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Bergfräulein, Anne: Die Förderung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten,
Hamburg, Diplomica Verlag GmbH 2013
PDF-eBook-ISBN: 978-3-8428-3602-0
Herstellung: Diplomica Verlag GmbH, Hamburg, 2013
Zugl. Technische Universität Clausthal, Clausthal-Zellerfeld, Deutschland, Bachelorarbeit,
März 2012
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http://www.diplom.de, Hamburg 2013
Printed in Germany
I
Inhaltsverzeichnis
I. Abbildungsverzeichnis...III
II. Tabellenverzeichnis...IV
III. Abkürzungsverzeichnis ... V
IV. Formelzeichen- und Einheitenverzeichnis ... VII
1. Einleitung... 1
1.1. Die deutsche Energiepolitik im Umbruch
...
2
1.2. Der fossile Energieträger Erdgas
...
4
2. Grundlegendes über Erdgaslagerstätten ... 7
2.1. Die Entstehung von Erdgas
...
7
2.2. Abgrenzung von konventionellen und unkonventionellen Erdgasvorkommen
...
8
2.3. Geologische Eigenschaften unkonventioneller Erdgasvorkommen
...
11
2.3.1. Shale Gas
... 11
2.3.2. Coal bed methane (CBM) ... 11
2.3.3. Tight Gas... 18
3. Das Erdgaspotential in der BRD ... 20
3.1. Konventionelle Erdgasreserven in der BRD
...
21
3.2. Das Potential von unkonventionellen Erdgasvorkommen in der BRD
...
23
3.3. Die Förderraten konventioneller und unkonventioneller Erdgaslagerstätten
...
23
4. Die Technologien zur Erschließung und Förderung von Erdgas aus
unkonventionellen Lagerstätten ... 28
4.1. Historischer Überblick
...
28
4.2. Hydraulic fracturing
...
30
4.3. Die Horizontalbohrtechnik
...
33
4.4. Die Multifrac-Technik
...
35
5. Erfahrungen mit hydraulic fracturing... 38
5.1. Hydraulic fracturing in der BRD
...
39
5.2. Hydraulic fracturing in den USA
...
41
II
6. Kritische Aspekte bei der Anwendung von hydraulic fracturing in
unkonventionellen Gesteinsformationen... 45
6.1. Potentielle Grund- und Oberflächenwasserbelastungen
...
45
6.1.1. Der Wasserbedarf für den Frac-Vorgang... 49
6.2. Der Einsatz chemischer Additive
...
50
6.3. Bohren und Fracturing-Prozess
...
54
6.4. Die Entsorgung der produzierten Frac-Flüssikeit
...
56
6.5. Der Flächenverbrauch
...
58
6.6 Die Lärmbelastung auf die Umwelt
...
60
6.7. Seismische Aktivitäten im Untergrund
...
62
7. Zusammenfassung... 64
7.1. Vorstellbarer Ausblick über die Zukunft der unkonventionellen Erdgasförderung
...
65
8. Quellen- und Literaturverzeichnis ... 66
III
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Bruttostromerzeugung in Deutschland 2010 [4] ...3
Abbildung 2: Der Porenraum im Gestein einer konventionellen Lagerstätte [11] ...8
Abbildung 3: Mineralkorngefüge im Gestein einer unkonventionellen Lagerstätte [11]...9
Abbildung 4: Konventionelle und unkonventionelle Erdgaslagerstätten [13]...10
Abbildung 5: Shale- Formation an der Dorset-Küste in England [19] ...12
Abbildung 6: REM- Aufnahme eines Tonsteins [21]...13
Abbildung 7: REM- Aufnahme eines Tonsteins mit Silteinlagerungen [21] ...13
Abbildung 8: Oberfläche eines Anschliffs einer Shale-Formation [22] ...13
Abbildung 9: Ternäres Diagramm [21] ...15
Abbildung 10: Gliederungsübersicht für Kohleflözgase (KWs= Kohlenwasserstoffe) [15] ...16
Abbildung 11: Gesteinsformation für Flözgas (Coal Bed Methane- CBM) [11] ...17
