DER SCHATZ IM SCHIEFER

Auf einer Landkarte der polnischen Regierung gleicht Deutschlands östliches Nachbarland einem Flickenteppich. Jeder Flicken steht für ein großes Unternehmen, darunter: RWE Dea, Exxon und Chevron. Die Firmen haben Claims abgesteckt, weil sie einen gewaltigen Schatz heben wollen: Erdgas in gigantischen Mengen. Die polnische Staatsführung hat den Multis schon mehr als fünf Dutzend Lizenzen verkauft. Sie geben ihnen das Recht, Erdgas zu suchen und zu fördern, das es in Polen vor Kurzem noch nicht zu geben schien. Das Land war zu fast 100 Prozent auf Importe aus Russland angewiesen. Jetzt kann es zum Selbstversorger, ja zum Exporteur von Erdgas werden. Die Polen sitzen auf einer milliardenschweren Kostbarkeit.

Das Gas ist tatsächlich da, wie erste Bohrungen bei Danzig gezeigt haben. Doch es zu fördern, ist eine gewaltige Herausforderung. Während Erdgas üblicherweise in gewaltigen Blasen vorkommt, die man nur anstechen und abzapfen muss, steckt das polnische Gas in winzigen Poren von hartem Gestein. Daraus entweicht es viel zu langsam, als dass es sich wirtschaftlich gewinnen ließe. Ähnlich ist die Situation in anderen europäischen Ländern – auch in Deutschland, wo wie in Polen bald testweise erste Förderbohrungen starten sollen.

Bisher ließ sich das fast hermetisch abgeschottete Gas in Europa nicht rentabel zu Tage fördern. In den USA ist das anders. Die geologischen Bedingungen sind dort so günstig, dass sich „ Shale Gas” (von „shale”, Schiefer) schon ökonomisch fördern lässt – zumal der Gaspreis in den letzten Jahren stark gestiegen ist. Der Grenzwert von 4 Dollar je Million BTU (British Thermal Unit) – das sind gut 27 Kubikmeter –, ab dem sich eine Förderung lohnt, ist seit einigen Jahren überschritten. Amerika gewinnt bereits einen großen Teil seines Bedarfs aus sogenannten unkonventionellen Quellen, das heißt aus festem Gestein. 2010 waren es rund 85 Milliarden Kubikmeter – etwa 15 Prozent des gesamten Erdgasverbrauchs in den USA. Es herrscht eine Aufbruchstimmung, die „nur mit dem Goldrausch in 19. Jahrhundert vergleichbar” ist, sagt Ed Ratchford vom Geoforschungsinstitut Arkansas Geological Survey in Little Rock. Das hat dazu geführt, dass die USA 2009 erstmals nach sieben Jahren Russland wieder als weltgrößten Gasförderer überholen konnten. Die gashaltigen Schiefergesteine befinden sich in bis zu 5000 Meter Tiefe. Wenn sie erreicht sind, wird der Bohrmeißel umgelenkt. Über viele Hundert Meter frisst er sich dann horizontal in das harte Gestein – und das nacheinander in alle Himmelsrichtungen, sodass ein kreisförmiger Bereich mit einem Radius von etwa einem Kilometer und mehr erschlossen wird.

Quarzkügelchen und Bakterizide

Dutzende Bohrungen sind nötig, um ein komplettes Reservoir zu erschließen. Jede Bohrung kostet im Schnitt rund 20 Millionen Dollar. Im größten amerikanischen Shale-Gas-Gebiet, dem Barnett-Feld in Texas, sind es sechs Bohrungen pro Quadratkilometer. Das bedeutet über 8000 Bohrungen allein in diesem Fördergebiet. Der nach der Bergung des Bohrgestänges einsetzende Gasstrom versiegt meist schon nach wenigen Wochen, spätestens aber nach ein paar Monaten. Um mehr herauszuholen, muss der Untergrund „gefract” werden, wie die Fachleute sagen. „ Das Fracen ist der teuerste Prozess”, erklärt Hans-Martin Schulz, Senior Geologist am Geoforschungszentrum (GFZ) in Potsdam und Experte für unkonventionelle Gaslagerstätten. Neben Schiefer sind das Sandstein und Steinkohle. Beim Fracen wird Wasser vermischt mit Quarzkügelchen, einigen Chemikalien und Bakteriziden unter einem Druck von bis zu 100 Megapascal (1000 Bar) in die Bohrlöcher gepresst. Das Gestein bricht dadurch auf und legt gasführende Poren frei. Die Quarzkügelchen sorgen dafür, dass die Spalten sich nicht gleich wieder schließen. Bakterizide sollen die Bildung von organischem Material verhindern, das den Strom des austretenden Gases behindern könnte.

