Fracking in den USA. Entstehung und Förderung von Schiefergas durch Hydraulic Fracturing

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Einleitung

1. Schiefergas
1.1 Definition und Entstehung von Schiefergas
1.2 Vorkommen von Schiefergas

2. Hydraulic Fracturing
2.1 Definition von Hydraulic Fracturing
2.2 Positive Auswirkungen von Fracking
2.2.1 Ökonomische Auswirkungen
2.2.2 Auswirkungen auf Mensch und Umwelt
2.3 Negative Auswirkungen und Risiken von Fracking
2.3.1 Umweltaspekte
Emissionen
Flächenverbrauch
Induzierte Seismizität
Wasser
2.3.2 Einfluss auf die Gesundheit von Mensch und Tierwelt

3. Entwicklung der Gasförderung durch Fracking in den USA
3.1 Allgemeine Daten
3.2 Zahlen und Fakten aus dem Marcellus Shale, Pennsylvania

4. Fazit

Quellenverzeichnis

Anhang

Liste der im Marcellus Shale eingesetzen Fracking Zusätze

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1 Zusammensetzung des Frac-Fluids in Niedersachsen Eigene Darstellung, nach Europaparlament 2011, S.33

Abbildung 2 Schiefergasproduktion in den USA Aus Pflüger et. al. 2011, S. 20

Abbildung 3 Fläche des Marcellus Shale http://www.nyc.gov/html/dep/images/features_centercolumn_lg/fe ature_marcellus_shale_lg.gif

Einleitung

Der globale Energiebedarf hat sich seit 1965, also in nur 50 Jahren, mehr als verdreifacht. Dies bedeutet einen Anstieg von jährlich 2,5% an verbrauchter Energie. Auch heute noch stehen fossile Brennstoffe an erster Stelle der Energieträger, allen voran das Erdöl, dessen Anteil sich aber bereits auf ca. 1/3 verringert hat. Es folgen Kohle mit 30% und Erdgas mit 25%. Erfreulicherweise lässt sich sagen, dass Energie aus Atomkraft nur noch einen 5- prozentigen Anteil trägt, während zeitgleich die Entwicklung der erneuerbaren Energien kontinuierlich steigt. Auch in Zukunft wird der steigende Energiebedarf anhalten: laut einer Prognose der U.S. Energy Information Administration (EIA) von 2010 bis 2035 um 60%, wobei Erdöl und Kohle ein Rückgang sowie Erdgas ein steigender Anteil am weltweiten Energiemix zugesprochen wird. Die Nachfrage nach Gas wird laut EIA um annähernd 50% steigen und Erdgas sich somit zum Primärenergieträger entwickeln.

All diese Entwicklungen führten bereits in den vergangenen Jahrzehnten dazu, dass die Förderung von Erdgas weiter vorangetrieben und die benötigten Technologien weiterentwickelt und optimiert wurden. Dabei machte besonders in den letzten beiden Jahrzehnten die Methode des Hydraulic Fracturing von sich reden, mit deren Hilfe Schiefergas heutzutage effizient gefördert werden kann.

Die vorliegende Arbeit handelt auf Grund der Aktualität dieser Thematik von der Entstehung von Schiefergas sowie seiner Förderung durch Hydraulic Fracturing und behandelt die Vorteile und Risiken, welche sich aus der Schiefergasförderung ergeben. Ebenso zeigt diese Arbeit die Entwicklungen in den Vereinigten Staaten von Amerika auf, welches als Mutterland des Hydraulic Fracturing gilt - ist Schiefergas tatsächlich die Lösung für die Zukunft und den stetig steigenden Energiebedarf?

1. Schiefergas

1.1 Definition und Entstehung von Schiefergas

Schiefergas zählt zu den sogenannten unkonventionellen Gasvorkommen, das bedeutet, es ist in sedimentären Lagerstätten mit sehr geringer Permeabilität gespeichert und äußerst schwer zugänglich, da das Gas zur Förderung zunächst durch menschliches Einwirken mobilisiert werden muss (Simon et.al. 2013, S.9; Delzeit et. al. 2013, S.1; Burgartz 2013, S.73). Die explizite Erläuterung dieser Technik findet im nächsten Teil der vorliegenden Arbeit statt. Zunächst wird die Entstehung von Schiefergas beleuchtet.

