Erdöl - Entstehung-Gewinnung-Nutzung

Inhaltsverzeichnis

Übersicht

Entstehung des Erdöls

Die Erdölsuche

Das Bohren nach Erdöl

Der Transport

Verarbeitung des schwarzen Goldes

Veredelung und Nachbehandlung

Nutzung des Erdöls

Entstehung des Erdöls

Die Forscher sind sich bei der Entstehung des Erdöls zwar bis heut noch nicht ganz einig, da einige Einzelheiten bisher nicht geklärt werden konnten, doch die geklärten Erkenntnisse werden hier aufgeführt:

Das Erdöl entstand (in Deutschland während der Jura Zeit), als sich Fische, Muscheln, Algen, Bakterien, Pilze, aber hauptsächlich Plankton (tierische / pflanzliche Kleinstlebewesen), nach ihrem Absterben auf den Meeresboden sanken. Am Meeresboden wurden diese Stoffe von den ebenfalls absinkenden tonig, sandigen Schwebstoffen, den sogenannten Sedimenten, eingehüllt und dadurch der schnellen Zersetzung durch den im Wasser gelösten Sauerstoff entzogen. Nur anaerobe (ohne Sauerstoff lebende) Bakterien können unter diesen Bedingungen noch von dem organischen Stoffbestand zehren. Sie verändern ihn dabei gründlich zu einer Erdölmuttersubstanz (Kerogen), die bei erhöhten Temperaturen Erdöl und Erdgas abgibt.

Das dadurch entstandene Kohlenwasserstoffgemisch setzte sich, nachdem es durch Gesteinsporen bis zu undurchlässigen Schichten, wie Ton oder Salz, nach unten sank, in porösen Gesteinsschichten ab, die sich in Kalk- oder ähnlichen Schichten befinden und das Kohlenwasserstoffgemisch wie ein Schwamm aufnahm. Durch das Absinken geriet das Erdölähnliche Gemisch in tiefe Schichten, wo die Temperatur langsam anstieg. Für die Bildung von Erdöl liegt die optimale Temperatur zwischen 50 und 120°C, wie sie in einer Tiefe von 2000 bis 4000 Meter herrscht. Bei etwa 50°C began die Abspaltung von Erdöl, dessen Bildung bei höheren Temperaturen zunehmend von Erdgas abgelöst wird. Bei etwa 200°C ging dieser Prozess zu Ende und es blieben im Sediment graphitartige Substanzen zurück, die ihm eine schwärzliche Färbung verliehen.

Durch unterschiedliche Einflüsse während der Bildung in den einzelnen Entstehungs- gebieten kann sich eine Vielzahl von Rohöl verschiedener Zusammensetzung bilden:

-flüssig bis fest
-bernsteinfarben bis schwarz
-mit oder ohne Schwefel
-reich bzw. arm an Bitumen

Bestandteile des Erdöls:

Das Erdöl ist ein Gemisch aus etwa 500 verschiedenen Kohlenwasserstoffen. Es besteht hauptsächlich aus Aliphaten, Naphaten und Aromaten mit wechselnden Anteilen ungesättigter Kohlenwasserstoffe. Die Dichte von Erdöl schwankt zwischen 0,65 und 1,02.

Die wichtigsten Lagerstätten:

1. Unter einer Aufwölbung (Antiklinale)
2. In einem Korallenriff
3. Unter übergreifenden Schichten (Diskordanz)
4. An einer Salzstockflanke
5. An einer gegensinnigen Abschiebung
6. Scheitellagerstätte

Riesige Ölvorräte finden sich in Ölsanden und Ölschiefern, vor allem in Nord- und Südamerika sowie in Australien. Solche Lagerstätten werden jedoch derzeit aus wirtschaftlichen Gründen noch kaum abgebaut. Da die Gewinnung und die Veredlungsverfahren sehr Kostenintensiv sind, lohnt sich der Abbau nur, wenn der Ölpreis circa 30 $ pro Barrel (amerikanische Maßeinheit für Flüssigkeit; 1 Barrel = 163,56 dm³) betragen würde. Diese Marke wurde Anfang der achtziger Jahre überschritten, das Gewinnungsverfahren war damals allerdings noch doppelt so teuer wie heute.

Die größten Erdölförderstaaten:

Einige der größten Förderstaaten der Erde haben sich zu einer Organisation zusammengeschlossen, die sich OPEC (Organization of Petroleum Exporting Countries) nennt. Die OPEC wurde 1960 gegründet und besaß zeitweise die Monopolstellung in der Ölbelieferung der Erde, wodurch sie den Ölpreis bestimmen konnte. 1973 und 1980 begrenzte die OPEC die Produktionsmenge und löste dadurch eine Erdölkrise aus. Durch die Erdölfunde in der Nordsee, in Alaska oder in Sibirien verlor die OPEC an Macht, da ihre Monopolstellung dadruch eingeschränkt wurde.

Die OPEC-Staaten sind:

Algerien, Gabun, Indonesien, Irak, Iran, Katar, Kuwait, Libyen, Nigeria, SaudiArabien, Venezuela, Vereinigte Arabische Emirate.

Weitere große Länder die nicht zu den OPEC-Staaten gehören, Erdöl fordern und exportieren sind:

USA und Rußland

Die Erdölsuche:

Die gezielte Suche nach Erdöl setzte erst mit Beginn der industriellen Revolution ein. Durch die gezielte Suche nach Erdöl merkte man schnell, dass es das Erdöl zum größten Teil unterirdisch gab, da man bis zur gezielten Suche nur das Erdöl nutzte, dass sich über Tage befand.

Erst viele Jahre später begann die industrielle Erforschung unter dem Wasser.

Doch die Unterwassererforschung der Erdölindustrie ging nur Schritt für Schritt von Statten. Die Erdölindustrie wagte sich anfangs nur ins flache Wasser, heute schon in riesige Tiefen, es sind sogar schon Bohrungen bis in 9000 Meter Tiefe in naher Zukunft geplant. Doch nicht nur die Erforschung der Tiefen hat zugenommen, auch die Erdölförderung in Gebieten mit sehr rauhem Klima ist heute möglich. Die Konstruktionen für Erdölsuche und Erdölförderung haben sich enorm verbessert. Schon am Anfang des vergangenen Jahrhunderts kannte man feste, in den Meeresboden gerammte Holzkonstruktionen in Kalifornien, im Maracaibo-See in Venezuela und im Kaspischen Meer bei Baku in Aserbaidschan. Moderne Stahlkonstruktionen dieser Art verwendet man auch heute noch.

Der nächste Schritt war die Entwicklung schwimmfähiger Plattformen, Hubinseln oder Jack-ups genannt, die mit hydraulisch ausfahrbaren Beinen über der Bohrstelle auf dem Meeresgrund stehen und das Arbeitsdeck zum Schutz vor den Wellen etwa 20 m über den Wasserspiegel heben. Mit ihnen kann man in bis zu 100 m tiefem Wasser arbeiten. Für noch größere Wassertiefen verwendet man die sogenannten Halbtaucher. Das sind schwimmfähige Plattformen aus Stahl, deren am Einsatzort geflutete Ballasttanks den Schwerpunkt der Anlage ins Wasser verlegen. Ihre genaue Position über dem Bohrloch bewahren sie auch bei Sturm durch Verankerungen, zahlreiche computergesteuerte Schiffsschrauben und Sonar-Ortung.

