Anmerkungen und Vorschläge der AG-Teilnehmer sind blau gesetzt
Experten:
- Prof. Dr. Martin Sauter
(Universität Göttingen, Leiter der Abteilung Angewandte Geologie; Mitglied Expertenkreis). - Prof. Dr. Rainer Helmig
(Universität Stuttgart, Leiter der Abteilung Hydromechanik und Hydrosystemmodellierung; Mitglied Expertenkreis), - Prof. Dr. Michael Celia (Universität Princeton, New Jersey, USA, Department of Civil and Environmental Engineering; geladener Peer Reviewer)
Moderation:
- Dr. Christoph Ewen
Protokollanten:
- Alexander Kissinger,
- Karolin Brosig,
- Dr. Torsten Lange
Kurze Zusammenfassung wesentlicher Themenfelder aus der Diskussion
Themenbereich Migration von Fracking Flüssigkeit
- Angabe von Stoffkonzentrationen an der Oberfläche oder an möglichen Leckagen
- Bohrlochintegrität und mögliche Störfallszenarien
- Bestand und Zustand von Altbohrungen
- Umgang mit Datensätzen und Datenquellen
- Auswahl der Modellzeiträume
- Tracer/Isotope als Indikatoren für Störungszonen
- Vorgaben zum Abstand zwischen Fracking-Horizont und überlagernden Grundwasserleitern
Themenbereich Migration von Methan
- Methan-Baseline für Explorationsgebiete
- Methodik zur Methanmigration
- Diskussion der Möglichkeit des Methanaustritts am Bohrkopf
Themenbereich Lagerstättenwasser
- Identifikation und Beschaffenheit von Lagerstättenwasser
Diskussionsbeiträge/Fragen und Antworten
Themenbereich Migration von Fracking Flüssigkeit
Welcher Stoff kommt wo mit welcher Konzentration an? Warum wird dies nicht berechnet? Es sollten wirklichkeitsnahe Konzentrationen angegeben und von den Toxikologen bewertet werden, auch wenn diese nicht jeden Fall abdecken.
- Es sollten den Störfällen Wahrscheinlichkeiten zugeordnet werden. Die Modellierung im Untergrund benötigt plausible Leckage-Mengen als Randbedingungen. Eine Kontamination der oberflächennahen Grundwasserleiter durch Fracking-Flüssigkeit von unten ist nahezu ausgeschlossen. Konzentrations-berechnungen sollten entlang eines von oben nach unten gerichteten Kontaminationspfads erfolgen.
Warum wurden keine Einträge von Fracking Flüssigkeit in Grundwasserleiter aus den obertägigen Unfallszenarien miteinbezogen? Warum wurde die Bohrlochintegrität und daraus resultierende Störfallszenarien nicht miteinbezogen?
- Bohrlochintegrität wurde im Bereich Sicherheitstechnik von Herrn Uth behandelt. Eine genaue Behandlung in der Arbeitsgruppe Geologie war zeitlich nicht möglich.
- Annahme einer diffusiven Stoffausbreitung am Bohrloch selbst würde durch Monitoring detektiert und kann behandelt werden.
- Als Anmerkung darauf: Wenn das Monitoring greift, ist die Kontamination bereits eingetreten. Es ist keine Präventionsmaßnahme.
- Nach Sicherheitstechnischer Vorgehensweise von Uth ist diese Argumentation unzureichend, da gemäß dieser Worst Case Szenarien simuliert werden müssten.
In der Präsentation von Martin Sauter ist von kf-Werten die Rede, in der Präsentation von Rainer Helmig werden Permeabilitäten angegeben. In großen Tiefen herrschen höhere Temperaturen und Drücke, so dass kf-Werte Funktionen dieser Parameter sind.
- Bei den Settings wurden die Permeabilitäten als aquifer-equivalente kf Werte angegeben. Diese sind geläufiger und Verständlicher als Permeabilitäten. Zwischen kf Werten und Permeabilitäten liegt ein Faktor von ca. 10-7.
- Permeabilitäten werden aus kf-Werten mit Hilfe der Viskosität und der Dichte bestimmt, welche Temperatur und Druck abhängig sind.
Warum wurden in den Settings von Martin Sauter die Tonsteine nicht ausreichend behandelt?
- Die Tonsteine sind wichtige Komponenten der Settings und Szenarien. Die Präsentation zeigt die Methodik. In der aktuellen Präsentation sind die Tonsteine berücksichtigt.
Die Wahl der Zeiträume der Modellierung sind unverständlich, z. B. Szenario 2, 30 Jahre. Wenn man diese Ausbreitungsrate hochrechnen würde, käme die Fracking-Flüssigkeit in einigen Tausend Jahren an der Oberfläche an. Man muss die Generationensicherheit bedenken.
