FrackingKaterstimmung im Energierausch
Die Vereinigten Staaten drohen zum Menetekel zu werden: Wie lange hält der Boom des Fracking wohl noch an, angesichts fallender Preise und wachsender Umweltprobleme?
13.12.2014, von HORST RADEMACHER
Fracking: Ölpumpen dominieren das Landschaftsbild auch in Kalifornien.
Landwirtschaft im Appalachen-Gebirge war nie ein Geschäft, mit dem die Bauern dort auf Dauer reich werden konnten. Dass in den vergangenen Jahren in den amerikanischen Bundesstaaten West Virginia, Pennsylvania und New York aber dennoch Hunderte von Landwirten gleichsam über Nacht zu Millionären wurden, hat nichts mit steigenden Preisen für Agrarprodukte zu tun. Die Ursache für den Reichtum liegt einige Kilometer tief unter der Ackerkrume, denn dort gibt es eine dicke Schicht schiefrigen Gesteins, das große Mengen Erdgas enthält. Die Erschließung dieser als „Marcellus Shale“ bekannten geologischen Formation hat nicht nur Bauern wohlhabend gemacht. Selbst Präsident Obama jubelte vor einiger Zeit in einer Regierungserklärung, in den Appalachen und anderswo in Amerika gebe es genug Schiefergas, um die Wirtschaft seines Landes hundert Jahre lang brummen zu lassen.
Tatsächlich wird inzwischen allein in den vier größten amerikanischen Schiefergaslagerstätten, Marcellus, Barnett, Fayetteville und Haynesville, aus mehr als 30.000 Bohrungen Erdgas gepumpt. Und in den Bundesstaaten Nord-Dakota, Colorado und Kalifornien werden zur Zeit weitere riesige Vorkommen erschlossen. Allerdings könnte es mit diesem Erdgasboom in den Vereinigten Staaten schon bald wieder vorbei sein. Viele Fachleute, halten nämlich die Vorhersagen über die Menge an förderbaren Schiefergasreserven für zu optimistisch. Das britische Wissenschaftsmagazin „Nature“ nennt es in seiner jüngsten Ausgabe sogar einen Trugschluss, zu glauben, Schiefergas sei das Allheilmittel einer nachhaltigen Energieversorgung. Tatsächlich gibt es ökonomische und geologische Gründe, die der Lust nach dem Gas aus Schiefer einen gewaltigen Dämpfer aufsetzen können - von den Bedenken der Umweltschützer über die Erschließungs- und Fördertechniken zu schweigen.
Im Gegensatz zu konventionellen Lagerstätten, in denen die Kohlenwasserstoffe meist in porösen Sandsteinen vorkommen, haben die Schiefergas führenden Gesteinsschichten eine weitaus geringere Permeabilität. Um dennoch aus ihnen Gas oder Öl fördern zu können, müssen zunächst „Wegsamkeiten“ im Gestein geschaffen werden. Unter diesem Begriff verstehen Geologen Klüfte und Spalten, durch die sich die Kohlenwasserstoffmoleküle auf ein Bohrloch zubewegen und so aus der Erde gepumpt werden können.
Seit mehr als 60 Jahren ist Fracking das gängige Verfahren, um unter Tage solche Wegsamkeiten zu schaffen. Allerdings ist jeder Frack recht teuer. Im San-Juan-Becken im Bundesstaat Colorado kostet beispielsweise eine 3000 Meter Tiefe Frackbohrung mehr als fünf Millionen Dollar, in der Bakken-Formation Nord-Dakotas sogar das Doppelte. Vertikalbohrungen in „klassischen“ Ölfeldern schlagen dagegen lediglich mit durchschnittlich 500.000 Dollar zu Buche. Deshalb lohnt sich die Erschließung neuer Schiefergaslagerstätten erst dann, wenn der Preis für „West Texas Intermediate“ WTI-Öl mindestens über 80 Dollar pro Barrel liegt. Dieser Wert wurde Anfang 2008 erstmals überschritten. Abgesehen von wenigen Monaten im Jahre 2009, lag der Preis seitdem über diesem magischen Wert. Das machte sowohl das Fracking als auch die Förderung von Kohlenwasserstoffen aus Schieferschichten derart profitabel, dass Amerika inzwischen zum größten Produzenten von Methan wurde. Dieses Überangebot führte vor wenigen Wochen zum Preisverfall. Inzwischen wird WTI-Öl für weit unter 70 Dollar pro Barrel gehandelt. Hält dieser Abwärtstrend länger an, lohnt sich die Erschließung neuer Schiefergaslagerstätten nicht mehr. Schon jetzt haben die ersten Wildcatter das Fracking in ihren kleineren Claims eingestellt.