Schließlich gibt es noch Bohrschiffe, die eigenbeweglich und fernab von einer Landbasis für das Bohren in großen bis sehr großen Wassertiefen eingesetzt werden können.

In Deutschland gab es 1996 noch 67 Ölfelder, aus denen gefördert wurde.

Verglichen mit den Feldern des vorderen Orients, der Nordsee und Russlands, sind die deutschen Felder nur klein und in ein kompliziertes geologisches Gefüge eingebettet.

Wissenschaftlichtechnische Tradition, sorgfältige Untersuchungen und unter- nehmerischer Geist können aber in einem marktwirtschaftlichem Umfeld viele Nachteile wettmachen und doch zu volkswirtschaftlichem Nutzen führen. Die jährlich nur noch rund 3 Millionen Tonnen betragende Erdölförderung fällt bei einem Inlandsverbrauch von rund 130 Millionen Tonnen kaum noch ins Gewicht.

Förderplattformen im Meer

Öl aus dem Untergrund des Meeres zu gewinnen erfordert insbesondere in tieferem Wasser und unter rauhen Wetterbedingungen, wie sie zum Beispiel in den nörd- licheren Breiten der Nordsee herrschen, äußerst stabile und dauerhafte Förder- einrichtungen. So wurden auf dem Meeresboden verankerte Förderplattformen entwickelt, die zu den spektakulärsten technischen Gebilden der Gegenwart gehören. Eine dieser überaus beeindruckenden Bauwerken ist die Plattform Gullfaks A. Sie ist eine in der Nordsee gebaute Bohrinsel und gehört einer Norwegischen Erdölgesellschaft. Der Erste Stock von Gullfaks A liegt 30 Meter über dem Wasser. Die Bohrung dieser Insel reicht bis in eine Tiefe von 5000 Metern. Der Durchmesser dieser Bohrung beträgt einen Meter. Diese Plattform fördert 380 Barrel Erdöl jeden Tag, wodurch die Fördereinrichtungen stark strapaziert werden. Doch nicht nur die Fördereinrichtungen solch einer Bohrinsel werden stark beeinflusst, auch die Rohre der Bohrinseln, die das Gas und Öl befördern, müssen extremen Anforderungen standhalten. Der Betriebsdruck, der auf einer dieser Gasleitungen liegt, beträgt zwischen 480 und 500 Bar.

Verfahren zur Erdölsuche

Grundlage für die Erdölsuche ist möglichst genaues Kartenmatrial. In bestimmten Gebieten (zum Beispiel im Iran) kann man die Lagerung der Formationen bereits an der Erdoberfläche erkennen und bedient sich am besten der Luftbildkartierung als Grundlage der Karten. In Gebieten mit zum Teil mächtiger Überdeckung der tieferen Schichten durch junge Formationen oder im Offshore - Bereich muß man sich mit topographischen Karten oder sogar lediglich dem Koordinatennetz zurechtfinden. Eine weitere Hilfe kann die Luftbildfotgraphie sein. Die Aufnahmen, die von

Flugzeugen aus entstehen, werden in schneller Folge hintereinander gemacht, so dass jedes Bild einer Serie das nächste um etwas zwei drittel überlappt. Außerdem überdeckt jede Serie die Fläche der Vorangegangen um etwa die Hälfte. Diese Überlappungen ermöglichen es, die Fotos unter dem Stereoskop (Gerät zur körper- haften Darstellung von Bildern) auszuwerten und so schon die meisten topogra- phischen und viele geologische Details zu erkennen und zu messen. Man kann die Unterschiede zwischen verschiedenen Gesteinen bestimmen und die Grenzen zwischen verschiedenen Schichten genau festlegen. Die meisten Einzelheiten der geologischen Struktur kann man somit bereits erkennen, bevor überhaupt jemand das Gebiet betreten hat.

Die Luftbildern allein reichen natürlich nicht aus, um die genauen Gesteinstypen oder das genaue Alter der Gesteinssorten zu bestimmen. Dazu und muss der Geologe selbst das betreffende Gebiet erkunden. Er sucht sich Stellen an denen

unterirdisches Gestein an die Oberfläche trifft. An solchen Stellen nimmt er nun Proben, um das Gestein zu bestimmen. Der Geologe kann anhand der Lage des Gesteins das Einfallen bestimmen, das heißt: der Geologe schaut sich die Geisteinsschichten an und vergleicht dann ihre Abweichung von der Horizontalen, diese Neigung nennt man dann das Einfallen. Durch das Einfallen, die Gesteinsfolge und die Fossilien, die sich in dieser Region finden lassen, kann der Geologe einen geschätzten Aufenthalt des Erdöls ausmachen. Die Ergebnisse der Untersuchungen und Messungen werden notiert und in die Karte eingetragen. Falls erforderlich, wird eine Gesteinsprobe mit Fossilien noch im Labor genauer Untersucht.

Weitere solcher Beobachtung vermitteln dem Geologen allmählich ein vollständiges Bild der an der Oberfläche anstehenden Gestein. Er kann daraufhin eine Karte anfertigen die durch einen Querschnitt ergänzt wird. Auf Grund der Geologischen Unterlagen wird dann eine geophysikalisches Messprogramm ausgearbeitet, dass Aufschlüsse über die Lagerung der Schichten unter Tage ergeben soll. Lassen die Ergebnisse der Untersuchungen auf geeignete Gesteine und strukturelle Elemente schließen, wird die beste der entdeckten Strukturen durch eine Bohrung, Wildcat, erkundet. Sie dient hauptsächlich dazu, den Poreninhalt der verschiedenen Schichten festzustellen. Zudem soll sie Informationen über die durchbohrten Gesteine erbringen und drittens wird durch entsprechende Messungen ermittelt welche Druck- und Temperaturverhältnisse in der Tiefe herrschen. Findet man Öl und beschließt, dass es lukrativ wäre das Öl zu fördern, so wird die Bohrung erweitert um mit der Förderung beginnen zu können.

Unter normalen Voraussetzungen haben die ersten Bohrungen auf den besten Strukturen sehr gute Erfolgschancen. In vielen Gebieten der Erde werden jedoch Ölund Gasansammlungen unter bestimmten Verhältnissen angetroffen, die viele Bohrungen in unterschiedlichen Erdöllagerstättentypen erfordern, um die Bedingungen für die Ölentstehung in diesem Gebiet und die Eigentümlichkeiten der Lagerstätten aufzuklären. In solchen noch unbekannten Lagerstätten können durchaus sehr große Ölmengen entdeckt werden.

