Ölschiefer inHolzmadenÖlschiefer bei KimmeridgeAufschluss in estnischem Ölschiefer (Kuckersit)Fossilführender Kuckersit aus Estland
AlsÖlschiefer werden dunkelgraue bis schwarze,tonig undmergeligeSedimentgesteine bezeichnet, die bis zu 20 %, in einigen Vorkommen bis 30 %Kerogen, eine Vorstufe vonErdöl, enthalten.Die Kerogene werden durch Erhitzen auf 340 bis 530 °C in rohölähnliche Substanzen (Schiefer- oder Schwelöl) und Gas umgewandelt.[1][2]
Ölschiefer ist nach heutigerpetrographisch korrekter Bezeichnung keinSchiefer im eigentlichen Sinne, sondern ein geschichtetes, aber nicht geschiefertesSedimentgestein. Die Kerogene bilden sich unter Sauerstoffabschluss aus abgestorbenemPlankton,Meerwasser- und Süßwasseralgen sowieBakterien. Beichromatographischen Untersuchungen lassen sichAminosäuren undChlorophyll-Abbauprodukte feststellen.Unter bestimmten geologischen Bedingungen können sich aus Ölschiefern im Laufe derErdgeschichte durch zunehmende Überlagerung und Temperaturerhöhung Erdölmuttergesteine bilden.
Ölschiefer gehört zu den sogenannten „unkonventionellen Vorkommen“, derenAusbeutung aufgrund hoher Förderkosten nur bei höheren Ölpreisen lohnend ist.
Ölschiefer können sich aus Kleinstlebewesen (Algen, Plankton und Bakterien) bilden, die ursprünglich inSümpfen,Süß- undSalzwasserseen sowie inflachmarinen, subtidalen Bereichen abgelagert wurden, wenn diese nach dem Absterben auf einen schlecht durchlüfteten,sauerstoffarmen See- oder Meeresboden sinken. Unter Sauerstoffabschluss konnte die organischeBiomasse nichtverwesen, sondern durchlief einen biochemischenFäulnis- und Umbauprozess. Die organische Substanz wurde dabei in ihre Bestandteile (Proteine,Fette undKohlenhydrate mit geringen Anteilen vonSchwefel undStickstoff) aufgespalten, aus denen sich im Laufe der Erdgeschichte Kerogene als Vorstufe von Erdöl bilden können.[1] Im Gegensatz zum Erdöl wurden beim Ölschiefer noch nicht alle Stufen desBitumenbildungsprozess durchlaufen und er wird daher als unreifes Erdölmuttergestein bezeichnet.[3]
DerHeizwert der Rohsubstanz schwankt in Abhängigkeit vom Kerogengehalt zwischen 3,3 MJ/kg und 8 MJ/kg. Der spezifische Schwefelgehalt in Bezug auf die Brennsubstanz kann bis zu 10 % betragen.Die Kerogene werden durch eine thermische Behandlung (in situ oder in Schwelreaktoren, so genannten Retorten) aus dem Gestein gelöst und so Schwel- oder Schieferöl gewonnen.[4] Das aus Ölschiefer gewonnene Öl zeichnet sich gegenüber natürlichem Erdöl durch einen geringeren Wasserstoff- und einen höheren Sauerstoffanteil aus.Um Ölschiefer ökonomisch nutzen zu können, ist ein Mindestgehalt von 4 % Kerogen im Gestein erforderlich. Der Ölgehalt des Gesteins wird in den unterschiedlichen Vorkommen im Labor mit Hilfe eines standardisierten Schwelverfahrens, das vonFranz Fischer und Hans Schrader(Fischer Assay) entwickelt wurde, verglichen.[3]
Weltweit gibt es in 40 Ländern eine große Anzahl von Ölschiefer-Lagerstätten aus verschiedenen Erdzeitaltern. Die deutscheBundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) schätzt die Menge der weltweiten Ölschiefer-Ressourcen aktuell auf 97 Gigatonnen (Datenstand: Ende 2011),[5] wobei festgestellt werden muss, dass die Abschätzung der Ressourcen seit 2009 (119 GT[6]) mehrfach (2011: 112 GT[7]) nach unten korrigiert werden musste. Eine Abschätzung der förderbaren Ressourcen ist aufgrund der fehlenden und vagen Datenlage sowie der unterschiedlichen Energiegehalte der einzelnen Vorkommen in vielen Ländern nach Angaben der BGR und des USGS nicht möglich.Die größten Vorkommen befinden sich in den USA (73 %), gefolgt von Russland (10 %) und Brasilien, Italien und der Republik Kongo (zusammen 9 %).[8]Das größte Vorkommen befindet sich imGreen-River-Gebiet in den USA. Die Lagerstätte erstreckt sich über 65.000 km².
