Onshore-Gas-Förderung, Daten nach Deutschland außer Methanverluste: Der spezifische Energieaufwand liegt nach #1 bei 0,1% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #2 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #3 sind es 1,3%), was relativ gut mit dem hier gewählten Wert übereinstimmt, wenn die separat modellierte Gasaufbereitung einbezogen wird. Für die Bereitstellung des Kraftbedarfs wird aus Gründen des Explosionsschutzes der Strombezug aus dem Kraftwerkspark unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der onshore-Situation 0,125% der Rohgasförderung angenommen, während #2 für die Methanverluste ohne Fackel von 0,06% ausgeht und 0,25% des Gases über Fackel verbrannt werden. Alle anderen Daten stammen aus #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Onshore-Gasförderung in Katar: Der Energiebedarf wird in Anlehnung an die deutsche und holländische Förderung abgeschätzt (vgl. dort), wobei aufgrund der "neueren" Felder nur mit 0,1 % Strombedarf gerechnet wird, der aus dem Kraftwerkspark bereitgestellt wird. Die direkten Methanverluste werden aufgrund der ungünstiger angenommenen Wartung und Instandhaltung mit 0,25 % deutlich höher als in der EU angenommen. Alle anderen Werte beruhen auf #1. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 90,2% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Mix von primärer und sekundärer offshore-Ölförderung in Entwicklungsländern, direkte Emissionen inkl. CH4 aus Abblasen und Abfackeln, und CO2 aus Abfackelnfrom flaring Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 200000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2010 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 94,4% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Mix Rohölaufkommen in Portugal, Daten nach #1
Sibirische Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre Technik, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert wie folgt: Aufgrund des schlechten Zustandes der technischen Infrastruktur in der russischen Erdölförderung wurde für der Kraftbedarf für Pumpen usw. um 0,1%-Punkte höher als für sekundäre Fördertechniken in anderen Regionen (0,4% nach #2) angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,25% ausmacht. Als Bereitstellungssystem für diese mechanische Energie dient ein Dieselmotor. Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wurde pauschal ein Aufwand von 1% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Dieser relativ hohe Wert wurde aufgrund der teilweise extremen klimatischen Bedingungen (lange Kälteperioden) und des schlechten Anlagenzustandes abgeschätzt und liegt doppelt so hoch wie in anderen Öllieferregionen. Als Bereitstellungssystem für diese Prozesswärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emission von Erdölgas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 250 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 15% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 96% (nach #3) abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 20 kg/TJ für CH4 bzw. 13 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 2.353 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,2% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 6,8 kg/TJ CH4 und 4,3 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: 0,05 m/t Öl Bohrleistung, Aufwand dafür je m Bohrleistung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Wasser 3000 kg/m Diesel onshore 200 l/m Diesel offshore 500 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Emissionen CO2 530 kg/m Damit ergeben sich insgesamt direkte Emissionen von 3003 kg/TJ für CO2 und 29,4 kg/TJ an CH4 bzw. 17,8 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Sibirische Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre Technik, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert wie folgt: Aufgrund des schlechten Zustandes der technischen Infrastruktur in der russischen Erdölförderung wurde für der Kraftbedarf für Pumpen usw. um 0,1%-Punkte höher als für sekundäre Fördertechniken in anderen Regionen (0,4% nach #2) angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,25% ausmacht. Als Bereitstellungssystem für diese mechanische Energie dient ein Dieselmotor. Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wurde pauschal ein Aufwand von 1% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. Dieser relativ hohe Wert wurde aufgrund der teilweise extremen klimatischen Bedingungen (lange Kälteperioden) und des schlechten Anlagenzustandes abgeschätzt und liegt doppelt so hoch wie in anderen Öllieferregionen. Als Bereitstellungssystem für diese Prozesswärme dient ein Ölkessel. Bei der Gewinnung von Erdöl werden beträchtliche Mengen von Methan über die Emission von Erdölgas (ca. 77% CH4) frei. Hier wurde nach #3 ein Verhältnis von 250 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 15% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 96% (nach #3) abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 20 kg/TJ für CH4 bzw. 13 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 2.353 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,2% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 6,8 kg/TJ CH4 und 4,3 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: 