Petrochemie

Historische Entwicklung:

Wir alle haben direkt und indirekt mit dem Mineralöl zu tun. Wir fahren mit einem PKW, wir brauchen Arzneien, Kosmetika, Haushaltsgeräte aller Art aus Kunststoff, wir brauchen Mineralöl zur Erzeugung von Wärme und Energie, als Schmierstoff zum Schutz der Maschinen. überall ist Mineralöl dabei. Es ist zur Zeit aus unserem Leben nicht mehr wegzudenken. Doch woher kommt dieser Stoff? Wie entstehen die Produkte, die uns helfen, besser und bequemer zu leben? 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. Später verwendeten auch die Römer das aus dem Boden austretende Erdöl als Heil und Beleuchtungsmittel. Auch im Deutschland des 14. Jahrhundert war Erdöl bekannt. Im heutigen Bayern, in der Nähe des Tegernsees wurde das in kleinen Mengen austretende Erdöl von den 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. Jahrhunderte hindurch wurde das Erdöl in technisch sehr primitiver Form gewonnen und verarbeitet. Erst mit Beginn der Industrialisierung erkannte man die überragende Bedeutung des Erdöls. 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 Bundesstaat 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. 67 ft. (=20m) Tiefe eine dicke, schwarze Masse: Erdöl. In Deutschland hatte man bereits im Jahre 1858 – erfolglos – in Wietze bei Celle nach Erdöl gebohrt. Erst im Jahre 1876 konnte die erste systematische Erdölproduktion in Wietze aufgenommen werden. In Amerika betrug bereits mehrere Wochen nach Drakes Fund die Tagesförderung drei Tonnen. Vorerst wurde 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. In der Welt nahm die Erdöl-Produktion einen sprunghaften Anstieg. Betrug die Welterdöl-Förderung im Jahre 1860 erst rund 70.000 t, so war sie im Jahre 1900 schon auf 21 Mio. Tonnen angewachsen. Als schließlich der Verbrennungsmotor erfunden war, der Treibstoff und Schmieröl benötigte, wurde die Veredelungstechnik immer weiter verfeinert. In zuehmenden 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 wichtigsten 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 Steinkohlekoks 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 aller 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 wieder selber über sein öl verfügen konnte.

Welterdölvorkommen, -produktion und –verbrauch

Die großen Erdölvorkommen liegen auf der nördlichen Hälfte des Erdballs. Amerika hat seine Vorkommen vor der Küste des Golfs von Mexiko, in den Staaten Texas, Louisiana, Oklahoma bis zu den großen Seen und im Westen entlang den Gebirgszügen der Rocky Mountains bis hinauf nach Alaska. 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 Lybien 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 gleich bleibenden 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.

Die 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 Steinkohleflözen 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 Juraabschnittes (noch im Erdmittelalter) zu entstehen, und die Bildung reichte – über die Kreidezeit bis in das Jungtertiär (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 erstreckte 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 die Alpen bildeten.

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 Substanz wurde jedoch zu Kohlenwasserstoff umgewandelt. Der Rest, mehr als 99% entwich als CO2 und H2O und reihte sich wieder in den natürlichen Kreislauf ein.

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 enthaltene Substanzen reiften durch Aufheizung, die bei der Absenkung des Bodens von Meeresbecken entstand. Zu diesem Druck kam auch noch eine Temperaturzunahme zwischen 50°C 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 Erdöl und 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, dass eine abdeckende 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 geringen Gewichtes immer an den höchsten Punkt der Lagerstätte. Zuoberst befindet sich also Erdgas, dann Erdöl und zuunterst 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:

• Gebirgsüberschiebung: 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 Untergrunds eine Falle bilden
• Aufwölbungen: Die Speichergesteine werden durch einen aufsteigenden Salzstock oder eine örtliche Hebung des Beckengrundes aufgewölbt.
• Brüche: Durch unregelmäßige Absenkung des Untergrunds entsteht manchmal ein Bruch, der das Schichtpaket durchschneidet. Abdichtende Schichten können mit der Bruchfläche eine Falle bilden.
• Flanken: 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

Die Suche nach Erdöl

Geologische Untersuchungen an der Erdoberfläche von erdgashöffigen Gebieten geben weitere Hinweise auf die Schichtfolgen 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.

