Xtra-onshore-sekundär\Öl-roh-OPEC-2020

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 09:40:22
Sprache Deutsch
Ortsbezug generisch-OPEC
Technologie Abbau-Energie-Ressourcen
Technik-Status Bestand
Zeitbezug 2020
Produktionsbereich 11 Gewinnung von Erdöl und Erdgas, Erbringung damit verbundener Dienstleistungen
SNAP Code 5.2 Förderung, Erstbehandlung und Umschlag flüssiger Brennstoffe
GUID {923697B8-022F-4194-B65C-4C0CE9AC4105}

Verknüpfungen

Produkt liefernder Prozess Bedarf   Transport mit Länge
Primärinput
Erdöl
Aufwendungen zur Herstellung
Stahl Metall\Stahl-mix-DE-2000 60,000000 kg/kW
Zement Steine-Erden\Zement-DE-2000 52,000000 kg/kW
Hilfsenergie
mechanische Energie Dieselmotor-OPEC-2020 4,0000*10-3 MWh/MWh
Prozesswärme Öl-schwer-Kessel-OPEC-2020 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 4,1580000 kg/MWh
NMVOC 14,040*10-3 kg/MWh
CO2 3,6000000 kg/MWh
CH4 22,320*10-3 kg/MWh

Kosten

Festgelegte Erzeugniskosten 10,052637 €/MWh

Kommentar

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. 10% dieser Erdölgasmenge werden mit einem Abbrand von 98% abgefackelt. Dies er­gibt direkte Emissionen aus der Fackel von 4 kg/TJ für CH4 bzw. 3 kg/TJ für NMVOC, die CO2-Emissionen der Fackel betragen 961 kg/TJ des geförderten Rohöl-Heizwerts. Zusätzlich werden diffuse Emissionen von 0,1% des Begleitgases als Verluste berücksichtigt, dies sind 2 kg/TJ CH4 und 1,3 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 6,2 kg/TJ an CH4 und 3,9 kg/TJ an NMVOC.