Erdöl, eine in der Natur vorkommende, brennbare, mit Wasser nicht mischbare, ölige Flüssigkeit, die hauptsächlich aus verschiedenen Kohlenwasserstoffen besteht. E. enthält paraffinische, naphthenische und aromatische Kohlenwasserstoffe sowie Schwefel-, Sauerstoff- und Stickstoffverbindungen. Ferner sind in geringen Mengen sowohl anorganische Verbindungen als auch Spurenelemente enthalten, z. B. Eisen, Aluminium, Mangan, Nickel, Vanadium, Molybdän, Kupfer und andere Elemente oder deren Verbindungen. Sie können nach den im E. vorherrschenden Kohlenwasserstoffen in Methanöle, Naphthenöle, aromatische Öle und die Zwischengruppen Methan-Naphthenöle, Naphthen-Aromatenöle u. a. unterschieden werden. Das nicht gereinigte E. wird auch als Rohöl bezeichnet. E. mit einem Schwefelgehalt über 1 % nennt man saures E.; schwefelarmes E. süß.

Entstehung. Die Entstehung des E. ist bis heute noch nicht völlig aufgeklärt. Obwohl der organische Ursprung des E. allgemein anerkannt ist, gibt es auch Vorstellungen über eine anorganische Erdöl- und Erdgasentstehung. Danach werden die vereinzelt in magmatischen und metamorphen Gesteinen vorkommenden Erdöl- oder Erdgasanreicherungen als Beweis für die anorganische Entstehung betrachtet.

Zur Bildung von Erdölmuttergestein ist die Umwandlung pflanzlicher und tierischer Substanz, insbesondere von Plankton, unter Luftabschluß im Faulschlamm (Sapropel) flacher Meeresbecken oder stehender Gewässer in niedermolekulare Verbindungen erforderlich. Die Beteiligung sowohl niederer Tiere als auch Pflanzen an der Entstehung des E. wird durch das Vorkommen von Porphyrinen im E. bewiesen, denn die Porphyrine sind Metallkomplexe (z. B. Mg, Fe) der Kerne organischer Farbstoffe, z. B. des Chlorophylls (Blattgrün) und Hämins (Blutfarbstoff). Anaerob, d. h. vom Luftsauerstoff unabhängig lebende Bakterien bauen unter Reduktion die komplizierten organischen Verbindungen bei relativ niedrigen Temperaturen zu erdölähnlichen Substanzen ab. Als Nebenprodukt der mikrobiellen Umsetzung entsteht Methan. Gleichzeitig verfestigen sich die Faulschlämme zu Gesteinen, die das Erdölmuttergestein darstellen. Meist wandert das E. unter dem Einfluß eines Druckgefälles in der Wasserphase oder der Schwerkraft aus dem Muttergestein ab und dringt durch Poren oder auf Klüften in poröses oder klüftiges Speichergestein ein. Diesen Vorgang bezeichnet man als Primärmigration. Während der Sekundärmigration sammelt sich das E. schließlich innerhalb des Speichergesteins in den "Fallen" an, d. h. in den Bereichen des geringsten Potentials, z. B. in den Kuppeln von Antiklinalen (unterirdische Aufwölbungen) und an ähnlichen Stellen, an denen seine Wanderung durch undurchlässige Gesteinsschichten, z. B. Tone, Salze, oder durch tektonische Störungen versperrt wird. Das gleichzeitig mit dem E. wandernde Wasser gelangt infolge seiner größeren Dichte unterhalb des E. und schließt die Lagerstätte als Randwasser nach unten hin ab. Über dem E. befindet sich häufig noch eine Gaskappe, in der Erdgas unter hohem Druck steht (Abb.). Die ältesten Erdöllagerstätten sind im Kambrium bekannt, d. h. in Schichten, die vor etwa 500 Mill. Jahren abgelagert wurden.

Erdöl. Abb.: Erdöllagerstätte in einer Antiklinale. Mit dem Abbau des Öls rücken Randwasser und Gaskappe gegeneinander vor.

