Studium, Ausbildung und Beruf
 StudiumHome   FAQFAQ   RegelnRegeln   SuchenSuchen    RegistrierenRegistrieren   LoginLogin

Vergleich zwischen Erdgas und Erdöl
Neues Thema eröffnen   Neue Antwort erstellen
Foren-Übersicht -> Chemie-Forum -> Vergleich zwischen Erdgas und Erdöl
 
Autor Nachricht
Gast







BeitragVerfasst am: 11 Apr 2005 - 18:27:46    Titel: Vergleich zwischen Erdgas und Erdöl

Hallo,

ich habe da mal eine Frage.

Vergleichen Sie Erdöl und Erdgas miteinander. Was haben sie gemeinsam, worin unterscheiden sie sich?


Würde mich freuen, wenn mir jemand Helfen kann,

viele Grüße

Hacky
TomOne
Newbie
Benutzer-Profile anzeigen
Newbie


Anmeldungsdatum: 17.04.2005
Beiträge: 9

BeitragVerfasst am: 17 Apr 2005 - 14:25:32    Titel: hier

Erdöl und Erdgas



Wir alle haben direkt und indirekt mit dem Mineralöl zu tun. Wir fahren in einem Kraftwagen, wir brauchen Arzneien, Kosmetika, Haushaltsgegenstände aller Art aus Kunststoff, wir brauchen Mineralöl zur Erzeugung von Wärme und Energie, als Schmierstoff zum Schutz der Maschinen. Überall ist das Mineralöl dabei. Es ist zur Zeit aus unserem Leben nicht mehr wegzudenken. Woher kommt dieser lebenswichtige Stoff? Wie entstehen die Produkte, die uns helfen, besser und bequemer zu leben? Dies aufzuzeigen, ist der Sinn der folgenden Seiten über das Suchen, Fördern und Verarbeiten von Erdöl und Erdgas.

Das Erdöl hat in der zweiten Hälfte unseres Jahrhunderts eine solche weltwirtschaftliche Bedeutung erlangt, daß wir Ihnen zunächst etwas über seine Vorgeschichte sagen möchten. Bereits vor Jahrtausenden haben Chinesen, Ägypter und Assyrer und später auch die Römer aus dem Boden austretendes Erdöl als Heil- und Beleuchtungsmittel verwendet. Auch bei uns in Deutschland war schon um das Jahr 1400 Erdöl bekannt. In der Nähe des Tegernsees wurde das in kleinen Mengen austretende Erdöl von den Mönchen unter dem Namen St.-Quirinus-ÖI zu Heilzwecken benutzt. Jahrhunderte hindurch wurde das Erdöl in technisch sehr primitiver Form gewonnen und verarbeitet. Erst mit Beginn der Industrialisierung erkannte man die überragende Bedeutung des Erdöls.

Die Geschichte der Mineralölindustrie begann um die Mitte des vorigen Jahrhunderts, als im Jahre 1859 der Amerikaner Edwin L. Drake in der Nähe von Titusville in Pennsylvanien eine Bohrung niederbrachte, die in einer Tiefe von 67 ft. (ca. 20 m) Erdöl antraf. In Deutschland hatte man bereits im Jahre 1858- erfolglos - in Wietze bei Celle nach Erdöl gebohrt. Erst im Jahre 1876 konnte die erste systematische Erdölproduktion in Wietze aufgenommen werden. In der Welt nahm die Erdölproduktion einen sprunghaften Anstieg. Betrug die Welterdölförderung im Jahre 1860 erst rund 70.000 t, so war sie im Jahre 1900 schon auf 21 Mio t angewachsen. Von diesem Jahre an stieg sie - angeregt durch die Erfindung der Otto- und Dieselmotoren - auf Grund der Entdeckung neuer, reichhaltiger Erdölvorkommen in aller Welt bis zum Jahre 1930 auf 200 Mio. t. Im Jahre 1960 überschritt sie zum ersten Male die Milliardengrenze und hat sich in dem Jahrzehnt von 1960 bis 1969 mehr als verdoppelt. 1979 erreichte die Welterdöl-Förderung den Rekordstand von 3,191 Mrd t, sank dann bis 1982 wieder auf 2,8 Mrd t.

Die großen Erdölvorkommen liegen auf der nördlichen Hälfte des Erdballs. Amerika hat seine Vorkommen vor der Küste des Golfs von Mexiko, in den Staaten Texas, Louisiana, Oklahoma bis zu den großen Seen und im Westen entlang den Gebirgszügen der Rocky Mountains bis hinauf nach Alaska. Weitere Fördergebiete gibt es in Kalifornien an der Pazifischen Küste, in Mexiko und in Südamerika in den Küstenprovinzen Venezuelas, in Peru und in Argentinien. In Asien finden wir die größten Vorkommen in den Ländern des Nahen Ostens, in China sowie in Indonesien. Im asiatischen Teil der Sowjetunion wurden ebenfalls große Ölgebiete in Sibirien und Kasachstan entdeckt. In den sechziger Jahren ist Afrika zu einem der großen Erdöl-Produzenten geworden. Hier trägt vor allem die Produktion Libyens und Nigerias zur Deckung des deutschen Bedarfs bei. Europa galt vor Entdeckung der Vorkommen in der Nordsee immer als wenig ölhöffiges Gebiet im Vergleich zu den anderen genannten Kontinenten. Die Erdölvorkommen von Rumänien und Baku waren längere Zeit die bedeutendsten. Weitere europäische Vorkommen wurden im Wiener Becken und in Galizien entdeckt. Zu dem ältesten deutschen Ölfeld Wietze kamen in den folgenden Jahrzehnten die Felder Eddesse-Ölheim (1880), Nienhagen (1889), Oberg (1919) und Reitbrook (1937) hinzu. Der zweite Weltkrieg unterbrach die stetige Entwicklung der deutschen Erdölgewinnung, die von 174.000 t im Jahre 1930 auf 552.000 t im Jahre 1938 angestiegen war. Während des Krieges wurde die Produktion in Deutschland in verschiedenen Feldern so übersteigert, daß sich dies nachteilig auf die spätere Förderung auswirkte.

Materialknappheit und unmoderne Geräte hemmten in den ersten Jahren nach dem Kriege eine gesunde Entwicklung der deutschen Ölgewinnungsindustrie. In den fünfziger Jahren konnte sie durch eine Modernisierung der notwendigen geophysikalischen Geräte, der Bohrwerkzeuge und der Fördereinrichtungen - nicht zuletzt mit Hilfe amerikanischer Apparaturen - soweit vorangetrieben werden, daß die Erschließung und Ausbeute immer tiefer aufgefundener Lagerstätten möglich geworden ist. So konnte die deutsche Erdölförderung von 547.000 t im Jahre 1945 auf rund 8 Mio. t im Jahre 1968 gesteigert werden. Die natürliche Erschöpfung der älteren Erdölfelder in der Bundesrepublik hat seitdem zu einem Rückgang der Förderung geführt, der durch die höhere Ausbeute einiger jüngerer Felder, sowie durch Anwendung sekundärer Fördermethoden nicht ganz wettgemacht werden konnte. 1982 erreichte die Förderung nur noch rund 4,3 Mio. t. Sie genügt aber schon lange nicht mehr, um den in den letzten zwanzig Jahren ungeheuer gestiegenen Gesamtbedarf der Bundesrepublik an Mineralöl zu decken.

In den sechziger Jahren ist die Erdgasförderung von wachsender Bedeutung für die deutsche Energieversorgung geworden. Rund 17 Mrd. Nm (Nomalkubikmeter) wurden 1982 in der Bundesrepublik gefördert. Damit ist einheimisches Erdgas zu einem wichtigen Energieträger geworden, der - zusammen mit Erdgasimporten aus den Niederlanden, der UdSSR' und der Nordsee - einen wachsenden Anteil des Bedarfs in Industrie.



DIE ENTSTEHUNG DES ERDÖLS



Seit dem Präkambrium gibt es tierisches Leben auf der Erde, wenn auch anfangs nur in den primitiven Formen vonWeichtieren ohne Schalen oder sonstige Gerüste. Seit dem Kambrium hat es sich jedoch sehr rasch zu einer größeren Zahl höherer Formen weiterentwickelt.

Alle Wahrscheinlichkeit spricht dafür, daß es dieses Leben von Anfang an auch an den Meeresoberflächen gegeben hat, und zwar in Gestalt zahlreicher Formen primitiver Organismen. Dieses Plankton wird oft mit einer gehaltvollen Suppe verglichen, zahlreich sind die winzigen Organismen, über deren Zuordnung zum Tier- oder Pflanzenreich man streiten kann. Über geologische Zeiträume hinweg hat hier somit auch ein ständiger ,,Regen" von abgestorbenen Organismen zu Ablagerungen von organischem Material, vermischt mit meist tonigem Sediment, geführt.

Das Meerwasser enthält fast überall größere Mengen Sauerstoff in gelöster Form, so daß der größte Teil des organischen Materials oxidiert wurde, ehe es den Meeresboden erreichte. Wenn zuviel organisches Material anfällt oder das Wasser nicht genug bewegt und durchlüftet ist, kann die Sauerstoffmenge unzureichend sein. In solchen Fällen vermögen bestimmte Bakterien, die für ihren Stoffwechsel keinen Sauerstoff benötigen. die organische Materie soweit umzuwandeln. daß daraus später Erdöl entstehen kann.

Die fortgesetzte Sedimentation aus klastischem und organischem Material bewirkt letztlich eine Verdichtung des ursprünglichen Sandes, Tones und Kalkes zu Sandstein, Tonstein und Kalk. Solche Gesteine bezeichnet man als Erdölmuttergesteine. Üblicherweise sind damit schwarze Schiefer oder bituminöse Kalksteine gemeint. Tatsächlich enthalten jedoch alle Sedimentgesteine organisches Material, und man kann darüber streiten, ob das Erdöl ausschließlich aus besonderen Muttergesteinen stammt oder ob es - zumindest teilweise - in dem Gestein entstanden ist, in dem es gefunden wird.

Eine andere Form der Kohlenwasserstoffe stellt das Erdgas dar. Es entsteht zum Beispiel als Endprodukt aus Erdölmuttergesteinen, die extrem hohen Drucken und Temperaturen ausgesetzt wurden, so daß die Erdölmoleküle weiter in kleinste Bestandteile, das Methan, zerlegt wurden. Der größere Teil des Erdgases ist jedoch aus Kohle oder kohleführenden Gesteinen entstanden. So wie aus der Steinkohle in den Koksbrennereien bei etwa 800 0 C Koks und - als Nebenprodukt - Gas gewonnen werden können, so stellt auch die Natur Erdgas her. Der Prozeß, der bei Temperaturen ab etwa 50°C und Drücken, die rund 500 Meter Tiefe (50 bar) entsprechen, beginnt, führt einerseits zu immer höherwertiger Steinkohle und andererseits zu Erdgas. Bei den genannten ,,milden" Bedingungen müssen allerdings geologische Zeiträume von vielen Millionen Jahren zur Verfügung stehen, um nennenswerte Mengen Erdgas entstehen zu lassen.

Wir finden heute das Erdöl wie auch das Erdgas in den kleine und kleinsten Poren von festem Gestein, dem gleichen Sandstein, aus dem vielleicht eine hübsche kleine Kirche oder ein großes Gebäude gebaut sein kann. Und es ist für die Beschaffenheit des Sandsteins völlig unerheblich, ob sich in seinen Poren (dem Zwischenraum zwischen den einzelnen Sandkörnern ) Wasser oder Öl (oder Gas) befindet. Auch wenn eine Lagerstätte in der Tiefe ausgefördert ist, bleibt der Sandstein (das Speichergestein) unverändert an seinem Platz. Es gibt keine "Ölseen", die man leerschöpfen kann, und es gibt auch keine Gasblasen, die man – wie einen Luftballon – "anstechen" kann.



DIE ERDÖLSUCHE



Grundlage für die Erdölsuche ist möglichst genaues Kartenmaterial. In bestimmten Gebieten (zum Beispiel Iran) kann man die Lagerung der Formationen bereits an der Erdoberfläche erkennen und bedient sich am besten der Luftbildkartierung als Grundlage der Karten. In Gebieten mit zum Teil mächtiger Überdeckung der tieferen Schichten durch junge Formationen oder im Offshore-Bereich muß man sich mit topographischen Karten oder sogar lediglich dem Koordinatennetz zufrieden geben.

Die Einbindung der Luftbildfotografie an der Erdoberfläche erfolgt durch ein großflächiges Raster trigonometrischer Stationen. Die Aufnahmen werden in schneller Folge hintereinander gemacht, so daß jedes Bild einer Serie das nächste um etwa zwei Drittel überlappt. Außerdem überdeckt jede Serie die Fläche der vorangegangenen um etwa die Hälfte. Diese Überlappungen ermöglichen es, die Fotos unter dem Stereoskop auszuwerten und so schon die meisten topographischen und viele geologische Details zu erkennen und zu messen. Man kann die Unterschiede zwischen verschiedenen Gesteinen bestimmen und die Grenzen zwischen verschiedenen Schichten klar festlegen. Die meisten Einzelheiten der geologischen Struktur sind somit bereits bekannt, ehe überhaupt jemand das Gebiet unmittelbar betreten hat.

Aus Luftfotos allein lassen sich natürlich nicht die genauen Gesteinstypen oder deren Alter bestimmen. Dazu und zur punktweisen Überprüfung der Luftbildinterpretationen muß der Geologe stets selbst das betreffende Gebiet und dort so viele ,,Aufschlüsse" wie möglich besuchen. Das sind Stellen, wo anstehendes Gestein an die Erdoberfläche tritt. Dort werden kleine Gesteinsstücke abgeschlagen und mit einer Lupe bestimmt.

Die Neigung der Schichtflächen gegenüber der Horizontalen nennt man das ,,Einfallen". Schichtflächen sind Ebenen, die in einer Gesteinsfolge normalerweise leicht zu erkennen sind. Sie wurden durch verschiedene zyklische Unregelmäßigkeiten in der ursprünglichen Ablagerung verursacht und sind somit Flächen, die ursprünglich horizontal gelegen haben. Die Messung des Einfallens und der Einfallensrichtung die Beschreibung der Gesteine und die Bestimmung der Fossilien ergeben die wesentlichen Informationen, die der Geologe im Gelände erarbeiten kann. Die Ergebnisse der Untersuchungen und Messungen werden notiert und in die Karte eingetragen. Falls erforderlich, wird eine Gesteinsprobe mit Fossilien noch im Laboratorium genauer untersucht.

Weitere solcher Beobachtungen vermitteln dem Geologen allmählich ein vollständiges Bild der an der Oberfläche anstehenden Gesteine. Er kann daraufhin eine Karte anfertigen, die durch einen Querschnitt ergänzt wird. Aufgrund der geologischen Unterlagen wird dann ein geophysikalisches Meßprogramm (siehe weiter unten) ausgearbeitet, das Aufschlüsse über die Lagerung der Schichten unter Tage ergeben soll.

Lassen die Ergebnisse der Untersuchungen auf geeignete Gesteine und strukturelle Elemente schließen, wird die beste der entdeckten Strukturen durch eine Bohrung (wildcat) erkundet. Sie dient hauptsächlich dazu, den Poreninhalt der verschiedenen Schichten festzustellen. Ferner soll sie Informationen über die durchbohrten Gesteine erbringen, und drittens wird durch entsprechende Messungen ermittelt, welche Druck und Temperaturverhältnisse in der Tiefe herrschen. Findet man Öl, wird die Bohrung so komplettiert, daß man es auch fördern kann.

Unter normalen Voraussetzungen haben die ersten Bohrungen auf den besten Strukturen sehr gute Erfolgschancen. In vielen Gebieten der Erde werden jedoch Öl- und Gasansammlungen unter speziellen Verhältnissen angetroffen, die viele Bohrungen in unterschiedlichen Lagerstättentypen erfordern, um die Bedingungen für die Ölentstehung in diesem Gebiet und die Eigentümlichkeiten der Lagerstätten aufzuklären. In solchen noch unbekannten Lagerstätten können durchaus sehr große Ölmengen entdeckt werden. Im allgemeinen sind die in komplizierten geologischen Provinzen gefundenen Ölfelder durchschnittlich jedoch kleiner als diejenigen in einfacheren Gebieten.



MAGNETISCHE MESSUNGEN



Tiefen- und Ergußgesteine sowie metamorphe Gesteine gehören dem Grundgebirge (Basement) an und sind verschieden stark magnetisch. Sie verursachen Abweichungen oder Anomalien des magnetischen Erdfeldes. Sedimentgesteine sind praktisch nicht magnetisch, so daß Messungen der magnetischen Intensität an der Erdoberfläche oder darüber einen direkten Hinweis auf die Mächtigkeit der Sedimentdecke ergehen. Auch tektonischeTrendlinien innerhalb des Basements können durch magnetische Messungen erkannt werden. Fließende Lava und Intrusionen von Magma in die Sedimentschichten haben normalerweise eine starke Magnetisierung. Ihr Vorhandensein in Sedimenten läßt sich deshalb mit dieser Methode nachweisen.

Das Magnetfeld der Erde ist äußerst schwach. Es schwankt um 60000 Gamma senkrecht über den magnetischen Polen bis etwa zur Hälfte dieses Wertes in horizontaler Richtung am magnetischen Äquator. Das magnetische Feld zwischen den Polen eine kleinen Hufeisenmagneten ist etwa tausendmal stärker. Die Größenordnung von Anomalien, die für die Ölexploration von Bedeutung sind, liegt bei einigen bis zu wenigen Hundert Gamma.

1944 wurde erstmals ein Magnetometer vom Flugzeug aus für die Ölexploration eingesetzt. Dieses Verfahren hat seither die Magnetometermessungen auf der Erdoberfläche verdrängt, weil es einmal eine kontinuierliche Aufzeichnung erlaubt und zum anderen gänzlich unabhängig von Oberflächeneinflüssen ist. Ein starkes Relief, Wüste, Dschungel und wasserbedeckte Gebiete können gleichermaßen leicht und schnell untersucht werden.

Das eigentliche Meßgerät ist entweder im Heck des Flugzeugs und heute auch im Helikopter untergebracht, oder es wird außerhalb des Fluggerätes und des von diesem verursachten Störungsbereichs an einem Kabel hängend mitgeführt. Die Empfindlichkeit des Aeromagnetometers ist inzwischen derart verbessert worden, daß man das magnetische Feld bis auf sehr wenige Hundertstel Gamma genau messen kann. Verbesserungen In der Aerodynamik, der unter dem Flugzeug hängenden Instrumente, haben die Entwicklung von geomagnetischen Gradiometern ermöglicht. Das Gradiometer besteht aus zwei hochempfindlichen Magnetometern, die in einem bestimmten vertikalen Abstand vom Flugzeug hängen. Mit diesem System werden der senkrechte Gradient des erdmagnetischen Feldes und gleichzeitig die Totalintensität bestimmt.

Das Flugzeug oder ein Helikopter, in dem sich die Magnetometer, das gesamte Meß und Aufnahmegerät sowie die Navigationsausrüstung befinden, überfliegt (las Meßgebiet entlang von parallel angeordneten Profilen. Der Abstand der Profile richtet sich nach den Aussagen, die man erhalten will. Übersichtsmessungen kann man auf Profilen im Parallelabstand von 20 bis 30 Kilometern durchführen. Für detailliertere Aussagen sind Profile im Abstand von 1 bis 2 Kilometern vorzusehen. Um sicherzugehen, daß keine Aufnahmen während eines magnetischen Sturmes erfolgen, werden während der Messung gleichzeitig die Variationen eines Magnetometers am Erdboden registriert. Nach verschiedenen Korrekturen erhält man aus den gemessenen Werten des magnetischen Feldes eine Karte der Totalintensität des Magnetfeldes der Erde. Nach Ausweitung der Ergebnisse kann die Tiefe des Besamendes und gelegentlich auch das Vorhandensein von Strukturen innerhalb des Grundgebirges kartographisch dargestellt werden.



