Petrochemie

    Petrochemie           Spezialgebiet Chemie Michael Weiß 8. B 1998/99   Inhaltsverzeichnis   Seite   1. Historische Entwicklung 3   2. Welterdölvorkommen, -produktion und -verbrauch 4   3. Entstehung von Erdöl und Erdgas 5   3. 1.

Bildung von Öl- und Gaslagerstätten 5 3. 2. Entstehung von Fallen 6   4. Suche nach Erdöl 7   4. 1. Schweremessung 7 4.

2. Seismische Verfahren 7   5. Förderung 8   5. 1. Primärförderung 8 5. 2.

Forcierte Förderung 9   6. Zusammensetzung des Erdöls 10   7. Aufbereitung des Erdöls 10   7. 1. Fraktionierte Destillation 10 7. 2.

Vakuumdestillation 11   8. Aufbereitung des Erdgases 11   9. Erdölveredelung 12   9. 1. Cracken 12 9. 2.

Reformieren 13   10. Petrochemische Zwischen- und Endprodukte 13   10. 1. Von Erdgas 14 10. 2. Von Erdöl 14 1.

Historische Entwicklung Heutzutage begegnen wir dem Mineralöl auf Schritt und Tritt. Wir alle verwenden hin und wieder Medikamente, wir benutzen Kosmetikprodukte, wir tragen Kleidung, die oft teilweise aus Kunststoffen hergestellt ist; kurz: Erdöl ist aus unserem Leben nicht mehr wegzudenken. Das „schwarze Gold“ war schon bei den alten Ägyptern und den Chinesen bekannt, in Ägypten wurden damit zum Beispiel Leichen einbalsamiert, Wagenräder geschmiert und Insekten vernichtet; in China wurde schon vor zweitausend Jahren Erdöl als Brennstoff verwendet. Sogar Pipelines wurden damals schon verwendet: hohle Bambusrohre wurden dazu benutzt, um das gefundene Öl in die Häuser zu leiten. Auch im Deutschland des 14. Jahrhunderts war Erdöl bekannt.

Im heutigen Bayern, in der Nähe des Tegernsees, wurde das in kleinen Mengen austretende Erdöl von dem Mönchen unter dem Namen St. Quirinus – Öl zu Heilzwecken benutzt. Im 15. Jahrhundert beschrieb Marco Polo, Weltreisender und Händler, „Seen absonderlichen Öls“ im persischen Tiefland. Im Jahre 1806 bekam eine Gruppe Petersburger Wissenschafter vom Zaren den Auftrag, eine Probe Erdöl zu analysieren, auf das man bei Bohrungen gestoßen war. Das Urteil war eindeutig: „Erdöl ist eine nutzlose Absonderung der Erde.

Es ist der Natur nach eine schmutzige, übelriechende, klebrige Flüssigkeit, die in keiner Weise verwendet werden kann.“ Erst 53 Jahre nach dem Petersburger Test bekam das Rohöl auch für die Neuzeit seine Bedeutung: Im Staate Pennsylvania (USA) lachte man 1859 über Colonel Edwin L. Drake, der mit Hilfe einer alten Dampfmaschine begonnen hatte, in der Erde nach Öl zu bohren. Fünf Monate nach Beginn der Arbeiten fand Drake zum ersten Mal in seinem Bohrloch in ca. 20 Metern Tiefe eine dicke, schwarze Masse: Erdöl. Bereits nach mehreren Wochen betrug die Tagesförderung drei Tonnen.

Vorerst wurden aus dem „neuen“ Stoff nur Petroleum, Schmiermittel und Paraffin für Kerzen erzeugt. Trotzdem witterten Abenteurer, Kaufleute und Ingenieure ihre Chance: ein wilder Wettlauf um das Erdöl begann. Als schließlich der Verbrennungsmotor erfunden war, der Treibstoff und Schmieröl benötigte, wurden die Veredelungsmethoden immer weiter verfeinert. In zunehmenden Maße wurden Erdölprodukte zur Erzeugung von Wärme, zum Antrieb von Motoren und zur Herstellung neuer Stoffe verwendet. So kam es schließlich dazu, daß Erdöl heute einer der wichtigste Rohstoffe überhaupt ist und für die Wirtschaft der einzelnen Staaten größte Bedeutung erlangt hat.   Erdöl wird also erst seit 120 Jahren weltwirtschaftlich genutzt; es wurde in den letzten Jahrzehnten aber vor allem als Energieträger immer bedeutender.

Gleichzeitig stieg auch der Anteil als Chemierohstoff, also als Ausgangsprodukt für andere Erzeugnisse wie Farben und Anstriche, Klebstoffe, Kosmetika usw., so entwickelte sich ein neuer, eigenständiger Industriezweig, die Petrochemie (griech. petros = Fels, Stein; daher Wissenschaft von der chemischen Zusammensetzung der Gesteine). Nach dem Zweiten Weltkrieg herrschte vorerst noch die Steinkohle vor, die bei der Verkokung zu Steinkohlenkoks eine Reihe von Nebenprodukten lieferte, auf deren Basis die verschiedensten synthetischen Stoffe, wie Kunstdünger, Arzneimittel oder Farbstoffe gewonnen wurden. Die zur Zeit bekannten, wirtschaftlich abbaubaren Reserven betragen mehr als 100 Milliarden Tonnen. Da die Weltbevölkerung weiter wächst und die weltweite Technisierung ebenfalls zunimmt, wird das Erdöl immer knapper.

