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Erdgas aus Schiefergesteinen und Kohleflözen
Erdgas aus nicht-konventionellen Lagerstätten – FAQ – Antworten auf häufig gestellte Fragen
Erdgas ist der fossile Energierohstoff mit dem höchsten Energieinhalt pro Einheit CO2. Daher wird Erdgas auch auf dem Weg in eine Energiezukunft mit wachsenden Anteilen regenerativer Energie eine wichtige Rolle zugesprochen. In Deutschland deckt die Eigenproduktion von konventionellem Erdgas etwa 15 Prozent des Verbrauchs. Hier könnten heimisches Schiefergas und Kohleflözgas einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten.
Unkonventionell ist nicht das Gas, sondern die Lagerstätte, in der es enthalten ist. Bei dem Gas handelt es sich um normales Erdgas wie aus jeder anderen Erdgaslagerstätte auch.
Der Unterschied in den Lagerstätten ist folgender: Konventionelle Vorkommen enthalten Erdgas in gut durchlässigen Gesteinen. Dieses Gas kann erbohrt werden und strömt dann ohne weiteren technischen Aufwand zum Bohrloch. Bei den unkonventionellen Vorkommen ist das Erdgas im Untergrund gebunden; es ist entweder gelöst in Wasser, gebunden an Feststoffen oder befindet sich in gering durchlässigen Gesteinen. Daher muss Erdgas in unkonventionellen Vorkommen erst durch technische Maßnahmen mobilisiert werden, wie beispielsweise durch das Hydraulic Fracturing Verfahren.
Bei unkonventionellen Vorkommen werden grundsätzlich Aquifergas, Schiefergas, Kohleflözgas, Erdgas in Gashydrat und in dichten Gesteinen (Tight Gas) unterschieden, wobei Aquifergas und Gashydrat derzeit aus technischen Gründen keine Bedeutung haben.
Bei Tight Gas hat sich das Erdgas in Gesteinen angesammelt, in denen die Hohlräume nur sehr schlecht miteinander verbunden sind. Durch diese schlecht durchlässigen Gesteine kann das Erdgas nicht frei einer Bohrung zuströmen. Tight Gas wird in Deutschland bereits seit Mitte der 90er Jahre genutzt, ist also hinsichtlich der Fördermethode und Nutzbarkeit schon nicht mehr unkonventionell.
Als Kohleflözgas und Schiefergas bezeichnet man Erdgas, das nach seiner Bildung im sogenannten Muttergestein nicht in gut durchlässige Gesteine migriert ist. Dieses Gas ist am Ort seiner Entstehung in den Muttergesteinen Kohle und Tonstein („Schiefer“) verblieben. Es liegt dabei nur zum Teil gasförmig im Poren- und Kluftraum vor und ist überwiegend an den Oberflächen der Gesteinspartikel gebunden.
Mit fortschreitender Erkundung von Lagerstätten wächst das Wissen um die Vorratslage der Rohstoffe. Die Exploration auf unkonventionelles Erdgas ist noch nicht so weit vorangeschritten, dass eine belastbare Aussage zu tatsächlichen Gasmengen weltweit möglich ist. Allerdings hat die BGR in ihrem letzten Rohstoffbericht die weltweiten Ressourcen für Schiefergas mit über 450 Billionen Kubikmeter und für Kohleflöz-Gas mit über 250 Billionen Kubikmeter angegeben. Damit übersteigen diese Potenziale die zurzeit nachgewiesenen Erdgasreserven (197 Billionen Kubikmeter) deutlich. Zum Vergleich: Der Erdgasverbrauch betrug 2009 ca. 3 Billionen Kubikmeter. Noch größere Potenziale erwartet die BGR bei Aquifergas und Gashydrat, die derzeit aber aus technischen Gründen nicht nutzbar sind.
Tight Gas wird in Deutschland bereits seit über 15 Jahren erfolgreich gefördert, natürliche Vorkommen an Gashydrat gibt es bei uns nicht und Aquifergas wird absehbar keine Rolle spielen. Die Geologie lässt erwarten, dass Deutschland über relevante Potenziale an Schiefergas und Kohleflözgas verfügt. Belastbare Zahlen liegen dafür aber noch nicht vor. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) ist von der Bundesregierung beauftragt worden, das Potenzial an Schiefergas in Deutschland abzuschätzen.
