Lade Inhalt...

Wirtschaftliche und ökologische Aspekte des Fracking für die Kohlenwasserstoff-Gewinnung

Masterarbeit 2016 71 Seiten

Ingenieurwissenschaften - Wirtschaftsingenieurwesen

Leseprobe

Inhaltsverzeichnis

II. ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS

1 EINLEITUNG
1.1 Problemstellung
1.2 Gang durch die Arbeit

2 HYDRAULIC FRACTURING
2.1 weltweite Gasvorkommen/Fracing Gebiete
2.2 Technologischer Prozess des Hydraulic Fracturing
2.2.1 Bohrverfahren
2.2.2 Frac-Flüssigkeiten
2.2.3 Umweltgefährdungspotential durch Frac-Fluide
2.2.4 Bohrlochbehandlung/Perforation /Risserzeugung
2.2.5 Induzierte Seismizität
2.2.6 Förderung des Schiefergases/Flowback

3 RECHTLICHE/POLITISCHE SITUATION IN DEUTSCHLAND
3.1 Regelungspaket 06/2016
3.2 Rechtliche Rahmenbedingungen
3.3 Haftungsregelung

4 ÖKONOMISCHE AUSWIRKUNGEN
4.1 Fracing-Kosten
4.2 Konsequenzen für andere Energieträger/Energiewende

5 ÖKOLOGISCHE AUSWIRKUNGEN DER GEWINNUNG
5.1 Wassernutzung/-verbrauch
5.2 Luftverschmutzung
5.3 Klimatischer Einfluss

6 ZUSAMMENFASSUNG UND AUSBLICK

III. LITERATURVERZEICHNIS

II. Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

1 Einleitung

1.1 Problemstellung

Weltweit steigt aufgrund diverser Entwicklungen wie etwa der wachsenden Weltbevölkerung als auch der Industrialisierung von Schwellenländern der Energiebedarf seit Jahrzehnten kontinuierlich an. Im Jahr 1985 lag der weltweite Primärenergieverbrauch bei etwa 8 Gigatonnen Öleinheiten (Gtoe), während der Wert 2014 bei etwa 14 Gtoe lag. Vorhersagen der International Energy Agency (New policies scenario, 2015) gehen von einem Verbrauch im Jahre 2040 von etwa 18,5 Gtoe aus.[1]

Aufgrund dieser Entwicklungen ist die Frage der umweltverträglichen Energieversorgung eines der Kernthemen für die Sicherung zukünftiger Generationen. Mit der Energiewende hat die Regierung der Bundesrepublik Deutschland den ersten Schritt vom Wandel eines auf fossilen Energieträgern fixierten Systems zu einer Ökonomie, welche ausschließlich regenerative Quellen in Anspruch nimmt vollzogen. Dieser Prozess dauert Jahrzehnte, in welchem weiterhin fossile Energieträger zum Einsatz kommen. Erdgas stellt dabei im Jahr 2014 weltweit mit einem Anteil von 23,7% neben Kohle und Erdöl den drittwichtigsten Primärenergieträger dar.[2]

Bisher ist die Bundesrepublik Deutschland (BRD) von Erdgasimporten der Russischen Föderation, Afrika und dem Nahen Osten abhängig. Um dieser Abhängigkeit entgegenzutreten gibt es Überlegungen in der BRD unkonventionelle Gasquellen (Shale Gas, Tight Gas) zu erschließen und nutzbar zu machen. Diese Vorkommen, welche in dichtem Gestein eingeschlossen sind, werden durch das Hydraulic Fracturing Verfahren mittels einer spezifischen Flüssigkeit aus Wasser, Quarzsand und Chemikalien unter sehr hohem Druck zugänglich gemacht.

Diese Technologie ist seit mehreren Jahren Gegenstand etlicher intensiver Debatten auf politischer, wissenschaftlicher und gesellschaftlicher Ebene.[3]

Fracing Befürworter betonen mehrfach wie „sauber“ die Technologie durch einen geringeren CO2 Ausstoß und das nicht Vorkommen weiterer luftbelastender Stoffe wie Feinpartikel und Kohlenmonoxid im Vergleich zu Kohle und Öl sei. Denn wie bei fast jeder Gewinnung fossiler Brennstoffe bestehen auch hier gewisse ökologische Risiken für die Umwelt. In erster Linie ist hierbei die Problematik des Grundwasserschutzes zu nennen. Von manchen Interessengruppen wird befürchtet, dass die injizierten Chemikalien sowie Erdgas, durch die Gesteinsschichten zu den höheren gelegenen Grundwasserreservoirs gelangen und damit massive Umweltschäden hervorrufen können.

Diese Masterthesis behandelt im Schwerpunkt eine kritische Auseinandersetzung mit dem Thema Hydraulic Fracturing. Inhaltlich soll im Verlauf der Arbeit der technische Prozess des Fracing neben seiner Problematiken und Schwierigkeiten erörtert und dargelegt werden. Dabei wird ein breites Wissen vermittelt indem viele Aspekte behandelt werden um dem Leser ein objektives und ausführliches Bild über die komplexe Technologie zu bieten.

Im weiteren Verlauf wird auf rechtliche und politische Besonderheiten in Bezug auf Fracing in der Bundesrepublik Deutschland eingegangen. Abschließend folgt eine ausführliche Ausführung über ökonomische und ökologische Einflüsse und Folgen des Hydraulic Fracturing auf Märkte, Energiepreise, die Energiewende und die Umwelt, inklusive einer Zusammenfassung der Arbeit.