SCHWEREMESSUNGEN



Unterschiede in der Dichte der Gesteine der Erdkruste beeinflussen das Schwerefeld der Erde. Das Gerät zur Messung dieses Feldes heißt Gravimeter.

Gesteine des Grundgebirges haben im allgemeinen eine höhere Dichte als die überlagernden Sedimente. Hohe Schwerewerte ergeben sich somit dort, wo das Grundgebirge bis nahe an die Oberfläche aufsteigt, niedrige Schwerewerte dagegen über tiefen Sedimentbecken. Gravimetermessungen sind somit geeignet, Sedimentbecken zu erkunden und möglicherweise strukturelle Einzelheiten darin festzustellen. Auch innerhalb der Sedimentgesteine gibt es Dichte Unterschiede. Abnorm hohe Schwerewerte werden dort gemessen, wo in den Kernen von Antiklinalen und anderen Strukturen ältere, das heißt dichtere Gesteine in Oberflächennähe liegen. Die Dichte von Steinsalz ist meist geringer als die der umgebenden Gesteine. Besonders niedrige Schwerewerte werden deshalb als Salzstrukturen interpretiert.

Die Werte des Schwerefeldes schwanken zwischen 983,210 Gal an den Polen und 978,083 Gal am Äquator. Da für die Ölexploration schon Schwankungen in der Größenordnung von 0,001 Gal von Bedeutung sein können, hat man für Gravimetermessungen den tausendsten Teil eines Gais, das MilliGal, als Einheit festgelegt. Die sehr empfindlichen modernen Gravimeter können Schwere Unterschiede in der Größenordnung von 0,01 mGal messen.

Das Gravimeter wiegt nur etwa 2,5 Kilogramm und läßt sich somit leicht transportieren. Trotzdem hängt die Geschwindigkeit, mit der ein Gebiet durch Gravimetermessungen überdeckt werden kann, von den Geländeverhältnissen ab. Jeder Meßpunkt muß nach seiner geographischen Position und seiner Höhe exakt eingemessen sein, und das' Instrument muß jedesmal sorgfältig justiert werden.

Gravimetermessungen auf See erfordern eine Spezialausrüstung. Da die Eigenbewegungen des Schiffes ein Standardgravimeter zu sehr stören würden, werden ferngesteuerte Instrumente, eingeschlossen in wasserdichte Behälter, für jede Beobachtung auf den Meeresboden herabgelassen. Für Übersichtsmessungen ist dieses Verfahren sehr zeitaufwendig. Man hat es deshalb vergleichsweise wenig angewandt und statt dessen ein Gravimeter entwickelt, das auf einer kreiselstabilisierten Plattform auf dem Schiff montiert ist. Es kompensiert die Eigenbewegungen des Schiffes, so daß bei guten Wetterbedingungen eine Genauigkeit von 1 bis 2 mGal erreicht wird. Dieses Gravimeter zeichnet kontinuierlich auf und kann zusammen mit anderen Meßinstrumenten betrieben werden. Es wird zunehmend für Übersichtsmessungen eingesetzt und erzielt brauchbare Ergebnisse.

Über ein Gebiet, das vermessen werden soll, wird eine Serie von Meßlinien gelegt, an denen entlang die einzelnen Meßstationen angeordnet werden. Die Abstände zwischen den einzelnen Beobachtungspunkten richten sich danach, wie genau die Messung ausfallen soll. Im allgemeinen liegen sie bei 0,2 bis 1 km. Nach Berücksichtigung verschiedener Korrekturen für die geographische Breite, die Höhe über N. N. und die Topographie der Umgebung werden die verbleibenden Änderungen des Schwerefeldes der Erde kartenmäßig dargestellt. Eine geogische Interpretation der Schweredaten setzt Annahmen über den strukturellen Bau und den Dichtekontrast der unterirdischen Gesteinsschichten voraus. Die Kenntnis dieser Faktoren ist besonders im Stadium von Übersichtsmessungen eines Explorationsprogramms sehr begrenzt. Deshalb ist die Auswertung von Schweremessungen meist mehrdeutig, und sie sollte nur als Richtschnur für die weitere geophysikalische Erkundung dienen.



SEISMISCHE MESSUNGEN



Die wichtigste Methode, um den Aufbau des Erdinnern zu erforschen, besteht im Studium der Form und der Ausbreitung von Erdbebenwellen anhand von Aufzeichnungen durch den Seismographen.

Geophone empfangen die von künstlich erzeugten Erdbeben ausgesendeten Wellen und leiten die empfangene Energie weiter an eine Registrierapparatur. Druckwellen werden an Grenzflächen zwischen den Gesteinen (Änderungen der Dichte, der Wellengeschwindigkeit oder der elastischen Verformbarkeit) gebrochen und gebeugt. Je nach dem Weg, den die bei seismischen Messungen benutzten Wellen zurücklegen, unterscheidet man zwischen Reflexions- und Refraktionsseismik. Seismische Messungen vermitteln eine weit genauere Kenntnis der Form und Tiefe von untergrundstrukturen als alle anderen geophysikalischen Methoden und werden bei der Exploration auf Kohlenwasserstoffe am häufigsten angewandt.

Bei beiden seismischen Methoden werden die Zeiten gemessen, welche die Wellen benötigen, um den Weg von der Energiequelle durch die oberen Erdschichten bis zu den Geophonen zurückzulegen. Eine Apparatur registriert den Zeitpunkt des Schusses und die Ankunftszeit der Wellen am Geophon. Die Laufzeiten sind selten länger als einige Sekunden, die Meßgenauigkeit liegt bei 0,001 Sekunden. Alle Daten werden im Feld digital auf Magnetbändern aufgezeichnet und anschließend in einem Datenzentrum bearbeitet.



REFLEXIONSSEISMIK



Diese seismische Methode entspricht dem Prinzip des auf See verwendeten Echolots, bei dem von einem Schiff aus ein akustisches Signal abgesandt, vom Meeresboden reflektiert und an Bord von einem Empfänger aufgezeichnet wird. Die Zeit, die das Signal für den Weg Schiff- Meeresboden braucht, wird mit Hilfe der bekannten Schallgeschwindigkeit im Wasser direkt in die Meerestiefe umgerechnet. Die bei seismischen Messungen reflektierenden Grenzflächen, in denen sich die Gesteinseigenschaften ändern, sind nicht immer so klar definiert wie der Meeresboden. Außerdem wechseln die Gesteine innerhalb der sedimentären Schichtenfolge sehr häufig. Ein seismisches Profil enthält dementsprechend zahlreiche Reflexionen und ist deshalb viel schwieriger zu lesen als ein Echolot. Die seismische Energie wird, soweit Sprengstoff verwendet wird, durch eine Sprengung in einem etwa 10 bis 50 Meter tiefen Bohrloch erzeugt.

Entlang einer Linie, die durch den Schußpunkt verläuft, werden die Geophone gruppenweise in genau gleichen Abständen (je 20 bis 100 Meter) am Erdboden beidseits der Schußbohrung (,,Zentralschuß") ausgelegt. Bei einer anderen Anordnung liegen alle Geophongruppen auf einer Seite der Schußbohrung (,,Langschuß"). Die Geophone wandeln die vom Schuß ausgelösten Wellen in elektrische Impulse um, die per Kabel an eine zentrale Aufnahmestation übermittelt werden. Dort werden sie verstärkt und auf Magnetband aufgezeichnet. Im Gelände kann man sofort eine Kontrollabspielung vornehmen, um die Qualität der Messung und Aufnahme zu beurteilen.

Die Geophone erfassen alle Bodenbewegungen und Geräusche. Eine reflexionsseismische Aufnahme ist somit durch natürliche und künstliche Geräuschquellen gestört, so unter anderem auch durch den Schuß selbst. Derartige Geräusche, im englischen ,,noise" genannt, überdecken die reflektierende Energie. Man muß sie während der Aufnahme minimieren, um die Reflexion zu verdeutlichen. Dazu dient zum Beispiel die Bündelung zahlreicher Geophone an jeder Geophonstation oder der Einsatz elektrischer Filter bei der Verstärkung der Impulse. Wichtigstes Verfahren zur Qualitätsverbesserung ist heutzutage die ,,Mehrfachüberdeckung".

Die der Reflexion zugrundeliegenden Gesetzmäßigkeiten erlauben es, Geophone und Schußpunkte so anzuordnen, daß man von einem einzelnen Punkt auf einem bestimmten Untergrundhorizont eine Information mehrfach erhält. Mit Hilfe der Datentechnik lassen sich dann diese einzelnen Informationen stapeln. Dabei werden die Störgeräusche reduziert; die von dem untergrundspunkt ausgehende Nutzenergie wird verstärkt. Bei heutigen Messungen sind l2fache Überdeckungen üblich, aber auch Steigerungen auf 60fache oder noch höhere Überdeckungen möglich.