Abbildung 12: Impermeable Poren in einer Tight Gas-Formation [26] ...19
Abbildung 13: Entwicklung der Erdöl- und Erdgasreserven und Produktion seit 2002 [29] ...22
Abbildung 14: Das stratigraphische Alter der in Betracht gezogenen Formationen [32]...24
Abbildung 15: Förderprofil einzelner Gasfördersonden im Fayetteville Gas Shale [69] ...27
Abbildung 16: Definition der Risslänge und Risshöhe [70]...31
Abbildung 17: Querschnitt einer Vertikalbohrung [14] ...33
Abbildung 18: Eine horizontal abgelenkte Bohrung in einer Shale Gas-Formation [39]...34
Abbildung 19: Komplettierung einer Bohrung [40] ...35
Abbildung 20: Die Multifrac-Technologie am Beispiel der Bohrung Söhlingen Z14 [41]...36
Abbildung 21: Erweiterung der Multifrac-Technologie um mehrere Horizontalbohrungen [42] ...37
Abbildung 22: Die Größe und Lage der Beckenstrukturen für Shale Gas in Nordamerika [50]...42
Abbildung 23: Beispiel Verrohrungsschema [72] ...47
Abbildung 24: Typische Zusammensetzung von Frac-Flüssigkeiten [14] ...53
Abbildung 25: Sammelbecken (Frac-Pit) in Susquehanna County, Pennsylvania [61] ...57
Abbildung 26: Der Flächenverbrauch im Vergleich [14]...58
Abbildung 27: Frac-Equipment Damme 2-3 (Exploration von Schiefergas) [62] ...59
Abbildung 28: Die totale Fahrzeugbewegung für die unkonventionelle Erdgasgewinnung [64]...60
IV
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Erdgasreserven und Produktion nach Fördergebieten (in Mrd. m³) [29]...21
Tabelle 2: Erdgasreserven und Produktion nach Bundesländern (in Mrd. m³) [29]...21
Tabelle 3: Historisch wichtige Ereignisse im Bereich der Frac-Technologie [34]...29
Tabelle 4: Additive in Frac-Flüssigkeiten [25]
...
51
V
Abkürzungsverzeichnis
Abt.
Abteilung
AG
Aktiengesellschaft
ASPO
Association for the Study of Peak Oil and Gas
Aufl.
Auflage
AVV
Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum Schutz gegen Baulärm
BGR
Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe
BImSchG Bundes-Immissionsschutzgesetz
Bio.
Billion
BMWi
Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie
BRD
Bundesrepublik
Deutschland
bzw.
beziehungsweise
ca.
circa
Co.
Compagnie
DEC
Department of Environmental Conservation
DEP PA
Department of Environmental Protection of Pennsylvania
DERA
Deutsche Rohstoffagentur
d.h.
das
heißt
DIN
Deutsche
Industrienorm
3D
dreidimensional
EIA
US Energy Information Administration
EWG
Europäische Wirtschaftsgemeinschaft
E&P
Oil and Gas Exploration and Production
engl.
englisch
EPA
US Environmental Protection Agency
etc.
et
cetera
et al.
und andere (lat.: et alii)
e.V.
eingetragener
Verein
ff.
folgende
GASH
Projektkürzel für
G
as
S
hales
in
E
urope
GeoEn
Verbundvorhaben GeoEnergieforschung
GmbH
Gesellschaft mit beschränkter Haftung
GWPC
Ground Water Protection Council
VI
Hrsg.
Herausgeber
Inc.
Incorporated
ISBN
International Standard Book Number
Jhg.
Jahrgang
KG
Kommanditgesellschaft
lat.
lateinisch
LAWA Länderarbeitsgemeinschaft
Wasser
LBEG
Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie
Ltd.
Limited (Kapitalgesellschaft)
Mio.
Millionen
Mrd.
Milliarden
Nds.
Niedersachsen
NIKO
Projektkürzel für
N
ichtkonventionelle
K
ohlenwasserstoffe
Nr.
