Hydraulic Fracturing

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Hydraulic Fracturing oder kurz Fracking[1] (von englisch to fracture ‚aufbrechen‘, ‚aufreißen‘; auch „Hydrofracking“, „Fraccing“,[2] Fracing[3] oder Frac Jobs genannt,[4] deutsch auch hydraulische Frakturierung,[5] hydraulisches Aufbrechen,[6] hydraulische Risserzeugung[7] oder auch hydraulische Stimulation[1]) ist eine Methode zur Erzeugung, Weitung und Stabilisierung von Rissen im Gestein einer Lagerstätte im tiefen Untergrund, mit dem Ziel, die Permeabilität (Durchlässigkeit) der Lagerstättengesteine zu erhöhen. Dadurch können darin befindliche Gase oder Flüssigkeiten leichter und beständiger zur Bohrung fließen und gewonnen werden.

Beim Fracking wird durch eine Bohrung, unter hohem Druck von typischerweise mehreren hundert Bar eine Flüssigkeit („Fracfluid“) in den geologischen Horizont, aus dem gefördert werden soll, gepresst. Als Fracfluid dient Wasser, das zumeist mit chemischen Zusätzen und Stützmitteln, wie z. B. Quarzsand, versetzt ist. Üblicherweise werden zunächst im Zielhorizont mehrere abgelenkte Bohrungen (Laterale) mittels Richtbohren angelegt, wobei der Bohrkopf schichtparallel geführt wird. Dadurch ist die zur Verfügung stehende Bohrlochlänge in der Lagerstätte wesentlich größer, was generell die Ausbeute der Förderung erhöht. Zum Einsatz kommen beim Hochvolumen-Hydrofracking große Flüssigkeitsmengen mit mehr als 1000 m³ pro Frackphase bzw. insgesamt mehr als 10.000 m³ pro Bohrloch.[1]

Seit Ende der 1940er Jahre wird Fracking vor allem bei der Erdöl- und Erdgasförderung sowie bei der Erschließung tiefer Grundwasserleiter für die Wassergewinnung und der Verbesserung des Wärmetransportes bei der tiefen Geothermie eingesetzt. In den letztgenannten Anwendungsfällen werden keine Stützmittel oder chemischen Zusätze benötigt.

Während in den ersten Jahrzehnten Fracking vor allem in der Spätphase der Förderung aus einer konventionellen Erdöl- oder Erdgaslagerstätte angewendet wurde, wird seit Anfang der 1990er Jahre und insbesondere in den USA ab etwa dem Jahr 2000 verstärkt sogenanntes unkonventionelles Erdöl und Erdgas (u.a. „Schiefergas“) mittels Fracking gefördert, was einen Boom zur Folge hatte. Dies hat den dortigen Energiemarkt erheblich verändert und sorgte für ein aktuelles Erdgas-Überangebot mit Preisverfall auf dem US-Markt, so dass die Rentabilität des Verfahrens bereits in Frage gestellt wurde. Die US-Regierung unterstützt daher seit etwa 2013 Bestrebungen zum verstärkten Export von Flüssigerdgas nach Europa und Japan, unter anderem mit beschleunigten Genehmigungsverfahren.[8][9]

Während einige Stimmen diese geostrategische Komponente durch die Veränderung der internationalen Abhängigkeiten betonen, führen die Umweltrisiken und mögliche Gesundheitsgefahren des „Fracking-Booms“ vor allem in Europa zu einer kontrovers geführten und noch andauernden fachlichen, politischen und gesellschaftlichen Debatte.[1][10][11][12] Einige Länder und Regionen haben Erdgas-Fracking auf ihrem Gebiet gesetzlich verboten.

Schiefergasbohrung in der Pinedale-Antiklinale im US-Bundesstaat Wyoming, im Hintergrund die Rocky Mountains[13]
Gas-Bohrung des Unternehmens Halliburton in die Bakken-Formation im Bundesstaat North Dakota

Anwendungsgebiete[Bearbeiten]

Links: konventionelle Lagerstätte, rechts: unkonventionelle Lagerstätten

Die Fracking-Methode wurde in den ersten Jahren nach ihrer Entwicklung hauptsächlich dazu verwendet, die Förderperiode einer Erdöl- oder Erdgaslagerstätte zu verlängern bzw. um den Abfall der Förderrate in der Spätphase der Ausbeutung einer Lagerstätte zu verringern. Dabei handelte es sich um sogenannte konventionelle Lagerstätten, mit relativ hoher natürlicher Porosität und Permeabilität des Lagerstättengesteins.

Seit den 1990er Jahren wird Fracking jedoch zunehmend zur Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe aus sogenannten unkonventionellen Öl- und Gaslagerstätten mit geringporösen und impermeablen Lagerstättengesteinen eingesetzt, wobei Primär- und Sekundärlagerstätten unterschieden werden. Bei Sekundärlagerstätten sind Öl und Gas aus ihrem Muttergestein in ein einst ausreichend poröses und permeables Speichergestein gewandert, dessen Porosität und Permeabilität sich nachträglich deutlich verringert hat, sodass heute beim Einsatz konventioneller Fördermethoden eine zu geringe Förderrate erzielt würde. Man spricht hierbei auch von Tight Oil und Tight Gas.

Bedeutender ist die Anwendung zur Förderung aus Primärlagerstätten, wo Öl und Gas sich noch in ihren Muttergesteinen befinden. Dies können entweder Kohleflöze (CBM, Coal Bed Methane) oder Tonsteine (shale gas, shale oil) sein. Solche Tonsteine werden oft petrographisch inkorrekt als Schiefer bezeichnet, was teilweise tradiert ist und teilweise auf einer ungenauen Übersetzung des englischen Wortes shale („dünnplattiger Tonstein“) beruht. Das aus diesen Tonsteinen gewonnene Gas und Öl wird deshalb Schiefergas bzw. Schieferöl genannt. Beim Schieferöl kann dies zu Unklarheiten führen, ob „reifes“ Öl aus Primärlagerstätten, also „Fracking-Öl“ gemeint ist, oder Öl, dass durch Aufbereitung aus einem „unreifen“ Ölschiefer gewonnen wurde.

„Fracken“ basiert auf mehreren Horizontalbohrungen innerhalb der Lagerstätten. Jedes Bohrloch wird einzeln gefrackt und dabei seismisch überwacht, um die Rissausbreitung über das Druckniveau steuern zu können. Die Technik selbst stammt aus den 1940er Jahren, 1949 wurde sie erstmals kommerziell angewendet.[14] In anderen Bergbaubereichen wird schon länger gefrackt.[15] Seit der deutlichen Preissteigerung bei Öl und Gas wird zunehmend, vor allem in den USA (allein 2008 mehr als fünfzigtausendmal), gefrackt. Etwa 90 % aller Gasbohrungen der USA werden gefrackt, wodurch ein temporäres Gasüberangebot entstand, das zum Einbruch der dortigen Gaspreise führte.[16]

Auch außerhalb der Erdöl- und Erdgasförderung wird gefrackt, um Reservoire zu stimulieren, so zur Stimulation des Wasserflusses in der Tiefen-Geothermie, von Grundwasserbrunnen[17] zur Trinkwasserversorgung und im Bergbau auf feste mineralische Ressourcen. In einigen Fällen werden Bohrungen zur langfristigen Vorentgasung von Steinkohleflözen gefrackt.

Technik[Bearbeiten]

Fracking-Bohrstelle im Betriebszustand mit Zuleitungen

Beim Hydraulic Fracturing wird eine Flüssigkeit (Fracfluid), die auch ein Stützmittel enthalten kann, in eine meist mehrere hundert bis maximal etwa 3000 Meter tiefe Bohrung gepresst. Der hierbei im zu frackenden Bereich erreichte Fluiddruck muss die geringste im Gestein anliegende Spannung und die Zugfestigkeit des Gesteins überschreiten, um das Gestein aufzubrechen. Wenn dies der Fall ist, drückt die Flüssigkeit das Gestein auseinander (Zugriss). Im Normalfall sind die Horizontalkomponenten des Spannungsfeldes kleiner als die Vertikalkomponente, da die Vertikalkomponente – der aus dem Gewicht der auflagernden Gesteinsschichten resultierende lithostatische Druck – mit der Tiefe kontinuierlich anwächst und so unterhalb einer gewissen Tiefe die größte der Hauptspannungs-Komponenten ist. So entstehen durch Fracking Zugrisse vorwiegend als meist nahezu vertikale Rissflächen, die sich in Richtung der kleinsten horizontalen Hauptspannung öffnen und also in Richtung der größten horizontalen Hauptspannung ausbreiten. Kleinräumig kann das Spannungsfeld z. B. durch tektonische Zusatzspannungen deutlich anders orientiert sein.

Nach dem Aufbrechen der Formation wird der Einpressdruck zurückgenommen und die eingepresste Flüssigkeit, die noch unter dem Druck der Gesteinsschicht steht, fließt größtenteils zurück (Backflow). Das zugesetzte Stützmittel verbleibt in den Rissen und hält diese offen. Auch Additive des Fracfluids verbleiben teilweise durch Adhäsionswirkung an den Fluid-Gesteins-Grenzen im Gestein.