Der erste Schritt bei der Genese von Erdgas und auch Erdöl liegt in der Ablagerung organischen Materials, also der Überreste von Lebewesen - meist waren dies große Landpflanzen. In den feuchten Tropen und Subtropen kam es auf Grund der umfangreichen Flora und Fauna zu einer besonders großen Sedimentation. Durch den Vorgang der Verwesung wurden diese Substanzen zu Kohlendioxid sowie Wasser zersetzt, wozu allerdings Sauerstoffkontakt von Nöten ist. Zeitweise waren jedoch manche der Sedimente in einer anoxischen Umgebung eingeschlossen - beispielsweise in Sumpflandschaften - und die Zersetzung konnte nicht stattfinden: hier bildete sich Torf. Durch einen Wechsel von Meeresspiegelanstieg und -rückgang lagerten sich einerseits Gesteinspartikel, vor allem Sand und Ton, ab, andererseits bevölkerte die Vegetation die zwischendurch trockenliegenden Gebiete. Diese Wechselseitigkeit bewirkte eine Sedimentabfolge von sandigen und tonigen Schichten mit dazwischenliegenden Torfschichten (WEG 2008, S.9). Durch die immer weiter fortschreitende Sedimentation jüngerer Schichten stieg der Druck und die Schichten wurden nach unten gepresst. Daraus resultierte ein Temperaturanstieg um ca. 30°C pro 1000 Meter Tiefe. Bei einer Temperatur von 60°C transformierte sich das organische Material zunächst zu Erdöl, bei etwa 120-180°C und einer Tiefe von 4000-6000 Metern dann zu Erdgas (ebd., S.10). Das Zusammenspiel der vorherrschenden Temperatur mit Tiefe und Zeit bestimmt dabei den Grad der Zersetzung: je höher Druck und Temperatur und je länger die verstrichene Zeit, desto schneller werden die Sedimentationen in den einfachsten Bestandteil zersetzt: Methan - oder auch CH4, aus dem Erdgas aus etwa 90% besteht (Europaparlament 2011, S.12). Im späten Erdaltertum, genauer im Oberkarbon vor 290 bis 315 Millionen Jahren, kam es in Nordamerika sowie in großen Teilen Mittel- und Nordeuropas zu solchen Prozessen; diese Kontinente lagen zur damaligen Zeit nahe des Äquators. Durch die Kontinentalverschiebung wanderten diese Gebiete im Laufe der Jahrmillionen zunehmend nach Norden (WEG 2008, S.10) und in die heute bekannte Position.

Üblicherweise entwichen die nun entstandenen flüssigen und gasförmigen Kohlenwasserstoffe aus der Ausgangsformation und verlagerten sich in poröse und somit permeable Gesteinsschichten, welche im Laufe der Zeit von impermeablen Schichten überdeckt wurden und somit den weiteren Aufstieg nicht möglich machten: es entstanden Gas- und Öllagerstätten. Einige bildeten sich in sehr festem, undurchlässigem Gestein - sogenanntes Speichergestein -, weshalb diese Vorkommen als „Tight-Gas“ bzw. „Tight- Öl“ bezeichnet werden. Eine weitere Möglichkeit ist die Entstehung von kohlebürtigem Methan, auch bekannt als Kohleflözgas oder Coal Bed Methane (CBM), welches ausnahmslos in Kohlelagerstätten vorkommt. Allerdings können sich die Vorkommen auch in anderen Gesteinsformationen befinden, beispielsweise in Schiefer, Ton oder anderem feinkörnigen Gestein mit geringer Permeabilität, welches die Lagerung in feinen Rissen oder kleinen Porenräumen ermöglicht. Diese Vorkommen nennen wir Schieferöl bzw. Schiefergas. Beinhaltet eine Lagerstätte beides, wird sie als 2-Phasen-Lagerstätte bezeichnet. Die Bezeichnung Lagerstätte kommt jedoch nur dann zum Tragen, wenn große Mengen Kohlenwasserstoffe vorhanden sind und die wirtschaftliche Förderung möglich ist (ebd., S.11).