Erdmagnetische Messungen:

Bekanntlich besitzt die Erde ein Magnetfeld mit magnetischen Polen nahe dem geographischen Nord- bzw. Südpol. Jeder selbst magnetische oder magnetisierbare Körper verursacht Abweichungen von der normalen Verteilung der magnetischen Kräfte, die durch empfindliche Geräte gemessen werden können. Aus beobachteten Abweichungen-heute meistens durch Messungen von einem Flugzeug aus gewonnen-lassen sich Rückschlüsse auf die Ursache ziehen. So kann man z.B. tief unter der Erdoberfläche vorhandene magnetische Gesteine, und vielfach auch deren Lagerungsform und Tiefe, in gewissen Grenzen bestimmen. Die umfangreiche Auswertungsarbeiten setzen den Einsatz moderner Rechenanlagen voraus.

Schweremessung:

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

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 Sprengung (Schußseismik) oder durch Vibration (Vibroseismik) werden an der Erdoberfläche künstliche Erschütterungen erzeugt, die sich wellenförmig in der Erdkruste nach allen Richtungen ausbreiten. Die unterschiedliche 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 angelegten 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.

Die Bohrtechnik

Heute ist es nicht mehr üblich, dass Wälder von Bohr- und Förderanlagen ein Erdölfeld schon von weitem erkennen lassen. Heute weist ein Bohrturm modernster Bauart darauf hin, dass nach Erdöl oder Erdgas gebohrt wird. Auf der Suche nach Erdöl oder Erdgas findet heute fast
ausnahmslos das Rotary - Bohrverfahren statt. Andere Bohrverfahren sind zwar noch bekannt,
beschränken sich aber auf Spezialgebiete oder gehören der Vergangenheit an.

Das Rotary – Bohrverfahren:

Ein Strang, das sogenannte Bohrgestänge, aus jeweils 9m langen, nahtlosen Gestängerohren, mehrzöllig im Durchmesser und aus fingerdickem, hochvergütetem Stahl überträgt die Drehbewegung von übertage auf den Meißel, der den Boden des Bohrloches zertrümmert und durch Anheben kleiner Gesteinsbröckchen stetig vertieft. Das Bohrloch hat einen Durchmesser von 70 cm bis 10cm, wobei mit dem größten Durchmesser begonnen wird, der sich mit zunehmender Tiefe absatzweise verringert. Die über dem Meißel eingebauten Schwerstangen sind wie das Bohrgestänge hohl, haben aber noch größere Wandstärke. Mit ihrem Gewicht verleihen sie dem Meißel die Kraft, auch in hartes Gestein einzudringen. Ein besonderes Messinstrument, das Drillometer, zeigt dem Bohrmeister übertage u. a. an, mit welchem Gewicht der Meißel auf die Bohrlochsohle gedrückt wird. Wenn der Meißel sich Meter um Meter in das Erdinnere frisst, muss das abgebohrte Material nach übertage transportiert werden. Hierzu wird mit großen Kolbenpumpen, den Spülpumpen, ein Flüssigkeitskreislauf aufrecht erhalten, indem eine Tontrübe, die Bohrspülung, über den Spülschlauch und den Spülkopf, der den übergang vom feststehenden Teil der Ausrüstung zum sich drehenden Gestänge darstellt, in das Bohrgestänge eingepumpt. Unten tritt sie durch den Meißel in das Bohrloch und trägt beim Aufsteigen im Ringraum zwischen Gestänge und Bohrlochwand die vom Meißel losgebohrten Gesteinsbrocken, das sogenannte Bohrklein, nach übertage. Hier wird auf dem Schüttelsieb das Bohrklein ausgeschieden, während die Spülung erneut ihren Kreislauf beginnt.

