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Enstehung des Erdöls
Enstehung des Erdöls
Die Enstehung des Erdöls ist bis heute nicht in allen
Einzelheiten geklärt,
dennoch kann folgende Entwicklungskette als gesichert
angesehen werden:
Das Plankton (organische Substanz in der oberen
Wasserschicht der Meere) bildet den Grundstoff. Ein Teil des abgstorbenen
Planktons sinkt auf den Meeresboden und wird dort, vor allem in seichtem,
schlecht durchlüfteten Meeresbuchten - besonders vor
Flußmündungen -, rasch von tonigen Sinkstoffen überdeckt. Dieser
organischen und anorganischen Sinkstoffe bilden Faulschlamm. Durch anaerobe
(ohne Sauerstoff lebende) Bakterien wird der Faulschlamm zu Primärbitumen
umgewandelt. Bei weiterem Absinken des Meeresbeckens, zunehmender
Mächtigkeit der Sedimentationsschichten und damit verbunden Anstieg von
Druck und Temperatur in der Tiefe, entstehen aus den Bitumen durch chemische
Umsetzung flüssige und gasförmige Kohlenwasserstoffe - Erdöl und
Erdgas. Durch unterschiedliche Einflüsse während der Bildung in den
einzelnen Entstehungsgebieten kann sich eine Vielzahl von Rohöl
verschiedener Zusammensetzung bilden:
-flüssig bis fest
-bernsteinfarben bis schwarz
-mit oder ohne Schwefel
-reich bzw. arm an Bitumen
Durch zunehmenden Druck - Überlagerungsdruck oder
seitlichen Druck bei der Entstehung eines Gebirges - werden Erdöl und
Erdgas aus dem tonigen Entstehungsgestein, dem Muttergestein, ausgepresst und
wandern durch Klüfte und Spalten in poröse Speichergesteine wie Kalk-
oder - Faziesfallen
Sandsteine. Diese Wanderung (Migration) wird dort
unterbrochen, wo eine undurchläßige Schicht wie Salz und Ton den
weiteren Weg versperrt. Das Öl "sitzt in der Falle". In diesen
Erdölfallen sammeln sich die Kohlenwasserstoffe in den Poren des
Speichergesteins wie das Wasser in den Poren eines Schwammes. Man unterscheidet
drei Haupttypen:
1. Strukurelle Fallen
-Antiklinalen
2. Tektonische Fallen
(Störungsfallen)
-Monoklinalen
-Störungsfallen
3. Stratigraphische Fallen
-Diskordanzfallen
-Faziesfallen
Die Antiklinalen stellen den Lagerstättentyp mit der
größten Bedeutung dar Aufwölbungen mit allseits abfallenden
Flanken bieten bei entsprechender Flächenausdehnung die besten Chancen
für große Lagerstätten. Monoklinalen sind dagegn nur halbe
Antiklinalen, deren andere Hälfte zum Beispiel an einer Verwerfung tief
abgesenkt oder seitlich verschoben ist.
Bei Störungsfallen stößt die
Speichergesteinsschicht gegen eine undurchlässige Schicht. Das gleiche gilt
auch für die Diskordanzfallen wo durch einen Lagerungswechsel die
poröse Schicht von einer undurchlässigen Schicht gekappt
wird.
Faziesfallen entstehen dadurch, daß zum Beispiel eine
Sandsteinschicht ausdünnt und keilförmig verschwindet beziehungsweise
durch undurchlässigen Ton vertreten wird. Man kann solche Wechsel in der
Ausbildung einer bestimmten Schicht (Fazies = Aussehen) gut an heutigen oder
früheren Flußufern und im Watt beobachten.
In nahezu allen Öl- und Gasfeldern beobachtet man
Kobinationen von verschiedenen Fallentypen. Fast alle großen Antiklinal -
Lagerstätten werden auch von Störungen durchzogen, und vor allem die
an Salzstöcke gebundenen Felder sind oft tektonisch außerordentlich
kompliziert was auch die Optimierung der Produktion sehr
erschwert.
Dies macht deutlich, daß die suche nachErdöl und
Erdgas eigentlich nur eine Suche nach Fallen ist. Es ist einleuchtend, daß
in neune Explorationsgebiten (z.B. Nordsee) zunächst gute Chancen auf
große Felder = große Fallen bestehen, Während sich die Suche in
weitgehend erforschten Gebieten (Nordwestdeutschland) auf kleine, komplizierte
und vielleicht fragliche Fallen erstrecken muß.
[GRAFIK]
Die wichtigsten Lagerstätten:
1. Unter einer Aufwölbung
(Antiklinale)
2. In einem Korallenriff
3. Unter übergreifenden Schichten
(Diskordanz)
4. An einer Salzstockflanke
5. An einer gegensinningen Abschiebung
7. Scheitellagerstätte
Die Lagerstätten im Bereich des Kontinalschelfs
(Offshore - Bereich) gehören genetisch auch zu diesen
Haupttypen.
Riesige Ölvorräte finden sich in Ölsanden und
Ölschiefern, vor allem in Nord- und Südamerika sowie in Australien.
Derartige Lagerstätten werden jedoch derzeit aus wirtschaftlichen
Gründen noch kaum abgebaut. Da die Gewinnung sowie die Veredlungsverfahren
sehr Kostenintensiv sind, lohnte sich der Abbau nur, wenn der Ölpreis circa
30 $ pro Barrell (amerikanische Masseinheit für Flüssigkeit; circa
1191) betragen würde. Diese Marke wurde Anfang der achtiziger Jahre
überschritten, das Gewinnungsverfahren war damals alleridngs noch doppelt
so teuer wie heute.
Zeitliche Entstehung:
Bedingungen, wie sie für die Bildung von
Erdölmuttergesteinen nötig sind, fanden sich vor allem in nicht
allzutiefen, von offenen Ozeanen weitgehend abgetrennten Meeresgebieten. In
Mitteleuropa herrschten entsprechende Bedingunggen vor allem im Erdmittelalter,
insbesondere im Unteren oder "Schwarzen" Jura, also vor cica 190 bis 210
Millionen Jahren.
