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Hydraulic Fracturing

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Hydraulic Fracturing (von englisch to fracture ‚aufbrechen‘, ‚aufreißen‘; auch Fracking,[1] „Hydrofracking“, „Fraccing“,[2] Fracing[3] oder Frac Jobs genannt,[4] deutsch auch hydraulische Frakturierung,[5] hydraulisches Aufbrechen,[6] hydraulische Risserzeugung[7]) oder hydraulische Stimulation[1] ist eine Methode vor allem der Erdöl- und Erdgasförderung, bei der in technische Tiefbohrungen eine Flüssigkeit („Fracfluid“) eingepresst wird, um im Reservoirgestein Risse zu erzeugen, aufzuweiten und zu stabilisieren.

Dadurch wird die Gas- und Flüssigkeitsdurchlässigkeit der Gesteinsschicht erhöht, damit Fluide wie Erdgas, Erdöl oder Wasser leichter zur Bohrung hin fließen können. Dies erhöht die Wirtschaftlichkeit der Erdöl- und Erdgasförderung. Die übliche Stimulation von Geothermie- und Grundwasser-Bohrungen ähnelt dem Fracking, kommt aber zum Teil ohne den Einsatz von chemischen Zusätzen und Stützmitteln aus.[8] Nach der Stimulation der Geothermiebohrungen wird das warme Gestein besser vom Wasser durchströmt und nimmt mehr Wärme auf.[9]

In den USA wird seit etwa Anfang der 2000er Jahre verstärkt Erdgas mittels Fracking gefördert. Initiativen zur Ausweitung der Fördertätigkeit auch in europäischen Ländern führten zu einer noch andauernden gesellschaftlichen Debatte, die vor allem um mögliche Umweltschäden kreist.[1][10]

Datei:Rig wind river.jpg
Schiefergasbohrung in der Pinedale-Antiklinale

Anwendungsgebiete

In herkömmlichen Öl- und Gasfeldern wird Hydraulic Fracturing eingesetzt, um Restmengen flüssiger und gasförmiger fossiler Rohstoffe zugänglich zu machen, deren Förderstrom durch eine geringe Permeabilität des Reservoirgesteins abnimmt.

„Fracken“ basiert auf mehreren Horizontalbohrungen innerhalb der Lagerstätten. Jedes Bohrloch wird einzeln gefrackt und dabei seismisch überwacht, um die Rissausbreitung über das Druckniveau steuern zu können. Die Technik selbst stammt aus den 1940er Jahren, 1949 wurde sie erstmals kommerziell angewendet.[11] In anderen Bergbaubereichen wird schon länger gefrackt.[12] Seit der deutlichen Preissteigerung bei Öl- und Gas wird zunehmend, vor allem in den USA (allein 2008 mehr als fünfzigtausendmal), gefrackt. Etwa 90 % aller Gasbohrungen der USA werden gefrackt, wodurch ein temporäres Gasüberangebot entstand, das zum Einbruch der dortigen Gaspreise führte.[13]

Auch außerhalb der Erdöl- und Erdgasförderung wird gefrackt, um Reservoire zu stimulieren, so zur Stimulation des Wasserflusses in der Tiefen-Geothermie, von Grundwasserbrunnen[14] und im Bergbau auf feste mineralische Ressourcen. In einigen Fällen werden Bohrungen zur langfristigen Vorentgasung von Steinkohleflözen gefrackt.

Technik

Beim Hydraulic Fracturing wird eine Stützmittelflüssigkeit in eine meist mehrere hundert Meter tiefe Bohrung gepresst. Der hierbei im zu frackenden Bereich erreichte Druck muss die geringste im Gestein anliegende Spannung überschreiten. Wenn dies der Fall ist, drückt die Flüssigkeit das Gestein auseinander. Im Normalfall liegen die niedrigeren Spannungsrichtungen in der Horizontalen, da der senkrechte lithostatische Druck (aus der Schwerkraft der auflagernden Gesteinsschichten) ohne weitere Einflüsse die Hauptspannung darstellt. So orientieren sich durch Fracking entstehende Sprünge vorwiegend in etwa senkrecht stehenden Flächen – und folgende in wiederum zu diesen senkrecht stehenden Flächen. Im Fall von tektonischer Fernwirkung kann die Hauptspannungsrichtung jedoch deutlich von der Senkrechten abweichen.

Nach dem Aufbrechen der Formation wird die eingepresste Flüssigkeit, die unter dem Druck der Gesteinsschicht steht, so weit wie möglich zurückgepumpt. Das zugesetzte Stützmittel verbleibt in den Rissen und hat die Aufgabe, diese gegen den anstehenden Gesteinsdruck offenzuhalten. Auch Additive des Fracfluids verbleiben teilweise durch Adhäsionswirkung an den Flüssig-Fest-Phasengrenzen eher im Gestein.

Um das gelöste Gas optimal zu fördern, werden von einem Bohransatzpunkt mehrere, in der Tiefe horizontal in der Zielformation abgelenkte Bohrungen niedergebracht. Die abgelenkten Bohrungen werden mit Hilfe des sogenannten Richtbohrverfahrens präzise in der Lagerstätte platziert. Der Bohrvorgang wird mit Hilfe einer direkt hinter dem Bohrkopf plazierten MWD-Messeinheit (measurement while drilling) während des Bohrens kontrolliert. Die Richtung der Bohrlochabweichung und die Bohrlochneigung wird dabei über einen Pulser an die Oberfläche übertragen.

