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 0,08% 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, 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
Sekundäre Onshore-Ölförderung in EU-Ländern, Daten wie in Deutschland: 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
Onshore Öl-Förderung, z.T. sekundäre 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
Onshore-Gas-Förderung in Deutschland: Als zu leistende Kompressionsarbeit (Kraftbedarf) der - aus Gründen des Explosionsschutzes elektrisch betriebenen - Pumpen werdem unter Einbeziehung der zukünftig steigenden Fördertiefen und sinkenden Reservoirdrücke wird nach #1 und #2 ein Bedarf von 0,1 % (bezogen auf den Gasheizwert) angenommen, entsprechend einem Strombedarf von 0,11 %. Als direkte Emissionen werden Methan aus Leckagen, direktem Abblasen und Entlüftung berücksichtigt nach #2. Die Materialdaten wurden aus #3 angesetzt. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 5000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
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
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
Offshore-Gasförderung in der Nordsee, Daten wie für 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 0,1% 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: 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
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
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