Darüber hinaus erfüllt die Spülung noch andere wichtige Aufgaben auf ihrem Kreislauf durch das Bohrloch: Sie schmiert und kühlt den Meißel, bildet einen Belag (den sogenannten Filterkuchen) an der Bohrlochwand, damit unverfestigtes Gebirge nicht abbröckeln kann, und stützt mit ihrem Gewicht die Bohrlochwand, so dass man Strecken von mehr als 1000 Meter abbohren kann, ohne das Bohrloch verrohren zu müssen. Das Bohrklein kann aber auch mit Druckluft ausgeblasen werden. Ab einer bestimmten Tiefe muss das Bohrloch dann mit Futterrohren verrohrt werden. Zwischen Bohrloch und Futterrohren wird eine Zementschlämme gepumpt. Der Zementmantel soll die Rohre verankern, und zum anderen verhindern, dass sich außerhalb der Rohre Gas oder Flüssigkeit aus den verschiedenen Gebirgsschichten aufgrund unterschiedlicher Drücke austauschen können. Das Herz der Bohranlage sind die Antriebsmaschinen. Es werden Diesel oder Elektromotoren verwendet die oft erstaunliche Leistungen von bis zu 1.000 kW zur Verfügung stellen. Ein Teil der Antriebsleistung braucht das Hebewerk, eine große Winde mit mehreren Gestängen. Mit seiner Hilfe wird der einige Tonnen schwere Flaschenzug in dem großen, weithin sichtbaren Bohrturm oder Bohrmast bewegt. Am Haken hängt entweder der Spülkopf mit dem gesamten Gestängestrang oder eine besondere Vorrichtung zum Einhängen des Gestängestranges. Ein Ausbau des Meißels aus mehreren tausend Metern Tiefe erfordert sehr viel Zeit. Deshalb versucht man – soweit technisch möglich – diese Zeit zu verkürzen. Beim Abschrauben bleiben jeweils 3 Stangen zusammen. Diese Gestängezüge werden im Turm oder Mast abgestellt, um sie nach dem Wechsel des Meißels für den Einbau wieder zur Verfügung zu haben. Dadurch ist die Höhe des Bohrturms von über 40 Metern bedingt. Der Bühnenmann auf der Gestängebühne kann sich bei Gefahr über die Abseilvorrichtung in Sicherheit bringen. Schließlich gehört zu einer Rotary - Bohranlage noch eine Drehvorrichtung für den Bohrstrang. Hierzu dient der Drehtisch, der – von einem Motor angetrieben – eine zwischen Spülkopf und Bohrgestänge eingesetzte quadratische oder sechskantige Mitnehmerstange mit 50 bis 250 Umdrehungen in der Minute dreht. Sie gleitet entsprechend dem Bohrfortschritt durch die Einsätze des Drehtisches hindurch. Ist eine Stangenlänge abgebohrt, so wird der Gestängestrang im Drehtisch mit Keilen abgefangen. Die Mitnehmerstange wird vom Gestänge abgeschraubt, auf eine neue, vorher im Rattenloch abgestellte Bohrstange aufgesetzt und beide wieder mit dem Gestängestrang verschraubt. Die Keile werden herausgenommen, und der Meißel kann erneut seine Arbeit in der Bohrlochsohle aufnehmen.

Die Meißelarten:

Das wichtigste Werkzeug beim Niederbringen einer Tiefbohrung ist der Meißel. Es gibt davon die verschiedensten Formen und Typen. Während frühere Schlagbohr- und Fischschwanzmeißel benutzt wurden, ist heute der Rollenmeißel der repräsentative Typ.

Mit seinen spitzen Zähnen, deren Länge, Beschaffenheit und Anordnung je nach Härte der zu durchteufenden Schichten bei den einzelnen Typen variiert, ist er besonders gut geeignet, die Gesteinsschichten zu zertrümmern. Für einige harte Schichten hat sich der Diamantmeißel, der auf seinen Schneidflächen eingesetzte Industriediamanten trägt, besonders gut bewährt.
Der jüngste Meißel, der PCD-Meißel, erlaubt hohe Bohrfortschritte.

Die Förderung

Die 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, wie schon erwähnt, 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.

