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Kohlenwasserstoffe von Mind Map: Kohlenwasserstoffe

1. Speichergestein

1.1. Reserve: bekannte, natürliche Erdöl- und Erdgaslagerstätte, die sich momentan wirtschaftlich fördern lässt

1.1.1. Allgemein

1.1.1.1. konventionelle Reserve: Erdöllagerstätte, welche mit heutiger Technologie großmassstäblich wirtschaftlich nutzbar ist

1.1.1.1.1. Beispiel: mittlerer Osten

1.1.1.2. nichtkonventionelle Reserve: Erdöllagerstätte, bei der das Erdöl zähflüssig oder fest im Gestein gebunden ist und sich nur mit großem Aufwand gewinnen lässt

1.1.1.2.1. Teersande

1.1.1.2.2. Ölschiefer

1.1.1.2.3. Schweröle

1.1.2. weltweit

1.1.2.1. strategische Ellipse: ein Gebiet, das sich vom Nahen Osten über den Kaspischen Raum bis in den Hohen Norden Russlands erstreckt, in dem sich etwa zwei Drittel der weltweit bekannten natürlichen Erdöl- und Erdgaslagerstätten befinden, die sich momentan wirtschaftlich fördern lassen

1.1.2.1.1. die günstigsten Bedingungen für die Bildung von heutigen Erdöl befanden sich vor Jahrmillionen im Bereich der strategischen Ellipse, besonders Saudi-Arabien mit allein 1/4 der weltweiten Vorräte

1.1.2.2. weitere wichtige Erdölreserven

1.1.2.2.1. Venezuela

1.1.2.2.2. Mexiko

1.1.2.2.3. Libyen

1.1.2.2.4. Nigeria

1.1.2.2.5. Kanada

1.1.2.2.6. Russland

1.1.2.2.7. USA

1.1.3. Deutschland

1.1.3.1. Wie kann man rausfinden, ob es lohnenswerte KW-Lagerstätten gibt?

1.1.3.2. Gibt es im Bereich Oberrheingraben eher große oder eher kleine Lagerstätten?

1.1.3.3. Lagerstätten

1.1.3.3.1. für Erdöl

1.1.3.3.2. für Erdgas

1.1.3.4. Verbrauch von Primärenergie, davon

1.1.3.4.1. 39% Erdöl

1.1.3.4.2. 23% Edgas

1.1.3.5. Allgemein

1.1.3.5.1. 48 deutsche Ölfelder, hauptsächlich im Bereich des Norddeutschen Beckens

1.1.3.5.2. kaum offshore

1.1.3.5.3. Ölfördermengen

1.1.3.5.4. RWE-DEA AG ist der größte deutsche Erdöl- und Erdgasproduzent

1.1.3.5.5. Peak Oil

1.1.4. Europa

1.1.4.1. Erdgasproduzenten

1.1.4.1.1. 32% Russland

1.1.4.1.2. 26% Norwegen

1.1.4.1.3. 19% Niederlande

1.1.4.2. Lagerstätten in der Nordsee

1.1.4.2.1. Grabensystem im Zentrum

1.1.4.2.2. Kippschollen

1.1.5. Porosität & Permeabilität

1.1.5.1. Porosität

1.1.5.1.1. primäre Porosität

1.1.5.1.2. sekundäre Porosität

1.1.5.1.3. nur die durchflusswirksame Porosität ist entscheidend für die Gesamtporosität des Gesteins

1.1.5.1.4. typische Porositätswerte für Speichergesteine: 1-30% Porenvolumen

1.1.5.2. Permeabilität

1.1.5.2.1. New node

2. Kerogentypen

2.1. van-Krevelen-Diagramm: das van-Krevelen-Diagramm dient der Bestimmung der Abbauwürdigkeit von Erdölvorkommen.

2.1.1. Warum sind es Linien und keine Punkte?

2.1.1.1. die Entwicklung, die Spur einzelner Punkte ergeben eine Linie

2.1.2. Achsenbeschriftung?

2.1.2.1. Es wird das atomare O/C-Verhältnis [Sauerstoff zu Kohlenstoff] in der X-Achse und das H/C-Verhältnis [Wasserstoff zu Kohlenstoff] in der y-Achse zur Bestimmung der Reife und Qualität des Erdöls herangezogen.