Erdölsuche (Prospektion). Der Suche nach E. und Erdgas muß eine genaue Untersuchung der an der Oberfläche ausstreichenden und unter der Erdoberfläche liegenden Schichten vorausgehen, um erdölhöffige Strukturen zu erkennen (Erdölhöffigkeitsprognose). Dies geschieht vor allem durch geologische Kartierungen und feldgeophysikalische Untersuchungen, wie magnetische, gravimetrische, elektrische, tellurische, geothermische oder seismische Messungen. Je nach den Bedingungen werden diese Methoden auf dem Festland, bei der Meereserkundung oder von Flugzeugen bzw. künstlichen Erdsatelliten aus angewendet. Aus den Seismogrammen künstlich ausgelöster Erdbebenwellen lassen sich durch Laufzeitmessungen Rückschlüsse auf die Tiefe von Schichtfolgen und ihren Verlauf ziehen. Bei den gravimetrischen Messungen werden mit Hilfe sehr empfindlicher Meßinstrumente (Präzisionsgravimeter) Unregelmäßigkeiten der Erdanziehung (Anomalien) ermittelt, aus denen sich gleichfalls Rückschlüsse auf die Struktur des Untergrundes ziehen lassen. Durch die Luftbildkartierung vom Flugzeug oder Erdsatelliten konnten besonders große Fortschritte erzielt werden. Daneben sind die geochem. Verfahren sehr wichtig, denn mit Hilfe gasanalytischer Messungen an Bodenproben kann auf das Vorkommen unterirdischer Erdgas- oder Erdöllagerstätten aufgrund eines verstärkten Auftretens von Methan oder anderen Kohlenwasserstoffgasen in oberflächennahen Schichten geschlossen werden. Im Ergebnis aller Prospektionsarbeiten lassen sich höffige Standorte für Tiefbohrungen (Suchbohrungen) ermitteln. Die Erdölsuche wird mit dem Nachweis von E. in einer Bohrung abgeschlossen (bzw. abgebrochen, wenn alle Bohrungen sich als "trocken" erweisen).

Erdölerkundung (Exploration). In der Phase der Erkundung einer Erdöllagerstätte werden weitere Bohrungen niedergebracht, die den geologischen Bau der Lagerstätte klären und die Eigenschaften des Speichergesteins (Porosität, Durchlässigkeit) erkunden. Die Erkundung endete mit der Berechnung der Erdölvorräte.

Erdölförderung (Exploitation, Lagerstättenabbau). Erdöllagerstätten werden durch Tiefbohrungen erschlossen, wobei nur noch drehend-drückende Bohrverfahren, in erster Linie das Rotaryverfahren, angewandt werden. Hierbei wird das Bohrwerkzeug (Rollenmeißel oder Diamantmeißel) zum Vollbohren und Diamantkronen zum Kernbohren, an einem Hohlgestänge befestigt. Der Antrieb des Bohrstrangs erfolgt entweder über Tage durch einen Drehtisch oder einen Kraftspülkopf oder im Bohrloch selbst, wobei über dem Bohrwerkzeug ein Bohrlochsohlenmotor (Bohrturbine oder Schraubenmotor) angeordnet ist.

Bohrspülungen sind in der Regel Flüssigkeiten mit Tonzusätzen, in erster Linie Bentonit, und weiteren Zusätzen zur Erreichung bestimmter Eigenschaften wie Gelstärke, Viskosität, Thixotropie, Thermostabilität und Resistenz gegen im Bohrloch angetroffene Laugen. Bei zu erwartenden hohen Lagerstättendrücken müssen der Bohrspülung Beschwerungsmittel (meist fein aufgemahlener Baryt) zugesetzt werden. Die Bohrspülung wird mit Hilfe von leistungsfähigen Kolbenpumpen durch das Bohrgestänge gepumpt, bespült die Bohrlochsohle und steigt mit Bohrklein beladen im Ringraum zwischen Bohrlochwand und Bohrgestänge wieder auf. Erdölbohrungen müssen in jedem Falle verrohrt werden, wobei der Ringraum durch Einbringen einer Zementschlämme dicht verfüllt wird. Zum Schutz unter hohem Druck stehendem Erdöl und Erdgas) muß jede Bohrung ein Bohrlochabschlußsystem (Preventer) besitzen. Bei Erkundungsbohrungen werden aus vermuteten erdölführenden Schichten Bohrkerne gewonnen und im Labor untersucht.

Besondere Bedingungen und zusätzliche Probleme liegen bei Meeresbohrungen sowie bei Bohrungen unter extremen klimatischen Bedingungen (Permafrost- und Wüstengebiete). Bei Meeresbohrungen werden je nach Wassertiefe unterschiedliche Ausrüstungen eingesetzt (aufgeschüttete Inseln, Hubinseln, Halbtaucher, Bohrschiffe). Meeresbohrungen sind in der Regel fünf- bis zehnmal teurer als Bohrungen auf dem Festland.

Die zur Gewinnung des E. notwendige Energie (zur Überwindung der Reibungsverluste im Porenraum des Speichergesteins) resultiert aus der Erdöllagerstättenenergie selbst. Sie besteht aus 1) Energie des im Öl gelösten Gases (Gasentlösungstrieb, bis zu 95 % Anteil); 2) Energie der expandierenden Gaskappe (Gaskappentrieb, bis zu 25 % Anteil); 3) Energie des nachdrängenden Randwassers (Wassertrieb, bis zu 10 % Anteil); 4) Gravitationsenergie (weniger als 10 % Anteil).