1.2 Gang durch die Arbeit

Zu Beginn dieser Masterarbeit wird sich in Kapitel 2 ausführlich mit dem Hydraulic Fracturing beschäftigt. Dies beinhaltet Definitionen, Geschichte, weltweite Vorkommen sowie den aktuellen Stand der Technik.

Im Rahmen dieses Kapitel werden erste Gefährdungspotentiale der Technologie wie die induzierte Seismizität oder die Problematik der Frac­Fluide dargestellt. In Kapitel 3 wird auf die rechtliche Situation in der Bundesrepublik Deutschland eingegangen, wobei neben der Haftungsfrage und der rechtlichen Rahmenbedingungen aktuell das Regelungspaket 06/2016 im Fokus des Kapitels steht, welches weitreichende Konsequenzen für das Fracing hierzulande haben wird.

Im Kapitel 4 werden ökonomische Betrachtungen angestellt, insbesondere ein Kostenvergleich mit konventionellem Erdgas sowie die Auswirkungen auf weitere Energieträger und die Energiewende. Das inhaltlich letzte Kapitel 5 beschäftigt sich dabei mit ökologischen Folgen der Schiefergasgewinnung. Wasserverbrauch, Luftverschmutzung sowie der Klimatische Einfluss werden konkret beleuchtet. Abschließend erfolgen in Kapitel 6 eine Zusammenfassung sowie ein Ausblick über die Zukunftsfähigkeit der hier vorgestellten Technologie.

2 Hydraulic Fracturing

In Deutschland wird das Hydraulic Fracturing Verfahren bereits seit den 70iger Jahren zur Gewinnung von Tight Gas aus unkonventionellen Erdgasquellen und für Öl-, Geothermie- und Wasserbohrungen verwendet.[4] Des Weiteren wurde in den 40er Jahren der Fracing Mechanismus von der Kohlenwasserstoffindustrie angewendet, um die Erträge von Erdöl und Erdgas aus konventionellen Lagerstätten zu vergrößern. Global betrachtet wurden bisher drei Millionen Frac- Behandlungen durchgeführt.[5] In den Vereinigten Staaten von Amerika (USA) wird die Gewinnung von Erdgas aus Schiefergas seit Anfang der 90iger Jahren fokussiert, so dass teilweise bereits von einer „Schiefergasrevolution“ gesprochen wird.

Diese Entwicklung hatte massive Auswirkung für die dortige Energieökonomie, indem die Erdgaspreise im Rahmen der nun erhöhten verfügbaren Mengen an Erdgas auf dem Markt gefallen sind.

Im Laufe des Fracing Booms der USA starteten verschiedene Interessengruppen Maßnahmen um die Diskussion über die Umweltverträglichkeit der Technologie voranzutreiben. Als Konsequenz gilt etwa seit 2012 im Bundesstaat Vermont und seit Dezember 2014 im Bundesstaat New York ein offizielles Frac-Verbot.[6]

Ein großer Vorteil im Gegensatz zu der konventionellen Förderung ist die Flexibilität der Technologie/Bohrlöcher, welche der Industrie verhelfen wirtschaftlichen Rezessionen zu überstehen. Denn die Förderung lässt sich für einen längeren Zeitraum, bspw. bei niedrigen Gaspreisen unterbrechen und später in einer Hochkonjunkturphase mit hohen Preisen wieder aktivieren.[7]

Neben der reinen Gewinnung von Erdgas, stehen mit der Fracing Technologie weitere Anwendungsgebiete zur Verfügung. Hierbei sind primär Thermal- und Grundwasserbohrungen sowie die Entgasung von Kohleflözen zu nennen. Weiterhin ist es durch Fracing Bohrungen erst möglich, Daten bezüglich hydrogeologischen, mechanischen Gesteinseigenschaften zu eruieren und Gefahrenprognosen über Erdbebengebiete zu erstellen.[8]

In erster Linie ist durch die Gesteinsart zwischen konventionellem und unkonventionellem Fracing zu differenzieren. Bei dem konventionellem Fracing wird Gas lediglich aus Sandstein größerer Tiefen gewonnen und dient hierbei der Steigerung des Ertrags. Unkonventionelles Fracing hingegen erfolgt in Ton-, Mergel-, Kohleflöz-, und Schiefergestein und ist aufgrund der geringeren Tiefe das ökonomisch effizientere Verfahren.[9] [10]

Die Bestandteile von Erdgas sind in erster Linie Methan weitere Kohlenwasserstoffe, Kohlendioxid (CO2), molekularer Stickstoff (N2) und Schwefelwasser-stoff (H2S). Grundsätzlich wird bei Erdgas zwischen biogenem und thermogenem Methan differenziert.

Thermogenes Methan entsteht hierbei durch organische Substanz in tiefen Sedimentschichten bei hohen Drücken und Temperaturen. Biogenes Methan hingegen bildet sich oberflächennah durch mikrobiellen Abbau. Zur Gasgewinnung aus konventionellen wie auch unkonventionellen Lagerstätten besitzt ausschließlich das thermogene Methan Relevanz.[11] Erdgas ist der fossile Energieträger mit dem höchsten Energieinhalt pro emittierter Einheit CO2.