Um das gelöste Gas optimal zu fördern, werden von einem Bohransatzpunkt mehrere, in der Tiefe oft nahezu horizontal, in jedem Fall jedoch innerhalb der Zielformation geführte Bohrungen niedergebracht. Die abgelenkten Bohrungen werden mit Hilfe des sogenannten Richtbohrverfahrens präzise in der Lagerstätte geführt. Der Bohrpfad wird dazu mit Hilfe einer direkt hinter dem Bohrkopf platzierten MWD-Messeinheit (measurement while drilling) während des Bohrens kontrolliert (Geo-Steering).

Die abgelenkten Bohrungen werden dann einzeln und abschnittsweise, den geologischen und geomechanischen Untergrundbedingungen angepasst, mehrfach (12- bis 16-fach) gefract. Ziel dieses „Multi-Well-Pad“-Verfahrens ist die möglichst räumliche Exploitation des Gases im Zielhorizont aus einem größeren, durch die Fracs erschlossenen, Volumen des Bohrungsumfelds. Erst dieses Verfahren ermöglicht den Durchbruch zu einem groß-industriellen Einsatz der Frac-Technik. Im Gegensatz dazu wurden früher in den Vereinigten Staaten und andernorts einige Schiefergasfelder, zum Beispiel das „Jonah gas field“ in Upper Green Valley/Wyoming, mit einzelnen vertikalen, nicht abgelenkten Bohrungen erschlossen. Dazu waren sechs bis acht Bohrungen pro Quadratmeile (entspricht zwei bis drei Bohrungen pro Quadratkilometer) nötig.[18]. Durch die heutige Technik wird die Anzahl der Bohrungen pro Quadratkilometer und besonders auch die Anzahl der Bohrplätze drastisch reduziert, wobei insbesondere die mögliche Länge der abgelenkten Bohrlochabschnitte das Bohrplatzraster bestimmt. Heute sind durchaus Abstände der Bohrplätze von 10 km denkbar.

Fracfluide[Bearbeiten]

Mischapparatur für das Beimischen der Fracfluide zum Wasser, vor dem Einpressen in das Bohrloch.

Fracfluide sind Flüssigkeiten, die in das Bohrloch eingebracht werden und mit hohem Druck in der gasführenden Zielformation künstliche Risse erzeugen. Mit Hilfe bestimmter, konditionierter Fracfluide werden verschiedene Stützmittel in die durch das Fracking geschaffenen Wegsamkeiten eingebracht, um diese möglichst lange zu stabilisieren und die Gasdurchgängigkeit zu garantieren. Es wird zwischen schaum- und gelbasierten sowie sogenannten Slickwater-Fluiden unterschieden. Der Hauptbestandteil der hochviskosen, gelbasierten Fracfluide ist meist ein mit Additiven vergeltes Wasser, dem zusätzlich vor allem vergüteter Sand und Keramikkügelchen (Proppants) zugegeben werden. Gelbasierte Fracfluide kommen vor allem in klastischen Gesteinen wie Sandsteinen (konventionelle Lagerstätten) zum Einsatz.

Demgegenüber werden in Tonsteinen (unkonventionelle Lagerstätten) vor allem sogenannte extrem niedrigviskose Slickwater-Fluide eingesetzt, die durch Zugabe von Reibungsminderern extrem fließfähig gemacht werden. Slickwater-Fluide bestehen zu 98–99 % aus Wasser sowie 1–1,9 % Stützmitteln und weniger als 1% Additiven.[19]

Die Zusammensetzung der Additive wird normalerweise von den Bohr- und Servicefirmen zwar gegenüber den Aufsichtsbehörden benannt, aber gegenüber der Öffentlichkeit geheimgehalten. In Deutschland sind im Rahmen des Genehmigungsverfahrens der Bohrungen die einzelnen Additive nach den Vorgaben des Wasserrechtes zuzulassen.

Beispiele für mögliche Additive und den Zweck ihres Einsatzes sind:[2][19][20]

Additiv engl. Bezeichnung Realisierungen Zweck
Stützmittel Proppant Quarzsand, gesinterter Bauxit, Keramikkügelchen, z. B. mit Epoxid- oder Phenolharz beschichtet Offenhaltung und Stabilisierung der beim Fracking erzeugten Risse
Gele, Verdicker Geling Agent Guarkernmehl, Cellulose-Polymere, wie z. B. MC und Kohlenhydratderivate Erhöhung der Viskosität des Fracfluids zum besseren Stützmitteltransport
Schaumbildner Foam CO2 oder N2 sowie Schäumer: tertiäre Alkylaminethoxylate, Kokos-Betaine oder alfa-Olefinsulfonate Transport und Ablagerung des Stützmittels
Ablagerungshemmer Scale Inhibitor Ammoniumchlorid, Polyacrylate und Phosphonate Verhinderung der Ablagerung und Auflösung schwerlöslicher mineralischer Ablagerungen in der Bohrung
Korrosionsschutzmittel Corrosion Inhibitor Methanol, Isopropanol, Ammoniumsalze, Sulfite, (z. B. Aminbisulfit) Schutz der Anlagen, Ausrüstung und des Bohrstranges
Kettenbrecher Breaker Natriumbromat, Ammonium- und Natriumperoxodisulfat, Enzyme Verringerung der Viskosität gelbasierter Fracfluide zur besseren Rückholung der Fluide (Zerstörung der Gelstruktur)
Biozide Biocide Terpene, Glutaraldehyd, Isothiazolinone wie Chlormethylisothiazolinon Verhinderung von Bakterienwachstum und Biofilmen, Verhinderung von Schwefelwasserstoff-Bildung (Desulfurikation)
Fluid-Loss-Additive Fluid Loss Additives Spülungszusätze mit thixotropen Eigenschaften Verringerung des Ausflusses des Fracfluids in das umliegende Gestein
Reibungsminderer Friction Reducer Latexpolymere, Polyacrylamid, hydrogenisierte leichte Erdöldestillate Verringerung der Reibung innerhalb der Fluide
pH-Puffer pH Control Essigsäure, Fumarsäure, Kaliumcarbonat, Borax, Natriumacetat, Natron, Natriumcarbonat, Natriumhydroxid Puffer zur Einstellung des pH-Werts
Tonstabilisatoren Clay Stabilizer Kaliumsalze, z. B. Kaliumchlorid, Ammoniumsalze Verhinderung und Verminderung der Quellung von Tonmineralen
Tenside (Netzmittel) Surfactants ethoxylierte Alkylalkohole, Nonylphenolethoxylate Verminderung der Oberflächenspannung der Fluide zur Verbesserung der Benetzbarkeit
Säuren Acids Salzsäure Reinigung der perforierten Abschnitte des Bohrstranges von Zement und Bohrspülung
Schwefelwasserstofffänger H2S Scavenger aromatische Aldehyde Entfernung von Schwefelwasserstoff (Korrosionsschutz)
Quervernetzer Crosslinker Triethanolamin, Natriumtetraborat, Zitrusterpene, Zirkondichloridoxid, Borate, organische Zirkoniumkomplexe Vernetzung der Gelbildner, Erhöhung der Viskosität
Lösungsmittel Solvents Ethylenglycolmonobutylether, Propanol
Temperaturstabilisator Temperature Stabilizer Natriumthiosulfat Verhinderung der Zersetzung der Gele in großen Bohrtiefen
Eisenchelatoren Iron Control Zitronensäure, Ethylendiamintetraacetat Verhinderung der Ausfällung von eisenhaltigen Mineralen in der Zielformation

Die Zusammensetzung der Fracfluide wird mit Hilfe von Entscheidungsmatrizen und/oder Computerprogrammen für jede Bohrung separat festgelegt und hängt von den mineralogisch-geologischen Eigenschaften des Zielhorizontes und den in der Lagerstätte vorherrschenden Druck- und Temperaturverhältnissen ab.[21]

Clean Fracking bezeichnet demgegenüber eine neue Methode des Frackings, in dem nur Wasser, Bauxit-Sand und Stärke verwendet werden sollen.

Flowback und Produktionswasser[Bearbeiten]

Hinweisschild auf die behördliche Genehmigung einer Bohrwasserentnahme im Gebiet des Susquehanna River in den USA. Die Spitzenentnahmemenge ist mit 6,0 Millionen US-Gallonen Wasser pro Tag angegeben, etwa 23 Millionen Liter.
Offene Grube mit aus dem Rückflusswasser entstandenem Schlamm, nahe der Bohrung in der Bakken-Formation, North Dakota. In Deutschland wären solche offenen Gruben nicht genehmigungsfähig.

Als Rückflusswasser (Flowback) wird die Spülungsflüssigkeit bezeichnet, die während des Bohrens und Frackens bis ungefähr 30 Tagen danach wieder am Bohrloch oberflächlich austritt.

