300px|mini|Ölsand aus Südkalifornien (Monterey-Formation, Miozän) Ölsand oder Teersand ist ein Gemenge aus verschiedenen, jedoch meist aus Quarz bestehenden, überwiegend sandkorngroßen Mineralkörnern, einem an flüchtigen Bestandteilen abgereicherten Erdöl und Wasser. Je nach Viskosität und Grad der Abreicherung wird dieses Öl als natürliches Schweröl (noch relativ flüssig) oder Naturbitumen (sehr zäh oder fest) bezeichnet.
Ölsanden gemein ist ihre Lagerung in relativ geringer Teufe (wenige 100 m). Oft stehen sie sogar direkt an der Erdoberfläche an. Sandsteine, die in größerer Tiefe lagern und aus denen ohne spezielle Förderverfahren raffinationsfähiges, „leichtes“ Rohöl gewonnen werden kann, sind eher als erdölhöffige oder -führende Sandsteine denn als Ölsande anzusprechen. Teersand ist eine Bezeichnung, die fachsprachlich veraltet ist, da Teer zwar auch eine zähflüssige Masse ist, aber ein Pyrolyserest und kein Rohölbestandteil ist und daher chemisch etwas anderes darstellt.
Die weltweit bedeutendsten Ölsand-Vorkommen befinden sich in Kanada und Venezuela. An oder sehr nahe der Erdoberfläche befindliche Ölsande werden im Tagebau abgebaut. Aus tiefer lagernden Ölsanden kann Bitumen oder sogar relativ „leichtes“ Rohöl mit sogenannten In-situ-Methoden (z. B. die Injektion von Wasserdampf in die Lagerstätte) gewonnen werden. In Niedersachsen und am Oberrhein wurden Ölsande auch bergmännisch unter Tage abgebaut.
Im Zuge steigender Ölpreise und des technischen Fortschrittes wird die Gewinnung von synthetischem Rohöl aus Ölsand immer rentabler. Die Regierung Kanadas fördert die Ausbeutung von Ölsanden und sieht hierin einen wichtigen, zukunftssichernden Wirtschaftsfaktor. Im Jahr 2011 lieferten Ölsande gut 10 % des weltweit geförderten Erdöls.
Entstehung und Zusammensetzung Allgemeines Es wird davon ausgegangen, dass Ölsande in den meisten Fällen dadurch entstehen, dass ein sandiges, mehr oder weniger konsolidiertes Sedimentgestein mit einem geringen Anteil primären organischen Kohlenstoffs von aus der Tiefe aufsteigendem Rohöl imprägniert wird. Hierin besteht ein wichtiger Unterschied zum Ölschiefer, bei dem es sich um ein eher feinkörniges (pelitisches) potenzielles Erdölmuttergestein mit hohem Anteil an primärem organischem Kohlenstoff handelt. Die meisten Ölsandlagerstätten sind folglich nichts anderes als oberflächennahe Erdöllagerstätten. Durch Kontakt des Rohöls mit Sauerstoff und den Verlust der leicht flüchtigen, kurzkettigen Bestandteile ist das ursprünglich relativ niedrigviskose Öl auf natürliche Weise in zähes Bitumen umgewandelt worden. Das Öl ist entweder direkt aus dem Muttergestein bis in oberflächennahe Sedimente migriert oder stammt aus einer Primärlagerstätte unterhalb des Ölsandvorkommens. Ölsande finden sich daher oft in Gegenden, in denen es auch „echte“ (konventionelle) Erdöllagerstätten gibt.
Einige Ölsande könnten allerdings auch direkt aus organikreichen, sandigen Sedimenten entstanden sein und gehörten demnach zu einer eigenständigen Form von Kohlenwasserstofflagerstätten.
Die Mineralfraktion besteht überwiegend aus Quarz, zu geringeren Anteilen auch aus anderen Mineralen, z. B. Feldspat, Glimmer, Rutil, Zirkon, Turmalin oder Hämatit sowie Tonmineralen, wie z. B. Kaolinit. Der Kohlenwasserstoffanteil in den Sanden liegt zwischen einem und 18 %. Ölsand mit einem Kohlenwasserstoffgehalt von unter 6 % abzubauen ist technisch möglich, jedoch zurzeit (Stand 2007) unwirtschaftlich. Im Durchschnitt wird aus 2 Tonnen Ölsand ein Barrel (159 Liter) Rohöl gewonnen.
Die Bezeichnung Teersand ist zumindest im Deutschen irreführend, da Teer zwar auch eine schwärzliche hochviskose Masse aus makromolekularen Kohlenwasserstoffen ist, aber nicht durch Abreicherung oder Destillation von Rohöl entsteht, sondern durch Pyrolyse erzeugt wird.
