Erdöl

Grundlagen, Bedeutung und Eigenschaften

Erdöl ist ein natürliches, gelbliches bis schwarzes Stoffgemisch in der oberen Erdkruste. Es besteht hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffen und entstand über geologische Zeiträume durch die Umwandlung organischer Stoffe. Das unbehandelte Erdöl aus einer Lagerstätte heißt Rohöl. Es ist ein fossiler Rohstoff und mit etwa 40 % Anteil am Primärenergieverbrauch der bedeutendste Energierohstoff; der Straßenverkehr ist sein größter Einzelverbraucher. Zugleich liefert es Ausgangsstoffe für Kunststoffe, Lacke, Farben, Medikamente und viele weitere Industrieprodukte.

Rohöl enthält mehr als 17.000 Bestandteile. Typische Massenanteile sind 83,0–87,0 % Kohlenstoff, 10,0–14,0 % Wasserstoff, 0,1–2 % Stickstoff, 0,1–1,5 % Sauerstoff, 0,5–6,0 % Schwefel und weniger als 0,1 % Metalle. Hauptbestandteile sind lineare oder verzweigte Alkane, Cycloalkane und Aromaten. Hinzu kommen Verbindungen mit Stickstoff, Schwefel oder Sauerstoff sowie Metalle wie Eisen, Kupfer, Vanadium und Nickel. Zusammensetzung, Dichte, Viskosität, Farbe und Geruch unterscheiden sich je nach Herkunft stark.

Leichtes Rohöl enthält relativ viele leichtflüchtige, kleine Kohlenwasserstoffe und ist meist heller, dünnflüssiger und weniger dicht. Schweres Rohöl enthält mehr schwerflüchtige, große Moleküle wie Harze, Wachse und Asphaltene. Die Dichte wird häufig in API-Grad angegeben: West Texas Intermediate und Brent besitzen etwa 35 bis 40 °API, das venezolanische Merey 16 °API; unter 10 °API spricht man allgemein von Asphalt. Schwefelarmes Rohöl heißt „süß“, schwefelreiches „sauer“. Bei der Verbrennung entsteht aus Schwefel unter anderem Schwefeldioxid, das zur Bildung sauren Regens beiträgt. Deshalb werden Erdölprodukte entschwefelt.

Entstehung und Lagerstätten

Das meiste geförderte Erdöl entstand aus abgestorbenen Meereskleinstlebewesen, vor allem Algen. In ruhigen, sauerstoffarmen oder sauerstofffreien Bereichen von Schelfmeeren sank ihre Biomasse zusammen mit Tonpartikeln zu Boden. Weil sie dort nicht vollständig zersetzt wurde, bildete sich Faulschlamm. Über Millionen Jahre entstanden daraus mächtige, organisch reiche Sedimentschichten.

Durch weitere Sedimentablagerung und Absenkung gelangten diese Schichten unter höheren Druck und bei höheren Temperaturen in größere Tiefen. Bis etwa 60 °C wurde organisches Material im Diagenesestadium zu festen, langkettigen Kerogenen umgewandelt. Kerogentyp I besitzt besonders gute Voraussetzungen zur Ölbildung, ist aber selten; das meiste Erdöl entstand aus dem für Meeresablagerungen typischen Kerogentyp II. Ab etwa 60 °C begann im Katagenesestadium die Aufspaltung zu flüssigen und gasförmigen Kohlenwasserstoffen. Die Ölbildungsrate steigt bis 120–130 °C, nimmt danach ab, und zwischen 170 und 200 °C entsteht überwiegend Erdgas. Oberhalb von 200 °C entstehen kein Öl mehr, sondern Gas und ein fester Kohlenstoffrückstand. Der Bereich von 60 bis 170 °C heißt Erdölfenster und entspricht gewöhnlich 2000 bis 4000 m Versenkungstiefe. Die Umwandlung wird als Reifung bezeichnet. Das verfestigte, kohlenwasserstoffreiche Sediment ist das Erdölmuttergestein.

