generische primäre Onshore-Öl-Förderung in Entwicklungsländern, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: generisch: 0,00305 m/t Öl Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: 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 Ausserdem werden direkte CH4-Emissionen aus diffusen Quellen von 2 kg/t Öl berücksichtigt. Die direkten Emissionen an CH4 aus Abblasen und Abfackeln sowie CO2 aus der Fackel ergeben sich aus folgenden Annahmen: CH4-Gehalt Begleitgas = 77 vol%. Anfall von Begleitgas ist 150 m3/t Rohöl 0,1% des Begleitgases wird abgeblasen, 10% des Begleitgases abgefackelt, die CH4-Umwandlungsrate der Fackel ist 97,5% Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 94,4% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Onshore-Gasförderung in Rußland (Sibirien): Die Prozeßkette für Gas aus der GUS basiert #1, in der verschiedene zusammenfassende Studien ausgewertet wurden. Für die Erdgasförderung wird ein Bedarf von mechanischer Energie von 0,1% bezogen auf den Heizwert des geförderten Gases unterstellt. Diese mechanische Arbeit wird über elektrische Motoren bereitgestellt, deren Stromversorgung über ein Gasturbinenkraftwerk am Förderstandort realisiert wird. Bei den direkten CH4-Emissionen wird aufgrund schlechterer Wartung und Instandhaltung (u.a. klimatische, technische und logistische Bedingungen) von einer Leckagerate von 0,5% ausgegangen (inkl. diffuser Emissionen), wobei auch Angaben aus #2 bewertet wurden. Dieser Wert entspricht zusammen mit denen von Gasaufbereitung und Ferntransport bei der Annahme von 1% Gesamtemission in #1 sowie den pauschalierten Angaben in ETH 1995a, ist aber viermal höher als der (unrealistische) Wert in #3. Für eine detaillierte Diskussion vgl. #1. Gegenüber 2000 wird ein steigender Energieaufwand und geringere CH4-Emissionen angesetzt nach #4. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2050 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 90,1% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Mix für primäre und sekundäre Öl-Förderung in der EU (Nordsee), Daten nach #1: Für das Rohöl aus der Europäischen Union (überwiegend Nordsee) wird zu 50% die Nutzung primärer Fördertechniken angenommen,für die anderen 50% der Förderung werden dagegen sekundäre Techniken angesetzt. In #2 werden 65 % Primär- und 35% Sekundärtechniken für den Stand angenommen. Die hier höher angesetzten Sekundäranteile reflektieren den zukünftig steigenden Aufwand bei der offshore-Ölförderung.
Onshore-Gas-Förderung in Kanada: Der Förderaufwand sowie die direkten CH4-Emissionen werden wie in Holland angenommen (vgl. dort), alle anderen Daten beruhen auf #1. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2030 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Offshore-Gasförderung in der Nordsee, Daten wie in Norwegen: Erdgas H wird zu 100% offshore in der Nordsee gefördert. Der spezifische Energieaufwand wird gegenüber dem Jahr 2000 steigen und nach #4 bei 0,15% des Gasheizwertes (als mechanische Energie) bzw. bei rd. 0,5% als Brennstoffbedarf. In #3 wird ein Brennstoffbedarf von 1% des Gasheizwerts für die Förderung, Pipelinetransport und Aufbereitung angenommen (in #2 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 eine modernes Gasturbinenkraftwerk unterstellt. Als direkte Methanemissionen aus der Förderung (inkl. Fackelemissionen) werden aufgrund der offshore-Situation und Verbesserungen gegenüber dem Stand 2000 mit 0,175% der Rohgasförderung angenommen, während #3 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 gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
tertiäre Onshore-Öl-Förderung, Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,22% ausmacht. Als Bereitstellungssystem für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt, sowie für die thermische Flutung mit Dampf zusätzlich 10% Prozesswärme. 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 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl -Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2020 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Aufkommen von Rohöl in Ungarn, Daten aus #1
Mix von primärer und sekundärer offshore-Ölförderung in Entwicklungsländern, direkte Emissionen inkl. CH4 aus Abblasen und Abfackeln, und CO2 aus Abfackeln Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 200000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 94,4% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Sekundäre Onshore-Ölförderung in Österreich, Daten wie in Deutschland: Energie- und Emissionsdaten aktualisiert nach #1 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% nach #2 angenommen. Ergänzend wurde der Aufwand für die Exploration einbezogen (vgl. unten), der umgerechnet nochmals 0,08% ausmacht. Als Bereitstellungssystem für die Exploration dient ein Dieselmotor, für den laufenden Betrieb das Stromnetz. Für die Ölaufbereitung (heater-treater) wird nach #2 ein Aufwand von 0,5% an Prozesswärme, bezogen auf den Heizwert des gewonnenen Öls, veranschlagt. 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 80 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohraufwand: 0,015 m/t Öl -Förderung. Als Aufwand werden je m Bohrung genannt: Stahl 210 kg/m Zement 200 kg/m Diesel 200 l/m Emissionen CH4 1,9 kg/m Emissionen NMVOC 0,65 kg/m Damit ergeben sich gesamte direkte Emissionen von 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 15000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Primäre offshore Öl-Förderung in Kanada, geschätzt auf Basis Daten für die EU nach #1 (Nordsee) und Nordamerika (#2), inkl. Explorationsaufwand nach #3: 0,015 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 Ausserdem sind direkte CH4-Emissionen aus diffusen Quellen von 2 kg/t Öl einbezogen. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2030 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl