Bericht über die Reise des Neutralen Expertenkreises in die USA vom 9.-13. Januar 2012 Washington D.C., Williamsport (PA), Ossining (NY)
Inhalt
- Einleitung
- Politische Debatte
- Wirtschaftliche Bedeutung
- Regulierung und Genehmigungspraxis
- Risiken durch die Bohrung / Bohrplatz
- Fracking-Chemikalien
- Abwasser / Flowback
- Wasserverbrauch / Auswirkungen auf Grundwasser und Oberflächengewässer
- Methanemissionen / Footprint von Erdgas
- Erdbeben
- Auswirkungen auf Natur und Landschaft
- Schlussfolgerungen
Shale Gas gilt als Brückenenergieträger. Zum Treibhausgas-„Footprint“ des Methans gibt es unterschiedliche Aussagen. Im Vergleich mit Öl oder Kohle sieht die Industrie einen deutlich geringeren Fußabdruck, etwa vergleichbar mit konventionellem Erdgas. Von NGO-Seite wird der Fußabdruck teilweise sogar höher als für Kohle oder Öl eingeschätzt. Es werden Bemühungen in den USA dahingehend unternommen, eine bessere Datengrundlage zur Beurteilung zu schaffen. Zur Minimierung des Footprints von Erdgas müssten bessere Emissionswerte und eine Reduzierung der Methan-Leckagen erreicht werden.
Jährlich gingen weltweit über 4.000 Bcf (entspricht etwa 113 Mrd. m³) Erdgas verloren. Dies führe auch zu erheblichen finanziellen Einbußen. In den USA entstehen aus der Öl- und Gasindustrie Methanemissionen in der Höhe von 624 Bcf (entspricht etwa 18 Mrd. m³), dabei der größte Teil bei der Produktion, gefolgt von Übertragung und Speicherung, Verteilung u.a. Bei der Produktion mache der Anteil von Venting und Flaring (Abblasen und Abfackeln) die größte Quelle der Emissionen aus. Darin sei auch die Auswirkung durch den Flowback enthalten. In den USA ist es häufig Standard, den Flowback offen zu lagern, was in dieser Hinsicht ein Problem darstellt. Typischerweise setzen sich die Schadstoffe in Flowback-Emissionen aus größtenteils Methan (CH4), einem größeren Anteil an flüchtigen organischen Verbindungen (VOC) sowie Spuren von gefährlichen Luftschadstoffen (HAP) zusammen.
1993 startete das Natural Gas STAR Programm, eine Partnerschaft zwischen der EPA und über 130 Unternehmen der Öl- und Erdgas-Industrie, welches darauf fokussiert ist, Methanemissionen bei der Öl- und Gasgewinnung zu reduzieren. Daneben gibt es die 2004 ins Leben gerufene, internationale Global Methane Initiative (GMI). Beide fördern die Einhaltung von „best practice“ bei der Gewinnung von unkonventionellem Erdgas. Um die Methanemissionen bei der Fertigstellung der Bohrung und auch nach Beendigung der Erdgasproduktion zu reduzieren, solle das Gas während der Fertigstellung der Bohrungen und der nachfolgenden Arbeitsschritte aufgefangen werden, bezeichnet als „Reduced Emission Completions“. Dadurch könnten Methan- und andere Emissionen vermindert und gleichzeitig Gewinne durch den Verkauf des Gases erzielt werden.
Methanemissionen in die Atmosphäre durch die Formation werden als eher unwahrscheinlich angesehen, da der Gas-Fluss immer in Richtung des Bohrlochs gerichtet ist und der Druck am Ende der Förderung zu gering ist, um eine Migration zu ermöglichen. Zudem ist die Permeabilität von Schiefer geringer als die von Beton. Dennoch ist die Migration von Methan durch den Untergrund ein Punkt, welcher verstärkt Beachtung findet. Austritte äußerten sich in Brunnen, Quellen und Bächen. Besonders das Bohren und die Zementierung werden als Ursache für Methanaustritte angesehen, die Beweisführung und die Zuordnung zu einer konkreten Bohrung seien jedoch schwierig. Die Methankonzentration hinge auch von der regionalspezifischen Geologie ab, in bestimmten geologischen Formationen würden hohe Methankonzentrationen vorherrschen. Wichtig wären in jedem Fall eine bessere Bohrlochintegrität und eine geeignete Zementierung. Und vor allem müssen die Gasaustritte in spezifischen Regionen genauer beobachtet und untersucht werden.
Ein Baseline-Monitoring der Methanflüsse sei notwendig, um bessere Aussagen treffen zu können. Ein Modellvorhaben, in welches sechs Unternehmen eingebunden sind, wurde dazu von der Umweltorganisation Environmental Defense Fund (EDF) initiiert. Bisher werden solche Messungen von den Unternehmen eher selten durchgeführt, da das Monitoring von Methan langwierig und teuer sei.
Im Rahmen der bereits erwähnten Studie an der Penn State Universität wurde auch der Methangehalt im Grundwasser untersucht. Hier wurden jedoch nur 189 Proben vor Durchführung einer Bohrung ausgewertet. In 24 % der Fälle wurde Methan nachgewiesen, allerdings auf einem niedrigen Level („below any action level“). Damit das Wasser „brenne“, seien Methankonzentrationen von 40-50 mg/l Methan notwendig. Nur in einem Fall wurde eine Konzentration von größer 28 mg/l festgestellt. Außerdem sei Methan schwierig zu messen. Zusammenfassend konnte – anhand der vorliegenden, geringen Datengrundlage - kein Zusammenhang zwischen den durchgeführten Erdgasbohrungen und einer möglichen Methananreicherung im Wasser festgestellt werden. Einem PennState-Wissenschaftler zufolge berichten Anwohner, dass es das Phänomen der brennenden Wasserhähne auch schon in den Zeiten vor dem Fracking gegeben habe.