Oil is in the earth's crust in storage, mainly consisting of hydrocarbon mixture which is produced when organic matter transformation processes. [1] This is a raw material in the promotion of reservoir rocks recovered and still pending in oil also known as crude oil. It is the most important commodity in modern industrial societies and is therefore also called "black gold". Just in the years from 2000 to 2007, about 200 [2] to 220 were [3] billion barrels - one barrel equals approximately 159 liters - promoted worldwide. Oil is a fossil fuel and is used to generate electricity and fuel as almost all the traffic and transport. Important oil is also needed in the chemical industry, it is used to produce plastics and other chemical products. Inventories in the earth's crust are finite. How long to cover the crude oil production, demand can still be controversial among experts. The geologist Colin J. Campbell believes that the world is already short in 2010 against a production maximum. Campbell criticized especially the potential of unconventional oil (such as tar sands in Canada) in the previous scenarios, it is clearly overestimated. Campbell is also typical estimates of reserves already developed and yet to be discovered oil fields too optimistic [4]. The World Energy Outlook 2009, IEA) presented a scenario after 2030, only about 75% of the (expected) oil needs from already developed oil fields can be covered if undertaken worldwide no joint political efforts to reduce oil consumption (reference scenario). The decrease in production rate from previously unused fields must be NGL, unconventional oil and crude oil still to be discovered or be compensated for disclosing sources. in 2030 under this scenario, about half of the crude oil requirements from previously undiscovered or unexploited oil fields are [5]. The IEA provides for the supply of developed countries with fossil fuels such as oil by 2030, less threatened by the decline of natural reserves, but rather by the increased competition in the oil market by the emerging Asian economies and high capital costs to develop new oil fields. Add possible crises come in oil-producing countries [6]. The IEA fears "[...] therefore worrying implications for climate change and energy security "[7] should not be dependent on industrialized countries on fossil fuels such as oil significantly reduced. The report predicts a rise in average global temperature by 6 ° C for the reference scenario, which "[...] safely pull a massive climate change and irreparable harm to the planet for themselves (would) "[8].
Petroleum is formed from dead marine organisms such as algae. [9] to be deposited during several hundred thousand to several million years on the seabed. Ruling in that low-oxygen conditions near sea area of the seabed, so this form of sedimentary sequences with a high proportion of biogenic material. The absence of oxygen in the deposition environment, impedes the decomposition of biomass, a sludge is formed. Over millions of years is exposed by this overlap with other sediments high pressures and temperatures. Under these conditions, the water contained in the biomass, long-chain hydrocarbons, called kerogen, is split into short-chain gaseous and liquid hydrocarbon chains, a process that is known in the industry as cracking.

These finely dispersed kerogens are decomposed by pressure and temperature, but not oxidized. You can move within the pores of rocks. This process is called migration. In so-called reservoir rocks to collect the converted hydrocarbons as oil and natural gas. Unit under the oil tight rock, the more its migration to the surface and prevent sideways (petroleum trap) accumulates, it is there, and it created an oil deposit. In the rock pores are in addition to oil and produced water and natural gas. The result, together with oil under very similar conditions and forms of petroleum deposits often called a gas cap.
Drill core sample from a petroleum-bearing sandstone layer.

This successful conversion of kerogens in crude oil and natural gas have to be right several geological factors. Play an important role pressures and temperatures encountered in the course of Katagenese. So that the oil contained in the hydrocarbon chains remain stable, may not be the parent and reservoirs of some 4000 meters exceeded [10] According to current knowledge, a burial depth. This area is also known as the oil window. In greater depths, only natural gas deposits are likely. Optimal conditions for the development of petroleum, in terms of pressure, temperature, and appropriate case structures found in usually on the passive continental shelf edges of continents, of grave breaches and in the vicinity of underground salt domes.

In the course of further diagenesis kerogens can bituminous, ie be viscous and immobile. Such occurrences are for the promotion because of high costs initially uninteresting. A high oil prices might make the processing of heavy oil fractions rewarding.

Sedimentary rocks that contain high amounts of biogenic carbon are referred to as petroleum source rocks. A well-known in Germany for example, highly carbonaceous sediments of the oil shale from the Lias Epsilon, which is pending in the Southern frequently at the surface and in the North Sea area is an important petroleum source rock is.

Near-surface, oil-bearing sandy sediments are referred to as oil sands.
Alternative theories of oil formation suggest the origins of higher hydrocarbons such as crude oil directly in the mantle and lower crust. Exclude the participation of fossils in the formation. These theories are based on present knowledge obsolete. In the Soviet Union such a theory abiogenetische Nikolai Kudryavtsev in the 1950s was popular but not undisputed. Kudryavtsev was pure plankton collections to be unfit for the important natural methane sources (see, mud volcanoes) and large oil and oil sands to explain [11]. According to Glasby [11] only have more recent theories on the biotic formation of hydrocarbons and their mobility within the rocks earlier abiotic assumptions adequately explain.

The formation of the simplest hydrocarbon, methane, in the context of the carbonate-silicate cycle since the discovery of significant methane hydrate on the sea floor is no longer in the 1970 dispute. In the West, Thomas was known gold with theories on the abiotic origin of natural gas. Gold's theories led to some exploration drilling, although no petroleum, but evidence of biogenic matter and bacterial activity in the previously held to be impossible depths showed [11].

Russia's special path similar to the theories of Trofim Lysenko in genetics, was represented only by a few researchers [12]. The known oil discoveries are all due to fossil biotic raw material. Abiotic formation theories are considered scientifically exotic and were sometimes referred to as pseudo-scientific.

2009 was a laboratory at the Carnegie Institution (USA) created simulated study, the possible formation of ethane, propane and butane, as well as molecular hydrogen and graphite under conditions prevailing in the mantle [13], which was previously excluded as thermodynamically. A statement of the Royal Institute of Technology in Stockholm should, according to the knowledge gained in this respect, the future oil prospecting are much easier. Even the future production of oil in the Kingdom of Sweden is seen as possible

Basis for oil exploration is accurate maps. In certain areas (eg Iran), one can already detect bearing formations in the earth's surface using aerial mapping. In areas with a powerful cover of the deeper layers by young formations or in the offshore area that is sufficient, of course not, and can be determined from aerial photos alone are no specific rock types or their age. This and the point-wise review of the aerial photo interpretation of the geologist must always go to the area and even there, so many carry "clues" as possible. Interesting are the locations at which advocates underlying oil deposits typical rock to the surface. There are small pieces of rock cut off and determined with a magnifying glass.

The search for oil and gas reserves is known as geophysical prospecting. In Physical Prospecting is the application of physical laws to the exploration of the upper part of the earth's crust. The reliable detection of hidden underground structures in which oil and (or) may have accumulated natural gas, has become in recent decades the most important prerequisite of a successful search for hydrocarbons (collective term for oil and natural gas). In the early days of oil production it was dependent on the surface for signs that would point to occurrence of petroleum. This means that after shallow deposits lying constantly in small amounts from petroleum. One example is the 15th since the Known for centuries, but now dried up St.-Quirin-source in Bad Wiessee am Tegernsee, from the leaked oil for centuries, which occurred mostly as a remedy. The search for deep oil reserves were used to perform a thorough analysis of the geology of an area offers. In the series were then drilled exploration wells in selected locations, of which 10-15% were find.

At the beginning of the exploration is the discovery of sedimentary basins. This is frequently done by gravimetric and geomagnetic measurements. The next step, the seismic reflection is used. It will be produced at the surface acoustic waves reflected from the different soil layers. Depending on the use on land or water, different methods are used. Sources of seismic waves on land, explosives, weights, or seismic vibrators. On the surface geophones are used as sensors to record the waves. In the marine seismic airguns with the seismic waves are generated. The recording of the waves made with hydrophones, which are either laid on the seabed or towed behind a ship on the sea surface in tow. The travel times and characteristics of the reflected signals can be calculated slice profile. In the early phase of prospecting 2D measurements are made, the results obtained in layers along profiles crossing of the measurement lines. This can be inexpensively explore larger areas. Based on the seismic data is now also the first exploratory wells in progress. The next step will be carried out in selected areas of 3D seismic measurements. Here, the points to generate and measure seismic waves are designed to yield a three-dimensional image of the rock layers. In combination with wireline data now, a quantitative model of petroleum and natural gas reserves and a plan for additional drilling and the promotion will be created.

The large-scale exploitation of oil deposits began in the 19th Century. We already knew that when drilling for salt water and sometimes oil seeps into the holes. The first oil production in mining was in 1854 in Bóbrka Krosno (Poland). The first wells in Germany in March 1856 in Dithmarschen by Ludwig Meyn and 1858 at Wietze in Lower Saxony (north of Hanover) performed. At a depth of 50 m was funded from 1910 to 2000 rigs about 80% of German oil demand. In Wietze is now the German Oil Museum.

World famous, the drilling for oil, the Edwin L. Drake, 27 August 1859 on Oil Creek in Titusville, Pennsylvania conducted. Drake drilled on behalf of the American industrialist George H. Bissell and came in only 21 meters deep on the first major oil deposit.

In Saudi Arabia, the "black gold" first near the city of Dammam, on 4 March 1938 after a series of unsuccessful exploration of the U.S. company Standard Oil of California discovered.

In general, the promotion of conventional crude oil is now in the following phases:

* In the first phase (primary oil recovery) is funded by the oil pressure of the natural gas trapped (eruptive promotion) or by "pumping" to the surface.
* In the second phase (secondary oil recovery) are injected water or gas into the reservoir (water flooding and gas injection) and thus promote additional oil from the deposit.
* In a third stage (tertiary oil recovery) are complex substances such as steam, polymers, chemicals, microbes or CO2 is injected, that the usage rate is increased again.

Depending on the repetition can be promoted and in the first phase, 10-30% of the available oil in the second phase, further 10-30%, so total is usually 20-60% of the available oil. Given the high prices and global market dynamics is expected that the tertiary recovery will intensify greatly even with "old" deposits.

Particular difficulties, oil production from fields that are under water ("off-shore production). This need to develop the deposit on the stream bottom, or standing about floating drilling rigs (rigs) should be established, funded from which drilled and later (production platforms) can be. Here, the directional drilling is advantageous because it can be inferred from a drilling platform, a larger area.

the oil deposit is located near the surface, so the oil can be recovered in mining, for example: Athabasca oil sands, Alberta.

From deeper reservoirs crude oil is by probes that are inserted through holes up to the disposal site.