Gemessen an konventionellen Erdgasvorkommen ist der Gasgehalt in den unkonventionellen Lagerstätten relativ gering. Auch sind sie meist über große Areale verstreut und besitzen eine geringe Permeabilität. All dies sind Einflüsse auf die Fördermenge pro Bohrloch, welche sehr viel geringer ist als in konventionellen Vorkommen. Somit stellt die effiziente Förderung des Schiefergases eine große Herausforderung dar und erfordert komplexe Technologien sowie große Mengen an Frischwasser und den Einsatz von Chemikalien. Es sind also die Fördermethoden, welche zu der Bezeichnung „unkonventionell“ geführt haben (Europaparlament 2011, S.13).

1.2 Vorkommen von Schiefergas

In der Fachsprache wird unterschieden zwischen den Reserven fossiler Energieträger, das sind die nachgewiesenen und mit der heutigen Technologie wirtschaftlich förderbaren Mengen, und den Ressourcen, also den nachgewiesenen, aber derzeit wirtschaftlich oder technisch bedingt nicht förderbaren Mengen. In Deutschland werden die Schiefergasvorkommen allein aufgrund des fehlenden politischen Konsenses zu seiner Förderung als Ressourcen gewertet.

Durch die innovativen Produktionstechnologien erhöhte sich in den vergangenen Jahren trotz dem weltweit steigenden Verbrauch die Reichweite besonders für Erdgas. Dadurch verändert sich auch die Verteilung von Ressourcen und Reserven: Vorkommen, die vor einigen Jahren als Ressourcen und somit zugleich als nicht förderbar galten, haben sich mit fortschreitender Modernisierung zu förderbaren Reserven entwickelt, und die Reichweite wächst an. Unter Berücksichtigung dieser Entwicklung werden bei der Berechnung der Reichweite daher auch die Ressourcen miteinbezogen, wodurch sich die Reichweite von Erdgas auf 180 Jahre verdreifacht (Pflüger et.al 2013, S.13). Die global nachgewiesenen Reserven erhöhten sich seit 1980 auf mehr als das Doppelte: Stand zu Anfang des Jahres 2010 waren 190 Bio. m³ (IGU 2014).

Oftmals fungieren Tongesteine aufgrund ihres reichen Gehalts an zersetztem organischem Material als Speichergestein für Schiefergas. Einem EIA-Bericht aus dem Jahre 2013 zufolge existieren weltweit 95 Sedimentbecken in 41 Ländern, bei welchen man davon ausgeht, auf große Mengen Tonstein zu stoßen (GFZ o.A.: Wo kommt es vor?). Da jedoch nicht alle Tonsteine ausreichend Erdgas für die Förderung enthalten, wird zunächst eine geologische Modellierung durchgeführt, welche erste Informationen über den Untergrund liefert und so die Aussicht auf Erfolg erhöhen soll. Schließlich ist die Suche nach Erdgaslagerstätten mit immensen Investitionen und auch wirtschaftlichen Risiken verbunden. Die Eingrenzung durch geophysikalische Untersuchungen ist daher von außerordentlicher Wichtigkeit und geschieht mit Hilfe der 3D-Seismik. Dieses Verfahren erlaubt eine digitale dreidimensionale Darstellung des Untergrundes bis in Tiefen von 6000 Metern und basiert auf Schallwellen, welche von den unterschiedlichen Gesteinsschichten auch unterschiedlich reflektiert werden. Mit Hilfe von Geophonen werden diese dann digital aufgezeichnet und analysiert. Im weiteren Verlauf werden die so gewonnenen gesteinsspezifischen Daten ausgewertet und beispielsweise zu Karten oder Profilen aufbereitet, mit denen anschließend im Gelände gearbeitet und der optimale Bohrungsverlauf festgelegt werden kann. Zur endgültigen Verifikation der Daten wird eine Probebohrung durchgeführt (WEG 2008, S. 12ff). Wurde tatsächlich eine Erdgaslagerstätte entdeckt, sind weitere Bohrungen für die Erkenntnisgewinnung notwendig. Von großem Interesse ist die Ausdehnung der Vorkommen, aber auch andere physikalische, geologische und technische Faktoren - genauer die Anzahl, der Abstand sowie die Art der Bohrungen (horizontal oder vertikal), die Beschaffenheit des Untergrundes usw. - sind maßgebend für die Förderungskosten. Führen Probebohrungen jedoch nicht zum erwünschten Ergebnis und die Erwartungen, auf eine Lagerstätte zu treffen werden nicht erfüllt, wird das Gelände wieder in seinen Ursprungszustand versetzt (ebd., S.20f).

Wie bereits zuvor erwähnt, weitete sich die Förderung sowohl konventioneller als auch unkonventioneller Energieträger als Resultat der optimierten Produktionstechnologien in den vergangenen Jahrzehnten aus. Die vorliegende Arbeit beschäftigt sich vorwiegend mit den Schiefergasvorkommen und der Produktion in den USA, welche dort durch die umfangreiche Förderung und Produktion für weitreichende Veränderungen sowohl am Arbeits- als auch am Energiemarkt verantwortlich ist und sich ebenfalls auf den weltweiten Gaspreis ausgewirkt hat. Bevor jedoch die Situation in den USA explizit dargestellt wird, werden die Vorkommen rund um den Globus kurz beleuchtet. Für andere Länder ist die Schiefergasförderung in den USA ein Vorbild und gleichzeitig anzustrebendes Ziel. Das ist allerdings nur mit ausreichend großen Vorkommen möglich.

BGR-Schätzungen zufolge lagern hier 8,6 Bio. m³ Schiefergasvorkommen, außerdem auch insgesamt noch 22,9 Bio. m³ Kohleflöz- bzw. Tight-Gas-Vorkommen (Pflüger et.al. 2013, S. 24). Dies deckt sich mit den Angaben der International Energy Agency (IEA), welche die chinesischen Vorkommen mit 31 Bio. m³ beziffern (Delzeit et al. 2013, S. 2). Somit könnte der Industrieriese nicht nur seinen stark steigenden Energiebedarf decken, sondern auch die Emissionen bedeutend senken. Immerhin vervierfachte sich die Gasnachfrage der EIA zufolge innerhalb des Jahres 2010 (Pflüger et.al. 2013, S.24), und ebendiese prognostiziert einen weiteren Anstieg von 90% auf 315 Mrd. m³ bis ins Jahr 2019 (Schwan 2014). Die Schiefergasförderung in Höhe von 60 Mrd. m³ bis 2020 wurde bereits in den letzten Fünfjahresplan des Landes aufgenommen und der Ausbau der benötigten Infrastruktur wurde ebenfalls veranlasst. Ein großes Problem wird aller Voraussicht nach jedoch die Wasserknappheit und Bevölkerungsdichte in den Gebieten der Vorkommen darstellen (Pflüger et.al. 2013, S. 24f). Die bisherigen Erkundungen führten außerdem oftmals zu der Erkenntnis, dass die Vorkommen weitaus tiefer liegen als z.B. in den USA - dies würde einen größeren Aufwand und höhere Kosten bedeuten. Als Resultat dieser Erkenntnisse wurde das Fünfjahresziel auf 30 Mrd. m³ reduziert (Schwan 2014).

Der führende Gaslieferant beherbergt die größten Mengen konventioneller Vorkommen und lag als Exporteur im Jahr 2011 an erster Stelle weltweit. Aus diesem Grund besteht in Russland derzeit nicht das Bestreben nach Schiefergasförderung (Pflüger et.al. 2013, S. 25f), zumal diese Vorkommen mit 9,5 Bio. m³ recht gering sind (ebd., S.15).