Technisch besonders anspruchsvoll ist das „Multifracen”: Am Ende der Bohrstrecke, die vollständig mit Beton ausgekleidet ist, werden Löcher in die Hülle gefräst. An dieser Stelle erschließt ein Hochdruckstrahl das umliegende Gestein. Im zweiten Schritt perforieren die Ingenieure die Hülle an einer davor liegenden Stelle, sodass der Hochdruckstrahl auch dort das Gestein zum Bersten bringen kann. Auf diese Weise wird nach und nach die komplette gasführende Schicht gefract.

20 Millionen Liter ins Bohrloch

In jede Bohrung müssen bis zu 20 Millionen Liter Frac-Flüssigkeit gepumpt werden, angeliefert von Tanklastwagen, die etwa 700 Mal fahren müssen, um die für eine einzige Bohrung benötigte Flüssigkeitsmenge herbeizuschaffen. Dazu kommen noch einmal mehrere Hundert Lastwagenladungen Quarzkügelchen. Gelagert wird das alles in ganzen Containerbatterien, die oft rund um den Bohrplatz angeordnet sind – wie bei einer Wagenburg, die amerikanische Siedler einst zum Schutz vor Indianerüberfällen errichteten.

Ein Teil des eingepressten Wassers wird, versetzt mit Salzen, Verunreinigungen und sogar radioaktiv strahlendem Radium, zurück an die Oberfläche gespült. In einer Kläranlage wird es gereinigt oder in den Untergrund von Nachbarfeldern gepresst. Der zurückbleibende Bohrschlamm enthält geringe Mengen des radioaktiven Isotops Radium-226, das eine Halbwertszeit von rund 1600 Jahren hat und zu sehr kurzlebigem Radon-222 zerfällt. Das Radon wird in den USA einfach oberirdisch in gewöhnlichen Deponien gelagert.

Es hat eine Weile gedauert, doch jetzt hat die Shale-Gas-Begeisterung Europa angesteckt. Die Kosten für Importgas sind kontinuierlich gestiegen, sodass es auch in Europa – trotz ungünstigerer geologischer Bedingungen – wirtschaftlich sein könnte, diese Art von Gas zu fördern. Dazu kommt, dass die Bohrtechnik in den letzten Jahren verbessert wurde. Zur Vorbereitung auf die Shale-Gas-Gewinnung läuft seit 2009 das Forschungsprogramm „Gash” (Gas Shales in Europe). Es wird komplett von der Industrie finanziert. Sieben europäische und drei amerikanische Unternehmen zahlen für zunächst drei Jahre insgesamt 4,8 Millionen Euro an Forscher in Europa. Die Leitung haben Hans-Martin Schulz und sein GFZ-Kollege Brian Horsfield. Auch beim Programm „GeoEn”, gefördert vom Bundesministerium für Bildung und Forschung, geht es um Shale Gas. Ein Ziel ist die Entwicklung einer Technik, mit der sich Poren, aus denen Erdgas entweicht, zum Lagern von CO2 aus Kraftwerksabgasen nutzen lassen.

Wertvolle Daten aus der DDR

Während die US-Amerikaner und Kanadier munter Shale Gas fördern, geht es in Europa zunächst darum, herauszufinden, wo gashaltiger Schiefer und anderes Gestein zu finden sind. Dazu nutzen die Forscher Daten, die einst aus anderen Gründen erfasst wurden, zum Beispiel unzählige Bohrkerne aus DDR-Zeiten. Auf der Suche nach Öl und Gas, später nach Erdwärmequellen, haben Geowissenschaftler der DDR den ganzen Norden ihres Landes perforiert. Dabei stießen sie auch auf gashaltiges Gestein, das sich mit den damaligen Methoden jedoch nicht nutzen ließ.

„Überall in Europa steckt Erdgas in den Poren unterschiedlicher Gesteine”, sagt Schulz. „Wir wollen herausfinden, wie man es am besten austreibt.” Doch es gibt etliche Hindernisse. So lassen sich manche unkonventionellen Erdgaslagerstätten nicht ausbeuten, weil lehmige Einschlüsse die Risse und Poren, die beim Fracen entstehen, gleich wieder verstopfen würden. Auf der dänischen Ostseeinsel Bornholm haben die Potsdamer Forscher im August 2010 zwei Probebohrungen niedergebracht. Dort knabberten sie Alaun-Schiefer an, einen mit Schwefeleisen und Kohle durchsetzten Tonschiefer. In diesem Jahr soll sich der Bohrmeißel in Niedersachsen drehen. Hier wartet ein anderes Material auf die Forscher: Posidonienschiefer – ein Tongestein, in dem häufig Fossilien zu finden sind. Stets geht es um das Gleiche: Wie bekommt man das Gas heraus? Bernhard Cramer, Leiter des Fachbereichs Wirtschaftsgeologie der Energierohstoffe an der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) in Hannover, erklärt: „Jede Bohrung und jede Stimulation durch Fracs müssen für die angetroffenen geologischen Bedingungen optimiert werden.” Die Forschungsprogramme sollen dafür die Grundlagen schaffen.