0,05 m/t Öl Bohrleistung, Aufwand dafür je m Bohrleistung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Wasser 3000 kg/m Diesel onshore 200 l/m Diesel offshore 500 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Emissionen CO2 530 kg/m Damit ergeben sich insgesamt direkte Emissionen von 3003 kg/TJ für CO2 und 29,4 kg/TJ an CH4 bzw. 17,8 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Sibirische Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre Technik, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert wie folgt: Gegenüber den Daten für 2000 wird aufgrund der steigenden Anteile an sekundärer und tertiärer Fördertechnik für den mechanischen Energiebedarf der Förderung (Pumpen usw.) ein um 30% sowie für den Prozesswärmebedarf der Ölaufbereitung (heater-treater) ein um 25% höherer Aufwand angenommen. Für das Begleitgas wurde angenommen, dass es auf 200 m3/t Rohöl reduziert wird und 12,5% davon mit einem Abbrand von 97% abgefackelt und 0,15% des Erdölgases als diffuse Verluste freigesetzt. Dies ergibt direkte CH4-Emissionen von 10,1 kg/TJ bzw. CO2-Emissionen von 1.585 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts aus der Fackel, die diffusen CH4-Emissionen betragen zusätzlich 4,1 kg/TJ Rohöl. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: 0,05 m/t Öl Bohrleistung, Aufwand dafür je m Bohrleistung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Emissionen CO2 530 kg/m Damit ergeben sich insgesamt direkte Emissionen an CO2 von 2236 kg/TJ und CH4 von 16,5 kg/TJ. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2020 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 94,4% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre Technik in China, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert wie folgt: Gegenüber den Daten für 2000 wird aufgrund der steigenden Anteile an sekundärer und tertiärer Fördertechnik für den mechanischen Energiebedarf der Förderung (Pumpen usw.) sowie den Prozesswärmebedarf der Ölaufbereitung (heater-treater) pauschal ein um 10% höherer Aufwand angenommen. Für das Begleitgas wurde angenommen, dass es auf 225 m3/t Rohöl reduziert wird und knapp 14% davon mit einem Abbrand von 96,5% abgefackelt werden. Dies ergibt direkte Emissionen an CH4 von 14,6 kg/TJ, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 1.951 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Ausserdem werden um 10% geringere diffuse Emissionen des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind zusätzlich 5,3 kg/TJ an CH4. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: 0,05 m/t Öl Bohrleistung, Aufwand dafür je m Bohrleistung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Emissionen CO2 530 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2602 kg/TJ an CO2 und 22,3 kg/TJ für CH4. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Öl-Förderung in Indien, z.T. sekundäre/tertiäre Technik, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert wie folgt: Gegenüber den Daten für 2000 wird aufgrund der steigenden Anteile an sekundärer und tertiärer Fördertechnik für den mechanischen Energiebedarf der Förderung (Pumpen usw.) sowie den Prozesswärmebedarf der Ölaufbereitung (heater-treater) pauschal ein um 10% höherer Aufwand angenommen. Für das Begleitgas wurde angenommen, dass es auf 225 m3/t Rohöl reduziert wird und knapp 14% davon mit einem Abbrand von 96,5% abgefackelt werden. Dies ergibt direkte Emissionen an CH4 von 14,6 kg/TJ, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 1.951 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Ausserdem werden um 10% geringere diffuse Emissionen des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind zusätzlich 5,3 kg/TJ an CH4. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: 0,05 m/t Öl Bohrleistung, Aufwand dafür je m Bohrleistung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Emissionen CO2 530 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2602 kg/TJ an CO2 und 22,3 kg/TJ für CH4. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Sibirische Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre Technik, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert wie folgt: Gegenüber den Daten für 2000 wird aufgrund der steigenden Anteile an sekundärer und tertiärer Fördertechnik für den mechanischen Energiebedarf der Förderung (Pumpen usw.) sowie für den Prozesswärmebedarf der Ölaufbereitung (heater-treater) ein um 50% höherer Aufwand angenommen. Für das Begleitgas wurde angenommen, dass es auf 150 m3/t Rohöl reduziert wird und davon 10% mit einem Abbrand von 98% abgefackelt und 0,1% des Erdölgases als diffuse Verluste freigesetzt. Dies ergibt CH4-Emissionen von 4,1 kg/TJ bzw. CO2-Emissionen von 961 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts aus der Fackel, die diffusen CH4-Emissionen betragen zusätzlich 2 kg/TJ. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: 0,05 m/t Öl Bohrleistung, Aufwand dafür je m Bohrleistung: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Emissionen CO2 530 kg/m Damit ergeben sich insgesamt direkte Emissionen an CO2 von 1611 kg/TJ und an CH4 von 8,4 kg/TJ. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2030 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl