Hydraulic Fracturing - Wirtschaftsverband Erdöl

Hydraulic Fracturing –
Prozess und Perspektiven
in Deutschland
Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V.
Hydraulic Fracturing – Prozess und Perspektiven in Deutschland
|| Deutschland braucht Erdgas als Zukunftsenergie
Unsere Energieversorgung soll sicher, stabil, bezahlbar
und selbstverständlich auch sauber sein. Deutschland
hat mit der Energiewende neue Wege beschritten
und setzt vermehrt auf regenerative Energien. Um den
Energiebedarf vollständig zu decken, wird jedoch
ein umweltverträglicher und preiswerter Energieträger
benötigt, der flexibel auf Versorgungsschwankungen
reagieren kann.
`` ERDGAS als flexibler Energieträger
für einen sauberen Energiemix
Erdgas erfüllt diese Kriterien und ist damit die optimale
Basisenergie für den saubereren Energiemix. Dabei
hat Erdgas klare Vorteile gegenüber anderen fossilen
Energieträgern und wird auch in Deutschland noch
lange und ausreichend verfügbar sein.
Erdgasvorkommen in unkonventionellen Lagerstätten
Für die heimische Förderung wird Hydraulic Fracturing
an Relevanz gewinnen. Mit dem Verfahren kann künftig
auch der Zugang zu unkonventionellen Ressourcen in
Kohleflözen und Schiefergesteinen gelingen.
Das Potenzial der Erdgasvorkommen in diesen
Lagerstätten ist enorm und kann über viele Jahrzehnte
hinweg zu einer stabilen und unabhängigen Energieversorgung in Deutschland beitragen. Für die Erdgasproduzenten besteht die Herausforderung darin, die
unterschiedlichen Eigenschaften der Gesteine zu
erforschen, um die technischen Maßnahmen für die
Bedingungen in den für Deutschland neuen, unkonven
tionellen Lagerstätten zu optimieren.
Frac-Verfahren hat sich bewährt
Dimensionen und Details zum Hydraulic Fracturing
Erdgas ist ein Naturprodukt, das durch den Abbau von
organischem Material entsteht und sich in unterirdischen
Erdgaslagerstätten sammelt. Diese Lagerstätten können
dank hochentwickelter Technologien erschlossen werden.
`` HYDRAULIC FRACTURING schafft Fließwege
in sehr dichten Gesteinsformationen
In einigen Fällen kommt dabei Hydraulic Fracturing zur
Anwendung – ein spezielles Verfahren, bei dem
künstliche Fließwege für Erdgas in sehr dichten Gesteinsformationen geschaffen werden. Es dient der effizienten
Förderung von Erdgas und vermeidet zusätzliche
Bohrungen.
Schon seit den 1960er Jahren wird diese Technologie
in Deutschland bei der Erdgasförderung angewendet.
Auch bei Öl- und Wasserbohrungen sowie in der
Geothermie kommt Hydraulic Fracturing sicher und
erfolgreich zum Einsatz. Weltweit sind bereits über eine
Million Frac-Behandlungen durchgeführt worden. In
Deutschland wurde es hundertfach zur Stimulierung
konventioneller Lagerstätten und in der Tight-Gas-Förderung eingesetzt, ohne dass Mensch oder Umwelt
dabei beeinträchtigt worden sind. Das gewährleisten
die Umweltschutz- und Sicherheitsstandards in
Deutschland, die für alle Aktivitäten in der Exploration
und Produktion von Erdgas gelten.
Die vorliegende Broschüre bietet einen kompakten und
anschaulichen Einblick in die Erdgasförderung mittels
Hydraulic Fracturing – von der Planung und Genehmigung bis hin zu den Vorgängen tausende Meter tief
unter der Erdoberfläche.
Eine informative Lektüre wünscht Ihnen der
Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V.
Hydraulic Fracturing – Prozess und Perspektiven in Deutschland
Hydraulic Fracturing – Prozess und Perspektiven in Deutschland
100 m
|| Erdgas aus neuen Dimensionen
Erdgas ist bei konventionellen Lagerstätten in winzigen
Poren unterschiedlich durchlässiger Gesteine gespeichert. In den unkonventionellen Lagerstätten in Schiefergesteinen und Kohleflözen ist das Erdgas im Gestein
gebunden. Sowohl konventionelle als auch unkonventionelle Erdgasvorkommen können in vielen Fällen nur
durch spezielle Stimulationstechniken erschlossen und
genutzt werden.
Damit das eingeschlossene Erdgas entweichen und
durch das Bohrloch an die Oberfläche strömen kann,
muss das umliegende Gestein hydraulisch aufgebrochen
werden. Dabei wird eine Mischung aus hauptsächlich
Wasser und Stützmittel (Sand oder Keramikkörner) und
einem geringen Anteil an Zusatzstoffen unter hohem
Druck durch ein Bohrloch ins Gestein gepumpt. Durch
den Druck bilden sich kleine Risse (Fracs) im Gestein,
die durch die Sand- oder Keramikkörner offen gehalten
werden. So kann das Gas aus dem Gestein entweichen
und gefördert werden.
Erst durch die Kombination zweier Technologien
(Horizontalbohrung und Hydraulic Fracturing) wurde
die Gewinnung von Gas aus solchen Lagerstätten ge
gen Ende des 20. Jahrhunderts wirtschaftlich sinnvoll.
Es gibt jedoch auch Lagerstätten, die in der Vertikalbohrung durch Fracs stimuliert werden. Einige unkonventionelle Lagerstätten können sogar ganz ohne
Hydraulic Fracturing erschlossen werden, wenn das
Gas durch die natürliche, durchlässige Struktur des
Gesteins frei fließen kann. Da die geologischen Eigen
schaften in jeder Erdgaslagerstätte unterschiedlich sind,
wird die Technologie für die jeweils angetroffenen
Bedingungen optimiert.
- 100 m
- 1.000 m
100 m
- 100 m Bohranlage
Von der 30 bis 60 Meter
hohen Bohranlage aus werden Bohrungen bis in die
Gesteinsschicht mit der Erdgaslagerstätte niedergebracht. Die Bohranlage bleibt nur während des
Bohrvorgangs vor Ort.
- 1.000 m
Der etwa ein Hektar große Betriebsplatz
Bohrplatz ist betoniert, mit Asphalt versiegelt und mit
einem umlaufenden Rinnensystem und Auffangbecken
ausgestattet. Dadurch können keine Flüssigkeiten in
das Erdreich oder ins Trinkwasser gelangen.
100 m
100 m
- 100 m
-100 m
- 1.000 m
-1.000 m
- 2.000 m
-2.000 m
- 3.000 m
-3.000 m
- 4.000 m
-4.000 m
- 5.000 m
-5.000 m
Trinkwasserschutz
Trinkwasserführende
Schichten reichen in Norddeutschland in der Regel
50 bis 200 Meter tief. Erdgasführende Schichten befinden sich in Tiefen von etwa 1000 bis 5000 Meter.
Dazwischen liegen hunderte bis mehrere tausend
Meter Deckgebirge – eine natürliche und undurchlässige Barriere, durch die sich die feinen Frac-Risse nicht
ausdehnen können.
- 2.000 m
- 3.000 m
- 4.000 m
Verrohrung
Das gesamte Bohrloch ist
- 2.000 m mit einzementierten Stahlrohren ausgekleidet. Der
Bohrungsabschnitt, der durch die trinkwasserführende
Schicht geht, ist durch mehrere Lagen Stahl und Zement abgedichtet. Die Dichtheit der Bohrungen wird
vor und während des Betriebs vollumfänglich unter
höchsten technischen Standards geprüft.
- 3.000 m
- 4.000 m
Horizontal-Frac
Durch horizontale
Abzweigungen in der Zielgesteinsschicht können
große Teile der Lagerstätte von einem Bohrloch aus
erschlossen werden.
Vertikal-Frac
In erdgasführenden
Schichten mit Tonlagen dazwischen kommt das FracVerfahren auch vertikal zum Einsatz.
Hydraulic Fracturing
Die Frac-Flüssigkeit gelangt
unter hohem Druck durch die gezielt erzeugten
Perforationen ins Gestein. Dort entstehen kleine Risse,
die durch das Stützmittel offen gehalten werden. Das
Erdgas kann durch die neu geschaffenen Fließwege
zum Bohrloch strömen.
Abbildung
Links: Vertikal-Frac
am Beispiel einer Karbon-Lagerstätte
Rechts: Horizontal-Frac
am Beispiel einer Rotliegend-Lagerstätte
- 5.000 m
- 5.000 m
Hydraulic Fracturing – Prozess und Perspektiven in Deutschland
Hydraulic Fracturing – Prozess und Perspektiven in Deutschland
|| Die Planung von Fracs
Von der Entdeckung einer Lagerstätte bis zur Förderung
des ersten Gases können einige Jahre vergehen.
Währenddessen erforscht und simuliert ein interdisziplinäres Team alle unterirdischen Gegebenheiten und
plant das Projekt bis ins kleinste Detail. In die umfangreichen geowissenschaftlichen und technischen Untersuchungen fließen Informationen aus der Seismik und aus
Explorationsbohrungen ein.
Erkundung des Untergrundes
Mit seismischen Untersuchungen kann ein dreidimensionales Abbild des Untergrundes erstellt werden. Die so
gewonnenen geologischen Daten erlauben Rückschlüsse
auf mögliche Erdgasvorkommen, deren tatsächliche
Existenz erst anhand einer Explorationsbohrung
nachgewiesen werden kann.
`` PLANUNGSGRUNDLAGE sind
geologische Daten
Die Explorationsbohrung liefert wichtige Informationen
über die Gesteinsstrukturen, in denen sich Erdgas
befindet, über die Verbindung der Gesteinsporen untereinander und über die Durchlässigkeit des Gesteins.
Um die gewonnenen Daten zu verfeinern, werden
zahlreiche Messungen im Bohrloch durchgeführt.
Das Datenmodell zeigt, wie sich die gasführenden
Gesteinsschichten ausbreiten, welche Erdgasmengen
erwartet werden und wie viel davon technisch und
wirtschaftlich förderbar ist. Auf der Grundlage eines
Förderprofils werden Bohrplatz, technische Ausstattung,
Länge und Richtung der Bohrstrecke sowie auch das
Design der Fracs geplant.
|| Genehmigungen im Bergbau
Frac-Design und die Rolle der Chemie
Hat sich die Gesteinsstruktur der Lagerstätte als sehr
dicht erwiesen, kann das Erdgas nur mithilfe des
Frac-Verfahrens wirtschaftlich gefördert werden. Die
wissenschaftlichen Daten aus den Labor-Analysen und
Simulationen werden für die Planung des Frac-Designs
herangezogen. Daraus geht hervor, welcher Teil der
Bohrung als Produktionsstrecke genutzt wird und wie
viele Fracs in welcher Größenordnung zur optimalen
Freisetzung des Erdgases benötigt werden. Darauf
bauen die Berechnungen für die Perforationen in der
Bohrung und für die Höhe des hydraulischen Drucks
auf, mit der die Rissausbreitung (Länge und Höhe) in
der jeweiligen Lagerstätte kontrolliert werden kann.
`` ZUSAMMENSETZUNG DER FRAC-FLUIDE
abhängig von Druck, Temperatur und
Gesteinsmerkmalen
Im nächsten Planungsschritt wird das Frac-Fluid zusammengestellt. Die Inhaltsstoffe variieren bei jedem Frac
abhängig von den spezifischen Druck- und Temperaturverhältnissen sowie von den Gesteinsmerkmalen in der
Lagerstätte. Üblicherweise besteht das Gemisch zu 95
bis 99 Prozent aus Wasser und Stützmitteln (Sand oder
Keramikkügelchen). Die verbleibenden ein bis fünf
Prozent setzen sich aus Begleitstoffen zusammen, die
der Sicherheit und Effektivität des Prozesses dienen,
beispielsweise dem optimalen Transport des Stützmittels,
der Reibungsverminderung, dem Schutz vor Korrosion
oder der Verhinderung von Bakterienwachstum. Die
Konzentration der Zusätze im Frac-Fluid ist so gering,
dass die Flüssigkeit als Ganzes nicht giftig, nicht
umweltgefährlich und nicht kennzeichnungspflichtig
gemäß Chemikalienrecht ist und der geringsten
Wassergefährdungsklasse 1 entspricht. Die deutschen
Erdgasproduzenten forschen kontinuierlich an FracFlüssigkeiten, um in Zukunft völlig ohne giftige und
umweltgefährliche Komponenten auszukommen und
haben dabei schon bedeutende Fortschritte erzielt.
`` Unter www.frac-info.de stehen Informationen über
durchgeführte Fracs in Deutschland einschließlich
der Einzelkomponenten von eingesetzten
Frac-Fluiden zur Verfügung.
Einer Frac-Genehmigung gehen vielfältige behördliche
Prüfungen und Entscheidungen voran, die für alle
bergbaulichen Vorhaben gelten. Rechtlich stützen sich
diese auf das Bundesberggesetz, die Umweltgesetze
und zahlreiche Verordnungen, in denen die Zulassungsbedingungen festgelegt sind. Die wesentlichen
technischen Bestimmungen für untertägige Aktivitäten
sind in den Tiefbohrverordnungen der Bundesländer
enthalten. Mit der Gefahrstoffverordnung und den
Verordnungen über die Umweltverträglichkeitsprüfung
werden europäische und internationale Anforderungen
zum Umweltschutz umgesetzt. Die Rundverfügungen
der Bergbehörden und Richtlinien des WEG präzisieren
das geltende Bergrecht.
Bergbauberechtigung
Wer in Deutschland nach Bodenschätzen suchen will,
benötigt von der zuständigen Bergbehörde eine
bergrechtliche Aufsuchungserlaubnis. Diese ist mit der
Verpflichtung verbunden, das Konzessionsgebiet
innerhalb eines befristeten Zeitraumes zu erkunden.
`` BERGBEHÖRDEN prüfen Umweltschutz und
öffentliche Belange im Genehmigungsprozess
Die Aufsuchungserlaubnis verschafft dem Antragsteller
jedoch noch nicht das Recht, konkrete Maßnahmen
durchzuführen, sondern gewährt ihm lediglich Exklusivität
für die Erkundung des Gebietes. Bei erfolgreicher
Exploration können in den nächsten Schritten die
Gewinnung und weitere Aktivitäten beantragt werden.
Betriebsplanpflicht
Sowohl für die Exploration als auch für die Produktion
sind betriebliche Aktivitäten notwendig, um die es in
einer weiteren Genehmigungsstufe geht. Anhand eines
Betriebsplans überprüfen die Bergbehörden, ob für die
technischen Maßnahmen alle berg- und umweltrechtlichen Vorschriften eingehalten werden. In die Zulassungsverfahren werden auch andere Fachbehörden,
wie die Wasserbehörden, die Gebietskörperschaften
und weitere Beteiligte und Betroffene einbezogen.
Darüber hinaus informieren die Erdgasproduzenten die
Menschen vor Ort umfassend über geplante Projekte.
Umweltbelange
Umweltprüfungen dienen dazu, die menschliche
Gesundheit und die natürliche Umwelt vor negativen
Auswirkungen zu schützen. In Deutschland ist die
Prüfung von Umweltbelangen Teil jedes bergrechtlichen Verfahrens. Immissionsschutz, Trinkwasserschutz,
Naturschutz und auch öffentliche Belange werden in
alle Entscheidungsprozesse einbezogen.