Eine ausreichende Versorgung alle Staaten ist ein weltpolitisches Problem, da die Erdölvorräte auf der Erde sehr ungleich verteilt sind und die meisten Länder stark von Importen abhängig sind.   Als man im Jahre 1934 mit der ersten wirtschaftlichen Erdölproduktion in Österreich begann, waren die Bohrkonzessionen fest in ausländischen Händen: die Österreicher fungierten lediglich als Co - Unternehmer in einer schweizerisch – österreichischen Gruppe. Weiters waren eine anglo – amerikanische und eine französische Gruppe an der Erdölexploration und –förderung beteiligt. Von 1938 bis zum Ende des Zweiten Weltkrieges war das Deutsche Reich, nach dem Krieg, weil die Produktionsstätten im sowjetischen Besatzungsgebiet lagen, die Sowjetunion Eigentümer des österreichischen „schwarzen Goldes“. Erst nach dem Abzug der russischen Truppen 1955 wurde die ÖMV Aktiengesellschaft als eine nationale Ölgesellschaft gegründet, womit Österreich endlich selbst über das Öl verfügen konnte   2. Welterdölvorkommen, -produktion und -verbrauch Die größten Erdölvorkommen liegen auf der nördlichen Halbkugel unseres Planeten.

Auf dem amerikanischen Kontinent wird Erdöl vor der Küste des Golfs von Mexiko gefördert, außerdem in den Staaten Texas, Lousiana, Oklahoma bis zur großen Seenplatte an der Grenze zu Kanada. Weitere Fördergebiete gibt es an der pazifischen Küste, in Mexiko und in Südamerika, in den Küstengebieten 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 ehemaligen Sowjetunion, in Kasachstan und in Sibirien wurden ebenfalls ertragreiche Ölgebiete entdeckt. Afrika ist erst in den letzten zwanzig bis dreißig Jahren zu einem großen Erdölproduzenten geworden; hier sind Libyen und Nigeria führend in der Erdölproduktion. Im Vergleich zu anderen Kontinenten galt Europa bis zur Entdeckung der Vorkommen in der Nordsee immer als wenig erdölhöffiges Gebiet.

Die Vorkommen von Baku (ehem. Sowjetunion) und Rumänien waren lange zeit die bedeutendsten Europas. Weitere Erdölvorkommen wurden in Galizien (Polen) und im Wiener Becken entdeckt. Ein Kontinent kann nur abhängig von Menge des geförderten Öls, dem Stand der Technik und der Bevölkerungsdichte als Erdölüberschuß- oder als Erdölmangelgebiet bezeichnet werden, wobei Überschußgebiete überwiegen (Gebiete im Nahen Osten und Mittlerer und Ferner Osten). In Summe gesehen verbrauchen die sehr hoch industrialisierten Länder mehr Erdöl als sie fördern. Dementsprechend würden die derzeit bekannten Reserven, bei einem gleichbleibenden Verbrauch von fast 3 Milliarden Tonnen pro Jahr schätzungsweise noch für 33 Jahre reichen.

In Österreich beträgt die Förderung 1 Million Tonnen pro Jahr, der Bedarf beträgt aber die zehnfache Summe.   3. Entstehung von Erdöl und Erdgas Bereits relativ früh in der Erdgeschichte entstanden jene Gebiete, in denen man heute viel Erdgas findet oder erhofft (diese Gebiete werden als erdgashöffige Schichten bezeichnet). Diese Schichten begannen sich im Paläozoikum, dem Erdaltertum, also vor ca. 350 Millionen Jahren) vor allem in den Unterabschnitten Devon und Karbon, gleichzeitig mit den ersten Insekten und Reptilien zu bilden. Im Karbon, auch Steinkohleformation genannt, weil zu dieser Zeit (vor ca.

300 Millionen Jahren) die ersten Steinkohlenflöze gebildet wurden, begann aber auch die Bildung der ersten großen, wirtschaftlich ertragreichen Erdöl- und Erdgasfelder. Sie dauerte ca. 100 Millionen Jahre (vom Karbon bis in die Trias, die erste Periode des Mesozoikums, des Erdmittelalters). Jüngere Erdgas- und Erdölfelder begannen Ende des Juraabschnitts (noch im Erdmittelalter) zu entstehen, und die Bildung reichte – über die Kreidezeit bis in das Jung-Tertiär (vor ca. 16 Millionen Jahren), der ersten Periode der Erdneuzeit, auch Känozoikum genannt. Erdöl und Erdgas bildeten sich also hauptsächlich in zwei Perioden.