Das Wasser, das danach gefördert wird, setzt sich aus Spülungsflüssigkeit, Formationswasser (Grundwasser) und darin eventuell gelösten Gasen und mitgeführten Feststoffen zusammen und wird als Produktionswasser bezeichnet. Etwa 20 bis 50 % des in die Tiefe eingebrachten Fracfluids wird als Rückflusswasser oder mit dem Produktionswasser zurückgefördert und bis zur Entsorgung auf der Bohrstelle gelagert. Die in den amerikanischen Gasfeldern stellenweise übliche Lagerung in offenen Becken ist in Deutschland nicht genehmigungsfähig. Die Behälter, in denen der Flowback bzw. das Produktionswasser gelagert wird, unterliegen wasserrechtlichen Anforderungen, so dass verhindert werden soll, dass Flüssigkeiten in den Boden versickern können.

Der Flowback und das Produktionswasser muss vor der Wiederverwendung oder endgültigen Entsorgung mehrstufig behandelt und aufbereitet werden. Dabei werden zunächst auf dem Bohrplatz in Hydrozyklon-Anlagen die Feststoffe (Bohrklein) abgeschieden, der Schlamm entsorgt. Die weitgehend von Feststoffen befreiten, rückgeförderten Flüssigkeiten werden meist mit Tankzügen oder durch Rohrleitungen in eine Aufbereitungsstation verbracht. Dort erfolgt in verschiedenen Tanklagern mit Phasenabtrennungen und Filteranlagen eine Abtrennung der Ölphase, des restlichen Schlamms und Filtrats. Das Restwasser kann entsprechend den hydrochemischen Eigenschaften entweder mit Frischwasser vermischt werden und wieder dem Spülungskreislauf zugesetzt werden oder in zugelassenen Versenksonden im Randbereich bereits erschlossener oder ausgebeuteter Kohlenwasserstofflagerstätten verpresst werden. Die bei diesen Prozessen abgetrennte Leichtphase wird in Raffinerien weiterverarbeitet, das Filtrat wird durch dafür zertifizierte Unternehmen entsorgt.

Darüber hinaus werden unterschiedliche Aufbereitungsmethoden, wie UV-Behandlung, Membran-Filtration, Koagulation und Eindampfung angewandt, um die Fracingfluide entweder wiederzuverwenden oder die zu entsorgende Menge zu reduzieren.[22][23]

Geschichtliche Entwicklung[Bearbeiten]

Die erste Hydraulic Fracturing-Maßnahme wurde im Jahr 1947 in einer konventionellen Lagerstätte im Hugoton-Erdgasfeld im Grant County (Kansas) vorgenommen, um die Förderrate zu erhöhen. Sie wurde durch die Firma Stanolind Oil ausgeführt, erbrachte aber noch keine deutliche Steigerung der Förderrate. Im Jahr 1949 erhielt dann die Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) nach der Patentierung des Verfahrens im selben Jahr eine exklusive Lizenz.[24] Nur drei Jahre später wurde in der Sowjetunion Hydraulic Fracturing angewendet, vor allem um Wasserinjektionsbohrungen, die der Druckerhaltung in Erdöllagerstätten dienen, zu komplettieren. In folgenden Jahren wurden dann auch verstärkt Erdölbohrungen hydraulischen Stimulationsmaßnahmen unterzogen. Als Stützmittel zur Rissoffenhaltung dienten seinerzeit Flusssande.[25] Auch in Mitteleuropa wurden seit den 1950er Jahren Fracmaßnahmen durchgeführt, so z. B. in Österreich ab 1957 oder in deutschen Erdöllagerstätten, wie z. B. in Lingen-Dalum.[26][27]

Zunächst diente angedicktes Erdöl oder auch Kerosin als Fracfluid, ab 1953 diente verstärkt Wasser als Basis für die Fracflüssigkeit, dem sogenannte Additive beigemengt wurden, deren vorrangige Aufgabe darin bestand, die Eigenschaften des Wassers so zu verändern, dass die Stützmittel in die erzeugten Risse transportiert werden konnten.[24][28] Als Stützmittel (Proppants) wurden ursprünglich gesiebter Sand aus Flüssen verwendet. Heute dienen vor allem Quarzsand, Keramikkügelchen oder auch Korund als Proppants.[24][29]

Bereits Mitte der 1950er Jahre wurden monatlich mehr als 3000 Fracmaßnahmen durchgeführt. Im gesamten Jahr 2008 waren es dann weltweit 50000.[24]

Seit 1961 wird in Deutschland auch in Erdgaslagerstätten das hydraulische Fracverfahren angewendet. Die erste Bohrung, die einer solchen Maßnahme unterzogen wurde, war die Bohrung „Rehden 15“.[30] Zunächst wurden bis Ende der 1970er/Anfang der 1980er Jahre nur vereinzelt Fracmaßnahmen in Erdgasbohrungen in Deutschland durchgeführt. Von da an war ein positiver Trend zu verzeichnen, bis 2008 der Höhepunkt mit fast 30 durchgeführten hydraulischen Bohrlochbehandlungen erreicht wurde.[31] Seit 2011 wurden, trotz laufender Anträge, aufgrund der anhaltenden, kontrovers geführten Debatte keine Fracmaßnahmen mehr genehmigt. Zum bisher letzten Mal wurde in der Bohrung „Buchhorst T12“ gefract.[32]

Fracking wurde erst vor wenigen Jahren durch neue Techniken wirtschaftlich. Durch Fracking konnte allein in der Bakken-Formation in den US–Bundesstaaten North Dakota und Montana die Tagesproduktion zwischen 2006 und 2012 von 0 auf rund 500.000 Barrel Öl gesteigert werden. Das entspricht etwa einem Drittel der Förderquote Libyens. Damit fördert North Dakota bereits mehr Öl als Alaska, mit steigender Tendenz.[33]

Vorangetrieben werden die neuen Fracking–Technologien, zusammengefasst unter dem Namen Superfracking, vor allem durch die Branchenführer Baker Hughes, Schlumberger und Halliburton. Schlüssel für den Erfolg waren dabei neue Techniken wie RapidFrac zum horizontalen Bohren in der Tiefe, HIWAY, eine Gesteinskörnung, die verhindert, dass sich die Risse wieder verschließen, und DirectConnect, eine Technik zur kontrollierten Erweiterung von Rissen mit Explosionen bzw. dem schnellen Schmelzen des Gesteins durch eine Strahltechnik anstelle herkömmlicher Bohrköpfe.[34]

Die optimale Mischung aus Wasser, Sand, Stützmittel und anderen chemischen Schmierstoffen zu kalibrieren, dauerte mehrere Jahrzehnte bis 1998, als Nick Steinsberger und andere Ingenieure bei Mitchell Energy eine Technik namens slickwater fracking entwickelten.[35]

Wirtschaftlichkeit[Bearbeiten]

Im Vergleich zur herkömmlichen Fördermethode, die das Erdgas aus durchlässigen Gesteinen fördert, ist die Förderung mittels Hydraulic Fracturing auf die nähere Umgebung des horizontalen Bohrlochs im Gestein begrenzt. Dadurch sinken die Förderraten eines Bohrloches schneller, als bei herkömmlichen Bohrungen. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe schätzt, dass nach zwei Jahren 90 % des Volumens eines Bohrlochs gefördert sind. Deshalb ist eine höhere Zahl von Bohrlöchern pro Fläche und Zeit notwendig. Pro Fördergebiet und Jahr sind dies teilweise mehrere hundert Bohrungen, mit Kosten von jeweils drei bis zehn Millionen Dollar. Dies erhöht den Aufwand und somit die Förderkosten für derart gefördertes Erdgas.[36]

Entwicklung des Gaspreises in den USA

Nur wenn die Förderkosten deutlich unter den Verkaufspreisen liegen, ist die Förderung aus wirtschaftlicher Sicht sinnvoll. Die spezifischen Förderkosten beim Fracking betragen ca. 1,90 $ pro 1000 Kubikfuß (Mcf); das sind ca. 70 % mehr als bei herkömmlich gefördertem Erdgas.[37] Im Jahr 2008 lag der Gaspreis zwischen 7 $ und 13 $ pro 1000 Kubikfuß. In den USA fielen die Energiepreise im Jahr 2012 zunächst stark, erholten sich dann aber wieder. Im Jahr 2013 waren sie zwischen 4 $ und 5 $, so niedrig wie zuletzt 2002.[38] Ende 2013 stiegen die Gaspreise und infolgedessen auch die Strompreise wieder deutlich an.[39]

Auf Grund der gesunkenen Gaspreise in den USA stand die Wirtschaftlichkeit des Frackings wiederholt infrage. Da die Kosten für die Erschließung der Gasfelder häufig die Verkaufserlöse übersteigt, zogen sich einige Investoren zurück und die Investitionen sanken stark von 35 Mrd. $ (2011) auf 7 Mrd. $ (2012) und zuletzt auf 3,4 Mrd. $ (2013).[40] US-Ökonomen warnen zudem vor einer systematisch Überschätzung der Gasvorräte.[41] So korrigierte im Mai 2014 die Statistikabteilung des US-Energieministerium, die Energy Information Administration (EIA), ihre Schätzungen der Ergiebigkeit für das wichtigste Tight-Oil-Vorkommen in den USA, um 96 % nach unten. Dies entspricht circa einer Reduktion der geschätzten Reserven um zwei Drittel.[42] Beide Effekte zusammen führten bereits zu größeren Abschreibungen, wie etwa im Fall des Energiekonzerns Royal Dutch Shell in Höhe von rund zwei Milliarden Dollar.[43]