Nummer
NRW
Nordrhein-Westfalen
oHG
Offene Handelsgesellschaft
RDB
Ring
Deutscher
Bergingenieure
RRC
Railroad
Commission of Texas
s. siehe
S. Seite
SPD
Sozialdemokratische Partei Deutschlands
TA
Technische
Anleitung zum Schutz gegen Lärm
TOC
total organic carbon content
u.a.
unter
anderem
US
United
States
USA
United States of America
USGS
US Geological Survey
UV
Ultraviolett
VAwS
Anlagenverordnung
wassergefährdende
Stoffe
vgl.
vergleiche
VR
Vitrinitreflexion
VwVwS Verwaltungsvorschrift
wassergefährdender Stoffe
WHG
Wasserhaushaltsgesetz
z.B.
zum
Beispiel
VII
Formelzeichen- und Einheitenverzeichnis
tcf
Billion Kubikfuß (engl.: trillion cubic feet)
dB
Dezibel
Gew.-% Gewichtsprozent
° C
Grad Celsius
g Gramm
a Jahr
(lat.:
annus)
km
Kilometer
m³
Kubikmeter
mm
Millimeter
mD
milliDarcy
mg
Milligramm
% Prozent
km²
Quadratkilometer
d Tag
(engl.:
day)
t Tonne
Vn
Porenvolumen im Normzustand
Vol.-%
Volumenprozent
1
1. Einleitung
Die Motivation dieser Bachelorarbeit liegt zum einen in der aktuellen
energiepolitischen Entwicklung in Deutschland und zum anderen darauf
aufbauend in der derzeit massiv diskutierten Thematik der Erkundung und
Förderung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten. Zur Erschließung und
Förderung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten wird die so genannte
,,Frac-Technik" eingesetzt. Diese Technik ermöglicht durch hydraulische
Stimulation des Gebirges und dem Zusatz von Additiven das Bohrloch zur
Förderung des Gases dauerhaft zu erweitern und somit die Durchlässigkeit entlang
künstlich geschaffener Risse zu verbessern.
Die Diskussion über diese Technologie entfachte vor allem als der umstrittene
Film
G
as
L
and
von Josh Fox im Sommer 2010 erschien, da Umweltverbände und
Naturschutzorganisationen die dargestellten amerikanischen Zustände befürchten.
Der Filmemacher reist während seiner Dreharbeiten durch mehrere von der
Förderung aus unkonventionellen Lagerstätten betroffener US-Staaten und stellt
die Förderung wegen möglicher Umweltbeeinträchtigungen fortlaufend in Frage.
So zeigt er, wie ganze Landstriche mit Bohrplätzen und Zufahrtstraßen besetzt
werden, Anwohner durch benachbarte Förderarbeiten gesundheitliche Probleme
bekommen und wie diese ihre Wasserhähne anzünden können. Der brennende
Wasserhahn als Folge der Grundwasserverunreinigung bei der Gewinnung von
Shale Gas ist eine immer wiederkehrende Schlüsselszene in seinem Film und soll
die Belastung des Grundwassers durch den für das Verfahren notwendigen
Einsatz chemischer Additive und die Gefahr des Methanaufstiegs in
grundwasserführende Schichten während des gesamten Prozesses kritisieren.
Seit dem Erscheinen des Films ist in der Öffentlichkeit der Eindruck entstanden,
dass mit der unkonventionellen Gasförderung zwangsläufig Umwelt- und
Gesundheitsprobleme auftreten. Dabei wird allerdings außer Acht gelassen, dass
in der Bundesrepublik Deutschland schon seit über 60 Jahren unkonventionelles
Erdgas (Tight Gas) mittels Frac-Technik ohne nennenswerte Umweltschäden
gefördert wird und es diesbezüglich Verordnungen und einschlägige Gesetze gibt,
die von den Bergämtern als Aufsichtsbehörde überwacht werden.
2
Ziel der Bachelorarbeit ist die Darstellung des derzeitigen Kenntnisstandes über
die Förderung von unkonventionellen Erdgaslagerstätten durch die Anwendung
der Frac-Technologie. Der Fokus liegt bei der Differenzierung der Begriffe
konventionell und unkonventionell, der Erörterung möglicher Förderpotentiale in
Deutschland (speziell der Potentiale von Schiefergas und Kohleflözgas), der
Beschreibung der Technologien zur Erschließung und Förderung von Erdgas aus
unkonventionellen Vorkommen und der Darstellung der kritischen Aspekte
hinsichtlich der Anwendung von hydraulic fracturing in unkonventionellen
Gesteinsformationen. Die Arbeit bezieht sich dabei vor allem auf die Sachlage in
Deutschland, sowie auf die Unterschiede im Vergleich zu den USA. Für einen
Einstieg in die Thematik sollen zunächst eine Beschreibung der aktuellen
energiepolitischen Situation Deutschlands und anschließend ein Überblick über
den fossilen Energieträger Erdgas, dessen Verwendung und der chemischen
Zusammensetzung folgen.