Umgebungsvorraussetzungen:
Für die Bildung von Erdöl liegt die optimale
Temperatur zwischen 60 und 120 ° C, wie sie in einer Tiefe von 2000 bis
4000 Meter herrscht.
Die Erdölsuche:
Grundlage für die Erdölsuche ist möglichst
genaues Kartenmatrial. In bestimmten Gebieten (z.B. 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
Luftbildfotgraphie 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 etwas zwei drittel überlappt. Außerdem
überdeckt jede Serie die Fläche der Vorangegangen 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 genau 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 stehts
selbst das betreffenden 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 Labor genauer Untersucht.
Weitere solcher Beobachtung vermitteln dem Geologen
allmählich ein vollständiges Bild der an der Oberfläche
anstehenden Gestein. Er kann daraufhin eine Karte anfertigen die durch einen
Querschnitt ergänzt wird. Auf Grund der Geologischen Unterlagen wird dann
eine geophysikalisches Messprogramm 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.
Unter normalen Vorraussetzungen haben die ersten Bohrungen
auf den besten Strukturen sehr gute Erfolgschancen. In vielen Gebieten der Erde
werden jedoch Öl- und Gasansammlungen unter bestimmten Verhältnissen
angetroffen, die viele Bohrungen in unterschiedlichen Lagerstättentypen
erfordern, um die Bedingungen für die Ölsentstehung in diesem Gebiet
und die Eigentümlickeiten 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.
Doch dies ist nur die "einfachste" Methode der
Erdölsuche. Ein wesentlich komplexeres Verfahren stellt die 3D-Seismik
dar.
Verfahren der 3D Seismik:
Das Verfahren beruht wie beim Echo auf dem Prinzip der
reflektierten Schallwellen. Bei den Messungen werden durch kleine Sprengungen in
flachen Bohrlöchern, durch Vibratoren entlang von Wegen oder durch
Luftpulser im Wasser künstlich Schwingungen ausgelöst, die von den
verschiedenen Gesteinschichten im Untergrund an die Oberfläche
zurückgeworfen werden. Dort werden die zurückkehrenede Schallwellen
mit ihren gesteinsspezifischen Informationen von hochempfindlichen Geophonen
registriert, in elektrische Impulse umgewandelt und in einer zentralen
Messapparatur digital auf Magnetband aufgezeichnet.
[GRAFIK]
Die Bohrung nach Erdöl:
[GRAFIK]
Die eigentliche Bohrung führt der Meißl aus,
welcher sich am unteren Ende des Bohrgestänges befindet, der sogenannten
Schwerstange.
Diese Meisel, die von unterschiedlicher Bauart sein
können
(siehe nächste graphische Darstellung), fressen sich
drehend durch die sich unter dem Bohrturm befindenen Gesteinsschichten. Diese
Meisel befinden sich an einem Bohgestänge, welches aus knapp 10 Meter
langen Rohren zusammengestzt ist. Am oberen Ende des Bohrgestänges befindet
sich die vierkantige Mitnehmerstange. Sie überträgt die Rotation des
durch leistungstarke Motoren angetriebenen Drehtisches auf das
Bohrgestänge.
Das viele Tonnen wiegende Gestänge hängt an einem
Flaschenzug, welcher sich im Bohrturm befindet. Die Härte der
Gesteinsschichten wirkt sich auf den täglichen Fortschritt aus. Dieser
Fortschritt kann im günstigsten Falle einige Meter betragen, im
ungünstigsten nur wenige Dezimeter. Durch das hohle Bohrgestänge wird
eine Spülflüssigkeit zum Meisel gepumpt, welche ihn kühlt und ihm
beim zermahlen des Gesteins unterstützt. Die Spülflüssigkeit
steigt ausserhalb des Bohrgestänges wieder empor, und befördert
gleichzeitig Gesteinssplitter wieder an die Oberfläche. Außerdem
dichten bei diesem Vorgang die Gesteinssplitter die Wände des Bohrlochs ab
und verhindern durch ihr Gewicht den Ausbruch des Öls. Sicherheitshalber
ist die Bohrung mit einem Blowout - Preventer versehen, einem Ventilsystem, mit
dem die Bohrung bei Gefahr eines Ausbruches verschlossen werden kann.
[GRAFIK]
verschiedene
Meißel
Die oben aufgeführte Bohrtechnik ist jedoch nur die
"einfachste" Grundmethode.
Im Folgenden sind noch mal alle Methoden mit einer kurzen
Beschreibung
erläutert:
Das Rotaryverfahren:
Durch einen dieselelektrischen Antrieb wird über den
Drehtisch und die darin verankerte Mitnehmerstange das Bohrgestänge mit dem
Bohrmeisel gedreht. Durch die Drehbewegung zertrümmert der Meißel das
Gestein und vertieft das Bohrloch stetig. Die Meißel werden stumpf und
müssen ersetzt werden, so werden z.B. für eine 5000 Meter Bohrung 40
bis 60 Meißel benötigt.
Dies ist eine moderne Tiefbohranlage. Dabei werden immer
mehr sogenannte Top-Drive-Antriebe eingesetzt. Auf diese Weise wird der
Bohrfortschritt beschleunigt.
[GRAFIK]
schematische Darstellung eines Bohrturms
Turbinenbohren:
Ein anderes modernes Bohrverfahren ist das Turbinenbohren.
Dabei sitzt die antreibende Turbine unmittelbar über dem Meißel, und
wird von der Spülflüssigkeit angetrieben. Solche
Meißeldirektantriebe werden zum ändern der Bohrrichtung benutzt, dem
sogenannten Ablenkbohren. Bei diesem Verfahren wird das Bohrloch von einer
bestimmten Tiefe an von der vertikalen Bohrrichtung abgelenkt. Dies bringt
folgende Vorteile mit sich: Lagerstätten unterhalb dicht besiedelter, unter
Wäldern, Mooren und anderen Biotopen können erschlossen werden, was
dem Umweltschutz sehr zu Gute kommt. Durch Hilfe einer Richtbohrung
läßt sich von einer einzigen Förderplattform ein
kreisförmiges Areal abbohren, so daß man weit weniger Plattformen
benötigt.
