland angewendeten Multi-Frac-Technologie in Horizontalbohrungen [1.32] ermöglicht eine weitere Verbesserung der Zuflussbedingungen. Durch Frac-Maßnahmen werden künstliche Risssysteme hoher Durchlässigkeit erzeugt, die weit in die Speicherformation hineinreichen und die Kontaktfläche zur Formation erheblich vergrößern. Weltweit werden erhebliche Anstrengungen unternommen, um die Ausbeute der enormen»in place«-mengen zu vergrößern. Allein für die USA werden die»in place«-mengen auf bis m 3 geschätzt [1.32], von denen derzeit ca bis m 3 als gewinnbar eingestuft werden [1.9: Kasten 6.4, 1.33].

16 16 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Die technologischen Anstrengungen konzentrieren sich derzeit auf folgende Aspekte: Die Verbesserung in der Vorhersage der unter produktionstechnischen Aspekten günstigsten Gebiete in»tight Gas«-Vorkommen, z. B. die Vorhersage natürlicher Kluftsysteme aus seismischen Informationen; die Verbesserung der Bohrund Frac-Technologie, z. B. durch die Entwicklung lagerstättenschonender Flüssigkeiten; und schließlich um die Vorkommen effizient zu entwickeln die Übertragung von Offshore-Konzepten auf die Entwicklung von Vorkommen auf dem Festland, insbesondere das Niederbringen mehrerer Bohrungen von einer Bohrungslokation Kohleflözgas Der Inkohlungsprozess pflanzlicher Materie (s. Abschnitt 1.2) erzeugt große Mengen an methanreichem Erdgas. Ein Teil davon wird freigesetzt und kann sich in Lagerstätten anreichern. Ein großer Teil des Gases bleibt aber in der Kohle gespeichert, wo es als Folge des Druckes der überlagernden Gesteinsschichten und als Folge des in den feinen Risssystemen der Kohle enthaltenen Wassers an der großen inneren Oberfläche der Kohle adsorbiert ist. Die weltweiten Reserven und Ressourcen betragen je nach Schätzung zwischen und m 3 und verteilen sich auf mehr als 50 Staaten. Etwa m 3 werden als Reserven geführt. Die Ressourcen der Bundesrepublik Deutschland werden auf etwa m 3 geschätzt, davon etwa m 3 im Gebiet der Ruhr und m 3 im Gebiet der Saar. Die Reserven in Höhe von m 3 verteilen sich in gleicher Weise auf die Gebiete Ruhr und Saar. Die kommerzielle Förderung an Kohleflözgas betrug im Jahr 2001 etwa m 3. Davon entfielen annähernd m 3 auf die USA, in denen 1999 etwa Bohrungen produzierten [1.12, 1.30]. Kohleflözgas wird ähnlich wie Tight Gas über Bohrungen entwickelt, in denen zur Erzeugung einer möglichst großen Oberfläche zur Kohle künstliche Risssysteme hergestellt werden. Der Gasproduktion geht üblicherweise eine längere Phase der Produktion von Wasser voraus. Aufgrund der konsequenten Anwendung neuester Bohr- und Stimulationstechnologie, insbesondere der Horizontal- in Kombination mit der Multilateralbohrtechnik, waren erhebliche Produktionssteigerungen möglich, was in den letzten Jahren zu einer rasanten Entwicklung in der Flözgasnutzung geführt hat Gashydrate Bei hohem Druck und niedrigen Temperaturen können Gase mit Wasser eine eisähnliche Substanz bilden, die Gashydrat genannt wird (s. auch Abschnitt ). In dieser Substanz sind Gasmoleküle in»käfigen«von Wassermolekülen eingeschlossen. Die Energiedichte von Gashydrat ist relativ hoch. Ein m 3 Gashydrat kann 164 m 3 Methan enthalten [1.34]. Gashydrate wurden im marinen Bereich an der Mehrzahl der Kontinentalränder nachgewiesen, wo sie in Meeresbodensedimenten ab einer Wassertiefe von 300 m stabil sind. Kontinentale Vorkommen beschränken sich auf Permafrostgebiete und wurden in Sibirien sowie im Norden Amerikas nachgewiesen [1.35].