Bleiben die Kohlenwasserstoffe im Muttergestein, handelt es sich heute um eine unkonventionelle Lagerstätte, deren Nutzung etwa durch Hydraulic Fracturing möglich ist. Bei konventionellen Lagerstätten verlassen Öl und Gas dagegen das Muttergestein. Diese primäre Migration führt in ein poröses Nebengestein, beispielsweise Sandstein. Anschließend wandern die Stoffe wegen ihrer geringen Dichte und durch Grundwasserströmungen weiter. Treffen sie auf eine undurchlässige Deckschicht und eine geologische Falle, sammeln sie sich in einem Speichergestein; dieser Weg heißt sekundäre Migration. Oben liegt meist eine Gaskappe, darunter Öl und noch tiefer Grundwasser. Kleine Mengen können weiter zur Oberfläche gelangen und Ölsande, Bitumen- oder Asphaltseen, Schlammvulkane oder untermeerische Methanhydrate bilden.

Abiogenetische Hypothesen führen größere Vorkommen dagegen auf Kohlenwasserstoffe aus dem oberen Erdmantel zurück. Gegen sie sprechen unter anderem das überwiegend schwach oxidierende Milieu des Mantels, moderne Modelle der Migration biogen entstandener Stoffe in geklüftetes Kristallingestein und Isotopenmessungen. Bei Methan aus knapp 1700 geförderten Lagerstätten waren wahrscheinlich nur etwa 1 % nicht biogenen Ursprungs. Nachweislich abiogene Vorkommen existieren, entstanden aber durch Prozesse in der oberen Erdkruste. Die Behauptung, Erdöl sei regenerativ und ausgeförderte Lagerstätten füllten sich wieder, besitzt laut Artikel keine seriöse wissenschaftliche Grundlage.

Suche und Förderung

Die Suche beginnt mit geologischen Karten und Fernerkundung. Wo tiefere Schichten sichtbar sind, untersuchen Geologen Aufschlüsse und Gesteinsproben. Die gezielte geophysikalische Prospektion ermittelt zunächst Sedimentbecken, häufig durch Messungen des Schwere- oder Magnetfeldes. Danach nutzt man Reflexionsseismik: Künstlich erzeugte Schallwellen werden an Gesteinsschichten reflektiert und von Geophonen an Land oder Hydrophonen im Meer aufgezeichnet. Aus Laufzeiten und Signalmerkmalen entstehen Schichtenprofile. Kostengünstige 2-D-Messungen erkunden größere Gebiete; 3-D-Messungen, Erkundungsbohrungen und Bohrlochdaten ermöglichen anschließend dreidimensionale Lagerstättenmodelle und Förderpläne. Frühere Probebohrungen waren nur zu etwa 10–15 % erfolgreich.

Bohrungen werden stabilisiert, indem Stahlrohre eingesetzt und mit Beton ummantelt werden. Bohrflüssigkeit kühlt den Meißel und transportiert Bohrmaterial nach oben. Die konventionelle Gewinnung erfolgt in drei Stufen:

• Bei der Primärförderung treibt natürlicher Gasdruck das Öl heraus, oder es wird gepumpt. So lassen sich etwa 10–30 % gewinnen. • Bei der Sekundärförderung werden Wasser oder Gas in die Lagerstätte gepresst; weitere 10–30 % werden gefördert. Insgesamt sind meist 20–60 % erreichbar. • Bei der Tertiärförderung erhöhen Dampf, Polymere, Chemikalien, CO₂ oder Mikroben die Ausbeute zusätzlich. Sie lohnt sich besonders bei hohen Ölpreisen.

Bei Offshore-Lagerstätten stehen oder schwimmen Bohr- und Förderplattformen über dem Meeresboden. Richtbohrungen erschließen von einer Plattform aus ein größeres Gebiet. Oberflächennahe Ölsande können im Tagebau gewonnen werden, etwa die Athabasca-Ölsande in Kanada; tiefere Lagerstätten werden durch Bohrsonden erschlossen.