Die Wirtschaftlichkeit für Fracking in Europa ist auf dem aktuellen Preisniveau umstritten und gilt als sehr fragwürdig.[36][44]

Geostrategische Bedeutung[Bearbeiten]

Siehe auch: Ölpreis
Anzahl der aktiven Öl-Bohrtürme in den USA

Für die USA ist Fracking von besonderer geostrategischer Bedeutung, da es die Unabhängigkeit von fossilen Kohlenwasserstoffen aus dem arabischen Raum erhöht. Dies könnte dazu führen, dass sich das sicherheitspolitische Engagement der USA im Nahen und Mittleren Osten verringert und andere Staaten, die von Öl und Gas aus dieser Region nach wie vor abhängig sind, insbesondere die Europäische Union und China, sich dahingehend stärker einbringen müssen. Weil die USA aber als Folge der Ölkrise in den 1970er Jahren ohnehin keine strategisch bedeutsamen Mengen mehr aus dem Nahen Osten importieren und die Auswirkungen der „Schieferrevolution“ bislang vor allem auf den Erdgasmarkt beschränkt sind, ist derzeit umstritten, ob ein solches Szenario tatsächlich eintreten wird, zumal die USA keinerlei Interesse an einem Anwachsen des chinesischen Einflusses in der Region haben.[45]

Im Zuge der Wirtschaftssanktionen gegen Russland wegen der Krise in der Ukraine ab Februar 2014 wurde Flüssigerdgas aus US-amerikanischen Frackinganlagen nachdrücklich von US-Politikern[46] sowie auch von Bundeskanzlerin Angela Merkel[47] als Alternative zu russischem Erdgas für die Energieversorgung der Staaten der Europäischen Union ins Spiel gebracht. Zudem wurden im Zuge der Krise Forderungen nach einem verstärkten Fracking-Einsatz in europäischen Ländern geäußert.[48]

Potentielle Umweltschäden und Gefahren[Bearbeiten]

Schematische Darstellung der potentiellen Umweltrisiken einer Bohrung

Überblick[Bearbeiten]

Wie bei allen Bohrtechniken bestehen beim Fracturing Umweltrisiken. Dahingehend besonders problematisch ist das Fracking zur Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe, nicht zuletzt weil hierbei dem Fracfluid Chemikalien, u. a. Biozide, zugesetzt werden.[49][50] Risiken bestehen insbesondere hinsichtlich:

  • einer Verunreinigung des Grundwassers durch die Fracfluide und die darin enthaltenen Chemikalien
  • einer Verunreinigung von Oberflächengewässern durch die nach dem Frack-Vorgang wieder aus der Bohrung austretenden Frackfluide (den sogenannten Backflow) und die darin enthaltenen Chemikalien
  • Migration von Stoffen aus der Lagerstätte in anderen Schichten
  • Unfälle beim Abtransport des Brauchwassers plus der darin enthaltenen Chemikalien[51]
  • Vibrationen beim Bohren und regelmäßigen Fracken

Darüber hinaus befürchten Kritiker, dass neben kleinen und gewollten Mikrobeben auch größere Beben ausgelöst werden. Von spürbaren Beben, die unmittelbar während eines „Frackjobs“ auftraten, wurde bislang in Einzelfällen berichtet, hierdurch verursachte Schäden sind nicht bekannt.[52] Die Wahrscheinlichkeit stärkerer Erdbeben (Magnitude > 4,0) wird von Experten als sehr gering eingeschätzt, denn es können nur dort solche Erdbeben ausgelöst werden, wo das Gestein bereits (unabhängig vom Fracking) unter erhöhter mechanischer Spannung steht.[53] Allerdings besitzt aufgrund der großen Wasser-Volumina, die dabei in den Untergrund eingebracht werden, die Verpressung von Fracking-Abwässern (engl. deep injection) dahingehend ein höheres Risikopotenzial als das Fracking selbst. In unmittelbarer Umgebung solcher Verpressungsanlagen sind in den USA bereits einige wenige Beben mit Magnitude > 5,0 registriert worden, die auch geringfügige Schäden angerichtet haben. Angesichts der Anzahl von mehr als 140.000 für Öl- und Gas-Fracking sowie für Fracking-Abwasserverpressung genutzten Bohrungen in den USA[52] ist die Anzahl der bislang registrierten, nachweislich direkt oder indirekt mit Fracking zusammenhängenden seismischen Ereignisse mit Magnitude > 4,0 (siehe unten) gering.

Wasserverunreinigung[Bearbeiten]

Gasbohrung Söhlingen (Niedersachsen)
Gasbohrung Söhlingen
Gasbohrung Söhlingen
Gasbohrung Söhlingen auf der Karte von Niedersachsen

Beim Hydraulic Fracturing werden in die Bohrung, neben üblicherweise rund 10 Millionen Litern Wasser und Quarzsand, pro Bohrung 3 bis 12 verschiedene Chemikalien (u. a. Biozide) eingepresst, deren Gesamtanteil sich auf 0,5 bis 2 Volumenprozent beläuft. Die großen Frac-Flüssigkeits-Volumina führen dabei auch zu einer entsprechend großen Menge an Chemikalien, die eingesetzt werden.[50] Beispielsweise ergab eine Untersuchung des US-Kongresses, dass zwischen 2005 und 2009 insgesamt 43 Millionen Liter Additive verwendet wurden. Die Auswirkungen der Additive auf die Umwelt werden in der Öffentlichkeit kontrovers diskutiert und von Wasserversorgern in Deutschland kritisiert,[54] da einige der eingesetzten Additive toxisch beziehungsweise laut der deutschen Gefahrstoffverordnung karzinogen, giftig oder anderweitig gesundheitsschädigend sind.[55] Eine unmittelbare Umweltbelastung ergibt sich beim Transport der Abwässer. So geben beispielsweise Behörden und ExxonMobil an, dass die 2007 festgestellte Kontamination mit aromatischen Kohlenwasserstoffen im Gasfeld Söhlingen durch undichte Pipelines und nicht durch Fracking entstanden ist.[56] In den USA wurden zudem teilweise unzureichend gereinigte Abwässer in Oberflächengewässer eingeleitet.[57]

Als weiteres Problem wird angesehen, dass sich Rückstände der Fracfluide in den Rissen ablagern. Dies ist im Fall einiger Zusätze (Sande) sogar gewollt, da sie die Risse offenhalten. Zwar wird insgesamt etwa die Hälfte der eingesetzten Flüssigkeit, das sogenannte produced water, wieder an die Oberfläche gepumpt, der Einfluss des zurückbleibenden Wassers ist aber nicht abschließend geklärt und wird durch die amerikanischen Umweltschutzbehörde (EPA) derzeit einer Neubewertung unterzogen.[20][58]

Speziell in den USA ist die mögliche Verunreinigung von Grundwasser durch Methan infolge von Hydraulic Fracturing kontrovers diskutiert worden. Der umstrittene Dokumentarfilm Gasland aus dem Jahr 2010 widmet sich ausführlich dieser Thematik.[59] Gezeigt wird unter anderem, dass die Konzentration des Gases in Wasserleitungen so hoch sein kann, dass sich das Wasser aus dem Wasserhahn mit einem Feuerzeug entzünden lässt.[60] Der kausale Zusammenhang ist umstritten, da Erdgas auch auf natürlichem Wege in oberflächennahen Schichten ins Trinkwasser gelangen kann.[61][62][63] Eine Studie der Duke University hat Hinweise gefunden, dass Trinkwasser in der Nähe von Gasförderbohrungen mit Gasen belastet ist. Manche Brunnen in der Nähe von Frackinganlagen seien mit Methan, Ethan und Propan belastet. Die Wissenschaftler hatten Proben von 141 privaten Brunnen im Marcellus-Becken genommen. Die Methanbelastung ist bei Brunnen im Umkreis von einem Kilometer um Frackingbohrungen sechsmal, die Ethankonzentration sogar dreiundzwanzigmal höher als in anderen Brunnen. Im Wasser von zehn Brunnen wurde zudem Propan nachgewiesen – alle lagen im Umkreis von einem Kilometer um Frackinganlagen. Der Studie zufolge seien wahrscheinlich die Verrohrung einer Fracking-Bohrung oder der Ringraumbeton, die eigentlich den Austritt von Gas verhindern sollen, undicht.[64][65][66] Eine solche Störung wäre jedoch nicht Fracking-spezifisch, sondern kann auch bei der Förderung von Erdgas aus konventionellen Lagerstätten auftreten.

