Ölsand

Ölsand ist eine Mischung aus Ton, Sand, Wasser und Kohlenwasserstoffen. Die Kohlenwasserstoffe von Ölsanden sind sehr unterschiedlich zusammengesetzt, über Bitumen 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 Asphalt. 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.

Weiteres empfehlenswertes Fachwissen

Wie kann man Pipetten schnell überprüfen?

Sicherer Wägebereich zur Sicherstellung genauer Resultate

Leitfaden für die Waagenreinigung: 8 einfache Schritte

Zusammensetzung

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 Barrel (159 Liter) Rohöl herzustellen.

Vorkommen

  Lagerstätten von Ölsand gibt es auf der ganzen Welt, die größten befinden sich in Venezuela und Alberta, Kanada. Die Vorräte an Ölsand könnten rund zwei Drittel der weltweiten Öl-Ressourcen ausmachen.

Orinoco-Ölsand

Etwa ein Drittel des weltweiten Ölsands von 1,8 Billionen Barrel (~286 km³) Öläquivalent lagern am Orinoco in Venezuela.

Athabasca-Ölsand

Hauptartikel: Athabasca-Ölsande

Etwa ein Drittel des weltweiten Ölsands von 1,7 Billionen Barrel (~270 km³) lagern in Kanada. Dort befinden sich auch ggw. wirtschaftlich abbaubare Reserven von rund 180 GB.

Weitere Lagerstätten

Weitere Lagerstätten befinden sich in Saudi-Arabien und anderen Ländern des Nahen Ostens. In der USA sind die Utah-Ölsande mit 32 Milliarden Barrel bedeutend. Deutsche Vorkommen in der Lüneburger Heide bei Wietze wurden von 1918 bis 1964 bergmännisch abgebaut.

Abbau und Gewinnung

Tagebau und In-situ-Verfahren

Die Ölsande können oberflächennah im Tagebau abgebaut werden. Beim Abbau aus tieferen Erdschichten erfolgt eine erste Bearbeitung des Ölsands bereits vor Ort, also in-situ. Dabei wird Dampf in die Lagerstätte eingeleitet, um die Kohlenwasserstoffe zu verflüssigen. So kann es zu Bohrstellen fließen und dort zutage gefördert werden.

Die Verfahren heißen:

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

Bei der Methode SAGD wird heißer Wasserdampf mittels einer Bohrung in das Gestein gepresst.

Verarbeitung

Das durch Tagebau und in-situ gewonnene Bitumen muss in mehreren Schritten (Extraction, Upgrading) weiterverarbeitet werden.

Das durch Tagebau gewonnen Bitumen wird zunächst grob vom Sand getrennt. In einem Silo wird diese Mixtur aus Wasser und Ölsand gelagert und mit Trennungsmitteln versetzt. Der schwere Sand sinkt nach unten und das Öl sammelt sich im Schaum ganz oben. Die immer noch gemischten Bestandteile des Trennungsprozesses werden anschließend einer weiteren Separation unterzogen.

Die Umwandlung von Bitumen (langkettige Kohlenwasserstoffe) zu synthetischem Rohöl erfolgt durch Temperatur, Katalysatoren und H₂-Zugabe (zur Erhöhung des Wasserstoff-zu-Kohlenstoff-Verhältnisses). Anschließend wird es von Schwefel und anderen unerwünschten Bestandteilen befreit. Das entstandene "sweet crude-oil" (= schwefelarm) ist leicht zu raffinieren und weiter zu verarbeiten.

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.

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 (das ist nur ein Teil der gesamten Kosten).

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.

Umweltauswirkungen und Klimaschutz

Die Bergbauextraktion des Ölsandes hat eine direkte Auswirkung auf die lokalen und globalen 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 synthetischen Öls 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.

Siehe auch

• Ölschiefer
• Peak-Oil