In Deutschland wurde Ölschiefer in den letzten Jahren desZweiten Weltkrieges in einem größeren Umfang abgebaut. Gegenwärtig wird er lediglich beiDormettingen in Baden-Württemberg von einem Zementwerk gewonnen und vor Ort zur Stromerzeugung verwendet. Nach Angaben derBundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) ist die energetische Nutzung nur deshalb wirtschaftlich, weil der gebrannte Ölschiefer als Ausgangsprodukt für speziellePortlandzemente verwendet wird.[1]
Im südlichenEmsland in der Region umSalzbergen findet man Ölschiefer. Dieser war Anlass, 1860 dieRaffinerie Salzbergen zu gründen. Die Ölschieferverarbeitung wurde jedoch 1861 aufgegeben. Als spätere Erdölraffinerie und heutige Schmierstoffraffinerie existiert sie noch.
DieGrube Messel inHessen imLandkreis Darmstadt-Dieburg ist ein Beispiel eines Ölschiefervorkommens mit einem bedeutenden Fossilienvorkommen. Anders als die nachfolgenden Beispiele fand die Bildung hier in einemMaarsee statt, also unter Süßwasserbedingungen. Die Fossilien dieserFossillagerstätte gehören in die Zeit desEozäns.
Im OberenIsartal wurde amUnteren Ölgraben, unterhalb es Unteren Grasberges seit 1749 mit Unterbrechungen bis 1961 Ölschiefer abgebaut, der inSchröfeln verarbeitet wurde.[10][11]
Die größten europäischen Vorkommen befinden sich inRussland. Hier wurden imOlenjok-Becken, im Baltischen Ölschiefer-Becken beiSt. Petersburg, imWolga-Becken und imWytschegodski-Becken Ölschiefer abgebaut und bis 2005 nach Estland zum Verstromen exportiert.[12]
In Tirol gibt es Ölschiefervorkommen in denSeefelder Schichten RaumScharnitz,Seefeld undReith sowie im Bereich desAchensees imBächental. Die Gesteine bei Seefeld wurden ab Mitte des 14. Jahrhunderts zur Gewinnung vonTiroler Steinöl genutzt, das weithin vertrieben wird und im 19. Jahrhundert auch industriell zurAsphaltproduktion verwendet wurde. Die Hoffnung, mit der ab 1858 betriebenenDestillation des gefragten LampenbrennstoffsPetroleum große Gewinne zu machen, zerschlug sich mit dem wenig später importierten, günstigeren Petroleum ausErdöl. Die industrielle Produktion wurde aufgegeben und ab Mitte der 1860er Jahre die Steinölbrennerei wieder handwerklich von Ortsansässigen betrieben.[14] Ab 1884 wurde dann mit derSulfonierung des Steinöls der Grundstein für die Vermarktung unter dem MarkennamenIchthyol gelegt. Die Förderung wurde 1964 eingestellt, die Produktion vor Ort verarbeitet nun Gesteine aus Frankreich. Die Ölschiefervorkommen im Bereich des Achensees werden seit Anfang des 20. Jahrhunderts ausgebeutet und inPertisau zu Steinöl verarbeitet. Dieses findet bei der Produktion von speziellen Kosmetika und medizinischen Produkten Anwendung.
