Zittel Fracking
1. Auflage 2016
ISBN: 978-3-86581-989-5
Verlag: oekom
Format: PDF
Kopierschutz: 0 - No protection
Energiewunder oder Umweltsünde?
E-Book, Deutsch, 240 Seiten
ISBN: 978-3-86581-989-5
Verlag: oekom
Format: PDF
Kopierschutz: 0 - No protection
Kaum eine Technologie wird so emotionsgeladen diskutiert wie Fracking, das Aufbrechen von Gestein, um an die letzten Gas- und Ölreserven zu kommen. Die einen wittern sagenhafte Gewinne, die anderen fürchten Erdbeben und verseuchtes Grundwasser. Doch wo liegt die Wahrheit? Der Energieexperte Werner Zittel klärt auf über ökonomische Chancen und ökologische Risiken der umstrittenen Technologie.
Autoren/Hrsg.
Fachgebiete
Weitere Infos & Material
1;Fracking;1
2;Inhalt;5
3;Einleitung;7
3.1;Zum Aufbau des Buchs;9
4;Grundlagen;11
4.1;Die Charakteristik unkonventioneller Öl- und Gasvorkommen;12
4.1.1;Die Entstehung von Erdöl- und Erdgaslagerstätten;12
4.1.2;Eine kurze Klassifizierung der Vorkommen;14
4.1.3;Was ist konventionell? Was unkonventionell?;19
4.1.4;Die Ermittlung von Reserven;21
4.1.5;Die Ermittlung von Ressourcen;25
4.1.6;Wie viel Erdöl gibt es?;26
4.1.7;Wie viel Erdgas gibt es?;30
4.2;Die Technologie des Frackings;34
4.2.1;Die Förderung von Kohlenwasserstoffen – eine Übersicht;34
4.2.2;Die Erschließung einer Lagerstätte;37
4.2.3;Das Abteufen einer Bohrung;38
4.2.4;Fracking – die Technik im Detail;40
4.2.5;Die Entsorgung des Abwassers;42
4.2.6;Fracking 2.0 oder Grünes Fracking?;43
4.2.7;Fracking ist nicht gleich Fracking;44
4.3;Die Förderdynamik gefrackter Bohrungen;47
4.4;Einwirkungen auf die Umwelt;50
5;Industrialisiertes Fracking am Beispiel der USA;53
5.1;Die Entwicklung der unkonventionellen Öl- und Gasförderung;54
5.1.1;Die Pioniere;54
5.1.2;Die politische Dimension – Gründe und Hintergründe;57
5.1.3;Der Rausch des schnellen Geldes;60
5.1.4;Kredite, Transaktionen, Schulden und Gerüchte;64
5.1.5;Die USA: ein künftiger Erdgasexporteur?;68
5.1.6;Die Krise: Steigende Ausgaben bei verfallendem Ölpreis;69
5.2;Die Erfolge des Frackings – Statistiken und Szenarien;72
5.2.1;Die Förderung von Erdgas;75
5.2.1.1;Förderbeitrag aller Shales und Gesamtschau der Erdgasförderung in den USA;75
5.2.1.2;Gasressourcen, Gasreserven und Szenarien;77
5.2.2;Statistiken zu Erdöl;80
5.2.2.1;Ölressourcen, Reserven und Szenarien;81
5.3;Umweltauswirkungen und Nebeneffekte;84
5.3.1;"Es wird nie wieder das Land sein, das es vorher war" – Zeitzeugen berichten;84
5.3.2;Unfälle und "Vorkommnisse" – was sagen die Statistiken?;87
5.3.3;Was alles passieren kann – eine Übersicht häufiger Umweltauswirkungen;90
5.3.3.1;Verunreinigungen von Grundwasser und Flüssen;90
5.3.3.2;Methanausgasung ins Grundwasser;92
5.3.3.3;Methanemissionen in die Atmosphäre;93
5.3.3.4;Sonstige Emissionen;94
5.3.3.5;Erdbebenstimulation;95
5.3.3.6;Radioaktive Kontamination;95
5.3.3.7;Sandabbau;96
5.3.3.8;Straßenschäden;99
5.3.3.9;Langfristige Veränderungen;100
5.4;Widerstand und Frackingverbote;102
6;Chancen und Risiken von Fracking in Deutschland;105
6.1;Von ersten Funden bis zur Hightechexploration;106
6.1.1;Ein kurzer Abriss der Förderhistorie;106
6.1.2;Erste Stimulierungsmaßnahmen im Schiefergestein – der Fall Damme;108
6.1.3;Vom Widerstand bis zum "Moratorium";111
6.2;Wie viel, wie tief, wie teuer?;116
6.2.1;Was Bohr- und Förderstatistiken sagen;116
6.2.2;Arbeitsmarkt und Steueraufkommen – die wirtschaftliche Bedeutung der "Fossilen";118
6.2.3;Wie steht es um Reserven und Ressourcen?;120
6.2.4;Eine Abschätzung der Möglichkeiten;122
6.3;Umweltauswirkungen der Gasförderung;125
6.3.1;Was Bohr- und Förderstatistiken sagen;125
6.3.2;Bericht aus der Provinz: Gasland Rotenburg;127
6.3.3;Was bisher geschah: konkrete Vorkommnisse;130
6.3.3.1;Abfallentsorgung – Bohrschlammgruben und Versenkbohrungen;130
6.3.3.2;Undichte Lagerstättenwasserleitungen – Benzol und Quecksilber;132
6.3.3.3;Häufung von Krebsneuerkrankungen in Gemeinden des Landkreises Rotenburg;134
6.3.3.4;Stimulation von Erdbeben – auch in Deutschland?;136
6.3.3.5;Radioaktivität;137
6.3.4;Umweltstudien und die Bewertung von Risiken;137
6.4;Die politische Diskussion;144
6.4.1;Defizitäre Rechtslage;144
6.4.2;Regelungspaket Fracking – der Gesetzentwurf;146
6.4.3;Die unterschiedlichen Positionen;149
7;Fracking weltweit – mehr als ein politisches Strohfeuer?;153
7.1;Zwischen Euphorie und Angst – politische Aspekte der Frackingtechnologie;154
7.1.1;Die Einflussnahme des US-Außenministeriums;154
7.1.2;Politische Entwicklung in der Europäischen Union;158
7.1.3;Bilaterale Handelsabkommen – Bestandsschutz für Fracking?;161
7.2;Einzelstaatliche Betrachtungen: Potenziale & Kontroversen;163
7.2.1;Die europäische Situation;163
7.2.1.1;Frankreich;164
7.2.1.2;Polen;165
7.2.1.3;Bulgarien;166
7.2.1.4;Rumänien;167
7.2.1.5;Großbritannien;167
7.2.1.6;Niederlande;169
7.2.1.7;Dänemark;170
7.2.1.8;Österreich;171
7.2.1.9;Ukraine;171
7.2.2;Weitere Staaten;173
7.2.2.1;Kanada;173
7.2.2.2;Argentinien;174
7.2.2.3;Australien;175
7.2.2.4;China;176
8;Schlussbetrachtung – Fracking – Energiewunderoder Umweltsünde?;180
8.1;Brückentechnologie Erdgas – einsturzgefährdet?;180
8.2;Klimapolitik vor dem Durchbruch?;183
8.3;Resümee;185
9;Anhang;191
9.1;Umrechnungen – Einheiten;192
9.2;Gas- und Ölförderung der einzelnen Shales in den USA;195
9.2.1;Antrim Shale (Michigan);195
9.2.2;Barnett Shale (Texas);196
9.2.3;Fayetteville Shale (Arkansas);198
9.2.4;Haynesville Shale (Louisiana/Texas);201
9.2.5;Marcellus Shale;202
9.2.6;Bakken Shale (Norddakota);204
9.2.7;Eagle Ford Shale (Texas);205
9.3;Die Schadensstatistiken von Norddakota;207
9.4;Chemikalieneinsatzliste der Bohrung Damme 3;212
9.5;Förderszenario Deutschland;214
9.6;Mengenanalyse eines Förderszenarios;217
9.7;Anmerkungen;221
9.8;Über den Autor;237
9.9;Dank;238
Die Technologie des Frackings
Die Förderung von Kohlenwasserstoffen – eine Übersicht
Die geologischen Unterschiede zwischen konventionellen und nichtkonventionellen Vorkommen von Kohlenwasserstoffen bedingen auch einen unterschiedlichen technischen und finanziellen Erschließungsaufwand. Letztlich resultieren hieraus auch unterschiedliche Förder-dynamiken, welche einen entscheidenden Einfluss auf die Entwicklung der Öl- und Gasförderung haben. Konventionelle Öl- oder Gasvorkommen stehen unter hohem Lagerstättendruck, der mit der Tiefe zunimmt: Das Öl oder Gas ist vor allem in Gesteinsporen gespeichert, die miteinander in Verbindung stehen und eine hohe Durchlässigkeit aufweisen. Eine Bohrung sorgt für eine Druckentspannung, das Öl oder Gas steigt, dem Druck nachgebend, zusammen mit Lagerstättenwasser in der Bohrung nach oben. Je durchlässiger das Gestein, also je besser die einzelnen Poren miteinander verbunden sind, desto größere Bereiche können mit einer Bohrung erreicht werden, desto schneller kann das Öl/Gas aber auch entströmen. Mit der zunehmenden Entleerung einer Lagerstätte lässt der Druck nach, der Anteil des von unten aufsteigenden Lagerstättenwassers steigt. Infolgedessen sinkt die Förderrate stetig ab. Der steigende Wasserspiegel in der Lagerstätte sorgt aber auch dafür, dass einzelne Feldbereiche der Lagerstätte abgeschnitten werden und über bestehende Bohrungen nicht mehr erreichbar sind. Dem versucht man einerseits über das Abteufen zusätzlicher Bohrungen und bei Ölfeldern auch über das Einpressen von Wasser, Erdgas, Stickstoff oder Kohlendioxid in Randbereiche zur Minderung des Druckabfalls zu begegnen. Eine weitere Möglichkeit besteht darin, mittels Chemikalien oder des Einpressens von heißem Dampf die Viskosität des Öls zu reduzieren. Dies sind Maßnahmen, die oft unter dem Begriff EOR, enhanced oil recovery, zusammengefasst werden. Ob diese Maßnahmen sinnvoll sind, an welchen Stellen und in welchem Umfang hier nachgeholfen wird, das ist von Lagerstätte zu Lagerstätte verschieden – je komplexer die geologischen Verhältnisse, desto größer ist der Spielraum, den man hier hat. Beispielsweise erreichte das im Jahr 1926 entdeckte texanische Ölfeld Yates, das zu den größten Ölfeldern der USA gehört, im Jahr 1981 mit 47 Megabarrel (Millionen Fass) Jahresförderung sein Fördermaximum. Danach ging die Förderung mit 8 Prozent jährlich in den Rückgang, dies entspricht einer Halbierung innerhalb weniger Jahre. Anfang der 1990er-Jahre begonnene Maßnahmen mit dem Einpressen von heißem Dampf und reibungsmindernden Chemikalien so-wie nochmals um 2005 mit dem Einpressen von CO2 konnten den Förderrückgang verzögern. Seit Förderbeginn wurden dem Feld etwa 1,47 Gb (Milliarden Fass) Öl entnommen. Ohne die ab 1992 ergriffe-nen EOR-Maßnahmen wäre die Gesamtförderung etwa bei 1,3 Gb geblieben. Dies ist in Abbildung 7 mit der punktierten Linie markiert. Die Differenz, ein Mehrertrag von 13 Prozent, ist auf die Injektionsmaßnahmen zurückzuführen. In konventionellen Ölfeldern kann durch solche Maßnahmen die Förderrate während des Rückgangs nochmals für einige Zeit stabilisiert oder sogar angehoben werden – allerdings meist auf wesentlich geringerem Niveau als in der Frühphase der Förderung. Abbildung 7 zeigt die Historie des Förderverlaufs von Yates. Bitumen und Schweröl sind Vorkommen, die sich nicht einfach mit üblichen Bohr- und Fördertechniken erschließen lassen. In den