Die Suche nach und die Förderung von unkonventionellem Erdgas ist nichts Neues. Insbesondere in China, Australien, Kanada und den USA werden seit vielen Jahren große Mengen an Kohleflözgas produziert. Seit etwa 10 Jahren entwickelt sich in den USA zudem die Produktion von Schiefergas mit rasanter Geschwindigkeit. Auch in Deutschland wird seit Mitte der 1990er Jahre Tight Gas gefördert. Seit 10 Jahren haben wir zudem einen deutlichen Anstieg der Nutzung von Grubengas zu verzeichnen. Grubengas ist eine Sonderform von Kohleflözgas und wird bei uns insbesondere im Ruhrgebiet für den Betrieb von Blockheizkraftwerken genutzt.
Anders als bei konventionellen Lagerstätten besteht bei Schiefergas und Kohleflözgas nur ein geringes Auffindungsrisiko. Die Vorkommen sind in ihrer Ausdehnung meist sehr groß. Da die Gasgehalte und die Eigenschaften der Gesteine in unkonventionellen Lagerstätten sehr variabel sein können, besteht aber die technische Herausforderung in einer erfolgreichen wirtschaftlichen Erschließung. Jede Maßnahme muss für die jeweils angetroffenen geologischen Bedingungen optimiert werden.
Entscheidend sind derzeit die Horizontalbohrtechnik und hydraulisches Fracen, wobei in Lagerstätten in Kohleflözen oftmals Fracs nicht erforderlich sind. Die Techniken stehen zur Verfügung. Allerdings wird kontinuierlich geforscht, um sie noch effizienter, sicherer und umweltverträglicher zu machen.
Bei der Horizontalbohrtechnik wird innerhalb der Lagerstätte horizontal gebohrt. Dabei wird eine zunächst vertikale Bohrung bis in die Horizontale abgelenkt. Die Lagerstätten, die sich überwiegend in horizontaler Richtung erstrecken, können so wesentlich wirksamer genutzt werden. Die Horizontalbohrtechnik spart dabei Bohrungen ein, da ein Feld mit einer geringeren Anzahl an Bohrungen erschlossen werden kann. In Deutschland wird die Horizontalbohrtechnik auf weltweitem Spitzenniveau eingesetzt. Sie ist heute bei den neuesten Bohrprojekten zur Erschließung von Lagerstätten Standard.
Zur Erschließung von Erdgaslagerstätten wird seit über 50 Jahren in Deutschland die sogenannte Frac-Technik eingesetzt. Die Technik zielt darauf ab, die Durchlässigkeit der Lagerstätte durch die Schaffung von künstlichen Fließwegen zu steigern. Dazu wird das Gestein durch Einpressen einer Flüssigkeit unter hohem Druck aufgebrochen (daher nach dem englischen Wort die Bezeichnung Frac-Verfahren). Ein hydraulischer Druck von rund 1.000 bar erzeugt im Gestein Risse von bis zu wenigen 100 m Länge horizontal. Diese werden mit einem Stützmittel gefüllt, das aus Spezialsand besteht. Es soll die künstlichen Risse im Gestein offenhalten und damit dauerhaft bessere Fließbedingungen für das Erdgas schaffen.
Die Fracing-Methode wird weltweit seit über 60 Jahren eingesetzt. Mehr als eine Million Bohrungen sind weltweit mit diesem Verfahren inzwischen „stimuliert“ worden. Bei den Bohrungen handelt es sich vor allem um Öl- und Gasbohrungen, Wasserbohrungen und in jüngster Zeit auch Bohrungen zur Gewinnung geothermischer Energie. Alleine in Deutschland wurden seit den sechziger Jahren von der Erdöl- und Erdgasgewinnungsindustrie mehrere Hundert Fracs durchgeführt.
In Verbindung mit Horizontalbohrungen wird Fracing häufig als sogenanntes Multi-Frac-Verfahren angewendet, bei der in der Horizontalbohrstrecke mehrere Fracs hintereinander mit jeweils einem bestimmten Abstand durchgeführt werden.
Der Flüssigkeit, mit der gefract wird, werden in geringem Umfang Begleitstoffe beigegeben. Ihr Anteil an der Gesamtflüssigkeitsmenge beträgt im Regelfall weniger als 5 Prozent. In hoher Konzentration sind einzelne der Begleitstoffe nach Chemikalienrecht einzustufen und entsprechend zu kennzeichnen. Mit dieser Einstufung werden Warnhinweise und Verhaltensregeln festgelegt, die zum Schutz von Mensch und Umwelt bei der Verwendung dieser Begleitstoffe zu beachten sind. Die Konzentrationen dieser Chemikalien in der angemischten Frac-Flüssigkeit sind so gering, dass die Frac-Flüssigkeit als Ganzes nicht kennzeichnungspflichtig gem. Chemikalienrecht ist.