`` GENEHMIGUNGSVORBEHALT für alle
bergbaulichen Aktivitäten
Seit 1990 gilt das obligatorische Rahmenbetriebsplan
verfahren mit Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP),
bei dem festgestellt wird, ob für ein Projekt UVP-Pflicht
besteht. Bei der Erdgasgewinnung ist eine UVP erforderlich, wenn das tägliche Fördervolumen 500.000
Kubikmeter Erdgas übersteigt. Die Anträge und
Betriebspläne müssen daher alle relevanten Angaben
enthalten, insbesondere die Beschreibung der zu
erwartenden Auswirkungen auf die Umwelt. Durch die
UVP wird ermittelt, wie sich ein Projekt auf Menschen,
Tiere und Pflanzen, die biologische Vielfalt, Boden,
Wasser, Luft, Klima, Landschaft, Kulturgüter und sonstige Sachgüter auswirken kann. Dazu können fachlich
betroffene Behörden und die Öffentlichkeit Stellung
nehmen. Die Bergbehörde hat die Aufgabe, die Ergebnisse der UVP und die Stellungnahmen zu bewerten
und bei ihrer Entscheidung über die Zulassung eines
Projektes zu berücksichtigen.
1. Phase: Bohrung und Verrohrung
2. Phase: Frac-Maßnahmen
3. Phase: Erdgasförderung und Rückbau
Rückbau/Rekultivierung Nach durchschnittlich
20 bis 30 Jahren ist eine Lagestätte ausgefördert.
Anschließend wird die Anlage zurückgebaut und das
gesamte Bohrloch mit Zement aufgefüllt und abgedichtet. So bleiben grundwasserführende Schichten
dauerhaft geschützt und der Platz ist wieder neu
nutzbar.
Betriebsplatz mit
Bohrturm
Verrohrung
Vor Beginn der Bohrung
wird ein Standrohr aus massivem Stahl bis zu 70 Meter tief in den Boden gerammt. Dieses Rohr stabilisiert
die umliegenden Gesteinsschichten und dient dazu,
oberflächennahe Grundwasserhorizonte vor der
späteren Bohraktivität zu schützen.
Betriebsplatz mit
Frac-Ausrüstung
Betriebsplatz mit
Produktionsanlage
Betriebsplatz mit
Frac-Ausrüstung
Rohrtouren
Die Bohrung wird durch das
Standrohr hindurch mit mehreren Rohren teleskopartig
nach unten vertieft. Die Zwischenräume werden mit
Zement verfüllt. Stahlrohre und Zementfüllung bilden
zusammen mehrere Rohrtouren, die die Bohrung
abdichten und zur Standsicherheit des Bohrlochs
beitragen.
Die Arbeiten am Betriebsplatz beginnen, sobald alle Untersuchungs- und
Planungsschritte abgeschlossen und
die Genehmigungen erteilt worden
sind. Zunächst sind die Zuwegungen
und die Elektrizitätsversorgung
aufzubauen, anschließend wird der
Betriebsplatz errichtet und flüssigkeitsundurchlässig versiegelt. Danach
kann auch der Bohrturm errichtet, geprüft und sichergestellt werden, dass
die Anlagen alle Spezifikationen und
Sicherheitsstandards erfüllen.
Steigrohrstrang
Die innerste Rohrtour
verläuft durchgehend bis in die Lagerstätte hinein.
Darin befindet sich der Steigrohrstrang, durch den
letztendlich das Erdgas gefördert wird.
Horizontale Ablenkung Hat die vertikale Bohrung
die Zielgesteinsschicht erreicht, wird gegebenenfalls
in horizontaler Richtung weitergebohrt und verrohrt.
Abgelenkte Bohrungen können hunderte bis tausende
Meter in das erdgasführende Gestein hineinreichen,
um auch flach verlaufende Schichten flächendeckend
zu erschließen. Dank der Horizontalbohrtechnik
können von einer Bohrlokation aus verschiedene unterirdische Zielzonen erreicht werden (ein Clusterplatz
mit mehreren Bohrungen). Sammelbohrplätze haben
den Vorteil, dass die Anzahl der Bohrplätze verringert
und damit auch der Einfluss auf das Landschaftsbild
miniert wird.
Eruptionskreuz
Den obertägigen Abschluss
der Bohrung bildet ein Eruptionskreuz mit automatischen Absperrvorrichtungen. Dieses gewährleistet die
kontrollierte Entnahme des Erdgases und leitet es zur
Sammelstelle. Von dort aus wird das Gas in unterirdischen Pipelines zum Abnehmer transportiert.