„Hydrophilie“ von Ölsanden mini|lang=de|Schematische Darstellung von „hydrophilem“ Ölsand Einige Ölsande werden bezüglich ihrer Zusammensetzung als „hydrophil“ (engl. auch , ‚wasserbenetzt‘) bezeichnet. Die Charakterisierung als „hydrophil“ ist allerdings irreführend, da Hydrophilie eine Eigenschaft von Oberflächen oder, in kleinerem Maßstab, von Molekülen ist. Ölsand ist jedoch ein Gemisch aus verschiedensten Stoffen, deren Oberflächen bzw. Moleküle teils hydrophil teils aber auch hydrophob sind. Ölsand sollte demzufolge nicht durch den Begriff „hydrophil“ gekennzeichnet werden. Das treffendere Attribut ist in diesem Fall „“.Jan Czarnecki, Boryan Radoev, Laurier L. Schramm, Radomir Slavchev: On the nature of Athabasca Oil Sands. In: Advances in Colloid and Interface Science, Band 114–115, 2005, S. 53–60, doi:10.1016/j.cis.2004.09.009
„“ bedeutet, dass die Mineralkörner nicht direkt mit Bitumen in Kontakt stehen, sondern von einem mehr oder weniger geschlossenen, dünnen Wasserfilm überzogen sein sollen. Indes gibt es bislang keinen direkten Nachweis, dass zwischen Bitumen und Mineralkörnern tatsächlich solche Wasserfilme existieren. Die Hypothese zur Existenz solcher Wasserfilme wird damit untermauert, dass viele saubere Mineraloberflächen, u. a. die von Quarz, tatsächlich hydrophil sind. War der Sedimentkörper vor der Imprägnation mit Öl wassergesättigt, bliebe aufgrund der Hydrophilie der Quarzkörner Wasser auf den Kornoberflächen zurück. Auch nachträglich in den Ölsand eingedrungenes Wasser würde sich aufgrund der Hydrophilie der Quarzkörner an jene anlagern. Auch die Anwendbarkeit der Heißwasser-Extraktion gilt als Beleg dafür, dass ein Ölsand „“ ist.
Das Gegenteil von „“ ist „“ (engl.: ‚ölbenetzt‘). „“ bedeutet, dass die Kornoberflächen „trocken“ sind bzw. direkt mit dem Bitumen in Kontakt stehen. Die Begriffe „“ und „“ werden nicht nur im Zusammenhang mit Ölsanden, sondern auch im Zusammenhang mit anderen Erdöllagerstätten in klastischen Sedimentgesteinen genutzt.
Vorkommen mini|Ausdehnung des Orinoco-Schwerölgürtels (blaue Linie) und der ostvenezolanischen Erdölprovinz (rote Linie). mini|Ölsandlagerstätten in Alberta, Kanada Ölsandlagerstätten gibt es auf der ganzen Welt, die größten befinden sich in Venezuela und Alberta (Kanada). Die Ölsandreserven machen rund ein Viertel der weltweiten Öl-Reserven aus.
Orinoco-Ölsand Etwa ein Drittel der weltweiten Ölsandvorkommen lagern im Orinoco-Schwerölgürtel in Venezuela. Experten des schätzen die Gesamtvorkommen („“, d. h. einschließlich des technisch nicht abbaubaren Volumens) auf 1,3 Billionen Barrel (≈ 207 km³) Bitumen oder Schweröl. Die technisch förderbaren Reserven im Orinoco-Schwerölgürtel werden auf 513 Milliarden Barrel geschätzt.C.J. Schenk, T.A. Cook, R.R. Charpentier, R.M. Pollastro, T.R. Klett, M.E. Tennyson, M.A. Kirschbaum, M.E. Brownfield, J.K. Pitman: An estimate of recoverable heavy oil resources of the Orinoco Oil Belt, Venezuela. U.S. Geological Survey Fact Sheet 2009–3028, U.S. Department of the Interior/U.S. Geological Survey, 2009, 4 S. (online) Andere Quellen gehen (Stand Mai 2013) von 298 Milliarden Barrel wirtschaftlich förderbarem Bitumen bzw. Schweröl aus.Oil Sands – A Strategic Resource for Canada, North America and the Global Market. Energy Security and Economic Benefits. Natural Resources Canada, 2013; nrcan.gc.ca (PDF; 2,8 MB) Zählte man Ölsand-Bitumen und Schwerölvorkommen zu den Erdölreserven eines Landes hinzu,Anmerkung: Da Schweröl- und Bitumenvorkommen für die Ölindustrie einem immer höheren Stellenwert einnehmen, u. a. weil die zunehmende Verknappung konventionellen Erdöls und der technische Fortschritt die Gewinnung von Rohöl aus natürlichem Schweröl und Bitumen immer wirtschaftlicher machen, werden solche Vorkommen in den offiziellen Statistiken tatsächlich immer öfter bei den jeweiligen nationalen Ölreserven mit eingerechnet. wäre Venezuela damit das ölreichste Land der Erde, noch vor Saudi-Arabien.
