Geologischer Dienst NRW

Unkonventionelle
Erdgasvorkommen in NRW
– Chancen und Risiken
Dr. Volker Wrede
Geologischer Dienst NRW
Erdgasvorkommen
– eine Chance für die
Energieversorgung in NRW?
Die Energiewende
- brauchen wir in der Zukunft Erdgas?
Erdgas Entstehung und Vorkommen
Unkonventionelle Erdgasvorkommen in NRW
Mögliche Fördertechniken
Risiken des „Fracking“ aus
geowissenschaftlicher Sicht
Ergebnis
Die Energiewende
- brauchen wir in der Zukunft Erdgas?
Wirtschaftliche Bedeutung
Energiewende: „Brauchen wir in der Zukunft Erdgas ?“
Verwendung von Erdgas in Deutschland
Ʃ = ca. 85 Mrd. m³/a
Elektr.
Energie
13 %
Sonstiges
4,5 %
Gewerbe
13,5 %
Chemierohstoff
14 %
Prozesswärme 27 %
Privathaushalte
28 %
Wirtschaftliche Bedeutung
Energiewende: „Brauchen wir in der Zukunft Erdgas ?“
Stromerzeugung in Deutschland 2012
*) = 13 % des Gasverbrauchs
Erdgas
*)
14 %
Andere 1 %
Braunkohle
25 %
Wasserkraft
3%
Erneuerbare
17 %
2012: Summe der erneuerbaren
Energien incl. Wasserkraft 20%
Steinkohle
22 %
Kernenergie
18 %
Wirtschaftliche Bedeutung
Energiewende: „Brauchen wir in der Zukunft Erdgas ?“
Stromerzeugung in Deutschland 2030
Erdgas
14 %
Andere 1 %
Zunahme der
Erneuerbaren
Energien auf 40 %
Steinkohle
20 %
Kernenergie Steinkohle nach
2018 ausschließlich
0%
Import
Braunkohle
23 %
Wasserkraft
3%
Ziele:
Wegfall der
Kernenergie bis
2022
Erneuerbare
39 %
Folgerung:
Erneuerbare
Energien ersetzen
die Kernenergie
Wirtschaftliche Bedeutung
Energiewende: „Brauchen wir in der Zukunft Erdgas ?“
Stromerzeugung in Deutschland 2050
Braunkohle
5%
Wasserkraft
3%
Erneuerbare
70 %
Erdgas
11 %
Steinkohle
10 %
Kernenergie
Andere 1 %
0%
Ziel:
Zunahme der
Erneuerbaren Energien
auf 70 – 80 %
Auslaufen von mehr als
70 % der
Braunkohleförderung
bis 2045
Folgerung:
Erneuerbare Energien
ersetzen die Braunkohle
Der Anteil an fossilen Energien bleibt bei 20 – 30 %
Erdgas ist davon am wenigsten umweltschädlich
(CO2-Emissionen)
Wirtschaftliche Bedeutung
Energiewende: „Brauchen wir in der Zukunft Erdgas ?“
Herkunft des Erdgases in Deutschland (2012)
Niederlande Andere 5 %
21 %
Norwegen
28 %
Einheim.
Förderung
14 %
Russland 32
%
Die konventionellen Gasvorkommen in Deutschland werden ca. 2025 erschöpft sein
Der Import aus den Niederlanden wird nach 2020 stark zurückgehen
Erdgas Entstehung und Vorkommen
Erdgas – Entstehung und Vorkommen
Wie entsteht Erdgas?
- Thermisch:
Aus organischem Material (z.B. Torf, Faulschlamm) entsteht durch
Wärmeinwirkung in einem bestimmten Temperaturbereich („Gasfenster“)
Kohle und Methan
Bevorzugtes Ausgangsmaterial sind z.B. Algen
Erdgas – Entstehung und Vorkommen
Wie entsteht Erdgas?
- Biogen:
Mikroorganismen (Archaea) wandeln organische Substanz im Gestein in
Methan um (in geologischen Zeiträumen oder rezent)
Ein Gehalt von ca. 2 % organischer Materie im Gestein (TOC) reicht aus,
um relevante Gasmengen zu erzeugen
Unterscheidung Thermisch / Biogen:
Mengenverhältnis der Kohlenstoff-Isotope 12C/13C
Thermisches Methan ist reicher an 12C
- Anorganisch:
durch chem. Reaktionen im Erdmantel (ökonomisch nicht relevant)
Erdgas – Entstehung und Vorkommen
Wie entstehen Erdgaslagerstätten?