Produktionsverlauf
Anfangs entströmt das
Erdgas sehr schnell – die Spitze im Produktionsverlauf.
Danach pendelt sich die Fördermenge auf stabilem
Niveau ein. Die Produktionsanlage ist während der
gesamten Nutzungsdauer kaum mehr sicht- oder
hörbar.
Trinkwasserschutz
Die einzementierten Stahlrohre bilden eine undurchlässige Barriere gegenüber
den trinkwasserführenden Schichten und den umgebenden Gesteinsformationen.
| Der Frac-Vorgang
Während der Bohrplatz und die
verschiedenen Anlagen obertägig
sichtbar sind, spielt sich die eigentliche Erschließung einer Lagerstätte
unsichtbar in tausenden Metern Tiefe
ab. Dort kommt hochspezialisierte
Tiefbohrtechnik zum Einsatz und je
nach Beschaffenheit der Gesteinsformation wird auch Hydraulic Fracturing angewandt. Die folgenden
Grafiken veranschaulichen diese
untertägigen Prozesse.
Standrohr
Perforationswerkzeug
Nach Abschluss der
Bohrphase wird der Perforator in das Bohrloch geleitet, um die vorgesehene Produktionsstrecke für die
hydraulische Stimulation vorzubereiten. Der Perforator
ist ein Rohr, in dem kleine Sprengladungen montiert
sind. Mit einer elektrischen Zündung erlangen diese
Ladungen so hohe Geschwindigkeiten, dass sie kleine
Löcher in das Stahlrohr und den Zement sprengen.
Diese Löcher haben einen Perforationen
Durchmesser von 20 bis 35 Millimeter, durch die die
Frac-Flüssigkeit in das Gestein gelangen kann. Anzahl
und Richtung der Perforationen können präzise
platziert werden, um die spätere Rissausbreitung
genau zu kontrollieren.
Frac-Flüssigkeit
Mit Hochdruckpumpen
gelangt die Mischung aus Wasser, Stützmitteln und
diversen Zusatzstoffen durch das Bohrloch nach
unten. Das Pumpen eines Fracs mit 300 bis 600
Kubikmeter Wasser dauert lediglich ein bis zwei
Stunden.
An den perforierten Stellen Gesteinsformation
kann die Flüssigkeit in die Erdgaslagerstätte eindringen. Dies geschieht unter hohem Druck (250 bis 780
bar am Bohrkopf), so dass kleine Risse im Gestein
entstehen.
Ausbreitung
Die Frac-Risse breiten
sich je nach den geologischen Bedingungen als
senkrechte, ellipsenförmige Plattenrisse oder als Netz
feiner Haarrisse in der Gesteinsschicht aus. Richtung
und Dimension der Ausbreitung hängen von der
jeweiligen Lagerstätte und dem darauf abgestimmten
Frac-Design ab.
Durch die freien Fließwege Freie Fließwege
strömt das Erdgas zum Bohrloch und nimmt dabei
auch einen Teil der Frac-Flüssigkeit wieder mit an die
Oberfläche.
Bohrphase (je nach Teufe):
Frac-Maßnahme:
Rückförderprozess:
Frac-Equipment vor Ort:
Nutzungsdauer der Lagerstätte:
Neue Fließwege
Ziel der Frac-Behandlung
ist es, im Gestein feine Risse zu erzeugen, durch die
das Erdgas zum Bohrloch strömen kann. Die wenige
Millimeter dünnen Risse werden durch Stützmittel in
der Frac-Flüssigkeit (Quarzsand oder keramische
Kügelchen) offengehalten.
Backflow
Mit der Frac-Flüssigkeit
kommt salzhaltiges Lagerstättenwasser mit nach oben.
Das zurückgeförderte Gemisch nennt sich Backflow.
Es wird in geschlossenen Tanks gesammelt und
anschließend entsorgt.