Unwegsamkeiten bei der Öl- und Gasförderung
Es gibt aber auch geologische Gründe, die zwar nicht unbedingt für ein Ende des Schiefergasbooms, aber zumindest für sein Abflauen sprechen. So bleiben nämlich die durch das Fracken geschaffenen Klüfte und Spalten in den gasführenden Schichten nicht endlos lange offen. Der Druck des darüberliegenden Gesteins - oft ist es mehrere Kilometer dick - führt dazu, dass sich die Wegsamkeiten langsam schließen. Je enger aber die Öffnungen sind, desto weniger Öl und Gas kann gefördert werden. Wegen der Beschaffenheit der gashaltigen Schiefer schließen sich dort die Klüfte schneller als in Sandsteinen. So sank beispielsweise die Förderung aus der Frackbohrung „Chaco#114“ in Colorado innerhalb eines Jahres von ursprünglich 250 Fass auf unter 50 Fass pro Tag. Um die Förderung aufrechtzuerhalten, müssen Schiefergaslagerstätten deshalb regelmäßig nachgefrackt werden, was die Rentabilität deutlich herabsetzt.
© REUTERS
Vorbereitung zum Fracken: Arbeiter verbinden eine Pipeline mit Wassertanks
Hinzu kommt, dass es kein Öl- oder Gasfeld gibt, in dem die Kohlenwasserstoffe gleichmäßig verteilt sind. Es gibt „Sweety Spots“, an denen sich besonders viel Rohöl oder Methan sammelt, und andere Bereiche, in denen deren Konzentration deutlich geringer ist. Wegen der hohen Porosität von Sandsteinen gleichen sich diese Unterschiede in klassischen Feldern etwas aus, so dass es keine große Rolle spielt, ob eine Bohrung einen Sweet Spot exakt trifft oder nicht. Weil die Kohlenwasserstoffe in Schieferlagerstätten aber viel unbeweglicher sind, kommt es dort nicht zu einer Ausgleichsbewegung. Eine Bohrung und die entsprechenden Fracks müssen deshalb genau in Gebiete hoher Konzentration führen, um überhaupt Kohlenwasserstoffe rentabel fördern zu können.
Gefrackt wird in Ölfeldern schon seit fast 70 Jahren. Um mehr Öl aus einem 700 Meter tiefen Bohrloch in Kansas zu pumpen, pressten Mitarbeiter der Stanolind Oil and Gas Company im Jahre 1947 ein Gemisch aus fast 4000 Litern Napalm und Sand in das Loch. Die Firma meldete das erfolgreiche Verfahren zum Patent an. Der amerikanische Ölfelddienstleiter Haliburton erkannte schnell die darin steckenden Möglichkeiten und erwarb die entsprechende Lizenz. Im Jahre 1949 begann Haliburton in Oklahoma und Texas kommerziell zu fracken. Ziel dieses klassischen Frackverfahrens ist es, die Ausbeute bestehender Bohrungen in Öl- und Gasfeldern zu erhöhen. Nach einer Schätzung, die Carl Montgomery und Michael Smith im Jahre 2010 im „Journal of Petroleum Technology“veröffentlichten, ist dieses Verfahren inzwischen derart verbreitet, dass 80 Prozent aller Produktionsbohrungen in den Vereinigten Staaten mindestens einmal gefrackt wurden.
© DPAIn Deutschland ist das Fracking umstritten. Wie hier in Brünen in Nordrhein-Westfalen.
