1.

Einleitung

Erdöl, brennbares, in natürlichen Lagerstätten vorkommendes Substanzgemisch, das zu den wichtigsten Energierohstoffen zählt.

Erdöl gehört wie Erdgas und Kohle zu den fossilen Primärenergieträgern (siehe Weltenergieversorgung). Aus ihm werden nach verschiedenen Verfahren Sekundärenergieträger wie die Brenn- und Kraftstoffe Heizöl und Benzin hergestellt. Außerdem wird Erdöl als Rohstoff u. a. in der chemischen und der petrochemischen Industrie verwendet. Flüssiges Erdöl wird durch Bohrungen aus den Lagerstätten zutage gefördert. Daneben gibt es aber auch Vorkommen von Ölsanden oder Ölschiefer, aus denen sich das Öl herauslösen lässt.

Erdöl besteht hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffen, insbesondere aus offenkettigen Alkanen und Alkenen (Olefinen), ringförmigen Kohlenwasserstoffen (siehe cyclische Verbindungen) sowie aromatischen Kohlenwasserstoffen. Daneben enthält es schwefel-, stickstoff- und sauerstoffhaltige Verbindungen, gelöstes Erdgas und Metallsalze (z. B. Salze von Aluminium, Eisen, Molybdän, Nickel und Vanadium), ferner metallorganische Verbindungen sowie Nanodiamanten (siehe Diamant).

Unbehandeltes, häufig bereits von leichten Gasen befreites Erdöl wird als Rohöl bezeichnet und zur Verarbeitung meist über Pipelines in Raffinerien transportiert. Aus Erdöl oder Rohöl hergestellte Energieträger und Schmierstoffe werden unter dem Begriff Mineralöl zusammengefasst.

2.

Entstehung

Erdöl bildete sich aus den Überresten pflanzlicher und tierischer Kleinstlebewesen vorwiegend maritimen Ursprungs (Plankton). Die Überreste verwesten nicht, sondern wurden in flachen Meeresbereichen (z. B. Kontinentalschelf) oder stehenden Gewässern von Wasser und feinem Sand bedeckt und zersetzten sich unter Luftausschluss und Einwirkung von anaerob lebenden Mikroorganismen. Dabei entstand ein Faulschlamm (Sapropel), der u. a. Proteine, Kohlenhydrate und Fette enthielt. Der Schlamm wurde im Lauf der Zeit mit Sedimenten bedeckt und zu Sapropelgestein verfestigt, das man auch als Erdölmuttergestein bezeichnet. Durch weitere Sedimentation geriet das Erdölmuttergestein allmählich in tiefere Schichten des Bodens, wodurch in ihm Druck und Temperatur (bis maximal 200 °C) zunahmen und die chemische Umwandlung des organischen Materials einsetzte. Es entstand Kerogen, eine Art fossiles Sediment, das u. a. chemische Verbindungen wie Alkane, Alkene, Isoprenoide und Terpenoide (Abkömmlinge von Isopren und Terpen) enthielt. Diese Substanzen wurden im Lauf der Zeit durch Druck und Temperatur weiter zu Erdöl (und Erdgas) umgewandelt.

Durch den zunehmenden Druck wurde das Erdöl zusammen mit Erdgas und Wasser aus dem Muttergestein herausgequetscht. Alle drei drangen nach oben und passierten dabei durchlässige Gesteine; die Wanderung durch das Gestein nennt man Migration. Während der Migration trennten sich die Bestandteile nach ihrer Dichte und Viskosität und sammelten sich in den Poren und Klüften des so genannten Speichergesteins (z. B. Sand- oder Kalkstein) oder in größeren Hohlräumen (Fallen). Undurchlässiges Deckgestein (z. B. Ton oder Salz), das das Speichergestein oder den Hohlraum umgab, verhinderte eine weitere Migration. In den so entstandenen Lagerstätten lagern in Schichten zuunterst Wasser, in der Mitte Erdöl und zuoberst Erdgas.

Die Entstehung von Erdöllagerstätten konnte sich über Zeiträume von wenigen 10 000 Jahren oder mehreren Millionen Jahren hinziehen. Die meisten bekannten Lagerstätten stammen aus der Kreide- und Jurazeit und aus dem Paläozoikum. Die ältesten bekannten Lagerstätten sind rund zwei Milliarden Jahre alt und befinden sich in Australien, Kanada und Südafrika.