Es gibt jedoch noch ein weiteres Verfahren um geeignete Bohrstellen auszumachen. Dieses Verfahren heißt :

3D Seismik

Das 3D Seismik -Verfahren beruht wie beim Echo auf dem Prinzip der reflektierten Schallwellen. Bei den Messungen werden durch kleine Sprengungen in flachen Bohrlöchern, durch Vibrationsgeräten oder durch Luftpulser im Wasser künstlich Schwingungen ausgelöst, die von den verschiedenen Gesteinschichten im Untergrund unterschiedlich an die Oberfläche zurückgeworfen werden. Dort werden die zurückkehrenden Schallwellen mit ihren gesteinsspezifischen Informationen von hochempfindlichen Geophonen registriert, in elektrische Impulse umgewandelt und in einer zentralen Messapparatur digital auf Magnetband aufgezeichnet. Danach kann man anhand der Impulse, die bei jedem Gestein verschieden sind, feststellen, ob die abgesuchten Gesteine Erdöllagerstätten enthalten.

Das Bohren nach Erdöl:

Die eigentliche Bohrung führt der Meißel aus, der sich am unteren Ende des Bohrgestänges befindet, der sogenannten Schwerstange. Diese Meißel, die von unterschiedlicher Bauart sein können, fressen sich drehend durch die unter dem Bohrturm vorkommenden Gesteinsschichten. Sie befinden sich an einem Bohr- gestänge, dass aus knapp 10 Meter langen Rohren zusammengesetzt ist. Am oberen Ende des Bohrgestänges befindet sich die vierkantige Mitnehmerstange. Sie überträgt die Rotation des, durch leistungstarke Motoren angetriebenen, Drehtisches auf das Bohrgestänge.

Das viele Tonnen wiegende Gestänge hängt an einem Flaschenzug, der sich im Bohrturm befindet. Die Härte der Gesteinsschichten wirkt sich auf den täglichen Fortschritt aus. Dieser Fortschritt kann im günstigsten Falle einige Meter betragen, im ungünstigsten Falle nur wenige Dezimeter. Durch das hohle Bohrgestänge wird eine Spülflüssigkeit zum Meißel gepumpt, die ihn kühlt und ihm beim zermahlen des Gesteins unterstützt. Die Spülflüssigkeit steigt außerhalb des Bohrgestänges wieder empor und befördert gleichzeitig Gesteinssplitter wieder an die Oberfläche. Außerdem dichten bei diesem Vorgang die Gesteinssplitter die Wände des Bohr- lochs ab und verhindern durch ihr Gewicht den Ausbruch des Öls. Sicherheitshalber ist die Bohrung mit einem Blowout-Preventer versehen, einem Ventilsystem, mit dem die Bohrung bei Gefahr eines Ausbruches verschlossen werden kann.

Die oben aufgeführte Bohrtechnik ist jedoch nur die „einfachste“ Grundmethode. Im Folgenden sind noch andere Methoden mit einer kurzen Beschreibung erläutert:

Das Rotaryverfahren:

Das Rotaryverfahren ist ein Bohrprinzip, das zu Beginn des 20. Jahrhunderts das Schlagbohrsystem, ein System, bei dem man einen Meißel durch die Bohrung fallen lies und dadurch das Gestein zertrümmert wurde, ablöste.

Durch einen dieselelektrischen Antrieb wird über den Drehtisch und die darin verankerte Mitnehmerstange das Bohrgestänge mit dem Bohrmeißel gedreht. Durch die Drehbewegung zertrümmert der Meißel das Gestein und vertieft das Bohrloch stetig. Die Meißel werden stumpf und müssen ersetzt werden, so werden z.B. für eine 5000 Meter Bohrung 40 bis 60 Meißel benötigt.

Turbinenbohren:

Ein anderes modernes Bohrverfahren ist das Turbinenbohren. Dabei sitzt die antreibende Turbine unmittelbar über dem Meißel und wird von der Spülflüssigkeit angetrieben. Solche Meißeldirektantriebe werden zum ändern der Bohrrichtung benutzt, dem sogenannten Ablenkbohren. Bei diesem Verfahren wird das Bohrloch ab einer bestimmten Tiefe von der vertikalen Bohrrichtung abgelenkt, das heißt: die vertikale Bohrrichtung wird durch die Richtungsänderung des Bohrkopfes in die horizontale gebracht. Dies bringt folgende Vorteile mit sich: Lagerstätten unterhalb dicht besiedelter, unter Wäldern, Mooren und anderen Biotopen können erschlossen werden, was dem Umweltschutz sehr zu Gute kommt. Durch Hilfe einer Richtbohrung läßt sich von einer einzigen Förderplattform ein kreisförmiges Areal abbohren, so daß man weit weniger Plattformen benötigt.

Kostenfaktor:

Für eine heute typische Bohrung in eine Tiefe von 5000 Metern entstehen Kosten in Höhe von 14 bis 20 Millionen DM.

Auswertung der Bohrergebnisse:

Die geologische Auswertung jeder Bohrung erfordert eine Reihe von verschiedenen Messungen, Beobachtungen und Untersuchungen. Die mit der Spülung ausgewaschenen Gesteinsbröckchen und die mit ringförmigen Spezialmeißel erbohrte Gesteinskerne erlauben es den Geologen in Verbindung mit physikalischen Bohrlochmessungen oder Testen, aufschluss über die durchbohrte Schichtenfolge, die Gesteinsart, sowie Inhalt und Art des Gesteins zu bestimmen.

Um beurteilen zu können ob eine Bohrung fündig geworden ist oder nicht, sind Angaben über die Porösität, Wasser- oder Kohlenwasserstoffsättigung, Durch- lässigkeit, Temperatur, Druck, Verlauf der Formationen und die mineralische Zusammensetzung des Gesteins sehr wichtig. Zur Ermittlung dieser Daten dienen Sonden die an einem Kabel in das Bohrloch eingeführt werden und die benötigten Größen von Druck, Temperatur und weiteren, messen. Die durch das Kabel übertragenen Daten werden auf einem Diagramm und gleichzeitig auf einem Magnetband aufgezeichnet. Die hierdurch gewonnenen Daten werden von Spezialisten direkt vor Ort oder erst später in einem Rechenzentrum ausgewertet. Erdöl enthaltende Formationen lassen sich dann mit Sicherheit erkennen.

Nach der Entdeckung des Erdölvorkommens werden in einer zweiten Phase Erweiterungsbohrungen durchgeführt, die die Ausdehnung des Feldes feststellen sollen. Mit Hilfe aufwendiger, physikalischer Untersuchungen und Berechnungen lässt sich dann ermitteln, wie hoch die förderbaren Reserven liegen. Um das in der Lagerstätte enthaltene Erdöl mit möglichst wenigen Bohrungen zu erschließen, sind viele Faktoren zu berücksichtigen (geologische, physikalische, wirtschaftliche und technische).

Anzahl, Abstand und Art der Bohrung in einem Feld sind ausschlaggebend für die Kosten der Förderung.