Horizontalbohren:
Im zunehmenden Umfang kommt die Horizontalbohrtechnik zum
Einsatz, bei der innerhalb der Lagerstätte horizontal gebohrt wird. Sie
erlaubt es, mit einer geringen Anzahl von Bohrungen ein Ölfeld zu
erschließen.
[GRAFIK]
abgelenkte
Bohrungen
Anmerkung der Autoren:
Für eine heute typische Bohrung in eine Tiefe von 5000
Metern entstehen Kosten in Höhe von 14 bis 20 Millionen DM [das sind
zwischen 9,3 und 14.5 Millionen $ ( wir wollten so gern mal das "$" -Zeichen
testen !!! )]
Auswertung der
Bohrergebnisse:
Die geologische Auswertung jeder Bohrung erfordert eine
Reihe von verschiedenen Messungen, Beobachtungen und Untersuchungen. Die mit der
Spülung ausgewaschenen Gesteinsbröckchen (siehe oben) und die mit
ringförmigen Spezialmeißel erbohrte Gesteinskerne (siehe graphische
Darstellung unterhalb dieses Textes) erlauben es den Geologen in Verbindung mit
physikalischen Bohrlochmessungen oder Testen, Aufschluss über die
durchbohrte Schichtenfolge, die Gesteinsart, sowie Inhalt und Art des Gesteins
zu bestimmen.
[GRAFIK]
Bohrkerne aus verschieden
Gesteinsformationen
Um beurteilen zu können ob eine Bohrung fündig ist
oder nicht, sind Angaben über die Porösität, Wasser- oder
Kohlenwasserstoff-Sättigung, Permabilität (Durchlässigkeit),
Temperatur, Druck, Verlauf der Formationen und die minerallogische
Zusammensetzung des Gesteins unerläßlich. Zur Ermittlung dieser Daten
dienen Sonden die an einem Kabel in ein Bohrloch eingeführt werden und die
benötigten physikalischen Parameter messen. Die durch das
Kabelübertragenen Daten werdeb audf einem Diagramm und gleichzeitig auf
einem Magnetband augezeichnet. Die hierdurch gewonnenen Daten werden von
Spezialisten direkt vor Ort oder später in einem Rechenzentrum ausgewertet.
Erdölführende Formationen lassen sich dann mit Sicherheit
erkennen.
Nach der Entdeckung des Erdölvorkommens werden in einer
zweiten Phase Erweiterungsbohrungen niedergebracht, welche die Ausdehnung des
Feldes feststellen. Mit Hilfe aufwendiegerphysikalischer Untersuchungen und
Berechnungen läßt sich dannn ermitteln, wie hoch förderbare
Reserven liegen.
Um das in der Lagerstätte enthaltene Erdöl mit
möglichst wenigen Produktionsbohrungen zu erschließen, sind viele
Faktoren zu berücksichtigen (geologische, physikalische, wirtschaftliche
und technische).
Anzahl, Abstand und Art der Bohrung in einem Feld sind
ausschlaggebend für die Kosten der Förderung.
Die Förderung:
Bei der Förderung kam aufgrund der damaligen
technischen Möglichkeiten (um 1870) nur die Primärförderung in
Frage. Dabei nutzte man den natürliche Lagerstättendruck, der von der
Gaskappe ausgeht, die sich über dem Öl bildet. Die Nachfrage nach
verschiedenen Erdölprodukten stieg mit der zunehmenden Industrialisierung
rapide an. durch die Erfindung der Sicherheits-Petroleumlampe 1870 und des
Automobils durch Karl Benz 1895 wurden breite Käuferschichten auch im
privaten Bereich erschlossen. Seit 1920 schließlich wird Erdöl auch
in der Petrochemie verarbeitet. Damit war für die gesammte Palette der
verschiedenen Erölderivate ein Markt gefunden. Auf Grund der geringen
Lebensdauer der bekannten Ölreserven kommt der Exploration (Erforschung)
neuer Lagerstätten eine wachsende Bedeutung zu. Dabei bringen die
Explorationstrupps in immer marktfernere Gebieten vor - Schelfgebiete
(Offshore-Vorkommen), arktische Regionen oder Regenwaldgebiete. Da die Kosten
für Bohrungen auf dem Meeresboden circa 5 Millionen Dollar (das sind zu
heutigen Wecheslkusen (Quelle: Pro Sieben Videotext) 8 Millionen deutsche
Demark) pro Monat betragen, muß durch modernste Techniken vorab erforscht
werden, ob sich ein soches Unternehmen lohnt. Nach etwa 2 Jahren (24 Monate oder
720 Tage oder 17280 Stunden oder 1036800 Minuten oder 62208000 Sekunden)
dauernden Voruntersuchungen werden Explorationsbohrung niedergebracht, bevor
nach weiteren drei bis vier (Sie können es sich selber ausrechnen (ist ganz
einfach)) Jahren entschieden wird, ob die eigentliche Förderung
aufgenommen werden. Die hohe Kosten und die Knappheit der Reserven erfordern
bessere Fördermethoden als die traditionelle Primärförderung, bei
der die Ausbeute der Ölvorkommen bei nur etwa 20% lag.
Die modernen
Fördermethoden:
moderne
Primärförderung:
In der ersten Phase fließt das Erdöl aufgrund des
natürlichen Lagerstättendrucks der z.B. in 2500 Meter Tiefe circa 250
bar beträgt, selbstständig zu den Produktionssonden und steigt eruptiv
an die Erdoberfläche. Mit dem Absinken des Drucks werden zusätzliche
Techniken erforderlich. Je nach den Eigenschaften des Erdöls, seinem Gehalt
an Erdölgas und den jeweiligen Druckverhältnissen, werden entweder
Tiefpumpen in das Bohrloch eingesetzt, von denen oberirdisch nur der Antrieb,
der sogannte Pferdekopf, zu sehen ist, oder man benutzt Hochdruckkreiselpumpen,
die in das Bohrloch abgelassen werden.
Unter günstigen Umständen, etwa bei starkem
wasserbetrieb und guter Lagerstättenausbildung, kann eine primäre
Entölung von über 50% erreicht werden. In ungünstigen fällen
dagegen, so bei mangelndem Lagerstättendruck oder hoher Viskosität des
Erdöls, liegen die primären Entölungsgrade nur bei 5-15% des
Ursprünglichen Lagerstättengehalts. In Deutschland beträgt die
durchschnittliche Entölung durch Primärverfahren rund
18%.