Die mit großem Abstand größte Ölschieferlagerstätte der Welt ist dieeozäneGreen-River-Formation, die sich über Teile der US-BundesstaatenUtah,Colorado undWyoming erstreckt. DerAmerikanische Geologische Dienst (USGS) gibt dietotal in place reserves, also die gesamte im Erdreich vermutete Menge an Schieferöl in der Formation mit rund 4,29 BillionenBarrel an, wobei davon auf das Greater Green River Basin 1,44 Billionen Barrel, auf das Uinta-Basin 1,32 Billionen Barrel sowie auf die größte Lagerstätte, das Piceance Basin, 1,53 Billionen Barrel entfallen.[16]Die tatsächlich förderbare Menge Schieferöl in der Green-River-Formation kann derzeit nicht abgeschätzt werden, da nach Angaben des USGS bisher noch keine Methode entwickelt wurde, ihr Öl kostendeckend zu fördern.[16]
Größere Vorkommen von Ölschiefer werden derzeit in Brasilien, China, Kanada, Israel, Jordanien, Libyen, Marokko, Syrien und Thailand erkundet und abgebaut.[17][18]2010 wurde bekannt, dass inAnatolien (Türkei) ein größeres Ölschiefer-Vorkommen entdeckt wurde.[19]In Südamerika, insbesondere inPatagonien (Argentinien) ist in den vergangenen Jahren in derVaca-Muerta-Formation ein großes Vorkommen von Ölschiefer erbohrt worden, das zu den größten Lagerstätten zählt, die in den letzten drei Jahrzehnten entdeckt wurden.[20]
Gewinnung, Extraktion und Verwendung von Ölschiefer
Der Abbau von Ölschiefer kann bei geringer Lockergesteinsüberdeckung von bis zu 40 m im offenen Tagebau erfolgen. Als derzeit ökonomisch vertretbar wird ein Abraum-Ölschiefer-Verhältnis von kleiner 5:1, bei einer Mindestmächtigkeit der Ölschieferschicht von 3 m angesehen.[3] Die Lagerstätten in Estland, China und Brasilien gehören derzeit zu den größten Ölschiefer-Tagebauen.
In tieferliegenden Ölschiefervorkommen sollen zukünftig die Kerogene in situ in der Lagerstätte herausgelöst werden, ohne das Nebengestein abzubauen. Derzeit befinden sich diverse Pilotanlagen mit unterschiedlichen Extraktionsverfahren in der Testphase.[21]
Bei diesem Prozess wird das Kerogen in Ölschiefer durchPyrolyse,Hydrierung oderthermische Zersetzung in Schieferöl verwandelt. Das so gewonnene Schieferöl kann als Kraftstoff verwendet werden oder in einer Raffinerie durch Zufuhr von Wasserstoff und Entfernung von Schwefel und Stickstoff weiter veredelt werden.
Die zahlreichen Verfahren zur Extraktion von Kerogen aus Ölschiefern, die im Tagebau gewonnen wurden, lassen sich in zwei Gruppen einteilen: Horizontale und vertikale Retorten. Zu den Beispielen für vertikale Retorten gehören dasParaho-Verfahren, dasPetrosix-Verfahren,Fushun-Verfahren (China) und dasKiviter-Verfahren (Estland). Beim horizontalen Retortenverfahren werden die Ölschiefer in einem horizontalen Brennofen erhitzt. Beispiele für Extraktionsverfahren mit horizontalen Retorten sind dasTOSCO II-Verfahren, dasATP-Verfahren und dasGaloter-Verfahren.Das im Ölschiefer enthaltene Kerogen wird größtenteils durch Pyrolyse zu Schieferöl (synthetisches Rohöl) und Ölschiefer-Gas extrahiert. Die Zersetzung des Kerogens beginnt bei 300 °C und läuft bei Temperaturen zwischen 450 °C und 530 °C optimal ab. Bei den meisten Verfahren erfolgt die pyrolytische Zersetzung in sauerstofffreier Umgebung. Neben dem kondensierbaren, synthetischen Öl entstehen bei diesem Prozess auch Ölschiefer-Gas und feste Rückstände, die teilweise entsorgt, teilweise weiter genutzt werden können.