Allgemein sind Erdgasvorkommen durch die Durchlässigkeit des Gesteins zwischen konventionellen und unkonventionellen Lagerstätten zu klassifizieren. Die folgende Differenzierung bezieht sich nicht auf unterschiedliches Gas, sondern lediglich die Art der Erdgasgewinnung. Prinzipiell können konventionelle und unkonventionelle Gasvorkommen in jeder Tiefe Vorkommen.

Konventionelle Lagerstätten sind durch poröse und permeable Gesteinsschichten z.B. Sandsteine charakterisiert, welche sich unter impermeablen Gesteinen befinden. Dabei migriert das Gas aus den unteren Schichten nach oben bis zu den impermeablen Gesteinsschichten, welche einen weiteren Aufstieg verhindern und bilden damit einen sogenannten Porenraum, indem das Gas eingeschlossen ist.

Jene Lagerstätten weisen einen gewissen Druck auf, wodurch das Gas selbstständig durch das Bohrloch fließen kann und damit eine unkomplizierte und ertragreiche Förderung ermöglicht. Üblicherweise treten reine Erdgaslagerstätten eher selten auf, sondern viel mehr in Verbindung mit einer Erdöllagerstätte. Dabei befindet sich das Gas aufgrund seiner geringeren Dichte im oberen Bereich der Erdöllagerstätte.[12]

Es wird von unkonventionellen Gaslagerstätten gesprochen, sobald das Gas aus Lagerstätten ausschließlich mit speziellen technischen Einrichtungen gefördert werden kann.

In den USA stammt bereits 40% des gewonnenen Erdgases aus unkonventionellen Quellen.[13] Aufgrund von impermeablen Gesteinsarten ist das Gas immer noch an seinem Gestehungsort (Muttergestein) zu finden.

Dazu zählt in erster Linie das Shale Gas (Schiefergestein), welches ein thermogenes Gas ist, dass im Ausgangsgestein in verschiedenen Varianten angelagert wird. Deutsche Schiefergaslagerstätten befinden sich voraussichtlich ab einer Tiefe von 500 Metern. Tight Gas (dichtes Gestein) entsteht, indem es aus dem Muttergestein in Kalk- oder Sandsteinformationen, welche eine relativ geringe Permeabilität aufweist migriert. Tight Gas Vorkommen sind in Deutschland ab einer Tiefe von ca. 3500 Metern zu finden. Coal Bed Methane (Kohleflözgas) entwickelt sich durch den Prozess der Inkohlung organischen Materials in Kohlequellen. Durch den Druck des Formationswassers in der Lagerstätte sammelt sich das Gas an der Kohleoberfläche an.

Zur Förderung des Gases ist dementsprechend eine Trockenlegung der Lagerstätte unabdingbar.[14] Der Vollständigkeit halber sind hier Deep Gas, Gashydrate und Aquifergas zu nennen.

2.1 weltweite Gasvorkommen/Fracing Gebiete

Um von weltweiten Fracing Gebieten zu sprechen, sind zuerst die verschiedenen unkonventionellen Gasvorkommen in ihrer weltweiten Verteilung darzustellen. Die weltweit wichtigste unkonventionelle Gasressource ist das Schiefergas mit einer Gesamtmenge von 215 Billionen Kubikmeter (Bill. m[3]), gefolgt von Erdgas aus Gashydrat (184 Bill. m3), Tight Gas (63 Bill. m3), Kohleflözgas (52 Bill. m3) und Erdgas in Aquiferen (24 Bill. m3). Bezüglich des Tight Gas ist noch anzumerken, dass die Datenlage und Abschätzungen hier sehr ungenau sind, da einige Länder keine Zahlen zur Verfügung stellen. Damit liegt das reale Potential um einiges höher als hier angenommen.

Insgesamt weist die Erde damit eine höhere Menge an unkonventionellem Erdgas (538 Bill. m[3]) auf als aus konventionellen Quellen (320 Bill. m[3]).[15]

Global betrachtet gibt es aktuell eine Gesamtmenge von 170 Bill. m3 an technisch abbaubaren Schiefergasressourcen. Die USA ist hierbei mit 24 Bill. m3 an erster Stelle zu nennen, gefolgt von Argentinien (22), Mexico (19), China (17) und Südafrika mit 14 Bill. m3. Deutschland hingegen weist schätzungsweise eine technisch gewinnbare Gasmenge aus Schiefergaslagerstätten mit ca. 0,7 bis 2.3 Bill. m[3] auf.[16]

Anhand der Kenntnisse, welche im Rahmen des Fracing in den USA gesammelt wurden, ist eine Produktionsrate von 10% - 35% der Deutschen Gasmenge realistisch. Der oben genannte Wert basiert auf einer konservativen Schätzung von 10%. Damit übersteigt der Wert von 0,7 - 2,3 Bill. m3 massiv die konventionellen Gasressoucen Deutschlands, welche mit ca. 0,15 Bill. m3 ausgewiesen sind.[17]

Die USA sind mit mehr als 50000 Bohrungen binnen 20 Jahren die weltweit führende „Fracing-Nation“. In keiner anderen Nation wurden so viele finanzielle Mittel investiert um Prozesse zu optimieren, nötige Infrastrukturen zu schaffen, Forschungen durchzuführen und wissenschaftliche Abhandlungen zu veröffentlichen.[18] Ursächlich für den Aufschwung der Technologie ist hauptsächlich die rechtliche Befreiung der Industrie von der Nachweispflicht ihrer Grundwasserneutralität betreffend Bohraktivitäten.[19]