Die abgelenkten Bohrungen werden dann einzeln, den geologischen und geomechanischen Untergrundbedingungen angepasst, gefract. Ziel dieses „Multi-Well-Pad“- Verfahrens ist die möglichst dreidimensionale Exploration des Gases im Zielhorizont („spacing unit“) bei gleichzeitiger Reduzierung der Bohrdichte. Erst dieses Verfahren ermöglichst den industriellen Einsatz der Frac-Technik. Im Gegensatz dazu wurden in den Vereinigten Staaten einige Schiefergasfelder, zum Beispiel das „Jonah gas field“ in Upper Green Valley / Wyoming, mit einzelnen vertikalen, nicht abgelenkten Bohrungen erschlossen. Dazu waren sechs bis acht Bohrungen pro Quadratmeile (entspricht zwei bis drei Bohrungen pro Quadratkilometer) nötig.[15]

Fracfluide

Fracfluide sind Flüssigkeiten, die in das Bohrloch eingebracht werden und mit hohem Druck in der gasführenden Zielformation künstliche Risse erzeugen. Mit Hilfe bestimmter, konditionierter Fracfluide werden verschiedene Stützmittel in die durch das Fracking geschaffende Wegsamkeiten eingebracht, um diese möglichst lange zu stabilisieren und die Gasdurchgängigkeit zu garantieren. Es wird zwischen schaum- und gelbasierten sowie sogenannten Slickwater-Fluiden unterschieden. Der Hauptbestandteil der hochviskosen, gelbasierten Fracfluide ist meist ein mit Additiven vergeltes Wasser, in das zusätzlich vor allem vergüteter Sand und Keramikkügelchen (Proppants) zugegeben wird. Gelbasierte Fracfluide kommen vor allem in klastischen Gesteinen, wie Sandsteinen zum Einsatz.

Demgegenüber werden in Tonsteinen und Schiefern vor allem sogenannte extrem niedrigviskose Slickwater-Fluide eingesetzt, die durch Zugabe von Reibungsminderern extrem fließfähig gemacht werden. Slickwater-Fluide bestehen zu 98–99 % aus Wasser sowie 1-1,9 % Stützmitteln und weniger als 1% Additiven.[16]

Die Zusammensetzung der Additive wird normalerweise von den Bohr- und Servicefirmen geheim gehalten. In Deutschland werden im Rahmen des Genehmigungsverfahrens der Bohrungen die einzelnen Additive nach dem Vorgaben des Wasserrechtes zugelassen.

Beispiele für mögliche Additive und den Zweck ihres Einsatzes sind:[17][2][16]

Additiv engl. Bezeichnung Realisierungen Zweck
Stützmittel Proppant Quarzsand, gesinterter Bauxit, Keramikkügelchen, z. B. mit Epoxid- oder Phenolharz beschichtet Offenhaltung und Stabilisierung der beim Fracking erzeugten Risse
Gele, Verdicker Gelling Agent Guargummi, Cellulose-Polymere, wie z. B. MC und Kohlenhydratderivate Erhöhung der Viskosität des Fracfluids zum besseren Stützmitteltransport
Schaumbildner Foam CO2 oder N2 sowie Schäumer: tertiäre Alkylaminethoxylate, Kokos-Betaine oder alfa-Olefinsulfonate Transport und Ablagerung des Stützmittels
Ablagerungshemmer Scale Inhibitor Ammoniumchlorid, Polyacrylate und Phosphonate Verhinderung und Auflösung von schwerlöslichen mineralischen Absätzen in der Bohrung, Verminderung der Bruchinitierung beim Fracken
Korrosionsschutzmittel Corrosion Inhibitor Methanol, Isopropanol, Ammoniumsalze, Sulfite, (z. B. Aminbisulfit) Schutz der Anlagen, Ausrüstung und des Bohrstanges
Kettenbrecher Breaker Natriumbromat, Ammonium- und Natriumperoxodisulfat, Enzyme Verringerung der Viskosität von gelbasierten Fracfluiden zur besseren Rückholung der Fluide (Zerstörung der Gelstruktur)
Biozide Biocide Terpene, Isothiazolinone, Chlormethylisothiazolinon Verhinderung von Bakterienwachstum und Biofilmen, Verhinderung von Schwefelwasserstoff-Bildung (Desulfurikation)
Fluid-Loss-Additive Fluid Loss Additives Spülungszusätze mit thixotropen Eigenschaften Verringerung des Ausflusses des Fracfluids in das umliegende Gestein
Reibungsminderer Friction Reducer Latexpolymere, Polyacrylamid, hydrogenisierte leichte Erdöldestillate Verringerung der Reibung innerhalb der Fluide
pH-Puffer pH Control Essigsäure, Fumarsäure, Kaliumcarbonat, Borax, Natriumacetat, Natron, Natriumcarbonat, Natriumhydroxid Puffer zur Einstellung des pH-Werts
Tonstabilisatoren Clay Stabilizer Kaliumsalze, z. B. Kaliumchlorid, Ammoniumsalze Verhinderung und Verminderung der Quellung von Tonmineralen
Tenside, Netzmittel Surfactants ethoxylierte Alkylalkohole, Nonylphenolethoxylat Verminderung der Oberflächenspannung der Fluide zur Verbesserung der Benetzbarkeit
Säuren Acids Salzsäure Reinigung der perforierten Abschnitte des Bohrstanges von Zement und Bohrspülung
Schwefelwasserstofffänger H2S Scavenger aromatische Aldehyde Entfernung von Schwefelwasserstoff (Korrosionsschutz)
Quervernetzer Crosslinker Triethanolamin, Natriumtetraborat, Citrusterpene, Zirkondichloridoxid, Borate, organische Zirkoniumkomplexe, Nitriolotriethanol Vernetzung der Gelbildner, Erhöhung der Viskosität
Lösungsmittel Solvents Ethylenglycolmonobutylether, Propanol
Temperaturstabilisator Temperatur Stabilizer Natriumthiosulfat Zersetzung der Gele in großen Bohrtiefen
Eisenfällungskontrolle Iron Control Zitronensäure, Ethylendiamintetraacetat Verhinderung des Ausfällung von eisenhaltigen Mineralen in der Zielformation

Die Zusammensetzung der Fracfluide wird mit Hilfe von Entscheidungsmatrizen und/oder Computerprogrammen für jede Bohrung separat festgelegt und hängt von den mineralogisch-geologischen Eigenschaften des Zielhorizontes und den in der Lagerstätte vorherrschenden Druck- und Temperaturverhältnissen ab.[18]

Clean Fracking (s. u.) bezeichnet demgegenüber eine neue Methode des Frackings, in dem nur Wasser, Bauxit-Sand und Stärke verwendet werden sollen.