1.1. Die deutsche Energiepolitik im Umbruch
Die Gestaltung einer nachhaltigen Energieversorgung ist derzeit eines der
bedeutendsten Zukunftsthemen für die deutsche Volkswirtschaft. Folglich steht
die Politik der BRD vor dem Beginn eines langen Prozesses. Das Energiekonzept
der Bundesregierung sieht eine Reduzierung der Treibhausemissionen bis 2050
um mindestens 80 % gegenüber 1990 vor [1]. Darüber hinaus ist es Ziel, den
Energieverbrauch deutlich zu senken und die Energieeffizienz, welches ein Maß
für die Ausnutzung der eingesetzten Energie ist, zu erhöhen.
Seit dem dramatischen Ereignis im Kernkraftwerk Fukushima in Japan als Folge
einer Naturkatastrophe beschäftige sich die Bundesregierung zudem mit der
Positionierung der zukünftigen Energieversorgung in Deutschland vor dem
Hintergrund, dass der Ausstieg aus der Kernenergie möglichst schnell realisiert
werden soll. Dieser Erlass wurde am 30.06.2011 mit großer Mehrheit im
Bundestag verabschiedet. Die derzeit seit drei Monaten im Moratorium stehenden
sieben ältesten deutschen Atomkraftwerke sowie das Kernkraftwerk Krümmel
sollen somit nicht wieder in Betrieb gehen. Die übrigen Kraftwerke sollen
schrittweise bis zum Jahr 2022 vom Netz genommen werden. Über die Erhaltung
eines Kernkraftwerkes als stille Reserve wird dennoch nachgedacht [2].
3
Zudem beschloss der deutsche Bundestag am 14.03.2011 die Streichung der so
genannten Revisionsklausel aus dem Steinkohlefinanzierungsgesetz, was das
endgültige Aus zum Ende des Jahres 2018 für den subventionierten
Steinkohlebergbau in Deutschland beinhaltet. Die Revisionsklausel war auf
Drängen der SPD in das im November 2007 verabschiedete
Steinkohlefinanzierungsgesetz aufgenommen worden. Sie gehörte zu den
Eckpunkten der im Februar 2007 erzielten grundsätzlichen Einigung über die
Beendigung der heimischen Steinkohleförderung bis zum Jahr 2018 [3].
Abbildung 1: Bruttostromerzeugung in Deutschland 2010 [4].
Zur Umsetzung der energiepolitischen Intentionen müssen vor allem
Veränderungen im Bereich der Stromerzeugung durchgesetzt werden. So soll die
Stromerzeugung in 40 Jahren von heute mehr als 80 % Fossil- und Kernenergie
auf 80 % erneuerbare Energien steigen. Derzeit beteiligen sich die erneuerbaren
Energien jedoch nur mit knapp 17 % an der deutschen Bruttostromerzeugung
(s. Abbildung 1). Um den Anteil der erneuerbaren Energien an der Bruttostrom-
erzeugung zu steigern und um eine zuverlässige Versorgung mit Energie
gewährleisten zu können, müssen in der gesamten Energiebranche Investitions-
entscheidungen getroffen werden. Folglich werden massive Investitionen
benötigt, um zum einen wegfallende Kapazitäten zu ersetzen und zum anderen die
4
unumgängliche Energiewende hin zu einer zuverlässigen, klimafreundlichen
Energieversorgung herbeizuführen.
Zur Sicherstellung einer sicheren und bezahlbaren Energieversorgung muss
zunächst Ersatz für die Nutzung der Kernenergie gefunden werden. Die Funktion
der Gas- und Kohlekraftwerke verlagert sich dabei besonders in der Verfügbarkeit
als Regel- und Reservekapazitäten. Die Vorteile der Erdgaskraftwerke als
wirtschaftlicher Partner zur Stromerzeugung aus Wind und Sonne liegen dabei vor
allem in der Möglichkeit schnell anzufahren und der flexiblen Steuerung, zumal
Erdgas nicht nur in großen unterirdischen Erdgasspeichern (Kavernen- und
Porenspeicher), sondern auch im Netz gut speicherbar ist. Ebenso sind
Erdgaskraftwerke für den dezentralen Einsatz bestens geeignet, beispielsweise
kann dies in Form hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung erfolgen. Die
Infrastruktur von Erdgas kann in einem bestimmten Umfang auch von Biogas
verwendet werden [5].