- Es handelt sich um eine konservative Abschätzung, d.h. es werden keine Adsorptions- und Abbauvorgänge betrachtet, welche im Normalfall stattfinden und eine starke Verringerung der Konzentration über den Fließweg bewirken. Insofern ist eine lineare Hochrechnung nicht zulässig. D.h. es ist unrealistisch, dass nach einem längeren Zeitraum über den horizontalen Gradienten Stoffe aus dem Fracking-Fluid in oberflächennahe Grundwasserleiter migrieren.
- Es ist gefährlich hier Ausbreitungslängen von 700 m in 30 Jahren anzugeben, also 70 km in 3.000 Jahren, da dies in der Öffentlichkeit leicht zu Missinterpretationen führen könnte.
Es ist aus den Ergebnissen nicht offensichtlich, wie von Mike Celia suggeriert, dass nur ein geringes Risiko der Migration von Fracking-Fluid aus dem Untergrund besteht. Kommt von unten nach oben wirklich nichts an?
- Fracking-Flüssigkeit kann nicht bis an die Oberfläche aufsteigen, aber das Methan kann an der Oberfläche austreten.
- Es kann nur zu einer Migration kommen, wenn es eine Störungszone oder eine benachbarte Tiefbohrung in Verbindung mit einem großen vertikalen hydraulischen Gradienten gibt, ohne den Gradienten gibt es keinen vertikalen Transport.
- Die Annahme, dass Fracking an einer großen Störungszone betrieben wird, ist sehr konservativ. Ein Unternehmen, welches an einer Störungszone frackt, würde sich selbst Schaden zufügen.
Ältere Bohrungen und Ringraumabdichtungen wurden nur unzureichend in der Studie berücksichtigt.
- Man sollte nicht dort fracken, wo es schon viele Bohrungen gibt.
- Alt-Bohrungen werden normalerweise verfüllt, diese sind dann dichter als das umliegende Gestein.
Alternativvorschlag für den Text: Altbohrungen werden normalerweise verfüllt. Nicht nur offene Bohrungen sondern auch verfüllte Altbohrungen, die im Umfeld des Fracks liegen, können Wegsamkeiten darstellen und müssen hinsichtlich ihrer technischen Integrität (Dichtheit) bewertet werden. Grundsätzlich sollten Fracs nicht in der Nähe potenzieller Wegsamkeiten, hierzu gehören auch Bohrungen, durchgeführt werden.
Gründe: Altbohrungen werden verfüllt. Eine wertende Aussage, dass sie dichter sind als das umliegende Gestein ist nicht zulässig, weil spekulativ und nicht belegbar. Bei genauer Betrachtung des Bohrlochinventars könnte man natürlich für die innerhalb der Rohrtouren liegenden Zementbrücken eine gute Abdichtung ableiten. Aber: die Dichtheit des außen liegenden Ringraums zwischen Verrohrung und Gebirge ist sehr komplex und nicht verlässlich zu bewerten. - Trinkwasserbohrungen sind relativ oberflächennah, Erdgasbohrungen sind sehr tief. Es sollten nur aktive Tiefbohrungen beachtet werden, da diese direkte Aufstiegszonen darstellen. Diese Bereiche müssen für die Fracking-Technologie ausgeschlossen werden.
Das Risiko bei CCS (Carbon Capture and Storage, CO2-Abscheidung und Speicherung) ist größer als beim Fracking, da bei CCS große Drücke über sehr viel längere Zeiträume aufrechterhalten werden müssen, als beim Fracking.
Welche Isotopen oder Tracer können zur Identifizierung und Charakterisierung von Störungszonen herangezogen werden?
- Zur Bestimmung der Transmissivitäten der Störungszone wurde angenommen, dass die gemessenen erhöhten Salz-Konzentrationen im Quartär an bestimmten Orten durch aufsteigendes salzhaltiges Wasser aus den Cenoman-Turon Kalksteinen verursacht werden. Dies ist eine konservative Vorgehensweise, da angenommen wird, dass alles gemessene Salz aus den Cenoman-Turon Kalksteinen stammt.
Gibt es eine festzulegende Mindestmächtigkeit des Deckgebirges zwischen gefrackter Zone und darüber liegenden Grundwasserleitern?
- Wenn keine vertikalen Gradienten vorhanden sind, kann die Fracking Flüssigkeit nicht an oberflächennahe Grundwasserleiter gelangen.
- Die Frack Ausbreitung wurde nicht simuliert. Anstelle dessen wurden vorhandene Datensätze ausgewertet, da es hier eine große Datenbasis gibt. Anmerkung dazu: Die in der Pinnacle-Studie genannten Werte zur Frackausbreitung von 600 bis 700 m (Präsentation von Herrn Sauter) sind für shale gas viel zu hoch gegriffen.
- Die Auswertung von gemessenen Daten ist, wenn vorhanden, modellierten Daten vorzuziehen.
Beim Fracken im Kohleflöz werden keine horizontalen Bohrungen eingesetzt werden, dies sollte in den Simulationen auch berücksichtigt werden.
- Diese Aussage kann man so nicht pauschal treffen.
Themenbereich Migration von Methan
Gibt es eine Methan Baseline für die Explorationsgebiete?