1.

Geologische Strukturen

Für Erdölfallen (Hohlräume mit Erdöl) kommen verschiedene geologische Strukturen in Frage: Sättel (siehe Falten und Faltung; das Erdöl und Erdgas sammelt sich im Scheitel der durchlässigen Schichten), Verwerfungen und Transgressionen (bei denen jeweils undurchlässige Schichten poröse Schichten nach oben hin abschneiden), Salzstöcke (unter deren Dächern und an deren Flanken Erdölfallen entstehen können) oder fazielle Gesteinsunterschiede (hier werden aufgrund der Sedimentationsbedingungen poröse Speichergesteine von undurchlässigen Schichten umschlossen). Vor allem beim Satteltyp, aber auch bei manchen anderen Strukturen liegen mehrere erdölhaltige Schichten, jeweils durch Deckschichten getrennt, übereinander.

Die meisten der bisher entdeckten Erdöllagerstätten entsprechen dem Sattel- und dem Salzstockdachtyp. Weniger häufig trifft man den Verwerfungs-, den Transgressions- und den Faziestyp an, und ganz selten kommt der Salzstockflankentyp vor.

3.

Geschichtliches

Oberirdische Erdölaustritte sind im Mittelmeerraum seit der Antike bekannt. Aber lange Zeit wurde Erdöl nur für einige wenige Zwecke genutzt wie etwa zum Kalfatern (Abdichten) von Booten und Schiffen oder zum Beleuchten (Fackeln). Die systematische Ausbeutung von Erdöl begann erst im 19. Jahrhundert. Angestoßen wurde sie durch die Suche nach einem billigeren Lampenbrennstoff, der als Ersatz für das bis dahin verwendete teuere Walöl dienen sollte, aus dem man u. a. Talgkerzen herstellte. Zahlreichen Forschern und Erfindern galt Erdöl als vielversprechender Kandidat für die Entwicklung eines neuen Lampenbrennstoffs. So erwarb der kanadische Arzt und Geologe Abraham Gessner 1852 ein Patent auf die Herstellung eines relativ sauber brennenden, preisgünstigen Lampenbrennstoffes aus Erdöl, des Petroleums („Steinöl”, von griechisch petra: Stein; lateinisch oleum: Öl). 1855 beschrieb der amerikanische Chemiker Benjamin Silliman die vielen nützlichen Produkte, die man durch Destillation von Erdöl gewinnen könnte, u. a. einen Lampenbrennstoff aus destilliertem und mit Schwefelsäure gereinigtem Erdöl.

Mit den Entdeckungen von Gessner und Silliman begann Mitte des 19. Jahrhunderts die intensive Suche nach Erdöllagerstätten. Damals wusste man bereits, dass bei Bohrungen nach Wasser und Salz gelegentlich auch Erdöl aus den Bohrlöchern sickerte. Es lag daher nahe, dort auch nach Erdöl zu bohren. Die ersten Bohrungen, darunter die erste Europas in der Nähe von Celle, wurden 1858 durchgeführt. Berühmt wurde jedoch die Bohrung, die Colonel Edwin L. Drake am 27. August 1859 am Oil Creek in Pennsylvania (USA) durchführte. Drake bohrte im Auftrag des amerikanischen Industriellen George H. Bissell nach dem „Muttersee”, aus dem das Öl im Westen Pennsylvanias nach den damaligen Vermutungen heraussickerte. In nur 21,2 Meter Tiefe stieß Drake auf die erste größere Ölquelle.

