Ölsand

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Ölsand ist eine Mischung aus Ton, Sand, Wasser und Kohlenwasserstoffen. Die Kohlenwasserstoffe von Ölsanden sind sehr unterschiedlich zusammengesetzt, über Teer bis hin zu normalem Rohöl. Liegt der Ölsand lange Zeit an der Oberfläche, dann oxidiert er teilweise und die leichter flüchtigen Bestandteile verdampfen; es entsteht Teer. Andererseits, z. B. in Wietze, wurde eine normale Erdöl-Speicherlagerstätte, deren innerer Druck nachgelassen hatte, bergmännisch abgebaut. Gewonnen wurde Rohöl.

Ölsandlagerstätten werden bevorzugt im Tagebau ausgebeutet. Eine Ausbeutung von Ölsanden aus tieferen Erdschichten ist ebenfalls möglich.

Inhaltsverzeichnis 1 Zusammensetzung 2 Vorkommen 3 Abbau und Gewinnung 3.1 Tagebau und In-situ-Verfahren 3.2 Verarbeitung 4 Nachteile und Kritik 5 Kosten und Wirtschaftlichkeit 6 Umweltauswirkungen und Klimaschutz 7 Siehe auch 8 Weblinks

[Bearbeiten] Zusammensetzung

Der Sand besteht meist zu großen Anteilen aus Quarz. Die Athabasca-Ölsande beispielsweise bestehen zu 92 % aus Quarz, die restlichen 8 % werden durch Bestandteile wie Glimmer, Pyrit, Rutil, Zirkon und Turmalin gestellt. Ölsand ist hydrophil, d. h. zwischen dem Sandkorn und dessen Kohlenwasserstoffummantelung befindet sich ein sehr feiner Wasserfilm. Der Kohlenwasserstoffanteil in den Sanden beträgt zwischen 1 und 18 %. Ölsand mit einem Kohlenwasserstoffgehalt von unter 6 % abzubauen ist technisch möglich, wird jedoch zur Zeit (2007) als wirtschaftlich unrentabel betrachtet. Im Durchschnitt benötigt man 2 Tonnen Ölsand, um ein Fass (159 Liter) Rohöl herzustellen.

[Bearbeiten] Vorkommen

Lagerstätten von Ölsand gibt es auf der ganzen Welt, die größten befinden sich in Venezuela und Alberta, Kanada. Die Vorräte an Ölsand machen zwei Drittel der weltweiten Ölvorkommen aus, wobei ein Drittel des Ölsands in den Vorkommen am Orinoco in Venezuela (286 km³ oder 1,8 Billionen Barrel), ein Drittel in den kanadischen Athabasca-Lagerstätten (270 km³ oder 1,7 Billionen Barrel) und der Rest in Form von herkömmlichem Öl (278 km³ oder 1,75 Billionen Barrel) lagert. Die Vorkommen des letzten Drittels lagern hauptsächlich in Saudi-Arabien und anderen Ländern des Nahen Ostens. In Kanada sind etwa 95 Prozent der Erdölvorkommen Ölsand. Deutsche Vorkommen in der Lüneburger Heide bei Wietze wurden von 1918 bis 1964 bergmännisch abgebaut.

[Bearbeiten] Abbau und Gewinnung

Dem Sand wird heißes Wasser zugeführt. Der entstehende Schlamm wird zu einer Extraktionsanlage gepumpt, wo er gerührt und die flüssigen Kohlenwasserstoffe oben abgeschöpft werden. Da die Kohlenwasserstoffe meist viel dickflüssiger sind als normales Rohöl, muss es entweder mit Petroleum gemischt oder chemisch gespalten werden, bevor sie sich durch eine Pipeline transportieren lassen.