In der älteren Periode, 350 bis 220 Millionen Jahre vor unserer Zeitrechnung, entstand beides zugleich mit den ersten Reptilien, Nadelbäumen und Säugetieren. Die jüngere Periode erstreckt sich von ca. 170 bis 160 Millionen Jahren vor unserer Zeitrechnung, einem Zeitraum, in dessen Verlauf die ersten Vögel und Blütenpflanzen auftraten, die Saurier ausstarben und sich schließlich auch die Alpen bildeten.   3. 1. Bildung von Öl- und Gaslagerstätten Die Kohlenwasserstoffe sind im Meer aus organischen Stoffen, angereichert durch winzigste tierische und pflanzliche Reste, entstanden; die abgestorbenen Lebewesen sanken auf den Meeresboden und wurden im Schlamm eingebettet.

In Meeresbecken entstand mit sauerstoffarmen Meerwasser Faulschlamm (Sapropel), der durch neue, jüngere Schichten zugedeckt und überlagert und immer tiefer in die Erde abgesenkt wurde. Nur dort konnte das organische Material erhalten bleiben und ein Muttergestein bilden, wo der Luftsauerstoff keinen Zutritt hatte, wo also keine völlige Verwesung tierischer oder pflanzlicher Bestandteile möglich war. Bei günstigen Verhältnissen, wie zunehmender Temperatur (50 bis 200° C) und steigendem Druck (bis zu 220 bar) fand ein Fäulnisvorgang in dem zuerst schwammig - weichen, später fest und dicht gewordenen Gestein statt. Dabei wurden die erhalten gebliebenen Bausteine von Kohlenstoff und Wasserstoff in Erdöl und Erdgas umgewandelt. Bei diesem Prozeß entstand und entsteht auch heute noch Kerogen, ein Gemisch verschiedener hochmolekularer organischer Verbindungen. Weniger als 1% der ursprünglichen organischen Substanzen wurde jedoch zu Kohlenwasserstoffen umgewandelt.

Der Rest, etwa mehr als 99%, entwich als CO2 und H2O und reihte sich wieder in den natürlichen Kreislauf ein.   3. 2. Entstehung von Fallen Erdöl und Erdgas sind Gemische von Kohlenwasserstoffen, deren Verbindungen In fester Form als Erdwachs und Asphalt In flüssiger Form als Erdöl und Gasförmig (als Erdgas) auftreten können   Die im Muttergestein enthaltenen Substanzen reiften durch Aufheizung, die bei der Absenkung des Bodens von Meeresbecken entstand. Zu diesem Druck kam auch noch eine Temperaturzunahme zwischen 50° und 100° C. Durch Bewegungen der Erdkruste und unter dem Druck immer neuer Überlagerungen wurden die Kohlenwasserstoffe aus dem Muttergestein herausgepreßt und gelangten in poröse Gesteinsbereiche, meist poröse beziehungsweise klüftige Sandsteine, Kalke oder Dolomite.

Normalerweise sind diese Gesteinshohlräume mit Wasser gefüllt; nahe der Erdoberfläche mit Süßwasser (Grundwasser), tiefer mit Salzwasser, also Resten von früheren Meeren. Die Kohlenwasserstoffe wanderten in langen Zeiträumen durch Poren und feinste Spalten in höhere, jüngere Gesteinsschichten, wo sie sich zu großen Erdöl- oder Erdgaslagerstätten anreicherten. Diesen Vorgang der Wanderung nennt man Migration. Diese Wanderung kommt bei erreichen undurchlässiger Schichten, meist Mergel- oder Tonschichten, zum Stillstand, und es bilden sich, bei Vorhandensein einer Aufwölbung (Antiklinale) oder einer Verwerfung (tektonische Falle), Öl- oder Gasfallen. Wichtig dabei ist, das eine abdichtende Schicht nach oben vorhanden ist, die der Migration der Kohlenwasserstoffe ein Ende setzt. Kohlenwasserstoffe kommen meist gemeinsam mit Salzwasser vor, das vom ursprünglichen Meerwasser stammt.

Sie steigen aufgrund ihres geringeren spezifischen Gewichtes immer an den höchsten Punkt der Lagerstätte. Zuoberst befindet sich also Erdgas, dann Erdöl und zuunterst das Salzwasser. In reinen Erdgaslagerstätten, sogenannten Trockengaslagerstätten, findet sich oben in der Gaskappe das Erdgas und dann bereits die Reste von Meerwasser, also das Salzwasser.   Man unterscheidet folgende Formen der Tektonischen Lagerstätten: Gebirgsüberschiebungen Durch die räumliche Einengung eines Gebietes während einer Gebirgsbildung schieben sich teile des Gebirges über die Schichten des angrenzenden Flachlandes. Die Überschiebungsfläche kann mit den etwas hochgeschleppten Sedimentgesteinen des Untergrundes eine Falle bilden. Aufwölbungen (Antiklinalen) Die Speichergesteine werden durch einen aufsteigenden Salzstock oder eine örtliche Hebung des Beckengrundes aufgewölbt.