Hier wurden 11,2 Bio. m³ Schiefergas entdeckt - mehr als das Doppelte der konventionellen Vorkommen (Pflüger et.al. 2013, S. 25). Allerdings gab es vor Ort bereits Probleme bezüglich der Grundwasser- sowie Luftverschmutzung, weshalb ein Moratorium zur Schiefergasförderung verhängt wurde. Bestehende Regeln und Auflagen wurden bereits verstärkt, für den Fall einer Wiederaufhebung des Moratoriums (Krüger 2011).

Lateinamerika (ohne Mexiko)

Lateinamerika verfügt mit 34,8 Bio. m³ über die zweitgrößten Schiefergasvorkommen überhaupt, wobei sie zu 63% in Argentinien liegen (Pflüger et.al. 2013, S. 15; Delzeit et al. 2013, S. 2). Im Jahr 2013 unterzeichnete das amerikanische Unternehmen Chevron ein Investitionsabkommen und gewährte dadurch dem Konzern eine Fracking-Konzession für die kommenden 35 Jahre (Vogt 2013).

Für Afrika stellen seine Schiefergasvorkommen einen Ausweg aus der Armut dar. Dies ist bei Vorkommen von 30,5 Bio. m³ allein an Schiefergas nicht ganz unbegründet, zumal zusätzlich 33 Bio. m³ konventioneller Vorkommen bestehen (Pflüger et.al. 2013, S.15). Anthony Curtis vom Shell-Konzern bezeichnet die Funde als „nationalen Schatz“, welcher Potenzial hat, die Region zu verändern: „Es gäbe hier mehr Verkehr, aber auch mehr Jobs und mehr Infrastruktur“ (3sat 2014). Das Vorhaben, in Afrika Fracking zu betreiben, stößt allerdings auf Grund der Landgrabbing-Problematik auf große Kritik (Fig 2013).

Naher Osten

Ab wann hier die Förderung der geschätzt 16 Bio. m³ Schiefergas beginnt, ist noch nicht bekannt. Ein Grund hierfür ist der Bezug von Frischwasser, welches im Wüstenstaat ein knappes Gut darstellt. Als größter Ölproduzent wird Saudi-Arabien womöglich bis 2020 von den USA überholt werden (Pflüger et.al. 2013, S.26).

In Europa wird derzeit noch über die Schiefergasförderung diskutiert. Die Datenerfassung steht noch am Anfang, da bis dato nur wenige Bohrungen durchgeführt wurden (GFZ o.A.: Wo kommt es vor?). Die IEA beziffert die technisch entnehmbaren Schiefergasressourcen auf 13 Bio. m³ (Delzeit et al. 2013, S.2), wovon sich alleine 60% gleichermaßen auf Polen und Frankreich verteilen. Aktivitäten zur Lokalisierung möglicher Lagerstätten gibt es bereits, auch erste Bohrungen wurden unter anderem in Polen, England, Österreich, Deutschland und Schweden durchgeführt (BGR o.A.). Mit dem starken Preisverfall von Kohle sanken jedoch die Anreize für Investitionen in innovative Technologien; zusätzlich ging durch die milden Winter die Gasnachfrage um knapp 10% zurück. Die Möglichkeit, in Deutschland Schiefergas im Stil der USA zu fördern, bestünde zwar - man könnte laut BGR den Gasbedarf für 13 Jahre decken - allerdings sind die Vorkommen mit 1,3 Bio. m³ relativ gering und somit nicht annähernd ähnliche Effekte wie in den USA zu erzielen (Pflüger et.al. 2013, S. 26f). Auch die öffentliche Debatte und Gegenwehr tragen dazu bei, dass in Deutschland und anderen europäischen Ländern die Schiefergasexploration (noch) nicht stattfindet (BGR o.A.).