Treibhausgasbilanz[Bearbeiten]

Die Treibhausgasbilanz der Schiefergasförderung ist noch nicht abschließend geklärt. Verglichen mit herkömmlich geförderten Gas, entstehen die größten Beiträge durch entweichendes Methan bei der Zwischenlagerung des Fracking-Wassers in offenen Tanks sowie durch Pipeline-Lecks.[67][68] Im konkreten Fall des Schiefergases Marcellus-Formation wird geschätzt, dass die Treibhausgasemissionen bei der Stromerzeugung aus Marcellus-Schiefergas um 3 % höher ausfallen als bei konventionellem Erdgas und 3 % niedriger sind als bei importiertem Flüssiggas.[68][69] Jedoch sei Strom aus Schiefergas damit immer noch etwa 20 bis 50 % weniger klimaschädlich als Strom aus Kohlekraftwerken.[69] Nach Einschätzung des deutschen Umweltbundesamtes fehlen für eine genaue Einschätzung, insbesondere für Methan, noch genauere empirische Daten.[12]

Erdbeben[Bearbeiten]

Allgemeines[Bearbeiten]

Das Auslösen von Mikrobeben ist das Prinzip des Hydraulic Fracturing. Es wird eine Überspannung aufgebaut, die das Gestein lokal aufreißt. Die Gefahr zerstörerischer Erdbeben ist dabei jedoch faktisch ausgeschlossen, da das Fracken selbst dazu viel zu kleinräumig und zu energiearm ist. Die Magnitude dieser Mikrobeben ist in der Regel kleiner als 1,0.[52]

Jedoch können im Zusammenhang mit Fracking bereits seit Jahrzehntausenden bestehende Spannungen im Gestein gelöst werden, so dass es zu Erdbeben kommen kann, die deutlich oberhalb der Magnitude eines Mikrobebens liegen. Als Mikrobeben gelten Erdbeben bis höchstens Magnitude 3,0 auf der Richterskala und erst ab dieser Stärke ist ein Beben vom Menschen überhaupt sicher wahrnehmbar, verursacht aber nur sehr selten Schäden. Erst Erdbeben ab Magnitude 5,0 auf der nicht-linearen Richterskala können ernste Schäden an anfälligen Gebäuden verursachen.

In vielen Regionen Nordamerikas, in denen fossile Kohlenwasserstoffe gefördert werden, ist die seismische Aktivität im Zuge des Fracking-Booms drastisch angestiegen. Im US-Bundesstaat Oklahoma soll sie aktuell (Stand: 2015) sogar höher sein als in Kalifornien,[70] jenem US-Bundesstaat, der von der San-Andreas-Verwerfung durchzogen wird. Jedoch sagt dies nichts über die Auftretens­wahr­schein­lichkeit sehr schwerer Erdbeben aus, wie sie in Kalifornien bereits aufgetreten sind.

Theoretische Überlegungen und Beobachtungen deuten darauf hin, dass das maximale seismische Moment anthropogen induzierter Beben in unter Vorspannung stehenden („seismogenen“) Gesteinskörpern proportional zu dem in das Gestein gepresste Flüssigkeitsvolumen ist:[71] Je größer der Betrag des Volumens der eingepressten Flüssigkeit in einen bereits wassergesättigten seismogenen Gesteinskörper ist, desto mehr erhöht sich für einen gewissen Zeitraum der Porendruck im Gestein und desto mehr verringert sich damit die Festigkeit des Gesteinskörpers. So wird ein Teil der seismischen Ereignisse damit erklärt, dass sich der erhöhte Porendruck bis zu einer nahe gelegenen und geeignet im regionalen Spannungsfeld orientierten Verwerfung „durchpaust“ (Porendruckdiffusion), sodass die Haftreibung an den Verwerfungsflächen unter den kritischen Wert herabgesetzt und damit ein Erdbeben ausgelöst wird.[71][72][73] Weil bei der Verpressung von Fracking-Abwässern üblicherweise ein größeres Flüssigkeitsvolumen in das Gestein gelangt, sind die hierbei ausgelösten Beben in der Regel stärker als beim eigentlichen Fracking. So gingen von den fünf östlich der Rocky Mountains im Jahre 2011 registrierten seismischen Ereignissen mit und oberhalb von Magnitude 4,0, die nachweislich mit der Kohlenwasserstoffförderung in Zusammenhang standen, drei auf die Verpressung von Abwasser zurück.[71]

Bislang bekannte Vorfälle[Bearbeiten]

Beben mit Magnitude < 4,0[Bearbeiten]

Die im Folgenden gelisteten Ereignisse gehen ausschließlich auf „Frackjobs“ im eigentlichen Sinne zurück.

Nachdem im Frühling 2012 in der Gegend von Blackpool zwei kleine Erschütterungen der Stärke 2,3 und 1,5 registriert wurden, hat die Londoner Regierung weitere Fracking-Maßnahmen nur mit der Auflage genehmigt, dass die Betreiber seismische Aktivitäten sehr genau beobachten. Die nachfolgende Untersuchung zeigte, dass diese Erschütterungen auf die beginnenden Fracking-Aktivitäten in der Gegend zurückzuführen sein könnten.[74] Die Ereignisse von Blackpool blieben bisher ein Einzelfall.

Ein Beben mit einer Magnitude 3,0 ereignete sich am 13. Februar 2012 in der Nähe eines Erdgasfeldes bei Neuenkirchen-Tewel.[75] Allerdings halten Experten des Landesamtes für Bergbau, Energie und Geologie Fracking nicht für den Verursacher des Erdbebens, da der letzte Frackingeinsatz dort zwei Jahre zurücklag. Da 2004 im gleichen Gasfeld bereits ein Beben der Stärke 4,5 stattfand, könnte konventionelle Erdgasförderung das Erdbeben ausgelöst haben.[11][76]

Seit 2009 wurde eine ungewöhnliche Folge von Erdbeben im Einzugsgebiet des Horn River in einer abgelegen Region der kanadischen Provinz British Columbia beobachtet. Das schwerste hatte eine Stärke von 3,6, verursachte aber keinen Schaden. Untersuchungen ergaben, dass diese Beben direkt durch die Injektion von Frackfluids in unter Vorspannungen stehendem Gestein ausgelöst wurden, und nicht, wie viele andere Beben, durch die Injektion von Abwässern.[52]

Nach Inbetriebnahme der Fracking-Abwasser-Verpressungsanlage „Northstar I“ nahe Youngstown in Ohio wurde in der Gegend eine erhöhte seismische Aktivität verzeichnet. Zwischen dem 17. März 2011 und dem 13. Januar 2012 ereigneten sich 11 Beben mit Magnitude ≥ 2,0. Das stärkste dieser Beben (Magnitude 3,9) ereignete sich am 31. Dezember 2011. Bereits am 30. Dezember musste der Betreiber die Anlage auf Anweisung der zuständigen Behörde abschalten, da ein Magnitude-2,7-Erdstoß am 24. Dezember eindeutig der Verpressungsbohrung zugeordnet werden konnte. Jene Beben, für die der Herd exakt bestimmt werden konnte, hatten ihren Ursprung im präkambrischen Grundgebirge unterhalb der ordovizischen und kambrischen Abwasser-Zielhorizonte. Die verpressten Abwässer stammten aus der Kohlenwasserstoffförderung im Marcellus Shale im benachbarten Pennsylvania.[73]

Im März 2014 wurden fünf Beben mit Stärken zwischen 2,1 und 3,0 im Poland Township, Ohio, aufgezeichnet. Die Beben sind wahrscheinlich darauf zurückzuführen, dass eine zuvor unbekannte Verwerfung aktiviert wurde, die sich, wie im Fall von Youngstown, im präkambrischen Grundgebirge befindet.[77]

Beben mit Magnitude ≥ 4,0[Bearbeiten]
Karte der Region um Guy und Greenbrier, Arkansas, mit Verzeichnung der Epizentren und Magnituden des sogenannten Guy-Greenbrier-Erdbebenschwarms 2010/11.