Bohrung
Schritt 1:
Perforieren der Produktionsstrecke
Schritt 2:
Hydraulische Behandlung
Zeitdimension
Schritt 3:
Rissbildung
Schritt 4:
Rückförderung des Frac-Fluids
2 – 5 Monate
2 – 4 Stunden
ca. 3 Tage
2 – 4 Wochen
20 – 30 Jahre
Maßstab
Die Abbildungen sind zur besseren
Veranschaulichung nicht maßstabsgetreu
dargestellt.
Hydraulic Fracturing – Prozess und Perspektiven in Deutschland
Hydraulic Fracturing – Prozess und Perspektiven in Deutschland
|| Der Betriebsplatz
9
9
7
1
8
2
2
2
7
7
2
2
2
7
|| Frac-Ausrüstung
4
4
6
3
10
5
Sobald die Bohrtätigkeiten abgeschlossen sind, wird
der Bohrturm abgebaut, abtransportiert und die
Ausrüstung für die Frac-Maßnahmen angeliefert. Diese
steht mit Auf- und Abbau bis zu vier Wochen vor Ort.
Währenddessen kann erforderlichenfalls alle zwei bis
drei Tage ein neuer Frac durchgeführt werden – so
lange dauert ein Durchlauf des Test-, Pump- und
Rückförderprozesses. Nach den Frac-Behandlungen
wird das Equipment wieder vom Betriebsplatz
abtransportiert. Lediglich das Eruptionskreuz und
wenige Anlagen zum Abscheiden, Sammeln und
Transportieren des geförderten Erdgases verbleiben
dort, so dass die Produktionsanlage während der
gesamten Nutzungsdauer kaum mehr sicht- oder
hörbar ist.
2
3
2
3
2
3
Bei der Erschließung von Ressourcen gelten in
Deutschland höchste Anforderungen und Standards
hinsichtlich des Gewässer- und Naturschutzes, der
Sicherheit und der technischen Integrität der Anlagen.
So unterliegt auch die Gestaltung des Betriebsplatzes,
von dem alle obertägigen Aktivitäten ausgehen,
strengen Richtlinien. Beispielsweise geht daraus hervor,
dass der gesamte Bohrplatz undurchlässig versiegelt
und mit einem umlaufenden Rinnen- und Ablaufsystem
ausgestattet wird, so dass selbst aufkommendes
Niederschlagswasser aufgefangen und fachgerecht
aufbereitet oder entsorgt wird.
2
3
3
3
3
1
Nachdem die Lagerstätte ausgefördert ist, wird die
Bohrung verfüllt und die Förder- und Aufbereitungsanlagen sowie der Betriebsplatz einschließlich der
Versiegelung werden komplett zurückgebaut.
Abbildung
Frac-Ausrüstung auf einem
versiegelten Bohrplatz
1 Der Flächenbedarf des Bohrplatzes entspricht
in etwa der Größe eines Fußballfeldes.
2 Die Hochdruckpumpen für die Frac-Maßnah men befinden sich auf speziell ausgestatteten
LKWs oder in schallisolierten Containern.
3 Das Frischwasser für die Fracs befindet sich
in Tanks.
4 Die Stützmittel (Keramik- oder Sandkörner)
werden in Silos vorgehalten.
5 Mit dem Blender (Mischer) werden Frac-Fluid
und Stützmittel vermischt.
6 Im Spezial-Fahrzeug werden entsprechend
der Gefahrstoffverordnung die chemischen
Begleitstoffe angeliefert.
7 Über Rückförderanlagen gelangt die Frac Flüssigkeit kontrolliert wieder an die Oberfläche.
8 Von den Kontrollcontainern aus werden die
Frac-Behandlung und der Rückförderprozess
gesteuert und überwacht.
9 Die rückgeförderte Flüssigkeit (Backflow)
wird in geschlossenen Sammeltanks aufgefangen.