Die reflexionsseismische Methode hat sich bei der Erforschung von Offshore-Gebieten als sehr erfolgreich erwiesen. Schuß und Aufnahme erfolgen von einem einzigen Schiff aus, das die Aufnahmeinstrumente mitführt und ein in geringer Wassertiefe schwimmendes Kabel mit den Hydrophonen (entsprechend den Geophonen an Land) schleppt. Früher wurden Schußladungen in Wasser geworfen und vom Schiff aus ferngezündet, sobald sie die richtige Position zum Hydrophonkabel erreicht hatten. Heute setzt man bei Seevermessungen zur Energieerzeugung sprengstoffiose Verfahren ein. Bewährt haben sich dabei Luft- oder Gaspulser (wie Airgun, Watergun, Sleeve exploder). Diese Geräte hängen kurz hinter dem Schiff im Wasser und werden mit Hilfe von Kompressoren aufgeladen und dann entladen. ,,Dank der Einfachheit" dieses Verfahrens kann eine kurze Schußfolge, zum Beispiel alle 20 Sekunden, erreicht werden. Das Kabel mit den Hydrophonen bewegt sich gleichmäßig entlang der Profillinie. Dadurch können Messungen auf See, etwa bei 5 Knoten Fahrt, bei günstigen Wetterverhältnissen sehr viel schneller fortschreiten als auf dem Festland. Wie bei allen geophysikalischen Messungen kommt es auch hier besonders darauf an, die genaue Position festzulegen. Auf See geschieht das mit verschiedenen Navigationshilfen wie dem DECCA-System und heute vornehmlich mit Verfahren der Satellitennavigation (GPS).

Auch auf dem Festland gibt es bereits verschiedene Methoden, bei denen Schußenergie nicht mehr mit Dynamit erzeugt werden muß. Als Schallquellen dienen dabei zum Beispiel ein schweres Gewicht, das auf den Boden fällt, eine vibrierende Platte, die auf den Erdboden gepreßt wird, die plötzliche Entspannung von Preßluft oder die Entzündung von komprimierten Gasen in geschlossenen Behältern. Die von diesen Quellen ausgehenden Impulse sind gegenüber einem Dynamitschuß vergleichsweise klein. Man kann jedoch dadurch zufriedenstellende Ergebnisse erzielen, daß man die Aufnahmen von verschiedenen Impulsen addiert, um die Energie eines Schusses zu erreichen. Dem steht der Vorzug gegenüber, daß diese Methoden weniger gefährlich als bei Einsatz von Sprengstoff sind, das Bohren von Schußlöchern an Land erübrigen und bei Seemessungen die Lebensformen im Wasser schonen.

Die Aufzeichnung geophysikalischer Daten auf Magnetbändern hat Möglichkeiten erschlossen, den Informationsgehalt der Registrierungen in Rechenzentren weiter auszuschöpfen. Zu diesem Zweck werden ständig neue Programme entwickelt. Parallel dazu läuft die Weiterentwicklung elektronischer Datenverarbeitungsanlagen, die speziell für die Anwendung in der Geophysik ausgelegt sind.

Bei linienhaft durchgeführten reflexionsseismischen Messungen ist das Ziel der ersten digitalen Verarbeitung ein Seismogrammprofil zu erhalten, das gleichsam einen Schnitt durch die oberen Schichten der Erdkruste darstellt. In diesem Profil sind noch die reflektierenden Horizonte, Transgressionsflächen und auch Störungen zu erkennen.

Seit die elektronischen Bausteine für die Aufnahmeapparaturen immer kleiner und leichter wurden, konnte man die Aufnahmekapazität für eine Registrierung von früher etwa 24 auf nunmehr bis zu 1200 Geophongruppen erweitern. Ordnet man diese Geophongruppen in mehreren, im 50-Meter-Abstand parallel verlaufenden Linien an und führt die Beschießung ebenfalls aus mehreren, parallel zu den Geophonreihen angeordneten Schußbohrlöchern gleichzeitig durch. so enthält eine einzige Aufnahme die Aufzeichnung nicht nur eines Profiles, sondern mehrerer paralleler, flächenhaft verteilter Querschnitte. Diese Arbeitsweise nennt man das ,,3-D-Verfahren".



ZUKUNFTSAUSSICHTEN



Die bei der geophysikalischen Prospektion angewendeten Methoden haben sich während der letzten 60 Jahre grundsätzlich nur wenig geändert. Die technische Ausrüstung im Gelände ist jedoch erheblich verbessert worden. Insbesondere Miniaturbauteile und andere Fortschritte im elektronischen Bereich sowie die Entwicklung von Spezialtransportmitteln haben die Lösung der physikalischen Probleme erheblich erleichtert.

Am dringlichsten ist die Weiterentwicklung von Verfahren, die es ermöglichen, aus seismischen Registrierungen auch Informationen über die physikalische Beschaffenheit (Porosität, Porenfüllung) der Gesteinsformationen zu erhalten.

Die geologischen Probleme bei der Suche nach Erdöl und Erdgas werden immer schwieriger, weil die einfacheren Strukturen bereits entdeckt und angebohrt worden sind. Jetzt richtet sich die Suche auf weniger offensichtliche Strukturen und Fallen. Um hier zum Erfolg zu kommen, ist es notwendig, die verschiedenen geophysikalischen Verfahren - Seismik, Gravimetrie, Magnetik, Geoelektrik, Magnetotellurik zusammenzuführen, damit die Explorationstrupps mit möglichst umfassenden Informationen arbeiten können.



Die wichtigsten Lagerstättentypen



Erdöl und Erdgas ruhen in der Erde in Lagerstätten. Diese Lagerstätten findet man in Gesteinsschichten, die Porenraum enthalten. Den Porenraum kann man sich schwammartig im Gestein verteilt vorstellen. In einem Sandstein z. B. besteht er aus den winzigen Hohlräumen, die zwischen den einzelnen aneinanderliegenden Sandkörnchen frei bleiben und die nicht von Ton oder anderen Substanzen ausgefüllt wurden. Auch Kalksteine und Dolomite können Porenräume enthalten, die entweder bei der Bildung des Gesteins oder durch spätere Lösungsvorgänge entstanden sind.

Normalerweise sind alle Gesteinshohlräume mit Wasser gefüllt. In den der Erdoberfläche nahen Schichten ist es Süßwasser, das sogenannte Grundwasser. In tieferen Erdschichten enthalten diese Wässer einen oft beträchtlichen Salzgehalt und werden als Formationswasser bezeichnet. Wenn die Porenräume aber statt Wasser Erdöl und Erdgas in ökonomisch interessanter Anreicherung enthalten, dann spricht man von einer Lagerstätte dieser Substanzen.

Der Bildung solcher Lagerstätten liegt der einfache Umstand zugrunde, daß Gas, Öl und Wasser verschiedene spezifische Gewichte haben. Wenn Öl und Gas tief in der Erde in feinsten Partikeln entstehen und mit dem Formationswasser der Poren in Berührung kommen, dann steigen diese Kohlenwasserstoffe wegen ihres geringeren Gewichtes im Wasser auf und bahnen sich durch die Porenräume der Erde ihren Weg nach oben. Wird ihnen auf ihrer Wanderung kein Widerstand entgegengesetzt, dann geht diese Reise bis an die Erdoberfläche, wo sie durch Verwitterung zerstört werden. Treffen sie aber auf undurchlässige, das heißt nicht poröse Schichten, dann stauen sie sich unter diesen, verdrängen das Porenwasser und bilden eine Lagerstätte, das Gas als leichtester Bestandteil zuoberst, das 01 darunter und unter diesen das Wasser. Erdöl und Erdgas muß man also innerhalb poröser Schichten dort suchen, wo diese unter undurchlässigen Schichten ihre höchste Aufragung haben.

Diese ,,höchsten Aufragungen", oft Fallen genannt, können ganz verschiedener Art sein. Sie verdanken ihre Entstehung den Faltungen, Brüchen und Verstellungen, denen die Schichten im Laufe ihrer Entstehung ausgesetzt waren und der Art, wie poröse Schichten seitlich in undurchlässige übergehen.

Deutschland besitzt seine größten Erdöllagerstätten in dem Erdmittelalter, in Jura- und Kreidezeit, geologisch gesprochen in 125-200 Millionen Jahre alten Gesteinen. Viele Jahrzehnte förderten wir aus diesen Erdölfeldern im Gebiet zwischen Hannover-Braunschweig und westlich der Weser bis zum Emsland. Mit der Entdeckung großer Gasvorkommen Ende der fünfziger Jahre trat jedoch eine Neuorientierung der Förder-lndustrie ein. Tiefere, 225-300 Millionen Jahre alte geologische Stockwerke wurden eingehender untersucht und große Erdgasvorkommen im Buntsandstein, Zechstein, Rotliegenden und Oberkarbon erschlossen. Hierbei wurden bereits Endteufen von über 6.000 m erreicht, und noch ist das Ende weiterer Vertiefungen nicht abzusehen. Denn seit Mitte der siebziger Jahre wird die Untersuchung eines noch tieferen geologischen Stockwerkes angestrebt: das über 350 Millionen Jahre alte Devon mit seinen Riffgesteinen, in denen man große Erdgas-Lagerstätten vermutet.

Die Speichergesteine in den nordwest-deutschen Erdgasfeldern bestehen aus porösen und durchlässigen (permeablen) Kalk- und Sandsteinen. Feinheiten ihrer Gesteinstextur erkennt man besonders gut in Gesteinsdünnschliffen, vor allem unter starker Vergrößerung und dann, wenn sie zusätzlich eingefärbt werden.

Beispiele dafür bringen wir auf dieser Seite mit drei Dünnschliffen aus dem Hauptdolomit des Zechstein, auf der nächsten Seite mit ebenfalls drei Dünnschliffen aus

dem Basissand des Rotliegenden. Das geologische Alter dieser beiden Formationsstufen ist aus der Tabelle ,,Zeitbild der Erdgeschichte" gut ersichtlich.