Flowback und Produktionswasser

Als Rückflusswasser (Flowback) wird die Spülungsflüssigkeit bezeichnet, die während des Bohrens und Frackens bis ungefähr 30 Tagen danach wieder am Bohrloch oberflächlich austritt.

Das Wasser, das danach gefördert wird, setzt sich aus Spülungsflüssigkeit, Formationswasser und Gas zusammen und wird als Produktionswasser bezeichnet. Etwa 20 bis 50 % des in die Tiefe eingebrachten Fracfluids wird als Rückflusswasser oder mit dem Produktionswasser zurückgefördert und bis zur Entsorgung auf der Bohrstelle gelagert. Die in den amerikanischen Gasfeldern stellenweise übliche Lagerung in offenen Becken ist in Deutschland genehmigungsrechtlich nicht zulässig. Die Behälter, die in denen der Flowback bzw. das Produktionswasser gelagert wird, unterliegen wasserrechtlichen Anforderungen, so dass verhindert werden soll, dass Flüssigkeiten in den Boden versickern können.

Der Flowback und das Produktionswasser muss vor der Wiederverwendung oder endgültigen Entsorgung mehrstufig behandelt und aufbereitet werden. Dabei werden zunächst auf dem Bohrplatz in Hydrozyklon-Anlagen die Feststoffe (Bohrklein) abgeschieden, der Schlamm entsorgt. Die weitgehend von Feststoffen befreiten, rückgeförderten Flüssigkeiten werden meist mit Tankzügen oder durch Rohrleitungen in eine Aufbereitungsstation verbracht. Dort erfolgt in verschiedenen Tanklagern mit Phasenabtrennungen und Filteranlagen eine Abtrennung der Ölphase, des restlichen Schlamms und Filtrats. Das Restwasser kann entsprechend den hydrochemischen Eigenschaften entweder mit Frischwasser vermischt werden und wieder dem Spülungskreislauf zugesetzt werden oder in zugelassenen Versenksonden im Randbereich bereits erschlossener oder ausgebeuteter Kohlenwasserstofflagerstätten verpresst werden. Die bei diesen Prozessen abgetrennte Leichtphase wird in Raffinerien weiterverarbeitet, das Filtrat wird durch dafür zertifizierte Unternehmen entsorgt.

Darüber hinaus werden unterschiedliche Aufbereitungsmethoden, wie UV-Behandlung, Membran-Filtration, Koagulation und Eindampfung angewandt, um die Fracingfluide entweder wiederzuverwenden oder die zu entsorgende Menge zu reduzieren.[19][20]

Wirtschaftlichkeit

Im Vergleich zur herkömmlichen Fördermethode, welche das Erdgas aus durchlässigen Gesteinen fördert, ist die Förderung mittels Hydraulic Fracturing auf die nähere Umgebung des horizontalen Bohrlochs im Gestein begrenzt. Außerdem gehen die Förderraten eines Bohrloches im Laufe der Zeit zurück. Rückgangsraten von 70 % pro Jahr sind üblich.[21] Beim Fracken ist deshalb eine höhere Zahl von Bohrlöchern notwendig um die vergleichbare Menge an Erdgas zu fördern. Dies erhöht den Aufwand und somit die Herstellkosten für das Erdgas.

Die spezifischen Förderkosten beim Fracking betragen ca. 1,90 $/Mcf, dass sind ca. 70% mehr als bei herkömmlich gefördertem Erdgas.[22] Da die Förderkosten noch unter den Verkaufspreisen liegen, ist die Förderung aus wirtschaftlicher Sicht jedoch sinnvoll. In den USA sind deshalb die Energiepreise zurückgegangen.[23]

Geschichtliche Entwicklung

Die erste Hydraulic Fracturing-Maßnahme wurde im Jahr 1947 im Hugoton-Erdgasfeld im Grant County, Kansas, vorgenommen. Sie wurde durch die Firma Stanolind Oil ausgeführt, erbrachte aber noch keine deutliche Steigerung der Förderrate. Im Jahr 1949 erhielt dann die Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) nach der Patentierung des Verfahrens im selben Jahr eine exklusive Lizenz.[24] Nur drei Jahre später wurde in der Sowjetunion Hydraulic Fracturing angewendet, vor allem um Wasserinjektionsbohrungen, die der Druckerhaltung in Erdöllagerstätten dienen, zu komplettieren. In folgenden Jahren wurden dann auch verstärkt Erdölbohrungen hydraulischen Stimulationsmaßnahmen unterzogen. Als Stützmittel zur Rissoffenhaltung dienten seinerzeit Flusssande.[25] Auch in Mitteleuropa wurden seit den 1950er Jahren Fracmaßnahmen durchgeführt, so z. B. in Österreich ab 1957 oder in deutschen Erdöllagerstätten, wie z. B. in Lingen-Dalum.[26][27]