Brüche Durch unregelmäßige Absenkung des Untergrundes entsteht manchmal ein Bruch, der das Schichtpaket durchschneidet. Abdichtende Schichten können mit der Bruchfläche eine Falle bilden. Flanken von Salzstöcken Salzablagerungen sind spezifisch leichter als andere Sedimente, steigen empor und durchbrechen die darüberliegenden Schichten. An den Flanken des abdichtenden Salzstockes können Fallen entstehen.   Fazielle Lagerstätten auf Grund der Sedimentationsbedingungen werden poröse Speichergesteine wie etwa Sand und Schotter in Flußdeltas, sandige Meeresablagerungen, Kalk- oder Korallenriffe oder Dolomitkörper am Rande dieser Riffe von undurchlässigen Schichten umschlossen. Diese dienen als Falle.

  4. Suche nach Erdöl Geologische Untersuchungen an der Erdoberfläche von erdgashöffigen Gebieten geben weiteren Hinweis auf die Schichtenfolgen und das Vorhandensein von Erdöl- und Erdgaslagerstätten. Durch verschiedene geologische Vorgänge, z. B. Erosion oder Auffaltung im Lauf der Erdgeschichte, kann die Ausbildung der Erdoberfläche jedoch meist nicht unmittelbar in die Tiefe übertragen werden, und man benötigt geophysikalische Verfahren, um den tieferen Aufbau der Erdkruste zu erkunden. Die Verfahren der „angewandten Geophysik“, die vorwiegend der Lagerstättenerkundung dienen, nutzen die unterschiedlichen physikalischen Eigenschaften der Gesteine bzw.

der Gesteinsgruppen.   4. 1. Schweremessung Mit dem gravimetrischen Verfahren ermittelt man durch eine besondere Waage oder ein Pendel Unterschiede in der Erdanziehung. Diese haben ihre Ursache in verschiedenen spezifischen Gewichten unter der Erdoberfläche, also oberhalb sehr dichten Gesteins verändert sich die Erdanziehungskraft.   4.

2. Seismische Verfahren (Reflexionsseismik) Bei diesen seismischen Messungen werden im Erdboden künstliche Schwingungen oder Vibrationen (z. B. durch Sprengung) erzeugt, die sich in der Erdrinde wellenförmig vom Ausgangspunkt ausbreiten. Ähnlich wie sich Schallwellen in verschiedenen Medien mit verschiedenen Geschwindigkeiten ausbreiten, brauchen diese Erschütterungswellen zum Durchlaufen gleicher Wege in verschiedenen Gesteinsarten unterschiedlich lange Zeiten. Darüber hinaus werden diese Schallwellen an den verschiedenen Schichtgrenzen reflektiert, wie Lichtstrahlen an den Mediengrenzen zurückgeworfen werden oder wie das Echo an Felswänden abgelenkt wird.

Je länger die Zeitspanne dauert, die von der Explosion bis zum Eintreffen des Echos an der Aufnahmestelle vergeht, umso länger war der Weg, das heißt, umso tiefer liegen die reflektierenden Schichtgrenzen. Durch Sprengungen (Schußseismik) oder durch Vibrationen (Vibroseismik) werden an der Erdoberfläche künstliche Erschütterungen erzeugt, die sich wellenförmig in der Erdkruste nach allen Richtungen ausbreiten. Die unterschiedlichen Gesteinszusammensetzung bewirkt also, daß an den Gesteinsgrenzen durch die verschiedenen physikalischen Eigenschaften der Schichten ein Teil der Wellen zur Erdoberfläche reflektiert wird. Die entlang der Meßlinien ausgelegten Geophone, Mikrophonen ähnelnde Instrumente, nehmen diese Erschütterungen auf und wandeln sie in elektrische Impulse um. Diese Impulse werden von Computern in der Meßstation ausgewertet. Als Ergebnis liefert die Auswertung vertikale Schnitte durch die oberen Teile der Erdkruste, die es dem Geologen ermöglichen, auf die Tiefe, Form und Ausbreitung bestimmter Gesteinsschichten und das Auftreten möglicher Strukturen – also Fallen für Kohlenwasserstoffe – zu schließen.

Endgültige Gewißheit erreicht man aber nur durch eine Probebohrung.   5. Förderung Eine erfolgreiche Suche nach Erdöl muß nicht unbedingt eine Förderung nach sich ziehen. Erst nach mehreren Probebohrungen läßt sich feststellen, ob ein Feld wirtschaftlich genug ist, daß es den Aufbau einer Förderanlage rechtfertigt. Nach diesen Bohrungen wird das Bohrloch im allgemeinen mit Stahlrohren ausgekleidet, die von der Oberfläche bis zum Ölträger (das erdölhaltige Gestein) reichen. Zwischen den Rohren und dem Gestein befindet sich erhärteter Zement.