Der Hauptdolomit im Zechstein stellt zur Zeit noch unseren wirtschaftlichsten Erdgasspeicher dar. Sein Gestein kann in einer dolomitisch-körnigen Grundmasse die Kalkskelette vieler Kleinalgen enthalten (Bild 1) und bis zu 40% Porosität aufweisen. Oder bei einem anderen kalkigdolomitischen Gesteinsstück (Bild 2) läßt die Färbung relativ deutlich diese Grundmasse hervortreten mit ,,rotem" Kalkspat und ,,braunem" Dolomit, wobei die Gesteinsporen weiß bleiben. Bild 3 endlich zeigt die sogenannte ,,Reiskornstruktur", d.h. einen grobkristallinen Kalkstein, der von kleinen Dolomitkörnchen durchsetzt ist und etwa 7% Porosität besitzt.

Der Basissand des Rotliegenden ist neben dem Oberkarbon zur Zeit das tiefste geologische Erdgasstockwerk in Nordwestdeutschland. Auf ihn konzentriert sich deshalb auch eine sehr beträchtliche Aufschluß- und Bohraktivität. Wie sein Name ,,Basissand" bereits andeutet, beginnt mit ihm eine wichtige Sedimentfolge des (Ober-)Rotliegenden, die hier, ,,an der Basis", aus einem bis mehrere hundert Meter Mächtigkeit anschwellenden Sandstein bestehen kann. Er enthält viele von Feinsand über Mittel bis zum Grobsand (Bild 4-6) in ihrer Größe stark wechselnde Gesteinspartikel, die gerade nach Anfärbung der Dünnschliffe wie ein absonderlich gefügtes Mauerwerk wirken können (Bild 4, 6).

Die Porositäten dieser Sandsteine reichen von 5% bis mehr als 15%. Besonders photogen wirkt ein überstark 325-fach vergrößerter Ausschnitt (Bild 5) von Sandkörnern, wenn wie hier die Zwischenräume mit einem wirrstrahlig ausgeschiedenen Material erfüllt sind.

,,Hinter der Hacke ist es dunkel", sagt ein altes Sprichwort der Bergleute. Dies gilt gleichermaßen auch heute noch für die Erdölgeologie, denn auch ,,unter dem Bohrmeißel ist es dunkel"!

Trotz der modernen Erkenntnisse in Geophysik und Geologie, trotz ständiger Verfeinerung ihrer wissenschaftlichen Methoden und trotz Überschreitens der 6.000-m-Bohrteufen zeigt doch immer wieder eine langjährige Statistik, daß nur etwa jede zehnte Suchbohrung in einem unerschlossenen Gebiet fündig geworden ist. Dies gilt als Ansporn für alle, ob Wissenschaftler oder Praktiker, die wahrlich teure und risikoreiche Aufschlußtätigkeit in planvoller Zusammenarbeit ständig auf eine günstige Erfolgsquote zu bringen.



Bohren nach Erdöl und Erdgas



Bohrungen werden niedergebracht, um nutzbare Mineralien, Flüssigkeiten oder Gase zu finden. Die ersten maschinell abgeteuften Bohrlöcher entstanden bereits vor mehr als 150 Jahren. So wird von einem Bohrloch berichtet, das um 1833 in den USA eine Teufe von 1011 feet (308 Meter) erreichte. Als Verrohrung hatten dabei Teile von ausgehöhlten Baumstämmen gedient, und die Bohrmeißel wurden von Schmieden an Ort und Stelle hergestellt. ,,Coolen" Dragee hat seine historische Bohrung vom August 1859, die allgemein als Beginn der Petroleumindustrie gilt, in Titusville, Pennsylvania, unter Einsatz von Dampfmaschinen abgeteuft. 1918 konnte man bereits Bohrungen bis zur Teufe von 2250 Metern niederbringen. 1930 erreichte man mit Hilfe des Rotary-Verfahrens 3000 Meter. Seither ist man in Tiefen bis zu 10.000 Metern vorgedrungen, und Bohrungen zwischen 3000 und 5000 Metern gehören heute zum Bohralltag.

Es gibt Schlag- und Drehbohrverfahren. Bei Bohrungen zur Auffindung und Förderung von Erdöl und Erdgas wird heute meistens das Drehbohrverfahren oder Rotarybohren angewandt. Von diesem ersten Platz konnten es auch später entwickelte Bohrverfahren, wie das Bohren mit unter Tage angetriebener Turbine oder Elektromotor, nicht verdrängen.

Weiter sind folgende Bohrungstypen zu unterscheiden:

• Aufschluß oder Explorationsbohrungen. Sie dienen der Erschließung vorher geologisch und geophysikalisch untersuchter Strukturen, in denen Erdöl und Erdgas vermutet wird, deren Vorhandensein jedoch erst durch die Bohrung nachgewiesen werden kann. Trotz aller erdenklichen wissenschaftlichen und technischen Vorbereitungen beträgt die Fündigkeits- und Erfolgsrate solcher Bohrungen weltweit nur etwa zehn Prozent.

• Erweiterungsbohrungen. Sie sollen in bereits erschlossenen Öl- und Gasfeldern die Ausdehnung der Lagerstätte feststellen oder bisher unbekannte tiefere Horizonte erschließen.

• Produktions- oder Exploitationsbohrungen werden auf bekannte Öl- und/oder Gaslagerstätten abgeteuft, um das durch die Aufschluß- oder Erweiterungsbohrung gefundene Reservoir auszufördern.



DIE BOHRANLAGE



Typische Bohranlagen, wie sie heute beim Rotary-Bohren eingesetzt werden, sind je nach der mit ihnen zu erzielenden Teufe mit abklappbaren fahrbaren Masten ausgestattet oder so konstruiert, daß sie mit Hilfe von Kränen in wenigen Tagen demontiert, transportiert und wieder aufgebaut werden können. Der Mast oder Bohrturm besteht aus einer etwa 30 bis 40 Meter hohen Stahikonstruktion, in der der Kran ein Flaschenzug mit einer Hebekapazität bis zu 1000 Tonnen bei schwerem Bohrgerät - untergebracht ist. Sein Unterbau umfaßt den Drehtisch, die erforderlichen Antriebe und den Bohrloch-kopf mit seinen vielen technischen Absicherungen (Blow-out-Preventer). Das zum Bohren benötigte Gestänge besteht aus starkwandigen Rohren mit konischen Schraubverbindungen und ist in 27 Meter langen Zügen von jeweils drei Rohren im Bohrturm abgestellt. Das Abstellen in Zügen erspart beim Wechsel eines Bohrmeißels sehr viel Zeit.

Das Gestänge mit dem unten angeschraubten Meißel verläuft durch den Drehtisch (rotary table). Es wird mittels Kellystange (ein starkwandiges Rohr mit quadratischem Querschnitt) und dazu passendem Einsatz im Drehtisch mit Geschwindigkeiten bis zu 200 Ulmin gedreht. Bohrgestänge und die nach dem Bohren einzubauenden Futterrohre (casings) werden über einen Flaschenzug in das Bohrloch ein- und ausgefahren. Der Flaschenzug hebt Lasten im Gewicht von Hunderten von Tonnen. Sein Zugseil ist auf einer großen Seiltrommel aufgewickelt, die Bestandteil des von Diesel- oder Elektromotoren über große Getriebe bewegten Hebewerks ist. Über dieses Hebewerk werden Bohrmeißel und -gestände in das Bohrloch ein- und ausgefahren. Während des Bohrens wird damit auch der erforderliche Druck des \Meißels auf das zu zerkleinernde Gebirge geregelt. Oberhalb des Meißels angeordnete Schwerstangen Bohrgestänge mit größerer Wandstärke) sorgen für das erforderliche Gewicht. Der Bohrstrang wird vom Hebewerk auf Zug gehalten. um die Antriebskräfte vom Bohrtisch optimal auf den Bohrmeißel zu übertragen.

Am Bohrhaken ist der Spitzkopf aufgehängt. Er ist mit der drehbar gelagerten und unten mit dem Bohrgestänge verschraubten Kelly verbunden. Wenn beim Fortgang der Bohrung Gestängerohre nachgesetzt werden müssen. wird der Bohrstrang jeweils so weit aus dem Bohrloch angehoben daß die Kelly abgeschraubt und das neue Gestängerohr eingebaut werden kann.

Über den Spülkopf wird die Spülung durch das hohle Bohrgestänge nach unten gepumpt, wo sie am Meißel auf der Bohrlochsohle austritt. Angereichert mit dem zerbohrten Gesteinsmaterial steigt sie dann im Ringraum zwischen Bohrloch und Außenwand des Gestänges wieder nach oben. Dort wird sie über Schüttelsiebe und erforderlichenfalls über Desander und Desilter geleitet, welche das heraufgeförderte Gesteinsmaterial herausfiltern, so daß die Spülung für weitere Umläufe genutzt werden kann. Für den Spülungsumlauf sorgen zwei oder auch mehrere Kolbenpumpen mit Leistungen von 2~Ö bis 3(**) 1/min bei Drücken zwischen 15(Wink und 300 bar.

Drehtisch. Spülungspumpen und Hebewerke werden durch Diesel- oder Elektromotoren angetrieben. die zwischen 2(~ und 4000 kW leisten. Bei allen großen und modernen und vor allem auf sämtlichen Offshore-Anlagen erfolgt der Antrieb durch Elektromotoren. Die notwendige elektrische Energie wird durch Dieselmotoren erzeugt.

Jede Bohranlage verfügt über eine Sicherheitseinrichtung die ein Eruptieren des Bohrlochs beim Antreffen hoher Drücke verhindern. Sie heißen Preventer. sind oberhalb des Bohrlochs montiert und bewirken durch widerstandsfähige sehr elastische Gummimanschetten einen sicheren Abschluß des Bohrlochs. Die Preventer können durch Fernsteuerung über hydraulische Einrichtungen oder auch direkt vom Bohrturm aus bedient werden. Wenn aus dem Inneren des Bohrlochs nach oben strömende Gase oder Flüssigkeiten die Fortführung der Bohrung gefährden, umschließen die Gummimanschetten das im Bohrloch befindliche Gestänge, oder sie dichten das leere Bohrloch ab. Üblicherweise sind ständig zwei bis drei mit verschiedenen Manschetten ausgerüstete Preventer verfügbar. Moderne Preventer, wie sie heute üblicherweise bei tiefen Bohrungen vorgeschrieben sind, verfügen über einen Schermechanismus, mit dessen Hilfe das Bohrgestänge in einem Ernstfall abgeklemmt werden kann, so daß das Bohrloch nach unten hin total abgedichtet ist.