Zunächst diente angedicktes Erdöl oder auch Kerosin als Fracfluid, ab 1953 diente verstärkt Wasser als Basis für die Fracflüssigkeit, dem sogenannte Additive beigemengt wurden, deren vorrangige Aufgabe darin bestand, die Eigenschaften des Wassers so zu verändern, dass die Stützmittel in die erzeugten Risse transportiert werden konnten.[24][28] Als Stützmittel (Proppants) wurden ursprünglich gesiebter Sand aus Flüssen verwendet. Heute dienen vor allem Quarzsand, Keramikkügelchen oder auch Korund als Proppants.[24][29]

Bereits Mitte der 1950er Jahre wurden monatlich mehr als 3000 Fracmaßnahmen durchgeführt. Im gesamten Jahr 2008 waren es dann weltweit 50000.[24]

Seit 1961 wird in Deutschland auch in Erdgaslagerstätten das hydraulische Fracverfahren angewendet. Die erste Bohrung, die einer solchen Maßnahme unterzogen wurde, war die Bohrung „Rehden 15“.[30] Zunächst wurden bis Ende der 1970er/Anfang der 1980er Jahre nur vereinzelt Fracmaßnahmen in Erdgasbohrungen in Deutschland durchgeführt. Von da an war ein positiver Trend zu verzeichnen, bis 2008 der Höhepunkt mit fast 30 durchgeführten hydraulischen Bohrlochbehandlungen erreicht wurde.[31] Seit 2011 wurden, trotz laufender Anträge, aufgrund der anhaltenden, kontrovers geführten Debatte keine Fracmaßnahmen mehr genehmigt. Zum bisher letzten Mal wurde in der Bohrung „Buchhorst T12“ gefract.[32]

Fracking wurde erst vor wenigen Jahren durch neue Techniken wirtschaftlich. Durch Fracking konnte allein in der Bakken-Formation in den US–Bundesstaaten North Dakota und Montana die Tagesproduktion zwischen 2006 und 2012 von 0 auf rund 500.000 Barrel Öl gesteigert. Das entspricht etwa einem Drittel der Förderquote Libyens. Damit fördert North Dakota bereits mehr Öl als Alaska, mit steigender Tendenz.[33]

Vorangetrieben werden die neuen Fracking–Technologien, zusammengefasst unter dem Namen Superfracking, vor allem durch die Branchenführer Baker Hughes, Schlumberger und Halliburton. Schlüssel für den Erfolg waren dabei neue Techniken wie RapidFrac zum horizontalen Bohren in der Tiefe, HIWAY, eine Gesteinskörnung, die verhindert, dass sich die Risse wieder verschließen, und DirectConnect, eine Technik zur kontrollierten Erweiterung von Rissen mit Explosionen bzw. dem schnellen Schmelzen des Gesteins durch eine Strahltechnik anstelle herkömmlicher Bohrköpfe.[34]

Die optimale Mischung aus Wasser, Sand, Stützmittel und anderen chemischen Schmierstoffen zu kalibrieren, dauerte mehrere Jahrzehnte bis 1998, als Nick Steinsberger und andere Ingenieure bei Mitchell Energy eine Technik namens slickwater fracking entwickelten.[35]

Potentielle Umweltschäden

Datei:HydroFrac de.svg
Schematische Darstellung der potentiellen Umweltrisiken einer Bohrung

Wie bei allen Bohrtechniken bestehen beim Fracturing Umweltrisiken. Sie entstehen in erhöhtem Maße durch das Einpumpen des mit Additiven versetzen Bohrwassers zum Aufbrechen des Lagergesteins;[36] insbesondere:

  • Verunreinigung des Grundwassers durch das Bohrwasser
  • Verunreinigung des Oberflächenwassers durch das zurückgepumpte Bohrwasser
  • Migration von Stoffen aus der Lagerstätte in anderen Schichten
  • Unfälle beim Abtransport des Brauchwassers.[37]
  • Schallemissionen beim Bohren und regelmäßigen Fracken

Darüber hinaus befürchten Kritiker, dass neben den kleinen und gewollten Mikrobeben auch größere Erdbeben ausgelöst werden, was aber von Experten ausgeschlossen wird.[38]

Wasserverunreinigung

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Gasbohrung Söhlingen auf der Karte von Niedersachsen
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Beim Hydraulic Fracturing werden in die Bohrung, neben üblicherweise rund 10 Millionen Litern Wasser und Quarzsand, pro Bohrung 3 bis 12 verschiedene Chemikalien (u. a. Biozide) eingepresst, deren Gesamtanteil sich auf 0,5 bis 2 Volumenprozent beläuft. Die großen Frac-Flüssigkeits-Volumina führen dabei zu einer großen Menge an Chemikalien.[36] Beispielsweise ergab eine Untersuchung des US-Kongresses, dass zwischen 2005 und 2009 insgesamt 43 Millionen Liter Additive verwendet wurden. Die Auswirkungen der Additive auf die Umwelt werden in der Öffentlichkeit kontrovers diskutiert und von Wasserversorgern in Deutschland kritisiert[39], da einige der eingesetzten Additive toxisch beziehungsweise laut der deutschen Gefahrstoffverordnung karzinogen, giftig oder anderweitig gesundheitsschädigend sind.[40] Eine unmittelbare Umweltbelastung ergibt sich beim Transport der Abwässer. So geben beispielsweise Behörden und ExxonMobil an, dass die Kontamination mit Quecksilber und aromatischen Kohlenwasserstoffen im Gasfeld Söhlingen 2007 durch undichte Pipelines und nicht durch Fracking entstanden ist.[41] In den USA wurden zudem teilweise unzureichend gereinigte Abwässer in Oberflächengewässer eingeleitet.[42]