Erdöl-Förderung

Wenn eine Bohrung Erdöl angetroffen hat, wird mit elektronischen Bohrlochsonden die Mächtigkeit (Dicke) und die Porosität des Speichergesteins und der mit Öl gefüllte Speicheranteil gemessen. Mit Testapparaturen misst man den stündlichen Zufluß an Öl in das Bohrloch und den Druck, unter dem es in der Lagerstätte steht. Durch die Auswertung geophysikalischer und geologischer Daten ermittelt man die Ausdehnung der erdölgefüllten Struktur. Erst wenn man zu der Überzeugung gelangt ist, wirtschaftlich gewinnbringende Ölmengen angetroffen zu haben, wird eine Bohrung mit den aufwendigen unter- und oberirdischen Produktionsanlagen versehen.

Zuerst durchlöchert man die Bohrung auskleidenden Futterrohre (Casing) im Bereich des Förderhorizontes, damit das Erdöl in die Bohrung zufließen kann. Hierzu benutzt man an Drahtseilen in die Bohrung hinabgelassene Schießeinrichtungen.

Dann baut man in die Futterrohre weitere Rohre kleineren Durchmessers als Steigleitung für den Aufstieg des Öls, oder Öl- Gasgemisches ein. Die Steigleitung mündet über Tage in das Eruptionskreuz, das mit Düsen zur Zuflussregelung und mit Manometern versehen ist. Von ihm aus wird das Öl in ein Sammelsystem geleitet.

Die Fördermethode hängt davon ab, unter welchem Druck und welcher Temperatur das Öl in der Lagerstätte steht und wie hoch sein Gasanteil ist. Der Druck der Poreninhalte (Wasser, Öl, Gas) oder Gesteine nimmt mit 10 m Tiefenzuwachs um je 1 bar zu, so daß z.B. in 1.000 m Tiefe ein Druck von etwa 100 bar herrscht. Die Temperatur nimmt je 100 m um durchschnittlich 3°C zu.

Erdölförderung Damals/Heute:

Bei den Förderungen um das Jahr 1859 kam aufgrund der damaligen technischen Möglichkeiten nur die Primärförderung in Frage. In Deutschland leitete Prof. Georg C. K. Hunaeus im Frühjahr 1859 bei Celle die erste erfolgreiche Erdölbohrung. Im August 1859 folgten die ersten Bohrungen durch Edwin Drake in Nordamerika. Bei der Primärföderung nutzte man den natürlichen Lagerstättendruck, der von der Gasblase ausgeht, die sich über dem Öl bildet. Die Nachfrage an verschiedenen Erdölprodukten stieg mit der zunehmenden Industrialisierung rasant an. Durch die Erfindung der Sicherheits-Petroleumlampe um das Jahr 1870 und des Automobils durch Karl Benz im Jahre 1895 wurden breite Käuferschichten auch im privaten Bereich erschlossen. Seit 1920 schließlich wird Erdöl auch in der Petrochemie verarbeitet. Damit war für die gesamte Palette der verschiedenen Erdölprodukte ein Markt gefunden.

Auf Grund der geringen Lebensdauer der bekannten Ölreserven kommt der Erforschung neuer Lagerstätten eine wachsende Bedeutung zu. Dabei bringen die Explorationstrupps in immer marktfernere Gebieten vor, Schelfgebiete (Offshore- Vorkommen), arktische Regionen oder Regenwaldgebiete. Da die Kosten für Bohrungen auf dem Meeresboden circa 5 Millionen Dollar pro Monat betragen, muß durch modernste Techniken vorab erforscht werden, ob sich ein solches Unter- nehmen lohnt. Nach etwa 2 Jahren dauernden Voruntersuchungen werden Explo- rationsbohrungen niedergebracht, bevor nach weiteren drei bis vier Jahren entschieden wird, ob die eigentliche Förderung aufgenommen werden. Die hohen Kosten und die Knappheit der Reserven erfordern bessere Fördermethoden als die traditionelle Primärförderung, bei der die Ausbeute der Ölvorkommen bei nur etwa 20% lag.

moderne Primärförderung:

In der ersten Phase der Erdölförderung fließt das Erdöl aufgrund des natürlichen Lagerstättendrucks selbstständig zu den Produktionssonden und steigt stoßweise an die Erdoberfläche. Mit dem Absinken des Drucks werden zusätzliche Techniken erforderlich. Je nach den Eigenschaften des Erdöls, seinem Gehalt an Erdgas und den jeweiligen Druckverhältnissen, werden entweder Tiefpumpen in das Bohrloch eingesetzt, von denen oberirdisch nur der Antrieb, der sogenannte Pferdekopf, zu sehen ist, oder man benutzt Hochdruckkreiselpumpen, die in das Bohrloch abgelassen werden.

Unter günstigen Umständen, etwa bei starkem Wasserbetrieb und guter Lagerstättenausbildung, kann eine primäre Entölung von über 50% erreicht werden. In ungünstigen Fällen dagegen, beispielsweise bei mangelndem Lagerstättendruck oder hoher Zähflüssigkeit des Erdöls, liegen die primären Entölungsgrade nur bei 5-15% des Ursprünglichen Lagerstättengehalts. In Deutschland beträgt die durchschnittliche Entölung durch Primärverfahren rund 18%.

Sekundär Förderung:

Um gute Produktionsbedingungen aufrecht zu erhalten, ist es erforderlich, die mit der Primärförderung entnommene Energie von außen wieder zurückzuführen und damit den Lagerstättendruck wieder aufzubauen. Die Verfahren zur Druckerhaltung sind Wasserfluten und Gasinjektionen, die zusammen als Sekundärverfahren bezeichnet werden. die Gebräuchlichste Methode stellt das Wasserfluten dar, bei dem fortlaufend Wasser in das Speichergestein gepresst wird, um den Lagerstättendruck zu erhöhen oder aufrecht zu erhalten. Durch die Anwendung von Sekundärverfahren kann der Entölungsgrad im Durchschnitt auf 32% gesteigert werden.

Tertiär Förderung:

Die sogenannten Teritären Gewinnungsverfahren ermöglichen es den Nutzungsgrad von Erdöllagerstätten auf circa 45% zu erhöhen. Sie wirken auf die Kräfte ein, die das Erdöl im Speichergestein zurückhalten und seine Bewegung im Porenraum behindern, insbesondere sein Zähflüssigkeit.

In Deutschland werden vor allem thermische Teritärverfahren angewandt. Sie versuchen die Zähflüssigkeit des Öls zu verringern. Unter den thermischen Verfahren hat das Einpressen von Wasser und Dampf die größte Bedeutung. Da Tertiäre Förderverfahren äußerst Kostenintensiv sind, lassen sie sich nur bei einem ausreichend hohen Ölpreisniveau rentabel anwenden. Das geförderte Erdöl muß über Tage aufbereitet werden, damit es die für die Verarbeitung in einer Raffinerie erforderliche Qualität erreicht. Zu diesem Zweck werden das in dem Rohöl enthaltenen Erdölgas und Verunreinigungen wie Lagerstättenwasser, Sand und Salz in zentralen Sammelstellen abgeschieden.