Drakes Erfolg war der Beginn einer schnell wachsenden Erdölindustrie. Bald zog das Erdöl auch die Aufmerksamkeit der Wissenschaft auf sich. Schlüssige Hypothesen über die Lagerstättenbildung, d. h. über die Entstehung von Erdöl, seine Wanderung (Migration) durch die Gesteinsschichten und seine Anreicherung und Ansammlung, wurden ausgearbeitet. Mit der Verbreitung der elektrischen Beleuchtung (um 1879) trat das Leuchtpetroleum und damit das Erdöl zunächst in den Hintergrund. Aber nur wenig später entstanden die ersten Automobile, und zu deren Betrieb wurde Benzin benötigt. Mit der rasch zunehmenden Motorisierung wuchs auch die Nachfrage nach Erdöl zur Erzeugung von Kraftstoffen enorm an. Lag die Weltfördermenge an Erdöl 1860 bei etwa 70 000 Tonnen, betrug sie 1870 bereits eine Million Tonnen und stieg bis 1900 auf etwa 21 Millionen Tonnen (zum Vergleich: 2006 wurden weltweit fast vier Milliarden Tonnen Erdöl gefördert).

4.

Die Suche nach Erdöl

Viele Ölquellen entdeckte man in der Vergangenheit deshalb, weil Erdöl an die Oberfläche gesickert war. Auf derartige Zufallsfunde kann sich jedoch die moderne Lagerstättenforschung nicht verlassen. Die Suche nach Erdöl beginnt heute mit der Prospektion, der genauen Untersuchung und Analyse der Erdoberfläche und der darunterliegenden Schichten. Das geschieht in erster Linie durch geologische Kartierungen und geophysikalische Untersuchungen wie gravimetrische oder seismische Messungen. Die Ergebnisse seismischer Messungen mit künstlich ausgelösten Erdbebenwellen lassen Rückschlüsse auf die Tiefe von Schichtfolgen und deren Verlauf zu. Die gravimetrischen Untersuchungen ermöglichen es, Unregelmäßigkeiten der Erdanziehung (siehe Gravitation) aufzuspüren, was ebenfalls Rückschlüsse auf die Struktur des Untergrundes zulässt. Zusätzlich werden Bodenproben auf ihre chemische Zusammensetzung hin analysiert. Auf diese Weise lassen sich Orte ermitteln, an denen die Wahrscheinlichkeit hoch ist, auf Erdöl zu stoßen. Den Voruntersuchungen folgen im Allgemeinen Probebohrungen.

Wird bei einer Probebohrung Erdöl nachgewiesen, so ist die Prospektion abgeschlossen. Ihr folgt die Exploration, die Untersuchung von Proben weiterer Bohrungen, mit denen man die geologische Struktur der Lagerstätte und die Beschaffenheit des Speichergesteins näher erkundet. Anschließend wird die Menge des Erdöls in der Lagerstätte rechnerisch geschätzt. Wenn es sich wirtschaftlich lohnt, beginnt man mit der Ausbeutung (Exploitation) der Ölquelle.

5.

Erdölförderung

Die meisten Erdöllagerstätten werden mit Tiefbohrungen nach dem Rotaryverfahren erschlossen. Das wichtigste Bohrwerkzeug ist der Bohrstrang, der aus aneinandergeschraubten Stahlrohren besteht und daher immer weiter verlängert werden kann. Der Bohrstrang ist im Bohrturm an einem motorgetriebenen Drehtisch fixiert, der den Bohrstrang einschließlich des an seinem Ende angebrachten Bohrmeißels in Drehung versetzt.

Durch den Bohrstrang und Düsen im Meißel wird mit Hilfe von Pumpen eine Bohrspülung in die Bohrstelle eingepresst. Dort nimmt die Spülung das zu entfernende Bohrklein auf und steigt im Raum zwischen dem Strang und der Bohrlochwand nach oben. Die Bohrspülung enthält häufig Zusätze, die das Bohrloch stabilisieren und/oder den Bohrmeißel kühlen. Ein Bohrlochabschlusssystem schützt die Anlage und Bedienungsmannschaft vor dem unter hohem Druck (Lagerstättendruck) stehenden Erdöl und Erdgas. Bohrungen können bis zu mehrere Kilometer tief in die Erde reichen.

1.

Primärförderung

Der Lagerstättendruck ist in manchen Fällen groß genug, um das Erdöl an die Erdoberfläche zu fördern (eruptive Förderung), und zwar, wie bei einigen Lagerstätten im Nahen Osten, über mehrere Jahre hinweg. Mit dieser so genannten Primärförderung lassen sich Lagerstätten statistisch bis zu maximal 30 Prozent ausbeuten. Häufig reicht der Lagerstättendruck nicht aus, so dass andere Verfahren angewendet werden müssen, die als Sekundär- und Tertiärförderung bezeichnet werden.