Als weiteres Problem wird angesehen, dass sich Rückstände der Fracfluide in den Rissen ablagern. Dies ist im Fall einiger Zusätze (Sande) sogar gewollt, da sie die Risse offenhalten. Zwar wird insgesamt etwa die Hälfte der eingesetzten Flüssigkeit, das sogenannte produced water, wieder an die Oberfläche gepumpt, der Einfluss des zurückbleibenden Wassers ist aber nicht abschließend geklärt und wird durch die amerikanischen Umweltbehörde (EPA) derzeit einer Neubewertung unterzogen.[43][17] Umstritten ist dabei auch, ob eine verlässliche Bohrlochabdichtung gegenüber den grundwasserführenden Schichten überhaupt gewährleistet werden kann.[44]

Speziell in den USA ist die mögliche Verunreinigung von Grundwasser durch Methan infolge von Hydraulic Fracturing kontrovers diskutiert worden. Der umstrittene Dokumentarfilm Gasland aus dem Jahr 2010 widmet sich ausführlich dieser Thematik.[45] Gezeigt wird unter anderem, dass die Konzentration des Gases in Wasserleitungen so hoch sein kann, dass sich das Wasser aus dem Wasserhahn mit einem Feuerzeug entzünden lässt.[46] Der kausale Zusammenhang ist umstritten, da Erdgas auch auf natürlichem Wege in oberflächennahen Schichten ins Trinkwasser gelangen kann.[47][48][49]

Eine Studie der Duke University hat Hinweise gefunden, dass Trinkwasser in der Nähe von Gasförderbohrungen mit Gasen belastet ist. Manche Brunnen in der Nähe von Frackinganlagen seien mit Methan, Ethan und Propan belastet. Die Wissenschaftler hatten Proben von 141 privaten Brunnen im Marcellus-Becken genommen. Die Methanbelastung ist bei Brunnen im Umkreis von einem Kilometer um Frackingbohrungen sechsmal, die Ethankonzentration sogar dreiundzwanzigmal höher als in anderen Brunnen. Im Wasser von zehn Brunnen wurde zudem Propan nachgewiesen – alle lagen im Umkreis von einem Kilometer um Frackinganlagen. Der Studie zufolge seien möglicherweise die Verrohrung einer Fracking-Bohrung oder der Ringraumbeton, die eigentlich den Austritt von Gas verhindern sollen, undicht.[50][51][52] Sollte sich diese Annahme bestätigen, so hat die Grundwasserkontamination keinen primären Bezug zum Fracking, da es sich hierbei um Abdichtungsprobleme einer Bohrung handelt, die in gleicher Weise bei jeder beliebigen Öl- oder Gasförderbohrung auftreten könnten.

Klimaschädlichkeit

Eine direkte Klimaschädigung durch Schiefergas ist bisher nicht erwiesen.

Die Auswirkungen der Schiefergasförderung auf das Klima stehen momentan im Zentrum einer kontrovers geführten wissenschaftlichen Diskussion, die anhand von Gas aus der Marcellus-Formation geführt wird. Einerseits wird angeführt, dass daraus erzeugter Strom mit Kohlekraftwerken vergleichbare Mengen an Treibhausgasen erzeugt. Verantwortlich dafür sei das bei der Zwischenlagerung des Fracking-Wassers in offenen Tanks sowie durch Pipeline-Lecks austretende Methan, welches als Treibhausgas etwa 20-mal so wirksam wie Kohlendioxid ist.[53] Andererseits wird behauptet, die Treibhausgasemissionen bei der Stromerzeugung mit aus der Marcellus-Formation gefördertem Gas seien 3 % höher als bei konventionellem Erdgas und 3 % niedriger als bei importiertem Flüssiggas. Strom aus Schiefergas sei damit etwa 20 bis 50 % weniger klimaschädlich als Strom aus Kohlekraftwerken.[54]

Das Umweltbundesamt schreibt in seiner „Einschätzung der Schiefergasförderung in Deutschland“ im Dezember 2011 dazu: „Die bislang publizierten Zahlen bewegen sich auf dem Erkenntnisniveau von Schätzungen oder theoretischen Überlegungen. Messdaten fehlen, so dass die Autoren meist selbst zur Vorsicht beim Umgang mit von ihnen genannten Zahlen mahnen.“[55]

Erdbeben

Das Auslösen von Mikrobeben ist das Prinzip des Hydraulic Fracturing. Es wird eine Überspannung aufgebaut, die das Gestein lokal aufreißt. Dadurch können theoretisch bereits bestehende Erdspannungen gelöst werden, so dass es zu schwachen lokalen Erdbeben kommen kann. Die Gefahr zerstörerischer Erdbeben ist jedoch nicht gegeben, da das Fracken selbst dazu viel zu kleinräumig und zu energiearm ist.

Nachdem im Frühling 2012 in der Gegend von Blackpool zwei kleine Erschütterungen der Stärke 2,3 und 1,5 registriert wurden, hat die Londoner Regierung weitere Fracking-Maßnahmen nur mit der Auflage genehmigt, dass die Betreiber seismische Aktivitäten sehr genau beobachten. Die nachfolgende Untersuchung zeigte, dass diese Erschütterungen auf die beginnenden Fracking-Aktivitäten in der Gegend zurückzuführen sein könnten.[56] Die Ereignisse von Blackpool blieben bisher ein Einzelfall. Experten schließen Schadensbeben infolge von Frackingarbeiten vollständig aus.[38] Ein Erdbeben ist erst ab Stärke 3 auf der Richterskala vom Menschen sicher wahrnehmbar, verursacht jedoch noch keinerlei Schäden.