Der Transport:

Die einfachste Methode um das Öl vom Ölfeld zur Raffinerie zu bringen wäre der Transport durch eine Rohrleitung, die sogenannte Pipeline. Solche Leitungen sind jedoch so teuer, dass sich ihr Bau nur für große Mengen und geringe Entfernungen zu Raffinerien lohnen würde.

Mit den gigantischen Kosten von 10 Milliarden $ wurde der Bau der „Alaska - Pipeline“ zum teuersten privatwirtschaftlichen Projekt der Weltgeschichte. 1977 wurde die 1280 Kilometer lange Pipeline von den Lagerstätten in Prudhoe Bay nach Valdez im Süden Alaskas in Betrieb genommen. Als technische Meisterleistung gepriesen, bei der eine Vielzahl natürlicher Hindernisse weichen musste, stellt die Pipeline gleichzeitig einen massiven Eingriff in das überaus empfindliche Ökosystem dar.

In der Bundesrepublik ist der Transport in Tanklastwagen und Kesselwagen am weitesten verbreitet. Letztere werden zu Zügen zusammengestellt und pendeln nach festem Fahrplan zwischen Ölfeld und Raffinerie. Wo die Verkehrsbedingungen es zulassen wird das Erdöl auf Binnentankschiffe verladen, da sie größere Mengen billiger transportieren können.

Der Transportkostenfaktor führte auch bei den Tankschiffen zum Bau immer größere Einheiten (bis zu 500 000 Tonnen). Von diesen Riesentankern können nur fünf Häfen in Europa angelaufen werden. Alwick in Groß Britannien, Bilbao in Spanien, Bantry Bay in Irland (inzwischen für Tanker gesperrt), Genua in Italien und Le Havre in Frankreich. Bedingt durch diese Einschränkung und den allgemeinen Rückgang der Erdöltransporte liegen inzwischen viele dieser Tanker ungenutzt in „Parkgewässern“.

Negative Aspekte am Öltransport:

Transportmittel für die Beförderung gefährlicher Güter, zu denen auch Mineralöl zählt, müssen spezielle Sicherheitsvorschriften erfüllen.

Trotz dieser Sicherheitsvorschriften kam es in den vergangenen Jahren immer wieder zu Tankerunglücken mit katastrophalen Folgen für die Umwelt, zum Beispiel bei der Exxon Valdez, Estonia, Erika oder bei der Amokadiz.

Auch kam es immer wieder zu Unfällen mit Tankfahrzeugen, wie etwa in Herborn (1987) oder in San Carlos de la Rapita Alfaques, Spanien (1978).

Als Folge von Unfällen belasten Ölverschmutzungen die Umwelt. Tankerunfälle können Küstenregionen gefährden und das Leben von Seevögeln von Meeres- bewohnern bedrohen, wie es zur Zeit an der Küste der Galapagos Inseln der Fall ist, doch dort können die Folgen viel extremer ausfallen, da auf diesen Inseln sehr seltene Tierarten leben, die durch die Ölverschmutzungen stark gefährdet sind. Ölgesellschaften, Reedereien und Regierungen verbessern daher seit Jahren die organisatorischen Möglichkeiten zur Vermeidung solcher Unfälle. Wegen der langwierigen und schwierigen internationalen Verhandlungen sind die Probleme zwar erkannt, aber noch längst nicht alle gelöst.

Verarbeitung des schwarzen Goldes:

Erdöl-Aufbereitung

Die aus einer Bohrung fließende Flüssigkeit ist ein Gemisch aus Öl, Gas, Salzwasser und einigen anderen Verunreinigungen. Dieses Gemisch wird nicht erst über längere Strecken transportiert. Es wird innerhalb des Erdölförderbetriebes von Aufbereitungsanlagen zerlegt und gereinigt.

Das von den einzelnen Bohrungen eines Feldes kommende Öl wird durch Rohr- leitungen einer zentralen Sammelstelle zugeleitet. Von hier aus fließt es in den, unter niedrigem Druck stehenden, Gasabscheider. Durch Verwirbelung und Aufschlag auf Prallbleche wird das Öl in kleine Tröpfchen zerteilt, wodurch das Gas leichter entweichen kann. Nach diesem Vorgang kann das Erdöl nun zur Raffinerie befördert werden.

Raffinerie:

Etwa ein Drittel der in Deutschland verbrauchten Mineralölprodukten kommen in fertiger Form in unser Land. Der überwiegende Teil unserer Importe, ergänzt durch die heimische Förderung, besteht hingegen aus Rohöl, dass dann in Raffinerien umgewandelt beziehungsweise verarbeitet wird.

Raffinerien sind die Fabriken der Mineralölindustrie. Sie unterscheiden sich jedoch deutlich von anderen Fabrikationsanlagen. Allein das äußere Erscheinungsbild einer Raffinerie mit der Vielzahl von Türmen, zylindrischen Behältern und zahllosen Rohrleitungen macht den besonderen Charakter dieser Produktionsstätte deutlich. Ein weiterer, grundlegender Unterschied zu anderen Fabriken besteht darin, dass in Raffinerien mit Öl und seinen Produkten nur Stoffe in flüssigem oder gasförmigen Zustand verarbeitet oder erzeugt werden. Die Verarbeitungsverfahren sind zum größten Teil computergesteuert. Vor allem dadurch ist die Aufrechterhaltung des stetigen Ablaufes der komplizierten Prozesse möglich. Regel-, Kontroll- und Mess- geräte sind in Kontrollräumen zusammengefaßt, in denen sie vom Anlagepersonal betreut werden. Von hier aus wird die Anlage „gefahren“, das heißt es werden Drücke, Temperaturen, Flüssigkeitsstände und Qualtitätsanforderungen vorgegeben und überwacht.

Rund 300 Mitarbeiter braucht eine Raffinerie mittlerer Größe, von denen ein Teil in Schichten arbeiten. Ihre Aufgabe ist die Überwachung und Steuerung des kontinuierlichen Betriebs der verschiedenen Anlagen. Schichtbetrieb ist notwendig, da eine Raffinerie, ähnlich wie eine Hochofenanlage bei der Eisengewinnung, aus tech-niscen Gründen rund um die Uhr in Betrieb gehalten werden muß.

Neben den Verarbeitungsanlagen gehören Tank- und Transportanlagen sowie die Energieversorgung zum Gesamtkomplex der Produktionsstätte. Der größte Teil des Raffineriegeländes wird dabei von den Tanklagern eingenommen, die die Unterschiede zwischen Produktion und Verbrauch ausgleichen. Das gilt für Rohöl wie auch für Fertigprodukte. Denn während die Produktion im Zeitablauf nahezu konstant bleiben sollte, schwankt die Produktnachfrage zum Beispiel als Folge Saison bedingter Einflüsse. Die Anlagenfahrweise, die zwischen Rohölzufuhr und Produktabgabe den Ausgleich herstellt wird von einer besonderen Prozesskontrolle festgelegt.