Sekundär Förderung:
Um gute Produktionsbedingungen aufrecht zu erhalten, ist es
erforderlich, die mit der Primärförderung entnommene Energie von
Aussen wieder zuzuführen und damit den Lagerstättendruck wieder
aufzubauen. Die Verfahren zur Druckerhaltung sind Wasserfluten und
Gasinjektionen, die zusammen als Sekundärverfahren bezeichnet werden. die
Gebräuchlichste Mehtode stellt das Wasserfluten dar, bei dem fortlaufend
Wasser in das Speichergestein eingepresst wird, um den Lagerstättendruck zu
erhöhen oder aufrecht zu erhalten. Durch die Anwendung von
Sekundärverfahren kann der Entölungsgrad im Durchschnitt auf 32%
gesteigert werden.
Teritär Förderung:
Die sogenannten Teritären Gewinnungsverfahren
ermöglichen es, den Nutungsgrad von Erdöllaggerstätten auf circa
45% zu erhöhen. Sie wirken auf die Kräfte ein, die das Erdöl im
Speichergestein zurückhalten und seine Bewegung im Porenraum behindern,
insbesondere sein Viskosität.
In Deutschland werden vor allem thermische
Teritärverfahren angewandt. Die zielen darauf ab, die Viskosität des
Öls zu verringern. Unter den thermischen Verfahren hat das Einpressen von
Wasser und Dampf die größte Bedeutung. Da Terotäre
Förderverfahren äußerst Kostenintensiv sind, lassen sie sich nur
bei einem ausreichend hohen Ölpreisniveau rentabel anwenden. Das
geförderte Erdöl muß über Tage aufbereitet werden, damit es
die für die Verarbeitung in einer Raffenerie erforderliche Qualität
erreicht. Zu diesem Zweck werden das in dem Rohöl enthaltenen Erdölgas
und Verunreinigungen wie Lagerstättenwasser, Sand und Salz in zentralen
Sammelstellen abgeschieden.
Der Transport:
Für den Transport über weite Strecken stellen die
Pipelines das sicherste Transportmittel dar. Mit kosten von 10 Milliarden $
wurde der Bau der "Alaska - Pipeline" zum teuersten privatwirtschaftlichen
Projekt der Weltgeschichte. 1977 wurde die 1280 Kilometer lange Pipeline von den
Lagerstätten in Prudhoe Bay nach Valdez im Süden Alaskas in Betrieb
genommen. Als technische Meisterleistung gerühmt, bei der eine Viellzahl
natürlicher Hindernissen überwunden wurde, stellt die Pipeline
gleichzeitig eine massiven Eingriff in das überaus empfindliche
Ökosystem dar.
Der Transportkostenfaktor führte auch bei den
Tankschiffen zum Bau immer größere Einheiten (bis zu 500 000 Tonnen).
Von diesen Riesentankern können nur fünf Häfen in Europa
angelaufen werden. Alwick in Groß Britannien, Bilbao in Spanien, Bantry
Bay in Irland (inzwischen für Tanker gesperrt), Genua in Italien und Le
Havre in Frankreich. Bedingt durch diese Einschränkung und den allgemeinen
Rückgang der Erdöltransporte liegen inzwischen viele dieser Tanker
ungenutzt in "Parkgewässern".
Weiter erfolgt der Transport mittels Eisenbahnkesselwagen,
binnen Tankschiffen und Straßentankfahrzeugen.
Als Transportteure sind in der Regel freie Unternehmen
tätig, die den Mineralölfirmen ihre Dienste anbieten.
Transportmittel für die Beförderung
gefährlicher Güter, zu denen auch Mineralöl zählt,
müßen spzielle Sicherheitsvorschriften erfüllen, die in sehr
weitgehend transportmittelspezifischen Vorschriften festgelegt sind.
Verordnungen für die Beförderung gefährlicher
Güter auf der Straße (GGVS) und mit der Eisenbahn (GGVE) werden durch
entsprechendes internationales Recht (EU-Rahmenrichtlinien) abglöst. Die
bislang zwischenstaatlich vereinbarten internationalen Verordnungen (ADR, RID)
gelten damit nicht nur für den EU-Raum, sondern ebenso für den
Gefahrguttransport zwischen EU und den übrigen ADR/RID-Vertragsstaaten.
Für den Verkehr mit Seeschiffen und auch Binnenwasserstraßen gelten
bereits vo Anfang an internationale Gefahrgutvorschriften (ADNR/IMDG-Code),
welche durch Verordnungen national in Kraft gesetzt wurden.
In den vergangenen Jahren kam es immer wieder zu
Tankerunglücken mit katastrophalen Folgen für die Umwelt, z.B. Exxon,
Valdez.
Auch kam es immer wieder zu Unfällen mit
Tankfahrzeugen, wie in etwa in Herford.
Als Folge von Unfällen belasten Ölverschmutzungen
die Umwelt. Tankerunfälle können Küstenregionen gefährden
und das Leben von Seevögeln von Meeresbewohnern bedrohen.
Ölgesellschaften, Reedereien und Regierungen verbessern daher seit Jahren
die organisatorischen Möglichkeiten zur Vermeidung solcher Unfälle.
Wegen der langwierigen und schwierigen internationalen Verhandlungen sind die
Probleme zwar erkannt, aber noch längst nicht alle
gelöst.
Zunehmend verschmutzen in das Meer abgegebene
Ölrückstaände aus der Treibstoffaufbereitung der normalen
Handelsschifffahrt die Hohe See und das
Küstengewässer.
[GRAFIK]
Pipeline
Verarbeitung des schwarzen
Goldes:
Raffinerie:
Etwa ein drittel der in Deutschland verbrauchten
Mineralölprodukten kommen in fertiger Form in unser Land. Der
überwiegende Teil unserer Importe - ergänzt durch die heimische
Förderung - besteht hingegen aus Rohöl durch seine Umwandlung bzw.
Verarbeitung in den Raffinerien.