Napalm wird dabei aber schon lange nicht mehr verwendet. Vielmehr wird in der Regel eine Mischung aus etwa 90 Prozent Wasser und 9,5 Prozent Sand unter hohem Druck ins Bohrloch gepumpt. Das restliche halbe Prozent sind Chemikalien, welche die Viskosität von Wasser herabsetzen. Dieses sogenannte „slick water“ kann unter Druck besser in vorhandene kleine Öffnungen im Gestein eindringen und sie brechend erweitern. Der Sand hilft dabei, dass sich die neuen Öffnungen nicht unmittelbar nach dem Frackvorgang wieder unter dem Gebirgsdruck schließen. In der Regel werden beim klassischen Fracken weniger als 1000 Kubikmeter Flüssigkeit ins Bohrloch gepumpt.
Ganz anders verhält es sich dagegen beim „Super-Fracking“, einem Verfahren, das Ingenieure des Unternehmens Pan American Petroleum vor gut 40 Jahren zunächst für ein klassisches Ölfeld in Oklahoma entwickelten. Dabei wurden mehrere hunderttausend Kubikmeter Slick-Wasser und Sand in eine Bohrung gepresst. Mit diesem auch als „Massivfracking“ bezeichneten Verfahren werden seit ersten Anfängen in Nordtexas vor etwa 30 Jahren heutzutage nahezu alle Schiefergasfelder erschlossen.
Wege zum umweltschonenden Fracking
Dieses Super-Fracking rechnet sich aber nur dann, wenn eine Bohrung eine große Strecke innerhalb der Schiefergaslagerstätte „durchteuft“. Das geht wiederum nur, wenn zunächst bis in die Tiefe der Lagerstätte vertikal gebohrt wird. Die meisten Schiefergasfelder in Nordamerika liegen knapp unter zwei Kilometer Tiefe. Dort wird die Bohrung, dann um 90 Grad umgelenkt und führt anschließend nahezu horizontal noch einmal zwei bis drei Kilometer weit durch das Schieferfeld. Beginnend vom Ende der Bohrung wird das Gestein dann sukzessive an zahlreichen Stellen gefrackt. Auf diese Weise entstehen die meisten Klüfte und Spalten, durch die Öl und Gas zum Bohrlochkopf gepumpt werden.
Im Laufe der Zeit wurde das Fracking technisch erheblich weiterentwickelt. Die größte Schwierigkeit stellt zweifellos die große Menge an Wasser dar, die zum Fracken ins Gestein gepumpt wird. Bevor die Öl- oder Gasförderung überhaupt beginnen kann, muss dieses Wasser zunächst aus der Bohrung gepumpt werden und anschließend teuer als Gefahrengut entsorgt werden. Inzwischen haben zahlreiche Unternehmen damit begonnen, das Wasser noch am Bohrloch zu klären und dann wiederzuverwenden. So recycelt Chesapeake Energy mittlerweile alles Wasser, das das Unternehmen in seinen Bohrlöchern in den Marcellus-Shale von Pennsylvania verwendet. Auch in den wasserarmen Gegenden von Colorado und Texas wird Frackwasser wiederverwendet.
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Ginge es nach Yu-Shu Wu, einem Forscher an der Bergakademie des amerikanischen Bundesstaates Colorado, könnten die Fracker sogar völlig ohne Wasser auskommen. Er hat ein Verfahren entwickelt, das Lagerstättengestein nicht mit Wasser unter hohem Druck aufzubrechen. Vielmehr birst hierbei das Gestein, sobald es mit tiefgekühltem, flüssigen Kohlendioxid oder Stickstoff in Berührung kommt. Diese eiskalten Flüssigkeiten werden durch das Bohrloch in die Tiefe gepumpt. In Laborversuchen sind dabei erheblich größere Wegsamkeiten entstanden als bei der Verwendung von Wasser. Inzwischen fördern sowohl das amerikanische Energieministerium als auch einige Frackingunternehmen erste Versuche dieses Tiefkühlverfahrens in echten Bohrlöchern.
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