Erdöl ist ein in der Erdkruste eingelagertes, hauptsächlich aus Kohlenwasserstoffen bestehendes Stoffgemisch, das bei Umwandlungsprozessen organischer Stoffe entsteht.[1] Das als Rohstoff bei der Förderung aus Speichergesteinen gewonnene und noch nicht weiter behandelte Erdöl wird auch als Rohöl bezeichnet. Es ist derzeit der wichtigste Rohstoff der modernen Industriegesellschaften und wird deshalb auch „Schwarzes Gold“ genannt. Allein in den Jahren von 2000 bis 2007 wurden etwa 200[2] bis 220[3] Milliarden Barrel – ein Barrel entspricht ungefähr 159 Liter – weltweit gefördert. Erdöl ist ein fossiler Energieträger und dient zur Erzeugung von Elektrizität und als Treibstoff fast aller Verkehrs- und Transportmittel. Wichtig ist Erdöl zudem in der chemischen Industrie, es wird zur Herstellung von Kunststoffen und anderen Chemieprodukten benötigt. Die Vorräte in der Erdkruste sind endlich. Wie lange die Erdölproduktion die Nachfrage noch decken kann, wird unter Experten kontrovers diskutiert. Der Geologe Colin J. Campbell geht davon aus, dass die Welt bereits um 2010 kurz vor einem weltweiten Produktionsmaximum steht. Campbell kritisiert vor allem, dass das Potenzial unkonventioneller Öle (z.B. Teersande in Kanada) in den bisherigen Szenarien deutlich überschätzt wird. Zudem befindet Campbell typische Schätzungen der Reserven bereits erschlossener sowie noch zu entdeckender Ölfelder für zu optimistisch[4]. Der World Energy Outlook 2009 der IEA) präsentiert ein Szenario, nach dem 2030 nur noch rund 75 % des (zu erwartenden) Erdölbedarfs aus bereits erschlossenen Ölfeldern gedeckt werden kann, sofern weltweit keine gemeinsamen politischen Anstrengungen zur Senkung des Erdölverbrauchs unternommen werden (Referenzszenario). Der Rückgang der Förderrate aus bisher genutzten Feldern muss durch NGL, Unkonventionelles Öl und Rohöl aus noch zu entdeckenden bzw. zu erschließenden Quellen kompensiert werden. 2030 wird nach diesem Szenario rund die Hälfte des Rohölbedarfs aus bisher unentdeckten oder nicht erschlossenen Ölfeldern stammen[5]. Die IEA sieht die Versorgung der Industriestaaten mit fossilen Brennstoffen wie Erdöl bis 2030 weniger durch den Rückgang der natürlichen Reserven bedroht, sondern vielmehr durch die stärkere Konkurrenz auf dem Ölmarkt durch die aufstrebenden Volkswirtschaften Asiens und durch hohe Investitionskosten zur Erschließung neuer Ölfelder. Hinzu kommen mögliche Krisen in erdölfördernden Ländern[6]. Die IEA fürchtet folglich "[...] besorgniserregende Konsequenzen für Klimawandel und Versorgungssicherheit" [7], sollte die Abhängigkeit der Industriestaaten von fossilen Brennstoffen wie Erdöl nicht deutlich reduziert werden. So prognostiziert der Bericht einen Anstieg der weltweiten Durchschnittstemperatur um bis zu 6 °C für das Referenzszenario, was "[...] sicher einen massiven Klimawandel und irreparable Schäden für den Planeten nach sich ziehen (würde)"[8].
Erdöl entsteht aus abgestorbenen Meeresorganismen wie Algen.[9] Sie werden während mehreren hunderttausend bis mehreren Millionen Jahren auf dem Meeresgrund abgelagert. Herrschen in der betreffenden Meeresregion sauerstoffarme Bedingungen nahe des Meeresgrundes, so bilden sich dabei mächtige Sedimentfolgen mit hohem Anteil biogenen Materials. Die Abwesenheit von Sauerstoff in dieser Ablagerungsumgebung verhindert die vollständige Zersetzung der Biomasse, ein Faulschlamm entsteht. Im Laufe von Jahrmillionen wird dieser durch Überdeckung mit weiteren Sedimenten hohen Drücken und Temperaturen ausgesetzt. Unter diesen Bedingungen werden die in der Biomasse enthaltenen wasserunlöslichen, langkettigen Kohlenwasserstoffe, die sogenannten Kerogene, in kurzkettige gasförmige und flüssige Kohlenwasserstoffketten aufgespalten, ein Prozess, der in der Industrie auch als Cracken bekannt ist.

Diese fein verteilten Kerogene werden durch Druck und Temperatur zersetzt, jedoch nicht oxidiert. Sie können innerhalb der Poren von Gesteinen wandern. Diesen Prozess nennt man Migration. In sogenannten Speichergesteinen sammeln sich die umgewandelten Kohlenwasserstoffe als Erdöl und Erdgas an. Gerät das Erdöl unter undurchlässige Gesteinsschichten, die seine weitere Wanderung an die Erdoberfläche und seitwärts verhindern (Erdölfalle), reichert es sich dort an und es entsteht eine Erdöllagerstätte. In den Gesteinsporen befinden sich neben Erdöl auch Lagerstättenwasser und Erdgas. Es entsteht zusammen mit Erdöl unter sehr ähnlichen Bedingungen und bildet über Erdöllagerstätten oft eine sogenannte Gaskappe.
Bohrkernprobe aus einer Erdöl führenden Sandsteinschicht.

Damit die Umwandlung von Kerogenen in Erdöl und Erdgas gelingt, müssen verschiedene geologische Faktoren stimmen. Eine wichtige Rolle spielen Drücke und Temperaturen, die im Laufe der Katagenese auftreten. Damit die im Erdöl enthaltenen Kohlenwasserstoffketten stabil bleiben, darf nach derzeitigem Kenntnisstand eine Versenkungstiefe der Mutter- und Speichergesteine von rund 4000 Metern nicht überschritten werden[10]. Diesen Bereich bezeichnet man auch als Erdölfenster. In größeren Tiefen sind nur noch Erdgasvorkommen wahrscheinlich. Optimale Bedingungen für die Entstehung von Erdöl, was Druck, Temperaturen und geeignete Fallenstrukturen angeht, finden sich in der Regel an den passiven Schelfrändern der Kontinente, an Grabenbrüchen und in der Nähe unterirdischer Salzstöcke.

Im Verlauf der weiteren Diagenese können Kerogene bituminös, d.h. zähflüssig und unbeweglich werden. Solche Vorkommen sind für die Förderung wegen der hohen Kosten zunächst uninteressant. Ein hoher Ölpreis könnte aber die Verarbeitung schwerer Ölfraktionen lohnend machen.

Sedimentgesteine, die hohe Anteile biogenen Kohlenstoffs enthalten, werden als Erdölmuttergestein bezeichnet. Ein in Deutschland bekanntes Beispiel für stark kohlenstoffhaltige Sedimente ist der Ölschiefer aus dem Lias Epsilon, der in Süddeutschland des Öfteren an der Oberfläche ansteht und auch im Nordseebereich wichtiges Erdölmuttergestein ist.

Oberflächennahe, erdölhaltige sandige Sedimente werden als Ölsande bezeichnet.
Alternative Theorien zur Erdölentstehung vermuten die Ursprünge höherer Kohlenwasserstoffe wie Erdöl direkt im Erdmantel und der tieferen Kruste. Sie schließen die Beteiligung von fossilen Lebewesen bei der Entstehung aus. Diese Theorien gelten nach derzeitigem Kenntnisstand als überholt. In der Sowjetunion war eine solche abiogenetische Theorie nach Nikolai Kudrjawzew in den 1950er-Jahren populär aber nicht unbestritten. Kudrjawzew hielt reine Planktonansammlungen für ungeeignet, die bedeutenden natürlichen Methanquellen (vgl. Schlammvulkane) und große Öl- und Ölsandvorkommen zu erklären[11]. Nach Glasby[11] konnten erst neuere biotische Theorien zur Neubildung von Kohlenwasserstoffen und deren Mobilität innerhalb von Gesteinen die früheren abiotischen Annahmen hinreichend erklären.

Die Bildung des einfachsten Kohlenwasserstoffs, Methan, im Rahmen des Carbonat-Silicat-Zyklus ist seit der Entdeckung bedeutender Methanhydratvorkommen am Meeresboden in den 1970er Jahren nicht mehr strittig. Im Westen wurde Thomas Gold mit Theorien zum abiotischen Ursprung von Erdgas bekannt. Golds Theorien führten zu einigen Explorationsbohrungen, die zwar kaum Erdöl, aber Hinweise auf biogene Materie und Bakterienaktivität in bisher für unmöglich gehaltenen Tiefen ergaben[11].

Der russische Sonderweg ähnlich der Thesen von Trofim Lyssenko in der Genetik, wurde nur noch von wenigen Forschern vertreten [12]. Die bekannten Ölfunde sind allesamt auf fossiles biotisches Ausgangsmaterial zurückzuführen. Abiotische Entstehungstheorien gelten als wissenschaftlich exotisch und wurden mitunter als pseudowissenschaftlich bezeichnet.

2009 wurde einer am Labor der Carnegie Institution (USA) erstellten Studie zufolge die mögliche Bildung von Ethan, Propan und Butan sowie molekularem Wasserstoff und Graphit unter im Erdmantel herrschenden Bedingungen nachgestellt[13], was bislang als thermodynamisch ausgeschlossen galt. Einer Presseerklärung der Königlich Technischen Hochschule Stockholm zufolge sollte mit den dabei gewonnen Erkenntnissen die zukünftige Erdölprospektion deutlich erleichtert werden. Selbst die künftige Förderung von Öl im Königreich Schweden wird dabei als möglich betrachtet

Grundlage für die Erdölsuche ist genaues Kartenmaterial. In bestimmten Gebieten (z. B. Iran) kann man Lagerformationen bereits an der Erdoberfläche mittels Luftbildkartierung erkennen. In Gebieten mit mächtiger Überdeckung der tieferen Schichten durch junge Formationen oder im Offshore-Bereich genügt dies natürlich nicht; auch lassen sich aus Luftfotos alleine keine genauen Gesteinstypen oder deren Alter bestimmen. Dazu und zur punktweisen Überprüfung der Luftbildinterpretationen muss der Geologe stets selbst das betreffende Gebiet aufsuchen und dort so viele „Aufschlüsse“ wie möglich durchführen. Interessant sind Stellen, an welchen für darunterliegende Erdölvorkommen typisches Gestein an die Erdoberfläche tritt. Dort werden kleine Gesteinsstücke abgeschlagen und mit einer Lupe bestimmt.

Die gezielte Suche nach Erdöl- und Erdgasvorkommen bezeichnet man als geophysikalische Prospektion. Unter Physikalischer Prospektion versteht man die Anwendung physikalischer Gesetze auf die Erkundung des oberen Teils der Erdkruste. Das sichere Aufspüren im Untergrund verborgener Strukturen, in denen sich Öl und (oder) Erdgas angesammelt haben können, ist in den letzten Jahrzehnten zur wichtigsten Voraussetzung einer erfolgreichen Suche nach Kohlenwasserstoffen (Sammelbegriff für Erdöl und Erdgas) geworden. In der Frühzeit der Erdölgewinnung war man auf Anzeichen an der Erdoberfläche angewiesen, die auf Vorkommen von Erdöl schließen ließen. So tritt aus seicht liegenden Lagerstätten ständig Erdöl in geringen Mengen aus. Ein Beispiel dafür ist die seit dem 15. Jahrhundert bekannte, aber mittlerweile versiegte St.-Quirins-Quelle bei Bad Wiessee am Tegernsee, aus der über Jahrhunderte Erdöl austrat, das vornehmlich als Heilmittel Verwendung fand. Die Suche nach tief liegenden Ölvorkommen erfolgte früher durch eine eingehende Analyse der geologischen Verhältnisse eines Landstrichs. In der Folge wurden dann an ausgewählten Orten Probebohrungen niedergebracht, von denen ca. 10–15 % fündig wurden.