Außer diesen Einrichtungen gehören zu einer Bohranlage noch Silos für Zement, Werkstätten, Materiallager und transportable Häuser mit Aufenthalts- und Waschräumen für die Mannschaft, dem Büro des Bohrmeisters und einem Arbeitsraum für den Geologen und die Sampler, die das erbohrte Material sofort an Ort und Stelle im Labor untersuchen.



Erdölförderung



Das endgültige Ergebnis einer Fündigkeit kann erst nach dem Abteufen einer oder sogar mehrerer Bohrungen erwartet werden, dann erst erhält man eine Aussage über Vorhandensein oder Nichtvorhandensein von wirtschaftlich gewinnbaren Öl- und/oder Gasmengen.

Von diesem Zeitpunkt an ist es die Aufgabe des Förderbetriebes, die Bohrung in Produktion zu setzen und die Erdölförderung über einen längeren Zeitraum zu betreiben. Der Förderverlauf in einem Erdölfeld wird von zahlreichen Faktoren und Einflüssen bestimmt, wobei fast für jede Lagerstätte spezielle Bedingungen zu beachten sind und im Verlauf der Produktionsphase eine ganze Reihe von verschiedenen Maßnahmen notwendig werden. Zuerst werden die eingebauten Futterrohre und der sie umgebende Zementmantel im Bereich der Förderhorizonte, aus denen gefördert werden soll, perforiert. Dazu dienen besondere Geräte, die Kugelgeschosse oder Hohlladungen in die Lagerstätte treiben und damit den Zufluß in das Bohrloch ermöglichen.

Um den Sinn der nachfolgend zu erläuternden Installationen besser verstehen zu können, ist es notwendig, daß wir uns kurz mit der Materie befassen, die gefördert werden soll. Jede Erdöl- und Erdgas-Lagerstätte steht unter einem bestimmten Druck, der mit der Tiefe zunimmt, und zwar nach einer Faustformel: je 10m um 1 Atmosphäre (bar). Eine Lagerstätte in 1.000 m Tiefe könnte einen ursprünglichen Lagerstättendruck von 100 bar gehabt haben. Auch die Temperatur nimmt bekanntlich mit der Tiefe zu, und zwar je 100 m Tiefenzunahme um 3 ° Celsius. Die physikalischen Bedingungen - zu denen auch der Druck und die Temperatur gehören - bringen es mit sich, daß bei Vorhandensein von Gas dieses ganz oder teilweise in Öl gelöst ist, so daß das Öl nicht als ,,normale" Flüssigkeit in der Lagerstätte vorhanden ist. Hier sei auf das Beispiel einer Selterswasserflasche hingewiesen, wo Kohlensäure in der Flüssigkeit gelöst ist. Das in das Bohrloch eintretende Öl verhält sich also ähnlich wie die Flüssigkeit in einer Selterswasserflasche oder Sektflasche, die langsam geöffnet wird, d.h. mit sinkendem Druck entlöst sich mehr und mehr Gas.

In das mit den Futterrohren (Casing) verrohrte Bohrloch werden Rohre mit kleinerem Durchmesser - je nach Mengenerwartung 2 bis 7 Zoll und größer - eingebaut, die als Steigleitung für das Öl-Gas-Gemisch dienen. Da sich das im Öl enthaltene Gas durch die Abnahme des Druckes in der Steigleitung auf dem Wege zur Erdoberfläche entlösen kann, muß man sich während der Förderung einen mehr oder minder intensiven Schaum vorstellen. Es ist daher nach dem Prinzip des Siphons eine selbständig auslaufende Förderung möglich, auch wenn der Lagerstättendruck im Laufe der Förderphase zurückgegangen ist. Die Steigrohre sind mit den Futterrohren durch den Bohrlochskopf und das Eruptionskreuz verbunden. Das Eruptionskreuz ist mit Manometern und Düse versehen und leitet das Öl in ein Sammelsystem bzw. den Sammelbehälter ab.

Eine Düse bewirkt durch ihren verringerten Durchmesser einen Gegendruck am Ende der Steigleitung, der eine zu starke Druckentlastung der Lagerstätte und damit eine unerwünschte Gasentlösung in der Lagerstätte verhindert.

Die in der Lagerstätte gespeicherte Energie (Lagerstättendruck) bestimmt über eine gewisse Produktionsdauer das Förderverfahren. Bei unseren Betrachtungen gehen wir davon aus, daß zunächst genügend Lagerstättenenergie vorhanden ist, um das Öl bis zur Erdoberfläche zu drücken. Das Anfangsstadium der Förderperiode ist die eruptive Phase der Erdölgewinnung. Abhängig von den entnommenen Gas- und Flüssigkeitsmengen nimmt der Lagerstättendruck im Laufe des Förderzeitraumes ab. Wird der Gegendruck auf die Lagerstätte, den der Fließwiderstand in den Leitungen und das Gewicht der Ölsäule erzeugen, größer als der Lagerstättendruck selbst, so hört das Öl auf, selbständig auszufließen. Da das Eruptieren das einfachste Förderverfahren ist, möchte man diese Förderphase möglichst lange beibehalten. Es wurde daher das sogenannte Gasliftverfahren entwickelt. Hierbei wird die in den Steigrohren stehende Ölsäule durch Fremdgas entlastet, das in den Ringraum zwischen Steig- und Futterrohren eingepreßt wird. Das in Blasen hochsteigende Gas verleiht dem Öl einen kräftigen Auftrieb, vermindert das Gewicht der Olsäule und reduziert somit den Gegendruck auf die Lagerstätte. Mit diesem Verfahren wird die selbstfließende Förderphase verlängert. Das Verfahren ist aber nur dort sinnvoll und wirtschaftlich anzuwenden, wo Erdgas bzw. Erdölgas in ausreichender Menge und mit einem genügend hohen Druck zur Verfügung steht.

Falls kein Gas zur Verfügung steht, muß ein mechanisches Förderverfahren, das Pumpverfahren , angewendet werden, das heute zum größten Teil die deutschen Fördergebiete beherrscht und einem Erdölfeld - mit seinen nickenden ,,Pferdeköpfen" - sein bestimmtes Gepräge verleiht.

Hierbei wird eine Tiefpumpe, die durch das Pumpgestänge mit dem übertage aufgebauten Pumpenantrieb in Verbindung steht, in die Steigrohre eingebaut. Der Tiefpumpenantrieb besteht aus einem Pumpenbock mit Pferdekopf und Schwengel; er wird durch einen Elektro- oder Gasmotor über einen Keilriemen angetrieben. Je nach Größe der Pumpe und in Abhängigkeit von der Hubzahl (5 bis 20 Hub/min) und der Hublänge (max. 3 bis 4m) können mit diesem Verfahren etwa 150 m 3 Flüssigkeit pro Tag gehoben werden. Schreibt die optimale Fördermethode für eine Lagerstätte die Entnahme von größeren Flüssigkeitsmengen vor, so kann man mit viel-

stufigen Kreiselpumpen mehrere hundert Kubikmeter Flüssigkeit pro Tag gewinnen. Bei diesen Anlagen wird dafür der Antriebsmotor zusammen mit der Pumpe in das Bohrloch eingebaut.

Um die Ölausbeute aus einer Lagerstätte weiter zu steigern, müssen häufig Sekundärverfahren angewendet werden. Hierbei preßt man gefördertes und abgeschiedenes Wasser oder Fremdwasser in die Lagerstätte ein, um auf diese Weise das Öl den fördernden Sonden zuzutreiben. Die Notwendigkeit, die einheimischen Ölreserven maximal auszubeuten, läßt heute die Anwendung teurerer Verfahren zu, bei denen mit Hilfe von eingepreßtem Dampf oder durch Verwendung von Chemikalien die Fließeigenschaften von Öl in der Lagerstätte verbessert und dadurch eine höhere Endausbeute erreicht werden kann. Trotzdem werden im Durchschnitt nur 20-40 0 /o des in den Gesteinsporen vorhandenen Erdöls zutage gefördert.



Erdölaufbereitung



Das Erdöl ist in der Form, wie es in den Produktionsbetrieben gewonnen wird, für eine Weiterverarbeitung in den Raffinerien noch nicht geeignet. Als ,,Rohprodukt" fällt es in den Ölfeldern als ein Gemisch von Gas, Öl und Salzwasser an. Dieser Umstand erfordert einen Behandlungsgang (Aufbereitung), bei dem eine Trennung der Gemischkomponenten und eine Beseitigung von Verunreinigungen vorgenommen wird.

Dies geschieht in dafür besonders errichteten Trennanlagen eines Erdölbetriebes. Eine spezielle Erdöl-Aufbereitungsanlage ist in dem nebenstehenden Schema dargestellt.

Durch Rohrleitungen wird das aus den einzelnen Bohrungen kommende Gas-Öl- bzw. Gas-Ol-Wasser-Gemisch einer zentralen Sammelstelle zugeleitet. Dort tritt es in den Gasabscheider ein, der im allgemeinen unter niedrigem Druck steht. Durch starke Wirbelung und Aufschlag auf eingebaute Prallbleche wird eine möglichst große Oberfläche für das Öl geschaffen. Das im Öl enthaltene Gas entlöst sich, gibt nach oben mitgerissene Öl- und Wassertröpfchen ab, und das spezifisch schwerere Öl-Wasser-Gemisch sammelt sich am Boden des Gasabscheiders , von dem es kontinuierlich abgeleitet wird.