Verarbeitung, Transport und Nutzung

Rohöl wird über Pipelines und mit Öltankern transportiert; wichtige Seewege sind der Suezkanal und die Straße von Hormus. In Raffinerien entstehen durch Trenn- und Umwandlungsverfahren Mineralölprodukte. Mineralöl ist daher nicht mit unbehandeltem Erdöl gleichzusetzen. Zu den Produkten zählen Benzin, Diesel, Kerosin, Petroleum, Heizöl, Schmieröle, Schweröl, Bitumen, Koks und Ruß. Durch Cracken werden große Moleküle gespalten; weitere Verfahren liefern Alkane, Alkene, Olefine und Aromaten. Weltweit waren 2024 rund 600 Raffinerien aktiv, abhängig von Definition und Quelle; Deutschland hatte 2023 zwölf aktive Raffinerien.

Die Petrochemie verarbeitet Raffineriegase, Wasserstoff, flüssige Kohlenwasserstofffraktionen und Schwefel. Wichtige Rohstoffe sind Ethen und Ethan, Propan und Propen, C₄-Fraktionen wie Butane und 1,3-Butadien, Naphtha sowie die Aromaten Benzol, Toluol und Xylole. Aus ihnen entstehen unter anderem Kunststoffe, synthetischer Kautschuk, Farben, Lacke, Waschmittel und Dünger. Etwa 90 % der rund 300 chemischen Grundstoffe werden aus Erdöl und Erdgas gewonnen. Dennoch dienen nur etwa 6–7 % der weltweiten Erdölförderung chemischen Produktketten; der weitaus größere Anteil wird als Kraftstoff verbrannt.

Der weltweite Verbrauch betrug 2015 etwa 94,5 Millionen Barrel pro Tag, bei einer Produktion von 96,3 Millionen Barrel. 2013 waren die USA mit 18,9 Millionen Barrel täglich der größte Verbraucher, gefolgt von China mit 10,8, Japan mit 4,6, Indien mit 3,7 und Russland mit 3,3 Millionen. Der Verbrauch stieg laut Artikel weltweit um etwa 2 % jährlich, vor allem in Schwellenländern, während er in Industrieländern trotz Wirtschaftswachstums zurückging. Dort blieb der Pro-Kopf-Verbrauch dennoch höher.

Deutschland förderte 2020 1,9 Millionen Tonnen Rohöl und deckte damit etwa 2 % seines Verbrauchs; wichtigstes Fördergebiet war Mittelplate. Importiert wurden 2020 82,7 Millionen Tonnen und 2021 81,4 Millionen Tonnen. 2021 kamen 34,1 % der Ölimporte aus Russland, je 12,5 % aus den USA und je 9,8 % aus Kasachstan und Norwegen. Der Verbrauch fertiger Ölprodukte ging seit den 1990er-Jahren jährlich um etwa 1,5 % zurück.

Reserven, Weltförderung und Peak Oil

Reserven sind bekannte Vorkommen, die mit vorhandener Technik zu aktuellen Preisen wirtschaftlich förderbar sind. Deshalb verändern sie sich durch neue Funde, Technik und Marktpreise. Die geschätzte statische Reichweite stieg von etwa 20 Jahren nach den Weltkriegen über 25 und 30 Jahre auf 40 bis 50 Jahre; diese regelmäßige Anpassung heißt Erdölkonstante. Für 2013 wurden weltweit 1687,9 Milliarden Barrel Reserven angegeben. Bei einem Verbrauch von rund 90 Millionen Barrel täglich im Jahr 2014 ergab sich rechnerisch eine Reichweite von etwa 51 Jahren. Solche Angaben sind umstritten, weil Reserven vieler Nicht-OECD-Staaten nicht unabhängig geprüft werden und Förderquoten teils von gemeldeten Reserven abhängen.

2013 besaß Venezuela mit 298,3 Milliarden Barrel die größten ausgewiesenen Reserven, darunter 220,5 Milliarden im Orinoco-Schwerölgürtel. Es folgten Saudi-Arabien mit 265,9, Kanada mit 174,3, Iran mit 157,0 und Irak mit 150,0 Milliarden Barrel. Unkonventionelle Vorkommen werden wegen gesunkener Förderkosten und höherer Preise zunehmend mitgerechnet. Die EU-Staaten müssen für Krisen einen 90-Tage-Vorrat halten.