Die Raffinerie verfügt über Laboratorien zur Überwachung der Qualität der Fertigprodukte. Verschiedene Werkstätten führen schließlich die verschiedensten Reparaturen aus, eine Sicherheitsabteilung überwacht alle Maßnahmen der Arbeits- und Betriebssicherheit. Der Umweltschutzbeauftragte kontrolliert die Einhaltung der gesetzlichen und lokalen Auflagen. Erste Hilfestation, soziale Einrichtungen und Verwaltung vervollständigen die Raffinerie.

Ein weithin sichtbares Signal einer Raffinerie ist die Fackel. Die Fackel ist für eine Raffinerie eine unbedingt notwendige Sicherheitseinrichtung. Bei der Rohölverar- beitung können aus unterschiedlichen Gründen gelegentlich hohe Drücke in den Prozessanlagen entstehen. Damit Behälter und Rohrleitungen nicht aufreißen muss der Überdruck durch Sicherheitsventile abgebaut können. Diese Sicherheitsventile blasen ihn in Leitungen ab die zur Fackel führen. Dort können die Gase die aus- strömen kontrolliert verbrannt werden. Heute werden durch Einrichtungen zur Fackelgasrückgewinnung die anfallenden Gase in der Raffinerie für Feuerungs- zwecke genutzt. Am Fackelkopf ist daher selten mehr als eine kleine Zündflamme zu sehen.

Überhaupt sind Sicherheits- und Umweltschutzeinrichtungen heute, wenn auch nicht immer von außen erkennbar, ein wesentlicher Teil der Raffinerieanlage. Eine Vielzahl von Auflagen müssen erfüllt werden: Grenzwerte für den Ausstoß, die Emissionen genannt werden, von Luftschadstoffen gehören dazu, Maßnahmen zur

Lärmbegrenzung, Anforderung an die Beschaffenheit des Abwassers, besondere Sicherheitstechnische Anforderungen an den Bau der Analge sowie die Installation von Messgeräten zur Feststellung der Emission und Messprogramme zur Feststellung luftverunreinigender Stoffe im Einwirkungsbereich der Raffinerie (Immision).

Insgesamt erstreckt sich der Umweltschutz im Raffineriebereich auf umweltschonende Herstellungsverfahren, die Herstellung umweltfreundlicher Produkte und die Überwachung der Betriebsanlagen, einschließlich der Messprogramme bis hin zum Landschaftsschutz. In den letzten Jahren hat die Mineralölindustrie bis zu einem Fünftel ihrer Investitionen für den Umweltschutz aufgewendet. Die laufenden Betriebskosten für diese Anlagen belaufen sich jährlich etwa auf 1 Milliarde DM.

Raffinerietechnik:

In der Raffinerie gibt es drei Hauptprozessgruppen:

-Trennung
-Umwandlung
-Nachbehandlung

Bei der Trennung (Destillation) wird das Rohöl in Produkte mit verschiedenen Siedebereichen und damit unterschiedlichen Molekulargrößen aufgeteilt. Bei der Umwandlung (Konversion) wird die Größe oder die Struktur der einzelnen Moleküle verändert. Zuletzt werden bei der Nachbehandlung unerwünschte Produktbestandteile entfernt und die Produkteigenschaften, wie zum Beispiel Farbe, Geruch und Stabilität, verbessert.

Die Destillation

Der wichtigste Verarbeitungsprozeß in einer Raffinerie ist die Destillation. Dabei wird das Rohöl in verschiedene Teile zerlegt.

Im Hauptturm der Rohöldestillation erfolgt die Auftrennung in die einzelnen Produktgruppen, die durch ihre unterschiedlichen Siedebereiche gekennzeichnet sind. Benzin siedet zum Beispiel zwischen 35 und 180°C, Mitteldestillate dagegen erst bei 170 bis 370°C. Nachdem das Öl den Rohöltank verlassen hat wird zuerst in einem Entsalzer der Salzgehalt des Rohöls reduziert. Dann wird das Öl in Wärmeaustauschern vorgewärmt und in den Röhrenöfen auf Destillationstemperatur aufgeheitzt Dabei verdampft ein Großteil des Rohöls.

Das Dampf- /Flüssigkeitsgemisch teilt sich bei atmosphärischem Druck in den bis zu 50 m hohen Destillationstürmen auf. Die Dämpfe steigen in den Türmen hoch. Je schwerer sie sind, desto schneller verflüssigen sie sich wieder. Auf den Destillationsböden, die mit zahlreichen Öffnungen versehen sind, bilden sich dadurch Flüssigkeitsschichten. Nachströmende Dämpfe treten durch die Öffnungen und mischen sich mit den bereits kondensierten Bestandteilen. Bei dieser intensiven Vermischung der leichteren und schwereren Anteile findet ein Austausch statt: Schwere Teile des aufsteigenden Stromes werden zurückgehalten und leichte, die noch in der Flüssigkeitsschicht sind, verdampfen wieder und steigen nach oben. Ein Teil der Flüssigkeit wird zur Verstärkung dieses Stoffaustausches wieder auf den nächst tieferen Destillationsboden zurückgeführt.

Ein Destillationsturm enthält eine beträchtliche Anzahl solcher Böden. Die leich- testen Produkte, wie zum Beispiel Methan, Ethan, Propan, Butan, durchströmen die Destillationskolonne geradewegs und kommen am Kolonnenkopf gemeinsam als Gase an. Sie werden anschließend durch erneute Destillation wieder aufgetrennt. Die nicht verdampften schwersten Anteile fließen zum Boden der Kolonne und werden dort abgezogen. Im Mittelteil des Turmes werden von den betreffenden Böden die Mitteldestillate direkt abgeleitet.

Aus den Rohöldestillationstürmen werden im allgemeinen folgende Grundprodukte gewonnen: Raffineriegas, Flüssiggas und Benzin am Kopf der Fraktionskolonne, Mitteldestillate an der Seite des Turmes und Rückstände am Boden der Kolonne. Allerdings kann man mit diesem Verfahren die Kohlenwasserstoffgruppen aus dem Rohöl nur so herausholen, wie sie von Natur aus darin enthalten sind. Die Ausbeute an verschiedenen Produkten ist also im wesentlichen nur durch die Verarbeitung verschiedener Rohölsorten, leichterer oder schwerer, oder über die Verschiebung der Siedegrenzen steuerbar. Während die Wahl der Rohölsorte eine Frage der

Verfügbarkeit und des Preises ist, macht man sich bei der Verschiebung der Siedegrenzen die Tatsache zu nutze, dass die Trennung der einzelnen Kohlenwasserstoffgruppen in der Destillation Spielräume bietet. So gibt es im Grenzbereich zwischen den verschiedenen Kohlenwasserstoffgruppen, den Schnitt, Bestandteile, die sowohl dem einen wie dem anderen Schnitt zugeordnet werden können. zum Beispiel können etwa 3 bis 5 % des Mitteldestillatschnittes dem Benzin zugeschlagen werden. Das gleiche ist beim Übergang des Mitteldestillates zum schweren Heizöl möglich. Qualitätsanforderungen an die einzelnen Produkte setzen diesem Vorgehen allerdings Grenzen.