Raffinerien sind die Fabriken der Mineralölindustrie.
Sie unterscheiden sich jedoch deutlich von anderen Fabrikationsanlagen. Allein
das äußere Bild einer Raffinerie mit der Vielzahl von Türmen,
zylindrischen Behältern und zahllosen Rohrleitungen macht den besonderen
Charakter dieser Produktionsstätte deutlich.
Ein weiterer grundlegender Unterschied zu anderen Fabriken
besteht darin, daß in Raffinerien mit Öl und seinen Produkten nur
Stoffe in flüssigem oder gasförmigen Zusatnd verarbeitet werden. Die
Verarbeitungsverfahren weisen einen hohen Automatisierungsgrad auf. Vor allem
dadurch ist die Aufrechterhaltung des stetigen Ablaufes der komplizierten
Prozesse möglich. Regel-, Kontroll- und Meßgeräte sind in
Zentral- und Einzelanlagen zugehörigen Kontrollräumen
zusammengefaßt, in denen sie vom Anlagepersonal betreut werden. Von hier
aus wird die Anlage "gefahren", das heisst es werden Drücke, Temperaturen,
Menegen, Flüssigkeitsstände und Qualtitätsanforderungen
vorgegeben und überwacht.
Rund 300 Mitarbeiter braucht eine Raffinerie mittlerer
Größenordnung, von denen ein Teil im Schichtbereich arbeiten. Ihre
Aufgabe ist die Überwachung und Steuerung des kontinuierlichen Betriebs der
verschiedenen Anlagen. Schichtbetrieb ist notwendig, weil eine Raffinerie,
ähnlich wie eine Hochofenanlage, aus technischen Gründen rund um die
Uhr in Betrieb gehalten werden muß.
Neben den Verarbeitungsanlagen gehören Tank- und
Transportanlagen sowie die Energieversorgung zum Gesamtkomplex der
Produktionsstätte (siehe nächste graphische
Darstellung).
Der größte Teil des Raffineriegeländes wird
dabei von den Tanklagern eingenommen, die die Unterschiede zwischen Produktion
und Verbrauch ausgleichen.
Das gilt für Rohöl wie auch für
Fertigprodukte. Denn während die Produktion im Zeitablauf nahezu konstant
bleiben sollte, schwankt die Produktnachfrage zum Beispiel als Folge saisonaler
Einflüsse. Die Anlagenfahrweisse, die zwischen Rohölzufuhr und
Produktabgabe den Ausgleich herstellt wird von einer besonderen
Betriebsabteilung (Prozesskontrolle) festgelegt.
Die Raffinerie verfügt über Laboratorien zur
Überwachung der Qualität der Fertigprodukte. Verschiedene
Werkstätten führen schließlich die verschiedensten Raparaturen
aus, eine Sicherheitsabteilung überwacht alle Massnahmen der Arbeits- und
Betriebsicherheit. Der Umweltschutzbeauftragte kontrolliert die Einhaltung der
gesetzlichen und lokalen Auflagen. Erste Hilfe - Station, soziale Einrichtungen
und Verwaltung vervollständigen die Raffinerie.
Letztlich sei noch auf die Fackel hingewiesen die neben
Tanks und Destillationstürmen das Äussere Bild einer Raffinerie
mitbestimmt. Die Fackel ist für eine Raffinerie eine unbedingt notwendige
Sicherheitseinrichtung. Bei der Rohölverarbeitung können aus
unterschiedlichen Gründen gelegentlich hohe Drücke in den
Prozeßanlagen entstehen. Damit Behälter und Rohrleitungen nich
aufreissen, muß der Überdruck durch Sicherheitsventile abgebaut
können. Sicherheitsventile blasen in Leitungen ab die zur Fackel
führen. Dort können die Gase die Überdruck ausströmen
kontrolliert verbrannnt werden. Heute werden durch Einrichtungen zur
Fackelgasrückgewinnung die anfallenden Gase in der Raffinerie für
Feuerungszwecke genutzt. Am Fackelkopf ist daher selten mehr als eine kleine
Zündflamme zu sehen.
Überhaupt sind Sicherheits- und
Umweltschutzeinrichtungen heute - wenn auch nicht immer von aussen erkennbar -
ein wesentlicher Teil der Raffinerieanlage. Eine Vielzahl von Auflagen
müssen erfüllt werden: Grenzwerte für den Ausstoss (Emission) von
Luftschadstoffen gehören dazu, maßnahemn zur Lärmbegrenzung,
Anforderung an die Beschaffens des Abwassers, besondere Sicherheitstechnisse
Anforderungen an den Bau der Analge sowie die Insatllation von Messgeräten
zur feststellung der Emision und Messprogramme zur Feststellung
luftverunreinigender Stoffe im Einwirkungsbereich der Raffinerie
(Imissionen).
Insgesamt erstreckt sich der Umweltschutz im
Raffineriebreich auf Umweltschonende Herstellungsverfahren, die Herstellung
umweltfreundlicher Produkte und die Überwachung der Betriebsanlagen
einschließlich der Messprogramme bis hin zum Landschaftsschutz. In den
letzten Jahren hat die Mineralölindusitrie bis zu einem Fünftel ihrer
Investitionen für den Umweltschutz aufgwendet.Die laufenden Betriebskosten
für diese Anlagen schlagen mit jährlich etwa 1 Milliarde DM zubuche.
[GRAFIK]
Erdölchemie:
Die Kohlenwasserstoffe:
Erdöl enthält eine Vielzahl verschiedenartiger
Verbindungen di im wesentlichen aus Kohlenstoffen und Wasserstoffen bestehen.
Daneben finden sich immer auch Verbindungen mit Schwefel, Stickstoff, Sauerstoff
und Spurenelementen.