Das abgeschiedene Gas wird aus dem Kopf des Abscheiders abgezogen und in der Regel einem Verbraucher-System zugeführt. Vereinzelt entzieht man in einem Zwischenschritt im abgeschiedenen Erdölgas enthaltene wertvolle Kondensate in sogenannten GasolinAnlagen.

Das Öl-Salzwasser-Gemisch aus dem Boden des Gasabscheiders gelangt zunächst in einen Naßöltank. Das mit dem Öl gewonnene Wasser ist entweder als freies Wasser vorhanden oder aber in Form von Emulsionen mit dem Öl eng vermischt. Das freie Wasser scheidet sich aufgrund des unterschiedlichen spezifischen Gewichtes zum größten Teil in diesem Naßöltank ab, wird von dessen Boden abgezogen und nach Zwischenlagerungen einem Salzwassertank einem besonderen und geschlossenen Reinigungs- und Ableitungssystem zugeführt. Das in Form einer Emulsion vorhandene Wasser würde bei der Weiterverarbeitung in den Raffinerien Störungen verursachen und darüber hinaus unnötige, hohe Transportkosten verursachen. Daher muß eine derartige Emulsion (Öl-Wasser-Gemisch) in einem komplizierten chemisch-physikalischen Arbeitsgang aufbereitet werden.

Es gibt mehrere Verfahren, um den Wasser- und Salzgehalt in den geforderten Grenzen zu halten. Im Bild ist schematisch das Verfahren der elektrischen Aufbereitung gezeigt. Da zwischen Öl und Salzwasser nur ein geringer Unterschied im spezifischen Gewicht besteht, würde bei einem hochviskosen (zähen) Gemisch die Trennung der beiden Flüssigkeiten stark erschwert. Deshalb wird die Emulsion zunächst in einem Erhitzer mit Hilfe von Dampf auf 80 bis 1000 Celsius aufgeheizt. Bevor das 01 in die Entwässerungs- und Entsalzungsanlage gelangt, wird dem Flüssigkeitsstrom außerdem ein Spalter zugesetzt, der die Oberflächenspannungen zwischen Öl und Wasser in der Emulsion herabsetzen soll, wodurch sich Öl und Wasser leichter trennen lassen. Zusätzlich wird eine bestimmte Menge Süßwasser zugesetzt, das das vorhandene Salzwasser verdünnen und eventuell ungelöstes, im Öl enthaltenes Salz auflösen soll.

In der eigentlichen Entwässerungs- und Entsalzungsanlage fließt das so vor-behandelte Rohölgemisch durch ein bestehendes Wechselspannungsfeld, wobei die kleineren Wassertröpfchen in starke Bewegung gebracht werden und so häufig aneinanderstoßen, daß sie sich bei diesem Vorgang zu größeren Tropfen vereinigen und dann aufgrund des Gewichtsunterschiedes zwischen Wasser und Öl auf den Boden des Behälters sinken und hier als Salzwasser abgezogen werden können. Der Vorgang ist kontinuierlich, wobei die Verweilzeit des Öls im elektrischen Feld so eingestellt wird, daß die geforderten Grenzen in bezug auf Wasser- und Salzgehalt erreicht werden.

Das Rohöl gelangt nunmehr in den Reinöltank, wo es bis zum Abtransport zur Raffinerie bleibt.

Für den Transport zur Raffinerie gibt es verschiedene Möglichkeiten. Die einfachste Methode ist, das Öl durch lange Rohrleitungen, sogenannte Pipelines, unmittelbar von der Sammelstelle im Ölfeld zur Raffinerie zu leiten. Da jedoch die Kosten für eine derartige Leitung sehr hoch sind, lohnt sich ihr Bau nur bei großen Olmengen, einer langen Lebensdauer des Ölfeldes und einer günstigen Entfernung zwischen Ölfeld und Raffinerie. Am weitesten verbreitet ist in Deutschland die Verladung in Kesselwagen, die - in Zügen zusammengestellt - nach einem festen Fahrplan zwischen Feld und Raffinerie pendeln. Wo es möglich ist, wird auch bei uns das Öl auf Tanker verladen, da sie größere Mengen billiger transportieren können.



Förderung von Erdgas



Neben dem Erdöl hat das Erdgas in den letzten Jahren auch in der Bundesrepublik immer mehr an Bedeutung gewonnen. Die bedeutendsten Gas-Lagerstätten sind im norddeutschen Becken konzentriert, da hier die geologischen Verhältnisse für die Bildung von Erdgas-Lagerstätten besonders günstig waren. Die hier erschlossenen Erdgasvorkommen liegen in Teufen zwischen 2.000 und 5.000 m, so daß die in diesen Vorkommen enthaltenen Gasmengen unter Drücken stehen, die mehrere hundert Atmosphären (bar) betragen. Diese Energie reicht über längere Zeiträume aus, das Gas an die Oberfläche zu fördern, wo es nach Reinigung und Trocknung sicher und kontrolliert den verschiedenen Versorgungssystemen zugeführt wird. Diese hohen Drücke bestimmen sehr wesentlich die Auswahl der kostspieligen Förderausrüstung.

Reicht der Druck in der Lagerstätte nicht mehr aus, um das Gas bis zum Verbraucher zu befördern, werden an geeigneten Stellen Kompressoren in die Leitungen eingeschaltet, die den Druck erhöhen.



Das ,,Frac"-Verfahren



Allerdings haben nicht alle Erdgas-Lagerstätten - insbesondere in größeren Tiefen - einen ausreichend durchlässigen Porenraum für eine gute Förderrate. Vor dieser Situation steht die Förderindustrie immer häufiger, seit sie in den vergangenen Jahren in die tieferen Stockwerke der Erdrinde vorgedrungen ist. Im sogenannten ,,Rotliegenden" sowie im Karbon" gibt es Erdgasvorkommen, die in sehr feinporigen Sandsteinschichten angetroffen wurden. Eine wirtschaftliche Förderung kann erst mit einer ,,Frac-Behandlung" sichergestellt werden.

Wenn eine Bohrung auf eine derartige Lagerstätte gestoßen ist, geht der eigentlichen ,,Frac-Behandlung" eine eingehende Prüfung der Lagerstätte mittels Bohrlochmessungen und -teste sowie der gewonnenen Kerne voraus. Insbesondere das Kemmaterial wird mit verschiedenen physikalischen und chemischen Methoden untersucht. Aufgrund dieser Untersuchungen wird die Lagerstätte bewertet und unter Zuhilfenahme von Computern ein Programm für die ,,Frac-Behandlung" erstellt. Über Wirtschaftlichkeitsberechnungen wird versucht, die optimale Länge des Fracs zu ermitteln.

Als Frac-Flüssigkeit kommen Wasseroder Öl-Emulsionen in Frage, die mit Hilfe von Polymerzusätzen die erforderliche Tragfähigkeit für das Stützmittel erhalten. Die Frac-Flüssigkeit wird unter hohem Druck von bis zu 1.000 bar in das Bohrloch gepumpt, wobei das Stützmittel - ein druckfestes, feinkörniges keramisches Material (z. B. Bauxit) - hinzugegeben wird. Unter dem hohen Druck entsteht ein Riß im Gestein, der sich bis mehrere hundert Meter vom Bohrloch ausbreitet. Dieser Riß wird durch das Stützmittel offengehalten, während die FracFlüssigkeit zum Teil wieder zutage gefördert wird. In der mit Stützmittel gefüllten Spalte sammelt sich das aus einer nun sehr viel größeren Fläche ausströmende Gas an und ist mit erheblich größeren Förderraten gewinnbar, weil das Stütz-mittel eine hohe Durchlässigkeit besitzt.

Den bisher größten Frac in Europa hat Mobil Ende 1982 im neu entdeckten Erdgasfeld Söhlingen angewandt. Dabei wurden Pumpen mit einer Gesamtantriebsleistung von 16.500 kW benötigt, um 2.600 m 3 Frac-Flüssigkeit und etwa 550 t Stützmittel mit rd. 650 bar in die rund 4.800 m tiefe Lagerstätte zu pumpen. Der erzeugte Riß hatte eine Gesamtlänge von 800 m, eine Höhe von rd. 115 m und eine Breite von etwa 2-3cm. Die Förderrate verfünffachte sich. Die Kosten betrugen rd. 6 Millionen DM



Aufbereitung von Erdgas



Jedes Erdgas stellt ein Gemisch von mehreren gasförmigen Komponenten dar 1 deren Anteile je nach Lagerstätte unterschiedlich hoch sein können. Wird von Erdgas als Energieträger gesprochen, so sind dessen Hauptkomponenten Kohlenwasserstoffe, von denen in der Regel das Methan (CH 4 ) den größten Anteil einnimmt. In geringerem Maße sind auch ,,höhere" Kohlenwasserstoffe wie z. B. Athan und Propan Bestandteile des Erdgases. Darüber hinaus sind fast immer nicht brennbare Bestandteile (Inertgas) wie Kohlendioxid (CO~ und Stickstoff (N 2 ) sowie Spuren von Edelgasen vorhanden.

Wie die atmosphärische Luft ist auch Erdgas in der Lage, Feuchtigkeit bis zur Sättigung aufzunehmen. Die Menge des im Gas enthaltenen Wasserdampfes wird durch Druck und Temperatur bestimmt.

Da die Erdgas-Lagerstätten generell außer dem Gas auch Wasser enthalten, ist das geförderte Gas mit Wasserdampf gesättigt, der bei Druckentspannung über Tage und Abkühlung als freies Wasser aus dem Gas auskondensiert.

Dieses Wasser würde in den Fördereinrichtungen und Leitungen hohe Druckabfälle, bei niedrigen Temperaturen Einfrierungen und ggf. auch Korrosion verursachen. Zur Verhütung dieser unerwünschten Erscheinungen sind vor dem Eintritt des Gases in die Pipeline Einrichtungen erforderlich, mit denen das mitgeförderte und kondensierende Wasser abgeschieden wird.