Die Gewinnung allein mit Hilfe der Lagerstättenenergie (Primärgewinnung) ermöglicht es, nur 20 bis 30 % des Erdölvorrates einer Lagerstätte auszubeuten. Durch weitere Entölung der Lagerstätte mit Hilfe von Sekundärverfahren (Sekundärgewinnung) kann man maximal etwa 40 % des Ölvorrates ausbringen. Dies kann geschehen, indem man Wasser, insbesondere Salzwasser, in die Randzone einpreßt (Wasserfluten) oder Gas in die Gaskappe oder in das Öl selbst einpreßt. Man benutzt dazu besondere Injektionsbohrungen oder ehemalige Förderbohrungen. Als Einpreßgas dienen Erdölbegleitgas, Erdgas oder Abgase. Sekundärverfahren sollte man schon von Beginn des Abbaues an verwenden, um es nicht erst zu einem starken Druckabfall in der Lagerstätte kommen zu lassen. Verfahren zur Tertiärgewinnung verringern zusätzlich die Rückhaltekräfte im Porenraum. Solche Verfahren sind das Tensid-Polymer-Fluten durch Erniedrigung der Grenzflächenspannung Wasser/Öl, das Heißwasser-/Heißdampffluten durch Viskositätsverringerung bei Erhitzung des Öles auf 80 °C bis 120 °C und das Mischfluten mit Injektion leichter Ölfraktionen (Dieselöl). Die Ausbeute erreicht bei Tertiärgewinnung bis zu 60 % des Vorrates.

Die Förderung des E. von der Bohrlochsohle bis zur Erdoberfläche ist durch die Energie der Lagerstätte selbst (Eruptivförderung) nur in den ersten Abbaujahren möglich. Späterhin werden Kolbenpumpen auf der Bohrlochsohle eingebaut, die von der Oberfläche durch ein Pumpgestänge angetrieben werden (Tiefpumpförderung). Falls komprimiertes Gas zur Verfügung steht, kann man auch das Öl durch Einpressen von Gas in das Bohrloch spezifisch leichter machen und nach übertage fördern (Gasliftförderung).

Die Förderung von E. aus Erdschichten unter dem Meeresboden (Offshore-Förderung, von engl. off shore, "außerhalb der Küste") gewinnt zunehmend an Bedeutung. In erster Linie werden die Schelfgebiete untersucht, die vielen Festlandsküsten vorgelagert sind und in der Regel den gleichen geologischen Schichtenaufbau besitzen wie das Festland. Die Prospektion und das Niederbringen der Bohrungen erfolgen im Prinzip mit den gleichen Bohrverfahren und den gleichen Bohranlagen wie bei Bohrungen auf dem Festland. Die Bohranlagen sind je nach Wassertiefe auf ortsfesten oder schwimmenden Bohrplattformen oder auf Bohrschiffen installiert.

Transport und Lagerung. Das geförderte E. kann beträchtliche Mengen an gelöstem Erdölbegleitgas enthalten, ferner Wasser und feste Bestandteile. Das Gas und die Verunreinigungen müssen vor dem Transport des E. entfernt werden. Die wichtigsten Transportmittel für das E. sind Pipelines und Großtanker mit einer Tragfähigkeit bis zu mehr als 500000 t. Für die Beseitigung von E., das bei Tankerhavarien ins Wasser gelangt, werden unter anderem Tenside, Kunststoffschäume und eisenhaltige Pulver eingesetzt.

E. wird oberirdisch in großen Stahltanks gelagert. Das Fassungsvermögen kann dabei bis zu 150000 m³ betragen. Wirtschaftlicher ist die Lagerung größerer Erdölmengen in Untergrundspeichern, z. B. in Salzkavernen. Die Speicherkapazität einer solchen Kaverne kann 500000 m³ E. erreichen.

Vorräte. Die sicheren, d. h. bereits genau bekannten Erdölvorräte der Welt werden z. Z. auf etwa 430 Mrd. t SKE (Steinkohleneinheit) geschätzt. Die gegenwärtig bekannten, sicher gewinnbaren Erdölreserven betragen 130 Mrd. t SKE (1 t SKE

0,7 t E.).

Die Schätzungen der insgesamt zu erwartenden Vorräte gehen weit auseinander und schwanken zwischen 1850 und 2300 Mrd. t SKE. In diesen Zahlen sind die Vorkommen von E. in Ölschiefern und Ölsanden in Höhe von mehr als 1400 Mrd. t SKE nicht enthalten.

Erdöl. Tab.: Weltförderung in Mio. t.