Bohrplätze werden so geplant und angelegt, dass keine wassergefährdenden Flüssigkeiten in den Untergrund versickern können. Deshalb werden der Maschinen- und der Lagerbereich mit wasserdichtem Beton gegenüber dem Grundwasser abgedichtet.
Anfallende Flüssigkeiten werden über ein Rohr- und Rinnensystem gesammelt und gesondert entsorgt. Container oder doppelwandige Tanks nehmen wassergefährdende Stoffe auf.
Beim Durchbohren trinkwasserführender Schichten wird tonhaltige Frischwasserspülung eingesetzt, um das Bohrloch nach außen hin abzudichten. In den festen Gesteinsschichten wird das Bohrloch mit Rohren ausgekleidet und der Zwischenraum zur Bohrlochwand bis zutage mit Spezialzement abgedichtet.
Eine Gefährdung der trinkwasserführenden Schichten durch Fracs ist aus technischen Gründen sehr unwahrscheinlich. Die zwischen der Erdgaslagerstätte und den trinkwasserführenden Schichten liegenden Gesteinsschichten schützen die trinkwasserführenden Schichten vor Kontakt mit Medien aus der Erdgaslagerstätte. Zusätzliche Sicherheit stellt das Verbundsystem aus Stahlrohren und Zementierung in der Bohrung dar, und die Bohrplatzgestaltung schützt Boden und Grundwasser vor Verunreinigungen.
Der Zwischenraum zwischen Stahlrohren und Gebirge wird vollständig mit Zement ausgefüllt, vor Inbetriebnahme auf Dichtheit getestet und laufend überwacht. Es ist in Deutschland kein Fall bekannt, in dem Undichtigkeit des Zements zu einer Verunreinigung von nutzbarem Grundwasser geführt hätte.
Zurückgeförderte Frac-Flüssigkeit wird in Tanks aufgefangen und in Einpressbohrungen im Randbereich von Erdgas- und Erdöllagerstätten verpresst.
Der ganz überweigende Teil der Frac-Flüssigkeit wird zurückgefördert; ein Teil kann im Untergrund verbleiben. Die zwischen der Erdgaslagerstätte und den trinkwasserführenden Schichten liegenden Gesteinsschichten schützen die trinkwasserführenden Schichten vor Kontakt mit Medien aus der Erdgaslagerstätte.
Dies ist von Projekt zu Projekt unterschiedlich und kann zwischen 200 m3 und 5000 m3 liegen.
Das benötigte Wasser wird meist aus der öffentlichen Wasserversorgung bezogen, teilweise wird es auch über Brunnenbohrungen zur Verfügung gestellt.
Die notwendigen Technologien sind hierzulande in Anwendungen wie Geothermie und Produktion von Erdgas vielfach bewährt, stehen also zur Verfügung und könnten wie in den USA auch für unkonventionelles Erdgas eingesetzt werden. Dabei sind aber die in Deutschland herrschenden technischen Standards und Umweltvorschriften zu beachten, die sicherstellen, dass die Erschließung von Lagerstätten sicher und umweltschonend erfolgt.
Die Bundesländer und Kommunen profitieren über die Förderabgabe an das Land und über die Gewerbesteuer an die Kommunen. In den letzten 10 Jahren haben die deutschen E&P-Unternehmen für ihre inländische Produktion insgesamt mehr als 7 Mrd. € Förderabgabe an die Bundesländer bezahlt. Außerdem schafft die Förderung Arbeitsplätze – und das überwiegend in strukturschwachen Regionen – und ist ein Beitrag zur Sicherung der Versorgung mit Erdgas.
Der rechtliche Rahmen für die Aufsuchung und Gewinnung von Kohlenwasserstoffen ergibt sich aus dem Bundesberggesetz sowie zahlreichen Verordnungen, bspw. den Tiefbohrverordnungen einzelner Bundesländer (BVOT) und der Verordnung über die Umweltverträglichkeit bergbaulicher Vorhaben (UVP-V Bergbau), mit der insbesondere auch EU-Richtlinien zum Umweltschutz umgesetzt werden.
Das Bundesberggesetz selbst stammt aus dem Jahr 1982 und wurde zuletzt 2009 einer Änderung unterzogen. Es verpflichtet die Unternehmen, im Interesse einer sicheren Versorgung Rohstoffe umweltgerecht zu erschließen und zu nutzen. Neben dem Bergrecht sind von den Unternehmen darüber hinaus weitere Gesetze zu beachten. Dazu gehören beispielsweise das umfangreiche naturschutzrechtliche Regelwerk, das Wasserhaushaltsgesetz und das Bundesimmissionsschutzgesetz, in denen weitere Umweltanforderungen geregelt sind.