In diesen sogenannten Gas-Trocknungsanlagen wird darüber hinaus durch Einsatz stark hygroskopischer Chemikalien dem Gas so viel Feuchtigkeit entzogen, daß selbst bei Temperaturen unter dem Gefrierpunkt kein Wasser auskondensieren kann. Dies ist auch bei untertägig verlegten Gasleitungen erforderlich, da in strengen Wintern der Bodenfrost die Leitung erreicht und Einfrierungen in der Leitung verursachen könnte. Hinsichtlich Wirkungsweise, Aufbau und Chemikalieneinsatz gibt es verschiedene Methoden für die Gas-Trocknung. Als häufigstes Trockenmittel wird ,,Glykol" verwendet, eine organische Flüssigkeit, die begierig Wasser aufnimmt und unbegrenzt mit Wasser mischbar ist. Die Zeichnung zeigt schematisch einen häufig eingesetzten Gas-Trocknungs-Anlagentyp auf Glykol-basis. Vom Bohrloch aus gelangt das nasse, unter hohem Druck stehende Erdgas in den Vorabscheider, wo das freie Wasser und mitgeförderte Verunreinigungen wie Bohrspülung, Sand und Ton abgeschieden und dem Wassertank zugeleitet werden. Bei Beginn der Förderung wird das Gas in einem Durchlauferhitzer vorgewärmt und dann über ein Reduzierventil auf Anlagendruck entspannt. Sobald genügend Wärme aus dem Bohrloch mitgefördert wird, muß das Gas nach der Entspannung in dem Kühler soweit abgekühlt werden, daß es die für den folgenden Prozeß geeignete Temperatur hat. Das bei der Entspannung anfallende Wasser wird in einem Abscheider aus dem Gasstrom entfernt.

Von hier tritt das Gas in den unteren Teil des Absorbers ein, der mit mehreren übereinander angeordneten Glocken-böden ausgerüstet ist. Beim Durchperlen durch die Glockenböden kommt das Gas in engen Kontakt mit dem im Gegenstrom von oben nach unten fließenden Glykol. Hierbei wird dem Gas der größte Teil der noch verbliebenen Restfeuchtigkeit durch das Glykol entzogen. Das getrocknete Gas verläßt am oberen Ende den Absorber und tritt nach der Mengenmessung in die Verbindungsleitung zur Erdgasfernleitung ein.

In den für die Gas-Trocknung notwendigen Glykolkreislauf ist die Regeneration eingeschaltet. Hier wird das Naßglykol, das vom Absorber kommt, auf eine Temperatur von etwa 2000 C erhitzt. In der aufgesetzten Destille werden die Glykoldämpfe kondensiert, während der Wasserdampf dem Stapeltank zugeführt wird, wo er zu Wasser kondensiert. Das getrocknete Glykol verläßt die Regeneration über einen Überlauf und fällt in den Reinglykol-Vorratstank, um von hier aus wieder in den Absorber gepumpt zu werden.

Wenn das Gas mit sehr hohem Druck aus den Lagerstätten fließt, kann es auch durch das Senken des Druckes (Entspannung) getrocknet werden. Dabei wird der physikalische Effekt ausgenutzt, daß sich Erdgas bei der Entspannung abkühlt. Diese Abkühlung kann bis unter den Gefrierpunkt gehen. Hierbei werden nach dem Abkühlen das ausgeschiedene Wasser und andere Begleitstoffe, wie z. B. höhere Kohlenwasserstoffe, von dem Gas getrennt.

Dieses Verfahren wird, wenn die Abkühlung durch Entspannung nicht mehr ausreicht, durch einen Kühlprozeß, wie er auch in einem Haushaltskühlschrank angewendet wird, ergänzt.

Neben den anfangs erwähnten Teilkomponenten - wie N 2 , C0 2 und Edelgase haben Erdgase der tieferen geologischen Stockwerke (Zechstein) auch Bestandteile, die sorgfältig ausgewählte Förderausrüstungen, besondere Fördermethoden und ein anschließendes Reinigungsverfahren (Aufbereitung) erfordern. Der in diesem Gas enthaltene Schwefelwasserstoffanteil (H 2 5) - ein übelriechendes, giftiges und stark korrosives Gas - verlangt bei der Förderungbesondere Sicherheitsvorkehrungen und setzt den Einsatz von hochqualifiziertem Material voraus .Der Anteil dieser Gasart - der Fachmann spricht hier von Sauergas - an den Gesamtreserven in der Bundesrepublik ist relativ hoch, wäre aber ohne besondere Aufbereitungsverfahren für den Energiemarkt wertlos.

Der Entzug des Schwefelwasserstoffes aus dem Erdgas erfolgt in besonders dafür konstruierten Aufbereitungsanlagen, die von den Erdgasproduzenten sehr hohe Investitionen verlangen und deren Verfahrenstechnik besondere Fachkenntnisse erforderlich macht.



DIE ABSATZMÄRKTE DER MINERALÖLINDUSTRIE



Seit der ersten Ölpreiskrise von 1973/74 ist der Anteil des Mineralöls am Primärenergieverbrauch weltweit von 47 auf 38 Prozent (1987), in der Bundesrepublik Deutschland sogar von 55,2 auf 42,0 Prozent, zurückgegangen. Trotz dieser ständig rückläufigen Tendenz liefern Erdölprodukte immer noch den größten Beitrag zur Deckung des Energiebedarfs. In der Bundesrepublik Deutschland folgten 1987 dem Mineralöl die Steinkohle mit 19,4, die Naturgase mit 16,8, die Kernenergie mit 10,9 und Braun-Pech-Kohlc mit 8,1 Prozent.

Auffälligstes Merkmal der Entwicklung seit 1973 ist der starke Rückgang beim industriellen Verbrauch des schweren Heizöls. Die Ursache hierfür liegt in verschärften Umweltschutzauflagen, deren Erfüllung beim Einsatz von schwerem Heizöl im Gegensatz etwa zum Erdgas - erhebliche Investitionen erfordert. Unberührt hiervon blieb der Bedarf der Industrie an anderen Mineralölprodukten - vor allem an Schmierstoffen, ferner an Prozeßölen, Lösemitteln und weiteren Spezialerzeugnissen.

Beim Energieverbrauch des Verkehrs blieb die Spitzenstellung des Mineralöls unangefochten. Beachtenswert sind hier zwei Tendenzen, die sich im Bereich der Personenkraftwagen ergaben: einerseits eine deutliche (absolute und prozentuale) Zunahme des Dieselverbrauchs und andererseits ein beachtlicher Rückgang im spezifischen Kraftstoffverbrauch - eine Entwicklung, zu der nicht nur sparsamere Motoren und aerodynamische Karosserien, sondern auch veränderte Verhaltensweisen der Autofahrer beigetragen haben.

Ein wesentlicher Teil der Zentralheizungen in Ein- und Mehrfamilienhäusern wird mit leichtem Heizöl betrieben. Daneben verwenden zahlreiche Haushalte in ländlichen Gebieten Flüssiggas, vor allem für Kochzwecke. Auch an der Femwärmeversorgung ist die Mineralölindustrie beteiligt. Sie betreibt - überwiegend mit schwerem Heizöl - eine große Zahl von Heizkraftwerken.

Ein weiterer Absatzmarkt ist die Landwirtschaft. Die Mechanisierung der Betriebe durch den Einsatz von Traktoren und anderen Arbeitsmaschinen hat auch hier zu einem hohen Verbrauch an Mineralölprodukten geführt.



DIE ORGANISATION DER VERTRIEBSGESELLSCHAFTEN



Beim Vertrieb stehen die großen Mineralölgesellschaften im Vordergrund, die über Tochtergesellschaften in vielen Ländern vertreten sind und ihre Produkte unter eigenen Warenzeichen oder Marken absetzen. Wie im Aufbau und Führungsstil unterscheiden sich diese Unternehmen und Tochtergesellschaften auch in Einzelheiten der Organisation ihrer Verkaufsaktivitäten. Entscheidend sind jedoch die Gemeinsamkeiten.

So muß jede Vertriebsorganisation auf die Eigenart der einzelnen Mineralölprodukte und ihrer Abnehmer ausgerichtet sein. Darüber hinaus hat sie alle sich ihr bietenden Möglichkeiten sowohl zur (investitionsintensiven) Modernisierung ihrer Einrichtungen als auch zur (kostensenkenden) Rationalisierung ihrer Arbeitsabläufe wahrzunehmen. Nicht zuletzt ist sie im Zusammenwirken mit anderen Unternehmensbereichen so flexibel zu gestalten, daß sie selbst in Krisensituationen in der Lage ist, die jeweils benötigten Qualitäten und Mengen schnellstmöglich zu liefern.

Die Organisation der Mineralölunternehmen, in welcher dem Verkaufsbereich eine entscheidend
Propan-1,2,3-triol
Senior Member
Benutzer-Profile anzeigen
Senior Member


Anmeldungsdatum: 17.03.2005
Beiträge: 1108
Wohnort: BW

BeitragVerfasst am: 17 Apr 2005 - 17:24:48    Titel:

Schön rauskopiert ^^
Beiträge der letzten Zeit anzeigen:   
Foren-Übersicht -> Chemie-Forum -> Vergleich zwischen Erdgas und Erdöl
Neues Thema eröffnen   Neue Antwort erstellen Alle Zeiten sind GMT + 1 Stunde
Seite 1 von 1

 
Gehe zu:  
Du kannst keine Beiträge in dieses Forum schreiben.
Du kannst auf Beiträge in diesem Forum nicht antworten.
Du kannst deine Beiträge in diesem Forum nicht bearbeiten.
Du kannst deine Beiträge in diesem Forum nicht löschen.
Du kannst an Umfragen in diesem Forum nicht mitmachen.

Chat :: Nachrichten:: Lexikon :: Bücher :: Impressum