Erdgas wird in vielen Prognosen und Analysen für die kommenden Jahrzehnte eine herausragende Bedeutung bei der Deckung des weltweiten Energieverbrauchs beigemessen. Voraussagen der International Energy Agency (IEA) zufolge wird Erdgas der am stärksten wachsende Primärenergieträger. Laut der IEA nimmt die globale Erdgasnachfrage bis 2035 um etwa 55% zu. Während der Anteil von Kohle und Öl zurückgehen soll, soll der Anteil von Erdgas ansteigen. Der zunehmende Erdgasverbrauch bei gleichzeitig stagnierender oder rückläufiger Produktion in wichtigen Verbrauchszentren wie Europa muss kompensiert werden. Die Förderung von unkonventionellem Erdgas ist eine momentan viel diskutierte Möglichkeit, um das Erdgasangebot in Regionen mit geringen konventionellen Reserven zu erhöhen. Als Vorbild gelten die USA, in denen bereits heute 58% der gesamten Produktion aus nicht-konventionellen Lagerstätten stammen. Diesbezüglich werden in dieser Studie u.a. folgende Fragen diskutiert: Können die USA aufgrund der großen unkonventionellen Reserven zum Nettoexporteur aufsteigen? Und sind die europäischen Staaten in Zukunft noch abhängiger von Importen?

Textprobe: Kapitel 3.1.1, Erdgas aus dichtem Gestein: Erdgas aus dichtem Gestein wird in Shale Gas (Schiefergas) und Tight Gas unterschieden. Bei Shale Gas handelt es sich um Erdgas aus dichtem Tongestein, in der Regel Schiefergestein, das vor bis zu 550 Millionen Jahren in Gesteinsschichten aus Überresten winziger Organismen bei hohen Temperaturen und hohem Druck tief unter der Erde entstand. Die Vorkommen bilden sich, wenn in einem mehr als 30 Meter mächtigen, feinkörnigen Sediment mit hohen Gehalten an organischem Kohlenstoff die Gasbildung fortgeschritten ist und dieses Sediment gleichzeitig als Speichermatrix und als Migrationsbarriere wirkt. Tight Gas ist die Bezeichnung für Erdgas, das von einer undurchlässigen, nicht porösen Sand- oder Kalksteinformation in einem Hohlraum eingeschlossen ist. Tight Gas wird bereits seit 40 Jahren in den Vereinigten Staaten gefördert. Daher findet nicht in allen Publikationen eine strikte Abgrenzung zum konventionellen Erdgas statt. Die Tiefen von Shale Gas und Tight Gas Schichten variieren sehr stark. In den bisher erschlossenen Lagerstätten wurden Vorkommen zwischen 200 m und 4500 m Tiefe entdeckt. Die Größe und Qualität der Reservoirs ist dabei sehr variabel. Die Abgrenzung zu konventionellen Lagerstätten erfolgt über die Durchlässigkeit (Permeabilität) und die Art des Speichergesteins. Der größte Unterschied liegt dabei in der Permeabilität. Umso größer diese ist und je poröser damit das Gestein ist, desto leichter kann Erdgas aus der Lagerstätte fließen und somit mit geringerem Aufwand gefördert werden. Konventionelle Vorkommen sind in gut durchlässigen Gesteinen enthalten und können somit ohne spezielle Bohrtechniken erschlossen werden. International wird als Obergrenze eine durchschnittliche Permeabilität von 0,1 milliDarcy (mD) zu Grunde gelegt. Die Erdgasgewinnung aus dichten Lagerstätten ist aufgrund der geringen Porosität und Permeabilität sehr anspruchsvoll. Um nicht-konventionelles Erdgas ökonomisch-sinnvoll entnehmen zu können, muss die Durchlässigkeit künstlich erhöht werden. Die Gesteinsformationen müssen aufgebrochen werden, um Kanäle und Verbindungen zu erzeugen, die das Erdgas aus den Poren entweichen lassen und der Förderleitung zuführen um somit die Produktionsrate erhöhen zu können. Erst mit der technisch sehr anspruchsvollen horizontalen Bohrtechnik in Kombination mit dem hydraulischen Aufbrechen bzw. Fracken wurde der Gasschiefer zu einer im großen Maßstab nutzbaren Ressource. Dabei wird zunächst die gasführende Schicht