Als weitere relevante Gründe sind die geringe Bevölkerungsdichte, politische/wirtschaftliche Strukturen, steigende Energiepreise um 2003/2004 als auch abflauende konventionelle Öl -und Gasförderung der damaligen Zeit zu nennen.[20] Obendrein ermöglichte die Security and Exchange Commission, SEC (US-Börsenaufsicht) 2010 das Verbuchen von unkonventionellen Reserven. Dieser Verwaltungsakt entfaltete damals eine bedeutende Sogwirkung für viele mächtige Firmen und Investoren.[21]

Im Laufe des „Fracing-Booms“ entwickelte sich die USA von einem Gasimporteur mit einer Importquote 2005 von 21 %; 2012: 6 % zu einem Gasexporteur. Zudem verringerte sich der Henry-Hub-Gaspreis von 15,78 US$ (2005) zu 3,91 US$ (2013).[22] Im Haynesvill Shale, eine Lagerstätte im Osten Texas/ Westen Louisianas, wurde beispielsweise monatlich bis zu 8 Millionen Kubikmeter gefördert.[23]

Zu der künftigen Entwicklung der Erdgasförderung in den USA gibt es unterschiedliche Prognosen verschiedenster Akteure. Das Spektrum reicht von einem bereits erreichtem Fördermaximum im Zeitraum 2015 - 2020 (Berman 2015, Hughes 2013/14) bis zu einer Expansion der Gewinnung auf 928 Mrd. m[3] pro Jahr bis 2035 (World Energy Outlook, 2013). Ursächlich für ein verfrühtes Fördermaximum seien teilweise signifikant erhöhte Reserveangaben sowie die Ausdünnung der ergiebigsten Lagerstätten.[24]

Als weiterer „Big-Player“ im Fracing Business ist aufgrund der zahlreichen Ressourcen und der dortigen Regierung zukünftig China zu nennen. China ist bestrebt eine höhere Unabhängigkeit von der inländischen überdurchschnittlich schwefelhaltigen Kohle zu erreichen, welche etwa 70% des nationalen Verbrauchs ausmacht.[25] Die chinesische Regierung gab für das Jahr 2020 als Ziel aus, jährlich 60 bis 100 Milliarden Kubikmeter Schiefergas fördern zu wollen. Voraussetzung dafür sind ca. 3000 Gasfelder, im Jahr 2013 waren es lediglich zehn.[26]

Die größten Schiefergasressourcen Europas besitzen Frankreich (5,1 Bill. m3) und Polen (5,3 Bill. m3). Jedoch ist die polnische Regierung im Gegensatz zu Frankreich, wo Fracing seit 2011 offiziell verboten ist, bestrebt seine Schiefergasressourcen mit Hilfe des Fracings zu gewinnen und damit seine Gasimportabhängigkeit von Russland zu senken. Erste enthusiastische Stimmen aus der Industrie sprachen von möglichen Reserven, welche den Gasbedarf Polens für rund 300 Jahre decken können. Kurz nach Entdeckung der Lagerstätten wurden bereits großzügig Bohrungsrechte vergeben. Folglich gab es mit der Europäischen Kommission einen rechtlichen Konflikt, da diese die europäischen Rechte ignoriert sah.

Weiterhin gilt Großbritannien (GB) traditionell als bedeutsamer Gasförderungsstandort. Die technisch förderbaren Schiefergasvorkommen wurden von der Advanced Resources International (ARI - Beratungsunternehmen mit Spezialisierung auf den Energiesektor) mit 728 Milliarden Kubikmeter geschätzt. Bis zum Jahre 2012 gab es in GB aufgrund eines Zwischenfalls, welcher zwei kleine Erdbeben auslöste ein Moratorium, welche die Verwendung der Fracing Technologie untersagte.

Jedoch wurde es Ende 2012 mit der Begründung des britischen Energieministers Matthew Hancock aufgehoben, dass die Schiefergasgewinnung eine größere Energiesicherheit, Jobs und Wachstum bringe. Die britischen Schiefergaslagerstätten weisen im Vergleich zu den US Lagerstätten unterschiedliche geologische Parameter auf. So sind sie im Schnitt dicker, gefaltet und mit mehreren Störungen versehen, was wiederum mit höheren Risiken und einer geringeren Effektivität bei der Förderung verbunden ist.

Denn es besteht die Gefahr, dass Bohrungen welche in der Nähe von Verwerfungen und naturgemäßen Brüchen vorgenommen werden in Verbindung mit injizierten Flüssigkeiten an derselben Stelle Erbeben auslösen könnten. Abschließend ist noch zu erwähnen, dass lediglich Bohrgenehmigungen beantragt wurden und relevante Ergebnisse aus Probebohrungen bislang fehlen. Diese Resultate werden zeigen ob Fracing in GB eine Zukunft hat.[27]

Im Endeffekt wendeten sich große internationale Unternehmen wie Exxon Mobile und Chevron wegen suboptimaler Bohrergebnisse von Polen ab. Weiterhin haben ein mangelhaftes Investitionsklima, eine marode Infrastruktur in Teilen des Landes, der fallende Ölpreis, eine zögernde Bürokratie sowie massiver Widerstand der Bevölkerung, Umweltschützer und Kommunen zu dem Umstand des Abzugs beigetragen.[28]