Nach den meisten Prognosen wird der weltweite Erdgasbedarf in den nächsten
Jahrzehnten weiter ansteigen wird. Zu den Großabnehmern der industrialisierten
Welt schließen sich von nun an ebenso Länder wie China und Indien dem
Gasmarkt an. Daneben nimmt auch der Eigenbedarf der Förderländer beständig
zu. Demgemäß ist auch der Erdgasverbrauch in der BRD seit den letzten zehn
Jahren um knapp 20 % gestiegen. Vor diesem Hintergrund wirft die Deckung des
Erdgasbedarfs in Deutschland die Frage nach der Erschließung neuer Potentiale
auf.
Dies betrifft vor allen den Bereich der nicht-konventionellen Lagerstätten in
Deutschland, die momentan hinsichtlich Quantifizierung und wirtschaftlicher
Nutzbarkeit unter Berücksichtigung der örtlichen Gegebenheiten untersucht
werden.
1.2. Der fossile Energieträger Erdgas
Erdgas ist ein fossiler Energieträger und zählt wie Erdöl und Kohle zu den
natürlich brennbaren organischen Rohstoffen. Es ist ein ungiftiges, farb- und in
5
natürlicher Form in der Regel geruchsloses Gas, das bei einer Temperatur von
rund 600° C verbrennt. Bei Raumtemperatur ist Erdgas sehr reaktionsfreudig, d.h.
hochentzündlich. Das Gas als solches ist jedoch nur in Verbindung mit Sauerstoff
brennbar, etwa in Form eines Gasgemisches mit atmosphärischer Luft. Bei der
Verbrennung entstehen hauptsächlich Wasser und Kohlestoffdioxid als
Reaktionsprodukte. Dabei emittiert Erdgas bei der Verbrennung ungefähr 55 %
weniger Kohlenstoffdioxid als Kohle und ist damit der umweltschonendste
Energieträger unter den fossilen Brennstoffen. Auch bei der Emission der übrigen
Schadstoffe wie Schwefeldioxid oder Stickoxiden schneidet Erdgas gegenüber
den anderen fossilen Energieträgern besser ab [6].
Heute wird Erdgas vorwiegend zur Stromerzeugung, zur privaten und
gewerblichen Wärmeversorgung, zur Warmwasseraufbereitung oder als
alternativer Treibstoff für Kraftfahrzeuge eingesetzt. In der Industrie wird Erdgas
unter anderem zur Befeuerung von Dampfkesselanlagen, zum Betrieb von
Textilmaschinen oder zur Oberflächenveredelung verwendet. Die Erdgasflamme
kann als Werkzeug beim Brennschneiden oder bei Vorwärmen von
Schweißarbeiten eingesetzt werden [7].
Die chemische Zusammensetzung von Erdgas variiert aufgrund der geologischen
Vorraussetzungen. Wesentlicher Bestandteil von Erdgas ist Methan, daneben
besteht es aus Stickstoff (häufig zwischen 0 und 15 %, in Extremfällen bis zu 70
%), geringen Anteilen an Kohlenstoffdioxid (häufig zwischen 0 und 10 %) und
Schwefelwasserstoff (häufig zwischen 0 und 35 %). Schwefelwasserstoff wird mit
Hilfe von Entschwefelungsverfahren im Rahmen der Erdgasaufbereitung von dem
Erdgas entfernt. Das Kohlenstoffdioxid wird in keiner Form genutzt und wird im
Rahmen der Förderung an die Luft weitergeleitet. Außerdem enthält Erdgas nicht
selten größere Mengen an Ethan (häufig zwischen 1 und 15 %), Propan (häufig
zwischen 1 und 10 %), Butan und Ethen. Ein Gasgemisch aus diesen
Komponenten wird in der Terminologie auch als Nassgas bezeichnet. Wesentlich
dabei ist der Gehalt von Pentan und höheren Homologen der n-Alkane. Diese
verflüssigen sich, wenn sie nach der Entnahme aus der Lagerstätte (hoher Druck,
hohe Temperaturen; hier gasförmig) an die Erdoberfläche gelangen, d.h. sie
werden druckentlastet und gekühlt, unterschreiten dabei den Siedepunkt und
6
gehen in den flüssigen Zustand über. Demzufolge werden auch flüssige (,,nasse")
Komponenten produziert, die als Kondensate bezeichnet werden. Darüber hinaus
enthält Gas auch Wasser, aufgrund dessen es in den obertägigen Anlagen einer
Förderanlage getrocknet werden muss. Geschieht dies nicht hinreichend, sprechen
die Ingenieure von ,,nassen Gas" in den Pipelines. Dies kann zur Bildung von
Methanhydrat führen und die Pipelines verstopfen oder korrodieren lassen. Die
Gastrocknung zur Entfernung der Restfeuchte im Erdgas erfolgt durch Einsprühen
von Glykol in den Gasstrom. Aufgrund seiner hygroskopischen Eigenschaften
nimmt Glykol den restlichen Wasserdampf auf. Danach wird das gesättigte
Glykol abgetrennt, vom Wasser gereinigt und schließlich wieder in den Kreislauf
der Gastrocknungsanlage eingeführt [81].