Ein Beben mit einer Magnitude 3,0 ereignete sich am 13. Februar 2012 in der Nähe eines Erdgasfeldes bei Neuenkirchen-Tewel.[57] Allerdings halten Experten des Landesamtes für Bergbau, Energie und Geologie Fracking nicht für den Verursacher des Erdbebens, da das letzte Fracking dort zwei Jahre zurücklag. Da 2004 im gleichen Gasfeld bereits ein Beben der Stärke 4,5 stattfand, könnte konventionelle Erdgasförderung das Erdbeben ausgelöst haben.[10][58]

In Ohio wurden Erdbeben mit Fracking in Zusammenhang gebracht, obwohl sie auf die Verpressung von Abwässern zurückzuführen sind.[59]

Gesundheitliche Risiken

In verschiedenen Ländern werden aus medizinischer Sicht die möglichen und teilweise bereits bekannten gesundheitlichen Risiken des Frackings diskutiert.[60][61][62]

Hydraulic fracturing weltweit

Neben dem Bundesstaat New York haben Frankreich und Südafrika Moratorien verhängt bzw. die Technik zur Aufsuchung und Gewinnung gesetzlich verboten. Innerhalb der EU plant vor allem Polen, die Förderung unkonventionellen Gases zu intensivieren, und hat bereits etwa 100 Fracking-Konzessionen vergeben (Stand Juli 2013).[63][64]

Deutschland

Stand und Entwicklung

Hydraulic Fracturing wird in Deutschland zum Zwecke der Verbesserung der Produktivität von Kohlenwasserstoffbohrungen, zur Trinkwassergewinnung, Altlastensanierung und bei Geothermiebohrungen („Stimulation“) angewendet.[9] Seit dem ersten Hydraulic Fracturing in Deutschland 1961 sind bundesweit ungefähr 300 Fracs durchgeführt worden,[65] die meisten davon in Niedersachsen.

Zu Beginn wurde diese Technik ausschließlich in vertikalen Bohrungen angewendet. Die Bohrung Söhlingen Z10 von 1994 war die erste Bohrung in Deutschland, bei der mehrere Fracs in einer horizontalen Bohrung vorgenommen wurden.[66] Diese Kombination von Horizontalbohrungen und Hydraulic Fracturing ermöglichte es, die Produktion pro Bohrung drastisch zu erhöhen, und wird seitdem häufiger verwendet.

Laut Schätzungen der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe belaufen sich die Reserven auf 7 bis 23 Billionen Kubikmeter Schiefergas, von denen sich etwa 10% mittels Fracking fördern ließen.[67] ExxonMobil startete 2008 in einigen Gebieten Niedersachsens und Nordrhein-Westfalens Aufsuchungsprojekte, hat aber inzwischen die Arbeiten in Deutschland eingestellt und wartet auf weitere Untersuchungsberichte.

Gesellschaftliche Debatte

Hydraulic Fracturing wird in Deutschland seit einigen Jahren kontrovers diskutiert.[68] Verschiedene Förderfirmen, wie beispielsweise ExxonMobil, versuchten proaktiv die Diskussion zu beeinflussen, Bedenken in einem Informations- und Dialogprozesses zu sammeln und durch einen Expertenkreis[69][70] unabhängiger Wissenschaftler klären zu lassen. Dabei stützt sich die Kritik in Deutschland hauptsächlich auf journalistische Berichte aus den USA oder den Dokumentarfilm Gasland. Der Widerstand formiert sich oft in Bürgerinitiativen.[71] Auch Interessenvertreter der Industrie, wie beispielsweise die deutschen Brauer wenden sich gegen die umstrittene Gasförderung aus Schiefern, da die Brauereien notwendigerweise auf die sichere Versorgung mit qualitativ einwandfreiem Trinkwasser angewiesen sind.[72]

Insbesondere die Umweltrisiken werden kritisch gesehen. Diese wurden 2012 durch das Umweltbundesamt begutachtet. Das Gutachten betont eine unsichere Datenlage und verweist genehmigungsrechtlich auf das Chemikaliengesetz und das Wasserrecht. Weiterhin wird eine standortspezifische Risikoanalyse vor Bohrbeginn und ein Verbot von Bohrungen in Trinkwasserschutzgebieten empfohlen.[1] Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) kritisierte das Gutachten des Umweltbundesamts. Beispielsweise seien „bisher durchgeführte Frackoperationen […] im Gutachten keiner substantiellen Analyse unterzogen“ und die „[…] mechanischen Prozesse beim Frackvorgang […] nicht korrekt dargestellt“ worden. Das Gutachten wird als „subjektiv“, auf veralteten Theorien beruhend, stellenweise beleglos, grundlegende Informationen, die Stand von Wissenschaft und Technik sind, nicht berücksichtigend bezeichnet.[73] Das BGR-Gutachten hält den umweltverträglichen Einsatz von Fracking zur Gewinnung von unkonventionellen Erdgasvorkommen für „grundsätzlich möglich“, „sofern die gesetzlichen Regelungen eingehalten, die erforderlichen technischen Maßnahmen getroffen und standortbezogene Voruntersuchungen durchgeführt werden“.[73] Das Umweltbundesamt hat wiederum mit einer Erwiderung auf die Kritik reagiert.[74]. Das Deutsche Geoforschungszentrum (GFZ) gab 2010 an, die Folgen der Technik für die Umwelt, die sie bisher nicht untersucht hatten, ab dem Jahr 2011 zu untersuchen.[75]