17 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 17 Schätzungen über die gebundenen Methanmengen unterscheiden sich um vier Zehnerpotenzen mit einer Untergrenze von etwa m 3. Der größere Teil dieser Mengen wird offshore vermutet [1.9: Kasten 6.12, 1.12, 1.36, 1.37]. Zwischen und m 3 werden als gewinnbar angenommen, die vollständig der Kategorie Ressourcen zuzurechnen sind [1.9: Kasten 6.12, 1.12]. Die Entwicklung von Verfahren zur Förderung von Gashydraten steht noch ganz am Anfang. Verfahrentechnische Ansätze beruhen auf einer Destabilisierung der Hydrate vor Ort. Dies ist theoretisch möglich durch Erhöhung der Temperatur oder Herabsetzen des Druckes im Bereich der Hydrate; möglich ist auch die Injektion von Chemikalien wie Methanol, mit denen sich die Stabilitätsgrenze verschieben lässt. Ein internationales Forschungsvorhaben, bestehend aus einer Produktions- und zwei Beobachtungsbohrungen, mit dem das Ansprechen eines Hydratvorkommens auf Druckabsenkung und Temperaturerhöhung untersucht werden sollte, wurde im Jahre 2002 in Kanada durchgeführt [1.38]. Im Rahmen des Programms»Gashydrate im Geosystem«des Bundesministeriums für Bildung und Forschung ist das Geoforschungszentrums Potsdam an diesem Projekt beteiligt. ¾hnliche Forschungsvorhaben werden vor der Ostküste Japans, in den USA und in Indien durchgeführt [1.12]. Neben der Herausforderung, eine wirtschaftliche Fördertechnik zu entwickeln, sind auch Lücken im Kenntnisstand über die laterale Verteilung, Menge und Zusammensetzung der Gase zu schließen. Darüber hinaus sind Fragen der Gaspermeabilität in Hydratschichten und der Zersetzungskinetik der Hydrate zu klären. Aufgrund der verbleibenden offenen Fragen ist ein Beginn der Gashydratförderung onshore nicht vor 2010 bis 2015 und offshore auf Grund der größeren technischen Herausforderungen nicht vor 2030 bis 2060 zu erwarten [1.39, 1.40] Aquifergas Die Poren und Klüfte der Gesteine in der Erdkruste sind überwiegend mit Wasser gefüllt. In diesem»grundwasser«kann Erdgas in erheblichen Mengen gelöst sein. Der Wissensstand über tatsächliche Vorkommen und die technische Gewinnbarkeit sind bislang sehr gering. Die große Spreizung bei der Schätzung der Ressourcen von bis m 3, für die eine Ausbeute von 1 % beziehungsweise 5 % der unterstellten, geeigneten»in place«-mengen angenommen wurde, spiegelt die großen Unsicherheiten der»in place«-mengen und der wirtschaftlichen Nutzbarkeit dieses Potentials wider; sie stellt nur einen Versuch dar, die wahrscheinliche Größenordnung einzugrenzen. Derzeit ist die Produktion von Erdgas aus Aquiferen nicht wirtschaftlich. Unter Einschluss der Gewinnung von thermischer Energie könnte eine Nutzung dieser Energiequelle bei höheren Energiepreisen jedoch interessant werden [1.12]. 1.2 Entstehung von Kohlenwasserstoffen und Kohlenwasserstoff-Lagerstätten Erdöl und Erdgas sind Gemische von Kohlenwasserstoffen, deren Verbindungen in fester Form als Asphalt oder Bitumen, in flüssiger Form als Erdöl oder Kondensat und gasförmig als Erdgas auftreten können. Die wichtigsten Kohlenwasserstoffver-