Erdgas für 250 Jahre

Es ist noch offen, wie viel Erdgas in unkonventionellen Lagerstätten in Deutschland schlummert. BGR-Experte Cramer spricht immerhin von „relevanten Potenzialen”. Die Internationale Energieagentur (IEA) schätzte Anfang des Jahres die Reichweite von Erdgas auf 250 Jahre, wenn neben den amerikanischen auch die europäischen und asiatischen Vorkommen ausgebeutet würden. Gas aus konventionellen Lagerstätten reicht nach Ansicht der IEA noch für 130 Jahre. Um Klarheit für Deutschland zu bekommen, hat die BGR von der Bundesregierung den Auftrag erhalten, die Menge an Shale Gas abzuschätzen – was aber noch nichts darüber aussagt, wie viel Gas sich fördern lässt. Im ungünstigsten Fall sind es unter 20 Prozent. Parallel zu den Forschungsarbeiten haben sich zahlreiche Unternehmen auf die Suche nach den flüchtigen Schätzen im dichten Gestein gemacht. Der österreichische Öl- und Gas-Konzern OMV etwa bohrt im Wiener Becken, wo manche Experten ein riesiges Potenzial vermuten. Der US-Multi Exxon Mobil begibt sich in den Untergrund des niedersächsischen Örtchens Niedernwöhren, rund 50 Kilometer westlich von Hannover. Wintershall hat sich Konzessionen für das Rheinland und einen Teil des Ruhrgebiets gesichert. Und alles, was Rang und Namen hat und vor allem kapitalstark ist, macht Polen unsicher. Pawel Nierada, polnischer Energieexperte der Warschauer Denkfabrik Instytut Sobieskiego, glaubt, dass die Erdgasvorräte in seinem Land größer sind als die in Norwegen. Nach Russland sind die Skandinavier derzeit Europas größter Erdgasförderer. Hoffnung auf Shale-Gas-Funde gibt es auch in Schweden, Dänemark, Großbritannien, Frankreich, Ungarn, Rumänien, Spanien, Italien sowie in der Schweiz, Ukraine und Türkei.

Dass die Europäer Selbstversorger werden, halten Experten allerdings für unwahrscheinlich. In frühestens fünf Jahren könnte die Förderung beginnen – vorausgesetzt, dass sich Umweltbedenken ausräumen lassen. Kritiker bemängeln vor allem den gigantischen Wasserverbrauch. Zudem halten sie eine Beeinträchtigung des Grundwassers durch die Chemikalien, die beim Fracen eingesetzt werden, für möglich. Hin und wieder wurde gelöstes Erdgas bereits im Trinkwasser nachgewiesen. Auch die an sich günstige CO2-Bilanz von Erdgas – verglichen mit Öl und Kohle – könnte Schrammen bekommen. Das Gas, das aus dem texanischen Barnett-Feld gefördert wird, enthält bis zu 30 Prozent des Treibhausgases, das abgetrennt und in die Atmosphäre entlassen wird. Insgesamt steigt dadurch die CO2-Emission durch Erdgas um bis zu 25 Prozent.

Bürger gehen auf die Barrikaden

Während es in den USA kaum Widerstand gegen die unzähligen Bohrungen gibt, regen sich in Kanada, das seit Kurzem Shale Gas fördert, erste Proteste. Sie richten sich gegen den hohen Verbrauch an Wasser und dessen Verunreinigung sowie gegen Luftverschmutzung und Lärm durch Maschinen und Fahrzeuge. In Deutschland hat sich eine „Interessengemeinschaft gegen Gasbohren” gebildet, die in mehreren Orten Niedersachsens vertreten ist. Sie wendet sich ausdrücklich nicht gegen eine konventionelle Erdgasförderung, sondern nur gegen die Förderung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten.

Doch die Zukunft der Erdgasförderung hat in Deutschland bereits begonnen. Seit 2006 wird nahe der ostfriesischen Stadt Leer Gas aus einer unkonventionellen Lagerstätte gewonnen. Wintershall und Gaz de France hatten dort ein insgesamt 5683 Meter langes Loch gebohrt. In einer Tiefe von 3000 Metern lenkten die Ingenieure den Bohrmeißel seitlich ab und erschlossen das Gas im Gestein per Multi-Fracing. Eine Shale-Gas-Premiere war es aber nicht. In Leer wird Tight Gas gefördert – Gas, das in Sandstein gefangen ist. Das ist eine gute Übung für künftige Vorstöße ins Schiefergestein. ■

WOLFGANG KEMPKENS, Diplomingenieur der Elektrotechnik aus Würselen bei Aachen, schreibt seit mehr als drei Jahrzehnten über Energiethemen.

von Wolfgang Kempkens