Da es momentan noch keine auf das Fracking zugeschnittene Gesetzgebung auf Bundesebene gibt, wird weiterhin der geringe Kenntnisstand der Bundesregierung über die in Deutschland vorgenommenen oder geplanten Probebohrungen kritisiert.[76] Im Frühjahr 2013 legte die CDU/CSU/FDP-geführte Bundesregierung zwei Entwürfe für entsprechende Regulierungen zum Wasserhaushaltsgesetz und zur Umweltverträglichkeitsprüfung vor.[77][78] Kritiker monierten, die Entwürfe würden Fracking weitgehend erlauben und zu geringe Schutzauflagen voresehen.[79] Kritisiert wird zudem das deutsche Bergrecht, das es Bergämtern ermöglicht, ohne Beteiligung etwa der Umweltministerien Genehmigungen zu erteilen.[80] Deutsche Politiker fordern mittlerweile die obligatorische Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) vor dem Fracken. Bisher war diese nur für Bohrungen mit einer Förderrate von über 500.000 m³/Jahr zwingend vorgeschrieben, obwohl die zuständigen Bergbehörden UVP im Rahmen des Genehmigungsverfahrens auch für Bohrungen mit einer geringeren Förderrate anordnen konnten. Zudem soll Fracking in Trinkwasserschutzgebieten künftig grundsätzlich verboten sein.[10]

Im Mai 2013 sprach sich der Sachverständigenrat für Umweltfragen gegen Fracking in Deutschland aus. Fracking senke weder die Gaspreise in Deutschland noch erhöhe es die Versorgungssicherheit. Es sei deshalb aus energiepolitischen Gründen nicht förderungswürdig, weshalb auch kein besonderes übergeordnetes öffentliches Interesse an der Erschließung dieses Energieträgers bestehe, wenn auch möglicherweise ein betriebswirtschaftliches Interesse der Industrie. Zudem bestünde noch großer Forschungsbedarf hinsichtlich der ökologischen Auswirkungen, weshalb Fracking im kommerziellen Umfang derzeit wegen gravierender Wissenslücken nicht zugelassen werden solle. Erst auf Basis positiver Erkenntnisse aus systematisch zu entwickelnden Pilotprojekten sei der Einsatz von Fracking verantwortbar.[81]

In einem Brief eines CDU-Abgeordneten aus Niedersachsen vom 13. Mai 2013 an den Vorsitzenden der CDU/CSU-Bundestagsfraktion Volker Kauder wird die Befürchtung vor erheblichen Stimmenverlusten für die CDU bei den anstehenden Wahlen zum Ausdruck gebracht. Der CDU-Abgeordnete befürchtet, dass das Thema Fracking für viele Wähler wahlentscheidend sein könnte und die CDU massiv Stimmen an Parteien verlieren würde, die sich deutlich gegen diese umstrittene Fördermethode aussprechen.[82]

Frankreich

Am 1. März 2010 sind in Frankreich vier Bohrgenehmigungen an das texanische Unternehmen Schuepach Energy, LLC. sowie die Konzerne Total E&P France und Devon Energy Montélimar SA zur Schiefergasgewinnung auf einer Gesamtfläche von 9.672 km2 vorwiegend in Südfrankreich erteilt worden. Aufgrund der kontrovers geführten öffentlichen Debatte um die Folgen der Schiefergasgewinnung wurde in Frankreich am 13. Juli 2011 die Aufsuchung und Gewinnung von Schiefergas mit Hilfe von Hydraulic Fracturing auf dem französischen Festland per Gesetz verboten.[83]

Die Aufsuchungs- und Explorationsgebiete befinden sich hauptsächlich in den Départements Ardèche, Drôme, Vaucluse, Gard, Hérault, Aveyron und Lozère. Alle Bohrunternehmen, die bereits eine Bohr- und Erschließungsgenehmigung erhalten hatten, wurden aufgefordert, innerhalb von zwei Monaten den staatlichen Behörden mitzuteilen, welche Verfahren sie zur Gewinnung von Schiefergas anwenden. Bereits einen Monat danach ist von behördlicher Seite eine Liste mit den aberkannten Konzessionen veröffentlicht worden. Frankreich war damit weltweit das erste Land, dass Hydraulic Fracturing landesweit untersagt hat. Bohrunternehmen, denen die Bohrgenehmigung entzogen wurden, klagen gegenwärtig ihre Rechte vor dem französischen Verfassungsgericht ein.[84][85] Bohrungen zu wissenschaftlichen Zwecke, in denen Fracking angewandt werden soll, sind mit staatlicher Erlaubnis und Kontrolle weiterhin zulässig. [86]

Die französische Regierung erstattet einen jährlichen Bericht an das Parlament über die Technikentwicklung sowie über die Untergrundverhältnisse Frankreichs, über Trends auf europäischer und internationaler Ebene im Hinblick auf die Gewinnung flüssiger oder gasförmigen Kohlenwasserstoffe. Gleichfalls soll jährlich über die Ergebnisse der genehmigten Bohrungen zu wissenschaftlichen Zwecken berichtet werden und Vorschläge zur gesetzgeberischen und regulatorischen Veränderungen vorgelegt werden.