Die 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 selbstständig 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 neuerlich Auftrieb und drückt es an die Oberfläche. Nachdem Fremdgase mit ausreichend hohen Drücken eher selten auftreten, kommt diese Methode nicht sehr häufig 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 meist Kolbenpumpen verwendet

Forcierte Erdölförderung:

Wenn die Primärförderung ihre Grenzen erreicht, wurden schätzungsweise nicht mehr als 25% des Rohöls aus einer bestimmten Lagerstätte gefördert. Die ölindustrie hat daher 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% 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 (Wasserfluten):

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%
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 (thermisches Fluten)

Dieses Verfahren wendet man in Lagerstätten mit sehr zähflüssigem (viskosem) öl an. Der überhitzte Wasserdampf (ca. 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.

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, Ablagerungen anderer Moleküle und Verbindungen sowie durch Kombinationen von Kohlenwasserstoffringen gibt es eine sehr große Anzahl von Kohlenwasserstoffen mit verschiedenen Eigenschaften. Anhand der so genannten 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

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 „Gewinnstation“ in der Nähe der Bohrstelle der Sand und das Wasser vom Rohöl getrennt werden. Im „Seperator“ (dem Gasabscheider) wird auch das Erdgas vom öl getrennt. Das Rohöl gelangt dann 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.

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 Zwischenprodukts. 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 „Toprückstände“ 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

Vakuumrückstände (Bitumen) >500°C

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 normalem Druck und bei Temperaturen über 400°C zerstört werden würden, lassen sich so zu weiteren Destillaten verarbeiten. Hier erhält man als Fraktion Spindelöl, Schmieröl und Zylinderöl. Der Rückstand kann als Bitumen verkauft werden. Durch Lösungsmittelextraktion erfolgt eine weitere Auftrennung von ölfraktionen.

Die 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 (N), Kohlendioxid (CO2), Schwefelwasserstoff (H2S), Wasserdampf (H2O) 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 so genannte Trockengas. In der so genannten 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

Das Claus-Verfahren:

Reaktionsgleichungen:

1. Schritt: 2H2S + 3O2 ----------> 2SO2 + 2H2O
2. Schritt: 2SO2 + 4H2S --------> 6S + 4H2O

Gesamtreaktion: 6H2S + 3O2 ----> 6S + 6H2O

Die Cetanzahl

Die Cetanzahl ist ein Maß für die Zündwilligkeit von Dieselkraftstoff. Besonders gut zündet unter dem Einfluss von hohen Temperaturen und hohem Druck das Alkan Cetan (C16H34) ohne dabei eine Zündflamme oder einen Funken zu benötigen. Er ist daher der ideale Treibstoff für Dieselmotoren. Als Referenzkraftstoff wurde ihm eine Cetanzahl von 100 zugeordnet. Je höher die Cetanzahl eines Dieselkraftstoffs ist, um so besser laufen Zündung und Verbrennung ab und um so weicher und runder läuft der Motor. Handelsübliche Dieselkraftstoffe weisen eine Cetanzahl von 50-52 auf, durch Zusatz von Zündbeschleunigern werden Werte von 53-54 erreicht. Dieselkraftstoffe sollten mindestens eine Cetanzahl von 50 haben. Würde die Cetanzahl erhöht (die Automobilindustrie fordert dies), so könnten die Emissionen von Ruß und unverbrannten Kohlenwasserstoffen um 20-26% vermindert werden.

Die Oktanzahlbestimmung

Der ottomotorische Prozess zeichnet sich dadurch aus, dass das verdichtete Kraftstoff-Luft-Gemisch zu einem festgelegten Zeitpunkt durch die Zündung entflammt wird. Das Gemisch darf sich vor der durch die Zündkerze eingeleiteten Verbrennung nicht von selbst entzünden. Diese Eigenschaft der hohen Stabilität gegen Selbstentzündung wird als Klopffestigkeit bezeichnet. Das heißt, je klopffester ein Kraftstoff ist, desto geringer ist seine Zündwilligkeit.

Man unterscheidet zwischen der ROZ (Research-Oktan-Zahl) und MOZ(Motor-Oktan-Zahl).