Die Bausteine dieser Verbindungen, die chemischen Elemente
unterscheiden sich ausser in ihren allgemeinen chemischen Eigenschaften auch
durch ihre Wertigkeit, das heißt ihr Vermögen, sich mit einem oder
mehreren Atomen zu Molekülen zu verbinden. Wasserstoff ist einwertig das
heißt: ein H-Atom kann nur ein einziges Atom an sich binden. Der
Kohlenstoff tritt immer Vierwertig auf: z.B.CH . Er bildet das Gerüst der
Kohlenwasserstoffmoleküle, in denen die einzelnen C-Atome sich
kettenförmig, verzweigt oder ringförmig aneinanderreihen. Wenn die
C-Atome mit einander verbunden sind spricht man von gesättigten
Kohlenwasserstoffen. Es kommen aber auch ungesättigte Kohlenwasserstoffe
vor, in denen zwei C-Atome doppelt oder dreifach gebunden sind. Je nach Art der
Bindung der C-Atome aneinander unterscheidet man bei der
Mineralölverarbeitung vier Hauptgruppen von Kohlenwasserstoffen. Paraffine,
Oleffine, Naphtene und Aromaten (siehe Abbildung unterhalb dieses Textes).
Raffinerietechnik:
Wie aus folgenden graphisch dargestellten
Verarbeitungsschema hervorgeht, gibt es in der Raffinerie drei
Hauptprozeßgruppen:
Trennung, Umwandlung und Nachbehandlung. Bei der Trennung
(Destillation) wird der Einsatzstoff (Rohöl) in Produkte mit verschiedenen
Sidebereichen und damit unterschiedlichen Molekulargrößen aufgeteilt.
Bei der Umwandlung (Konversion) wird die Größe oder die Struktur der
einzelnen Moleküle verändert. Zuletzt werden bei der Nachbehandlung
unerwünschte Produktbestandteile entfernt und die Produkteigenschaften -
wie z.B. Farbe, Geruch und Satbilität - verbessert.
Die Destillation
Der wichtigste Verarbeitungsprozeß in einer Raffinerie
ist die Destillation (siehe Abbildung nach diesem Text). Dabei wird das
Rohöl in verschiedene Fraktionen zerlegt.
Im Hauptturm der Rohöldestillation erfolgt die
Auftrennung in die einzelnen Produktgruppen, die durch ihre unterschiedlichen
Siedebereiche gekennzeichnet sind. Benzin siedet zum Beispiel zwischen 35 und
180 °C, Mitteldestillate dagegen erst bei 170 bis 370 ° C. Nachdem
das Öl den Rohöltank verlassen hat wird zuerst in einem Entsalzer der
Salzgehalt des Rohöls reduziert. Dann wird das Öl in
Wärmeaustauschern vorgewärmt und in den Röhrenöfen auf
Destillationstemperatur aufgeheitzt Dabei verdampft ein Großteil des
Rohöls.
Das Dampf- /Flüssigkeitsgemisch trennt sich bei
atmosphärischem Druck in den bis zu 50 m hohen DestilIationstürmen
auf. Die Dämpfe steigen in den Türmen hoch. Je schwerer sie sind,
desto schneller verflüssigen sie sich wieder.
Auf den Destillationsböden, die mit zahlreichen
Öffnungen versehen sind, bilden sich dadurch Flüssigkeitsschichten.
Nachströmende Dämpfe treten durch bie Offnungen und mischen sich mit
den bereits kondensierten Bestandteilen. Bei dieser intensiven Vermischung der
leichteren und schwereren Anteile findet ein Austausch statt: Schwere Teile des
aufsteigenden Stromes werden zurückgehalten und leichte, die noch in der
Flüssigkeitsschicht sind, verdampfen wieder und steigen nach oben. Ein Teil
der Flüssigkeit wird zur Verstärkung dieses Stoffaustausches wieder
auf den nächsttieferen Destillationsboden
zuriickgeführt.
Ein Destilltionsturm enthält eine beträchtliche
Anzahl solcher Böden. Die leichtesten Produkte [ Methan, Ethan, Propan,
Butan (das kennen wir doch irgendwoher ?!?!?!)] durchströmen die
Destillationskolonne geradewegs und kommen am Kolonnenkopf gemeinsam als Gase
an. Sie werden anschließend durch erneute Destillation wieder aufgetrennt.
Die nicht verdampften schwersten Anteile fließen zum Boden der Kolonne und
werden dort abgezogen. Im Mittelteil des Turmes werden von den betreffenden
Böden die Mitteldestillate direkt abgeleitet.
Aus den Rohöldestillationstürmen werden im
allgemeinen folgende Grundpunkte oder `Fraktionen` gewonnen: Raffineriegas,
Flüssiggas und Benzin am Kopf der Fraktionskolonne, Mitteldestillate an der
Seite des Turmes und Rückstände am Boden der Kolonne. Allerdings kann
man mit diesem Verfahren die Kohlenwasserstoffgruppen aus dem Rohöl nur so
herausholen, wie sie von Natur aus darin enthalten sind. Die Ausbeute an
verschiedenen Produkten ist also im wesentlichen nur durch die Verarbeitung
verschiedener Rohölsorten -
leichter oder schwerer - oder über die Verschiebung der
Siedegrenzen steuerbar. Während die Wahl der Rohölsorte eine Frage der
Verfügbarkeit und des Preises ist - leichte Rohöle sind wesentlich
teurer und seltener als schwere - , macht man sichi bei der Verschiebung der
Siedegrenzen die Tatsache zu nutze, daß die Trennung der einzelnen
Kohlenwasserstoffgruppen in der Destillation Spielräume bietet. So gibt es
im Grenzbereich zwischen den verschiedenen Kohlenwasserstoffgruppen, den
`Schnitt`, Bestandteile, die sowohl dem einen wie dem anderen Schnitt zugeordnet
werden können. Z.B. können etwa 3 bis 5 % des Mitteldestillatschnittes
dem Benzin zugeschlagen werden. Das gleiche ist beim Übergang des
Mitteldestillates zum schweren Heizöl möglich.
Qualitätsanforderungen an die einzelnen Produkte setzen diesem Vorgehen
allerdings Grenzen.
Vakuumdestillation:
Der Rückstand der atmosphärischen Destillation ist
ein Gemisch von Stoffen, deren Siedetemperatur bei über 360° C liegen.