Als weiteres Problem erwies sich die Tatsache dass, einige Schiefergaslagerstätten mit etwa 4,4 Kilometern erheblich tiefer lagen als vergleichbare Formationen in den USA mit einer durchschnittlichen Tiefe von 3 Kilometern und die aufzubrechenden Gesteinsschichten substanziell älter sind und eine geringere Permeabilität als ihre US-Amerikanischen Pendants auswiesen, was wiederum in höheren Abbaukosten resultiert.[29] [30] [30] Überdies verursache laut Analysten der Deutschen Bank die Förderung in Europa etwa drei Mal so hohe Kosten wie in den USA.[31]

2.2 Technologischer Prozess des Hydraulic Fracturing

2.2.1 Bohrverfahren

Grundsätzlich wird hierbei nicht von einem konventionellen Bohrungsverfahren gesprochen, wobei eine Bohrung/ein Bohrloch die Voraussetzung für die Förderung ist. Zu Beginn des Gewinnungsprozesses werden Vorerkundungen vorgenommen und 3-D Profilschnitte des geologischen Untergrunds erstellt um mögliche Risiken im Vorfeld zu lokalisieren, die optimalste Bohrstelle ausfindig zu machen und verschiedene geologische/physikalische/lithologische Informationen über den Untergrund zu erhalten.[32]

Folgend wird eine Bohrkonzeption vorgestellt, welche die Richtlinien des „Well Integrity Management Systems“ einhält und dafür sorgen soll, dass bei der Bohrung und Förderung des Gases für Mensch und Umwelt keine Gefahr besteht. Eignet sich eine Schiefergasformation zur Förderung, so wird im nächsten Schritt ähnlich der konventionellen Förderung die nötige Infrastruktur wie Verkehrswege und eine Abdichtung der Oberfläche mittels einer Bodenplatte geschaffen.

Die Installation des Bohrplatzes benötigt im Schnitt eine Fläche von 0,7 - 1,0 Hektar an Bodenfläche, welche primäre Funktion darin liegt Menschen und Umwelt vor potentiellen Gefahren wie Unfälle oder technischer Fehlfunktionen zu schützen.

Ein solcher Bohrplatz beinhaltet ein Auffang- und Entwässerungssystem, welches in einen innen und äußeren Drainagebereich unterteilt ist. Dabei ist der innere Bereich mit einer Betonschicht ausgelegt, welche es wassergefährdenden Stoffen wie eingesetzten Chemikalien, Öle und Abwasser unmöglich machen soll den Erdboden zu kontaminieren. Der äußere Bereich ist hingegen mit einer Asphaltschicht versehen, welcher der Lagerung von Betriebsmitteln dient.

Zusätzlich sollten Bohrbetriebsplätze mit einem umlaufendem Rinnensystem ausgestattet sein, welche ausnahmslos alle anfallenden Flüssigkeiten staut und damit zu einer angemessenen Aufbereitung bzw. Entsorgung dieser beitragen kann.[33]

Im nächsten Schritt wird die Bohrung durchgeführt, welche heutzutage einen Durchmesser von etwa 15 Zoll hat. Um eine Lagerstätte vollständig zu erschließen sind in der Regel mehrere Bohrungen nötig.

Exemplarisch wurden im Barnet Shale (USA) etwa 15000 Bohrungen durchgeführt, um eine Fläche von 13000 km[2] zu erschließen.

Zu Beginn der Bohrung wird der Bohrturm errichtet, Frac-Pumpen und Vermischer angeschafft und ein Daten-Monitoring System implementiert. Das Messverfahren der Parameter wird „Measurement While Drilling/ Logging While Drilling“ genannt.

Dieses Daten-Monitoring dient der Überwachung der Bohrloch - und Lagerstättenparameter, wie Verlauf der Bohrung, Wasser - /Gaskontakt, Änderungen der Gesteinsschichten und Eigenschaften. Jenes Gestein, Schlamm, Boden und sonstiger Substanzen aus der Bohrstelle wird gewöhnlich separat gelagert, um später nach Abschluss der Förderung wieder das Bohrloch zu füllen.[34]

Moderne Bohrsysteme sind gegenwärtig in der Lage nicht nur vertikal zu bohren, sondern verfügen über die Möglichkeit mit Hilfe von Richtbohrsystemen die Neigung und Richtung während des Bohrprozesses zu regulieren. Diese Technologie ist sinnvoll, um die Bohrstrecke in einer eher horizontal gelagerten Lagerstätte zu verlängern, um somit höhere Mengen an Frac-Flüssigkeiten zu injizieren und mehr Gas zu fördern. Ferner bietet dieses Verfahren das Potential in einem Bohrloch/Bohrplatz zwei geneigte Bohrungen durchzuführen um damit etwa Geothermie (Dublette) oder Schiefergas parallel zu erschließen.[35]

Bei der Bohrung werden Grundwasser führende Schichten mit einzementierten Stahlrohren geschützt. In Deutschland verlangt das jeweils verantwortliche Bauamt Bescheinigungen über durchgeführte Messungen (Bohrungsintegrität), welche eine hydraulische Abdichtung gegenüber den Grundwasserschichten attestiert. Dafür werden mehrere ineinander liegende Rohre verwendet, welche Zwischenräume mit Zement gefüllt sind um eine bessere Verankerung im Gestein und die Verhinderung einer Verbindung von Gasen und Flüssigkeiten mit dem Untergrund zu gewährleisten. Dieses Verfahren wird ebenfalls bei der konventionellen Gasförderung eingesetzt.[36]

Zur Überprüfung der Verfüllung der Zementation wird ein akustisches Verfahren, bestehend aus Sender und Empfänger eingesetzt. Dabei wird anhand der Signalabschwächung, bzw. der Dauer des Signals vom Sender zum Empfänger die Qualität der Zementation ermittelt werden.