Das Bergrecht ist in seiner Konstruktion ein vergleichsweise modernes Rechtssystem. Im Bundesberggesetz und den bergrechtlichen Verordnungen sind alle wesentlichen Regelungen zusammengefasst, die für eine umweltgerechte Aufsuchung und Gewinnung von Rohstoffen notwendig sind. Dieser Ansatz wurde auch bei den Überlegungen zur Schaffung eines Umweltgesetzbuches verfolgt, hier allerdings erfolglos. Das Bergrecht entspricht auch modernen Verwaltungsanforderungen, indem alle relevanten Genehmigungsverfahren in einer Behörde gebündelt sind. In anderen Verwaltungsbereichen wird dies unter dem Schlagwort „one face to the customer“ angestrebt.
Aktivitäten im Bereich der Exploration und Produktion von Kohlenwasserstoffen können in Deutschland nicht ohne behördliche Genehmigung und Überwachung stattfinden. Diese erfolgen nach dem seit Jahrzehnten im Bundesberggesetz festgeschriebenen Betriebsplanverfahren durch die fachlich hierfür kompetent ausgestattete Bergbehörde des jeweiligen Bundeslandes. Diese Behörde bezieht in die Genehmigungsverfahren auch die Gebietskörperschaften und andere Beteiligte ein.
Im Jahr 1990 wurde das obligatorische Betriebsplanverfahren mit Umweltverträglichkeitsprüfung eingeführt. Es ist im Bundesberggesetz und der Verordnung über die Umweltverträglichkeit bergbaulicher Vorhaben (UVP-V Bergbau) geregelt.
Im Rahmen der Verfahren werden alle Auswirkungen, die von der Bohrung ausgehen, überprüft, um die Verträglichkeit sicherzustellen. Dazu gehören insbesondere die Auswirkungen auf die Umwelt, die nutzbaren Grundwasserleiter und der sichere Betrieb der Bohrung.
Die Genehmigungen werden von den zuständigen Bergbehörden erteilt. Bei Prüfung der Anträge ziehen die Bergbehörden auch andere, relevante Behörden hinzu, ebenso wie die Gebietskörperschaften. Soweit wasserrechtliche Belange berührt sind, ist Einvernehmen mit den Wasserbehörden herzustellen.
In Deutschland werden bei Bohrungen und bei der Produktion von Kohlenwasserstoffen höchste Umwelt- und Sicherheitsstandards angewendet. Dies wird auch in einem Bericht des Bundesumweltministeriums über „Havarievermeidung, Kontrollmechanismen und Katastrophenbekämpfung betreffend Bohrinseln in Deutschland“ vom 16. Juni 2010 betont.
Nach deutschen Regeln werden Bohrungen mit mindestens redundanten Absperrvorrichtungen, die nach unterschiedlichen Systemen arbeiten, ausgerüstet. Die Funktionsfähigkeit wird behördlich geprüft; die vollständige Absperrung einer Bohrung im Notfall ist jederzeit gewährleistet. Die auf den Bohranlagen tätigen verantwortlichen Personen sind in Deutschland in der Früherkennung und Verhinderung von Unfällen ausgebildet und müssen diese Ausbildung regelmäßig wiederholen. Diese Ausbildung erfolgt in zertifizierten Bildungseinrichtungen wie der staatlich anerkannten Bohrmeisterschule in Celle.
Die deutsche Erdgasproduktion weist eine sehr hohe technische Integrität der Anlagen auf, was sich dadurch ausdrückt, dass es in der Vergangenheit nur einige wenige und begrenzte Schadensfälle gegeben hat. Soweit es hierbei zu Auswirkungen auf die Umwelt gekommen ist, wurden diese vollständig beseitigt. Relevante Vorfälle – auch in anderen Ländern – führen zu einer Überprüfung und ggf. Verbesserung der Verfahren zur Vermeidung zukünftiger Ereignisse.
Sämtliche Bergbauaktivitäten unterliegen der Aufsicht der zuständigen Bergbehörde. Im Rahmen ihrer Aufgaben können diese jederzeit, die Vorlage von Unterlagen verlangen, Auskünfte einholen und Bohr- und Betriebsplätze betreten. Sie können dabei vor Ort Prüfungen vornehmen oder Proben entnehmen. Ein Monitoring der Umweltauswirkungen findet auch durch die Erdgasproduzenten selbst statt. Beispielsweise haben die Erdgasproduzenten gemeinsam ein seismisches Überwachungssystem errichtet, das von einem behördlich bekanntgegebenen sachverständigen Unternehmen technisch betrieben und wissenschaftlich ausgewertet wird.
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