10 Das Eruptionskreuz bildet den obertägigen
Abschluss der Bohrung.
|| Erdgasreserven und Potenziale
Deutschland verfügt derzeit über etwa 125 Milliarden
Kubikmeter Erdgasreserven, die als sicher oder wahrscheinlich förderbar gelten. Rein rechnerisch betrachtet
würde diese Menge ausreichen, die Erdgasförderung
für die kommenden elf Jahre auf dem aktuellen Niveau
(etwa 12 Milliarden Kubikmeter pro Jahr) zu halten.
Tatsächlich machen diese Reserven aber nur einen geringen Teil des insgesamt vorhandenen Potenzials aus.
Es kommen Ressourcen dazu, die momentan noch nicht
wirtschaftlich förderbar oder geologisch noch nicht
exakt erfasst sind. Dazu gehören sowohl konventionelle
Erdgasvorkommen als auch die erheblichen Potenziale
in neuen, unkonventionellen Lagerstätten.
Die Erdgasmengen in diesen Gesteinsformationen
beziffert die Bundesanstalt für Geowissenschaften
und Rohstoffe (BGR) allein für die Vorkommen in
konventionellen Lagerstätten, wozu auch die Lagerstätten im dichten Sandstein (Tight Gas-Lagerstätten)
zählen, auf ca. 150 Milliarden Kubikmeter. Hinzu
kommen die nutzbaren Vorkommen in Kohleflöz- und
Schiefer-Formationen, die heute dank hochentwickelter
Technologien erschlossen werden können. In Kohleflözen gelten 450 Milliarden Kubikmeter Erdgas als
technisch förderbar; im Schiefergestein werden bis zu
2,3 Billionen Kubikmeter gewinnbares Erdgas erwartet – eine Größenordnung, die über viele Jahrzehnte
hinweg einen entscheidenden Beitrag zur deutschen
Erdgasversorgung leisten kann.
Zwar steht die Erkundung der unkonventionellen Quellen
in Deutschland noch relativ am Anfang und es wird vor-
aussichtlich noch einige Jahre dauern, bis das tatsächliche wirtschaftliche Potenzial der Lagerstätten eingeschätzt werden kann. Fest steht jedoch, dass das
enorme Potenzial zu einer stabilen und unabhängigeren
Energieversorgung in Deutschland beitragen kann.
Unabhängig davon, aus welcher Art Lagerstätte das
Erdgas stammt, ist es ein wichtiger Baustein im Energie-
mix der Zukunft. Als kohlenstoffärmster fossiler Energieträger mit vielfältigen Anwendungsmöglichkeiten in der
Strom- und Wärmegewinnung ist Erdgas zu einer unverzichtbaren Stütze für die von der Bundesregierung
geplante Energiewende geworden. Erdgas ergänzt die
Einspeisung der regenerativen Energien ideal, da es
äußerst flexibel auf Versorgungsschwankungen reagieren
kann. Nicht zuletzt deshalb prognostizieren aktuelle
Energieszenarien, dass der Anteil des Erdgases am
Primärenergieverbrauch nach dem Kernenergieausstieg
bedeutend ansteigen wird.
Die heimischen Erdgasquellen sind die Chance für eine
umweltverträgliche, verlässliche und zugleich bezahl
bare Energieversorgung. Schließlich muss jeder
Kubikmeter Erdgas, der im Inland gefördert wird, nicht
importiert werden. Aus diesem Grund werden die
deutschen Erdgasproduzenten auch in Zukunft dazu
beitragen, dass die Wertschöpfung mit allen positiven
Auswirkungen auf Energiepreise, Arbeitsplätze,
Steuereinnahmen und das technologische Know-how
im Land bleiben und dass die Sicherheit der deutschen
Energieversorgung in den kommenden Jahren gewährleistet ist.
Abbildung
Erdgas – Reserven und Potenziale in m³
Quelle: WEG, BGR
700–2.300 Mrd.
450 Mrd.
125 Mrd.
150 Mrd.
sichere,
wahrscheinliche
Reserven
Potenziale in
konventionellen
Lagerstätten
Potenziale in
KohleflözLagerstätten
Potenziale in
SchiefergasLagerstätten
Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e. V.
Berliner Allee 26 | 30175 Hannover
Telefon: 0511 12172 - 0
www.erdoel-erdgas.de

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