Fossile Energie - Die Welt der Rohstoffe - page 298

Kasten 6.8 Flüssiggas

Gaspipelines funktionieren sehr gut, aber ansonsten ist beim
Transport das große Volumen von Gas natürlich ein Nachteil.
Selbst wenn das Gas unter Druck komprimiert wird ( compressed
natural gas , CNG), ist der Brennwert pro Volumen nicht mit Öl
vergleichbar. Praktischerweise lassen sich aber Propan und
Butan sehr leicht verflüssigen - entweder durch Kühlen oder bei
normaler Temperatur unter Druck. Das Flüssiggas ( liquefied
petroleum gas , LPG) bleibt flüssig, solange es in einem Druck-
behälter eingeschlossen ist, und kann daher leicht in Tankern
transportiert werden. Sehr hoch muss der Druck nicht einmal
sein. Ein Beispiel von Flüssiggas ist die Flüssigkeit in Feuer-
zeugen. Methan, der Hauptbestandteil von Erdgas, lässt sich
hingegen nicht so leicht verflüssigen. Es muss dazu auf -162 °C
abgekühlt werden und beim Transport beinahe so kalt bleiben.
Immerhin sinkt dabei das Volumen auf ein Sechshundertstel.
Das Verflüssigen von Methan zu Flüssigerdgas ( liquefied natural
gas , LNG) verbraucht einen nicht geringen Teil des Energie-
gehalts. Wenn aber der Gaspreis hoch ist und eine direkte
Anbindung der Verbraucher über Pipelines fehlt, lohnt es sich
trotzdem, daher ist der Anteil an LNG an der Gasversorgung in

den letzten Jahrzehnten deutlich gestiegen. Dafür benötigt
man natürlich eine sehr spezielle Infrastruktur mit Verflüssi-
gungsanlagen, Verladeterminals, Spezialschiffen und einem ent-
sprechenden Terminal im Zielhafen, in dem LNG wieder vergast
und in das Pipelinenetz eingespeist wird. Für einige Länder mit
enormen Gasvorkommen wie zum Beispiel Katar wäre es ohne
diese Technologie nicht möglich, die Ressourcen zu nutzen.
Die Staaten der EU erhoffen sich hingegen eine größere Unab-
hängigkeit in der Gasversorgung gegenüber Russland.
Es ist auch möglich, aus Methan höhere Kohlenwasserstoffe zu
produzieren ( gas to liquids , GtL), die flüssig sind und sich als
Treibstoff eignen, synthetisches Benzin, Diesel und Kerosin.
In einem ersten Schritt reagiert Methan mit Wasserdampf und
Sauerstoff zu Synthesegas (CO und H 2 ), aus dem dann im
Fischer-Tropsch-Verfahren mithilfe von Katalysatoren flüssige
Kohlenwasserstoffe synthetisiert werden. Das Verfahren kann
neuerdings mit kleinen Anlagen sogar auf abgelegenen
Offshoreplattformen eingesetzt werden, die bisher mangels
Gaspipeline das Erdgas verbrennen mussten.

Auch Biotechnologie wird in der Tertiärförderung eingesetzt
( microbial enhanced oil recovery , MEOR). Die Anwendung be-
schränkt sich bisher weitgehend auf Pilotprojekte, in diesem Be-
reich könnte es noch ein großes Potenzial für eine noch höhere
Ausbeute geben. Normalerweise sind Mikroorganismen im Ölfeld
nicht gern gesehen, problematisch sind insbesondere sulfatredu-
zierende Bakterien, deren H 2 S den Schwefelgehalt erhöht. Manch-
mal werden die Bewohner des Reservoirs aber extra mit Nah-
rungsmitteln wie Stickstoff und Melasse gefüttert, eventuell wer-
den gezielt spezielle Organismen eingebracht (Sen 2008). Das Ziel
ist derselbe Effekt wie beim chemischen Fluten, was sich mit Mik-
roorganismen eventuell kostengünstiger erreichen lässt. Biofilme
können die durchlässigsten Zonen eines heterogenen Reservoirs
verstopfen und damit beim Wasserfluten ein Strömen durch Poren
in anderen Bereichen erzwingen. Manche Bakterien produzieren
Biotenside, die entweder im Labor produziert und dann injiziert
oder in situ von ins Reservoir eingebrachten Bakterien produziert
werden. Auch Biopolymere können von Bakterien im Reservoir
synthetisiert werden. Mikroorganismen, die Öl zu Methan abbau-
en, erhöhen den Druck im Reservoir und führen durch Lösung des
Gases im Öl zu einer geringeren Viskosität. Auch mit Enzymen
und genetisch veränderten Organismen wird experimentiert.
Erdgas wird, wenn keine Pipeline vorhanden ist, als Flüssig-
gas ( 7 Kasten 6.8 ) transportiert. Rohöl wird in einer Raffinerie
( 7 Kasten 6.9 ) weiterverarbeitet.

braucht (weltweite kumulative Förderung, Andruleit et al. 2012),
was etwa 1,2 Billionen Barrel entspricht. Die Jahresförderung
beträgt derzeit etwas mehr als vier Milliarden Tonnen (viermal
so viel wie 1960). Mit dem Wirtschaftswachstum der »BRIC-
Staaten« (Brasilien, Russland, Indien, China) ist von einem wei-
ter wachsenden Bedarf auszugehen. Die bekannten Reserven an
konventionellem Öl sind ziemlich genau so hoch wie die bis-
herige kumulative Förderung: 168 Milliarden Tonnen - das
reicht beim derzeitigen Verbrauch nur 42 Jahre. Wie weit das
Öl tatsächlich reicht, lässt sich nicht mit Sicherheit vorhersagen.
Sicher ist aber, dass Öl nicht plötzlich ausgehen wird, sondern
irgendwann ein globales Fördermaximum erreicht ist und dann
die Förderung zurückgehen wird. Das Konzept eines Peak Oil
wurde in den 1950er-Jahren von Hubbert, einem amerikani-
schen Ölgeologen, entwickelt. Sein Ausgangspunkt war die För-
dermenge einzelner Ölquellen, die ab dem Fund schnell ansteigt,
nach einiger Zeit auf hohem Niveau ein Maximum erreicht und
dann relativ schnell abfällt. Daraus leitete er die sogenannte
Hubbert-Kurve ab, die für ganze Region mit vielen Quellen be-
ziehungsweise weltweit die Entwicklung der Fördermenge mit
der Zeit beschreiben soll. Sie sieht so ähnlich aus wie die
Gauß'sche Normalverteilung. Interessanterweise beschreibt die
Kurve für manche, aber längst nicht alle Regionen ganz gut die
Entwicklung der konventionellen Förderung. Ganz passend war
auch der exponentielle Anstieg der globalen Produktion vom
Zweiten Weltkrieg bis zur ersten Ölkrise 1973, seither ist die
reale Kurve aber nicht mehr so regelmäßig. Allerdings gibt es
kein zwingendes Argument dafür, dass die reale Entwicklung
symmetrisch sein muss und der Abfall nach dem Peak Oil genau-
so rapide sein wird wie die Steigerung davor. Um die Theorie des
Peak Oil ranken sich zahlreiche Untergangsszenarien, die von
Weltkriegen und Hungersnöten bis hin zum vollständigen

6.6 Peak Oil

Rohstoffe sind endlich, das ist uns bei keinem anderen so be-
wusst wie bei Erdöl. Bisher wurden 167 Milliarden Tonnen ver-