Um dem Erdöl die Möglichkeit zu geben, in das Bohrloch zu kommen, werden die eingebauten Futterrohre und der sie umschließende Zementmantel im Bereich der Förderhorizonte perforiert. Dies geschieht unter Zuhilfenahme von Sprengladungen, die eine Anzahl von Löchern mit einem Durchmesser von einigen Zentimetern in die Verrohrung schießen und damit den Zufluß des Erdöls aus der Lagerstätte in das Bohrloch ermöglichen. Aus Tiefen von bis zu 3500 Metern kann Erdöl gefördert werden, unterhalb lässt sich nur noch Erdgas aufgrund der herrschenden hohen Temperaturen finden.   5. 1. Primärförderung Eruptivförderung Jede Erdöl- und Erdgaslagerstätte steht unter einem bestimmten Druck, der mit je 10 Metern Tiefe um eine Atmosphäre (bar) zunimmt.

Genauso nimmt auch die Temperatur um 3° C je 100 Metern Tiefe zu. Diese physikalischen Bedingungen (Druck- und Temperaturzunahme) bringen es mit sich, daß Erdöl fast immer mit erheblichen, in ihm gelösten Gasmengen vorkommt. Mit dem Erdöl fließt auch noch dieses gelöste Gas dem Bohrloch zu. Da dabei der Druck sinkt, beginnt das Gas unter Volumsvergrößerung aus dem Öl zu entweichen. So wird das Erdöl, ähnlich dem Sodawasser aus der Flasche, aus dem Bohrloch gedrückt. Auch wenn der Druck im Laufe der Förderphase nachläßt, ist, nach dem Prinzip eines Siphons, eine selbständig auslaufende Förderung möglich.

Diese Phase der Erdölförderung nennt man eruptive Förderung. Natürlich wird man bemüht sein, diese Phase so lang wie möglich aufrechtzuerhalten, da sie besonders kostengünstig ist. Wenn der Energiegehalt der Lagerstätte so weit gesunken ist, daß die aus der Lösung gehenden Gasblasen nicht mehr in der Lage sind, das in das Bohrloch fließende Öl zutage zu befördern, beginnt die nächste Phase der Förderung.   Gasliftförderung Nach der eruptiven Förderung setzt man das Bohrloch unter ausreichenden Druck, um das freie Ausfließen des Erdöls zu verlängern. Dem Bohrloch wird eine „Gasinjektion“ verabreicht, wodurch das Fremdgas, das in den Ringraum zwischen Steig- und Futterrohren eingepreßt wird, die im Steigrohr stehende Ölsäule entlastet. Das hochsteigende Gas verleiht dem Öl neuerlichen Auftrieb und drückt es an die Oberfläche.

Nachdem Fremdgase mit ausreichend hohen Drücken eher selten auftreten, kommt diese Methode nicht sehr oft zur Anwendung. Diese Förderungsart hat aber ein Anwendungsgebiet, aus dem es nicht verdrängt werden kann: bei der Förderung aus größeren Teufen (Tiefen), etwa zwischen 2500 und 3500 Metern, wird häufig das Gasliften dem Pumpen vorgezogen.   Pumpförderung Pumpen ist die häufigste künstliche Fördermethode. Sie wird verwendet, wenn die anderen beiden nicht mehr möglich sind, dabei werden meistens Kolbenpumpen verwendet.   5. 2.

Forcierte Erdölförderung Wenn die Primärförderung ihre Grenzen erreicht, wurden schätzungsweise nicht mehr als 25 Prozent des Rohöls aus einer bestimmten Lagerstätte gefördert. Die Ölindustrie hat daher sekundäre und tertiäre Verfahren entwickelt, um die Förderung von Rohöl zu intensivieren. Diese ergänzenden Methoden bezeichnet man auch als forcierte Erdölförderung. Dadurch lässt sich die Rohölförderung auf einen Gesamtdurchschnitt von 33 Prozent der in der Lagerstätte vorhandenen Ölmenge steigern. Zwei Verfahren werden heute erfolgreich angewendet: die Wassereinpressung (Wasserfluten) und die Dampfeinpressung (thermisches Fluten). Darüber hinaus kommen auch andere, spezielle Verfahren zum Einsatz (z.

 B. Lösungsmittelfluten, chemisches Fluten).   Wassereinpressung In einem vollkommen erschlossenen Ölfeld können die Abstände zwischen den Bohrlöchern je nach Art der Lagerstätte zwischen 60 und 600 Meter betragen. Wenn man in einem solchen Feld abwechselnd Wasser in die Bohrlöcher pumpt, kann der Druck in der gesamten Lagerstätte aufrechterhalten oder sogar erhöht werden. Auf diese Weise lässt sich auch die Geschwindigkeit der Rohölförderung steigern. In manchen Lagerstätten, die sehr gleichmäßig sind und wenig Ton enthalten, lässt sich die Förderleistung durch Wasserflutung bis auf 60 Prozent der ursprünglich vorhandenen Ölmenge und mehr steigern.

Die Wasserflutung wurde zum ersten Mal Ende des 19. Jahrhunderts auf den Ölfeldern von Pennsylvania (USA) mehr oder weniger zufällig angewendet. Sie kommt seitdem weltweit zum Einsatz.   Dampfeinpressung Dieses Verfahren wendet man in Lagerstätten mit sehr zähflüssigem (viskosem) Öl an. Der überhitzte Wasserdampf (circa 340 °C) treibt das Öl nicht nur an die Oberfläche. Die Hitze verringert die Ölviskosität (durch Erhöhung der Lagerstättentemperatur), so dass das Rohöl unabhängig vom Druckunterschied wesentlich schneller fließt.

