Athabasca-Ölsande

Ölsandlagerstätten gibt es auf der ganzen Welt, die größten befinden sich in Venezuela und Alberta. Die Ölsandvorräte könnten rund zwei Drittel der weltweiten Öl-Reserven ausmachen.

Moleküle teils hydrophil teils aber auch hydrophob sind. Navigation Hauptseite Themenportale Zufälliger Artikel. Navigation Hauptseite Themenportale Zufälliger Artikel.

Inhaltsverzeichnis

Ölsandlagerstätten gibt es auf der ganzen Welt, die größten befinden sich in Venezuela und Alberta. Die Ölsandvorräte könnten rund zwei Drittel der weltweiten Öl-Reserven ausmachen.

Durch Kontakt des Rohöls mit Sauerstoff und den Verlust der leicht flüchtigen, kurzkettigen Bestandteile ist das ursprünglich relativ niedrigviskose Öl auf natürliche Weise in zähes Bitumen umgewandelt worden.

Das Öl ist entweder direkt aus dem Muttergestein bis in oberflächennahe Sedimente migriert oder stammt aus einer Primärlagerstätte unterhalb des Ölsandvorkommens. Einige Ölsande könnten allerdings auch direkt aus organikreichen, sandigen Sedimenten entstanden sein und gehörten demnach zu einer eigenständigen Form von Kohlenwasserstofflagerstätten.

Die Mineralfraktion besteht überwiegend aus Quarz, zu geringeren Anteilen auch aus anderen Mineralen, z. Ölsand ist jedoch ein Gemisch aus verschiedensten Stoffen, deren Oberflächen bzw. Moleküle teils hydrophil teils aber auch hydrophob sind. Indes gibt es bislang keinen direkten Nachweis, dass zwischen Bitumen und Mineralkörnern tatsächlich solche Wasserfilme existieren.

War der Sedimentkörper vor der Imprägnation mit Öl wassergesättigt, bliebe aufgrund der Hydrophilie der Quarzkörner Wasser auf den Kornoberflächen zurück.

Auch nachträglich in den Ölsand eingedrungenes Wasser würde sich aufgrund der Hydrophilie der Quarzkörner an jene anlagern. Die Ölsandvorräte könnten rund zwei Drittel der weltweiten Öl-Reserven ausmachen. Die technisch förderbaren Reserven im Orinoco-Schwerölgürtel werden auf Milliarden Barrel geschätzt. Dies sind unter anderem die sogenannten Athabasca-Ölsande. Die Auswahl des Gewinnungsverfahrens erfolgt nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten. Der Hauptfaktor dabei ist die Deckgebirgsmächtigkeit.

Oberflächennahe Ölsandlagerstätten können im Tagebau gewonnen werden, ganz ähnlich wie die Braunkohle in Deutschland. Bei im Tagebau gewonnenem Ölsand muss die Kohlenwasserstofffraktion nachträglich von der Mineralfraktion getrennt werden. Bei Lagerstätten, die sich zu tief unter der Oberfläche befinden, um im Tagebau ausgebeutet zu werden, kommen sogenannte In-situ -Verfahren zum Einsatz.

Die In-situ-Techniken funktionieren alle nach dem gleichen Prinzip: Die langkettigen werden in kurzkettigere Kohlenwasserstoffe aufgespalten. Die folgende Auflistung enthält eine Auswahl von mehr oder weniger häufig bei der Förderung von Bitumen und natürlichem Schweröl angewendeten In-situ-Verfahren.

Durch den horizontalen Endabschnitt einer Bohrung wird Wasserdampf in die Lagerstätte gepresst. Der technische Vorgang des Einpressens wird auch Injektion genannt und die entsprechende Bohrung wird daher als Injektionsbohrung bezeichnet. Die zähen Kohlenwasserstoffe werden durch die Hitze dünnflüssiger und, da sie schwerer als der Wasserdampf sind, in tiefere Bereiche des Reservoirs verdrängt.

Von dort werden sie über eine zweite Bohrung mit ebenfalls horizontalem Endabschnitt, die sogenannte Förderbohrung, zur Oberfläche abgepumpt.

Schweröl und Wasser abgepumpt. Danach wird der Förderzyklus von neuem begonnen. Hierbei wird über die vertikale Injektionsbohrung Luft oder Sauerstoff in die Lagerstätte gepresst.

Entweder entzündet sich ein Teil der leicht entflammbaren Fraktion des Bitumens bzw. Schweröls von selbst oder wird mit einem Brenner entzündet. Durch fortgesetztes Einpressen von Luft bzw. Das durch die Hitze mobilisierte Bitumen bzw. Schweröl vor der Brandfront wird über die Förderbohrung abgepumpt. Dieses Verfahren wird bislang noch nicht zur kommerziellen Förderung eingesetzt. Zudem sorgt das Lösungsmittel für die Abscheidung von Asphaltenen , besonders langkettigen Verbindungen aus der Kohlenwasserstofffraktion, wodurch auch bei diesem Verfahren zumindest ein Teil des Upgradings bereits während der Förderung vorweggenommen wird.