Außerdem kann Erdgas auch elementaren Schwefel (einige g/m³) und Quecksilber
(wenige g/m³) enthalten. Auch diese Stoffe müssen zuvor abgetrennt werden, da
sie Schäden an den nachgeschalteten Anlagen hervorrufen können.
Es werden verschiedene Typen Erdgas hinsichtlich des Brennwertes
unterschieden. Die Differenzierung in Erdgas H (engl. ,,high") und Erdgas L
(engl. ,,low") bezeichnet dabei zwei unterschiedliche Qualitäten. Erdgas vom Typ
H besitzt einen Methangehalt von 87 bis 99 Vol.-%, wobei Erdgas L bei
Methananteilen von 80 bis 87 Vol.-% größere Mengen an Stickstoff und
Kohlenstoffdioxid enthält. Aus der Nordsee stammendes Erdgas H etwa setzt sich
aus rund 89 % Methan, 8 % weiteren Alkanen und aus 3 % Inertgasen
1
zusammen. Dagegen besteht Erdgas H aus der Gemeinschaft Unabhängiger
Staaten (GUS) beispielsweise zu ungefähr 98 % Methan, 1 % weiteren Alkanen
und zu 1 % aus Inertgasen. Erdgas vom Typ L hat einen Methangehalt von etwa
85 % und enthält etwa 4 % Alkanen und 11 % Inertgasen [8].
1
Als Inertgase werden Gase bezeichnet, die sehr reaktionsträge (inert) sind und sich folglich nur an wenigen
chemischen Reaktionen beteiligen. Zu den Inertgasen gehören z.B. auch Stickstoff und sämtliche Edelgase
(Helium, Neon, Argon, Krypton, Xenon, Radon) [80].
7
2. Grundlegendes über Erdgaslagerstätten
Die bis heute am häufigsten aufgeschlossenen Gaslagerstätten befinden sich in
Speicherhorizonten, in denen sich das Gas auf seinem Weg von seiner
Bildungsstätte, dem Muttergestein, zur Tagesoberfläche in natürlichen Barrieren,
so genannten Erdgasfallen, angesammelt hat. Daneben verfügt die geologische
Situation in Deutschland über weitere wertvolle und bisher unvollständig
erschlossene Gaslagerstätten in so genannten unkonventionellen Vorkommen,
etwa in Schiefergesteinen oder in Kohleflözen.
2.1. Die Entstehung von Erdgas
Der Ursprung für die Bildung von Erdgas waren organische Verbindungen, wie
Pflanzen oder Kleinstlebewesen (Mikroorganismen), die vor Jahrmillionen
abgestorben sind und sich unter anaeroben (sauerstoffarmen) Bedingungen
abgelagert haben. In diesem Milieu kommt es zu keiner Verwesung, so dass das
organische Material als Faulschlamm erhalten bleibt. Abgedeckt durch Sedimente
entwickelte sich das organische Material unter erhöhter Temperatur und
auflastenden Druck erst zu Torf, dann im Laufe der Jahrmillionen zu Braunkohle
und schließlich zu Steinkohle. Jenes ist das so genannte Muttergestein, in dem
sich das Erdgas bei Temperaturen von 120° bis 180° C in 4.000 bis 6.000 m Tiefe
gebildet hat (Prozess der Inkohlung) [9]. Grundsätzlich lässt sich hierfür
vermerken, dass sich die Gesteinsformationen umso mehr erhitzen, je tiefer sie
unter die sie überlagernden Gesteinsschichten absinken und zwar um
durchschnittlich 30° C je km, wobei sie die organische Stoffe ab einer Temperatur
von etwa 60° C zu Erdöl und dann zu Gas zersetzen. Der Grad der Zersetzung
richtet sich nach Tiefe, Temperatur und Expositionszeit. Je höher die Temperatur
und je länger die Expositionsdauer, umso stärker werden die komplexen
organischen Moleküle aufgespalten, sodass sie sich schließlich in ihren
einfachsten Bestandteil, Methan, zersetzen [10].