kanadischen Teersandgebieten wird das dort oberflächennahe Gemisch mit 10 bis 20 Prozent zähem Bitumen- und 80 bis 90 Prozent Sandanteil meist im Tagebau gewonnen. Dann wird in einem Aufschwemmverfahren das leichtere Bitumen vom Sand abgetrennt und zur Ölaufbereitung in eine spezielle Raffinerie gegeben. Allein in Alberta werden täglich etwa 2 700 Tonnen Schwefel sowie Anteile von Phosphor und anderen Bestandteilen während der Aufbereitung abgetrennt, bevor das Öl dann mit hohem Zuschuss von Wasserstoff in leichtes synthetisches Rohöl (sogenanntes synthetic crude oil: SCO) aufgearbeitet wird. Wenn die Überdeckung der Bitumenschicht einige zehn Meter übersteigt, kommen sogenannte In-situ-Verfahren zum Einsatz, die den oben beschriebenen EOR-Maßnahmen ähneln. Dampf wird dabei mit Tensiden unter die Bitumenschicht injiziert, das verflüssigte Bitumen oder Schweröl wird abgepumpt und dann wieder über Bohrungen an der Oberfläche entnommen. Diese Methoden sind jedoch sehr kostspielig, da lange Vorlaufzeiten zur Vorbereitung der Abbaustätte und der Aufbereitungsanlagen eingeplant werden müssen. Die Förderrate im Tagebau ist allerdings über viele Jahre konstant und durch den Abbau der Schichten im Tagebau, also die Förderkapazität von Schaufelbaggern, Leitungen etc., vorgegeben. Abbildung 7: Die Ölförderung im texanischen Ölfeld Yates mit Kennzeichnung des Beitrags der beschriebenen stimulierenden Fördermethoden
(Datenquelle: Texas Railroad Commission9) Zur Förderung von Öl oder Gas aus undurchlässigen Gesteinsformationen, Tight-gas- und Shale-gas-Vorkommen, müssen allerdings stimulierende Maßnahmen eingesetzt werden. Hier wird das Gestein mit der Technologie des Frackings aufgebrochen. Das sind die Gesteinsformationen, die in der aktuellen Diskussion, wenn es um die Zukunft der Öl- und Gasförderung geht, im Fokus stehen. Die Erschließung einer Lagerstätte
Den Ölvorkommen in dichtem Gestein (LTO), den Gasvorkommen in dichtem Gestein (tight gas) und in Tongesteinen (Schiefergas, shale gas) ist gemeinsam, dass das Öl oder Gas in Poren eingeschlossen ist und aufgrund der Dichtheit des Gesteins bei Druckentlastung nicht oder nur extrem langsam entweichen kann. Um dieses Öl und Gas dennoch mit akzeptabler Förderrate entnehmen zu können, wird das Gestein »stimuliert«. Im Klartext bedeutet dies, dass es aufgebrochen wird, um einen möglichst großen Reservoirkontakt, also einen möglichst gro-ßen Zugang zum gespeicherten Öl oder Gas, herzustellen. Dieses Aufbrechen erfolgt in der Regel mit Wasser. Daher wird es als hydraulische Stimulation oder hydraulisches Aufbrechen, im Angelsächsischen hydraulic fracturing, bezeichnet. Zur Charakterisierung dieser Verfahren hat sich die Kurzbezeichnung »Fracking« eingebürgert. Für viele Schiefergasformationen ist charakteristisch, dass sie als kohlenwasserstoffhaltige ehemalige Sedimentschicht des Meeresbodens eine geringe Mächtigkeit (Schichtdicke) aufweisen, die oft weniger als 100 Meter beträgt. Eine Voraussetzung zur Erschließung dieser Schichten waren daher besonders genaue