Im Jahre 2011 wurden in den USA drei seismische Ereignisse mit einer Magnitude ≥ 4,0 gemessen, von denen zumindest zwei relativ sicher indirekt mit der Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe durch Fracking in Zusammenhang stehen:

  • Am 27. Februar ereignete sich an der bis 2010 unbekannten Guy-Greenbrier-Störung im Bundesstaat Arkansas ein Beben der Magnitude 4,7. Das Beben war das stärkste einer ganzen Reihe von Erdbeben, die als Guy-Greenbrier-Erdbebenschwarm bezeichnet werden. Als Ursache des Erdbebenschwarms wurde die Verpressung von Fracking-Abwässern identifiziert. Daraufhin wurde ein Moratorium von der zuständigen Behörde verhängt, das u. a. die Niederbringung neuer Bohrlöcher für die Abwasser-Verpressung im Bereich der Guy-Greenbrier-Störung dauerhaft untersagt.[78][79]
  • Am 23. August ereignete sich bei Trinidad im Raton Basin im Süden des Bundesstaates Colorado ein Beben der Magnitude 5,3. Es handelte sich wiederum um das stärkste Beben einer ganzen Reihe spürbarer Erdbeben, die seit 2001 in der bis dahin seismisch eher unauffälligen Region auftraten. Bereits am 10. August 2005 hatte es im südlichen Teil des Raton Basin im Norden New Mexicos ein Beben der Magnitude 5,0 gegeben. Insgesamt ereigneten sich zwischen 2001 und 2011 12 Beben mit Magnitude > 4,0. Das letzte Beben dieser Größenordnung in der Region vor 2001 fand im Jahr 1972 statt. Die erhöhte seismische Aktivität im Raton Basin wird mit der ab 2001 durchgeführten Verpressung großer Volumina von Abwasser aus der CBM-Förderung in Zusammenhang gebracht.[80]
  • Zwischen dem 5. und 8. November ereigneten sich bei Prague in den Wilzetta-Ölfeldern im Bundesstaat Oklahoma drei Erdbeben mit Magnitude ≥ 5,0. Das stärkste hatte Magnitude 5,7 und fand am 6. November statt. Es handelte sich um das stärkste jemals in Oklahoma mit Instrumenten aufgezeichnete Erdbeben. Es zerstörte zwei Einfamilienhäuser und beschädigte weitere Gebäude. Zwei Menschen wurden verletzt. Auch in diesen Fällen wird vermutet, dass die Beben mit der Verpressung von Abwässern in Zusammenhang stehen.[81]

Am 22. Januar 2015 ereignete sich in Fox Creek in der kanadischen Provinz Alberta ein Beben der Stärke 4,4, das stärkste in einer Serie mehrerer Hundert schwächerer Beben. Ein Sprecher des Alberta Energy Regulator, einer von der Provinzregierung autorisierten Organisation zur Regulierung und Überwachung der Gewinnung von Energierohstoffen, gab an, dass eine Induzierung dieses Bebens durch Fracking wahrscheinlich sei. Das Beben wäre das stärkste, das jemals in direktem Zusammenhang mit Fracking zum Zweck der Kohlenwasserstoffförderung registriert wurde.[70]

Gesundheitliche Risiken[Bearbeiten]

In verschiedenen Ländern werden aus medizinischer Sicht die möglichen und teilweise bereits bekannten gesundheitlichen Risiken des Frackings diskutiert.[82][83][84]

So ergaben Untersuchungen der Universität von Missouri in Columbia, dass beim Fracking eingesetzte Spülflüssigkeiten in das Grundwasser benachbarter Brunnen gelangten. „Von den eingesetzten Chemikalien waren mehr als 100 bekannte oder vermutete endokrine Disruptoren,“ die das sensible hormonelle Gleichgewicht stören können. Östrogenartig wirkende Substanzen fördern Unfruchtbarkeit und Krebs. An Andockstellen für das männliche Geschlechtshormon Testosteron anlagernde Stoffe können Missbildungen im männlichen Genitaltrakt und Unfruchtbarkeit verursachen.[85]

Besondere Herausforderungen an die Technik des Fracking sind dann gegeben, wenn durch die Bohrungen Radionuklide aus den Lagerstätten freigesetzt werden.[86]

Hydraulic fracturing weltweit[Bearbeiten]

Die Internationale Energieagentur (IEA) sah 2011 in einem Sonderbericht ein „goldenes Zeitalter für Gas“.[87]

Amerika[Bearbeiten]

Gemessen an den Fördermengen ist der Einfluss des Frackings in Nordamerika stärker ausgeprägt als in Südamerika.

USA[Bearbeiten]

Aushang in einem Coffeeshop in den USA, mit dem eine Demonstration gegen Fracking im Juli 2012 in Washington, D.C. angekündigt wurde.

Insbesondere die USA haben enorme unkonventionelle Gasreserven erschlossen, die zu nachgebenden Gaspreisen und verringerten Importen führten. Aufgrund des Überangebots führte der Gasboom jedoch dazu, dass die Preise fielen und dadurch die Fracking-Projekte wirtschaftlich nicht mehr so attraktiv waren. Der Bundesstaat New York hat Fracking am 12. Dezember 2014 verboten wie schon 2012 Vermont.[88]

Kanada[Bearbeiten]

Die Förderung mittels Fracking wird in Kanada mindestens seit den 60er Jahren aktiv betrieben.[89] Ein Hotspot war hier insbesondere die Region Alberta, wo Ende der 70er Jahre Gas aus der Spirit River Formation gefördert wurde.[90] Die gesellschaftliche Debatte setzte verstärkt im Juli 2011 ein, als das Executive Council of British Columbia dem Unternehmen Talisman Energy eine zwanzigjährige Lizenz zur Wasserentnahme aus dem Williston-See erteilte.[91]

Kolumbien[Bearbeiten]

Auch in Kolumbien wird seit mehreren Jahrzehnten Fracking zur Ausbeutung von Vorkommen verwendet. Der Einsatz der Technologie ist umstritten, und der weitere Einsatz der Technik wird in den Medien diskutiert.[92][93]

Afrika[Bearbeiten]

Südafrika[Bearbeiten]

Karte der Konzessionen im Karoo-Basin

Fracking wird in Südafrika bereits seit Jahrzehnten zur Steigerung des Ertrags von Bohrlöchern, einschließlich Trinkwasserbrunnen,[94] gebraucht. Als Folge einer breiten öffentlichen Diskussion wurde 2011 ein Moratorium gegen Fracking zur Gewinnung von Schiefergas verhängt.[95] 2012 wurde das Moratorium wieder aufgehoben. Begründet wurde dies zum einen mit der Schaffung von neuen Arbeitsplätzen, zum anderen wird Schiefergas von der südafrikanischen Regierung als Brückentechnologie für den Übergang von der Kohle zu anderen Energieträgern angeführt.[96] Drei Firmen erhielten Lizenzen zur Ausbeutung der Schiefergasvorkommen auf zirka 20% der Fläche Südafrikas.[97] Schätzungen gehen davon aus, dass die Vorräte in der Karoo ausreichend sind, um Südafrika für 400 Jahre zu versorgen.[98]

Asien[Bearbeiten]

China[Bearbeiten]

In China wurde erstmals im Jahr 2011 eine Schiefergasquelle mittels Fracking erschlossen. Gemäß einer Studie des EIA wird erwartet, dass China weltweit die größten Schiefergasreserven aufweist und jene der USA um die Hälfte übertrifft.[99]

Europa[Bearbeiten]

Innerhalb der EU plant vor allem Polen, die Förderung unkonventionellen Gases zu intensivieren, und hat bereits etwa 100 Fracking-Konzessionen vergeben (Stand Juli 2013).[100][101] In Frankreich ist Fracking dagegen verboten.[102]

Im Oktober 2013 hat das Europäische Parlament für eine verbindliche Umweltverträglichkeitsprüfung bei Schiefergasbohrungen gestimmt.[103] Die EU-Kommission legte im Januar 2014 unverbindliche Empfehlungen vor, wonach Umweltauswirkungen geprüft und vermieden werden sollen. Die Umsetzung bleibt den einzelnen Mitgliedsstaaten überlassen.[104]

Am 27. Februar 2015 veröffentlichte die EU-Kommission das Ergebnis ihrer Befragung der Unionsländer zu ihren Plänen und Vorhaben, die Hochvolumen-Hydrofracking betreffen.[105]

Deutschland[Bearbeiten]

Gebiete mit Schiefergaspotenzialen in Deutschland (in orange)

Hydraulic Fracturing wird in Deutschland seit 1961, insbesondere zur Verbesserung der Produktivität von Kohlenwasserstoffbohrungen, zur Trinkwassergewinnung, für Altlastensanierung und bei Geothermiebohrungen („Stimulation“) angewendet. Bundesweit wurden bislang ungefähr 300 Fracs durchgeführt, die meisten davon in Niedersachsen.[103][106] Anfangs wurde ausschließlich bei vertikalen Bohrungen gefrackt; erstmals bei einer horizontalen Bohrung in Deutschland kam Fracking bei der Bohrung Söhlingen Z10 im Jahre 1994 zum Einsatz.[107] Laut Schätzungen der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe belaufen sich die Schiefergasreserven auf 7 bis 23 Billionen Kubikmeter, von denen sich etwa 10% mittels Fracking fördern ließen.[108] Die in Deutschland wirtschaftlich förderbaren Frackingressourcen kommen ab ca. 2000 Meter Tiefe vor.[109]

Gesellschaftliche Debatte[Bearbeiten]

Hydraulic Fracturing wird sowohl in Deutschland als auch auf europäischer Ebene seit einigen Jahren kontrovers diskutiert[110][111] Dabei stützt sich die Kritik hauptsächlich auf Erfahrungen aus den USA oder Filme wie Gasland. In Deutschland formiert sich der Widerstand oft in Bürgerinitiativen.[112] Verschiedene Förderfirmen, wie beispielsweise ExxonMobil, versuchten proaktiv die Diskussion zu beeinflussen, Bedenken in einem Informations- und Dialogprozesses zu sammeln und durch einen Expertenkreis[113][114] unabhängiger Wissenschaftler klären zu lassen. Vertreter der Wirtschaft sind abhängig vom Industriezweig eher für oder gegen Fracking.[115][116]