2.2. Kerogen: polymeres, organisches Grundmaterial, aus dem bei zunehmender geologischer Versenkung und Aufheizung Kohlenwasserstoffe gebildet werden - bestehen aus einzelnen, fein verteilten Mazeralen

2.2.1. Aufteilung der Kerogene in 4 Mazeraltypgruppen

2.2.1.1. Typ-1-Kerogen (Liptinit-Typ): lipidreiche, im Durchlichtmikroskop durchsichtige, im Fluoreszenzmikroskop gelbe bis rote Mazerale, die aus der Diagenese von Naturharzen, Wachsen, Sporen und Pollen sowie Algenkörpern hervorgehen.

2.2.1.1.1. hohes Erdölbildungspotenzial

2.2.1.1.2. hohes H/C-Verhältnis (>1,5) und niedriges O/C-Verhältnis (<0,1)

2.2.1.1.3. In seiner Zusammensetzung weist er hohe Beiträge von Lipidstoffen aus Algenmaterial [Phytoplankton] und Bakterienresten auf, dagegen wenig Aromate und NSO-Komponenten.

2.2.1.1.4. In feinkörnigen marinen und lakustrinen Schlämmen wird er als Ölschiefer gebildet.

2.2.1.1.5. Beispiele

2.2.1.1.6. Liptinit ist relativ selten

2.2.1.2. Typ-2-Kerogen (Exinit-Typ): Marine Ablagerungen aus autochthonem Phytoplankton, Zooplankton und bakteriellem Material, die unter reduzierenden Bedingungen abgelagert wurden. Zum Teil kann es auch allochthone Sporen, Pollen und Harze von höheren Pflanzen des Festlandes enthalten

2.2.1.2.1. das am weitesten verbreitete Kerogen

2.2.1.2.2. hohes H/C-Verhältnis und hohen O/C-Verhältnisse

2.2.1.2.3. enthält viel Aromate und Carbonsäuren und bis zu 8 bis 14 % sulfidischen Schwefel

2.2.1.2.4. Kerogene diesen Typs bilden weniger Öl, sind aber häufig wegen ihrer weiten Verbreitung die Quellen großer Öl- und Gasfelder.

2.2.1.2.5. Beispiel

2.2.1.3. Typ-3-Kerogen (Vitrinit-Typ): Hauptbestandteil der Humuskohlen. Sie gehen aus der Humifizierung holzigen Materials hervor, sind von dunkelbrauner bis schwarzer Eigenfarbe, im Durchlichtmikroskop opak, und zeigen einen bei hohem Inkohlungsgrad (ab der Hartbraunkohle) zunehmenden Glanz.

2.2.1.3.1. niedriges H/C-Verhältnis und ein hohes O/C-Verhältnis

2.2.1.3.2. Quellen sind grundsätzlich höhere Pflanzen, es enthält oft verholzte Pflanzenreste. Es ist hinsichtlich seines Verhaltens bei zunehmender Versenkung Kohle sehr ähnlich. Es ist ein schlechter Erdölproduzent und ein hinreichender Gasproduzent (insbesondere Methan)

2.2.1.3.3. Beispiel

2.2.1.4. Typ-4-Kerogen (Inertit-Typ): nicht mehr brennbare Mazerale, die aus bereits verbranntem Pflanzengewebe und Asche entstehen (bei den Resiniten und Fusiniten ist, ähnlich wie bei Holzkohle aus dem Kohlemeiler, die charakteristische Zellstruktur noch immer unter dem Mikroskop zu erkennen, z. B. von polymerisierten Pflanzenharzen oder Pilzresten).

2.2.1.4.1. Dieses Kerogen besteht primär aus schwarzen opaken Teilchen aus reinem Kohlenstoff, die in Form von Inertit vorliegen.

2.2.1.4.2. Da es keine Kohlenwasserstoffe bilden kann, wird es oft nicht als echtes Kerogen betrachtet.

2.2.1.4.3. Quelle: Im terrestrischen Milieu stark oxidiertes Material höherer Pflanzen, die allochthon abgelagert wurden

2.2.2. Mazeral: die organischen gesteinsbildenden Komponenten der Kohlen und Kerogene

2.2.2.1. bestehen größtenteils aus Pflanzenresten, die unter dem Druck überlagernder Gesteinsablagerungen, durch die erhöhte Temperatur und das Wirken fluider Phase chemisch umgewandelt wurden [siehe Diagenese]

2.2.2.2. Bei Steinkohlen variiert das makroskopische Erscheinungsbild (die Streifenart) in Abhängigkeit vom Anteil der einzelnen Mazerale:

2.2.2.2.1. Allgemein

2.2.2.2.2. Vitrit (Glanzkohle): vitrinitreiche Humuskohle

2.2.2.2.3. Durit (Mattkohle): harte, aber nur matt glänzende, liptinitreiche Humuskohle.

2.2.2.2.4. Clarit (Halbglanzkohle): glänzende Vitrit- und matte Duritagen in einem engen, abwechselnden Abstand

2.2.2.2.5. Fusit (Faserkohle): weicher, besteht zu einem hohen Anteil aus Fusinit, und färbt bei der Berührung schwarz ab. Vermutlich ist sie ein Produkt von Waldbränden.

2.2.3. Kerogen ist bei weitem die häufigste Form von organisch gebundenem Kohlenstoff in der Erdkruste.

3. Muttergesteine

3.1. Muttergesteine in Deutschland?

3.1.1. für Erdöl

3.1.2. für Erdgas

3.2. Allgemein

3.2.1. Was passiert, wenn das Erdöl/Erdgas im Muttergestein gebildet ist?

3.2.2. Wo befindet sich das Erdöl im Muttergestein?

3.2.2.1. in den Porenzwischenräumen

3.2.3. Wann wurde Erdöl in der Erdgeschichte gebildet?

3.2.3.1. 350-250 Ma [Karbon-Perm] & 150-20 Ma [Jura-Tertiär]

3.2.3.1.1. die ältesten sind 500 Millionen Jahre alt, die jüngsten 4000 Jahre

3.2.4. Genese

3.2.4.1. Woraus bzw. wie bildet sich Erdöl?

3.2.4.1.1. Microplankton aus der photischen Zone sinkt ab und bildet Tiefseeschlamm unter anaeroben Bedingungen

3.2.4.1.2. Überlagerung mit wasserundurchlässigem Material - Umwandlung in den Poren des umgebenden Sediments bei Temperauten zwischen 65 - 120°C durch Bakterien in Erdöl

3.2.4.1.3. Unter welchen Bedingungen wird Erdöl gebildet?

3.2.4.1.4. Wo wird Erdöl gebildet?

3.2.4.2. Woraus & wie wird Erdgas gebildet?

3.2.4.2.1. Erdgas entsteht meist durch ähnliche Vorgänge wie Erdöl und wird daher auch oft mit diesem zusammen gefunden. Es bildet sich unter Luftabschluss, erhöhter Temperatur und hohem Druck aus abgestorbenen und abgesunkenen marinen Kleinstlebewesen (Mikroorganismen, Algen, Plankton). Herrschen in der betreffenden Meeresregion sauerstoffarme Bedingungen nahe dem Meeresgrunde, so bilden sich im Laufe der Zeit mächtige Sedimentfolgen mit hohem Anteil biogenen Materials. Die Abwesenheit von Sauerstoff in diesem Ablagerungsmilleu verhindert die vollständige Wiederaufarbeitung der Biomasse durch Bakterien, ein Faulschlamm entsteht. Im Laufe von Jahrmillionen wird dieser durch Überdeckung mit weiteren Sedimenten hohen Drücken und Temperaturen ausgesetzt.

3.2.4.2.2. Unter welchen Bedingungen wird Erdgas gebildet?

3.2.5. Was sind die Grundvorraussetzungen bzw. Kontrollfaktoren für die Bildung von Muttergestein?

3.2.5.1. TOC

3.2.5.1.1. 0,5%

3.2.5.2. Kontrollfaktoren: anoxische Bedingungn

3.2.6. Beispiele für Muttergesteine?

3.2.6.1. Kimmeridge-Kalk in der Nordsee

4. Migration

4.1. Wann bedingt die Migration?

4.1.1. sobald KW produziert wurden, bzw. sobald in das Erdölbildungsfenster eingetreten wird

4.2. Allgemein

4.2.1. durch die geringere Dichte des Erdöl im Vergleich zum umgebenden Gestein beginnt das Erdöl in Richtung Oberfläche zu migrieren

4.2.2. größere Erdgasmengen entstanden auch in Folge einer bakteriellen Zersetzung organischer Stoffe an Ort und Stelle, also ohne wesentliche Migration.

4.2.3. bei der Bildung von Kohlenwasserstoffen aus Kerogenen kommt es zu einer VolumenZUnahme um 10-20%, daher kommt es zu Phasenübergängen in den flüssigen- bzw. gasförmigen Zustand

4.2.4. Drücke im Sedimentbecken

4.2.4.1. mit zunehmender Tiefe kommt es zur Druckzunahme in beiden Grenzberechen [lithostatischer Druckberech; hydrostatischer Druckbereich]

4.2.4.1.1. Druckbereiche

4.2.4.1.2. Unterkompaktion: bei feinklastischen Gesteinene [Tonen] ist die Abgabe von Porenwässern mit fortschreitenden Versenkung nicht schnell genug, es kommt zur Unterkompaktion mit erhöhtem Porenwasserdruck [Grenzbereich zum hydrostatischen Druckbereich]

4.2.5. bei der Erdölbildung kommt es zur Ansammlung von aus Kerogenen gebildeten Kohlenwasserstoffen in Mikroporen. Weiterhin diffundieren, desorbieren, aggredieren und beginnen schließlich zu fließen.

4.2.5.1. durch lokale Druckerhöhungen entstehen Mikrorissen, welche sich aber anch abgabe der entweichenden Kohlenwasserstoffe in der Trägergestein wieder schließen

4.2.5.1.1. dazu sind mindestens 0,5% TOC nötig

4.3. Migrationsklassifizierung

4.3.1. primäre Migration: Transport aus dem Muttergestein ins Trägergestein

4.3.1.1. die Expulsion aus dem Muttergestein und Migration verläuft senkrecht zu den lithologischen Grenzen

4.3.2. sekundäre Migration: Transport durch das Trägergestein zum Speichergestein an der Abdeckung

4.3.2.1. Migration verläuft parallel zu den lithologischen Schichten

4.3.3. tertiäre Migration: durch Erosion hervorgerufener weiterer Transport in ein noch höheres Stockwerk oder sogar Ausfließen bis an die Erdoberfläche

4.4. Wieviel Zeit/Temperatur wird benötigt um eine Migration auszulösen?

4.4.1. das Gestein muss im Erdölbildungsfenster gelegen haben um dann auch ein Erdöl gebildet zu haben, was dann migrieren kann

4.5. Migrationsunterstützenden Prozesse

4.5.1. Seismogenic Pumping

4.5.1.1. seismische Bewegungen

4.5.2. Topography Driven Flow

4.5.2.1. ermöglicht höhergelegenen Muttergesteinen, nach unten zu migrieren - unter besonderen stratigraphischen Bedingungen

4.5.3. Density Driven Flow

4.5.3.1. Dichteunterscheid

4.5.4. Compaction Driven Flow: Schwammausdrücken durch Kompaktion

5. Fallen

5.1. Fallentypen

5.1.1. Beispiele

5.1.1.1. Nordsee

5.1.1.1.1. Bruchschollen bzw. Grabenrandbrüche

5.1.2. strukturelle Fallentypen

5.1.2.1. 1. Ränder von Salzdomen

5.1.2.1.1. deutsches Ölfeld Mittelplate nord-westlich des Randes des Büsumer Salzstocks

5.1.2.2. 2. Antiklinalen

5.1.2.2.1. typischste & häufigste Faltenform

5.1.2.3. 3. Störungen

5.1.3. sedimentologische Fallentypen

5.1.3.1. Diskordanzen

5.2. Allgemein

5.2.1. stößt das Erdöl bei seiner Migration auf eine undurchlässige Schicht und kann lateral nicht weiter migrieren, samelt es sich unterhalb diese Falle

5.2.2. meist wird das Erdöl in Fallen von Erdgas überlagert [wegen dessen geringerer Dichte

6. passive Kontinentalränder

6.1. Profil

6.2. Wo kann man da Erdöl finden?

7. Fördermethoden

7.1. Primärförderung

7.1.1. Eigendruck

7.1.1.1. anfänglich reicht die lithostatische Auflast aus um das Öl zu fördern, später muß mit Tiefpumpen aktiv gefördert werden

7.1.1.1.1. der selbstständige Aufstieg hängt mit dem Anteil gelöster Gase, der Auflast und der Viskosität zusammen [welche widerrum temperaturabhängig ist]

7.1.1.1.2. im mittleren Osten reicht der natürliche Auflastdruck aus, um Ölfelder ohne zusätzlichen Druck jahrelang zu betreiben

7.1.2. Plungerpumpen

7.1.2.1. reicht der natürliche Druck nicht mehr aus um das Öl von selbst an die Oberfläche zu befördern, wird mit Plungerpumpen das Öl hochgepumpt

7.1.3. Naturgas

7.1.3.1. existiert keine nötige Infrastruktur um das Erdgas abzutransportieren, wird es ins Gestein rund um das Förderrohr gepresst, erhöht somit den Porendruck und erzeugt einen selbstständig im Bohrloch aufsteigenden Ölschaum

7.2. Sekundärförderung

7.2.1. Wasser

7.2.1.1. bei einem weiteren Druckabfall kann zudem Wasser eingepresst werden, welches dadurch einen erhöhten Randwasserdruck produziert und durch seine höhere Dichte im Gegensatz zum Öl letztes in das Förderrohr verdrängt

7.2.2. CO2

7.3. Tertiärförderung

7.3.1. Dampf bzw. Chemikalien

7.3.1.1. verringern die Oberflächenspannung des Öls, sodass sich das Gestein besser entölt und die Ausbeute dadurch steigt

7.3.1.1.1. jedoch bleiben aufgrund der "Porensackgassen" wegen starker Oberflächenbindungskräften ca. 50% des Öls im Gestein

7.4. Allgemein

7.4.1. Exploration

7.4.1.1. Reflexionsseismik: seismische Wellen werden an Grenzflächen anhand des Dichtesprunges gebeugt oder reflektiert und von Geophonen registriert

7.4.1.2. Versuchsbohrungen: Probebohrung, mit der eine vermutete Lagerstätte überprüft wird und deren wirtschaftliche Ausbeute errechnet weren kann

7.4.1.2.1. erst danach begint man mit mehreren Produktionsbohrungen

7.4.2. Produktion

7.4.2.1. Bohrtechnik

7.4.2.1.1. die meisten Bohrungen werden senkrecht in die Tiefe abgetäuft

7.4.2.1.2. das Bohrklein wird mittels einer Bohrspülung abtransportiert

7.4.2.1.3. um einen Druckausgleich zu verhindern werden Bohrungen mit einer Abschlußvorrichtung versehen [blow-out-preventer]

7.4.2.1.4. Allgemein

7.4.2.2. Förderung

7.4.2.2.1. on-shore

7.4.2.2.2. off-shore

7.4.3. Transport

7.4.3.1. per Mineralöltanker

7.4.3.1.1. weltweite Flotte ca. 7400 Mineralöltanker

7.4.3.1.2. Unterschiedung in der Ladekapazität

7.4.3.1.3. Unterscheidung nach Inhalt

7.4.3.1.4. wichtigster europäischer Ölhafen & Umschlagsplatz: Rotterdam

7.4.3.1.5. zum Verbraucher gelangen die fertig raffinierten Produkte ausschließlich per Eisenbahn oder LKW

7.4.3.2. per Pipeline

7.4.3.2.1. sicherer als per Schiff, jedoch höhe Investitionen und geringere Flexibilität