Vakuumdestillation:

Der Rückstand der atmosphärischen Destillation ist ein Gemisch von Stoffen, deren Siedetemperatur bei über 360° C liegen. Da sich diese Bestandteile bei noch höheren Temperaturen zersetzen würden, leitet man den Rückstand in einen zweiten Destillationsturm, der unter vermindertem Druck (50 Millibar) steht. Dadurch werden die Siedetemperaturen der Gemischbestandteile um bis zu 150° C gesenkt, so dass der Rückstand schon bei niedrigen Temperaturen in mehre Bestandteile aufgespalten werden kann. Bei dieser Vakuumdestillation gewinnt man Schmieröle. Die Schmieröle enthalten auch Feststoffe die sogenannten Paraffine.

Das thermische Cracken:

Das älteste und einfachste Crack-Verfahren ist das thermische Cracken. Während bei der Destillation nur die von Natur aus im Rohöl vorkommenden Kohlenwasserstoffe voneinander getrennt und in Gruppen aufgeteilt werden können, verwandeln Crack-Verfahren größere Kohlenwasserstoffketten in kleinere.

Hohe Temperaturen bringen die großen Moleküle in so starke Schwingungen, dass ab etwa 360°C die Bindungen zwischen den Kohlenstoffatomen zerbrechen. Dieser Vorgang spielt sich in den Röhren eines Spaltofens ab. Die Temperatur, sie kann bis zu 900°C reichen, und die Aufenthaltsdauer der Kohlenwasserstoffe im Crack-Ofen richten sich nach dem Ausgangsstoff und dem erwünschten Produktausstoß. Zur Gruppe der thermischen Crack-Verfahren gehört das Visbreaken, eine milde Form des thermischen Spaltens. Dabei sind Druck (rund 70 bar) und Temperatur (etwa 460°C) niedrig genug; daß schweres Heizöl direkt eingesetzt werden kann, ohne dass es zur Verkokung kommt. Beim Verkoken setzt sich Kohlenstoff in fester Form als Koks (entgaste Kohle) ab. Allerdings ist die Ausbeute an leichten Produkten mit 20 bis 30 Prozent recht gering. Eine weitere Variante des thermischen Crackens ist das Steamcracken. Beim Steamcracken kommt man mit geringeren Temperaturen aus, weil der Katalysator den Spaltvorgang erleichtert. Dadurch erfolgt die Molekül-umwandlung schonender als beim thermischen Cracken und es entstehen Produkte höherer Qualität. Dabei werden Flüssiggase, Benzine oder Mitteldestillate in noch leichtere ,,Rohstoffe“ für die chemische Industrie umgewandelt.

Katalytisches Cracken:

Ein wesentlich höheres Umwandlungsergebnis als beim thermischen erreicht man mit dem katalytischen Cracken. Der Spaltvorgang erfolgt bei etwa 500° C in Gegenwart eines Katalysators. Katalysatoren sind Stoffe, die die chemische Reaktionen fördern, beschleunigen oder in eine bestimmte Richtung lenken und nach der Reaktion unverändert vorliegen.

Beim katalytischen Cracken verwendet man meist staubförmige Katalysatoren, wie zum Beispiel synthetische Aluminiumsilikate, die sich in einem Dampf-Gas-Strom wie eine Flüssigkeit verhalten. Sie besitzen eine große Oberfläche (etwa 100 m2/ g). Zum Einsatz kommt bei diesem Verfahren überwiegend die Wachsdestillation in Frage, da der Katalysator beim Einsatz von Destillationsrückständen, die noch Schwermetalle aus dem Rohöl enthalten, seine Aktivität verlieren wurde. Neue Katalysatorenentwicklungen zielen darauf hin, auch das Cracken von Destilla- tionrückständen zu ermöglichen.

Während des Crackvorgangs setzt sich auf dem Katalysator Kohlenstoff als Koks ab und nimmt dem Katalysator seine Wirkung. Deshalb wird der Koks in einem nachgeschalteten Regenerator abgebrannt, so dass der Katalysator erneut verwendet werden kann. Die beim Abbrennen des Kokses entstehende Wärmeenergie wird für den Crackprozess zurückgewonnen. Ergebnis des katalytischen Crackens ist ein Gemisch aus Kohlenwasserstoffen, dass vom gasförmigen Methan bis zum Koks aus dem Regenerator reicht. Der eigentlichen Cracksektion ist daher ein Aufbereitungsteil mit Destillation, Flüssiggasgewinnung, Gasreinigung und weiteren Aufbereitungen nachgeschaltet. Mit Hilfe des katalytischen Crackens wird nicht nur der Anteil von schwerem Heizöl vermindert, sondern auch gleichzeitig ein Teil des Schwefels entfernt, der im Einsatz enthalten war. Die Oktanzahl der Crackbenzine liegt bei 80 bis 85.

Hydrocracken:

Das technisch eleganteste und flexibelste, zugleich aber auch teuerste Verfahren ist das Hydrocracken. Es ist ein katalytisches Spaltverfahren in Gegenwart von Wasserstoff und mit einem Druck von etwa 100 bar. Es ermöglicht eine nahezu vollständige Umwandlung des Einsatzproduktes (ein Einsatzprodukt muß entschwefelt sein, sonst würde der Katalysator unwirksam werden). Dieses wird vorgewärmt und zusammen mit Wasserstoff durch einen Reaktor oder mehrere Reaktoren geleitet. Dort wird mit Hilfe von Nickel-Molydän-Katalysatoren eine Spaltung vorgenommen. Anschließend trennt man die Spaltprodukte von den Gasen, die zusammen mit frischem Wasserstoff und wasserstoffhaltigen Zirkulationsgasen wieder zum Anfang des Verfahrens geleitet werden. Die einzelnen Spaltprodukte werden dann in einem Destillationsturm wieder aufgetrennt. Das Hydrocracken hat den Vorteil, dass sich je nach Katalysator und Betriebsbedingungen die gewünschte Ausbeute bestimmen läßt. So kann man im Hydrocracker entweder fast ausschließlich Benzin oder vorwiegend Dieselkraftstoff und leichtes Heizöl bei einem geringen Benzinanteil gewinnen. Nachteilig ist der hohe Wasserstoffbedarf und der hohe Druck, der 15 bis 20 cm starke Reaktorwände erfordert.