Da sich diese Bestandteile bei noch höheren Temperaturen zersetzen
würden, leitet man den Rückstand in einen zweiten Destillationstur,
der unter vermindertem Druck (50 Millibar) steht. Dadurch werden die
Siedetemperaturen der Gemischbestandteile um bis zu 150° C gesenkt, so
daß der Rückstand schon bei niedrigen Temperaturen fraktioniert
werden kann. Bei dieser Vakuumdestillation gewinnt man Schmieröle (wir
haben festgestellt, daß der Motorsport ohne Vakuumdestillation nicht
existieren könnte). Die Schmierölfraktionen enthalten auch Feststoffe
die sogennanten Paraffine. Sie werden abgetrennt und werden Bohrwachs, Kerzen
u.a. verarbeitet. Der nicht verdampfte Rest, das Bitumen, wird für
Isolieranstriche, Straßenbeläge und Dachpappe
verwendet.
Das thermische Cracken:
Das älteste und einfachste Crack-Verfahren ist das
thermische Cracken. Während bei der Destillation nur die von Natur aus im
Rohöl vorkommenden Kohlenwasserstoffe voneinander getrennt und in Guppen
aufgeteilt werden können, verwandeln Crack-Verfahren größere
Kohlenwasserstoffketten in kleinere.
Hohe Temperaturen bringen die großen Moleküle in
so starke Schwingungen, das ab etwa 360°C die Bindungen zwischen den
Kohlenstoffatomen zerbrechen. Dieser Vorgang spielt sich in den Röhren
eines Spaltofens ab. Die Temperatur -sie kann bis zu 900°C reichen- und die
Verweilzeit der Kohlenwasserstoffe im Crack-Ofen richten sich nach dem
Ausgangsstoff und dem erwünschten Produktausstoß. Zur Gruppe der
thermischen Crack-Verfahren gehört das Visbreaken, eine milde Form des
thermischen Spaltens. Dabei sind Druck (rund 70 bar) und Temperatur (etwa
460°C) niedrig genug; daß schweres Heizöl direkt eingesetzt
werden kann, ohne daß es zur Verkokung kommt. Beim Verkoken setzt sich
Kohlenstoff in fester Form(Koks) ab. Allerdings ist die Ausbeute an leichten
Produkten mit 20 bis 30 Prozent recht gering. Eine weitere Variante des
thermischen Crackens ist das Steamcracken. Beim Steamcracken kommt man mit
geringeren Temperaturen aus, weil der Katalysator den Spaltvorgang erleichtert.
Dadurch erfolgt die Molekülumwandlung schonender als beim thermischen
Cracken, und es entstehen Produkte höherer Qualität. Dabei werden
FIüssiggase, Benzine oder Mitteldestillate in noch leichtere ,,Rohstoffe"
für die chemische Industrie umgewandelt.
Katalytisches Cracken:
Ein wesentlich höheres Umwandlungsergebnis als beim
thermischen erreicht man mit dem katalytischen Cracken. Der Spaltvorgang erfolgt
bei etwa 500° C in Gegenwart eines Katalysators. Katalysatoren sind Stoffe
die die chemische Reaktionen fördern, beschleunigen oder in eine bestimmte
Richtung lenken, ohne sich selbst dabei zu verändern.
Beim katalytischen Cracken verwendet man meist
staubförmige Katalysatoren, wie zum Beispiel synthetische
Aluminiumsilikate, die sich in einem Dampf- Gas- Strom wie eine Flüssigkeit
verhalten. Sie besitzen eine große Oberfiäche ( etwa 100 m2/ g). Als
Einsatz kommen bei
diesem Verfahren überwiegend Wachsdestillation in
Frage, da der Katalysator beim Einsatz von Destillationsriickständen, die
noch Schwermetalle aus dem Rohöl enthalten, seine Aktivität verlieren
wurde. Neue Katalysatorenentwicklungen zielen darauf hin, auch das Cracken
von
Destillationsrückständen zu
ermöglichen.
Während des Crackvorganges setzt sich auf dem
Katalysator Kohlenstoff als Koks ab und nimmt dem Katalysator seine Wirkung.
Deshalb wird er Koks in einem nachgeschalteten Regenerator abgebrannt, so
daß der Katalysator erneut verwendet werden kann. Die beim Abbrennen des
Kokses entstehende Wärweenergie wird für den Crackprozeß
zurückgewonnen. Ergebnis des katalytischen Crackens ist ein Gemisch von
Kohlenwasserstoffen, das vom gasförmigen Methan bis zum Koks aus dem
Regenerator reicht. Der eigentlichen Cracksektion ist daher ein
Aufbereitungsteil mit Destiliation, Flüssiggasgewinnung, Gasreinigung usw.
nachgeschaltet. Mit Hilfe des katalytischen Crackens wird nicht nur der Anteil
von schwerem Heizöl vermindert, sondem auch gleichzeitig ein Teil des
Schwefels entfernt, der im Einsatz enthalten war. Die Oktanzahl der Crackbenzine
liegt bei 80 bis 85.
Hydrocracken:
Die technisch eleganteste und flexibelste, zugleich aber
auch teuerste Verfahren ist das Hydrocracken. Es ist ein katalytisches
Spaltverfahren in Gegenwart von Wasserstoff und mit Druck von etwa 100 bar. Es
ermöglicht eine nahezu vollständige Umwandlung des Einsatzproduktes
(ein Einsatzprodukt muß entschwefelt sein, sonst wäre der Katalysator
unwirksam). Dieses wird vorgewärmt und zusammen mit Wasserstoff durch einen
Reaktor oder mehrere Reaktoren geleitet. Dort wird mit Hilfe von
Nickel-Molydän-Katalysatoren eine hydrierende Spaltung vorgenommen.
Anschließend trennt man die Spaltprodukte von den Gasen, die zusammen mit
frischem Wasserstoff und wasserstoffhaltigen Zirkulationsgasen wieder zum Anfang
des Verfahrens geleitet werden. Die einzelnen Spaltprodukte werden dann in einem
Destillationsturm wieder aufgetrennt. Das Hydrocracken hat den Vorteil,
daß sich je nach Katalysator und Betriebsbedingungen die gewünschte
Ausbeute bestimmen läßt. So kann man im Hydrocracker entweder fast
ausschließlich Benzin oder vorwiegend Dieselkraftstoff und leichtes
Heizöl bei einem geringen Benzinanteil gewinnen. Nachteilig ist der hohe
Wasserstoffbedarf und der hohe Druck, der 15 bis 20 cm starke Reaktorwände
erfordert.