2.

Sekundärförderung

Bei der Sekundärförderung wird entweder Wasser (Wasserfluten) oder Gas (Gasliftförderung) in die Bohrstelle eingepresst, und zwar über Injektionsbohrungen oder über alte Förderbohrungen. Dadurch kann der Druck in der Lagerstätte aufrechterhalten oder sogar erhöht werden. Mit der Sekundärförderung lässt sich die Ausbeute auf insgesamt etwa 40 Prozent erhöhen.

3.

Tertiärförderung

Bei der Tertiärförderung gibt es verschiedene Verfahren. Beim Heißdampffluten (auch thermisches Fluten) wird das Erdöl durch überhitzten Wasserdampf (um 340 °C) nach oben getrieben. Zusätzlich verringert die Hitze die Viskosität des Öles, so dass es wesentlich schneller fließt. Eine zweite Methode ist das chemische Fluten, bei dem man eine Mischung aus Wasser und Polymeren in das Bohrloch einpresst. Die Mischung treibt das Öl anschließend zwischen Bohrlochwand und Bohrstrang nach oben. Weitere Verfahren sind das Lösungsmittelfluten und das Mischfluten. Mit der Tertiärförderung lässt sich die Ausbeute auf etwa 60 Prozent erhöhen (40 Prozent Sekundärförderung plus weitere 20 Prozent).

6.

Offshorebohrung

Ölfelder unter dem Meeresboden werden mit Hilfe so genannter Offshorebohrungen erschlossen. Je nach Wassertiefe kommen dabei auf dem Meeresboden fest stehende Anlagen (Jack-up; bis etwa 150 Meter Wassertiefe), schwimmende Bohrinseln (Halbtaucher; bis etwa 3 000 Meter) oder Bohrschiffe (mehr als 3 000 Meter) zum Einsatz. Vor allem bei großen Wassertiefen verfügen schwimmende Bohrinseln wie Bohrschiffe über eigene Antriebe, die die Anlage auf Position über dem Bohrloch halten. Bei geringeren Tiefen kann dies auch durch Verankerungen am Meeresboden geschehen. Offshorebohrungen sind im Durchschnitt fünf- bis zehnmal teurer als Bohrungen auf dem Land.

7.

Erdölverarbeitung

Unbehandeltes Erdöl enthält verschiedene Gase (zusammenfassend Erdölgase genannt), Wasser und feste Bestandteile, die vor dem Transport zu den Raffinerien entfernt werden müssen. Das Erdölgas, das z. B. Methan, Ethan, Propan und Schwefelwasserstoff enthält, wird in speziellen Anlagen (Separatoren) vom Öl abgetrennt und entweder zu Heizzwecken verbrannt oder, wenn der Gehalt an wertvollen Bestandteilen hoch ist, einer Weiterverarbeitung zugeführt. Das entgaste Erdöl wird anschließend einige Zeit in Tanks gelagert, damit sich Wasser und Feststoffe absetzen können; Emulsionen lassen sich durch Chemikalien (Demulgatoren) in Wasser und Öl trennen. Nach der Beseitigung von Wasser und Feststoffen wird das gereinigte Rohöl zur Raffinerie transportiert, meistens über Pipelines oder per Tankschiff.

Vor seiner Weiterverarbeitung in der Raffinerie (von französisch raffiner: reinigen, feiner machen) wird das Rohöl mit Wasser behandelt, um einige unerwünschte, wasserlösliche Salze (z. B. Magnesiumchlorid) zu extrahieren. Nach Abtrennung des Wassers wird das Erdöl durch Erhitzen verdampft und in einen Destillationsturm geleitet. Der Turm ist im Inneren durch teilweise offene Böden in mehrere Abschnitte unterteilt. Dort kühlen sich die verdampften Bestandteile ab und werden flüssig. Weil die unterschiedlichen Bestandteile im Erdöl bei unterschiedlichen Temperaturen kondensieren, verflüssigen sich manche Anteile auf den wärmeren, tiefer gelegenen Böden (z. B. Schwerbenzin, Kerosin) und andere wiederum auf den höher gelegenen, kälteren (z. B. Leichtbenzin). Auf diese Weise kann Erdöl in verschieden hoch siedende Fraktionen zerlegt werden. Die Fraktionen werden in verschiedenen Höhen aus der Kolonne abgezogen, der verbleibende Rest (Destillationssumpf) einer Vakuumdestillation unterworfen. Dabei fallen weitere Fraktionen (z. B. Schmieröle) sowie Asphalt und Bitumen als Rückstand an. Einige Fraktionen müssen weiter destilliert oder mit anderen Verfahren wie etwa Cracken, Steamcracken, Reformieren und Platforming raffiniert werden.