Coken:

Vakuumdestillation und thermische Crackverfahren erzeugen Rückstände die schwerer sind als das normale schwere Heizöl. Solche Rückstände können hohe Anteile von Schwefel-, Stickstoff- und Metallverbindungen enthalten die eine katalythische Verarbeitung stark behindern würden. Diese schweren Rückstände können jedoch in einer Anpassungsanlage (Konversionsanlage), dem Coker, in Gase, Benzine, Mitteldestillate und Petrolkoks umgewandelt werden. Beim „Delayed-Coking“ wird dazu Einsatzprodukt unter Druck in einen Ofen geleitet und auf etwa 500° C erhitzt. Beim Austritt setzt die Koksbildung verzögert ein, sie läuft im wesentlichen in der nachgeschalteten Trommel ab. Die durch das Cracken entstandenen Dämpfe werden in einem Fraktionierturm destilliert, während der entstandene Koks als Brennstoff direkt verkauft oder einem Kalzienierungsprozess unterzogen wird. Der kalzinierte Koks kann zum Beispiel zur Herstellung von Elektroden verwendet werden.

Reformieren:

Häufig entsprechen die durch die verschiedenen Verarbeitungsverfahren gewonnenen Produkte noch nicht der geforderten Qualität. Zur Verwendung von Benzinen als Vergaserkraftstoff zum Antrieb eines Autos müssen die Moleküle niedrig-oktaniger Benzinanteile im Reformer in hoch-oktanige Benzinkomponenten umgeformt werden. Dazu wird Rohbenzin aus der Destillation erneut erhitzt. Die heißen Gase gelangen unter Druck in mehrere, hintereinander geschaltene Reaktoren. Hier verlieren die niedrig-oktanigen Moleküle, durch die Wirkung eines Platin katalysators, einige ihrer Wasserstoffatome und werden zu hoch-oktanigen Benzinmolekülen. Dabei entsteht als Nebenprodukt Wasserstoff. Aus dem letzten Reaktor gelangt das neue Erzeugnis, das Reformat, in einen Trennbehälter (Abscheider). Dort wird der bei Reaktion entstandene Wasserstoff abgetrennt. Der Wasserstoff wird zum Teil wieder zum Vorwärmeofen zurück und zum anderen Teil in andere Verarbeitungsanlagen geleitet, während das Reformat in einem weiteren Turm in Gase und Benzin aufgeteilt wird.

Veredelung und Nachbehandlung:

Häufig entsprechen die durch die verschiedenen Verarbeitungsverfahren gewonnen Produkte noch nicht der geforderten Qualität. So sind zum Beispiel die mit dem bisher beschriebenen Verfahren hergestellten Benzine als Kraftstoffe nicht für Ottomotoren geeignet. Sie müssen in weiteren Prozeßanlagen veredelt werden. Außerdem muss dem Benzin, Kerosin und den Mitteldestillaten der unerwünschte Schwefel entzogen werden. Die Ausgangsprodukte zur Schmierölherstellung müssen mit Hilfe von Lösungsmittel von Aromaten und durch Kältebehandlung von langkettigen Normalparaffinen (Wachsen) befreit werden. Letztlich entstehen die verkaufsfertigen Mineralölprodukte erst im letzten Schritt in der Mischanlage, wo sie zum Teil bis zu 12 Komponenten nach ständig neu anzupassenden Rezepturen gemischt werden. Damit wird die Auslieferung von Produkten gleichbleibender Qualität aus ständig wechselnden Rohölen und verschiedenen Verfahren garantiert.

Entschwefelung ( Hydrofiner und Clausanlage):

Manche Rohöle haben einen hohen Schwefelgehalt. Aus den Produkten, die aus diesen Rohölen hergestellt werden, muß der Schwefel entfernt werden. Dies geschieht im Hydrofiner, einer der wichtigsten Raffinerieanlagen. Das Produkt, zum Beispiel Benzin oder Heizöl, wird zunächst mit Wasserstoff vermischt und erhitzt. Das heiße Gemisch leitet man in einen Reaktor, der mit einem Katalysator gefüllt ist. Dort verbinden sich bei einer Temperatur zwischen 300 und 400° C über dem Katalysator der Schwefel mit dem Wasserstoff zu Schwefel- wasserstoff. Das gereinigte Produkt, der entstandene Schwefelwasserstoff und übriggebliebener Wasserstoff, werden im nächsten Schritt getrennt. Der Wasser- stoff kehrt an den Ausgangsort des Verfahrens zurück, während der Schwefel- wasserstoff in der darauffolgenden Clausanlage zu elementarem Schwefel umgesetzt wird.

Durch das Hydrofinieren wird aber nicht nur der Schwefelgehalt in den Ölprodukten herabgesetzt, also ein Beitrag zur Luftreinheit geleistet, sondern auch die Produkt- qualität verbessert. So wird beispielsweise die Zündfähigkeit von Dieselkraftstoff heraufgesetzt. Für den praktischen Fahrbetrieb bedeutet dies geringere Korrosion, Verringerung der Rückstandsbildung im Verbrennungsraum und einen geringeren Verschmutzungsgrad der Motoröle bei Kaltfahrbetrieb. Der im Hydrofiner, aber auch bei vielen anderen Verarbeitungsvorgänger in der Raffinerie, anfallende Schwefelwasserstoff wird in der Clausanlage zu elementarem Schwefel und Wasser verbrannt.

Nutzung des Erdöls:

Gesamteinsatz und Erzeugung der Raffinerien nach Produkten 1994 - 1998

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die Endprodukte des Erdöls sind, wie in der oben dargestellten Auflistung sichtbar ist, sehr gefragt und ihre Nachfrage steigt stetig. Diese Erdölendprodukte haben eine große Bandbreite. Sie reichen vom Grundstoff für Wachs, über Salbengrundlagen bis zum Benzin.

Eines dieser Endprodukte ist Paraffin. Es ist ein Bestanteil des Erdöls und wird bei der Destillation von den anderen Stoffen, wie Benzin getrennt. Das Paraffin wird zur Herstellung für Kerzen, als Bohnerwachs und als Bestandteil für Schuhcreme genutzt.

Ein weiteres „Abfall-“ Produkt bei der Benzinherstellung ist das Bitumen. Es ist ein schweres Gemisch aus Kohlenwaserstoffen, dass sich bei der Erdöldestillation durch sein Gewicht am Boden absetzt. Das Bitumen wird als Bindemittel beim Bau von asphaltierten Straßendecken benutzt.

Vaseline gehört auch zu den Nebenprodukten der Erdölherstellung. Wie das Paraffin und das Bitumen ist auch die Vaseline ein Produkt, dass sich im Erdöl befindet und sich bei der Destillation absetzt. Man benutzt Vaseline als Salbengrundlage, Schmierstoff oder sogar als Rostschutzmittel.

Doch nicht nur Nebenprodukte des Erdöls werden genutzt, eher im Gegenteil. Gerade die Hauptprodukte, wie Benzin, Dieselkraftstoff oder Heizöl sind die gebräuchlichsten Komponenten des Erdöls.

Gerade das Heizöl deckt 40% des Energieverbrauches von Deutschland.

Die Autoanzahl wächst derzeit doppelt so schnell wie die Weltbevölkerung.

Prognosen gehen davon aus, dass allein die Zahl der PKW bis zum Jahr 2030 von derzeit 500 Millionen auf 2,3 Milliarden ansteigen wird.

Deshalb fließen auch 36,5% des geförderten Erdöls in den weltweiten Verkehrssektor.