Chemische Darstellungen des
Crackens:
Bei thermischen und katalytischen Cracken enststehe im
größeren Maße Olefine, d.h. ungesättiggte
Kohlenwasserstoffe. Dies ist ein zwangsläufige Folge des Chemismus der
Spaltreaktionen, wie das vereinfachte Beispiel für themrisches oder
katalytisches Cracken zeigt:
[GRAFIKEN]
Coken:
Vakuumdestillation und thermische Crackverfahren erzeugen
Rückstände, die schwerer sind als das normale schwere Heizöl.
Solche Rückstände können hohe Anteile von Schefel-, Stickstoff-
und Metallverbindungen enthalten die eine katalythische Verarbeitung stark
behindern würden. Diese schweren Rückstände können jedoch in
einer weiteren Konversionsanlage, dem Coker, in Gase, Benzine, Mitteldestillate
und Petrolkoks umgewandelt werden Beim "Delayed-Coking" wird dazu Einsatzprodukt
unter Druck in einen Ofen geleitet und auf etwa 500° C erhitzt. Beim
Austritt setzt die Koksbildung verzögert ein; sie läuft im
wesentlichen in der nachgeschalteten Trommel ab. Die durch das Cracken
entstandenen Dämpfe werden in einem Fraktionierturm destilliert,
während der entstandene Koks als Brennstoff direkt verkauft oder einem
Kalzierungsprozeß unterzogen wird. Der kalzinierte Koks kann zum Beispiel
zur Herstellung von Elektroden verwendet werden.
Reformieren:
Häufig entsprechen die durch die verschiedenen
Verarbeitungsverfahren gewonnenen Produkte noch nicht der geforderten
Qualität.Zur Verwendung von Benzinen als Vergaserkraftstoff für den
Antrieb eines Autos müssen die Moleküle niedrig-oktaniger
Benzinanteile im Reformer in hoch-oktanige Benzinkomponenten umgeformt werden.
Dazu wird Rohbenzin aus der Destillation erneut erhitzt. Die heißen Gase
gelangen unter Druck in mehrere, hintereinander geschaltete Reaktoren. Hier, in
Gegenwart eines Platinkatalysators verlieren die niedrig-oktanigen Moleküle
einige ihrer Wasserstoffatome und werden zu hoch-oktanigen Benzinmolekülen.
Dabei entsteht als Nebenprodukt Wasserstoff. Aus dem letzten Reaktor gelangt das
neue Erzeugnis, das ,,Reformat" in einen Trennbehälter (Abscheider). Dort
wird der bei Reaktion entstandene Wasserstoff abgetrennt. Der Wasserstoff wird
teils wieder zum Vorwärmeofen zurück, teils zu anderen
Verarbeitungsanlagen geleitet, während das Reformat in einen weiteren Turm
in Gase und Benzin aufgeteilt wird.
Veredelung und
Nachbehandlung:
Häufig entsprechen die durch die verschiedenen
Verarbeitungsverfahren
gewonnen Produkte noch nicht der geforderten Qualität.
So sind z. B. die mit dem bisher beschriebenen Verfahren hergestellten Benzine
als Kraftstoffe nicht für Ottomotoren geeignet. Sie müssen in weiteren
Prozeßanlagen veredelt werden. Desweiteren muß Benzin, Kerosin und
Mitteldestillaten der unerwünschte Schwefel entzogen werden. Die
Ausgangsprodukte zur Schmierölherstellung müssen mit Hilfe von
Lösungsmittel von Aromaten und durch Kältebehandlung von langkettigen
Normalparaffinen ( Wachsen ) befreit werden. Letztlich entstehen die
verkaufsfertigen Mineralölprodukte erst im letzten Schritt in der
Mischanlage, wo sie z. T. bis zu 12 `Komponenten` nach ständig neu
anzupassenden Rezepturen gemischt werden. Damit wird die Auslieferung von
Produkten gleichbleibender Qualität aus ständig wechselnden
Rohölen und verschiedenen Verfahren garantiert.
Entschwefelung ( Hydrofiner und
Clausanlage):
Manche Rohöle haben einen hohen Schwefelgehalt. Aus den
Produkten, die aus diesen Rohölen hergestellt werden, muß der
Schwefel entfemt werden. Dies geschieht im Hydrofiner, einer der wichtigsten
Raffinationsanlagen.
Das Produkt - z.B. Benzin oder Heizöl - wird
zunächst mit Wasserstoff vermischt und erhitzt. Das heiße Gemisch
leitet man in einen Reaktor, der mit einem Katalysator befüllt ist. Dort
verbinden sich bei einer Temperatur zwiscben 300 und 400° C über dem
Katalysator der Schwefel aus dem schwefelhaltige Produkt mzt dem Wasserstoffzu
Schwefelwasserstoff. Das gereinigte Produkt, der entstandene Schwefelwasserstoff
und übriggebliebener Wasserstoff werden im nächsten Schritt getrennt.
Der Wasserstoff kehrt an den Ausgangsort des Verfahrens zuriick, während
der Schwefelwasserstoff in der nachgestellten Clausanlage zu elementrtrem
Schwefel umgesetzt wird.
Durch das Hydrofinieren wird aber nicht nur der
Schwefelgehalt in den Produkten herabgesetzt, also ein Beitrag zur
Luftreinhaltung geleistet, sondern auch die Produktqualität verbessert. So
wird beispielsweise die Zündwilligkeit von Dieselkraftstoff heraufgesetzt.
Für den praktischen Fahrbetrieb bedeutet dies geringere Korrosion,
Verringerung der Rückstandbildung im Verbrennungsraum und geringere
Verschmutzungsgrad der Motorenöle bei Kaltfahrnbetrieb Der im Hydrofiner,
aber auch bei vielen anderen Verarbeitungsvorgänger in der Raffinerie
anfallende Schwefelwasserstoff - ein Gas, nachdem auch faule Eier riechen - wird
in der Clausanlage zu elementarem Schwefel und Wasser verbrannt. Der so erzeugte
Schwefel ist
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