  6. Zusammensetzung des Erdöls Erdöl und Erdgas bestehen aus einem Gemisch natürlicher Kohlenwasserstoffe. Je nach Zusammensetzung des Ausgangsmaterials bilden sich unterschiedliche Arten von Kohlenwasserstoffen – durch Verzweigungen, Anlagerungen anderer Moleküle und Verbindungen sowie durch Kombinationen von Kohlenwasserstoffringen gibt es eine sehr große Anzahl von Kohlenwasserstoffen mit verschiedene Eigenschaften. Anhand der sogenannten Paraffinreihe kann man erkennen, daß die natürlichen Kohlenwasserstoffe bei 20°C in verschiedenen Aggregatzuständen vorkommen:   CH4-C4H10 gasförmig C5H12-C15H32 flüssig C16H34-C78H158 halbfest (vaselinartig) bis fest   7. Aufbereitung des Erdöls Das Erdöl ist in der Form, in der es an den Förderstätten gewonnen wird, für eine Weiterverarbeitung in den Raffinerien noch nicht geeignet. Zuerst müssen in der sogenannten „Gewinnungsstation“ in der Nähe der Bohrstelle der Sand und das Wasser vom Rohöl getrennt werden.

Im „Seperator“ (dem Gasabscheider) wird dort auch das Erdgas vom Öl getrennt. Das Rohöl gelangt ebenfalls über Pipelines oder per Schiff zur Raffinerie (franz. raffiner = reinigen). Dort wird es durch die Rohöldestillation (Destillation ist Reinigung und Trennung meist flüssiger Stoffe durch Verdampfung und anschließende Wiederverflüssigung) weiterverarbeitet, im Fraktionierturm (Eine Fraktionierung ist die Zerlegung eines Gemisches in mehrere Teile) bzw. in den Destillationskolonnen.   7.

1. Fraktionierte Destillation Zuerst wird das Rohöl in vorangestellten Öfen auf ca. 350° C erhitzt. Das erhitzte Öl wird anschließend in den Turm eingeleitet. In diesen „Kolonnen“ werden die unterschiedlichen Siedepunkte der vermengten Kohlenwasserstoffe genutzt, bestimmte Siedebereiche werden jeweils zu einer „Fraktion“ zusammengefaßt. Das im Erhitzer (im Ofen) entstandene Dampf - Flüssigkeitsgemisch strömt in die Destillationskolonne, in der normale Druckverhältnisse herrschen.

Die dampfförmigen Bestandteile steigen durch die Kolonnenböden bzw. Glocken- oder Ventilböden (abhängig vom verwendeten Trennelement) nach oben. In der Destillationskolonne nimmt die Temperatur kontinuierlich von unten nach oben ab. Sobald ein Kohlenwasserstoffteilchen seinen Siedepunkt unterschreitet, kühlt es soweit ab, daß es kondensiert und im jeweiligen Zustand auf der entsprechenden Ebene bleibt. Die auf der Glocke (oder dem Glockenboden) kondensierten Teilchen laufen seitlich ab und werden so zu einem Teil des jeweiligen Zwischenprodukt. Alle Verbindungen, deren Teilchen in ein und demselben Temperaturbereich kondensieren, werden als gemeinsame Fraktion seitlich aus der Destillationskolonne abgezogen.

Die ablaufende Fraktion durchläuft anschließend einen Wärmetauscher (= Kühler), um die restliche Abkühlung zu bewirken. Die überhaupt nicht verdampften Kohlenwasserstoffe, auch atmosphärische Rückstände oder „Toprückstand“ genannt, sammeln sich im Sumpf (das unterste Ende der Kolonne) und werden in eine zweite Anlage geleitet, die wieder aus einem Ofen und einem Turm besteht.   Die einzelnen Stockwerke und ihre Siedebereiche: Normaldruck: Gas (Methan, Ethan, Propan, Butan) < 20° C Leichtbenzin 20 – 80° C Schwerbenzin 80 – 175° C Petroleum, Kerosin 175 – 260° C Heizöl, Dieselöl 220 – 320° C Leichtes Gasöl 250 – 350° C Rückstand, schweres Gasöl >350° C   Vakuum: Spindelöl, Maschinenöl, Zylinderöl 400 – 500° C Vakuumrückstand (Bitumen) >500° C   7. 2. Vakuumdestillation In der zweiten Anlage wird im Prinzip der gesamte Vorgang wiederholt, nur diesmal nicht unter atmosphärischen, sondern unter reduzierten Druckbedingungen (daher der Name Vakuumdestillation). Durch die Druckverminderung auf etwa 50 Millibar (das entspricht in etwa 1/20 des normalen Luftdrucks) werden die Siedepunkte und die Kondensationstemperaturen der in die Vakuumdestillationsanlage geleiteten Kohlenwasserstoffe ebenfalls reduziert.