Am Beginn der Erkundung steht das Auffinden von Sedimentbecken. Das geschieht häufig durch gravimetrische oder geomagnetische Messungen. Im nächsten Schritt kommt die Reflexionsseismik zum Einsatz. Dabei werden an der Erdoberfläche akustische Wellen erzeugt, die an den unterschiedlichen Bodenschichten reflektiert werden. Je nach Einsatz an Land oder im Wasser werden unterschiedliche Verfahren verwendet. Quellen seismischer Wellen an Land sind Explosivstoffe, Fallgewichte oder seismische Vibratoren. An der Erdoberfläche ausgelegte Geophone dienen als Sensoren zur Aufzeichnung der Wellen. In der marinen Seismik werden die seismischen Wellen mit Airguns erzeugt. Die Aufzeichnung der Wellen erfolgt mit Hydrophonen, die entweder am Meeresboden ausgelegt oder hinter einem Schiff an der Meeresoberfläche im Schlepp gezogen werden. Aus den Laufzeiten und Charakteristiken der reflektierten Signale lassen sich Schichtenprofile errechnen. In der frühen Phase der Prospektion werden 2D-Messungen durchgeführt, in deren Ergebnis man Schichtenprofile entlang von sich kreuzenden Messlinien erhält. Damit lassen sich kostengünstig größere Gebiete erkunden. Basierend auf den seismischen Daten werden nun auch erste Erkundungsbohrungen getätigt. Im nächsten Schritt werden in ausgewählten Gebieten seismisch 3D-Messungen durchgeführt. Hierbei werden die Punkte zum Erzeugen und Messen seismischer Wellen so ausgelegt, dass man ein dreidimensionales Bild der Gesteinsschichten erhält. In Kombination mit bohrlochgeophysikalischen Messdaten kann nun ein quantitatives Modell der Erdöl- oder Erdgasreserven sowie ein Plan für weitere Bohrungen und zur Förderung erstellt werden.

Die großtechnische Ausbeutung der Erdöllagerstätten begann im 19. Jahrhundert. Man wusste bereits, dass bei Bohrungen nach Wasser und Salz gelegentlich Erdöl in die Bohrlöcher einsickerte. Die erste Erdölförderung im Untertagebau fand 1854 in Bóbrka bei Krosno (Polen) statt. Die ersten Bohrungen in Deutschland wurden im März 1856 in Dithmarschen von Ludwig Meyn und 1858 bei Wietze in Niedersachsen (nördlich von Hannover) durchgeführt. In einer Tiefe von ca. 50 m wurde gegen 1910 mit 2000 Bohrtürmen etwa 80 % des deutschen Erdölbedarfs gefördert. In Wietze befindet sich heute das Deutsche Erdölmuseum.

Weltberühmt wurde die Bohrung nach Öl, die Edwin L. Drake am 27. August 1859 am Oil Creek in Titusville, Pennsylvania durchführte. Drake bohrte im Auftrag des amerikanischen Industriellen George H. Bissell und stieß in nur 21 Meter Tiefe auf die erste größere Öllagerstätte.

In Saudi-Arabien wurde das „Schwarze Gold“ zuerst in der Nähe der Stadt Dammam am 4. März 1938 nach einer Reihe erfolgloser Explorationen von der US-Gesellschaft Standard Oil of California entdeckt.

Allgemein erfolgt die Förderung konventionellen Erdöls heute in folgenden Phasen:

* In der ersten Phase (primary oil recovery) wird Öl durch den natürlichen Druck des eingeschlossenen Erdgases (eruptive Förderung) oder durch „Verpumpen“ an die Oberfläche gefördert.
* In der zweiten Phase (secondary oil recovery) werden Wasser oder Gas in das Reservoir injiziert (Wasserfluten und Gasinjektion) und damit zusätzliches Öl aus der Lagerstätte gefördert.
* In einer dritten Phase (tertiary oil recovery) werden komplexere Substanzen wie Dampf, Polymere, Chemikalien, CO2 oder Mikroben eingespritzt, mit denen die Nutzungsrate nochmals erhöht wird.

Je nach Vorkommen können in der ersten Phase 10–30 % des vorhandenen Öls gefördert werden und in der zweiten Phase weitere 10–30 %; insgesamt in der Regel also 20–60 % des vorhandenen Öls. Angesichts des hohen Preisniveaus und der globalen Marktdynamik ist damit zu rechnen, dass sich die tertiäre Förderung auch bei „alten“ Vorkommen stark intensivieren wird.

Besondere Schwierigkeiten bereitet die Erdölförderung aus Lagerstätten, die sich unter Gewässern befinden („Off-shore-Gewinnung“). Hier müssen zur Erschließung der Lagerstätte auf dem Gewässergrund stehende oder darüber schwimmende Bohrplattformen (Bohrinseln) eingerichtet werden, von denen aus gebohrt und später gefördert (Förderplattformen) werden kann. Hierbei ist das Richtbohren vorteilhaft, weil dadurch von einer Bohrplattform ein größeres Areal erschlossen werden kann.

Befindet sich die Erdöllagerstätte nahe der Erdoberfläche, so kann das Öl im Tagebau gewonnen werden, Beispiel: Athabasca-Erdölsande, Alberta.

Aus tieferen Lagerstätten wird Erdöl durch Sonden gefördert, die durch Bohrungen bis zur Lagerstätte eingebracht werden.

Nach Abschluss der Bohrarbeiten kann auch eine reine Förderplattform eingesetzt werden, Beispiel: Thistle Alpha.
Im Dezember 2009 wurde der Öffentlichkeit bekannt, dass bei der Erdöl- und Erdgasförderung jährlich Millionen Tonnen radioaktiv verseuchter Rückstände anfallen, für dessen Entsorgung größtenteils der Nachweis fehlt.[15] Im Rahmen der Förderung an die Erdoberfläche gepumpte Schlämme und Abwässer enthalten NORM-Stoffe (Naturally occurring radioactive material), u. a. das hochgiftige und extrem langlebige Radium 226 sowie Polonium 210. Die spezifische Aktivität der Abfälle beträgt zwischen 0,1 und 15.000 Becquerel (Bq) pro Gramm. In Deutschland, wo etwa 1000 bis 2000 Tonnen Trockenmasse im Jahr anfallen, ist das Material laut der Strahlenschutzverordnung von 2001 bereits ab einem Bq pro Gramm überwachungsbedürftig und müsste gesondert entsorgt werden. Die Umsetzung dieser Verordnung wurde der Eigenverantwortung der Industrie überlassen, wodurch die Abfälle letztlich über Jahrzehnte hinweg sorglos und unsachgemäß beseitigt wurden. Es sind Fälle dokumentiert, in welchen Abfälle mit durchschnittlich 40 Bq/g ohne jede Kennzeichnung auf einem Betriebsgelände gelagert wurden und auch nicht für den Transport besonders gekennzeichnet werden sollten.[16]

In Ländern mit größeren geförderten Mengen von Öl oder Gas entstehen deutlich mehr Abfälle als in Deutschland, jedoch existiert in keinem Land eine unabhängige, kontinuierliche und lückenlose Erfassung und Überwachung der kontaminierten Rückstände aus der Öl- und Gasproduktion. Die Industrie geht mit dem Material unterschiedlich um: In Kasachstan sind weite Landstriche durch diese Abfälle verseucht, in Großbritannien werden die radioaktiven Rückstände in die Nordsee geleitet.[15][16] In den Vereinigten Staaten gibt es in fast allen Bundesstaaten aufgrund der radioaktiven Altlasten aus der Erdölförderung zunehmend Probleme. In Martha, einer Gemeinde in Kentucky, hat das Unternehmen Ashland Inc. tausende kontaminierte Förderrohre an Farmer, Kindergärten und Schulen verkauft, ohne diese über die Kontamination zu informieren. Es wurden bis zu 1100 Mikroröntgen pro Stunde gemessen, so dass die Grundschule und einige Wohnhäuser nach Entdeckung der Strahlung sofort geräumt werden mussten

Für das Jahr 2004 wurden die bestätigten Weltreserven je nach Quelle auf 1260 Milliarden Barrel (171,7 Milliarden Tonnen nach Öldorado 2004 von ExxonMobil) bzw. auf 1148 Milliarden Barrel (156,6 Milliarden Tonnen nach BP Statistical Review 2004) berechnet. Das Wissenschaftsmagazin Science ging 2004 sogar von Reserven von insgesamt drei Billionen Barrel aus. Die Reserven, die geortet sind und mit der heute zur Verfügung stehenden Technik wirtschaftlich gewonnen werden können, nahmen in den letzten Jahren trotz der jährlichen Fördermengen jeweils leicht zu und erreichten im Jahre 2004 den höchsten jemals berechneten Stand. Während die Reserven im Nahen Osten, Ostasien und Südamerika aufgrund der Erschöpfung von Lagerstätten und unzureichender Prospektionstätigkeit sanken, stiegen sie in Afrika und Europa leicht an.

Nach heutigem Stand der Technik, prospektierter Fläche und Verbrauch decken die Erdölreserven noch für 50 Jahre den Weltverbrauch. Der Begriff Erdölkonstante bezeichnet den Umstand, dass solche Voraussagen der statischen Reichweite von Erdöl wie bei anderen Rohstoffen regelmäßig fortzuschreiben sind. Im Jahre 2003 befanden sich die größten Erdölreserven in Saudi-Arabien (262,7 Milliarden Barrel), im Iran (130,7 Milliarden Barrel) und im Irak (115,0 Milliarden Barrel), darauf folgten die Vereinigten Arabischen Emirate, Kuwait und Venezuela (siehe Abschnitt Reserven für eine genaue Tabelle).

Kritiker dieser Reservenangaben weisen allerdings darauf hin, dass die meisten der Reserven aus Nicht-OECD-Ländern keiner unabhängigen Kontrolle unterliegen (siehe Fußnoten des BP-statistical review). Oft unterliegen (wie in Saudi-Arabien) alle Angaben zu Förderdaten einzelner Felder und Reserven dem Staatsgeheimnis. Daher unterstellen Kritiker diesen Zahlen eine Verfälschung. Vielen OPEC-Förderländern wird auch unterstellt, die Reserven zu optimistisch anzugeben, da die zugeteilten Förderquoten abhängig von den gemeldeten Reservemengen sind.
Rohölpreise (nominell und real) seit 1861

Voraussagen mancher Experten, im ersten Jahrzehnt des 21. Jahrhunderts werde durch das Erreichen des Peak-Oil bzw. Globalen Erdölfördermaximum der Ölpreis künftig unausweichlich ansteigen, haben sich noch nicht zweifelsfrei erfüllt. In der Tat erreichte der Ölpreis im Jahr 2008 seinen nominalen und realen Höchststand mit 147 $ pro Barrel und blieb auch in der folgenden Weltwirtschaftskrise auf vergleichsweise hohem Niveau, es ist jedoch noch nicht zweifelsfrei nachgewiesen ob dieser Preisanstieg im Erreichen des Ölfördermaximums begründet liegt. Die sichere Bestimmung des Peak-Oil ist erst in der Rückschau mit einigen Jahren Abstand möglich. Wesentliches Problem ist allerdings nicht ein Rückgang der Förderung, sondern eine Nichterfüllung der steigenden Nachfrage. Als Korrektiv bleibt so nur der Preis, wie die enge Mangsituation mit der Preisspitze von fast 150$ in 2008 gezeigt hat. Eine in der Vergangenheit stets sichtbare deutliche Ausweitung des Angebots als Folge einer deutlichen Preissteigerungen konnte in 2008 erstmals in der Geschichte trotz des exorbitanten Preissprungs nicht verzeichnet werden.