- Es gibt keine quantitativen Erhebungen zum Methangehalt von Grundwässern. Möglicherweise liegen diverse Daten bei verschiedenen Behörden (Untere Wasserbehörden, Gesundheitsämter). Beweissicherung für Methankonzentrationen im Grundwasser sollten in der Explorationsphase auferlegt werden.
- DMT ist spezialisiert auf Monitoring von Methan Emissionen. Möglicherweise gäbe es hier eine Datenbasis. DMT sollte möglicherweise in den Prozess miteinbezogen werden.
- Es sollte hier eine öffentliche Datenbasis erstellt werden, die für alle Akteure zugänglich ist.
Ist die gewählte Methodik zur Bestimmung Methanmigration die richtige?
- Beim Kohleflözgas sind Temperatur und Druck die Hauptantreiber für eine Freisetzung des Gases. Nach 10 Jahren Förderung ist der Reservoirdruck so niedrig, dass eine weitere Ausgasung, wie in den Simulationen mit einer konstanten Rate als Randbedingung angenommen wurde, unrealistisch ist. Es tritt eine Untersättigung auf.
- Die Simulationsergebnisse beziehen sich auf Shale- und Tight Gas-vorkommen und nicht auf Kohleflözgas.
- Die Quellterme für Methan wurden nicht genau untersucht. Es wurde eine starke Vereinfachung über konservative Annahmen getroffen. Die Mengen an Methan, die aus der Lagerstätte entweichen, wurden mittels Abschätzungen zum Gesamtvolumen von ExxonMobil getroffen. Die Raten nach 10 Jahren Förderung wurden mittels Daten aus den USA abgeschätzt.
- Wenn die ermittelten Werte zur Methan-Freisetzung so unsicher sind, warum werden sie dann in der Präsentation bis zum kg genau angegeben? Anmerkung der Experten: Dies geschah auf Wunsch der Prozess-Koordinatoren.
Der Environmental Defense Fund macht Untersuchungen zu Methan Austritten am Bohrlochkopf, da sie den Pfad entlang der Bohrung als wahrscheinlichsten Pfad für die Methan-Migration annehmen.
- Wenn ein klar definierter Pfad vorhanden ist, macht dies das Monitoring einfacher.
- Wir gehen von einem intakten Zustand der Bohrung aus. Wenn Methan tatsächlich direkt an der Bohrung austritt, wäre eine Behebung des Schadens bzw. ein Auffangen des Methans am einfachsten möglich.
Gibt es gesetzliche Unterschiede in den Bundesländern?
- Es gibt des Bundesbergbaugesetz. In den Bundesländern gibt es die Bergverordnungen, diese basieren auf dem Bundesberggesetz, sind daher ähnlich bis identisch.
Allgemeine Anmerkung zur Gasförderung. Zur Problematik der Ausgasung und Bohrlochintegrität. Beides gilt für die konventionelle wie für die unkonventionelle Gasförderung, ist also nicht Fracking-typisch.
- Im Gutachten wird explizit herausgearbeitet, was Fracking-Technologie-bedingt ist und was die Gasförderung generell betrifft.
Themenbereich Lagerstättenwasser
Inwieweit wurde die Lagerstättenwasser-Problematik in die Untersuchungen miteinbezogen? Inwieweit kann man Lagerstättenwasser identifizieren? Welche Beschaffenheit hat das Lagerstättenwasser?
- Lagerstättenwasser wurde in dieser Studie nicht untersucht. Eine Unterscheidung anhand bestimmter Spurenstoffe ist aber generell möglich.
- Man muss bei der Menge an anfallendem Lagerstättenwasser unterscheiden zwischen Shale- und Kohleflözgas. Beim Shale-Gas fällt kaum Lagerstättenwasser an, dies zeigt die Praxis am Barnett Shale in den USA. Im Kohleflözgas fällt wesentlich mehr Lagerstättenwasser an.
Generelle Empfehlungen/Wünsche/Abschließende Kommentare
- Bessere, nachvollziehbarere Erläuterung der Randbedingungen.
- Zur Nachvollziehbarkeit, Abbildungen, Profile, Datenquellen besser zitieren.
- Gültigkeit der Darcy Fließgesetze sollte überprüft werden.
- Einbezug von Dispersion oder Erläuterung, warum diese nicht mit einfließt.
- Keine Angaben von Einzelwerten, sondern Angabe von Bandbreiten mit realistischen Mittelwerten Berücksichtigung der verminderten Permeabilität beim Gasaufstieg.
- Zu berücksichtigen: Fällungsprodukte könnten in Störungszonen durchlässigkeitshemmend wirken.
- Der Begriff worst-case in Verbindung mit den Setting-Namen kann in der Öffentlichkeit evtl. als problematisch angesehen werden.
- Der Zeitrahmen des Projekts war zu kurz um genaue und belastbare Aussagen treffen zu können. Konzentration auf „big picture messages“, um die Ergebnisse der Simulationen und deren Relevanz zu verdeutlichen.
- Einbeziehung von mehr Details in die Simulationen.