Nach der Bildung im Muttergestein und dessen Zusammendrücken durch das
Gewicht der darüberliegenden Gesteinsschichten migrierte das Gas entlang von
8
Porenräumen und Klüften aufwärts Richtung Tagesoberfläche, bis der weitere
Aufstieg durch undurchlässige Gesteinsschichten wie Salz, Mergel oder Ton
verhindert wurde. Durch die ständige Verschiebung der Erdkruste verschob sich
auch das Speichergestein, so dass sich das Gas bleibend an der höchsten Stelle der
Formation sammeln konnte. Solche natürlichen Erdgasansammlungen in
Erdgasfallen zählen zu den konventionellen Erdgasvorkommen. Im folgenden
Kapitel wird der Unterschied zwischen solchen und unkonventionellen
Vorkommen beschrieben.
2.2. Abgrenzung von konventionellen und unkonventionellen
Erdgasvorkommen
Die Gesteinsformationen der konventionellen Erdgasvorkommen zeichnen sich
durch eine vergleichsweise hohe Permeabilität (Durchlässigkeit) aus. Abbildung 2
zeigt, dass die zusammenhängenden Porenräume dem Gestein eine gute
Durchlässigkeit verleihen. Zudem führt das Zuflussverhalten des Gases aufgrund
des Lagerstättendruckes selbsttätig aus der Lagerstätte in das Bohrloch zu fließen
dazu, dass eine einfache und vor allem wirtschaftliche Förderung mittels Anlegen
von Bohrlöchern möglich ist.
Abbildung 2: Der Porenraum im Gestein einer konventionellen Lagerstätte [11].
Die konventionellen Lagerstätten befinden sich in 2.500 bis 5.000 m Tiefe. Seit
einiger Zeit sind auf diesem Gebiet keine bedeutenden neuen Entdeckungen mehr
in Deutschland erzielt worden, so dass die Vorräte und Fördermengen der
konventionellen Erdgasvorkommen voraussichtlich deutlich abnehmen werden
[12].
9
Bei Lagerstätten, deren Inhalt nur mit sehr großem technischem Aufwand
gewinnbar ist, wird von unkonventionellen Vorkommen gesprochen. Das Erdgas
befindet sich hier noch immer an seinem Entstehungsort infolge der sehr
niedrigen Porosität und Durchlässigkeit des Speichergesteins. Abbildung 3
veranschaulicht, dass der Porenzwischenraum bei Gesteinen unkonventioneller
Lagerstätten im Vergleich zu konventionellen Lagerstätten sehr gering ist und die
Mineralkörner eng zusammen liegen, so dass die Erdgasmigration vom
Muttergestein zur Tagesoberfläche nur sehr schlecht bis gar nicht möglich war.
Abbildung 3: Mineralkorngefüge im Gestein einer unkonventionellen Lagerstätte [11].
Zu den unkonventionellen Vorkommen zählen in Tonsteinen enthaltenes Gas
(Shale Gas), Kohleflözgas (CBM- Coal Bed Methane), Erdgas in großer Teufe,
oftmals über 4.500 m (Deep Gas und Tight Gas), Erdgas in besonders
undurchlässigen Gesteinen, wie dichten Sand- oder Kalksteinhorizonten, dessen
Porenräume meist 20 % kleiner als von konventionellen Lagerstätten sind (Tight
Gas), sowie Aquifergas und Gashydrat.