Die Länder der Europäischen Union sind verpflichtet, einen 90-Tage-Vorrat als Strategische Ölreserve für Krisenzeiten zu unterhalten. Ein großer Teil der deutschen und ein kleinerer Teil der ausländischen Vorräte liegt in den unterirdischen Kavernenanlagen im Zechsteinsalz im Raum Wilhelmshaven, wohin auch das meiste Erdöl nach Deutschland eingeführt wird. In Österreich obliegt der Erdöl-Lagergesellschaft diese Aufgabe.
Weltweite Ölreserven in Milliarden Barrel[18] Region /
Organisation↓ Annahme
der
Industrie-
datenbank↓ Studie der
Energy Watch
Group↓
OECD 97 112
Russland u. a. 191 154
China 26 27
Südostasien 30 22
Lateinamerika 129 53
Naher Osten 679 362
Afrika 105 125
Welt 1255 854

Bei einem täglichen Verbrauch von 87 Mio. Barrel[19] ergibt sich bei 1255 Mrd. Barrel eine Laufzeit von etwa 40 Jahren, bei 854 Mrd Barrel eine Laufzeit von 27 Jahren.[20] Man muss allerdings bei der Beurteilung dieser Zahl beachten, dass Erdölknappheit nicht erst nach Ablauf der (statischen oder dynamischen) Laufzeit des Erdöls auftritt. Denn anders als aus einem Tank können den Erdöllagerstätten nicht beliebige Mengen an Öl pro Tag (Förderrate) entnommen werden. Vielmehr gibt es eine maximal mögliche Förderrate, die häufig dann erreicht ist, wenn die Quelle etwa zur Hälfte ausgebeutet ist. Danach sinkt ihre Förderrate (physikalisch bedingt) ab. Ein ähnliches Verhalten wird von vielen Experten auch für die Ölförderung der Welt angenommen: Nach dem Erreichen eines globalen Fördermaximums („Peak Oil“, s. oben) sinkt die globale Förderrate. Rein rechnerisch ist zu diesem Zeitpunkt zwar noch genug Öl vorhanden, um den jeweils aktuellen Tagesverbrauch zu decken, auch wenn dieser im Vergleich zu heute sogar noch steigt, doch das Öl kann nicht hinreichend schnell aus den Lagerstätten gefördert werden und steht somit der Wirtschaft nicht zur Verfügung. Die Endlichkeit der Ressource Erdöl macht sich bereits lange vor dem Ablauf ihrer Reichweite bemerkbar. Die hier berechnete Laufzeit des Öls ist daher wirtschaftlich von nur geringer Bedeutung, interessanter ist vielmehr der zeitlich Verlauf des globalen Fördermaximum und die Höhe des anschließenden Produktionsrückgangs

Laut Abdallah Dschumʿa (CEO von Aramco) Anfang 2008, wurden in der Geschichte der Menschheit rund 1,1 Billionen[22] Barrel Erdöl gefördert. Die meisten Reserven wurden in den 1960er Jahren entdeckt. Ab Beginn der 1980er Jahre liegt die jährliche Förderung (2005) bei 30,4 Milliarden Barrel (87 Millionen Barrel pro Tag Verbrauch in 2008 [19]) – über der Kapazität der neu entdeckten Reserven, sodass seit dieser Zeit die vorhandenen Reserven abnehmen.

Deshalb wird von einigen Experten mit einem globalen Fördermaximum zwischen 2010 und 2020 gerechnet. Kenneth Deffeyes, Colin J. Campbell und Jean Laherrere befürchten, das Maximum sei bereits vor 2010 erreicht worden. Eine Folge dieses Fördermaximums wäre eine anschließend fallende Förderung, so dass die parallel zum Wirtschaftswachstum prognostizierte Nachfrage nicht mehr ausrechnend gedeckt werden würde.

Zunehmend kritische Analysen gibt es von der Britischen Regierung[23], vom U.S. Department of Energy[24] und dem zentralen Analysedienst der US-Streitkräfte, U.S. Joint Forces Command[25], in dem schon kurzfristig drohende Mangelszenarien geschildert werden. Die britische Regierung reagiert damit offensichtlich auf die Tatsache, dass Englands Ölreichtum seit 1999 mit etwa 8% pro Jahr zurückgeht. In der Folge ist England 2006 vom Erdölexporteur zum Importeur geworden.[26].

Abdullah S. Jum'ah[22] weist derartige Befürchtungen zurück.[27] Er schätzt, dass von den vorhandenen flüssigen Ölvorkommen erst weniger als 10 % gefördert wurden und (inklusive nicht konventioneller Reserven) bei heutigen Verbrauchsraten noch mindestens für 100 Jahre Erdöl zur Verfügung stehe.[28]

Während in den 1970er Jahren private westliche Ölkonzerne noch knapp 50 Prozent der weltweiten Ölproduktion kontrollierten[29], hat sich dieser Anteil 2008 auf weniger als 15 Prozent verringert. Experten[29] halten einen Mangel an Öl nicht für gegeben, es handele sich um eine Krise im Zugang zu fortgeschrittener Technologie (der Multies) bzw. umgekehrt auch in der mangelnden Investitionssicherheit in den staatlich kontrollierten Ölförderländern.

Hauptförderer von Erdöl waren im Jahr 2003 Saudi-Arabien (496,8 Millionen Tonnen), Russland (420,0 Millionen Tonnen), USA (349,4 Millionen Tonnen), Mexiko (187,8 Millionen Tonnen) und der Iran (181,7 Millionen Tonnen); die gesamte Weltförderung lag bei 3.608,6 Millionen Tonnen (siehe 1 für eine genaue Tabelle). Die Erdölförderung in Deutschland deckte ursprünglich bis zu 80 % des nationalen Bedarfs und hatte historisch eine große Bedeutung, ist aber mittlerweile vergleichsweise geringfügig.
Erdöl wird weltweit über weite Entfernungen transportiert. Der Transport von den Förderstätten zu den Verbrauchern geschieht auf dem Seeweg mit Öltankern, über Land überwiegend mittels Rohrleitungen (Pipelines).
Ölkatastrophen

Etwa 100.000 Tonnen gelangen jährlich bei Tankerunfällen mit teilweise katastrophalen Folgen für die Umwelt ins Meer. Bekannt wurde vor allem die Havarie der Exxon Valdez 1989 vor Alaska. Da versäumt wurde, das Öl direkt nach dem Unfall mit Ölsperren aufzuhalten und abzusaugen, vergrößerte sich der Ölteppich und kontaminierte über 2000 km der Küste. Die danach durchgeführten Reinigungsmaßnahmen erwiesen sich als unwirksam; die katastrophalen ökologischen Folgen lösten jedoch eine breite öffentliche Diskussion über Risiken und Gefahren maritimer Öltransporte aus. Der Unfall führte schließlich zu einer Erhöhung der Sicherheitsauflagen für Öltanker sowie zu einer intensiven Untersuchung möglicher Maßnahmen zur Bekämpfung von Ölunglücken.
Der Anteil des Erdöls am Primärenergieverbrauch liegt bei ca. 40 % und damit an erster Stelle der Energielieferanten. Der größte Einzelenergieverbraucher ist der Straßenverkehr.
Weltverbrauch

Der tägliche Verbrauch weltweit liegt im Jahr 2008 bei etwa 87 Millionen Barrel[19]. USA (20,1 Millionen Barrel), Volksrepublik China (6 Millionen Barrel), Japan (5,5 Millionen Barrel) und Deutschland (2,7 Millionen Barrel) waren im Jahr 2003 Hauptverbraucher des Erdöls (siehe 1 für eine genaue Tabelle). Der Weltverbrauch steigt derzeit um 2 % pro Jahr an.

Der jährliche Pro-Kopf-Verbrauch liegt bei den Industriestaaten deutlich höher als bei Entwicklungsländern. So lag der Verbrauch in den USA 2003 bei 26,0 Barrel pro Einwohner, in Deutschland bei 11,7, während in China statistisch auf jeden Einwohner 1,7 Barrel kamen, in Indien 0,8 und in Bangladesch nur 0,2 Barrel pro Kopf verbraucht wurden.

Hauptausfuhrstaaten sind Saudi-Arabien, die Russische Föderation und der Iran

Deutschland produzierte im Jahr 2007 3,3 Millionen Tonnen Rohöl. Der Anteil des aus deutschen Quellen gewonnenen Erdöls liegt bei etwa 3 % des Verbrauches, die ergiebigste Quelle ist dabei das Fördergebiet Mittelplate[31]. Im selben Zeitraum importierte die Bundesrepublik 106,81 Millionen Tonnen Rohöl[32], (re)exportierte jedoch nur 0,6 Millionen Tonnen.

Damit wurden in Deutschland 2007 insgesamt 109,4 Millionen Tonnen Rohöl verbraucht, die bis auf einen kleinen, unmittelbar von der Industrie genutzten Bruchteil von 5 % vollständig in insgesamt 15 Ölraffinerien[33] weiter aufgearbeitet wurden, welche selbst über zehn Ölpipelines versorgt werden. Über den stetigen Rohölzufluss hinaus wurden allerdings 2007 zusätzlich nochmals 29,1 Millionen Tonnen Ölfertigprodukte insbesondere aus Rotterdam importiert[34].

Von den erzeugten Ölfertigprodukten wurden im Jahr 2007 wiederum 3,8 % unmittelbar von der Industrie als Energieträger verbraucht, 53,7 % beanspruchte der gesamte Verkehrssektor wie Straßenverkehr (Individualverkehr, Personen- und Frachttransport), Luftverkehr (Kerosin) und Binnenschifffahrt, 12 % nahm die Heizenergie für Endverbraucher in Anspruch, 4,9 % diejenige von Wirtschaftsunternehmen und öffentlichen Einrichtungen. 1,7 % benötigten Land- und Forstwirtschaft, 23,9 % schließlich gingen als Ausgangsstoffe in die chemische Weiterverarbeitung etwa zu Düngemitteln, Herbiziden, Schmierstoffen, zu Kunststoffen (z. B. Spritzgussprodukte, Gummiartikel, Schaumstoffe, Textilfasern), zu Farben, Lacken, Kosmetika, zu Lebensmittelzusatzstoffen, Medikamenten u.ä.[34].

Der Verbrauch an Ölfertigprodukten ist seit den 90'er Jahren jährlich um etwa 1,5% rückläufig[35], teils aufgrund fortschreitender Energieeinsparungen (vgl. Energieeinsparverordnung), teils wegen eines Wechsels zu Erdgas oder alternativen Energiequellen wie Biodiesel, Solarthermie, Holzpellets, Biogas und Geothermie[36].

