Erdgasbedarf und Problematik bei Ã-lgewinnung aus Teersanden

verfasst von Sorrento, 08.04.2004, 10:22

-->> Allerdings wird für die Teersandförderung eine Unmenge an Erdgas benötigt- momentan bis zu 1/3 der Energiemenge des geförderten Ã-ls!
><font color=#0000FF>Wieso eigentlich? Wird das Erdgas für die Förderung von Ã-l-/Teersänden selbst benötigt oder nicht vielmehr für irgendeine spätere Aufbereitung bzw. die Extraktion des Erdöls daraus? Wie muß man sich das technisch vorstellen?</font>


Hallo Fridolin,

erstmal möchte ich ein Zitat vorbringen, was die Dringlichkeit neuer Ã-lquellen und -förderarten bedingt:

"We estimate that world oil and gas production from existing fields is declining at an average rate of about 4 to 6 percent a year. To meet projected demand in 2015, the industry will have to add about 100 million oil-equivalent barrels a day of new production. That’s equal to about 80 percent of today’s production level. In other words, by 2015, we will need to find, develop and produce a volume of new oil and gas that is equal to eight out of every 10 barrels being produced today."
Jon Thompson
President of ExxonMobil Exploration Company
(The Lamp ExxonMobile Vol. 85, No. 1, 2003)

Als Zaubermittel wird hier immer von den unglaublichen Mengen an Teersanden geredet, die es gibt, vor allem in Alberta/Kanada. Hören wir uns mal an, wie das dort prozestechnisch vonstatten geht:


Although the size of the deposit is huge, the extraction rate is very low, yielding a low net energy contribution and carrying heavy environmental costs. The deposits consist of sands impregnated with bitumen, which are subject to “surface-mineable” or “in-situ” extraction methods.

The surface-mining recovery method involves massive excavation, needed to remove the overburden and reach the oilsand, which is then subjected to steam or hot water treatment and centrifuging to separate the bitumen from the sand. The water, sand, fine clays and unseparated bitumen are deposited in tailing ponds. The overburden and coarse sand from the tailing ponds is stockpiled for later reclamation or used to build pond dykes.

The deposits are not homogenous with subtle variations that make a big difference to the extraction viability. So far the maximum overburden thickness that can be removed economically is about 70 metres and only the more favourable sites have been developed.

The in-situ recovery method is used where the oilsand occurs below 50 metres of overburden. This requires a technique of slant drilling two boreholes into the deposits, drilling through the overburden, then turning horizontally into the oilsand layer. One borehole allows steam injection from the horizontal section of the borehole into the oilsand to mobilise the bitumen for recovery through a second horizontal borehole below the first, bringing it to the surface. Natural gas is also injected to reduce the density of the bitumen as an aid to recovery through the return borehole. This is known as Steam-assisted Gravity Drainage (SAGD) and is being applied in four new locations. Other in-situ techniques under development are cyclic steam stimulation (CSS), pressure cyclic steam drive (PSCD) and pulse technology and vapour recovery extraction (VAPEX).

The bitumen has then to be diluted for pumping to plants for processing into synthetic crude oil or for direct use as bitumen. The diluent is recovered and recycled, and the bitumen is “coked” or hydrogenated to obtain lower carbon molecules. It is then desulphurised to form a"sweet" crude for normal refining.

The surface-mining method leaves a devastated landscape requiring reclamation. One of the major producers, Syncrude, in its sustainability report for 2002 indicates that of an area of land cleared each year only 16% is being reclaimed, adding 1000 hectares each year to a legacy, which at the end of the project will require considerable energy to restore, when none may be available. The report also shows that of the energy gained in the synthetic crude oil produced, 26% is used in the extraction process in the form of natural gas, coke, diesel, electricity, jet fuel, petrol and propane. If the energy required to restore the unreclaimed land is taken into account, then in the excavation method around one-third of the net-energy in the synthetic crude oil is lost.

The in-situ steam-assisted gravity drainage recovery method also involves an energy loss. The recovery of the bitumen and its upgrading to synthetic crude oil requires an input of natural gas, which is used for steam generation, as uplifting gas to aid flow in the return borehole and for the production of hydrogen for hydro-treatment.

To this must be added further gas for electricity generation, requiring a total of around 30% of the net-energy in the synthetic crude oil, currently supplied in natural gas.

Both the mining and in-situ recovery methods require considerable quantities of water. (Three barrels of water are required to produce one barrel of bitumen.) The occurrence of droughts has required operators to re-use some for process hot water, but water supplies are likely to remain problematic.




Das ganze wird also nicht nur durch die Gasvorkommen, sondern auch durch die Verfügbarkeit von Prozesswasser limitiert. Was das bedeutet, wird im weiteren erläutert:


However, the synthetic crude oil produced from this estimated 174 Gb of recoverable bitumen will be limited by the amount of natural gas available. Of the energy in the synthetic crude oil produced 30 % is required in the recovery of the bitumen and for its upgrading. [Und momentan werden ja nur die am leichtesten zugänglichen Vorkommen gefördert, das ganze wird also noch steigen bzw. die Enrgienettoförderung wird weiter sinken!]

If this energy is obtained solely from natural gas (as it is at present), the recovery of 174 Gb of synthetic crude oil would consume 30% of its energy in natural gas, which is around 8.35 tm3 (trillion cubic metres)...