Die wichtigsten Erdölförderländer sind die Länder um den Persischen Golf (Kuwait, Saudi-Arabien, Irak, Iran und eine Reihe kleinerer Staaten), in denen mehr als zwei Drittel der gegenwärtig bekannten Vorräte an E. lagern. Weitere reiche Lagerstätten finden sich in Rußland, in den USA, in Venezuela, in Mexiko und in Afrika (Libyen, Algerien, Nigeria). Im Fernen Osten wird E. vor allem in China, in Indonesien und in Burma gefördert. Kleinere Lagerstätten gibt es in vielen Ländern der Erde, in Europa z. B. in Rumänien und in der Bundesrepublik Deutschland (Emsland, Gebiet zwischen Elbe und Ems, Schleswig-Holstein), in Österreich und in der Nordsee (Großbritannien, Norwegen, Dänemark).

Chem. Zusammensetzung. Neben Kohlenwasserstoffen enthalten die E. je nach Provenienz unterschiedliche Mengen an Schwefel-, Stickstoff- und Sauerstoffverbindungen sowie geringe Mengen an Eisen-, Aluminium-, Mangan-, Nickel-, Vanadium-, Molybdän-, Kupfer- und anderen Verbindungen. Die durchschnittliche Zusammensetzung (in Masse-%) beträgt:

Kohlenstoff 85 ... 90

Wasserstoff 10 ... 14

Stickstoff 0,1 ... 0,5

Schwefel 0,2 ... 0,3

Sauerstoff 0 ... 1,5

Die Kohlenwasserstoffe sind meist gesättigt; Alkene kommen nur in Spuren vor, lineare, Iso- und Cycloparaffine (Naphthene) sowie aromatische Kohlenwasserstoffe sind sehr unterschiedlich vertreten. Die Molekülmasse (M_r) der Kohlenwasserstoffe im E. reicht von der einfachsten Verbindung, dem Methan, bis zum Asphaltenmolekül (M_r > 10000). Der Hauptanteil liegt im Bereich von M_r 200 bis 800. Die Cycloparaffine bestehen aus ein- oder mehrgliedrigen Ringsystemen, dabei sind Fünfring- oder Sechsringparaffine am häufigsten vertreten. Unter den aromatischen Kohlenwasserstoffen sind vor allem Indane, Tetraline, Diphenyle, Acenaphthene, Fluorene, Isoprenoide anzutreffen. Der Schwefel liegt im E. im wesentlichen in Form von Thioalkoholen, Disulfiden oder cyclischen Sulfiden vor; Thiophenstrukturen kommen in den höhersiedenden Bereichen vor. Im allgemeinen nimmt mit steigendem Siedebereich der Erdölfraktionen der Schwefelgehalt zu. Elementarer Schwefel kommt selten, freier Schwefelwasserstoff dagegen häufig vor. Sauerstoff findet sich gebunden in der Carboxygruppe der aus Sterinen stammenden Isoprenoid-Naphthensäuren, deren Vorkommen allerdings auf bestimmte E. beschränkt ist, in Phenolen und vor allem als Brückenatom in den größeren Molekülen der Rückstandsprodukte. Stickstoffverbindungen liegen vorwiegend als substituierte Pyridine, Chinoline und Carbazole im höheren Siedebereich vor.

Chem. und physikalische Eigenschaften. Das Rohöl ist eine dünn- bis dickflüssige, hell- bis schwarzbraune, oft bläulich bis grünlich fluoreszierende Flüssigkeit. Der Geruch kann angenehm aromatisch, bei Anwesenheit von Schwefelverbindungen aber auch unangenehm knoblauchartig sein. Die Dichte des E. beträgt durchschnittlich 0,8 bis 0,9 g cm^-3. Die Verbrennungswärme beträgt 40000 bis 46000 kJ/kg. Die Höhe des Flammpunktes ist vom Anteil der leichtflüchtigen Stoffe, wie Benzin, abhängig; er kann bei benzinreichen E. unter 0 °C, bei benzinarmen E. über 70 °C liegen. Die wirtschaftlich wichtigsten Bestandteile des Rohöls sieden zwischen 50 und 350 °C. Die Viskosität der Rohöle hängt von Dichte und Siedepunkt ab und ist um so höher, je höher die Werte von Dichte und Siedepunkt liegen. Die Rohöle sind in Wasser nicht löslich, ergeben jedoch beständige Emulsionen. In Ethanol sind sie schwer löslich, in Chlorkohlenwasserstoffen, wie Chloroform und Kohlenstofftetrachlorid, sowie in Ether und Aromaten leicht löslich.

Verwendung. E. kann als Rohöl nur zur Feuerung von Dampferzeugern verwendet werden. Seine große Bedeutung erhält E. erst in der Erdölverarbeitung durch die Aufbereitung in Destillationsanlagen und durch weitere Veredlung sowie durch Verwertung bestimmter Produkte in der Petrochemie.