Wenn Wegsamkeiten im Gestein vorhanden sind (große
Permeabilität), wandert das freie Gas zur Erdoberfläche und
gelangt in die Atmosphäre
– dort, wo die Wegsamkeiten unterbrochen sind, sammelt sich
das Gas und bildet in geeigneten, porösen
„Speichergesteinen“ Lagerstätten
Restmengen an Gas verbleiben am Entstehungsort.
Wenn keine Wegsamkeiten vorhanden sind (geringe
Permeabilität) verbleibt der größte Teil des Gases im
Ursprungsgestein („Muttergestein“)
Erdgas – Entstehung und Vorkommen
Wie entstehen Erdgaslagerstätten?
Erdgas – Entstehung und Vorkommen
Konventionelle
Erdgaslagerstätten
Unkonventionelle
Erdgaslagerstätten
Freies Gas in
Gesteinsporen gespeichert
Gas fest im Gestein gebunden
(Mikroporen, Adsorption an
Partikeloberflächen)
Große Durchlässigkeit
(Permeabilität) des
Gesteins
Geringe Durchlässigkeit des
Gesteins
Erdgas entweicht bei
Druckentlastung
Gesteinsstrukturen müssen
aufgebrochen werden,
um Gasfluss zu
ermöglichen
Muttergestein = Barrieregestein
= Speichergestein
Erdgas – Entstehung und Vorkommen
Unkonventionelle Erdgaslagerstätten
(Gesteine)
Shale Gas (Schiefergas) Gas ist in Tonen oder
Tonstein adsorptiv gebunden
Coal Bed Methane (CBM) (Flözgas)
Gas ist in Steinkohleflözen
gebunden
Tight Gas
Gas ist in Sandsteinen sehr
geringer Permeabilität
gebunden (zahlreiche
Lagerstätten in Niedersachsen)
Unkonventionelle Erdgasvorkommen in
NRW
Erdgasvorkommen in NRW
Unkonventionelle Erdgasvorkommen in NRW:
Flözgas
- im aktiven Bergbau (Grubengas)
- im stillgelegten Bergbau
- außerhalb der Bergbauzone
Schiefergas - in Schichten desPaläozoikums
(z.B. „Hangende Alaunschiefer“, Unterkarbon)
- Schichten des Mesozoikums
(z.B. Posidonienschiefer, Jura;
Wealden-Tonsteine, Unterkreide)
Erdgasvorkommen in NRW
Unkonventionelle Lagerstätten
Flözgas - außerhalb der Bergbauzone
Flözgas
(Grubengasnutzung)
Flözgas
Erdgasvorkommen in NRW
Unkonventionelle Lagerstätten
Flözgas - im aktiven Bergbau (Grubengas)
Steinkohlenflöze des Oberkarbons
Gas ist in Mikro- und Nanoporen gebunden
Gasinhalt der Kohle: 0 – 20 m³/t;
Ø 5 - 10 m³/t CH4
(und andere Gase)
Gasinhalt wird bei Kohleförderung freigesetzt;
seit Alters als Gefahrenquelle bekannt:
zündfähig bei 5 – 14 % CH4 in Luft:
„Schlagende Wetter“
Entgasungsbohrungen vor dem Abbau;
freigesetztes Gas wird (seit 1943) abgesaugt
und heute in Block-Heizkraftwerken (BHKs)
verwertet
1956: ca. 200 Mm³/a 1956; 2007: 72 Mm³/a
Mengen mit Verringerung des Bergbaus
rückläufig
Erdgasvorkommen in NRW
Unkonventionelle Lagerstätten
Flözgas - im stillgelegten Bergbau
Förderung nach EEG zur Reduzierung von
Methanaustritten in die Atmosphäre
(Klimaeffekt von CH4 ist ca. um den Faktor 20
größer als der von CO2)
Gewinnung über Rohrleitungen in verfüllten
Schächten oder eigene Bohrungen in
verlassene Grubenbaue (erstmals 1997),
Verwertung mit Gasmotoren in BHKs.