Diese Verbindungen, die bei normalen Druck und bei Temperaturen über 400° C zerstört werden würden, lassen sich so zu weiteren Destillaten verarbeiten. Hier erhält man als Fraktionen Spindelöl, Schmieröl und Zylinderöl. Der Rückstand kann als Bitumen verkauft werden. Durch Lösungsmittelextraktion erfolgt eine weitere Auftrennung von Ölfraktionen.   8. Aufbereitung von Erdgas Je nach Lagerstätte ist die Zusammensetzung von Erdgas unterschiedlich.

In der Regel besteht es jedoch aus Methan. Neben Ethan und Propan enthält Erdgas fast immer Stickstoff, Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff, Wasserdampf und Spuren von Edelgasen. Wenn Erdgas mit Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid vermengt ist, wird es als Sauergas bezeichnet. Das aus der Lagerstätte geförderte Erdgas wird zuerst gereinigt („gewaschen“), indem der im Gas enthaltene Wasserdampf zum auskondensieren gebracht wird. In den Gas - Trocknungsanlagen wird mittels stark wasserbindender Chemikalien die restliche Feuchtigkeit entzogen, da sich sonst bei Temperaturen unter dem Gefrierpunkt Eis bilden könnte. Durch weiteres Erhitzen und Abkühlen wird daraus das sogenannte Trockengas erzeugt.

Außerdem wird das Gas noch entschwefelt. In der sogenannten Claus-Anlage wird der im Sauergas enthaltene Schwefelwasserstoff durch teilweise Oxidation mit Luftsauerstoff und anschließender Reaktion mit Tonerde als Katalysator zu Elementarschwefel umgewandelt. Nach der Entwässerung und Entschwefelung gelangt das Erdgas über die Kompressorstationen und durch Pipelines zum Endverbraucher.   9. Erdölveredelung Die Produktverteilung der Erdöldestillate entspricht nicht der Nachfrage der Verbraucher. So entsteht ein erheblicher Überschuss an hochsiedenden Ölen, die Benzinfraktion reicht aber bei weitem nicht aus, den Bedarf an Kraftstoffen zu decken.

Auch wichtige Grundstoffe für die chemische Industrie wie Ethen oder Buthen können nicht ausreichend zur Verfügung gestellt werden. Oft haben die einzelnen Fraktionen auch nicht die gewünscht Qualität. Chemische Umwandlungen müssen daher helfen, um Angebot und Nachfrage zur Deckung zu bringen. Das bei der Destillation des Rohöls anfallende Primärbenzin weist nur eine Oktanzahl (ROZ) von ca. 50 bis 60 auf und ist für eine direkte Verwendung als Vergaserkraftstoff ungeeignet. Zur Anhebung der Oktanzahl wird das Primärbenzin katalytisch entschwefelt, in einer Trennkolonne in Leicht- und Schwerbenzin getrennt und anschließend durch zwei katalytische Umwandlungsprozesse, das Isomerisieren und das Reformieren zu hochwertigen Benzinmischkomponenten veredelt.

  9. 1. Cracken Das thermische und das katalytische Spalten großer Kohlenwasserstoffmoleküle in kürzere Bruchstücke nennt man Cracken (engl. to crack = spalten, zerbrechen). Je nachdem, welche Produkte (Benzin-, Dieselölkomponenten, Rohstoffe für die chemische Industrie) erreicht werden wollen, kommen unterschiedliche Verfahren zum Einsatz:   Katalytisches Cracken Die weiteste Verbreitung hat das FCC – Verfahren (Fluid Catalytic Cracking), gefunden. Staubfeine Aluminiumsilikat - Katalysatoren werden auf 750° C erhitzt und den 350 – 550° C heißen und entschwefelten Vakuumdestillaten beigemengt, die dadurch sofort verdampfen.

Durch die Wärmeenergie und die Wirkung des Katalysators beginnt die Crackreaktion. Das Gemisch aus Kohlenwasserstoffdämpfen und Katalysatoren steigt durch den „Riser“, in dem die Crackreaktion beendet wird, in den Reaktor, wo bei 520° C die Reaktionsprodukte wieder vom Katalysator getrennt werden. Diese zunächst gasförmigen Produkte werden in einer Fraktionierkolonne wieder aufgetrennt, und zwar in Crackgase, Benzin, leichtes Crack - Gasöl und Sumpföl, wobei als das bedeutendste Produkt der zu gewinnende Benzinanteil anzusehen ist. Die Energie für den Crack – Prozeß liefern das Sumpföl und der Koks, der sich am Katalysator ablagert und im Regenerator, in den der Katalysator aus dem Reaktor kommt, verbrannt wird. Hydrocracken ist ein katalytisches Spaltverfahren in Gegenwart von Wasserstoff bei einem Druck von über 100 bar. Sein Vorteil liegt in der fast ausschließlichen Umwandlung der als Ausgangsstoff verwendeten Vakuumdestillate in Benzin und Diesel.