Vereinigte Staaten von Amerika

In den USA führte die Entwicklung der Schiefergasförderung seit Anfang dieses Jahrtausends zu tiefgreifenden Veränderungen sowohl am Energie- als auch am Arbeitsmarkt und hatte zusätzlich große Auswirkungen auf den globalen Gas- und auch Ölpreis. Nordamerika (USA zusammen mit Kanada und Mexiko) verfügt über 36,5 Bio. m³ Schiefergasressourcen, wobei einzig in den USA mit einem Anteil von 13,7 Bio. m³ die Produktion in wirtschaftlich relevantem Maße betrieben wird. Zum Vergleich: der weltweit größte Gaslieferant Russland verfügt über 9,5 Bio. m³ Schiefergas, das sind 88,8% aller Schiefergasvorkommen in den GUS-Staaten,

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

welche allerdings noch über 110,4 Bio. m³ weitere Erdgasressourcen verfügen (Pflüger et.al. 2013, S. 15).

Über 40% der gesamten Erdgasproduktion der USA stammt bereits heute aus unkonventionellen Vorkommen - der alleinige Anteil von Schiefergas lag im Jahre 2009 bereits bei 14% und wird laut einer Prognose der EIA bis im Jahr 2035 auf 45% ansteigen (Horsfield et al. 2011, S. 24). Nicht umsonst gelten die USA als das Shale-Gas-Mutterland.

Begonnen hat alles im Barnett Shale in Texas: dort wird seit den späten 1990er Jahren Schiefergas gefördert. Seit Beginn der Ausweitung der Förderung auf ein kommerzielles Niveau hat sich die Fördermenge vervierfacht, während gleichzeitig der Preis um zwei Drittel gesunken ist. Somit könnten die USA Russland als führenden Gasproduzent ablösen (Pflüger et.al. 2013, S.29; Bülow 2015, S.6). Explizite Erläuterungen zur Situation in den USA folgen im Kapitel 3 dieser Arbeit.

2. Hydraulic Fracturing

2.1 Definition von Hydraulic Fracturing

Hydraulic Fracturing, häufig auch als Fracking bezeichnet, bedeutet wörtlich übersetzt „hydraulisches Aufbrechen“ und bezeichnet ein Verfahren zur Stimulation unkonventioneller Erdgaslagerstätten - explizit: die Erzeugung von Rissen in der Erde mittels einer unter Druck eingepressten Flüssigkeit. Die Erzeugung der Risse ist notwendig, da sich die Vorkommen in sehr dichtem Gestein weit unterhalb der Erdoberfläche befinden (Simon et.al. 2013, S.9; Horsfield et al 2011, S. 25). Ziel dieses Prozesses ist es, Wegsamkeiten für das unter der Erde gespeicherte Erdgas zu schaffen, so dass eine rentable Förderung möglich ist.

Die während des Vorgangs eingesetzte Flüssigkeit wird auch als Frac-Fluid bezeichnet und besteht aus Wasser versetzt mit einem Mittel zur Stabilisierung sowie einigen chemischen Zusätzen. Der Stabilisator, in der Regel Quarzsand, ermöglicht, dass die erzeugten Risse im Gestein geöffnet bleiben und das Erdgas somit über die Bohranlage zur Oberfläche strömen kann. Chemikalien werden zugesetzt um zu gewährleisten, dass erstens Wasser und Quarzsand eine Suspension bilden und zweitens keine Bakterien über das Bohrgestänge in die Erdgasvorkommen gelangen. Die konkrete Zusammensetzung des Frac-Fluids, welches im Anschluss an den Bohrvorgang bestimmungsgemäß und umweltschonend entsorgt werden muss, variiert abhängig von den Charakteristika einer Lagerstätte, also beispielsweise Gesteinsart oder Tiefe der Lagerstätte (team ewen). Offiziellen Angaben zufolge besteht es aus 98% Wasser und Sand mit lediglich 2% chemischen Zusätzen. Laut Europaparlament können die Chemikalien allerdings toxische, allergene sowie karzinogene Partikel beinhalten (Europaparlament 2011, S.31).

Ein vom Europaparlament publiziertes Beispiel aus Deutschland zeigt die Zusammensetzung des Frac-Fluids welches in Niedersachsen eingesetzt wurde und ist in der folgenden Grafik visualisiert (ebd., S.33).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1:Zusammensetzung des Frac-Fluids in Niedersachsen (eigene Darstellung, nach Europaparlament 2011, S.33)

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