Die wichtigsten Förderländer waren 2013 Saudi-Arabien mit 11,525 Millionen Barrel pro Tag, Russland mit 10,788, die USA mit 10,003, China mit 4,180 und Kanada mit 3,948 Millionen. Die zwölf OPEC-Länder lieferten zusammen 42,5 % der Weltförderung. Seit den 2010er-Jahren machte Fracking die USA erneut zum weltweit größten Produzenten von Erdöl und Erdgas. Ölpreise und der Zugang zu Fördertechnik werden stark von staatlichen Unternehmen, internationalen Konzernen, Förderpolitik und geopolitischen Entwicklungen beeinflusst.

Das globale Ölfördermaximum oder „Peak Oil“ ist der Zeitpunkt der höchsten Fördermenge, nach dem die Produktion dauerhaft sinkt. Es kann eintreten, obwohl rechnerisch noch große Reserven vorhanden sind, weil Lagerstätten täglich nur begrenzte Mengen liefern und ihre Förderrate nach dem Maximum abnimmt. Einschätzungen widersprechen sich: Einige Experten erwarteten das Maximum zwischen 2010 und 2020 oder schon vor 2010; Murray und King setzten das Maximum konventionellen Erdöls auf 2005. Abdallah Dschumʿa erklärte 2008 dagegen, weniger als 10 % der flüssigen Vorkommen seien gefördert und einschließlich unkonventioneller Reserven reiche das Öl bei damaligem Verbrauch mindestens 100 Jahre.

Umweltfolgen und Ausstieg

Förderung, Verarbeitung und besonders die Verbrennung von Erdölprodukten verursachen Treibhausgase und tragen wesentlich zur globalen Erwärmung bei. Bei der Verbrennung eines Barrels Erdöl entstehen etwa 480 kg Kohlendioxid. Weitere Probleme sind Pipelineleckagen, Plastikmüll, schwefelbedingte Luftverschmutzung und Unfälle. Beim Stabilisieren von Rohöl werden gelöste Gase wie der hochgiftige Schwefelwasserstoff entfernt, behandelt oder kontrolliert verbrannt. Das Gas kann den Geruchssinn betäuben und bei hohen Konzentrationen innerhalb von Sekunden bis Minuten das zentrale Nervensystem schädigen.

Bei Tankerunfällen gelangen jährlich ungefähr 100.000 Tonnen Öl ins Meer. Die Exxon Valdez verseuchte 1989 vor Alaska mehr als 2000 km Küste. Beim Brand und Untergang der Plattform Deepwater Horizon im April 2010 traten im Golf von Mexiko über mehrere Monate insgesamt mehr als 500.000 Tonnen Rohöl aus. Auch im Nigerdelta findet eine dauerhafte Freisetzung statt.

Mitgefördertes Lagerstättenwasser kann natürlich radioaktive Stoffe enthalten. Durch Druck- und Temperaturabnahme lagern sich Sulfate und Karbonate mit Radium als Krusten, sogenannte „Scale“, in Anlagen ab. Besonders problematisch ist ^226Ra mit 1600 Jahren Halbwertszeit; seine Aktivität kann in Scale bis zu 15.000 Bq/g betragen. Laut den im Artikel genannten Recherchen fallen weltweit jährlich Millionen Tonnen NORM-belasteter Rückstände an. Erfassung, Überwachung und Entsorgung gelten als lückenhaft.

Wegen Klimawandel und anderer Schäden fordern Organisationen eine Einschränkung oder vollständige Beendigung der Erdölnutzung. Das Ziel eines Staates, unabhängig von Erdöl zu werden, heißt Erdölausstieg. Gleichzeitig fördern staatliche Hilfen weiterhin fossile Energien: Eine Studie von 2014 bezifferte Subventionen führender Industrie- und Schwellenländer für die Ölsuche auf 71 Milliarden Euro jährlich; weltweit flossen 2022 sieben Billionen Dollar an Subventionen für fossile Brennstoffe.