Wertmäßig hingegen sind die Importe von Erdöl und Erdgas nach Deutschland allein im Jahr 2006 mit 67,8 Milliarden Euro nach vorläufigen Ergebnissen um mehr als ein Viertel (+28,4 %) gegenüber dem Vorjahr 2005 gestiegen, in der vorläufigen Spitze im Jahr 2008 waren es zuletzt 83 Milliarden Euro mit einem nochmaligen Zuwachs von +10% gegenüber dem Vorjahr 2007. Im gesamten Zeitraum 1995 bis 2008 wuchsen die Erdöl- und Erdagsimporte laut Statistischem Bundesamt von 14,44 Milliarden auf stolze 82,26 Milliarden Euro an, mit einem Anteil von ursprünglich 4,3 %, jetzt 10 % an allen Importen.

Der wichtigste Erdöl- und Erdgaslieferant für Deutschland war 2009 nach vorläufigen Zahlen bis November mit einem Drittel (33,2 %) der Rohstoffimporte im Wert von 34,708 Milliarden Euro Russland. Es folgte Norwegen, dessen Erdöl- und Erdgaslieferungen in Höhe von 14,220 Milliarden Euro 14 % der wertmäßigen Importe entsprachen[37]. Das drittwichtigste Lieferland für Deutschland war das Vereinigte Königreich mit Lieferungen im Wert von 10,636 Milliarden Euro, die einen Anteil von 10 % an den gesamten deutschen Erdöl- und Erdgasimporten ausmachten. Angesichts der bis 2014 um 590 auf 980 Kilobarrel/Tag verfallenden Fördermengen des Nordseeöls[38] dürfte dieser Platz in den nächsten Jahren an Libyen abgetreten werden

Die erste Erdölraffinerie entstand 1859. Die Erdölpreise sanken deutlich und die Raffinerien nahmen in der Anzahl zu. Leuchtöle, besonders Petroleum, ermöglichten neue Lichtquellen.

Nach der Einführung des elektrischen Lichts war Erdöl zunächst nicht mehr attraktiv, doch bald nach der Entwicklung des Automobils setzte die Familie Rockefeller als Mitbegründerin der Standard Oil Company die Verwendung des Erdölprodukts Benzin als Ottokraftstoff durch, statt des von Henry Ford zunächst vorgesehenen Ethanols.

In der Erdölraffinerie wird das Erdöl in seine unterschiedlichen Bestandteile wie leichtes und schweres Heizöl, Kerosin sowie Benzin u. a. in Destillationskolonnen aufgespalten. In weiteren Schritten können aus dem Erdöl die verschiedensten Alkane und Alkene erzeugt werden.

In der chemischen Industrie nimmt das Erdöl eine bedeutende Stellung ein. Die meisten chemischen Erzeugnisse lassen sich aus ca. 300 Grundchemikalien aufbauen. Diese Molekülverbindungen werden heute zu ca. 90 % aus Erdöl und Erdgas gewonnen. Zu diesen gehören: Ethen, Propen, 1,3-Butadien, Benzol, Toluol, o-Xylol, p-Xylol (diese stellen den größten Anteil dar).

Aus der weltweiten Fördermenge des Erdöls werden ca. 6–7 % für die chemischen Produktstammbäume verwendet, der weitaus größere Anteil wird einfach in Kraftwerken und Motoren verbrannt. Die Wichtigkeit dieser Erdölerzeugnisse liegt auf der Hand: Gibt es kein Erdöl mehr, müssen diese Grundchemikalien über komplizierte und kostenintensive Verfahren mit hohem Energieverbrauch hergestellt werden.

Aus Erdöl kann fast jedes chemische Erzeugnis produziert werden. Dazu gehören Farben und Lacke, Arzneimittel, Wasch- und Reinigungsmittel, um nur einige zu nennen.

Erdöl ist hauptsächlich ein Gemisch vieler Kohlenwasserstoffe. Die am häufigsten vertretenden Kohlenwasserstoffe sind dabei lineare oder verzweigte Alkane (Paraffine), Cycloalkane (Naphthene) und Aromaten. Jedes Erdöl hat je nach Fundort eine spezielle chemische Zusammensetzung, die auch die physikalischen Eigenschaften wie Farbe und Viskosität bestimmt.

Farbe und Konsistenz variieren von transparent und dünnflüssig bis tiefschwarz und dickflüssig. Erdöl hat auf Grund von darin enthaltenen Schwefelverbindungen einen charakteristischen Geruch, der zwischen angenehm und widerlich-abstoßend wechseln kann. Farbe, Konsistenz und Geruch sind sehr stark von der geografischen Herkunft des Erdöls abhängig. Manche Erdölsorten fluoreszieren unter ultraviolettem Licht auf Grund von unterschiedlichen Beistoffen, wie Chinone oder Polyaromaten.

Unraffiniertes Erdöl (Rohöl) als Naturprodukt ist mit mehr als 17.000 Bestandteilen eine sehr komplexe Mischung von organischen Stoffen, die natürlicherweise auf der Erde vorkommen.[40] Neben den reinen Kohlenwasserstoffen sind noch Kohlenstoffverbindungen, die Heteroatome wie Stickstoff (Amine, Porphyrine), Schwefel (Merkaptane, Thioether) oder Sauerstoff (Alkohole, Chinone) enthalten, Bestandteil des Erdöls. Daneben finden sich Metalle wie Eisen, Kupfer, Vanadium und Nickel. Der Anteil der reinen Kohlenwasserstoffe variiert erheblich. Er kann zwischen 97 % und 50 % bei Schwerölen und Bitumen liegen.

In der Petrochemie wird zwischen leichten Sorten mit geringem Schwefelgehalt, wie West Texas Intermediate (WTI) und dem Nordseeöl Brent und schweren Sorten wie Mars und Poseidon unterschieden.

Schwefelarmes Rohöl wird süß genannt, schwefelreiches sauer.

Petrochemische Betriebe sind wegen der Abhängigkeit von Naphtha oft in der Nähe von Raffinerien errichtet worden. Die Crackerkapazität in Deutschland beträgt ca. 5,8 Millionen Tonnen, die europäische Crackerkapazität beträgt ca. 26,3 Millionen Tonnen. Die Ethylen-Produzenten und Konsumenten sind oft über Ethylen-Pipelines miteinander verbunden, um Produktionsschwankungen auszugleichen. Die Produktion von petrochemischen Produkten in Westeuropa, Asien und Nord- und Südamerika betrugen 2006 55,3 Mio. Tonnen für Ethylen, 35,6 Mio. Tonnen für Propylen und 27,8 Mio. Tonnen für Benzol[1]. Der Umsatz der Petrochemie betrug in Deutschland im Jahr 2007 ca. 66 Mrd. Euro.

Das wichtigste Verfahren der Petrochemie ist das Steamcracken, bei dem Ethan, LPG, Naphtha, Hydrowax, Gasöl oder andere geeignete Kohlenwasserstoffe bei Verweilzeiten im Millisekundenbereich, üblicherweise 200 bis 500 ms, und Temperaturen zwischen 800 und 850 °C in Gegenwart von Wasserdampf gecrackt werden[2]. Die Gasphase der Steamcrackerprodukte enthält die Grundchemikalien Ethylen, Propylen, den C4-Schnitt (hauptsächlich Buten, Iso-Buten und 1,3-Butadien) sowie Isopren. Die Flüssigphase enthält hauptsächlich Aromaten (Benzol, Toluol und Xylole) und findet auch als Pyrolysebenzin Anwendung.

Das Steamreforming von Raffineriegasen oder auch leichtem Naphtha liefert hauptsächlich Kohlenmonoxid und Wasserstoff für die Herstellung von Methanol, Ammoniak, Essigsäure und Hydrierprozesse.

Aus den Grundchemikalien wird durch verschiedene Prozesse eine Vielzahl von Zwischen- und Endprodukten hergestellt.

Die bedeutendsten Folgeprodukte sind:

* Ethylen:
o Polyethylen – z.B. über Ziegler-Natta-Verfahren
+ ca. 21% der Gesamtethylenproduktion in LDPE
+ ca. 13% als LLDPE
+ ca. 23% als HDPE
o Ethanol – durch Anlagerung von Wasser
o Ethylenoxid (EO) – durch katalytische Oxidation (ca. 11% der Ethylenproduktion)
+ Ethylenglykol – durch Reaktion von EO mit Wasser
# Gefrierschutzmittel – enthalten Ethylenglykol
# Polyester – durch Veresterung von Ethylenglykol mit bifunktionalen Säuren
+ Polyethylenglykole – durch Reaktion von EO mit Glykolen
+ Ethoxylate – durch Reaktion von EO mit Alkoholen
+ Monoethanolamin, Diethanolamin, Triethanolamin durch Reaktion mit Ammoniak
o Vinylacetat - Monomer (ca. 2% der Ethylenproduktion)
o 1,2-Dichlorethan – durch Chlorierung (ca. 14% der Ethylenproduktion)
+ Trichlorethylen – durch Chlorierung
+ Tetrachlorethylen – auch Perchloroethylen genannt; als Reiniger in der “chemischen Reinigung” sowie als Entfettungsmittel genutzt
+ Vinylchlorid - Monomer für Polyvinylchlorid
# Polyvinylchlorid (PVC) – weitverbreiteter Kunststoff
o α-Olefine
+ Poly-α-Olefine als Schmiermittel
+ Co-Monomere für Polyethylen
+ Fettalkohole für Wasch- und Reinigungsmittel
* Propylen:
o Acrylsäure
+ Acrylpolymere
o Allylchlorid -
+ Epichlorhydrin – für Epoxid-Harze
# Epoxide – aus Bisphenol A, Epichlorohydrin, und Aminen
o Isopropylalkohol - 2-Propanol; Lösungsmittel
o Acrylnitril – Monomer für Acrylonitril-Butadiene-Styrol (ABS)-Polymer (ca. 6% der Gesamtpropylenproduktion)
o Polypropylen – z.B. durch Ziegler-Natta-Verfahren (ca. 57% der Gesamtpropylenproduktion)
o Propylenoxid (PO) – durch Oxidation (ca. 12% der Gesamtpropylenproduktion)
+ Propylenglykol - Reaktion von PO und Wasser
+ Glykolether – durch Reaktion von PO mit Propylenglykol
* Buten – Monomere und Co-Monomere
o Isobuten – durch Reaktion mit Methanol zu MTBE und als Monomer für die Copolymerisation mit Isopren
o 1,3-Butadien - Monomer oder Co-Monomer für die Polymerisation zu Elastomeren
+ Kautschuk – aus verschiedenen Dienen oder chlorierten Dienen
* Benzol:
o Ethylbenzol – aus Benzol und Ethylen (ca. 7% der Ethylenproduktion)
+ Styrol – aus Dehydrierung von Ethylbenzol; Monomer
# Polystyrol - Polymers aus Styrol
o Cumol - Isopropylbenzol aus benzol und Propylen; Rohstoff für den Cumol-Prozess (ca. 7% der Gesamtpropylenproduktion)
+ Phenol – durch Oxidation von Cumol
+ Aceton – durch Oxidation von Cumol
+ Bisphenol A – zur Herstellung von Epoxidharzen
# Epoxidharze
# Polycarbonate – aus Bisphenol A und Phosgen
+ Lösungsmittel
o Cyclohexan – durch Hydrierung
+ Adipinsäure - Copolymer für Nylon.
# Nylon - Polyamid aus Adipinsäure und Diaminen
+ Caprolactam – ein Amid zur Herstellung von Nylon
# Nylon – durch Polymerisation von Caprolactam
o Nitrobenzol – durch Nitrierung von Benzol
+ Anilin – durch Hydrierung von Nitrobenzol
# Methylen-diphenyl-diisocyanat (MDI) - Co-Monomer für die Herstellung von Polyurethanen
* Polyurethan
o Dodecylbenzol – ein Rohstoff für die Herstellung von Wasch- und Reinigungsmitteln
+ Detergentien – enthalten oft Salze der Dodecylbenzolsulfonsäure
o Chlorbenzol
* Toluol:
o Benzol
o Toluoldiisocyanat (TDI) - Co-Monomers für die Herstellung von Polyurethanen
+ Polyurethan
o Benzoesäure – durch Oxidation von Toluol
+ Caprolactam
# Nylon
* Xylol
o Phthalsäureanhydrid
o Dimethylterephthalat
+ Polyester
+ Polyethylenterephthalat
# Polyester

Pflanzenöle (pflanzliche Öle) sind aus Ölpflanzen gewonnene Fette und fette Öle. Ausgangsstoffe zur Herstellung von Pflanzenöl sind Ölsaaten und -früchte in denen das Öl in Form von Lipiden vorliegt. Pflanzenöle und -fette sind vorwiegend Ester des Glycerols mit Fettsäuren, sogenannte Triglyceride. Die Abgrenzung zu den Pflanzenfetten ist die Fließfähigkeit bei Zimmertemperatur. Bei den ebenfalls aus Pflanzen gewonnenen ätherischen Ölen handelt es sich nicht um Pflanzenöle. Im Gegensatz zu Pflanzenölen hinterlassen diese beim Trocknen auf Papier keine Fettflecken.

