Xtra-onshore\Öl-roh-RU-2000

Referenzen

# 1 ÖKO 1994
# 2 ESU/PSI/BEW 1996
# 3 DGMK 1992
# 4 ÖKO 2006a
# 5 GEMIS-Stammdaten

Metadaten

Datenqualität einfache Schätzung
Dateneingabe durch Klaus Schmidt
Quelle Öko-Institut
Review Status Review abgeschlossen
Review durch Uwe R. Fritsche
Letzte Änderung 09.07.2006 15:53:31
Sprache Deutsch
Ortsbezug Russische Föderation
Technologie Abbau-Energie-Ressourcen
Technik-Status Bestand
Zeitbezug 2000
Produktionsbereich 11 Gewinnung von Erdöl und Erdgas, Erbringung damit verbundener Dienstleistungen
SNAP Code 5.2 Förderung, Erstbehandlung und Umschlag flüssiger Brennstoffe
GUID {0E0B2E05-9043-11D3-B2C8-0080C8941B49}

Verknüpfungen

Produkt liefernder Prozess Bedarf   Transport mit Länge
Primärinput
Erdöl
Aufwendungen zur Herstellung
Stahl Metall\Stahl-mix-DE-2000 180,00000 kg/kW
Zement Steine-Erden\Zement-DE-2000 175,00000 kg/kW
Hilfsenergie
mechanische Energie Dieselmotor-RU-2000 2,5000*10-3 MWh/MWh
Elektrizität El-KW-Park-RU-2000 5,0000*10-3 MWh/MWh
Prozesswärme Öl-schwer-Kessel-RU-2000 10,000*10-3 MWh/MWh
Hauptoutput
Öl-roh

Kenndaten

Leistung 1,00000*106 kW
Auslastung 7,90000*103 h/a
Lebensdauer 25,000000 a
Flächeninanspruchnahme 10,0000*103
Beschäftigte 0,0000000 Personen
Nutzungsgrad 100,00000 %
Leistung von 500,000*103 bis 2,00000*106 kW
Benutzung von 4,00000*103 bis 8,00000*103 h/a
Ertrag 7,90000*106 MWh/a
Ertrag (Masse) 711,000*106 kg/a
Ertrag (Trockensubstanz) 703,890*106 kg/a

Direkte Emissionen

CO2-Äquivalent 13,456800 kg/MWh
NMVOC 64,080*10-3 kg/MWh
CO2 10,810800 kg/MWh
CH4 105,84*10-3 kg/MWh

Kosten

Festgelegte Erzeugniskosten 10,052637 €/MWh

Kommentar

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.