Insbesondere die Umweltrisiken des Frackings werden kontrovers diskutiert. Zur besseren Einordnung fertigten das Deutsche Geoforschungszentrum (GFZ), das Umweltbundesamt, der Sachverständigenrat für Umweltfragen sowie die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) zwischen 2010 und 2015 vieldiskutierte Expertisen zu den Auswirkungen an. Alle Gutachten kamen mit verschiedener Betonung zu dem Schluss, dass zum einen die aktuelle Datenlage ungenügend für eine abschließende Bewertung der Möglichkeiten und Risiken ist und zum anderen, dass der gesetzliche Rahmen sowohl im Genehmigungsprozess als auch im späteren Überwachungsprozess nicht klar genug festgelegt ist. Zur Klärung wird angeregt mittels kontrollierten, transparenten und schrittweisen Pilotbohrungen und anderen Untersuchungen die Datenlage zu verbessern und den gesetzlichen Rahmen, insbesondere für den Aspekt der Umweltauflagen, zu verbessern. Ebenfalls kritisch diskutiert wird in den Gutachten die volkswirtschaftliche Rentabilität der Erschließung der Schiefergasbestände in Deutschland.[1][117][118][119][120]

Rechtliche Situation[Bearbeiten]

Im Frühjahr 2013 legte die CDU/CSU/FDP-geführte Bundesregierung zwei Entwürfe für Regulierungen zum Wasserhaushaltsgesetz und zur Umweltverträglichkeitsprüfung vor.[121][122] Im Wahlkampf für den 18. Deutscher Bundestag wurde das kontroverse Thema aber wieder leiser behandelt, nachdem vorher Bedenken aus der CDU vermeldet wurden, dass es sonst zu Stimmverlusten kommen könnte.[123] Nach einem Eckpunktepapier des Bundesumweltministeriums und das Bundeswirtschaftsministeriums vom Juli 2014, das kommerzielle Förderung von Schiefergas und Kohleflözgas „auf absehbare Zeit in Deutschland nicht“ für realistisch hält und die „strengsten Regeln, die es in diesem Bereich jemals gab“ ankündigt,[124] wurde am 20. November 2014 ein Gesetzentwurf vorgelegt. In diesem sogenannten Artikelgesetz, das Änderungen insbesondere des Wasserhaushaltsgesetzes und des Bundesberggesetzes vorsieht, soll Fracking „in allen sensiblen Gebieten zur Trinkwassergewinnung und des Naturschutzes“ ausgeschlossen werden. Auch außerhalb sensibler Gebiete sollen oberhalb von 3000 Metern Fracking-Vorhaben in „Schiefer- und Kohleflözgestein“ grundsätzlich verboten werden.[125]

Am 19. Dezember 2014 legten das Bundeswirtschafts und das Bundesumweltministerium den Bundesländern sowie Verbänden ihre Rechtsänderungsentwürfe mit Frist bis 23. Januar 2015 zur Stellungnahme vor.[126] Die beteiligten Verbände drückten überwiegend ihre Ablehnung des Fracking aus; eingegangene Stellungnahmen sind beim BMWI abrufbar, soweit die Absender einer Veröffentlichung nicht widersprochen haben.[127] Das Land Niedersachsen veröffentlichte seine Positionierung zu den Gesetzentwürfen der Bundesregierung am 10. Februar 2015.[128]

Frankreich[Bearbeiten]

Nach der im März 2010 erfolgten Erteilung von vier Bohrgenehmigungen zur Schiefergasgewinnung auf einer Gesamtfläche von 9.672 km2 führte die aufflammende öffentliche Debatte im Juli 2013 zu einem Verbot der Aufsuchung und Gewinnung von Schiefergas mit Hilfe von Hydraulic Fracturing auf dem französischen Festland zu nicht wissenschaftlichen Zwecken.[129] Unternehmen, die Fracking zur Gewinnung des Schiefergases benutzen wollten, wurde kurz darauf die Konzession wieder entzogen. Dies wurde im Oktober 2013 auch vom französischen Verfassungsgericht bestätigt.[130] Kurz zuvor hatte Präsident Francois Hollande noch einmal bekräftigt, dass während seiner Amtszeit nicht mit einer Genehmigung eines Schiefergasabbaus in Frankreich zu rechnen sei.[131]

Österreich[Bearbeiten]

Die Montanuniversität Leoben entwickelte gemeinsam mit dem Öl- und Gaskonzern OMV im österreichischen Weinviertel ein Pilotprojekt, bei dem das sogenannte Clean-Fracking angewandt werden sollte. Beim Clean-Fracking wird nur Wasser, Bauxit-Sand und Stärke als Stützmittel eingesetzt. Durch Probebohrungen sollten Bohrkerne gewonnen werden, um anhand der geomechanischen Eigenschaften der Kerne die Machbarkeit des Clean-Frackings zu bestätigen. Es wurde vermutet, dass die Methode zwar umweltverträglicher, aber wirtschaftlich weniger effizient ist.[132] 2012 wurde das Projekt wegen Unwirtschaftlichkeit eingestellt.[133]

Die Probebohrungen im Weinviertel waren in den Regionen um die Stadt Poysdorf und das Dorf Herrnbaumgarten geplant. Aufgrund von Bürgerprotesten haben die politischen Entscheidungsträger über die Medien der OMV die Probebohrungen auf deren Grund verwehrt. Es folgte eine Verankerung einer verpflichtenden Umweltverträglichkeitsprüfung für Schiefergasbohrungen. In Österreich bildete sich eine Bürgerinitiative, um auf die Gefahren des Schiefergas-Frackings hinzuweisen.[134]

Schweiz[Bearbeiten]

Die Nutzung des Untergrunds ist in der Schweiz der Kantonshoheit unterstellt. Die entsprechenden gesetzlichen Grundlagen stammen teilweise aus dem 19. Jahrhundert. Der Kanton Aargau hat kürzlich eine Bewilligungspflicht für die Erkundung oder Nutzung des tiefen Untergrundes eingeführt. Der Kanton Luzern plant die Einführung einer ähnlichen Regelung. Die Ost- und Zentralschweizer Kantone Appenzell Innerrhoden, Appenzell Ausserrhoden, Glarus, St. Gallen, Schaffhausen, Schwyz, Thurgau, Zug und Zürich erarbeiten gemeinsam eine gesetzliche Grundlage. Die Westschweizer Kantone Freiburg und Waadt haben ein Moratorium in Bezug auf die Gaserkundung und -förderung festgelegt. Im Kanton Bern wurden Gaserkundungen zwischen Aarberg und Biel bewilligt.[135]

Ozeanien[Bearbeiten]

Australien[Bearbeiten]

In Australien wurden bis Mitte der 2000er Jahre vor allem konventielle Vorkommen mit hydraulischer Frakturierung gefördert. Besonders stark verbreitet war dieses Vorgehen im Cooper Basin. Im Bundesstaat New South Wales wurden BTEX-Chemikalien als Additive verboten.[136]

Neuseeland[Bearbeiten]

In der Region Taranaki in Neuseeland wird seit 1993 mittels Fracking Gas gefördert.[137] Reguliert ist die Technik derzeit hauptsächlich durch den Ressource Management Act aus dem Jahre 1991. Proteste von Umweltschützern führten dazu, dass 2012 vier lokale Regierungen ein Moratorium ausriefen,[138][139] ein landesweites Moratorium wurde aber von der Regierung abgelehnt.[140] Eine daraufhin vom Parliamentary Commissioner for the Environment beauftragte Studie kam in einem Zwischenbericht zu dem Schluss, dass die Regulierung verschärft werden muss.[141]

Literatur[Bearbeiten]

Weblinks[Bearbeiten]

 Wiktionary: Fracking – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen
 Commons: Hydraulic Fracturing – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

Dokumente[Bearbeiten]

Hintergrundberichte[Bearbeiten]