[Bearbeiten] Tagebau und In-situ-Verfahren

Es wird geschätzt, dass rund 80 % der Teersande von Alberta für die heutigen Tagebauverfahren zu tief unter der Erdoberfläche liegen. Die Ausbeutung von Ölsand aus tieferen Erdschichten geschieht nach dem "In-situ"-Verfahren. Dabei wird Dampf in die Lagerstätte eingeleitet, um die Kohlenwasserstoffe zu verflüssigen. Es kann zu Bohrstellen fließen und dort zutage gefördert werden.

Es gibt 4 hauptsächliche "In-Situ"-Techniken, um das Bitumen zu fördern. Jedoch funktionieren alle nach dem gleichen Prinzip: die langkettigen Kohlenwasserstoffe des hochviskosen Bitumen lassen sich durch Hitzeeinwirkung aufspalten. Das führt dazu, dass die Viskosität des Bitumen abnimmt und er folglich fließfähiger wird. Danach kann man das Rohöl ganz konventionell abpumpen.

Die Verfahren heißen:

• SAGD ("steam assisted gravity drainage"),
• CSS ("cyclic steam stimulation"),
• THAI ("toe to heal air injection"),
• VAPEX ("vapor extraction process").

Bei der üblichen in-situ Methode (SAGD) wird heißer Wasserdampf mittels einer Bohrung in das Gestein gepresst, der die komplexen Kohlenwasserstoffketten des Bitumens knackt („Hydrocracking“) und das Bitumen somit fließfähiger macht. Das nun niederviskose Bitumen wird dann mit einer zweiten Bohrung abgepumpt.

Beim "Extraction"-Process wird das durch Tagebau gewonnen Bitumen zunächst gewaschen, um es grob vom Sand zu trennen. In einem Silo wird diese Mixtur aus Wasser und Ölsand gelagert und mit Trennungsmitteln zur "Separation" bewegt. Dabei sinkt der schwere Sand nach unten, das Rohöl sammelt sich im Schaum ganz oben. Die "Midlings", immer noch gemischte Bestandteile des Separationsprozesses, werden einer weiteren Separation unterzogen.

[Bearbeiten] Verarbeitung

Das durch Tagebau und in-situ gewonnene Bitumen muss in mehreren Schritten (Extraction, Upgrading) weiterverarbeitet werden, um es beispielsweise für die Herstellung von Treibstoffen brauchbar zu machen.

"Upgrading" ist der Prozess zur Umwandlung von Bitumen zu synthetischem Rohöl. Grundsätzlich wird hierbei die Aufspaltung der langkettigen Kohlenwasserstoffe durch Temperatur, Katalysatoren, H₂-Zugabe (zur Erhöhung des Wasserstoff-zu-Kohlenstoff-Verhältnisses) angestrebt. Anschließend wird es gereinigt, d. h. von Schwefel und anderen unerwünschten Bestandteilen befreit. Das entstandene "sweet crude-oil" (= schwefelarm) ist leicht zu raffinieren und weiter zu verarbeiten.

[Bearbeiten] Nachteile und Kritik

Nachteile dieses Verfahrens sind der große Wasserverbrauch, der Energiebedarf zum Erzeugen des Dampfes, das Problem der Wasserentsorgung und mögliche unterirdische Umweltschäden. Kritiker machen geltend, dass der massive Wasserverbrauch einer Produktion in großem Stil im Wege steht. Befürworter halten dagegen, dass technische Verbesserungen die Effizienz des Wassereinsatzes steigern werden.

[Bearbeiten] Kosten und Wirtschaftlichkeit

Die kanadischen Athabasca-Ölsandminen z.B. können mit dem gegenwärtigen Heißwasser-Prozess geschätzte 750.000 Barrel (120.000 m³) Rohöl pro Tag liefern. Da nach Überschreiten des Fördermaximums (Peak-Oil) die Kapazität der herkömmlichen Ölquellen zurückgeht, werden nichtkonventionelle Ölressourcen wie Ölsand künftig zunehmend zur Ölgewinnung herangezogen werden. Viele Experten bezweifeln allerdings (neben den finanziellen, energetischen und ökologischen Problemen), dass durch die Förderung von Ölsanden der zu erwartende Rückgang des konventionellen Öls ausgeglichen werden kann.