Shell In-Situ-Versuchsanlage im Piceance-Becken, Colorado
Um denFlächenverbrauch zu minimieren, werden gegenwärtig zahlreiche Verfahren getestet, um das Kerogen in situ aus dem Gestein zu lösen. Dabei kann die Untertage-Verschwelung entweder durch eine elektrische Aufheizung des Gesteins oder durch Zufuhr von Sauerstoff durch Bohrungen in den Bereich von entzündeten Ölschiefern erreicht werden. Letztere Methode erwies sich aufgrund der schweren Kontrollierbarkeit der unterirdischen Verbrennung und der Luftverschmutzung als nur bedingt tauglich.[21]Bei dem vomShell-Konzern entwickelten In-situ-Konversionsprozess (Shell In-Situ Conversion Process)[22] soll ein Gesteinspaket mit einem Volumen von etwa 0,6 Kubikkilometern für einen Zeitraum von 4 Jahren auf eine Temperatur von rund 350–370 °C elektrisch erhitzt werden. Shell geht davon aus, dass die steuerbare, elektrische Aufheizung des Gesteins den Katageneseprozess günstig beeinflussen kann.
Dazu ist es erforderlich, etwa 50 Bohrungen pro Hektar abzuteufen. Laut RAND-Studie wird für das oben genannte Gesteinspaket eine elektrische Dauerleistung von rund 1,2 Gigawatt benötigt.[23]Um die umliegenden grundwasserführenden Schichten nicht zu erwärmen, soll bei diesem Verfahren das Gestein rund um das erhitzte Gesteinspaket eingefroren werden, durch eine sogenannteGefrierwand. Bei dieser aus dem Schachtbau stammenden Technik lässt man eine rund −50 °C kalte Flüssigkeit durch speziell dafür angelegte Bohrungen zirkulieren, damit das um die Bohrungen liegende Gestein langsam einfriert und dadurch hydraulisch undurchlässig wird.
Auch von anderen Mineralölkonzernen wurden verschiedene Verfahren zur In-situ-Verschwelung entwickelt, die sich derzeit im Labor- oder Pilotstadium befinden, so beispielsweise dasElectrofrac-Verfahren vonExxonMobil. Bei diesem Verfahren werden Trennflächen durchHydraulic Fracturing im Ölschiefer erzeugt bzw. aufgeweitet und mit einem elektrisch leitfähigen Zement, in dem ein Heizelement implementiert ist, verfüllt. Über das Heizelement wird in situ das Kerogen aus dem Gestein gelöst und über Förderbohrungen an die Oberfläche geführt.[24]
Das von derChevron Corporation zusammen mit demLos Alamos National Laboratory entwickelte VerfahrenChevron Crush befand sich 2006 in einer Pilotphase. Bei diesem Verfahren werden ähnlich wie beim Electrofrac die Trennflächen im Ölschiefer mit Hilfe von Hydraulic Fracturing erweitert. Durch Injektionsbohrungen wird in den Untergrund heißes Kohlendioxid verpresst, das das Kerogen im Untergrund erhitzt und aus dem Gestein löst. Zur Überwachung der tiefliegendenGrundwasserleiter werden im UmfeldMonitoring-Bohrungen niedergebracht.
Alle In-situ-Verfahren sind dadurch gekennzeichnet, dass von der ersten Bohrung bis zur Produktion ein Zeitraum von mindestens 5 bis 6 Jahren vergeht, worauf auf den Aufheizungsprozess 12 bis 18 Monate entfällt.[25]
Für einige Ölschiefervorkommen, wie beispielsweise dieDevonian Black Shale-Formation im Osten der USA, kommen aufgrund der Tiefenlage der Lagerstätte für die Exploration nur In-situ-Verfahren in Betracht.