7.4.4. Raffination

7.4.4.1. Raffination: Trennung und Veredelung

7.4.4.1.1. Destillation

7.4.4.1.2. Cracking

7.4.4.1.3. Veredelung

7.4.4.2. Rohölbestandteile

7.4.4.2.1. Normal-Paraffine

7.4.4.2.2. verzweigte Paraffine

7.4.4.2.3. Cycle-Paraffine

7.4.4.2.4. Olefine

7.4.4.2.5. Aromaten

8. Maturität

8.1. Wie kann man die Maturität bestimmen/modellieren?

8.1.1. Vitrinitreflektivitäten

8.1.1.1. unreif: R0 < 0,5 - 0,7

8.1.1.2. Erdöl/Erdgasbildung: 0,7 - 1,1/1,3

8.1.1.3. Cracking von Öl zu Gas: 1,1/1,3 - 2

8.1.1.4. Trockengasbildung : R0 < 2

8.1.1.5. Allgemein

8.1.1.5.1. alles im Bereich der Katagenese

8.2. Was ist der Unterschied zwischen TTI und EASY%R0?

8.2.1. RO = Vitrinitreflektivität

8.2.1.1. gemessen an polierten Dünnschliffen

8.2.2. TAI = Thermal Alteration Index

8.2.2.1. Farbveränderung von z.B. Pollen

8.2.3. LOM = Level of Organic Metamorphism

8.2.3.1. Feststellung des Reifegrades aufgrunf der Metamorphose

8.2.4. EASY%RO?

8.3. Was ist der Time-Temperatur Index?

8.3.1. Time-Temperatur Index [TTI]:

8.3.1.1. Zahlenwert im Subsidenzdiagramm mit Beginn der Erdölbildung

8.3.1.1.1. TTI: 15 - Beginn der erdölbildung

8.3.1.1.2. TTI: 75 - Peak der Erdölbildung

8.3.1.1.3. TTI: 160 - Ende der Erdölbildung

8.3.1.2. Maturitätsmodellierung

8.4. Kontrollfaktoren für die Maturität

8.4.1. Temperatur

8.4.2. Zeit

8.4.2.1. schnell & sehr heiß

8.4.2.1.1. durch einen intrudierenden Basaltgang

8.4.2.1.2. führt zu einer unreinen Produktion

8.4.2.2. langsam & wenig heiß

9. Energie

9.1. Energieklassen

9.1.1. Primärenergie: Energieträger, die in der Natur vorkommen und noch nicht durch technologische Prozesse umgewandelt und veredelt worden sind

9.1.1.1. Steinkohle

9.1.1.2. Braunkohle

9.1.1.3. Holz

9.1.1.4. Erdgas

9.1.1.5. Erdöl

9.1.1.6. Uran

9.1.1.7. Wasserkraft

9.1.1.8. Windkraft

9.1.1.9. Sonnenstrahlung

9.1.2. Nutzenergie: Strom, Wärme odr mechanische Arbeit; zur Gewinnung der Nutzenergie sind vorwiegend Verbrennungsprozesse erforderlich

9.1.2.1. Umwandlungswirklungsgrad [in%]: beschreibt die Effizienz des jeweiligen Umwandlungsprozesses von Primärenergie in Nutzenergie

9.1.2.1.1. in neuen Kraftwerken max. 40%

9.2. Verbrennung

9.2.1. Phasen des Verbrennungsprozesses

9.2.1.1. 1. Phase - Trocknung: es wird fast ausschließlich Wasserdampf freigesetzt

9.2.1.2. 2. Phase - Pryolyse: brennbare Gase [Kohlenwasserstoffe, Wasserstoff] & Kohlenmonoxid werden freigesetzt

9.2.1.3. 3. Phase - Oxidation: die in der Pryolyse freigesetzten Gase werden verbrannt

9.2.2. Verbrennungsgrad

9.2.2.1. vollkommen

9.2.2.1.1. hohe Ausnutzung der Brennstoffenergie & geringe Emission

9.2.2.1.2. Emissionen:

9.2.2.2. unvollkommen

9.2.2.2.1. hohe Emissionen von noch brennbaren Gasen und staubförmigen Brennstoffaerosolen

9.2.2.2.2. CO2

9.2.2.2.3. Kohlenwasserstoffe

9.2.2.2.4. Ruß

9.2.2.2.5. Teer

9.2.3. Glühverlust: Anteil an verbrennbarer, organischer Substanz, welche bei der Verbrennung entweicht und den Glührückstand zurücklässt

9.2.4. Flammpunkt: Mindesttemperatur, ab der Heizöl [bzw. dessen Dämpfe] unter Fremdzündung entflammt, selber aber nicht weiterbrennt

9.2.4.1. Maß für die Feuergefährlichkeit flüssiger Brennstoffe

9.2.4.2. Diesel hat mindestens 55°C

9.3. Energiequellen

9.3.1. chemische Energie: freigesetzt durch Verbrennung fossiler Brennstoffen [Oxidationsmittel: Sauerstoff/O2]