Exemplarische Verfahren sind das „Cement Evaluation Tool“ (CET) oder auch das „Cement Bond Log“ (CBL).[37]

Ungeachtet dessen, fehlen diesbezüglich Langzeituntersuchungen über die Langlebigkeit bzw. Sicherheit der Zementation und des Casings. Es existieren zwar Kenntnisse über 30 Jahre Tight Gas Förderung in Niedersachsen, jedoch sind die Daten aufgrund des fehlenden Monitorings bezüglich der Dichte der Zementation nur in gewissem Maße tauglich.[38]

Der Bohrprozess wird in mehreren Etappen durchgeführt. Bei einer Tiefe von etwa 50 - 70 Metern wird ein Standrohr in den Untergrund einsetzt, welches der Unversehrtheit von oberflächennahem Gewässern dient und Auswaschungen der Bohranlagenfundamente verhindert. Infolgedessen wird gewöhnlich das Ankerrohr in einer Tiefe von etwa 200 bis 1000 Metern implementiert, welches schwerpunktmäßig tiefer liegende Grundwasserreservoire schützt.

Hierbei ist das Rohr lückenlos bis zur Oberfläche zementiert und fungiert zur Einrichtung des Bohrlochkopfes als „Blow Out Preventer“ (BOP).[39] Im Wesentlichen sind Blow Outs unkontrollierte Austritte von Gas, Öl, Wasser, oder auch Fracfluide aus einem Bohrloch.

Dabei kann es zu Entzündungen durch das austretende Gas bzw. Öl kommen, was in Folge zu einer Explosion und damit der vollständigen Zerstörung der Förderanlage führen kann.

Ebenso hat die Vergangenheit gezeigt, dass Blowouts auch beim Fracing auftreten können. So kam es im November 2010 zu einem Blowout in Pearsall, (Texas) aus einem alten verlassenen Bohrplatz, in deren Nähe Fracmaßnahmen durchgeführt wurden.[40]

Ein weiterer Zwischenfall ereignete sich ebenso in den USA in Bradford County (Pennsylvania, 2011) bei dem mehrere Zehntausend Liter Fracfluide in der Umgebung verstreut wurden und diese damit kontaminierte. Eine Ursache konnte nicht gefunden werden, es wird jedoch von einem technischen Defekt am BOP ausgegangen.[41]

Grundsätzlich ist ein BOP eine Konstruktion mehrerer Absperrventile, welche an der Oberfläche über dem Wellhead-System, welches sich wiederum über dem Bohrlochbefindet angebracht ist. Bei unterseeischen Förderungen befindet sich des BOP auf dem Meeresboden. Mithilfe des BOP ist es möglich durch zwei hydraulische Anschlüsse einen Blowout zu kontrollieren. Durch die „Kill-Line“ wird eine schwere Bohrflüssigkeit in das Bohrloch gepumpt, um stabile Druckverhältnisse aufzubauen.

Die „Choke-Line“ hingegen dient dem Auspumpen von leichter Flüssigkeit des Bohrlochs. Moderne BOPs halten einem Druck von bis zu 1035 bar stand.[42]

Bei sehr tiefen Bohrlungen und anspruchsvollen geologischen Parametern des Untergrunds werden Bohrlöcher mit bis zu sieben Rohrtouren aus verschiedenen Spezialstählen verwendet. Rohrtouren dienen dabei der Auskleidung, Abdichtung und Stabilisierung der Bohrstrecke.

Jede Rohrtour hat einen spezifischen Durchmesser, welcher größer ist als der nachfolgende, sodass sich im Verlauf der Rohrstrecke, das Rohr verjüngt. Der Raum zwischen Rohrtour und Gesteinswand wird mit einer Druck- und gasdichten Zementfüllung versehen, um Korrosion und das Übertreten von Gasen und Fluiden in andere Gesteinsschichten dauerhaft zu unterbinden.

Unterlagen der Industrie besagen, dass etwa sechs Prozent aller Bohrlöcher unverzüglich nach ihrer Installation und etwa 50% im Zeitraum von 30 Jahren versagen, wodurch eine enorme Gefährdung für Grundwasserreservoire besteht.[43] 2007 ereignete sich im Gasfeld Söhlingen, Deutschland ein Zwischenfall bei dem durch Risse in den Rohren das Grundwasser durch Abwasser mit Benzol und Quecksilber kontaminiert wurde.

Ursächlich für das Materialversagen sind verwendete Kunststoffrohrleitungen für den Lagerstättenabwassertransport gewesen, welche brüchig wurden und deren Verwenden daraufhin 2011 vom Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) verboten wurde.[44] Die Öffentlichkeit erfuhr erst 2011 von dem Vorfall, im Zuge des Austauschs des betroffenen Bodens.[45]

2.2.2 Frac-Flüssigkeiten

Zum Aufbrechen der Gesteinsformationen werden ein hoher Druck und eine spezifische Frac-Flüssigkeit verwendet, welche aus mehreren Inhaltsstoffen zusammengesetzt ist.