Ölschiefer wird seit 1837 abgebaut und verarbeitet. Der erste Abbau fand inAutun, Frankreich statt.[26][27]
Gegen Ende des Zweiten Weltkriegs versuchten dieNationalsozialisten im sogenanntenUnternehmen Wüste, aus den Ölschiefervorkommen im Vorland derSchwäbischen Alb Mineralöl für Panzer und Flugzeuge zu gewinnen, was aber nicht den gewünschten Erfolg brachte. Das Öl war so minderwertig, dass es nur in speziellen Motoren verbrannt werden konnte. Außerdem war das angewendete Meilerverfahren ineffizient. Um eine Tonne Öl zu gewinnen, benötigte man 35 t Schiefer. Bis Kriegsende wurden trotzdem rund 1500 t Öl gewonnen. Der Abbau des Schiefers wurde durch Häftlingemehrerer Außenlager desKZ Natzweiler-Struthof inZwangsarbeit geleistet.
Die wirtschaftliche Nutzung ist ökonomischer, wenn der Ölschiefer direkt verbrannt wird. Bei einer Extraktion der organischen Substanzen mittelsAbdestillation bleiben erhebliche Restbestände im Schiefer. Bei einer großtechnischen Nutzung bleibt bei beiden Verfahren ein erheblicher Gesteinsrest, der als Abraum gelagert werden muss. Aus einer Tonne Ölschiefer lassen sich rund 50 Liter Öl gewinnen.
Das größteKraftwerk, das mit Ölschiefer befeuert wird, befindet sich imestnischenNarva. EinZementwerk inDotternhausen (Baden-Württemberg) stellt in kleinem Umfang für den Eigenbedarf Strom aus Ölschiefer her. Andere Projekte wie dieSuncor-Erschließung inAustralien sind 2004 aufgrund der geringen Energieausbeute und Insolvenz des Betreibers wieder eingestellt worden.
Angesichts des möglichen globalenÖlfördermaximums ist Ölschiefer eine mögliche Alternative zur Treibstoffgewinnung. Finanziell kann bei steigendenÖlpreisen die Gewinnung von Erdöl aus Ölschiefer wieder sinnvoll erscheinen.
Produktion von Ölschiefer, nach Pierre Allix, Alan K. Burnham[28]
Außerdem wird aus SchieferölAmmoniumbituminosulfonat durchSulfonierung sowie nachfolgende Neutralisation bestimmter Fraktionen des Schieferöls gewonnen. Dieses wird in der Medizin gegen Hautkrankheiten und alsZugsalbe verwendet und alsIchthammol oderIchthyol vermarktet.
Abhängig von der Gewinnungsmethode wird die Umwelt mehr oder weniger durch Ölschieferabbau und -verarbeitung beeinträchtigt. Beim Abbau in einem offenen Tagebau sind besonders der Flächenverbrauch der Landschaft und der hohe Bedarf an Wasser zu bedenkende Faktoren. Einige Autoren[4] gehen davon aus, dass in wasserarmen Gebieten die Verfügbarkeit von Wasser zum limitierenden Faktor für die Gewinnung von Ölschiefern werden kann. Beim Verbrennen von Ölschiefern zur Stromerzeugung wird eine große Menge desTreibhausgases CO2 freigesetzt sowie die Luftqualität negativ beeinflusst. Der Kalkgehalt des Nebengesteins besitzt eine große Bedeutung für die CO2-Bilanz, da bei Temperaturen von 700–1100 °C das Karbonat vollständig zersetzt wird und zu hohen Emissionswerten führen kann. Im Vergleich zu modernen Kohlekraftwerken treten bei der Verbrennung von karbonatreichen Ölschiefern in Estland rund 60 % höhere CO2-Emissionen (1.600 g CO2eq/kWh) auf. Auch im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen führt die Produktion von Kraftstoffen aus Ölschiefern zu 30 bis 75 % höheren Treibhausgasemissionen. Die energetisch aufwendige Extraktion von Kerogenen aus den Ölschiefern führt auch dazu, dass die Emissionsbilanz an CO2 gegenüber konventionell gefördertem Erdöl rund 75 % höher liegt.[29]