Pflanzenöle werden durch Auspressen und Extrahieren von Ölfrüchten und -saaten gewonnen. Die Herstellung von Pflanzenölen wird im Artikel Ölmühle beschrieben. Pflanzenöle enthalten oft einen höheren Anteil an ungesättigten Fettsäuren als tierische Fette und gelten daher als gesünder. Die Pflanzenöle unterscheiden sich aufgrund ihrer unterschiedlichen Zusammensetzung in einer Vielfalt von Eigenschaften. Ein Beispiel hierfür ist der Rauchpunkt, der spezifisch für die Pflanzenölsorte ist und bei einigen häufigen Arten zwischen 130 und über 200 °C liegt.

Nach dem Anteil an ungesättigten Fettsäuren unterscheidet man zwischen nichttrocknenden (Bsp. Olivenöl), halbtrocknenden (Bsp. Soja- oder Rapsöl) und trocknenden Pflanzenölen (Bsp. Lein- oder Mohnöl). Der Begriff „Trocknung“ bezeichnet hierbei nicht Verdunstung, sondern das durch Oxidation und Polymerisation der ungesättigten Fettsäuren bedingte Festwerden (Verharzen) des Öls.

Die Qualität von Pflanzenölen ist sowohl von der Art der Herstellung des Öls als auch von Herstellung der ölhaltigen Früchte und Saaten abhängig. Die Herstellung der Früchte und Saaten geschieht entweder in konventionellem Landbau oder in biologischem, bzw. ökologischem Landbau.

Während im konventionellen Landbau chemische Pflanzenschutzmittel, Mineraldünger und Grüne Gentechnik zum Einsatz kommen wird hierauf in der ökologischen Landwirtschaft verzichtet.

Zur Kennzeichnung von Ölen die aus biologisch angebauten Früchten oder Saaten hergestellt sind und denen keine weiteren Zusatz- und Hilfsstoffe bei der Verarbeitung zugesetzt wurden, bedienen sich der Hersteller verschiedener Bio-Siegel. Raffinierte Öle erfüllen diese Kriterien nicht.

Bei allen nicht raffinierten Ölen ist die Qualität der Rohware entscheidend für Geschmack, Geruch, Farbe und Vitamingehalt. Bei raffinierten Ölen werden diese Eigenschaften unabhängig von der Qualität der Rohware verringert.

Das Öl wird zunächst heiß gepresst bei Temperaturen von über 100 °C. Bei der chemischen oder physikalischen Raffination gehen wertvolle sekundäre Pflanzenstoffe, geschmackliche Eigenarten und die typische Farbe verloren. Das raffinierte Öl ist weitestgehend geschmacksneutral, von heller Farbe, lange haltbar und universell einsetzbar.

Die Rohware wird kalt gepresst, eine geringe Wärmezufuhr bei der Pressung bis ca. 60 °C ist möglich. Zur Steigerung der Haltbarkeit werden diese Öle teilweise gedämpft. Bei der Dämpfung werden wie bei der Raffination erwünschte Begleitstoffe vermindert.

Kaltgepresste Öle werden ohne weitere Wärmezufuhr nur durch Druck oder Reibung in meist dezentralen Ölmühlen hergestellt. An die Pressung erfolgt meist eine Filtration. Die Öle enthalten alle Inhaltsstoffe. Diese haben positiven Einfluss auf die Qualitätskriterien wie Geschmack, Geruch, Farbe und Vitamingehalt.

Native Öle sind naturbelassen und werden kalt gepresst ohne weitere Wärmezufuhr. Das Öl wird nur filtriert. Weder Öl noch Rohware werden vor- oder nachbehandelt, etwa durch Raffination, Dämpfung oder Rösten der Saat. Es bleiben alle Inhaltsstoffe erhalten. Der deutliche Frucht- oder Saatgeschmack, Geruch und intensive Farbe sind charakteristisch.

Die Saat wird in Schälmühlen von der Schale befreit. Die Kerne werden anschließend zu kaltgepresstem, nativem Öl weiter verarbeitet. Auf eine Raffination kann verzichtet werden. Das gewonnene Öl ist ein reines Kernöl. Wie bei den kaltgepressten oder nativen Ölen bleiben die Inhalts-, Geschmacksstoffe und Vitamine erhalten. Durch die Schälung werden unerwünschte Geschmacksbeeinträchtigungen und Trübungen die von den Schalen ausgehen vermindert.

Diese Aufstellung enthält in der Zusammensetzungstabelle oben nicht aufgeführte weitere Sorten. In Klammern: der verwendete Pflanzenteil.

* Açaíöl
* Algenöl
* Aprikosenkernöl oder Marillenkernöl (Aprikosenkern – also der Mandel des Aprikosensteins – der Aprikose bzw. Marille)
* Arganöl (Früchte des Arganbaums)
* Avocadoöl (Fruchtfleisch der Avocado)
* Babaçuöl
* Baumwollsamenöl (Samen der Baumwollpflanze)
* Borretschöl oder Borretschsamenöl (Samen der Borretschpflanze)
* Cashew-Schalenöl
* Cupuaçu-Butter
* Schwarzkümmelöl (Samen der Fruchtkapsel der Schwarzkümmelpflanze)
* Hagebuttenkernöl (Samen der Rose (vor allem aus chilenischen Wildheckenrose))
* Haselnussöl (Haselnüsse)
* Jatrophaöl (Samen der Purgiernuss (Jatropha curcas))
* Jojobaöl – eigentlich ein flüssiges Wachs (Samen des Jojobastrauchs)
* Kaffeebohnenöl rohe oder geröstete Samen des Kaffeestrauchs
* Kakaobutter



* Kamelienöl (Samen der Kamelien)
* Leindotteröl (Samen des Leindotters)
* Macadamiaöl (Nüsse des Macadamiabaums)
* Mandelöl (Mandel)
* Mangobutter (Mangifera indica)
* Papayasamenöl
* Pekannussöl
* Perillaöl (Samen der der Perilla-Pflanze (Shiso, Sesamblatt))
* Pistazienöl
* Reisöl
* Rizinusöl (Samen des Wunderbaums)
* Sanddornkernöl (Kerne der Sanddornbeere)
* Sanddornöl (Fruchtfleisch der Sanddornbeere)
* Senföl (Samenkörner des Schwarzen Senfs)
* Sheabutter (Samen des Sheanussbaums)
* Tungöl
* Wassermelonensamenöl

Pflanzenöle finden vielfältige Verwendung. So unter anderem als

* Nahrungsmittel (z. B. Salatöl, Margarine)
* Kosmetikrohstoff
* Grundstoff für die chemische Industrie (Oleochemie)
* Grundstoff für die Herstellung von Ölfarben und Firnisse
* Biogener Schmierstoff
* Kraftstoff (Pflanzenöl-Kraftstoff oder, nach Weiterverarbeitung, Biodiesel oder Hydriertes Pflanzenöl)
* Brennstoff in Pflanzenölbrennern, Pflanzenölkochern oder Öllampen

Die dezentrale Ölmühle ist eine Produktionseinrichtung zur Erzeugung von Pflanzenöl. Ölsaaten oder -früchte werden in dieser Einrichtung durch Auspressen zu Pflanzenöl und dem Koppelprodukt Presskuchen verarbeitet. Die Dezentrale Ölmühle unterscheidet sich von der zentralen Ölmühle vor allem durch die geringere Verarbeitungskapazität (0,5 bis 25 t Ölsaat pro Tag), das Verarbeitungsverfahren (Kaltpressung, Erzeugung von nativem Öl) und – damit verbunden – die geringere Ölausbeute bei höherem Restfettgehalt im Presskuchen. Außerdem arbeiten dezentrale Ölmühlen in der Regel im landwirtschaftlichen Umfeld.

 

After completion of the drilling may also be a pure production platform will be used, for example: Thistle Alpha.
In December 2009, the public has been known to occur in petroleum and natural gas each year millions of tons of radioactively contaminated residues, whose disposal is missing most of the evidence. [15] In the context of the promotion to the surface pumped sludge and waste water containing NORM materials ( Naturally occurring radioactive material), including the highly toxic and extremely long-lived radium 226 and polonium 210th The specific activity of the waste is from 0.1 to 15,000 becquerels (Bq) per gram in Germany, where about 1,000 to 2,000 tons of dry matter occur in the year, the material according to the Radiation Protection Ordinance of 2001 in need of monitoring possible at the Bq per gram and should separate disposal. The implementation of this regulation was left to the responsibility of the industry, so that the waste was finally disposed of for decades careless and improper. There are documented cases in which waste with an average of 40 Bq / g stored without any marking on a premises should be identified and were not particularly for the transport [16].

In countries with larger amounts of subsidized oil or gas well create more waste than in Germany, but in any country, an independent, continuous and complete recording and monitoring of the contaminated residue exists in the oil and gas production. The industry is different with the material: In Kazakhstan, vast tracts of land contaminated by such waste in the UK, the radioactive residues are fed into the North Sea [15] [16] In the United States there are in almost every state because of radioactive contamination. from the increasing oil production problems. Martha, a community in Kentucky, Ashland Inc., the company has thousands of contaminated feed pipes to farmers, nurseries and schools sold, without being informed of the contamination. Were measured up to 1,100 micro-roentgen per hour, so that the elementary school and some homes being evacuated immediately after the discovery of the radiation had

For 2004, the world's reserves were confirmed according to sources at 1260 billion barrels (171.7 billion tonnes of oil Dorado in 2004 by ExxonMobil) and calculated at 1.148 trillion barrels (156.6 billion tonnes according to BP Statistical Review 2004). The journal Science in 2004 ended even more reserves from a total of three billion barrels. The reserves are located and can be recovered economically with currently available technology measures in recent years despite the annual flow in each case slightly in 2004 and reached its highest ever stand calculated during the reserves in the Middle East, East Asia and South America decreased due to the exhaustion of storage facilities and insufficient exploration activities, it increased slightly in Africa and Europe.