Grundlegend ist die eingesetzte Zusammensetzung der Inhaltsstoffe auf das jeweilige Frac-Vorhaben genauestens abzustimmen. Wichtige relevante Kriterien sind für eine solche Auswahl sind Gesteinseigenschaften, Druck und Temperatur Verhältnisse sowie weitere geologische Gegebenheiten. Die eingesetzten Frac-Fluide bestehen heutzutage laut Industrie zu mehr als 90% aus Wasser. Zusätzlich wurde früher Sand verwendet. Moderne „Propping Agents“ sind Keramikperlen Bauxit oder Korund.

Diese harten Materialien krümeliger Konsistenz dienen der langfristigen Offenhaltung der hervorgerufenen Risse, welche sich ansonsten nach dem Frac-Vorgang wieder schließen würden. Zur Verbesserung des Transports der „Propping Agents“ werden spezifische Gelbildner wie etwa Stärke oder Zuckerbausteine hinzugefügt, welche die Viskosität des Wassers erhöhen. Alternativ werden dazu diverse Schaumverbindungen verwendet, welche jedoch aufgrund ihrer Toxizität eine größere Gefahr für Mensch und Umwelt darstellen.

Zur weiteren Stabilisation der Molekülketten werden ferner als Additive Borate, Nitrile und weitere anorganische Salzverbindungen verwendet. Obendrein beinhalten die Frac-Fluide in der Regel Polyacrylamid.

Dieser Stoff soll aufkommende Turbulenzen in der Flüssigkeit verhindern und zeitgleich die Reibung während des Pumpvorgangs minimieren.[46] Weiterhin wird durch diese Substanzen die Bildung von Bakterien und Faulgasen, welche theoretisch die Lagerstätte erreichen können verhindert.

Die Kohlenwasserstoffindustrie erhöhte in den letzten Jahren die finanziellen Ausgaben für Forschung und Entwicklung im Bereich der eingesetzten Additive. Laut Exxon Mobil konnte so die Liste der eingesetzten Additive auf etwa 30 mit ca. 50 Inhaltsstoffen verkürzt werden.

Alle Stoffe dieser Liste seien laut Gesetzteslage genehmigungsfähig, nicht toxisch, nicht umweltgefährdend und maximal der Wassergefährdungsklasse 1 einzuordnen.[47]

Wassergefährdungsklassen (WGK) dienen dabei der Klassifizierung nach der Gefährlichkeit eines wassergefährdenden Stoffes. Konkret sind diese Klassen in der Verwaltungsvorschrift wassergefährdender Stoffe (VwVwS) konkretisiert, welche sich auf § 62 Absatz 4 Nummer 1 des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) bezieht.

Hierbei ist die WGK 1 als schwach wassergefährdend, die WGK 2 als wassergefährdend und die WGK 3 als stark wassergefährdend charakterisiert. Folgend werden einige typische Chemikalien ihrer WGK beispielhaft in einer Tabelle dargestellt.[48]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Wassergefährdungsklassen (Beispiele)[49]

Im Nachgang des Fracing Vorgangs sollen die eingesetzten Frac-Fluide durch Risse im Brunnen zurückgepumpt (Flowback), anschließend soweit technisch möglich aufbereitet oder entsorgt werden. Hierbei ist langfristig das Ziel der Gasindustrie Lagerstättenwasser ausschließlich in ihre ursprünglichen Quellen zurück zu pumpen. Außerdem wird eine Wiederverwendung der eingesetzten Flüssigkeiten angestrebt.[49] [50] [51]

Bei der Aufbereitung zur Separation von Ölen und Schlammen wird der Flowbacks zuerst an den Förderanlagen zusammengetragen, im nächsten Schritt unter Verwendung von Hydrozyklon Absetztanks zugeführt und durch Filter gereinigt. Dennoch geht von dem Flowback nach der Aufbereitung, welcher weiterhin hohe Konzentrationen an gefährlichen Stoffen aufweisen kann ein gewisses Gefährdungspotential aus.

Folgend wird der Flowback mittels Pipelines oder Tanklastern zu den Versenkbrunnen transportiert und dort tief in den Untergrund verpresst.

Diese „Disposal-Bohrung“ zur Entsorgung der Chemikalien ist aufgrund der geringen Kostenverursachung weit verbreitet.

[...]


[1] Vgl. Andruleit, BGR Energiestudie, 2015, S. 31

[2] Vgl. Andruleit, BGR Energiestudie, 2015, S. 39

[3] Vgl. Frank Töpfer, „Förderung von unkonventionellem Erdgas - Risiken und Chancen des Fracking“

[4] Vgl. Univ. Prof. Dr. jur. Walter Frenz, Fracklngdlskusslon und kein Ende, S.9

[5] Vgl. acatech, Hydraulic Fracturing, S. 15

[6] Vgl. Kuls Norbert: „New York verbietet Fracking“

[7] Vgl. Grundlehner, Werner: „Die Pleiteangst geht um“

[8] Vgl. acatech, Hydraulic Fracturing, S. 16

[9] Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: “Fracking“

[10] Vgl. Bürgerinitiative Intschede, „Konventionelle und unkonventionelle Förderstätten“

[11] Vgl. Sachverständigenrat für Umweltfragen, „Fracking zur Schiefergasgewinnung“, S. 6

