Athabasca-Ölsande

  Athabasca-Ölsande bezeichnet eine Ölsandlagerstätte im Bezirk Wood Buffalo in der Provinz Alberta im Westen Kanadas. Namensgeber ist der Fluss Athabasca River, größte Stadt Fort McMurray.

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Beschreibung

Die Ölsande in Alberta sind ein Gemisch bestehend aus durchschnittlich 83 % Sand, 10 % Bitumen, 4 % Wasser und 3 % Ton^[1]. Der Sand besteht zu 92 % aus Quarz, die restlichen 8 % werden durch Bestandteile wie Glimmer, Pyrit, Rutil, Zirkon und Turmalin gestellt. Da Ölsand hydrophil ist, befindet sich das Wasser zwischen den Sandkorn und dessen Bitumenummantelung als ein sehr feiner Wasserfilm.

Der Bitumenanteil in den Sanden beträgt zwischen 1 % und 18 %. Ölsand mit einem Bitumengehalt von unter 6 % kann abgebaut werden, wird jedoch zur Zeit als wirtschaftlich unrentabel betrachtet. Im Durchschnitt benötigt man 2 Tonnen Ölsand um ein Barrel (1 Barrel = 159 Liter) Rohöl herzustellen. Die geschätzte Menge an Bitumen in der Provinz Alberta beträgt 315 Milliarden Barrel, wovon 174 Milliarden Barrel als förderbar gelten ^[2]. Darüberhinaus gibt es noch 1,6 Milliarden Barrel Erdöl. Produziert wurde im Jahr 2006 aus Ölsanden täglich 1,1 Millionen Barrel. Das potentielle Abbaugebiet umfasst eine Fläche von etwa 140.000 km² und besteht aus drei Hauptgebieten: Athabasca, Cold Lake und Peace River. ^[1]

Die oftmals verwendete Bezeichnung "tar sand" (zu deutsch "Teersand") ist inkorrekt. Teer ist eine künstlich aus der Destillation von organischem Material hergestellte Substanz. Bitumen ist hingegen eine in der Natur vorkommende sehr schwere Ölart.

Geologie

Die Ölsandlagerstätten befinden sich im Western Canada Sedimentary Basin, einem Vorlandbecken, und werden von bis zu 800 m Sediment überdeckt. Das abbauwürdige Bitumen lagert in Reservoirgesteinen der unterkretazischen McMurray Formation die sich durch dickbankige Quarzsandsteine (92 % SiO2) und Siltsteine sowie zwischengeschalteten Silt-Ton-Lagen in oberen Teilen aufbaut. Die Sedimentationsräume wurden als fluvial (Lower McMurray), deltaisch und als Schelfmilieu (Upper McMurray) interpretiert. Die Auffaltung der Rocky Mountains drängte das Öl aus den vermutlich karbonatischen Muttergesteinen in unzementierte kretazische Sandablagerungen.

Abbauverfahren

  Es werden zwei Grundtechniken angewandt, die Ölsande abzubauen. In den Regionen wo die Ölsande aufgeschlossen sind bzw. von weniger als 75 m Sediment bedeckt sind, kann man sie ohne größerer technische Probleme per Tagebau fördern. Dies betrifft immerhin 20 % der Athabasca-Lagerstätte, besonders um den Hauptort Fort McMurray herum. Der Abraum wird unter anderem im Syncrude Tailings-Damm abgelagert.

Um die unterirdische Lagerstätte, die nach Südwesten hin abfällt, zu produzieren, bedient man sich so genannter „In situ“-Methoden. Das bedeutet, bei dieser Technik verbleibt der Ölsand an Ort und Stelle, nur das Bitumen wird mittels verschiedener Verfahren vom Sandkorn getrennt und fließfähiger gemacht, damit es abgepumpt werden kann. Diese Technik wird angewandt bei Tiefen größer 75 m.

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.

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

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.

Nun kommt es zum „Upgrading“. Das gewonnene Rohöl aus dem Separationsprozess und den In-Situ Verfahren muss nun weiter behandelt werden, um es 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, Wasserstoff-Zugabe (zur Erhöhung des Wasserstoff-zu-Kohlenstoff-Verhältnisses) angestrebt. Anschließend wird es gereinigt, d. h. von z. B. Schwefel befreit. Das entstandene „sweet crude-oil“ (= schwefelarm) ist leicht zu raffinieren und weiter zu verarbeiten zu beispielsweise Treibstoff.

Quellen

1. ↑ ^{a b} Facts on Oil Sands
2. ↑ Canadian Association of Petroleum Producers, 2003 Petroleum Reserves Estimate

Koordinaten: 57° 01' 12" n. Br., 111° 39' 0" w. L.