Nutzung meist zeitlich begrenzt (einige Jahre);
z. Zt. ca. 40 Standorte;
Energierzeugung (2007): 647 Mio. kWh
elektrisch / 25 Mio. kWh Wärme
Eingespartes CO2-Äquivalent: 2,8 Mio. t/a
Erdgasvorkommen in NRW
Unkonventionelle Lagerstätten
Flözgas - außerhalb der Bergbauzone
Mengenabschätzung (Größenordnung / geol. Potenzial)
Geologischer Kohleninhalt
Ruhrgebiet und Münsterland
(außerhalb der Bergbau- und
Explorationszone):
ca. 321 Mrd. m³ oder 440 Mrd. t
Kohle
Gasinhalt von 5 m³/ t Kohle ergibt
2.200 km³ Flözgas (GIP)
(= ca. Größenordnung GroningenFeld NL)
Konservativ geschätzt 10 % davon
gewinnbar, ergibt 220 km³
gewinnbares Gas
Gasmengen im Nebengestein (konventionell
und unkonventionell) wurden bislang nicht quantifiziert,
dürften aber erheblich sein
Zum Vergleich: Ochtrup: 0,2 km³
Konventionelle Erdgas-Ressourcen
in Deutschland: 150 km³
Erdgasvorkommen in NRW
Unkonventionelle Lagerstätten
Schiefergas
Oppenwehe 1
Schiefergas Mesozoikum
Schiefergas Paläozoikum
Erdgasvorkommen in NRW
Schiefergas
Voraussetzungen (u.a):
Gehalt an organischem Kohlenstoff TOC > 2 %
Schichtmächtigkeit > 20 m
Reifegrad im „Gasfenster“: VR = 1,3 - ~3,5 % ( ≈ T > 150°)
Mesozoikum:
Gasführende Ton- bzw. Schiefergesteine
z.B. Tonsteine des Jura oder Wealden (Unterkreide)
Bislang 1 Erkundungsbohrung (Oppenwehe 1)
Tiefe > 600 m - > 2.000 m, mehrere stark Gas führende
Schichten
z.B.Hangende Alaunschiefer
Paläozoikum:
im nördlichen
Rheinischen Schiefergebirge
und Münsterland
Tiefenlage: 0 - > 4.000 m)
TOC: bis > 8 % (Gestein ist z.T. brennbar!);
Gasinhalte in NRW nicht detailliert bekannt;
z.Zt. keine Mengenabschätzung möglich
Erdgasvorkommen in NRW
Schiefergas in Deutschland
Mengenabschätzung (Größenordnung / geol. Potenzial)
Paläozoikum
Unterkarbon
Jura
Posidonienschiefer
Unterkreide
Wealden
Mengenabschätzung der BGR (2012) für Schiefer Gas
in Deutschland:
13 Billonen m³ od. 13.000 km³ GIP,
Davon ca. 8.000 km³ im Unterkarbon des Norddeutschen
Beckens
Konservativ geschätzt: 10 % davon gewinnbar, ergibt
1.300 km³ gewinnbares Gas –
zum Vergleich: Konventionelle Erdgas-Ressourcen in D: 150 km³
Mögliche Fördertechniken
Fördertechniken
Horizontal- und Richtbohrtechnik
Multiple Bohrungen
Abstände 2 – 5 km
Abstände wachsen mit der Tiefe
Fördertechniken
Frack-Technik
Stimulierung eines
Kluftsystems durch
Einpressen eines Fluids,
Einbringen von
Stützmitteln,
anschließend
Rückförderung des
Fluids
Frack-Technik wird seit
einigen Jahrzehnten
eingesetzt bei der
Erdgasförderung und bei
tiefer Geothermie
Anwendung bei
Flözgas (CBM) ist
noch unklar
(Exploration
notwendig)
Flözgas - Fördertechniken
Erfahrungen aus dem Saarkarbon
Gasinhalte Ø 5 – 9 m³/t Kohle
Gaspotenzial insgesamt ca. 3.200 km³ CH4 (BMFT 1983)
[10 % gewinnbar: 320 km3]
Bohrungen Klarenthal 4 / 5 (1967/68)
zur Gasabsaugung aus der Kohle
Tiefe ca. 610 m
1 m³ CH4 / min vor Abbau; Insgesamt 21,6 Mio m³ in 7 Jahren
Aufschluß der Fracs durch den Steinkohlenabbau:
Ausrichtung senkrecht zur Hauptspannung; Weite der Fracs: max. 3 cm
Kaltwang (1995)
Flözgas - Fördertechniken
Alternativen: Kohle ist im Gegensatz zu Tonstein („Schiefer“) spröde und
besitzt meist eine hohe Klüftigkeit; ca. 50 % der Flözgasgewinnung
weltweit erfolgt ohne „Fracking“.
