Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre Technik in China, 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
Primäre offshore Öl-Förderung in den UDA, geschätzt nach Daten für die EU (Nordsee) nach #1 und Daten für Nordamerika in #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 werden CH4-Emissionen von 1 kg/t Öl aus diffusen Quellen (50% Minderung gegenüber 2000) berücksichtigt. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2030 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Systemraum: Exploration des Erdöls bis Transport zur Raffination Geographischer Bezug: Europa Zeitlicher Bezug: 2000 - 2004 Weitere Informationen: Betrachtung europäischer Verhältnisse anhand von Durchschnittswerten; Produktion im mittleren Osten Die Bereitstellung von Investionsgütern wird in dem Datensatz nicht berücksichtigt. Allgemeine Informationen zur Förderung und Herstellung: Art der Förderung: Rohstoff-Förderung: Saudi-Arabien 13,1% Russland 12,3% USA 8,0% Iran 5,4% China 4,7% Mexiko 4,7% Fördermenge weltweit: 3916700000t/a Reserven: 162807000000t Statische Reichweite: 41,6a
Sekundäre Onshore-Öl-Förderung in der OPEC, Energie- und Emissionsdaten nach #1, aktualisiert durch #2 und #3, inkl. Explorationsaufwand nach #2: Der Kraftbedarf für Pumpen usw. wird mit 0,4% 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
Sekundäre Offshore-Ölförderung in den USA, nach Daten aus #1 für die EU (Nordsee) und #2 für Nordamerika, 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 werden CH4-Emissionen von 2 kg/t Öl aus diffusen Quellen berücksichtigt. Auslastung: 7000h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2030 Lebensdauer: 25a Leistung: 1500MW Nutzungsgrad: 100% 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: 2015 Lebensdauer: 20a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 90,2% Produkt: Brennstoffe-fossil-Gase
Aufkommen von Rohöl in Deutschland, Daten nach #1
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
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: 2000 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 100% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
Sibirische Öl-Förderung, z.T. sekundäre/tertiäre 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.) ein um 30% sowie für den Prozesswärmebedarf der Ölaufbereitung (heater-treater) ein um 25% höherer Aufwand angenommen. Für das Begleitgas wurde angenommen, dass es auf 200 m3/t Rohöl reduziert wird und 12,5% davon mit einem Abbrand von 97% abgefackelt und 0,15% des Erdölgases als diffuse Verluste freigesetzt. Dies ergibt direkte CH4-Emissionen von 10,1 kg/TJ bzw. CO2-Emissionen von 1.585 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts aus der Fackel, die diffusen CH4-Emissionen betragen zusätzlich 4,1 kg/TJ Rohöl. 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 insgesamt direkte Emissionen an CO2 von 2236 kg/TJ und CH4 von 16,5 kg/TJ. Auslastung: 7900h/a Brenn-/Einsatzstoff: Ressourcen Flächeninanspruchnahme: 10000m² gesicherte Leistung: 100% Jahr: 2020 Lebensdauer: 25a Leistung: 1000MW Nutzungsgrad: 94,4% Produkt: Brennstoffe-fossil-Öl