Aufwendig ist der hohe Wasserstoffverbrauch, der eigene Erzeugungsanlagen nötig macht.   Thermisches Cracken (Pyrolyse) Bei diesem Verfahren wird kein Katalysator verwendet, daher sind höhere Temperaturen und Drücke erforderlich. Bei dem Verfahren erhält man leichte Benzine und Gasöle sowie Synthesegrundstoffe für die Petrochemie wie Äthylen, Propylen, Butylen und Butadien.   9. 2. Reformieren Die Schwerbenzinfraktion mit einem Siedebereich von ca.

70 bis 180° C und einer Ausgangsoktanzahl (ROZ) von 40 bis 60 wird durch reformieren (= umformen) in verzweigte bzw. ringförmige Kohlenwasserstoffe von hoher Klopffestigkeit umgewandelt (ROZ ca. 100). Die Umwandlung erfolgt mit Hilfe eines platinhältigen Katalysators. Als Nebenprodukte entstehen Wasserstoff und Flüssiggas. Das entschwefelte Schwerbenzin wird mit Wasserstoff vermischt, verdampft und gelangt, nach weiterer Erhitzung in den Reaktor, in dem die Prozesse ablaufen.

  Die ablaufenden Reaktionen lassen sich in folgende Hauptgruppen einteilen: Isomerisierungen Aus geradkettigen Alkan - Kohlenwasserstoffe des Leichtbenzins werden verzweigte Alkane mit einer Oktanzahl (ROZ) von etwa 70 in verzweigte Pentan- und Hexan- Kohlenwasserstoffe umgewandelt. Die Isomerisierung bewirkt eine Steigerung der Oktanzahl um ca. 7 bis 10 Einheiten. Cyclisierungen Aus kettenförmigen Alkanen werden ringförmige Cycloalkane Dehydrierungen Aus den Cycloalkanen entstehen Aromaten. Dies ist die entscheidende Reaktion zur Anhebung der Oktanzahl und liefert die Hauptmenge an Wasserstoff.   10.

Petrochemische Zwischen- und Endprodukte 90% des geförderten Erdöls wird zur Energieerzeugung verbrannt. Nur etwa 10% dienen zur Gewinnung von Grundchemikalien. Als in den frühen 50er Jahren das Interesse an chemischen Produkten zu steigen begann, erfolgte nahezu weltweit die Abkehr von Kohle als Basis zur Herstellung von chemischen Grundstoffen. Der Grund lag darin, daß Verfahrensprozesse, von Erdöl und Erdgas ausgehend, einfacher und dadurch billiger waren.   Im Prinzip sind es sechs Grundstoff – Hauptgruppen, die aus Erdöl und Erdgas gewonnen werden und dann in der petrochemischen Industrie zur Weiterverarbeitung Verwendung finden: Ungesättigte Kohlenwasserstoffe, z. B.

Äthen, Propen , Buten Gesättigte Kohlenwasserstoffe, z. B. Methan, Äthan, Propan, Butan Aromaten, z. B. Benzol, Toluol Hochmolekulare Kohlenwasserstoffe, z. B.

Paraffinöle und Paraffinwachse Reiner Kohlenstoff als Ruß Schwefel   10. 1. Erdgas dient als Ausgangsprodukt zur Herstellung von Synthesegas, aus dem in verschiedenen Verfahren Wasserstoff hergestellt wird. Durch eine Umsetzung von Wasserstoff mit Stickstoff wird bei hohem Druck und hoher Temperatur Ammoniak erzeugt. Die Oxidation von Ammoniak führt zu Salpetersäure und weiter zu Düngemitteln, wie Kalkammonsalpeter. Das Gas kann auch zu Methanol und weiter zu Formaldehyd umgewandelt werden, aus dem Kunststoff-Preßmassen herstellbar sind.

Der bei der Erdölverarbeitung und Entschwefelung von Erdgas anfallende Schwefel wird zur Erzeugung von Schwefelsäure und weiter zur Herstellung von anorganischen Chemikalien verwendet. Das Nebenprodukt Schwefel kann auch zur Erzeugung von Baustoffen verwendet werden.   10. 2. Erdöl Veredeltes Erdöl lässt sich durch Pyrolyse (= Zersetzung von Stoffen durch Hitze) in Äthylen und Propylen weiterverarbeiten. Als Einsatzstoffe werden dafür entweder Flüssiggas oder Rohbenzin verwendet.

Unter Druck entsteht aus Äthylen Polyäthylen als Ausgangsprodukt für thermoplastische Massenkunststoffe, Folien und Formteile (z. B. für Spritzguß). Aus Propylen entsteht Polypropylen, ebenfalls ein Thermoplast.   Ein weiterer petrochemischer Grundstoff ist das Paraffin, das aus schwerem Gasöl gewinnbar ist. Es dient als Ausgangsprodukt für Industriechemikalien, Lösungsmittel und Tenside (Waschmittel).

  Diese angeführten Stoffe bilden die Grundlage für unzählige Erzeugnisse der weiterverarbeitenden Industrie. Erdöl findet aber prinzipiell Verwendung als Energieträger und als Schmierstoff: Erdöl treibt diverseste Motoren (von Automotoren bis zu Flugzeugtriebwerken) an und wird als Heizöl und als Schmiermittel verwendet.    

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