Xtra-onshore-sekundär\Öl-roh-DE-2005

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 30.06.2010 12:24:48
Sprache Deutsch
Ortsbezug Deutschland
Technologie Abbau-Energie-Ressourcen
Technik-Status Bestand
Zeitbezug 2005
Produktionsbereich 11 Gewinnung von Erdöl und Erdgas, Erbringung damit verbundener Dienstleistungen
SNAP Code 5.2 Förderung, Erstbehandlung und Umschlag flüssiger Brennstoffe
GUID {883369D7-8B1B-4073-8EEB-AF19BCD9880B}

Verknüpfungen

Produkt liefernder Prozess Bedarf   Transport mit Länge
Primärinput
Erdöl
Aufwendungen zur Herstellung
Stahl Metall\Stahl-mix-DE-2005 57,000000 kg/kW
Zement Steine-Erden\Zement-DE-2005 49,000000 kg/kW
Hilfsenergie
mechanische Energie Dieselmotor-DE-2005 800,00*10-6 MWh/MWh
Elektrizität El-KW-Park-DE-2005 4,0000*10-3 MWh/MWh
Prozesswärme Öl-schwer-Kessel-DE-2005 5,0000*10-3 MWh/MWh
Hauptoutput
Öl-roh

Kenndaten

Leistung 1,50000*106 kW
Auslastung 7,00000*103 h/a
Lebensdauer 25,000000 a
Flächeninanspruchnahme 15,0000*103 m²
Beschäftigte 0,0000000 Personen
Nutzungsgrad 100,00000 %
Leistung von 1,00000*106 bis 20,0000*106 kW
Benutzung von 3,50000*103 bis 8,40000*103 h/a
Ertrag 10,5000*106 MWh/a
Ertrag (Masse) 945,000*106 kg/a
Ertrag (Trockensubstanz) 935,550*106 kg/a

Direkte Emissionen

CO2-Äquivalent 1,8846000 kg/MWh
NMVOC 5,7600*10-3 kg/MWh
CO2 1,6236000 kg/MWh
CH4 10,440*10-3 kg/MWh

Kosten

Festgelegte Erzeugniskosten 10,052637 €/MWh

Kommentar

Sekundäre Onshore-Ölförderung in Deutschland, 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 0,08% 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. 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. 5% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 1 kg/TJ für CH4 bzw. 1 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 256 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 1 kg/TJ CH4 und 1 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 2,9 kg/TJ an CH4 und 1,6 kg/TJ an NMVOC.