Sekundäre Offshore-Ölförderung in der EU (Nordsee) nach #1, inkl. Explorationsaufwand nach #2 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 werden CH4-Emissionen von 2 kg/t Öl aus diffusen Quellen berücksichtigt. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2015 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
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
Primäre Onshore-Öl-Förderung in der Türkei, Daten wie für OPEC: Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert durch #2 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,2% nach #2 angenommen. Der Aufwand für die Exploration (vgl. unten) liegt umgerechnet bei 0,02% und wurde vernachlässigt. Als Bereitstellungssystem für diese mechanische Energie dient ein Dieselmotor. 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 150 m3 Erdölgas je geförderte Tonne Rohöl angesetzt. Ein Teil des Erdölgases wird gefasst und weitergenutzt, der Rest abgefackelt. 12,5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 97% (nach #3) abgefackelt. Dies ergibt direkte Emissionen aus der Fackel von 8 kg/TJ für CH4 bzw. 5 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 1.189 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,15% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 3 kg/TJ CH4 und 2 kg/TJ an NMVOC. Ergänzend wurde auch der Explorationsaufwand nach #2 angesetzt: Bohrbedarf 0,003 m/t Öl. Aufwand je m Bohrung: 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 1228 kg/TJ an CO2, 10,8 kg/TJ an CH4 und 6,8 kg/TH 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
ertiäre 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: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% 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 liegt nach #1 bei 0,11% 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 0,2% 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: 2000 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Förderung von Ölsänden: Oberflächennahe Ölsande werden mit Baggern und Ladern abgebaut, mit warmem Wasser zu einem Slurry gemischt und zu Extraktionsanlagen gepumpt. Extraktion: Die Slurry wird durch Flotation aufgespalten. Das aufschwimmenden Bitumen wird abgetrennt, mit Naphtha (Rohbenzin) verdünnt und in Zentrifugen weiter aufgespalten. Abschließend wird das Naphtha abgetrennt und rückgeführt. Upgrading: Das Bitumen wird in einem Coker oder Hydrocraker thermisch in eine Gasfraktion, Naphtha und Gasöl (Mitteldestillat; Vorprodukt für Diesel, Kerosin, leichtes Heizöl) gespalten. Die Gase werden als Brennstoff genutzt, Naphtha und Gasöl zu einem leichten Syncrude gemischt, das in Raffinerien vor Ort oder nach einem Pipelinetransport zu im Prinzip jedem Mineralölprodukt verarbeit werden kann. Alle Daten für diesen Datensatz sind aus #1 entnommen. Die wesentlichen Quellen dieser Auswertung sind Umweltbericht zwei großer kanadischer Ölsandförderer [Suncor, Syncrude]. Ein Unternehmen betreibt nur Tagebau, das andere Tagebau und In-Situ-Extraktion. Die an sich umfangreichen Daten beziehen sich allerdings für beide Unternehmen nur auf die gesamten Prozessketten ohne Differenzierung Förderung - Bitumenextraktion/abtrennung - Upgrading und ohne Differenzierung Tagebauch / In-Situ-Extraktion. Damit ist auch hier eine entsprechende Differenzierung der Rechenwert nicht möglich. Es werden daher Rechenwerte für eine generische Bereitstellung von SynCrude abgeleitet. Beide Quellen enthalten Jahreswerte (bzw. entsprechend umrechenbare Tageswerte) zu Produktionsmenge, Emissionen, Wasserverbrauch, Flächenbelegungen, Reststoffmengen, Kosten und Personaleinsatz, jeweils für mehrere Jahre. Als Rechenwerte für 2005 werden die Mittelwerte beider Unternehmen ausgewiesen. Die Mittelung über eine - begrenzte - Anzahl von Jahren ist sinnvoll, da fast alle Zeitreihen Sprünge aufweisen. Einige dieser Sprünge sind in den gut dokumentierten Berichten erläutert. Hintergründe sind Ereignisse die sinnvollerweise auf mehrere Jahre abgeschrieben werden sollten. Auch für nicht erläuterte Sprünge kann von einer Wiederholung ausgegangen werden, was ebenfalls eine Mittelung sinnvoll macht. Materialvorleistungen: Nach ecoinvent [2004] für Ölförderung. Auslastung: 7884h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 199920000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2005 Lebensdauer: 20a Leistung: 30000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Generischer Abbau von Energieträgern ohne Umwelteffekte, dient als "fiktive" Vorkette für Prozesse, die nur "direkt" bilanziert werden. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 100000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 2000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
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
offshore gas extraction, direct emissions of CH4 from venting/leackage Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 1000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2010 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 90,2% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Aufkommen von Rohöl in Bolivien, Daten nach #1