Entwässerung der
Kohle
(Wassergehalt bis 2 %)
vermindert
LagerstättenDruck und Adsorption
des Methans an die
Kohle
Flözgasgewinnung
ohne Fracking: SISBohrungen (z.B.
Airth, Schottland) ob in Deutschland
anwendbar, muss
geprüft werden
Flözgas - Fördertechniken
Klüftigkeit der Kohle („Tektonische Beanspruchung“)
z.B. Projekt Hamm-Gas
Methan aus Karbon-Bohrungen im Münsterland
Aus der Bohrung Dora 18 (im Münsterland) wird seit 1913 (!) Methan (85 %)
gewonnen und über einen 30 kW-Motor zur Strom- und Wärmeversorgung mehrerer
Gebäude und eines Sägewerks genutzt
Risiken des „Fracking“ aus
geowissenschaftlicher Sicht
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
- Seismizität
- Lagerstättenwasser / Flowback (ortsabhängig)
- Beeinträchtigung des Grundwassers durch Frackfluide
- Methanfreisetzung
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Besteht das Risiko induzierter Seismizität?
Natürliches Erdbeben
Roermond 1992
Bei entsprechenden geologischen
Voraussetzungen
(unter Spannung stehende Störungen) sind
induzierte Beben nicht grundsätzlich
auszuschließen:
Beispiele:
Geothermiebohrungen in Basel 2006:
Magnitude: 3.4
Landau/Pfalz 2009:
Magnituden bis 2.7
Gas-Fracktests in Lancashire 2011:
Magnitude: 2.3
(Erdbeben mit M > 3 sind in der Regel spürbar)
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Besteht das Risiko induzierter Seismizität?
Gutenberg-Richter-Relation
Prophylaxe:
log10N(M) ≈ a - b M
Vermeiden von Frack-Aktivitäten
in tektonisch aktiven Zonen
Seismisches Monitoring der
Fracks:
Abbruch, wenn Ereignisse
auftreten, größer als ein
vorgegebener Grenzwert
(in GB M > 0.5)
oder nach Gutenberg-RichterRelation mit dem Auftreten
größerer Beben zu rechnen ist
natürliche Bodenunruhe
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Kann es durch das Fracken zu einer
Beeinträchtigung des Grundwassers
kommen?
• Wassergefährdende Komponenten der Frack-Fluide könnten
(bei technischem Versagen) in das Grundwasser gelangen
• Gibt es natürliche Wegsamkeiten zwischen den Zielhorizonten
der Bohrungen und Grundwasservorkommen?