In Abbildung 4 ist schematisch die konventionelle und unkonventionelle
Erdgasförderung in Schiefergestein (Shale gas), dichtem Gestein (Tight gas) und
Kohleflözen (CBM) dargestellt. Gashydrate wie sie in der Abbildung unten links
zu sehen sind, sind im Wasser gebundene Methanmoleküle. Diese Kristalle sind
immobil in weichen Gesteinsschichten in unterschiedlichen Konzentrationen
gebunden. Sie kommen überwiegend auf dem Meeresboden und in Permafrost-
Gebieten vor [12]. Entsprechende Vorkommen gibt es in Deutschland nicht und
finden demzufolge keine Berücksichtigung in dieser Arbeit. Die oben links in
Abbildung 4 dargestellte konventionelle reine Förderung aus der Erdgasfalle ist
von der ,,Begleitgasförderung" zu unterscheiden. Reine Gasfelder enthalten kaum
Erdöl. Jedes Erdölfeld hingegen enthält einen gewissen Anteil an Erdgas
10
(associated gas). Die Förderung dieses Erdgases erfolgt gewöhnlich zusammen
mit dem Erdöl.
Abbildung 4: Konventionelle und unkonventionelle Erdgaslagerstätten [13].
Die Abgrenzung zwischen den unkonventionellen und konventionellen
Erdgaslagerstätten erfolgt anhand der Permeabilität eines Gesteins, wobei die
Permeabilität unkonventioneller Gaslagerstätten nur ein tausendstel
beziehungsweise ein hunderttausendstel einer konventionellen Lagerstätte
entspricht. Der Permeabilitätsbereich konventioneller Lagerstätten liegt zwischen
2 bis 10 mD. Tight Gas aus Sandlagerstätten besitzt eine geringe Durchlässigkeit
von 0,001 bis 1 mD. Eine noch geringere Durchlässigkeit von 0,00001 bis
0,00005 mD weisen Shale Gas-Formationen auf. Bei Flözgasformationen ist die
Permeabilität gewöhnlich nur über Risse herzustellen [12].
Alle unkonventionellen Vorkommen zeichnen sich neben der sehr geringen
Permeabilität dadurch aus, dass der Gehalt an Kohlenwasserstoffe je
Gesteinsvolumen im Vergleich zu konventionellen Feldern klein ist und sie über
ein immens großes Gebiet von Zehntausenden von Kilometern verteilt sind [14].
Hinsichtlich der geringen Durchlässigkeit im Speichergestein sind im Gegensatz
zu den konventionellen Vorkommen spezielle Verfahren, wie das hydraulische
Aufreißen zur Erdgasförderung notwendig. Überdies ist die Förderrate je
Bohrloch wegen des geringen Kohlenstoffgehalts des Muttergesteins deutlich
11
kleiner als bei konventionellen Feldern, was eine größere Herausforderung in
Bezug auf die Wirtschaftlichkeit bedeutet [10].
Der Begriff ,,unkonventionell" bezeichnet folglich nicht das Gas, welches sich
von der Zusammensetzung nicht von ,,konventionellem" Erdgas unterscheidet,
sondern vielmehr die Methode zur Förderung aus dem dichten und
undurchlässigen Speichergestein, die die Durchlässigkeit künstlich erhöht und für
dessen Gewinnung zusätzlich bessere Wegsamkeiten für den Austritt des Gases
schafft.
2.3. Geologische Eigenschaften unkonventioneller Erdgasvorkommen
Die Erschließung der unkonventionellen Erdgasvorkommen, die Förderung des
unkonventionellen Erdgases und damit einhergehend die Wirtschaftlichkeit der
Gewinnung sind größtenteils von den geologischen Parametern der jeweiligen
Lagerstätte abhängig.
Wie in Kapitel 2.2 beschrieben, gehören Kohleflözgas (Coal Bed Methane-
CBM), Schiefergas (Shale Gas) und Tight Gas zu den unkonventionellen
Erdgasvorkommen und sollen in diesem Abschnitt besonders in Hinblick auf die
geologischen Eigenschaften beschrieben werden.
2.3.1. Shale Gas
Schiefergas (engl.: Shale Gas) ist geologisch gesehen jenes Gas, welches im
Muttergestein geblieben ist und aufgrund der geringen Matrix-Permeabilität des
sedimentären Gesteins (Schiefer, Tongesteine) nicht in eine Gasfalle migriert ist.
Das Gas ist in den Poren und Bruchzonen oder an die organischen Bestandteile
der Schicht im Muttergestein gebunden (Adsorption) und eingeschlossen [10].
Ende der Leseprobe aus 88 Seiten
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- Arbeit zitieren
- , 2012, Die Förderung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten, Hamburg, Bedey Media GmbH, https://www.diplom.de/document/294191
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