Today's state of the art, the prospectus surface and consumption of oil reserves still cover for 50 years the world consumption. The term petroleum constant referred to the fact that such predictions of the static range of oil like other commodities are to be updated regularly. In 2003, there were the largest oil reserves in Saudi Arabia (262.7 billion barrels), Iran (130.7 billion barrels) and Iraq (115 billion barrels), followed by the United Arab Emirates, Kuwait and Venezuela (see Section reserves for a detailed table).

Critics of these reserve figures, however, indicate that most of the reserves from non-OECD countries are not subject to independent scrutiny (see footnotes of the BP statistical review). Often subject (as in Saudi Arabia) any information on funding of individual data fields and the reserves a state secret. Therefore, these figures imply a distortion critics. Many OPEC countries will also assumed to provide the reserves too optimistic because the allocated production quotas depend reported from the reserve amounts.
Crude oil prices (nominal and real terms) since 1861

Predictions of many experts, the first decade of the 21st Century will rise by reaching the peak oil and global oil production peak, oil prices in the future inevitably have yet to be realized beyond doubt. In fact, the oil price reached in 2008 its nominal and real high of $ 147 per barrel and remained in the subsequent world economic crisis at a relatively high level, it has not been established beyond doubt whether this increase is due to the attainment of peak oil. The reliable determination of peak oil is only possible in retrospect a few years apart. The essential problem is not a decline in production, but a failure to satisfy the rising demand. As a corrective we have is the price as the close Mangsituation has shown with the top price of nearly $ 150 in 2008. One in the past always visible significant increase in supply as a result of significant price increases were not recorded in 2008 for the first time in history despite the exorbitant price jump.

The countries of the European Union are obliged to maintain a 90-day supply as a strategic oil reserve for times of crisis. A large part of German and a smaller proportion of foreign stocks is in the underground cavern systems in the room Zechsteinsalz Wilhelmshaven, where also the most petroleum is imported into Germany. In Austria the responsibility of the oil depot company for this task.
Global oil reserves in billion barrels [18] Region /
↓ adoption organization
the
Industry
↓ database study
Energy Watch
Group ↓
OECD 97 112
Russia and Others 191 154
China 26 27
Southeast Asia 30 22
Latin America 129 53
Middle East 679 362
Africa 105 125
World 1255 854

With a daily consumption of 87 million barrels [19] are calculated at 1255 billion barrels a term note of approximately 40 years, at 854 billion barrels for a period of 27 years. [20] It must, however, in assessing this figure that petroleum shortages to not only end of the (static or dynamic) shared the oil occurs. After all, unlike the oil from a tank can not be taken deposits any amount of oil per day (production rate). Rather, there is a maximum production rate, which is often achieved when the source is exploited to about half. Thereafter, their delivery rate falls (physically related) from. A similar behavior is believed by many experts for the oil production in the world: After reaching a global production peak ("peak oil", see above) decreases the overall delivery rate. Just calculate at this time but still enough oil is available to meet the then current daily consumption, although this compared to today, even growing, but the oil can not be pumped fast enough from the deposits and is therefore not the business community to available. The finite nature of petroleum resources is already having long before the expiry of their reach noticeable. The calculated duration of the oil here is therefore of little economic importance, but more interesting is the time course of the global production peak and the height of the subsequent decline in production

According to Abdallah Dschum ʿ a (CEO of Aramco) in early 2008, in the history of humanity around 1.1 trillion were supported [22] barrels of oil. Most reserves were discovered in the 1960s. From the early 1980s, the annual production (2005) at 30.4 billion barrels (87 million barrels per day consumption in 2008 [19]) - about the capacity of the newly discovered reserves, so since then remove the existing reserves.

It is therefore expected by some experts with a global support maximum between 2010 and 2020. Kenneth Deffeyes, Colin J. Campbell and Jean Laherrere fear that the peak had already been achieved before 2010. One consequence of this support would be a maximum then falling production, so that along with economic growth projected demand would no longer be covered Calculate.

Increasingly, it is critical analysis of the British government [23], from the U.S. Department of Energy [24] and the central analysis service of the U.S. armed forces, U.S. Joint Forces Command [25], which are already looming shortage in the short term scenarios described. The British government is reacting to the obvious fact that oil wealth England back in 1999 with about 8% per year. As a result, England has become an oil exporter in 2006 by the importer. [26].

Abdullah S. Jum 'ah [22] dismisses such fears. [27] He estimated that, of the existing liquid oil deposits for less than 10% have been promoted and (not including conventional reserves) at current consumption rates at least for 100 years of oil for available. [28]

While in the 1970s, private Western oil companies still almost 50 percent of global oil production controlled [29], this percentage decreased in 2008 to less than 15 percent. Experts [29] consider a lack of oil is not established that it was a crisis in access to advanced technology (multi) or, conversely, the lack of security of investment in state-controlled oil-producing countries.

The main sponsors of oil in 2003 were Saudi Arabia (496.8 million tons), Russia (420 million tonnes), United States (349.4 million tons), Mexico (187.8 million tonnes) and Iran (181, 7 million tons), the total world production amounted to 3608.6 million tonnes (see Figure 1 for a detailed table). The oil production in Germany initially covered up to 80% of national demand and had a great historical importance, but it has relatively minor.
Oil is transported over long distances around the world. The transportation of the mines to the consumers is done by sea by oil tankers, mostly over land through pipelines (pipelines).
Oil spills

Approximately 100,000 tonnes per year arrive in tanker accidents, some with disastrous consequences for the environment into the sea. Was known mainly the wreck of the Exxon Valdez off Alaska in 1989. As has been missed, the oil directly after the accident and stopped to suck oil boom, grew the oil spill and contaminated over 2000 km of the coast. The subsequent cleaning carried out measures proved ineffective, and the disastrous environmental consequences, however, broke from a broad public discussion about risks and dangers of maritime oil transport. The accident led to an increase in safety requirements for oil tankers as well as an intensive investigation of possible measures to combat oil accidents.
The share of oil in primary energy consumption is about 40%, which is at the forefront of energy. The single largest energy consumer is the road.
World consumption

The daily consumption is around the world in 2008 about 87 million barrels [19]. USA (20.1 million barrels), China (6 million barrels), Japan (5.5 million barrels) and Germany (2.7 million barrels) in 2003 were the main consumers of oil (see 1 for a detailed table). The world consumption is increasing by 2% per year.

The annual per capita consumption is much higher than developed countries in developing countries. Thus, the consumption in the USA in 2003 at 26.0 barrels per capita in Germany was 11.7, while statistically in China came to 1.7 barrels per inhabitant, per 0.8 in India and in Bangladesh, only 0.2 barrels head were used.

Main exporting countries are Saudi Arabia, Russia and Iran

Germany produced in 2007, 3.3 million tons of crude oil. The proportion of oil extracted from German sources is around 3% of the consumption, the richest source is the regional agent Plate [31]. In the same period, the Federal Republic of imported 106.81 million tons of crude oil [32], (re) but exported only 0.6 million tons.

This was used in 2007 in Germany a total 109.4 million tonnes of crude oil, up to a small, direct by the manufacturer used a fraction of 5% fully worked up in a total of 15 oil refineries [33] were further, which even ten oil pipelines will be supplied. were on the steady inflow of crude oil in 2007, however, it also further 29.1 million tonnes oil-finished products imported from Rotterdam in particular [34].

Of the oil produced finished products in 2007, again 3.8% were directly consumed by the industry as an energy source, 53.7% claimed the whole transport sector such as transport (private vehicles, passenger and freight transport), aviation (kerosene) and inland waterways, 12% took the heating energy for consumers in stock, 4.9% of those public institutions and business enterprises. 1.7% needed agriculture and forestry, 23.9% were finally starting materials in the chemical processing of such fertilizers, herbicides, lubricants to plastics (eg, injection-molded products, rubber products, foam, textile fibers) to paints, varnishes , cosmetics, to food additives, medicines, etc. [34].

The consumption of oil-finished products since the 90's each year by about 1.5% decrease [35], partly due to progressive energy savings (see Energy Conservation Act), partly because of switching to natural gas or alternative energy sources such as biodiesel, solar thermal, wood pellets, biogas and geothermal energy [36].

In value terms, however, imports of petroleum and natural gas to Germany in 2006 alone rose to EUR 67.8 billion, according to preliminary results by more than a quarter (+28.4%) compared with 2005, were in the preliminary peak in 2008 It last 83 billion euros with a repeated increase of +10% over the previous year 2007th Throughout the period 1995 to 2008 the oil and grew Erdagsimporte Federal Statistical Office of 14.44 billion to 82.26 billion € proud, with a share of 4.3% originally, now 10% of all imports.

The most important oil and natural gas supplier for Germany in 2009 was, according to preliminary figures through November with a third (33.2%) of raw material imports with a value of 34.708 billion euros Russia. This was followed by Norway, whose oil and gas supplies in the amount of 14.22 billion euro 14% in value terms imports corresponded to [37]. The third most important supplier country for Germany, the United Kingdom, with deliveries to the value of 10.636 billion euros, accounting for 10% of total German accounting for oil and natural gas imports. In view of the 2014 by 590 to 980 kilo barrels per day decaying flow of North Sea oil [38] should put this place in the years to be transferred to Libya

The first oil refinery was built 1859th Crude oil prices fell significantly and the refineries increased in number. Illuminating oils, particularly petroleum allowed, new light sources.

After the introduction of electric light crude oil was initially not more attractive, but soon after the development of the automobile was the Rockefeller family through a co-founder of Standard Oil Company, the use of petroleum products gasoline as gasoline, instead of the Henry Ford initially planned ethanol.

In the oil refinery the oil is separated into its various components such as light and heavy fuel oil, kerosene and gasoline including split in distillation columns. In further steps can be generated from the oil, the various alkanes and alkenes.

In the chemical industry is the oil an important position. Most chemical products can be constructed from about 300 basic chemicals. These molecular compounds are produced today to about 90% of petroleum and natural gas. These include: ethylene, propylene, 1,3-butadiene, benzene, toluene, o-xylene, p-xylene (these represent the largest share).

From the global flow of oil around 6-7% for the chemical product trees are used, by far the greater part is simply burned in power plants and engines. The importance of these petroleum products is obvious: there is no more oil, they must base chemicals through complicated and costly procedures are made with high energy consumption.

From crude oil, almost any chemical product to be produced. These include paints and coatings, pharmaceuticals, detergents and cleaners, to name a few.

Oil is mainly a mixture of many hydrocarbons. The most representative hydrocarbons are linear or branched alkanes (paraffins), cycloalkanes (naphthenes) and aromatics. Each oil has a specific locality, depending on the chemical composition that determines the physical properties such as color and viscosity.

Color and consistency varied from thin and transparent to dark black and thick. Oil is due to sulfur compounds contained a distinctive smell that can switch between pleasant and disgusting, repulsive. Color, texture and smell are very much on the geographical origin of the petroleum-dependent. Some oil varieties fluoresce under ultraviolet light due to different formulation substances, such as quinones and polyaromatic.