Die Rand-Studie gibt an, dass für einBarrel Schwelöl etwa 3 Barrel Wasser benötigt werden.[30] Bei der Verbrennung von Ölschiefer bleiben Rückstände, Schlacken und Aschen übrig, die zum Teil mitSchwermetallen, wieBlei,Zink,Cadmium,Chrom, aber auchUran undVanadium und wassergefährdenden Stoffen,Phenolen sowie Schwefelverbindungen angereichert sein können.[31] Für die Entsorgung dieser Verbrennungsrückstände gibt es in vielen Vorkommen derzeit noch keine Szenarien. Teilweise können diese Nebenprodukte auch ökonomisch genutzt werden, da die meisten Schwarzschiefergeogen signifikante Anreicherungen von Schwermetallen sowieSilber und seltenerGold aber auch Uran und Vanadium aufweisen.[32]
In den vergangenen Jahren wurden zahlreiche neue Ölschiefer-Vorkommen neu prospektiert und die Extraktionsverfahren optimiert. Zahlreiche Verfahren zur In-situ-Gewinnung des Schieferöls befinden sich gegenwärtig im Stadium der Entwicklung, erste Pilotanlagen in den USA liefern die ersten großtechnischen Ergebnisse.Die pyrolytische Zersetzung in Retorten wurde dahingehend optimiert, dass die Extraktionskosten um 30 US-Dollar/Barrel liegen, um zukünftig besser mit dem konventionellen Erdöl konkurrieren zu können.[33]Größere Ölschiefer-Vorkommen sind in den letzten Jahren inArgentinien in derVaca-Muerta-Formation entdeckt worden. Gegenwärtig wird erkundet, inwieweit sich die Vorkommen wirtschaftlich abbauen lassen.[34][35]
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Immo Opfermann, Robert Orlik:Ölschieferwerk Frommern – Industriereprotage (1947). Hrsg. Schwäbisches Kulturarchiv des Schwäbischen Albvereins. SP-Verlag, Albstadt 2002,ISBN 978-3-9807873-1-4.
James T. Bartis, Tom Latourette, D. J. Peterson, Gary Cecchine:Oil Shale Development in the United States: Prospects and Policy Issues. RAND 2005,ISBN 978-0-8330-3848-7.
Environmental Protection Agency, U.S. Geological Survey, U.S. Government,Department of Energy: 2013 Complete Guide to Hydraulic Fracturing (Fracking) for Shale Oil and Natural Gas: Encyclopedic Coverage of Production Issues, Protection of Drinking Water, Underground Injection Control (UIC), Progressive Management 2012.
↑Peter Schwarz:Der Ölschiefer-Bergbau an der oberen Isar bei Wallgau und Krün. In:Lech-Isar-Land 2007, Heimatverband Lech-Isar-Land e. V. Weilheim i. Oberbayern, S. 201 f.
↑Ludwig Hörmann:Steinölträger und Steinölbrenner, in: Der Alpenfreund, Monatshefte für Verbreitung von Alpenkunde unter Jung und Alt in populären Schilderungen aus dem Gesammtgebiet der Alpenwelt und mit praktischen Winken zur genußvollen Bereisung derselben. HG Dr. Ed. Amthor, 4. Band, Gera 1872, S. 321ff. (online auf sagen.at).
↑Björn Pieprzyk, Norbert Kortlüke, Paula Rojas Hilje:Auswirkungen fossiler Kraftstoffe – Treibhausgasemissionen, Umweltfolgen und sozioökonomische Effekte, Endbericht der ERA, November 2009, S. 35[9], abgerufen am 18. Januar 2013.