Bohrmethoden. In der Frühphase versuchte man die Vorkommen mit vertikalen Bohrungen und einem oder mehreren Fracs innerhalb der Formation zu erschließen. Doch mit Einführung der Richtbohrtechnik und zunehmender Erfahrung lernte man, die Bohrungen bei Erreichen der Formation zur Horizontale abzulenken und möglichst mittig innerhalb der Schicht zu führen. Dadurch wurde es möglich, den Ertrag je Bohrung zu steigern, da jetzt ein größerer Bereich mit einer Bohrung erschlossen werden konnte. Das Abteufen einer Bohrung
Zunächst soll der Bohrvorgang mit seinen Besonderheiten charakterisiert werden. Bis in die gasführende Schicht wird eine Bohrung abgeteuft. Diese unterscheidet sich zunächst nicht von einer konventionellen Bohrung. Dennoch soll der Vorgang kurz beschrieben werden, da die Qualität der Ausführung über spätere Schäden mitentscheidet. Zunächst werden die Fundamente für die Bohranlage – sie müssen mehr als 1 000 Tonnen Gewicht stabil tragen – und eine Auffangwanne für Flüssigkeiten, der sogenannte Bohrkeller, erstellt. Dann wird das Standrohr bis in 60 Meter Tiefe eingerammt. Dieses bildet den äußeren Schutzrahmen der Bohrung gegen oberflächennahes Grundwasser und dient zur Stabilisierung des obersten Teils. Danach wird mit der eigentlichen Bohrung begonnen. Während der Bohrung bleibt die Bohröffnung mit einer Bohrspülung befüllt, die ständig umgewälzt wird. Diese Spülung hat mehrere Funktionen: Einmal dient sie der Kühlung des Bohrmeißels. Zum Zweiten bewirkt sie den Transport des Bohrkleins, des durch die Bohrung zermahlenen Gesteins, aus der Bohrung. Dieses wird als Bohrschlamm gesammelt und abgelagert. Drittens aber dient die Bohrspülung der Stabilisierung der Bohrung. Sie muss den Gegendruck erzeugen, damit das Bohrloch nicht zusammengedrückt wird. Damit kommt ihr die Aufgabe zu, einen ständigen leichten Überdruck zu halten. Wird der Druck der Spülung so hoch eingestellt, dass Spülflüssigkeit in die Gesteinsformation gepresst wird, kann es zu einem Blow-out kommen, in dem ein Teil der Bohrspülung aus dem Bohrloch geblasen wird. Um dies zu vermeiden, muss die Bohrspülung laufend beobachtet und gegebenenfalls zum Druckausgleich mit schweren Bestandteilen angereichert werden. In der Regel besteht die Bohrspülung aus Wasser, Bentonit (einer Aufschwemmung aus Tonmineralien) und Additiven. Um die Bohrstelle abzusichern, wird nach Durchdringung der grundwasserführenden Schichten in zirka 200 Meter Tiefe die Verrohrung einzementiert. Diese erste Rohrtour nennt man »Ankerrohrtour« oder »Leitrohrtour«. Auch das ist nicht trivial: Von innen wird die geeignete Zementmischung in das Bohrloch eingefüllt; außerhalb der Verrohrung, im sogenannten Ringraum, wird sie dann nach oben gedrückt. Die Zementmischung muss dabei den Gesteins-, Druck- und Temperaturverhältnissen angepasst gewählt werden, damit sie nicht zu früh abbindet. Nach erfolgreicher Zementierung werden ein oder mehrere technische Rohrtouren abgeteuft und zementiert. Jede Rohrtour besteht aus entsprechend vielen aneinandergeschraubten Rohren....