Videos und Reportagen[Bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. a b c d e Umweltauswirkungen von Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten. Umweltbundesamt, 6. September 2012, abgerufen am 12. Februar 2013 (PDF, Mediendatenbank, Übersicht Lang- und Kurzfassung, englische Version). Presse-Information
  2. a b Chemicals that may be used in Australian CSG fraccing fluid. Australian Petroleum Production & Exploration Association Ltd, abgerufen am 6. Oktober 2012 (PDF, 100kB, englisch).
  3. Will The EPA Crack Down On „Fracking“? Investopedia, 10. Juli 2010, abgerufen am 6. Oktober 2012 (html, englisch).
  4. glossary.oilfield.slb.com Schlumberger Oilfield Glossary
  5. Erdgasmarkt: Umweltvorschriften könnten die Aussichten trüben. Frankfurter Allgemeine Zeitung, abgerufen am 16. Dezember 2012 (html, deutsch).
  6. Hydraulisches Aufbrechen. European Onshore Energy Association, abgerufen am 16. Dezember 2012 (html, deutsch).
  7. NiKo: Erdöl und Erdgas aus Tonsteinen – Potenziale für Deutschland. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, abgerufen am 16. Dezember 2012 (html, deutsch).
  8. U.S. Liquefied Natural Gas Exports. A Primer on the Process and the Debate. Center for American Progress, 5. November 2013, Zitat: As of September, DOE has already approved four applications for long-term authorization to export LNG to non-FTA countries. (…) DOE approved roughly two-thirds of that volume within mere months — from May to September — and Platts reports that it could rapidly approve up to three more applications (…)
  9. U.S. Approves Expanded Gas Exports. Reuters, 18. Mai 2013.
  10. Deutschlandfunk: „Wir brauchen eine euroatlantische Sicherheitsgemeinschaft“. 14. September 2014
  11. a b Erdgasförderung als Erdbeben-Auslöser? In Niedersachsen wird über das „Fracking“ diskutiert. In: Deutschlandfunk. 16. Februar 2012.
  12. a b UBA: Gutachten 2014: Umweltauswirkungen von Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas insbesondere aus Schiefergaslagerstätten. UBA, 201407, abgerufen am 24. September 2014.
  13. Ann Chambers Noble: The Jonah Field and Pinedale Anticline: A natural-gas success story. WyoHistory.org
  14. G. C. Howard, C. R. Fast (Hrsg.): Hydraulic Fracturing. Monograph Vol. 2 of the Henry L. Doherty Series, Society of Petroleum Engineers, New York 1970.
  15.  Watson: Granites of the southeastern Atlantic states. In: U.S. Geological Survey Bulletin. 426, 1910 (online).
  16.  Carl T. Montgomery, Michael B. Smith: Hydraulic Fracturing: History of an Enduring Technology. In: Journal of Petroleum Technology. 62, Nr. 12, Society of Petroleum Engineers, Dezember 2010, ISSN 0149-2136, S. 26–32 (PDF, abgerufen am 5. Januar 2011).
  17.  N. E. Odling, H. Skarphagen, E. Rohr-Torp, David Banks: Permeability and stress in crystalline rocks. In: Terra Nova. 8, Nr. 3, 1996, S. 223–235, doi:10.1111/j.1365-3121.1996.tb00751.x.
  18. Fiona Harvey, Adam Vaughan: Fracking for shale gas gets green light in UK. In: The Guardian. 13. Dezember 2012.
  19. a b  George E. King: Hydraulic Fracturing 101. What Every Representative, Environmentalist, Regulator, Reporter, Investor, University Researcher, Neighbor and Engineer Should Know About Estimating Frac Risk and Improving Frac Performance in Unconventional Gas and Oil Wells. In: Society of Petroleum Engineers (Hrsg.): SPE Paper 152596. The Woodlands, Texas 2012, S. 7f (Tagungsbeitrag zur SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, englisch, (PDF; 7,1 MB), abgerufen am 10. August 2013).
  20. a b Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs Study. 2004.
  21. Fracturing-Flüssigkeiten. Zusammensetzung und Nutzung. SHIP Shale Gas Information Platform, abgerufen am 10. August 2013 (html, deutsch).
  22. Karl-Heinz Rosenwinkel: Gutachten des Institutes für Siedlungswasserwirtschaft und Abfalltechnik der Leibnitz-Universität Hannover. 9. Dezember 2011, abgerufen am 10. August 2013 (PDF; 1,0 MB, Vortrag auf dem 4. Treffen des Arbeitskreises der gesellschaftlichen Akteure).
  23. Hydraulic Fracturing. Fördertechnologie für anspruchsvolle Lagerstätten. Wintershall.com, abgerufen am 10. August 2013 (html).
  24. a b c d Carl T. Montgomery, Michael B. Smith: Hydraulic Fracturing. History of an enduring technology. In: JPT. 2010, S. 26f, abgerufen am 10. August 2013 (PDF, 2,11 MB, englisch).
  25. Hydraulic Fracturing in Russia. Current Experience and Perspectives. SPE, 30. September 2010, S. 1, abgerufen am 10. August 2013 (PDF, 1,46 MB, englisch, paper zum workshop).
  26. Bernhard Schlager: Hydraulic Fracturing. Recent advances in technology doubled success rate in Austria. 5. Oktober 2003, abgerufen am 10. August 2013 (PDF, 166 kB, englisch, ATC 2003 Conference & Oil show, Islamabad).
  27.  H. Boigk: Erdöl und Erdölgas in der Bundesrepublik Deutschland. Enke, Stuttgart 1981.
  28. What Chemicals are used. fracfocus.org, abgerufen am 10. August 2013 (html, englisch).
  29. Sonderbetriebsplan für die Durchführung von Frac- & Freiförderarbeiten auf der Teilfeldsuchbohrung (A 4) Düste Z10. Wintershall, S. 2, abgerufen am 10. August 2013 (PDF, 516 kB).
  30. Tabelle der Fracking-Maßnahmen in Erdgasbohrungen. Niedersachsen seit 1961. LBEG Niedersachsen, abgerufen am 10. August 2013 (PDF; 153 kB).
  31. Anzahl Fracs seit 1961 in Deutschland. In: Erdgassuche in Deutschland. Exxon Mobil, archiviert vom Original am 22. Dezember 2012, abgerufen am 10. August 2013 (PDF, 873 kB, Balkendiagramm).
  32. Istvan Adler: Hydraulic Fracturing in Deutschland. 2 Jahre Stillstand. In: Erdöl und Erdgas in Deutschland. 30. Mai 2013, abgerufen am 10. August 2013 (html, Blog).
  33. Kathrin Gotthold, Holger Zschäpitz: USA steigen zum weltgrößten Gasproduzenten auf. In: Die Welt. 12. Juli 2012, abgerufen am 20. Januar 2013.
  34. Brian Westenhaus: New Fracking Technology to Bring Huge Supplies of Oil and Gas to the Market. In: OilPrice.com. 16. Januar 2012, abgerufen am 20. Januar 2013.
  35. A. Trembath: US Government Role in Shale Gas Fracking History: An Overview and Response to Our Critics. The Breakthrough Institute, 2. März 2012.
  36. a b Nachhaltigkeitsrat: Das Schiefergas-Wunder bleibt aus. 30. Januar 2014.
  37.  Hans-Dieter Karl: Abschätzung der Förderkosten für Energierohstoffe. In: ifo Schnelldienst. 63, Nr. 2, ifo Institut für Wirtschaftsforschung,, 29. Januar 2010, X ISSN 0018-974 X, S. 21 (PDF).
  38. EIA: United States Natural Gas Price
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  40. Fehlkalkulation der Energieunternehmen: Fracking lohnt sich nicht. auf: sueddeutsche.de 9. Januar 2014.
  41. Deborah Rogers: Shale and Wall Street: Was the Decline in Natural Gas Prices Orchestrated. Energy Policy Forum, Feb. 2013.
  42. U.S. officials cut estimate of recoverable Monterey Shale oil by 96%. In: Los Angeles Times. 20. Mai 2014.
  43. Bloomberg: Shale Grab in U.S. Stalls as Falling Values Repel Buyers. 18. August 2013
  44. ZEW: Traum oder Albtraum? Aussichten für die Förderung unkonventioneller Gase in Europa. Jan/Feb 2013
  45.  Marco Overhaus, Guido Steinberg, Kirsten Westphal: Die US-Schieferrevolution und die arabischen Golfstaaten. Wirtschaftliche und politische Auswirkungen des Energiemarkt-Wandels. In: SWP-Studien. 2014/S 15, Stiftung Wissenschaft und Politik, Berlin 2014 (online).
  46. GOP lawmakers urge administration to counter Russia by boosting gas exports. Fox News, 4. März 2014.
  47. Merkel says U.S. shale gas might help Europe diversify energy. Reuters, 21. März 2014.
  48. Benny Peiser: Energy Security And Shale Gas To Dominate EU-US Crisis Summit. Climate Change Dispatch, 24. März 2014.
  49.  Genevieve A. Kahrilas, Jens Blotevogel, Philip S. Stewart, Thomas Borch: Biocides in Hydraulic Fracturing Fluids: A Critical Review of Their Usage, Mobility, Degradation, and Toxicity. In: Environmental Science & Technology. 10. Dezember 2014, doi:10.1021/es503724k.
  50. a b US Department of Energy: Modern shale gas development in the United States. (PDF-Datei; 5,11 MB) April 2009, S. 61–64.
  51. frey: Was wir nicht sehen, ist suspekt. In: badische-zeitung.de, 4. Mai 2013 (9. Mai 2013)
  52. a b c d  William L. Ellsworth: Injection-Induced Earthquakes. In: Science. 341, 2013, doi:10.1126/science.1225942.
  53. M. Joswig: Fracking und Seismische Ereignisse – Erdbeben und Fracking. 4. Arbeitstreffen des Akteurskreises vom 9. Dezember 2011.
  54. Mitglieder-Information Newsletter 09 (2011) (PDF-Datei; 1,98 MB) Arbeitsgemeinschaft Wasserwerke Bodensee-Rhein
  55.  Alexander Jung: Vernunft braucht Zeit. In: Der Spiegel. Nr. 42, 2011, S. 90 (Interview mit ExxonMobil-Deutschland-Chef Gernot Kalkoffen, online).
  56. Erdgasfeld in Söhlingen. Abgerufen am 24. April 2013.
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