Als Lösungsmittel fungiert primär Propan , da es sehr billig ist. Weil sich Propan jedoch unter den Druckbedingungen, die in den meisten Lagerstätten herrschen, verflüssigt, muss es mit einem weiteren, unter Lagerstättenbedingungen nicht-kondensierenden Gas Methan, Ethan, Stickstoff oder Kohlendioxid gemischt werden. Die Auswahl des Gewinnungsverfahrens erfolgt nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten. Der Hauptfaktor dabei ist die Deckgebirgsmächtigkeit. Oberflächennahe Ölsandlagerstätten können im Tagebau gewonnen werden, ganz ähnlich wie die Braunkohle in Deutschland.

Bei im Tagebau gewonnenem Ölsand muss die Kohlenwasserstofffraktion nachträglich von der Mineralfraktion getrennt werden. Bei Lagerstätten, die sich zu tief unter der Oberfläche befinden, um im Tagebau ausgebeutet zu werden, kommen sogenannte In-situ -Verfahren zum Einsatz. Die In-situ-Techniken funktionieren alle nach dem gleichen Prinzip: Die langkettigen werden in kurzkettigere Kohlenwasserstoffe aufgespalten.

Die folgende Auflistung enthält eine Auswahl von mehr oder weniger häufig bei der Förderung von Bitumen und natürlichem Schweröl angewendeten In-situ-Verfahren. Durch den horizontalen Endabschnitt einer Bohrung wird Wasserdampf in die Lagerstätte gepresst.

Der technische Vorgang des Einpressens wird auch Injektion genannt und die entsprechende Bohrung wird daher als Injektionsbohrung bezeichnet. Die zähen Kohlenwasserstoffe werden durch die Hitze dünnflüssiger und, da sie schwerer als der Wasserdampf sind, in tiefere Bereiche des Reservoirs verdrängt.

Von dort werden sie über eine zweite Bohrung mit ebenfalls horizontalem Endabschnitt, die sogenannte Förderbohrung, zur Oberfläche abgepumpt. Schweröl und Wasser abgepumpt. Danach wird der Förderzyklus von neuem begonnen. Hierbei wird über die vertikale Injektionsbohrung Luft oder Sauerstoff in die Lagerstätte gepresst. Entweder entzündet sich ein Teil der leicht entflammbaren Fraktion des Bitumens bzw. Schweröls von selbst oder wird mit einem Brenner entzündet.

Durch fortgesetztes Einpressen von Luft bzw. Das durch die Hitze mobilisierte Bitumen bzw. Schweröl vor der Brandfront wird über die Förderbohrung abgepumpt.

Dieses Verfahren wird bislang noch nicht zur kommerziellen Förderung eingesetzt. Zudem sorgt das Lösungsmittel für die Abscheidung von Asphaltenen , besonders langkettigen Verbindungen aus der Kohlenwasserstofffraktion, wodurch auch bei diesem Verfahren zumindest ein Teil des Upgradings bereits während der Förderung vorweggenommen wird.

Als Lösungsmittel fungiert primär Propan , da es sehr billig ist. Weil sich Propan jedoch unter den Druckbedingungen, die in den meisten Lagerstätten herrschen, verflüssigt, muss es mit einem weiteren, unter Lagerstättenbedingungen nicht-kondensierenden Gas Methan, Ethan, Stickstoff oder Kohlendioxid gemischt werden.

Zusätzlich kann auch noch Wasserdampf in die Lagerstätte injiziert werden, um den Lösungsvorgang zu beschleunigen. Im Tagebau geförderter Ölsand muss in mehreren Schritten behandelt werden um das Bitumen von den mineralischen Bestandteilen zu trennen.

Daraus resultiert eine Art zäher Ölschlamm engl.: In moderneren Anlagen erfolgt dieser Arbeitsschritt innerhalb sogenannter Hydrotransport-Pipelines zwischen dem Tagebau und dem Betrieb, in dem die weitere Extraktion erfolgt. Bei dieser gravitativen Trennung des mit Luft versetzten Bitumenschlamms sammelt sich in kurzer Zeit ca. Diese werden der sekundären Separation zugeführt, bei der durch Einblasen von Luft wiederum Bitumenschaum und Tailings entstehen.

Danach wird das Bitumen mit Naphtha verdünnt und mittels Schrägtisch-Separatoren und Zentrifugen vom Wasser und den restlichen mineralischen Bestandteilen befreit.

Grundsätzlich wird hierbei die Aufspaltung der langkettigen Kohlenwasserstoffe durch Temperatur, Katalysatoren, Wasserstoff-Zugabe oder Kohlenstoffabscheidung zur Erhöhung des Wasserstoff-zu-Kohlenstoff-Verhältnisses angestrebt. Da nach Überschreiten des globalen Ölfördermaximums die Kapazität der herkömmlichen Ölquellen zurückgeht, werden nichtkonventionelle Ölressourcen wie Ölsand künftig zunehmend zur Ölgewinnung herangezogen werden.

Viele Experten bezweifeln jedoch, dass durch die Förderung von Ölsanden der zu erwartende Förderrückgang des konventionellen Öls ausgeglichen werden kann. Allerdings ist die Gewinnung aus Ölsand nicht äquivalent zur Förderung konventionellen Erdöls, denn verglichen mit anderen Erdölfördermethoden weist der Abbau von Ölsanden einen deutlich geringeren Erntefaktor auf. Der Erntefaktor liegt demnach nur bei 3 bis 4.