Alberta-Ölsand Ein weiteres Drittel mit 1,8 Billionen Barrel Bitumen (≈ 286 km³) lagert in einem Areal von 140.000 km² unter den borealen Nadelwäldern im Norden Kanadas westlichster Prärieprovinz Alberta. Dies sind unter anderem die sogenannten Athabasca-Ölsande. Davon galten Februar 2013 etwa 169 Milliarden Barrel als wirtschaftlich gewinnbar. Unter Einbeziehung der Ölsand-/Bitumen- und Schwerölvorkommen ist Kanada das Land mit den drittgrößten Ölvorkommen der Erde.
Weitere Lagerstätten Weitere Lagerstätten befinden sich in Saudi-Arabien und anderen Ländern des Nahen Ostens. In den USA sind die Utah-Ölsande mit 32 Milliarden Barrel bedeutend. In Deutschland sind bei Wietze, im Süden der Lüneburger Heide, von 1920 bis 1963 Ölsande des „Wealden“ (Unterkreide) bergmännisch in 220 bis 250 m Teufe abgebaut worden.Thomas Joerdens: Erdölförderung in Wietze vor 50 Jahren – Museum erinnert an Industriegeschichte. Weser-Kurier vom 13. Oktober 2013Titus Kockel: Geologie und deutsche Ölpolitik, 1928 bis 1938 – die frühe Karriere des Erdölgeologen Alfred Theodor Bentz. Dissertation zur Erlangung des akademischen Grades Doktor der Philosophie (Dr. phil.). Fakultät I (Geisteswissenschaften) der Technischen Universität Berlin. Berlin, 2003, S. 44 f., Auch bei Pechelbronn im Elsass wurde Ölsand im Schachtbetrieb gewonnenH. Monke: Wirtschaftliche Entwicklung und Geologie der deutschen Erdölvorkommen. S. 193–205 in: K. Flegel (Hrsg.): Die Entwicklung der deutschen Montanindustrie von 1860–1912. Königlich Preußische Geologische Landesanstalt, Berlin 1915; uni-koeln.de (PDF; 1,9 MB) – dort aus der eozän-oligozänen Pechelbronn-Formation.
Abbau und Gewinnung mini|Teil des Tagebaus sowie Schwefelhalden und Abwasserbecken der Aufbereitungsanlage „Mildred Lake“ der Syncrude Canada Ltd. im Athabasca-Ölsandrevier, Alberta, Kanada. Der Ölsandabbau kann im Tagebau oder „in situ“ erfolgen. Die Auswahl des Gewinnungsverfahrens erfolgt nach wirtschaftlichen Gesichtspunkten. Der Hauptfaktor dabei ist die Deckgebirgsmächtigkeit.
Tagebau Oberflächennahe Ölsandlagerstätten können im Tagebau gewonnen werden, ganz ähnlich wie die Braunkohle in Deutschland. In den kanadischen Ölsandlagerstätten liegt die Wirtschaftlichkeitsgrenze für die Ölsandförderung im Tagebau bei 75 m Deckgebirgsmächtigkeit. Bei im Tagebau gewonnenem Ölsand muss die Kohlenwasserstofffraktion nachträglich von der Mineralfraktion getrennt werden.
In-situ-Verfahren
Bei Lagerstätten, die sich zu tief unter der Oberfläche befinden, um im Tagebau ausgebeutet zu werden, kommen sogenannte In-situ-Verfahren zum Einsatz. In situ bedeutet „an Ort und Stelle“ und bezieht sich darauf, dass die Kohlenwasserstoffe bereits unter Tage, in der Lagerstätte von der Mineralfraktion getrennt und bei einigen dieser Verfahren sogar in einen annähernd raffinationsfähigen Zustand gebracht werden.
Die In-situ-Techniken funktionieren alle nach dem gleichen Prinzip: Die langkettigen werden in kurzkettigere Kohlenwasserstoffe aufgespalten. Dadurch nimmt die Viskosität der Kohlenwasserstoffmixtur ab – sie wird fließfähiger und kann relativ leicht aus der Lagerstätte abgepumpt werden. Die folgende Auflistung enthält eine Auswahl von mehr oder weniger häufig bei der Förderung von Bitumen und natürlichem Schweröl angewendeten In-situ-Verfahren.
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