1.

Erdölsorten

Da das Erdöl einer jeden Lagerstätte eine jeweils charakteristische Zusammensetzung aufweist, gibt es zahlreiche verschiedene Erdölsorten. Sie unterscheiden sich außerdem in einigen physikalischen Eigenschaften (z. B. Dichte) und vor allem in ihrem Verhalten bei der Förderung. Im Handel hat man sich auf bestimmte Sorten als Referenzöle geeinigt. Zu den bedeutendsten gehören die für den europäischen Markt wichtige Sorte Brent, die für den US-Markt maßgebende Sorte West Texas Intermediate (WTI) und die für den asiatischen Markt relevante Sorte Tapis. Weltweit werden rund 30 Ölsorten als Referenz gehandelt, wobei der Schwerpunkt auf den Sorten Brent und WTI liegt, d. h., die Preise für diese beiden bestimmen die Preise der anderen Öle. Bei Brent und WTI handelt es sich um leichte, schwefelarme Rohöle, aus denen sich vergleichsweise hohe Anteile an Benzin gewinnen lassen. Andere Öle sind u. a. Arab Light (Saudi-Arabien), Dubai (Vereinigte Arabische Emirate), Saharan Blend (Algerien), Bonny Light (Nigeria), Minas (Indonesien), Tia Juana Light (Venezuela), Isthmus (Mexiko) und REBCO (Russland).

8.

Vorkommen, Reserven und Verbrauch

Die größten Erdölvorkommen gibt es in Staaten des Nahen Ostens, insbesondere in Saudi-Arabien, das gleichzeitig auch größtes Förderland und größter Exporteur der Welt ist. Insgesamt fällt rund ein Drittel der weltweiten Ölförderung auf den Nahen Osten. Ihnen folgt Russland, das über ausgedehnte Erdölvorkommen in Westsibirien und in der Wolga-Ural-Region verfügt. In Nordamerika befinden sich vor allem in Kanada große Vorkommen, während die Lagerstätten in den USA zunehmend ausgebeutet sind. Die Menge an gesicherten Ölreserven weltweit wurde 2006 auf über 178 Milliarden Tonnen (inklusive Ölsande und Ölschiefer) geschätzt.

Seit den achtziger Jahren des 20. Jahrhunderts ist der weltweite Bedarf an Erdöl kontinuierlich gestiegen. Die größten Erdölverbraucher sind die USA und China, ferner Japan, Russland und Deutschland.

Deutschland bezieht seine Importe größtenteils aus Russland sowie Norwegen, Großbritannien und aus Libyen. Die eigene Erdölförderung ist sehr gering, sie trägt weniger als 3 Prozent zum Verbrauchsvolumen bei, mit abnehmender Tendenz. Die deutschen Vorkommen liegen im Niedersächsischen Becken (Gebiet westlich der Ems, Weser-Ems-Gebiet, Elbe-Weser-Gebiet, Gebiet nördlich der Elbe) und im Molassebecken des Alpenvorlandes.

Beim derzeitigen weltweiten Verbrauch würden die Reserven von 178 Milliarden Tonnen noch etwa 45 Jahre reichen, wobei nicht einberechnet ist, dass der Energieverbrauch vor allem in den Schwellenländern mit hoher Wahrscheinlichkeit deutlich zunehmen wird. Erdöl kommt daher als zukunftsfähiger Energieträger nicht in Frage. Alternative Energiequellen sind erneuerbare Energien wie geothermische Energie, Sonnenenergie oder Energie aus Wasser- und Windkraft. Auch die Kernenergie gilt als Alternative, ist aber wegen der weiterhin bestehenden Risiken sehr umstritten.