Risiko-Analyse
Wirksamkeit
der Pfade
Groß (3)
Mittel (2)
Klein (1)
Nicht
vorhanden (0)
Groß (3)
9
6
3
0
Mittel(2)
6
4
2
0
Klein (1)
3
2
1
0
Nicht
vorhanden(0)
0
0
0
0
Gefährdungspo
tenzial der
Frack-Fluide
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Technische Pfade:
0 Oberflächenverunreinigung
1 Bohrloch-Lecks
(technische Frage, nicht Frack-spezifisch)
Grundwassergefährdung
Mögliche
Migrationswege nach
Gutachten NRW
Geologische Pfade
2 Störungen
3 Gesteinsdurchlässigkeiten (Diffusion)
Geprüft wird die Frage, ob
Wegsamkeiten zwischen den
gasführenden Schichten in der
Tiefe (meist > 1000 m) und
den Grundwasser führenden
Schichten nahe der Oberfläche
(meist < 50 m) bestehen –
unabhängig von der Art der
eingesetzten Stoffe
(deren Zulassungsfähigkeit
nach WHG prüft die
Genehmigungsbehörde)
GD-Forum 30.01.2012
ahu
(Quelle: 2012
ahu 2012)
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Pfad „0“: Oberflächenkontamination
Frac-Bohrung in Canada, Bohrplatz geschottert
Bohrung in Pennsylvania
Bohrplatz unbefestigt
Bohrplatz Oppenwehe 1 (NRW)
Nach EPA 2015 die Hauptursache von
Havarien – In Deutschland ist die
Versiegelung des Bohrplatzes
vorgeschrieben
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Pfadgruppe 2:
Vertikale Migration von Fluiden in Störungen
„worst case“-Modellierungen (z.B. Sauter, Helmig &
Schetelig 2012): Störung wassergefüllt ohne Widerstand,
Überdruck des Fracs 300 bar, Frackdauer: 2 h:
Maximaler Flüssigkeitsaufstieg nach 12 h: 50 m;
Anschließend Rückfluss (Druckgefälle zur Bohrung)
Bisher weltweit kein Fall eindeutig belegt (u.a. EPA 2004;
2015; ECCC 2011; USGS 2013; Ministerstwo
Srodowiska 2015)
Damit ist auch der Pfad 3 „Diffusion des Frackfluids
durch das Gestein“ praktisch ausgeschlossen
GD-Forum 30.01.2012
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Methanaustritte
im Umfeld von Frack-Bohrungen werden in
den USA diskutiert
(Osborne et al. 2011 / Molofsky et al. 2011 / Jackson et al. 2013)
als Ursache werden Bohrlochleckagen vermutet
- Sie treten im Ruhrgebiet als Folge des
Bergbaus auf
- aber es gibt auch natürliche Methanaustritte
Gasaustritt bei Hamm
Es muss untersucht werden, inwieweit das Deckgebirge
im Münsterland gasdicht ist. Nach Rudolph et al. (2008) ist
das Deckgebirge (bezogen auf Gase) „gering durchlässig“
und sind die Störungen im Regelfall abgedichtet.
Im Einzelfall könnten Störungen aber gaswegsam sein.
Modellierung nach
Meiners et al. (2008):
Gasquelle: 0,15 kg/m².a
T = 300a
Quellbereich
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Methanaustritte
Im Münsterland tritt von Natur aus örtlich
Methan an der Oberfläche aus –
- es besteht keine Beziehung zum Bergbau
- eine Beziehung zum Störungsmuster ist nicht
eindeutig erkennbar
- das Methan ist nach dem heutigen Wissen
(Melchers 2008) überwiegend biogenen
Ursprungs und stammt nicht aus der
Inkohlung der Steinkohlenflöze
Hier ist ein Grundwasser-Monitoring vor
Beginn der Exploration notwendig
(Beweissicherung!)
im Münsterland
Methan ist im Trinkwasser nicht
giftig, der Methangehalt von
Brunnenwasser wird daher i.d.R.
nicht untersucht – aber
Verpuffungsgefahr!
Risiken des „Fracking“ aus geowissenschaftlicher Sicht
Methanaustritte
Auf diesem Phänomen basiert nach Feststellungen der Regierung von Colorado auch der
brennende Wasserhahn im Film „Gasland“.
Die biogene Gasführung in den Brunnen wurde dort schon 1976
beschrieben. (http://cogcc.sate.co.us/library/Gasland%20DOC.pdf)
aus “Gasland“
Analoge Phänomene wurden bereits
1965 aus Michigan beschrieben
Ergebnis
Unkonventionelle
Erdgasvorkommen
– eine Chance für die
Energieversorgung in NRW?
Aus Sicht der Geowissenschaften:
Ja - was das Flözgas betrifft !
Vielleicht - was das Schiefergas betrifft
- aber welche Risiken bestehen ?
Die Fördertechniken (mit und ohne Fracking) sind
weltweit etabliert (> 3 Mio. gefrackte Bohrungen)
Die offenen Fragen sind meist standortspezifisch und
können nur durch Untersuchungen vor Ort geklärt werden
Zahlreiche Gutachten liegen vor
Keines der Gutachten kommt zu dem Schluss, dass die
Fracking-Technik grundsätzlich abzulehnen sei.
Von den Gutachern wurden Fragen formuliert, die durch weitere,
schrittweise Untersuchungen unter wissenschaftlicher Begleitung
beantwortet werden müssen.
Der Rahmen hierfür muss von der Politik gesetzt werden.
Vielen Dank !