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Chromatographie

Fossiles im Blick: Effiziente Erdöl- und Erdgasanalytik

| Autor / Redakteur: GUIDO DEUßING* / Marc Platthaus

Abb.1: Schematische Darstellung des von Markus Dörner und Kollegen verwendeten MPS-MPS-GC-Multidetektor-Komplettsystemsfür die allumfassende Analyse organischer geochemischer Verbindungen, im vorliegenden Fall in Erdöl, Sedimentextrakten und Erdgas.
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Abb.1: Schematische Darstellung des von Markus Dörner und Kollegen verwendeten MPS-MPS-GC-Multidetektor-Komplettsystemsfür die allumfassende Analyse organischer geochemischer Verbindungen, im vorliegenden Fall in Erdöl, Sedimentextrakten und Erdgas. (Bild: Gerstel / Dr. Malte Reimold)

Die Untersuchung organischer geochemischer Verbindungen umfasst zeit- und arbeitsintensive sowie technologisch aufwändige Schritte. Dass sich die Effizienz der Analyse von Rohöl und Erdgas dennoch steigern lässt, haben Wissenschaftler aus Norwegen gezeigt.

Zeit ist Geld – an der Aktualität dieses Glaubenssatz, den Benjamin Franklin im Jahr 1748 jungen Kaufleute empfohlen hatte, sich zu merken und der vereinfacht besagt, man solle sich bei der Verrichtung seiner Arbeit stets auf das Wesentliche konzentrieren, hat sich bis dato wenig geändert. Zumindest nicht in wirtschaftlichen Dingen. Maximale Effizienz und höchste Produktivität sind zwei wichtige Einflussgrößen im Kanon jener, die den Erfolg eines Unternehmens definieren. Das gilt für das produzierende Gewerbe und die Industrie in gleicher Weise wie für deren Zulieferer und Dienstleister, zu denen auch die instrumentalanalytischen Laboratorien gehören. Die von ihnen durchgeführten Untersuchungen und ermittelten Messwerte sind meist prozessrelevant, wenn nicht sogar -bestimmend. Es wundert daher wenig, dass Analyselabore, die schließlich in Konkurrenz gehen mit anderen Anbietern vergleichbarer analytischer Dienst- und Serviceleistungen, daran interessiert sind, nicht nur Probendurchsatz, Präzision und Empfindlichkeit ihrer Analytik im Einzelfall zu verbessern, sondern die Effizienz und Produktivität des gesamten Labors. Das bedeutet, es sind Arbeitsschritte zu verkürzen oder zu konzentrieren und, nicht zuletzt, zu automatisieren.

Auf ein Vorhaben diese Maßnahmen betreffend, haben sich Wissenschaftler der Universität in Bergen/Norwegen in Zusammenarbeit mit Kollegen des norwegischen Energieunternehmens Equinor ASA (vormals Statoil ASA) eingelassen. Ihnen ging es darum, die GC-basierte geochemische Analyse von Erdöl und Erdgas aus Lagerstätten und Sedimentextrakten, die auf konventionelle Weise untersucht, sehr arbeits-, zeit- und technologisch aufwändig ist, auf einem einzigen Analysensystem durchzuführen. In ihrer Arbeit berichten Markus Dörner et al., wie ihnen die Herausforderung, eine funktionierende automatisierte Multidetektor-GC-Lösung für die Erdöl- und Erdgasanalytik gelang, welche Technologie und Analysenparameter zum Einsatz kamen, welche Resultate sie dabei erzielten und welches Potenzial sie darin sehen [1].

Auf den Informationsgehalt kommt es an

Erdöl ist ein komplexes Stoffgemisch, das hauptsächlich aus unterschiedlichen organischen Verbindungen besteht. Darunter befinden sich verschiedenste aliphatische, cyclische und aromatische Kohlenwasserstoffverbindungen, u.a. auch solche mit kovalent gebundenen Elementen wie Schwefel, Stickstoff und Sauerstoff. Die Matrix beinhaltet zudem meist auch eine Wasserfracht sowie schwefelhaltige anorganische Stoffe. Bisher ist es gelungen, eine Vielzahl verschiedenster Verbindungen in Erdöl bzw. in den Erdölen nachzuweisen: Je nach seiner Herkunft variieren Zusammensetzung, Aussehen und Viskosität bzw. Fließfähigkeit des „schwarzen Goldes“. Es kann dünnflüssig und gelb, aber auch zähflüssig und schwarz sein. Der Anteil an Aliphaten, Cycloaliphaten und Aromaten kann variieren, was Einfluss auf die Größe der Moleküle und deren Siedepunkt hat. Libysches Rohöl kann z.B. mehr Cycloaliphate enthalten, mexikanisches dafür mehr Aromaten; in Rohöl aus Pennsylvania ist der Gehalt an niedrig siedenden Kohlenwasserstoffen größer, venezolanisches enthält fast nur Hochsieder. Rohöl aus der Nordsee ist schwefelarm, anders als Erdöl aus Venezuela und Mexiko, darin ist der Schwefelanteil größer.

Für die erdölfördernde und -verarbeitende Industrie ist es von großer Bedeutung, Kenntnis über die genaue Zusammensetzung und Beschaffenheit des zu verarbeitenden Rohstoffs zu erlangen, um die Gewinnungs- und Verarbeitungsprozesse optimal auszurichten. Die Basis dafür liefert die instrumentelle Analytik: „Gaschromatographische geochemische Analysen von Rohöl aus Lagerstätten sowie auch von erdölhaltigen Sedimentextrakten ermöglichen es, die molekulare und isotopische Zusammensetzung von Erdöl und Erdgas zu bewerten“, schreiben Markus Dörner und Kollegen in ihrer Arbeit [1]. In der Erdölforschung konzentriere man sich auf die Entschlüsselung der thermischen Reife sowie der Bestimmung wichtiger Umgebungsparameter, also prozessrelevanter Bedingungen natürlicher Lagerstätten von Rohöl und Erdgas. Die Isotopenanalytik liefere die hierfür erforderlichen organisch-geochemischen Informationen. Sie helfe dabei, gefördertes Erdöl und Erdgas seiner Quelle zuzuordnen und auch das Ausmaß einer Lagerstätte abzuschätzen, berichten Dörner et. al. Über die Bestimmung spezieller Biomarker sowie des Verhältnisses stabiler Isotope spezifischer Erdöl- und Erdgasverbindungen erhalte man ebenfalls Information über die Herkunft und genetische Zusammenhänge von Erdöl und Erdgas, sagt Markus Döner. Nicht zuletzt ließen sich sekundäre Veränderungseffekte, die sich mit der natürlichen Degradation von Erdöl und Erdgas erklären lassen, mittels der Bestimmung molekularer und isotopischer Zusammensetzungen bewerten.

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