Xtra-onshore-tertiär\Öl-roh-US-2030

Referenzen

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

Metadaten

Datenqualität einfache Schätzung
Dateneingabe durch Klaus Schmidt
Quelle Öko-Institut
Review Status Review abgeschlossen
Review durch Uwe R. Fritsche
Letzte Änderung 10.07.2006 09:42:12
Sprache Deutsch
Ortsbezug Vereinigte Staaten von Amerika
Technologie Abbau-Energie-Ressourcen
Technik-Status Bestand
Zeitbezug 2030
Produktionsbereich 11 Gewinnung von Erdöl und Erdgas, Erbringung damit verbundener Dienstleistungen
SNAP Code 5.2 Förderung, Erstbehandlung und Umschlag flüssiger Brennstoffe
GUID {61E059A8-31FC-4489-888C-CE5514BE0393}

Verknüpfungen

Produkt liefernder Prozess Bedarf   Transport mit Länge
Primärinput
Erdöl
Aufwendungen zur Herstellung
Stahl Metall\Stahl-mix-DE-2000 8,0000000 kg/kW
Zement Steine-Erden\Zement-DE-2000 3,0000000 kg/kW
Hilfsenergie
mechanische Energie Dieselmotor-US-2030 2,2000*10-3 MWh/MWh
Elektrizität El-KW-Park-US-2030 4,0000*10-3 MWh/MWh
Prozesswärme Öl-schwer-Kessel-US-2030 5,0000*10-3 MWh/MWh
Prozesswärme Ölgas-Kessel-US-2000 100,00*10-3 MWh/MWh
Hauptoutput
Öl-roh

Kenndaten

Leistung 1,00000*106 kW
Auslastung 7,00000*103 h/a
Lebensdauer 25,000000 a
Flächeninanspruchnahme 5,00000*103 m²
Beschäftigte 0,0000000 Personen
Nutzungsgrad 100,00000 %
Leistung von 500,000*103 bis 2,00000*106 kW
Benutzung von 3,50000*103 bis 8,40000*103 h/a
Ertrag 7,00000*106 MWh/a
Ertrag (Masse) 630,000*106 kg/a
Ertrag (Trockensubstanz) 623,700*106 kg/a

Direkte Emissionen

CO2-Äquivalent 1,3896000 kg/MWh
NMVOC 5,7600*10-3 kg/MWh
CO2 1,2636000 kg/MWh
CH4 5,0400*10-3 kg/MWh

Kosten

Festgelegte Erzeugniskosten 10,052637 €/MWh

Kommentar

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 0,22% 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. 3% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 99,5% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 0,2 kg/TJ für CH4 bzw. 0,1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 156 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,05% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 0,2 kg/TJ CH4 und 0,3 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 1,4 kg/TJ an CH4 und 0,7 kg/TJ an NMVOC.