Konventionell - Unkonventionell
Man kann Lagerstätten nach dem Umfang des technischen Aufwands, den man zu ihrer Ausbeutung betreiben muss, unterscheiden: Bei konventionellen Lagerstätten ist der Aufwand gering, bei unkonventionellen Lagerstätten wird es schwieriger.
In unkonventionellen Lagerstätten ist das Porenvolumen von Mutter- oder Speichergestein so gering, dass das Gas nicht selbstständig zur Bohrung fließen kann, d.h. man muss zur Förderung künstliche Fließwege schaffen. Dies geschieht mit Hilfe des Hydraulic Fracturings (Fracking).
Tight gas und Shale gas
werden beide aus unkonventionellen Lagerstätten gefördert. Der Name gibt jeweils Aufschluss über das Gestein der Lagerstätte.
- Tight gas ist Erdgas in mehr oder weniger dichten (engl. tight) Speichergesteinen, meist Sandstein. In Deutschland wird diese Art der Förderung seit rund 20 Jahren betrieben, Hauptförderprovinz ist Niedersachsen.
- Shale gas (Schiefergas): Dieses Erdgas ist am Ort seiner Entstehung, im tonigen Muttergestein (nicht Schiefer!), verblieben und nicht in durchlässigere Gesteine migriert. Das Gas ist überwiegend an die Oberfläche der Gesteinspartikel gebunden. Das Förderverfahren für Schiefergas ist aufwändiger als das für Tight gas. Es sind mehr Fracs notwendig und es wird wesentlich mehr Flüssigkeit dafür benötigt. In Deutschland findet (noch) keine Shale gas-Förderung statt.
Die Folgen des Einsatzes der Hydraulic-Fracturing-Technologie sind nicht kontrollierbar, nicht rückholbar und nicht reparierbar. Unkalkulierbare Risiken und Schaffung irreversibler Schäden des Untergrundes und dortiger Wasservorkommen fordern ein generelles Verbot der Anwendung dieser nicht verantwortbaren Methode.
Es stellt sich zudem die Frage, wie man den Bezug von gefracktem Erdgas aus anderen Regionen und Ländern mit seinem Umweltschutzgewissen vereinbaren kann. Außerdem: warum wollen Unternehmen mit solch Nachdruck aus fossilen Quellen fördern, anstatt sich mit Kapital und schlauen Leuten der Energiewende zuzuwenden?
Frac-Fluide und ihre Chemikalien
Es gibt verschiedene Arten von Frac-Fluiden. In Abhängigkeit vom Trägermedium sind sie, salopp gesagt, wässrig, schaumig, ölig oder sauer. Die Auswahl des Trägermediums und der Chemikalien ist abhängig von der Beschaffenheit der Lagerstätte.
In Deutschland wird fast ausschließlich aus Tight gas-Lagerstätten gefördert. Dabei kommen vorwiegend wasserbasierte Systeme zum Einsatz.
Ein wasserbasiertes Frac-Fluid besteht aus Wasser als Trägermedium (knapp 80%), einem Stützmittel (gut 20%) und Chemikalien (1-5%).
Das Stützmittel (feinster Sand oder Kügelchen einer speziellen Keramik) ist dazu da, die Risse, die beim Fracken entstehen, offen zu halten.
Die Chemikalien
- sorgen für die Homogenität des Fluids und gewährleisten den Transport des Stützmittels in die gefrackten Risse,
- verhindern Ablagerungen und mikrobiologischen Bewuchs,
- verhindern die Bildung von Schwefelwasserstoff und damit Korrosion,
- verhindern das Quellen von Tonmineralen im Frac-Horizont.
- Laut RWE Dea, ExxonMobil und Wintershall sind Frac-Fluide insgesamt mit Wassergefährdungsklasse 1 (= schwach wassergefährdend) klassifiziert und nach Chemikalienrecht nicht kennzeichnungspflichtig.....
Lagerstättenwasser
- Kommt von Natur aus in einer Lagerstätte vor.
- Die Zusammensetzung ist abhängig von der Lagerstättenart.
- In Norddeutschland ist es hoch salinar und
- kann Kohlenwasserstoffe und weitere Stoffe, z.B. Quecksilber und radioaktive Stoffe enthalten.
Flowback
- Mischung (Lagerstättenwasser und ein Teil des Frac-Fluids), die mit der Förderung ans Tageslicht gelangt.
- Der Flowback ist giftiger als das Frac-Fluid.
- Er ist als wassergefährdender Stoff zu betrachten und entsprechend zu entsorgen.