[12] Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: “Fracking“

[13] Vgl. Kimmerle Julia, „Schatzsuche im Schiefer“

[14] Vgl. Umweltbundesamt, „Umweltauswirkungen von Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas insbesondere aus Schiefergaslagerstätten“, S.3

[15] Vgl. Andruleit, BGR Energiestudie 2015 S. 33

[16] Vgl. Andruleit, BGR Energiestudie 2015 S. 21

[17] Vgl. BGR Abschätzung des Erdgaspotenzials aus dichten Tongesteinen (Schiefergas) in Deutschland, 2012, S.30

[18] Vgl. Europäisches Parlament, „Auswirkungen der Gewinnung von Schiefergas und Schieferöl auf die Umwelt und die menschliche Gesundheit, 2011, S.67

[19] Vgl. Dr. Werner Zittel Fracking, Eine Zwischenbilanz S.5,

[20] Vgl. Dr. Werner Zittel Fracking, Eine Zwischenbilanz, S.53

[21] Vgl. Dr. Werner Zittel Fracking, Eine Zwischenbilanz, S.9

[22] Vgl. Schermer, Günter, „Schiefergasförderung in Europa - Wiederholung der amerikanischen Erfolgsgeschichte?

[23] Vgl. Europäisches Parlament, „Auswirkungen der Gewinnung von Schiefergas und Schieferöl auf die Umwelt und die menschliche Gesundheit, 2011,

[24] Vgl. Dr. Werner Zittel Fracking, Eine Zwischenbilanz, S.23

[25] Vgl. Habrich-Böcker, „Fracking - Die neue Produktionsgeografie“, 2015, S. 45

[26] Vgl. Heinritzi, Johannes, „Fracking: Das steckt hinter dem Schiefergas-Hype“

[27] Vgl. Mason Inman, „Lohnt sich Fracking in Europa?“

[28] Vgl. Energiezukunft, „Polen: Der Fracking-Traum ist vorbei“

[29] Vgl. Reuter Benjamin, „Unternehmen fördert in Polen erstmals erfolgreich Schiefergas“

[30] Vgl. Bromberg Max, „Fracking in Polen vor dem Aus“,

[31] Vgl. Heinritzi, Johannes, „Fracking: Das steckt hinter dem Schiefergas-Hype“

[32] Vgl. Reinicke Kurt, „Hydraulische Bohrlochbehandlungen (Fracking) aus technologischer Sicht, 2014, S.177-183

[33] Vgl. acatech, Hydraulic Fracturing, S. 30-31

[34] Vgl. Habrich-Böcker, „Fracking - Die neue Produktionsgeografie“, 2015, S. 12

[35] Vgl. acatech, Hydraulic Fracturing, S. 30-31

[36] Vgl. Kerstin Kontny, Fracking im Spannungsfeld zwischen Energie- und Umweltpolitik, 2016 S.28

[37] Vgl. Umweltbundesamt Dr. Meiners u.a., Umweltauswirkungen von Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten, 2012 S. A50

[38] Vgl. Umweltbundesamt Dr. Meiners u.a., Umweltauswirkungen von Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten, 2012

S. A59

[39] Vgl. acatech, Hydraulic Fracturing, S. 32

[40] Vgl. Senz Christoph, „Facts on „Fracking“ - eine deutsche Zusammenfassung“

[41] Vgl. Bosse Kristian „Gas Drilling Emergency in Bradford County“

[42] Vgl. IFP School, „What is a Blowout Preventer(BOP) stack?“

[43] Vgl. The Sky is Pink, «Annotated documents» from Southern Energy, Oilfield Review

[44] Vgl. Habrich-Böcker, „Fracking - Die neue Produktionsgeografie, S. 85

[45] Vgl. Europäisches Parlament, „Auswirkungen der Gewinnung von Schiefergas und Schieferöl auf die Umwelt und die menschliche Gesundheit

[46] Vgl. Fischer Lars, „Fünf Fakten über Fracking“

[47] Vgl. acatech, Hydraulic Fracturing, S. 33-34

[48] Vgl. Dr. rer. Nat. Ronald Möhlenbrock, TÜV, „Einstufung wassergefährdender Stoffe in Wassergefährdungsklassen“

[49] Dr. rer. Nat. Ronald Möhlenbrock, TÜV, „Einstufung wassergefährdender Stoffe in Wassergefährdungsklassen“

[50] Vgl. Exxon Mobil, „Fracking-Flüssigkeiten“

[51] Vgl. Sachverständigenrat für Umweltfragen, „Fracking zur Schiefergasgewinnung“, S.29

Details

Seiten
71
Jahr
2016
ISBN (eBook)
9783668721104
ISBN (Buch)
9783668721111
Dateigröße
823 KB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v428152
Institution / Hochschule
Technische Universität Clausthal – Institut für Erdöl- und Erdgastechnik
Note
2,0
Schlagworte
Fracking Fracing Erdgas Gasvorkommen Gas Frac-Flüssigkeiten Bohrverfahren Umweltgefährdung Flowback Induzierte Seismizität rechtliche Situation Fracing-Kosten Wasserverbauch Luftverschmutzung Klimatischer Einfluss Regelungspaket 06/2016

Autor

Zurück

Titel: Wirtschaftliche und ökologische Aspekte des Fracking für die Kohlenwasserstoff-Gewinnung