Unrefined petroleum (crude oil) as a natural product with more than 17,000 components a very complex mixture of organic substances that occur naturally on Earth. [40] In addition to pure hydrocarbons or carbon compounds, the heteroatoms such as nitrogen (amines, porphyrins), sulfur (mercaptans, thioethers) or oxygen (alcohols, quinones) containing part of the oil. In addition there are metals such as iron, copper, vanadium and nickel. The proportion of pure hydrocarbons varies widely. It can range between 97% and 50% for heavy oil and bitumen.

In the petrochemical industry is a distinction between minor varieties with low sulfur content, such as West Texas Intermediate (WTI) and Brent North Sea oil and heavy grades such as Mars and Poseidon.

Low-sulfur crude is called sweet, sulfur-rich acidic.

Petrochemical plants have been due to the dependence of naphtha often built near refineries. The cracker capacity in Germany amounts to approximately 5.8 million tonnes, the European cracker capacity is approximately 26.3 million tons. The ethylene producers and consumers are often linked to ethylene pipelines together to production fluctuations. The production of petrochemical products in Western Europe, Asia and North and South America in 2006 was 55.3 million tons of ethylene, 35.6 million tons of propylene and 27.8 million tonnes of benzene [1]. Sales of petrochemical industry was in Germany in 2007 about 66 billion €.

The most important process in the petrochemical industry is the steam cracking in which ethane, LPG, naphtha, Hydrowax, gas oil or other suitable hydrocarbons at residence times in the millisecond range, usually 200 to 500 ms, and are cracked temperatures between 800 and 850 ° C in the presence of water vapor [ 2]. The gas phase of the steam cracker products include the basic chemical ethylene, propylene, the C 4 fraction (mainly butene, iso-butene and 1,3-butadiene) and isoprene. The liquid phase contains mainly aromatics (benzene, toluene and xylenes) and is also known as pyrolysis gasoline use.

The steam reforming of refinery gases or light naphtha supplies mainly carbon monoxide and hydrogen to produce methanol, ammonia, acetic acid and hydrogenation processes.

From the basic chemicals by various processes a variety of manufactured intermediate and final products.

The most important derivatives are:

* Ethylene:
o Polyethylene - e.g. of Ziegler-Natta process
+ 21% of the total ethylene production in LDPE
+ About 13% LLDPE
+ About 23% HDPE
o Ethanol - by addition of water
o ethylene oxide (EO) - by catalytic oxidation (approximately 11% of ethylene production)
+ - Ethylene glycol by reaction of EO water
# Antifreeze - ethylene glycol containing
# Polyester - by esterification of ethylene glycol with bifunctional acids
+ Polyethylene glycols - by reaction of glycols EO
+ Ethoxylates - by reaction of alcohols EO
+ Monoethanolamine, diethanolamine, triethanolamine by reaction with ammonia
o vinyl acetate - monomer (about 2% of ethylene production)
o 1,2-dichloroethane - by chlorination (about 14% of ethylene production)
+ Trichloroethylene - by chlorination
+ Tetrachloroethylene - also called perchlorethylene, as a cleaner in the "dry cleaning" and used as a degreaser
+ Vinyl chloride - monomer for polyvinyl chloride
# Polyvinyl chloride (PVC) - widely used plastic
o α-olefins
+ Poly-α-olefins as a lubricant
+ Co-monomers for polyethylene
+ Fatty alcohols for detergents and cleaning products
* Propylene:
o acrylic acid
+ Acrylic polymers
o allyl chloride -
+ Epichlorohydrin - for epoxy resins
# Epoxides - from bisphenol A epichlorohydrin, and amines
o isopropyl - 2-propanol; solvent
o acrylonitrile - monomer for acrylonitrile-butadiene-styrene (ABS) polymer (about 6% of the total propylene production)
o polypropylene - for example by Ziegler-Natta process (about 57% of the total propylene production)
o propylene oxide (PO) - through oxidation (approximately 12% of the total propylene production)
+ Propylene glycol - reaction of PO and water
+ Glycol - by the reaction of PO and propylene glycol
* Butene - monomers and comonomers
o isobutene - by reaction with methanol and MTBE as a monomer for copolymerization with isoprene
o 1,3-butadiene - elastomers to monomer or co-monomer for the polymerization
+ Rubber - from various chlorinated dienes or dienes
* Benzene:
o ethyl benzene - benzene and ethylene (about 7% of the ethylene production)
+ Styrene - from the dehydrogenation of ethylbenzene; monomer
# Polystyrene - Polymers of styrene
o cumene - isopropylbenzene from benzene and propylene, raw materials for the cumene process (about 7% of the total propylene production)
Phenol + - by oxidation of cumene
Acetone + - by oxidation of cumene
+ Bisphenol A - for the production of epoxy resins
# Epoxy resins
# Polycarbonates - from bisphenol A and phosgene
+ Solvent
o cyclohexane - by hydrogenation
+ Adipic acid - nylon copolymer.
# Nylon - polyamide from adipic acid and diamines
+ Caprolactam - an amide for the production of nylon
# Nylon - by polymerization of caprolactam
o nitrobenzene - by nitration of benzene
+ - Aniline by hydrogenation of nitrobenzene
# Methylene diphenyl diisocyanate (MDI) - Co-monomer for the production of polyurethanes
* Polyurethane
o dodecylbenzene - a raw material for the manufacture of detergents and cleaning products
+ Detergents - often contain salts of dodecylbenzenesulfonate
o chlorobenzene
* Toluene:
o Benzene
o toluene diisocyanate (TDI) - Co-monomer for the manufacture of polyurethanes
+ Polyurethane
o benzoic acid - by oxidation of toluene
+ Caprolactam
# Nylon
* Xylene
o phthalic anhydride
o dimethyl
+ Polyester
+ Polyethylene
# Polyester

Plant oils (vegetable oils) are made of oil plant oils and fats and oils. Precursors for the production of vegetable oil seeds and fruits in which the oil is present in the form of lipids. Vegetable oils and fats are mainly esters of glycerol with fatty acids, called triglycerides. The demarcation of the vegetable fats is the fluidity at room temperature. In the also plant derived essential oils, it is not vegetable oils. In contrast to vegetable oils that leave the drying on paper, no grease stains.

Vegetable oils are pressing and extracting oil and fruit-derived crops. The production of vegetable oils is described in the article oil mill. Vegetable oils often contain a higher proportion of unsaturated fatty acids than animal fats and are therefore considered healthier. The vegetable oils are different because of their different composition in a variety of properties. One example is the smoke point, which is specific to the type of oil plants and is a few common species between 130 and 200 ° C.

According to the proportion of unsaturated fatty acids, a distinction between non-drying (eg olive oil), semi-drying (eg soy or canola oil) and dried vegetable oils (eg linseed or poppy oil). The term "drying" here refers not evaporation, but the caused by oxidation and polymerization of unsaturated fatty acids solidified (gum up) of the oil.

The quality of vegetable oils is dependent on both the nature of the production of oil as well as the manufacturing of oil-containing fruits and seeds dependent. The production of fruits and seeds is done either in conventional farming or organic, or organic farming.

While in conventional farming chemical pesticides, fertilizers and plant genetic engineering will be used waived in organic agriculture.

For the identification of oils produced from organically grown fruit or seeds, and which no other additives and adjuvants have been added during processing to make use of the manufacturers of various organic seal. Refined oils do not meet these criteria.

In all unrefined oils, the quality of the raw material is critical for taste, odor, color and vitamin content. In refined oils, these properties are reduced regardless of the quality of raw product.

The oil is initially hot-pressed at temperatures above 100 ° C. In the chemical or physical refining, valuable phytonutrients, flavor characteristics and the typical color lost. The refined oil is largely neutral in flavor, use a light color, long lasting and universal.

The raw material is cold pressed, a small heat at the pressure up to about 60 ° C is possible. To increase the durability of these oils are partially attenuated. When the damping is reduced as in the refining desired impurities.

Cold-pressed oils are produced without further heat supply only through pressure or friction in most decentralized oil mills. To the most pressing is a filtration. The oils contain all the ingredients. These have a positive impact on the quality criteria such as taste, odor, color and vitamin content.

Natural oils are natural and are cold pressed without any heat. The oil is only filtered. Neither oil nor raw materials are pre-or post-treatment, such as refining, damping or roasting the seeds. There remain all ingredients received. The significant fruit or Saatgeschmack, odor, intense color characteristic.

The seeds are removed in grain mill from the shell. The cores are then processed to cold-pressed virgin oil on. In a refining process can be omitted. The oil is a pure oil. As with cold-pressed or crude oils remain content, flavor and vitamins. By peeling the unwanted taste disturbance and turbidity reduces the start of the shells.

This list contains the composition table is not listed above other varieties. In parentheses: the used plant part.

* Açaíöl
* Algae Oil
* Apricot kernel oil, apricot kernel oil (apricot kernel - so the almond apricot stone - the apricot or apricot)
* Argan Oil (fruit of the argan tree)
* Avocado oil (flesh of the avocado)
* Babaçuöl
* Cottonseed oil (seeds of the cotton plant)
* Borage oil or borage seed oil (seeds of the borage plant)
* Cashew shell oil
* Cupuaçu butter
* Black caraway oil (seeds of the fruit capsule of the black seed plant)
* Rosehip seed oil (seeds of the rose (especially from Chilean wild dog rose))
* Hazelnut oil (hazelnuts)
* Jatropha (physic nut seeds (Jatropha curcas))
* Jojoba oil - actually a liquid wax (seeds of the Jojoba)
* Coffee beans raw or roasted oil seeds of the coffee tree
* Cocoa butter



* Camellia oil (seeds of camellias)
* Camelina (Seeds of camelina)
* Macadamia oil (macadamia nuts of the)
* Almond oil (almond)
* Mango Butter (Mangifera indica)
* Papaya seed oil
* Pecan nut
* Perilla (Perilla seeds of the plant (shiso, sesame leaf))
* Pistachio oil
* Rice oil
* Castor oil (seeds of the wonder tree)
* Sea buckthorn seed oil (seeds of Sea Buckthorn Berry)
* Sea buckthorn oil (sea buckthorn pulp of the berry)
* Mustard oil (seeds of black mustard)
* Shea Butter (seeds Sheanussbaums)
* Tung oil
* Watermelon seed oil

Vegetable oils found many uses. So among other things as

* Food (eg salad oil, margarine)
* Cosmetic raw material
* Raw material for the chemical industry (oleochemicals)
* Raw material for the manufacture of oil paints and varnishes
* Biogenic lubricant
* Fuel (vegetable oil fuel or, after further processing, biodiesel or hydrogenated vegetable oil)
* Fuel oil burners in plants, plant oil stoves and oil lamps

The decentralized oil mill is a manufacturing facility for the production of vegetable oil. Oil seeds or fruits are processed in this device by pressing on the vegetable oil and press cake by-product. The distributed oil mill is different from the central oil mill mainly due to lower processing capacity (0.5 to 25 tonnes oilseed per day), the processing method (cold pressing of virgin oil) and - associated with it - the lower oil yield in higher residual oil content in cake . Moreover, decentralized oil mills typically work in the agricultural environment.