Im Jahr 2002 führte die Einbeziehung des Ölsandes in die Berechnung der wirtschaftlich förderbaren Ressourcen zu einem sprunghaften Anstieg der weltweiten Erdölreserven um 17,8 % bzw. 25 Milliarden Tonnen. Allerdings ist die Gewinnung aus Ölsand nicht äquivalent zur Förderung von konventionellem Erdöl und der Zuwachs daher kritisch zu betrachten.

Im Jahr 2004 wurden täglich 1 Mio. Barrel (160.000 m³) Bitumen aus Ölsand gewonnen. Die Produktionskosten sollen derzeit (2005) unter 20 USD pro Barrel liegen.

Die Kostenfrage ist mittlerweile unternehmensseitig die größte Herausforderung bei der Exploration der kanadischen Athabasca-Vorkommen. Die noch nicht aktiv an der Ölsandförderung beteiligte Firma "Western Oil Sands" äußerte deutliche Sorge, dass ihre geplanten Aufwendungen für die Ölsandförderung aus dem Ruder laufen könnten. Einem Bericht des Rohstoff-Infodienstes "platts.com" vom 6. Juli 2006 zufolge habe "Western Oil Sands" seine anfängliche Budgetfestlegung von 13,5 Mrd. kanad. Dollar (12,2 Mrd. US-Dollar) bereits um 50 % überschritten. Auch die bereits voll produktiven Firmen wie "Suncor Energy" sind besorgt hinsichtlich der Kosten geplanter Expansionen.

[Bearbeiten] Umweltauswirkungen und Klimaschutz

Die Bergbauextraktion des Ölsandes hat eine direkte Auswirkung auf die lokalen und planetarischen Ökosysteme. In Alberta zerstört diese Form der Ölextraktion vollständig den borealen Wald, die Moore, die Flüsse sowie die natürliche Landschaft. Es ist zweifelhaft, ob sich in den Abbaugebieten jemals wieder das bisherige natürliche Ökosystem entwickeln wird. Trotz Projekten der Minenindustrie, welche die Zurückgewinnung des borealen Waldes in Alberta zum Ziel haben, ist mehr als 30 Jahre nach Beginn des Abbaus keines der Gebiete als zurückgewonnen zertifiziert.

Für jedes produzierte Barrel synthetisches Öl werden mehr als 80 Kilogramm Treibhausgase in die Atmosphäre freigegeben und ungefähr 4 Barrel des Abwassers werden in Bergeteiche entleert. Das erwartete Wachstum der Erdölgewinnung in Kanada bedroht auch seine internationalen Verpflichtungen. Als Kanada das Kyoto-Protokoll bestätigte, war es damit einverstanden, seine Treibhausgasemissionen um 6 Prozent vor 2012 zu verringern. Dennoch hatten um 2002 die Treibhausgasemissionen Kanadas um 24 Prozent zugenommen.

[Bearbeiten] Siehe auch

• Ölschiefer
• Peak-Oil

[Bearbeiten] Weblinks

• Detlef Bimboes, Das neue Ölscheichtum Kanada oder die wundersame Vermehrung der globalen Ölvorräte, 2003
• Deutschlandfunk (Volker Mrasek), Sand im Klimagetriebe, Sendezeit: 30.11.2005
• Dan Woynillowicz et al., Oil Sands Fever, Pembina Institute, 2005
• Verlag für die Deutsche Wirtschaft AG
• Welt der Wunder - Schwarzer Sand
• Syncrude Canada Ltd
• Suncor Energy, Kanada
• Oil Sands Discovery Centre, Fort McMurray, Alberta, Kanada
• Expected Cost Increase at Oilsands Plant Make Investors Jittery. The Canadian Press, 7.7.2006