durch Bohrungen flächendeckend aufgebrochen. Dafür werden im Abstand von einigen hundert Metern vertikale Bohrungen durchgeführt, die in den gasführenden Schichten horizontal abgelenkt werden, sobald der Bohrkopf die Zielgesteinsschicht erreicht hat. An dieser Stelle enden konventionelle Bohrvorgänge normalerweise. Anschließend wird der horizontale Abschnitt der Bohrung perforiert. Horizontal können sich die Gesteinsschichten kilometerweit erstrecken. Von einer vertikalen Bohrung gehen bis zu sechs horizontale Ablenkungen (bis zu 600 m) aus, um die Gasschicht in jede Richtung erreichen zu können. In einer der ersten Shale Gas-lagerstätten, dem Barnett Shale in Texas (USA), wird im Durchschnitt pro Bohrung eine Fläche von 160.000 m² erreicht. Nach Abschluss der Bohrarbeiten folgt das sogenannte hydraulische Fracken: Zunächst wird das Gestein mit künstlich erzeugten Rissen versehen. Zusätzlich werden Flüssigkeiten unter hohem Druck in die Ton- oder Sandgesteine gepresst, wodurch diese aufbrechen und sich die Risse im Gestein ausbreiten. Die Flüssigkeit besteht üblicherweise zu etwa 98 - 99,5 % aus Wasser und Sand, sowie bis zu 2 % aus chemischen Zusatzstoffen (z.B. Salzsäure). Die konkrete Zusammensetzung des Gemisches ist jedoch von den jeweiligen Eigenschaften der Lagerstätte abhängig. Die Chemikalien sorgen dafür, dass sich der Quarzsand mit dem Wasser vermischt, weniger Reibung entsteht, keine Bakterien in die Lagerstätte gelangen und verhindern, dass sich die erzeugten Fließkanäle bei nachlassendem Druck wieder schließen. In der Erschießungsphase des Barnett Shale wurden pro Frack ca. vier Mio. Liter Wasser benötigt. Die bei über 1.000 bar Druck entstandenen kleinen Risse (bis zu 30 m lang) im Gestein werden mit Sandkörnern und Stützmitteln (sogenannten Proppants) gefüllt, um sie nach der Stimulation möglichst lange offen zu halten. Mit dieser Technik wird die Permeabilität der Risse künstlich erhöht, sodass ein Strömungsweg für das Erdgas aus dem Gestein zum Bohrloch geschaffen werden kann. Die Risse ermöglichen somit die Erschließung eines größeren Gesteinvolumens, sodass der Zufluss zur Bohrung erhöht wird und die Produktionsrate erheblich steigt. War das Fracking erfolgreich, wird der Druck reduziert und die Flüssigkeit entweicht aus dem Bohrloch, wodurch eine große Menge Abwasser entsteht. 20 % - 50 % des Wassers wird wieder an die Oberfläche gepumpt, wobei unter anderem radioaktive Isotope mit nach oben gespült werden. Aufgrund der Einspeisung von Millionen Tonnen Chemikalien und der Abwasserbelastung ist das hydraulische Fracken allerdings sehr umstritten. Die Risiken und Probleme dieses Verfahren werden in Kapitel 3.4 ausführlicher dargestellt. Die Shale Gas-Förderung gilt im Vergleich zur Tight Gas-Produktion als deutlich aufwendiger. Zum einen sind wesentlich mehr Bohrungen notwendig um Fließkanäle zu schaffen und zum anderen wird aufgrund der Tatsache, dass Sandstein von Natur aus poröser und durchlässiger ist, erheblich mehr Flüssigkeit benötigt um das Schiefergestein aufzubrechen.

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Julian Deymann, M.Sc, wurde 1987 in Wesel geboren. Sein Studium der Betriebswirtschaftslehre mit dem Schwerpunkt Energiewirtschaft an der Universität Duisburg-Essen schloss er im Jahre 2012 mit dem akademischen Grad des Masters of Science erfolgreich ab. Bereits während des Studiums sammelte Julian Deymann in Form von fachbezogenen Praktika umfassende Erfahrungen in der Energie-Branche. Der weltweit zunehmende Energie- und vor allem Erdgasverbrauch muss auch zukünftig bedient werden - dies hab für ihn den Ausschlag, sich der Thematik des vorliegenden Buches zu widmen.