9.3.1.1. Kohle

9.3.1.1.1. Entstehung aus Biomasse

9.3.1.1.2. Allgemein

9.3.1.1.3. Kohlearten

9.3.1.2. Erdöl

9.3.1.2.1. Heizöle

9.3.1.2.2. Allgemein

9.3.1.3. Erdgas

9.3.1.3.1. Allgemein

9.3.2. nukleare Energien: freigesetzt durch Fusion oder Spaltung von Atomkernen

9.3.2.1. Kernspaltung schwerer Atomkerne

9.3.2.1.1. Uran

9.3.2.1.2. Thorium

9.3.2.2. Kernfusion leicher Atomkerne

9.3.2.2.1. Wasserstoff

9.3.2.2.2. Lithium

10. Zusammensetzung

10.1. Wie ist Erdgas zusammengesetzt?

10.1.1. molekular

10.1.1.1. Bei Erdgas handelt es sich um ein Gasgemisch [Zusammensetzung je nach Fundstätte unterschiedlich]

10.1.1.1.1. Der Hauptbestandteil [bis zu 90%] ist immer Methan [CH4]

10.1.1.1.2. Häufig enthält Erdgas auch größere Anteile höherer, komplizierterer Kohlenwasserstoffe wie Ethan, Ethen, Butan, Propan & Pentan.

10.1.1.1.3. Weitere Nebenbestandteile sind Schwefelwasserstoff, der durch Entschwefelung des Erdgases entfernt wird, Stickstoff und bis zu 9% Kohlenstoffdioxid.

10.1.2. elementar

10.1.2.1. Kohlenstoff C: 85%

10.1.2.2. Wasserstoff H: 12%

10.1.2.3. Stickstoff N: 1%

10.1.2.4. Sauerstoff O: 0,5%

10.1.2.5. Schwefel: variabel --> 0-8%

10.1.2.6. weiterhin kleine Menge von Metallen

10.1.2.7. Helium

10.1.2.7.1. Mache Erdgase haben bis zu 7% Prozent Helium und stellen die Hauptquelle der Heliumgewinnung dar

10.2. Wie ist Erdöl zusammengesetzt?

10.2.1. molekular

10.2.1.1. mittlere Zusammensetzung von Normalcrude

10.2.1.1.1. Allgemein

10.2.1.1.2. Alkane: gesättigte Kohlenwasserstoffe - 57,2%

10.2.1.1.3. Aromate: aromatische Kohlenwassertoffe - 28,6%

10.2.1.1.4. NSO-Compounds: Heteroaromate, HeteroKomponenten - 14,2%

10.2.2. elementar

10.2.2.1. bis zu 80% Kohlenstoff

10.2.2.2. 10-15% Wasserstoff

10.2.2.3. geringe Anteile an Schwefel

10.2.2.4. metallische Komponenten

10.2.2.4.1. Vanadium

10.2.2.4.2. Nickel

10.2.3. Wie kann man die Zusammensetzung von Erdöl darstellen?

10.2.3.1. Darstellung der Zusammensetzung in Dreiecksdiagrammen [nach Tissot & Welte, 1978]

10.2.3.1.1. Dreieck mit NSO-Kompoenten, Aromaten [aromatische Kohlenwasserstoffe] & Alkanen [gesättigte Kohlenwasserstoffe]

10.2.3.1.2. Dreieck ohne NSO-Komponenten, dafür Aromate und die Aufsplittung der Alkane [gesättigten Kohlenwasserstoffe] in Ketten- & Cyclolkane

11. Subsidenzanalyse

11.1. Allgemein

11.1.1. Rekonstruktion der Versenkungsgeschichte im Becken

11.1.1.1. Diagramm [Zeit X] vs. [Tiefe Y]

11.1.1.2. durch Backstripping werden die Bottom-Layer einzelner Horizonte rückwärts wieder emporgehoben und an der Oberfläche [negative Zeitachse] festgepinnt

11.1.1.2.1. man bekommt heraus, wann jeder einzelne backgestrippte Horizont im Bereich der Katagenese, also des Erdölbildungsfensters mal war

11.1.1.2.2. die Kompaktion [Volumenverlust] muss herausgerechnet werden durch die Rückrechnung auf die Originalporosität

11.1.1.2.3. eine anormale Temperaturverteilung pro Zeitpunkt muss noch zusätzlich reingerechnet werden [die Subsidenzkurven bleiben dabei an Ort und Stelle]

12. Grundvorraussetzungen

12.1. 1. Muttergestein

12.2. 2. Maturität

12.3. 3. Migration

12.4. 4. Speichergestein

12.5. 5. Fallen