The above shows the fragility of Canada’s natural gas supplies, supplying the USA with 65% more than its own consumption. Demand for natural gas in North America is set to rise in line with economic growth, bringing the future of gas supplies sharply into focus.

This is leading to a growing dependence on imported liquid natural gas from projects such as Shell’s Sakhalin venture in Eastern Russia. Shell’s project involves a pipeline from the gas field to an ice-free harbour, cryogenic liquefaction for transport in special gas tanker ships and off-loading and gasification facilities on the American West coast.

In consequence of this complexity, the delivery costs will raise the price of networked gas when supplemented by liquid natural gas. But of more significance is that as supplies of crude oil decline, natural gas would be better employed in producing liquid fuels directly in gas-to-liquids processes.

The global industry is turning to natural gas for synthesis of petrol, diesel and jet fuel. Indigenous gas production will be supplemented by importing liquid natural gas: to use some of this to extract bitumen from underground and upgrade it to synthetic crude oil for subsequent refining into liquid fuels, rather than convert the gas directly to liquid fuels does not seem to be optimal.

Assuming that 10% of the USA and Canada’s remaining natural gas could be earmarked for oilsands synthetic crude oil extraction, i.e., 0.69 tm3 - only 14.4 Gb of synthetic crude oil could be extracted from the oilsands reserves by its use. For comparison, the USA, Canada and Mexico together consumed 8.6 Gb of crude oil in 2002 - i.e., the recoverable oilsands synthetic crude limited by gas availability would provide only 1 ½ year's crude oil consumption in the North American market.


Quelle, dort zu finden unter Punkt 298)


Gruß,
Sorrento

P.S: Zu Ã-lsanden noch was eher allgemeines:

n der Praxis sind die Unterschiede zwischen der heutigen Erdölförderung und der Gewinnung von Ã-l aus unkonventionellem Ã-l bedeutend. Ã-konomen ignorieren diesen Unterschied meist und meinen, daß bei steigenden Preisen der eine Rohstoff gleitend durch den anderen bei gleichbleibender Qualität ersetzt werden kann.

Während heute ein Ã-lfeld quasi durch"anstechen" an einem oder mehreren Punkten ausgebeutet wird, so erfordert unkonventionelles Ã-l sehr viel aufwendigere Methoden, da es an Teersande oder Ã-lschiefer gebunden ist. So ähnelt der Abbau dieser Ã-lsande eher dem Kohletagebau als einem Ã-lförderturm.

Jeder Kubikmeter Teersand oder Ã-lschiefer muß abgebaut, bewegt, ausgepresst und wieder verbracht werden. Wollte man bis zum Jahr 2020 den Anteil an konventionellem Ã-l fördern, den die IEA in ihrem World Energy Outlook für notwendig hält (21,5 Mio. Barrel pro Tag), so würden riesige Abbauflächen entstehen, die die Landschaft nachhaltig verändern würden.

Da auch der Energieaufwand der Förderung gegenüber heute beträchtlich höher liegt, sinkt die nutzbare Energieausbeute sehr stark. Nur ein Prozent des unkonventionellen Ã-ls hat eine Ergiebigkeit von etwa hundert Litern Ã-l pro Kubikmeter Erde, während fünfundachtzig Prozent weniger als vierzig Liter Ã-l pro Kubikmeter Erde enthalten. Dies entspricht einem Ã-lgehalt von weniger als vier Volumenprozent. Hier werden ebenfalls gerne die Gestehungskosten auf der Basis heutiger Energiepreise berechnet. Diese erhöhen sich jedoch beim Übergang zu nichtkonventionellem Ã-l.

Darüber hinaus wird die Gewinnung dieses Ã-ls mit wesentlich höheren CO2-Emissionen erkauft werden als heute.

Dr. Karl Hiller, von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, hat es unserer Meinung nach sehr treffend formuliert:"It is very hard to imagine that non-conventional oil will be able to fill the gap".

Heute werden etwa 5-8 % des weltweiten Ã-lbedarfs durch nichtkonventionelle Ã-lproduktion bereit gestellt. Diese nutzt die am leichtesten erschließbaren Vorkommen. Daß diese Vorkommen heute wirtschaftlich genutzt werden können, sollte einen nicht darüber hinweg täuschen, daß diese günstigen Lagerstätten eben sehr begrenzt sind. Eine drastische Ausweitung der Produktion stößt schnell an Grenzen

Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, 1998; IEA World Energy Outlook 1998
Quelle

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• OIL: Oel ; Huile ------- es hat gar nicht so viel! - Emerald, 08.04.2004, 07:16
  • es gibt ja die merkwürdige Geschichte des"upgradings" der Reserven, - BillyGoatGruff, 08.04.2004, 08:07
    • Ã-lsand/Teersand - Sorrento, 08.04.2004, 09:38
      • Frage: Erdgasbedarf bei Teersänden? - fridolin, 08.04.2004, 09:45
        • soviel ich weiss: Wasserdampf für Trennungsverfahren notwendig (o.Text) - BillyGoatGruff, 08.04.2004, 10:04
        • Erdgasbedarf und Problematik bei Ã-lgewinnung aus Teersanden - Sorrento, 08.04.2004, 10:22
          • Frage an den Experten: Wie steht die Kohleverflüssigung da (Sasol)? (o.Text) - BillyGoatGruff, 08.04.2004, 12:51
            • Re: Frage an den Experten: Wie steht die Kohleverflüssigung da (Sasol)? (o.Text - Sorrento, 08.04.2004, 13:49