18 18 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen bindungen im Erdöl sind die Alkane, Cycloalkane und die Aromaten. Je nach Überwiegen einer Kohlenwasserstoffverbindung spricht man von paraffinbasischen (Alkane) und naphthenbasischen (Cycloalkane) Erdölen. Neben den Kohlenwasserstoffverbindungen enthält Erdöl schwefel-, stickstoff- und sauerstoffhaltige Verbindungen in verschiedenen Anteilen sowie häufig auch Spuren von Metallen wie z. B. Vanadium und Nickel. Mit einem Anteil bis zu 99 % ist typischerweise Methan der Hauptbestandteil von Erdgas. In weit geringerem Umfang kann Erdgas höhere Kohlenwasserstoffe enthalten, in Spuren bis hin zu Nonan. Typische weitere Bestandteile im Erdgas sind Kohlendioxid, Stickstoff und Schwefelwasserstoff, in sehr geringen Anteilen gelegentlich auch Helium. Mit Ausnahme von Helium können die genannten Bestandteile in erheblichen Konzentrationen vorliegen und Anteile von fast 100% erreichen. Häufig enthält Erdgas auch Spuren von Metallen, z. B. Quecksilber. In Abhängigkeit vom Anteil an kondensierbaren Flüssigkeiten (höheren Kohlenwasserstoffen) spricht man von einem Trockengas oder einem Nassgas. In Abhängigkeit vom Anteil des Schwefelwasserstoffs spricht man von Süßgas bzw. Sauergas. Der Schwefelwasserstoffgehalt in verkaufsfähigem Süßgas darf nach dem Regelwerk der Deutschen Vereinigung des Gas- und Wasserfachs 5 mg Schwefel pro Kubikmeter Erdgas nicht übersteigen [1.41]. Erdöl und Erdgas sind organischen Ursprungs. Die Erdölentstehung beginnt vorwiegend im Meer. Ausgangsmaterial sind hier lebende pflanzliche und tierische Kleinstlebewesen. Abgestorben sinken die Organismen auf den Meeresgrund, werden im Schlamm eingebettet und durch weitere Sedimentation überlagert, s. Abbildung 1.1. In einem anaeroben (sauerstoffarmen) Milieu, in dem es zu keiner Verwesung kommt, bleibt das organische Material als Faulschlamm erhalten, aus dem sich bei ausreichendem Gehalt an organischem Material das Muttergestein für Erdöl und Erdgas bildet. Durch die fortschreitende Überlagerung mit weiterem Gesteinsmaterial gelangt das Muttergestein in tiefere Schichten und wird dort durch die natürliche Wärme aus dem Erdinneren langsam aufgeheizt. Mit Überschreiten bestimmter Schwellenwerte für Temperatur und Zeit werden die erhalten gebliebenen organischen Bausteine in mehreren komplexen Prozessen zu Erdöl und Erdgas umgewandelt. Der Vorgang der Entstehung dauert in der Regel viele Millionen Jahre und findet seit der Entstehung von Leben vor etwa zwei Milliarden Jahren immer wieder aufs Neue statt [1.5, ]. Erdgas kann auch durch Inkohlung höherer Landpflanzen entstehen, s. Abbildung 1.1. So wurde die üppige Vegetation, die es im Erdzeitalter Karbon vor mehr als 300 Millionen Jahren in Nordwesteuropa gab, zum Ausgangsmaterial für die in Nordwesteuropa weit verbreiteten Kohlen im Karbon. Diese bilden das Muttergestein für den größten Teil des in dieser Region angetroffenen Erdgases. Mit der Versenkung der Überreste der Karbon-Urwälder in den Untergrund erfolgte bei steigender Temperatur und zunehmendem Druck die Inkohlung der pflanzlichen Materie und damit einhergehend die Bildung und Freisetzung von insbesondere Methan [ ]. Mit der Versenkung der Muttergesteine nimmt der auf ihnen lastende Gesteinsdruck (petrostatischer Druck) zu. Die Umwandlungsprodukte Erdöl und Erdgas

19 1 Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen 19 Abb. 1.1 Muttergesteinsbildung für Erdöl und Erdgas werden aus dem Muttergestein ausgepresst und gelangen in poröse oder klüftige Gesteinsbereiche. In diesen steigen sie nach oben, da sie leichter sind als das Wasser, das Porenraum und Klüfte normalerweise füllt. Der Vorgang der Wanderung (Migration) endet an der Erdoberfläche, z. B. in einer Teerkuhle, oder im Untergrund an undurchlässigen Deckschichten wie Salz, Mergel oder Ton, wenn die Geometrie dieser Schichten eine Fallensituation darstellt, z. B. eine Aufwölbung unter der sich die Kohlenwasserstoffe ansammeln können. Ist das Gestein unter der abdichtenden Schicht ein poröses und gut durchlässiges Speichergestein sind alle Voraussetzungen für eine wirtschaftliche Lagerstätte gegeben. Die wichtigsten Speichergesteine sind poröse bzw. klüftige Sandsteine, Kalke oder Dolomite. Erdöl kommt meist in Verbindung mit Erdgas und Salzwasser in den Speichergesteinen vor. Aufgrund der unterschiedlichen Gewichte wird dabei Gas am höchsten Punkt der Lagerstätte zu finden sein, gefolgt von Erdöl und dann Wasser. Typische

20 20 1 Aufsuchung, Gewinnung und Verarbeitung von Kohlenwasserstoffen Abb. 1.2 Anreicherung von Kohlenwasserstoffen in verschiedenen Strukturformen der Erdkruste Fallensituationen f r diese Speichergesteine sind in Abbildung 1.2 gezeigt. Diese Fallen k nnen w hrend der Ablagerung entstanden sein (stratigraphische Fallen) oder sie sind durch tektonische (tektonische Fallen) bzw. diagenetische (nachtr glich durch Druck und Temperatur bedingte) Vorg nge innerhalb des Sedimentbeckens sp ter geschaffen worden [ ]. 1.3 Lagerst tteninhalt und Eigenschaften von Erd l und Erdgas Die Beschreibung von Kohlenwasserstofflagerst tten, ihres Inhaltes, der dort stattfindenden Fließvorg nge ebenso wie die Behandlung von Kohlenwasserstoffen im Rahmen der Aufbereitung, ihr Transport und ihre Speicherung folgen physikalischen und verfahrenstechnischen Gesetzm ßigkeiten. Die wichtigsten Konzepte sind im Folgenden wiedergegeben Lagerst tteninhalt, statisch (Volumetrie) In der Lagerst tte befinden sich die Kohlenwasserstoffe in den Hohlr umen des Speichergesteins. Bei diesen Hohlr umen handelt es sich in der Regel um Poren-