Die ROZ wird bei einer Motordrehzahl von 600U/min und ohne Gemischvorwärmung bestimmt. Die MOZ wird bei erhöhter Drehzahl von 900U/min und einer Gemischvorwärmung auf rund 150°C ermittelt. Diese verschärften Bedingungen, wie höhere Drehzahl und Temperatur, begünstigen das Klopfen im Motor. Die MOZ von handelsüblichen Kraftstoffen ist aus diesem Grund auch geringer als die ROZ. Die Oktanzahl des geprüften Kraftstoffes ergibt sich aus dem Vergleich mit einem Kraftstoff der gleichen Klopffestigkeit, der aus Isooktan (OZ = 100) und dem klopffreudigen n-Heptan (OZ = 0) hergestellt wird. Neben diesen zwei in den Normen festgelegten Oktanzahl gibt es noch die SOZ (Straßen-Oktan-Zahl) und die FOZ(Front-Oktan-Zahl). Bei der Straßenoktanzahl wird das Klopfverhalten eines Motors im Fahrzeug unter realen Bedingungen auf der Straße untersucht. Der Vergleich der Straßenoktanzahl mit den Oktanzahlen aus dem Prüfmotor zeigt, dass die ROZ das Klopfverhalten unter Beschleunigungsbedingungen und die MOZ das Klopfverhalten unter Hochlastbedingungen charakterisiert. Bei der Prüfung der FOZ wird der Kraftstoff destilliert und mit den bis 100°C überdestillierten Anteilen wird die ROZ bestimmt. FOZ gibt einen Anhaltspunkt über das Klopfverhalten beim Beschleunigen (Beschleunigungsklingeln), die Klopffestigkeit der leichtflüchtigen Anteile wird dabei untersucht

MTBE: (Methyl-tertiär-Butyl Ether)

MTBE ist ein Vergaserkraftstoffzusatz, der die Klopffestigkeit bei der Verbrennung verbessert und dessen Einsatz zu geringeren Kohlenmonoxid-Emissionen führt. Seit Mitte der 80iger Jahre wird MTBE als Ersatzstoff für aromatische Kohlenwasserstoffe (besonders für das krebserregende Benzol) verwendet und zu diesem Zweck bereits mit ½ Million Tonnen pro Jahr eingesetzt

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 können nicht ausreichend zur Verfügung gestellt werden. Oft haben die einzelnen Fraktionen auch nicht die gewünschte Qualität. Chemische Um=

wandlungen 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.

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 Vakuumsilikaten 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:

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 Ethen, Propen, Buten und Butadien.

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:

• Isomerisierung
  Aus geradkettigen Alkan-Kohlenwasserstoffe des Leichtbenzins werden verzweigte Alkane mit einer Oktanzahl (ROZ) von etwa 70 in verzweigte Petan- und Hexan- Kohlenwasserstoffe umgewandelt. Die Isomerisierung bewirkt eine Steigerung der Oktanzahl um ca. 7 bis 10 Einheiten
• Cyclisierung
  Aus kettenförmigen Alkanen werden ringförmige Cycloalkane
• Dehydrierung
  Aus den Cycloalkanen entstehen Aromate. Dies ist die entscheidende Reaktion zur Anhebung der Oktanzahl und liefert die Hauptmenge an Wasserstoff.

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:

1. Ungesättigte Kohlenwasserstoffe, z.B. Ethen, Propen, Buten
2. Gesättigte Kohlenwasserstoffe, z.B. Methan, Ethan, Propan, Butan
3. Aromate, z.B. Benzol, Toluol
4. Hochmolekulare Kohlenwasserstoffe, z.B. Paraffinöle und Paraffinwachse
5. Reiner Kohlenstoff als Ruß
6. Schwefel

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 (Haber-Bosch-Verfahren).

Die Oxidation von Ammoniak führt zur 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 und Autoreifen verwendet. Das Nebenprodukt Schwefel kann auch zur Erzeugung von Baustoffen verwendet werden.

Erdöl

Veredeltes Erdöl lässt sich durch Pyrolyse (Zersetzung von Stoffen durch Hitze) in Ethen und Propen weiterverarbeiten. Als Einsatzstoffe werden dafür entweder Flüssiggas oder Rohbenzin verwendet. Unter Druck entsteht aus Ethen Polyethen (Polymerisation) als Ausgangsstoff für thermoplastische Massenkunststoffe, Folien und Formteilen (z.B. Spritzguss). Aus Propen entsteht Polypropen, ebenfalls ein Thermoplast.

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