Zwei Jahre nach Inkraftretung des Gesetzes kündigte Präsident Francois Hollande am 14. Juli 2013 an, dass während seiner Amtszeit nicht mit einer Genehmigung eines Schiefergasabbaus in Frankreich zu rechnen ist.[87]

Österreich

Die Montanuniversität Leoben entwickelte gemeinsam mit dem Öl- und Gaskonzern OMV im österreichischen Weinviertel ein Pilotprojekt, bei dem das sogenannte Clean-Fracking angewandt werden sollte. Beim Clean-Fracking wird nur Wasser, Bauxit-Sand und Stärke als Stützmittel eingesetzt. Durch Probebohrungen sollten Bohrkerne gewonnen werden, um anhand der geomechanischen Eigenschaften der Kerne die Machbarkeit des Clean-Frackings zu bestätigen. Es wurde vermutet, dass die Methode zwar umweltverträglicher, aber wirtschaftlich weniger effizient ist.[88] 2012 wurde das Projekt wegen Unwirtschaftlichkeit eingestellt.[89]

Die Probebohrungen im Weinviertel waren in den Regionen um die Stadt Poysdorf und das Dorf Herrnbaumgarten geplant. Aufgrund von Bürgerprotesten haben die politischen Entscheidungsträger über die Medien der OMV die Probebohrungen auf deren Grund verwehrt. Es folgte eine Verankerung einer verpflichtenden Umweltverträglichkeitsprüfung für Schiefergasbohrungen. In Österreich bildete sich eine Bürgerinitiative, um auf die Gefahren des Schiefergas-Frackings hinzuweisen.[90]

Literatur

Weblinks

Dokumente

Videos und Reportagen

Einzelnachweise

  1. 1,0 1,1 1,2 1,3 Umweltauswirkungen von Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten. Umweltbundesamt, 6. September 2012, abgerufen am 12. Februar 2013 (PDF, Mediendatenbank, Übersicht Lang- und Kurzfassung, englische Version). Presse-Information
  2. 2,0 2,1 Chemicals that may be used in Australian CSG fraccing fluid. Australian Petroleum Production & Exploration Association Ltd, abgerufen am 6. Oktober 2012 (pdf, 100kB, englisch).
  3. Will The EPA Crack Down On „Fracking“? Investopedia, 10. Juli 2010, abgerufen am 6. Oktober 2012 (html, englisch).]
  4. glossary.oilfield.slb.com Schlumberger Oilfield Glossary
  5. Erdgasmarkt: Umweltvorschriften könnten die Aussichten trüben. Frankfurter Allgemeine Zeitung, abgerufen am 16. Dezember 2012 (html, deutsch).
  6. Hydraulisches Aufbrechen. European Onshore Energy Association, abgerufen am 16. Dezember 2012 (html, deutsch).
  7. NiKo: Erdöl und Erdgas aus Tonsteinen – Potenziale für Deutschland. Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, abgerufen am 16. Dezember 2012 (html, deutsch).
  8. Geothermische Vereinigung: Hintergrundpapier zur Stimulation geothermischer Reservoire. Berlin 2008, 26 S.
  9. 9,0 9,1 Guido Blöcher et al: Hintergrundpapier zur Stimulation geothermischer Reservoire. GtV-Bundesverband Geothermie, 9. Mai 2012, abgerufen am 6. Oktober 2012 (PDF, 1MB).
  10. 10,0 10,1 10,2 Deutschlandfunk vom 16. Februar 2012: Erdgasförderung als Erdbeben-Auslöser? In Niedersachsen wird über das „Fracking“ diskutiert
  11. Howard, G.C. and C.R. Fast (editors), Hydraulic Fracturing, Monograph Vol. 2 of the Henry L. Doherty Series, Society of Petroleum Engineers New York, 1970.
  12. Watson: Granites of the southeastern Atlantic states. In: U.S. Geological Survey Bulletin. 426, 1910 ([1]).
  13. Montgomery, Carl T., Smith, Michael B.: Hydraulic Fracturing: History of an Enduring Technology. In: Society of Petroleum Engineers (Hrsg.): Journal of Petroleum Technology. 62, Nr. 12, Dezember 2010, S. 26–32. Abgerufen am 5. Januar 2011.
  14. David Banks, Odling, N.E., Skarphagen, H., and Rohr-Torp, E.: Permeability and stress in crystalline rocks. In: Terra Nova. 8, Nr. 3, 1996, S. 223–235. doi:10.1111/j.1365-3121.1996.tb00751.x.
  15. Fiona Harvey und Adam Vaughan: Fracking for shale gas gets green light in UK. In: The Guardian vom 13. Dezember 2012
  16. 16,0 16,1 George E. King; Society of Petroleum Engineers (Hrsg.): Hydraulic Fracturing 101. What Every Representative, Environmentalist, Regulator, Reporter, Investor, University Researcher, Neighbor and Engineer Should Know About Estimating Frac Risk and Improving Frac Performance in Unconventinal Gas and Oil Wells. The Woodlands, Texas 2012, S. 7f (Tagungsbeitrag zur SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, englisch, PDF; 7,1 MB), abgerufen am 10. August 2013).
  17. 17,0 17,1 Evaluation of Impacts to Underground Sources of Drinking Water by Hydraulic Fracturing of Coalbed Methane Reservoirs Study (2004)
  18. Fracturing-Flüssigkeiten. Zusammensetzung und Nutzung. SHIP Shale Gas Information Platform, abgerufen am 10. August 2013 (html, deutsch).
  19. Karl-Heinz Rosenwinkel: Gutachten des Institutes für Siedlungswasserwirtschaft und Abfalltechnik der Leibnitz-Universität Hannover. 9. Dezember 2011, abgerufen am 10. August 2013 (PDF; 1,0 MB, Vortrag auf dem 4. Treffen des Arbeitskreises der gesellschaftlichen Akteure).
  20. Hydraulic Fracturing. Fördertechnologie für anspruchsvolle Lagerstätten. Wintershall.com, abgerufen am 10. August 2013 (html).
  21. Vgl. „Drill Baby Drill! The Fracking Bubble is Bursting!“, DailyKos.com, 15. Aug. 2012
  22. Hans-Dieter Karl: Abschätzung der Förderkosten für Energierohstoffe. In: ifo Schnelldienst. 63, Nr. 2, ifo Institut für Wirtschaftsforschung,, 29. Januar 2010, X ISSN 0018-974 X (http://www.cesifo-group.de/DocDL/ifosd_2010_2_3.pdf).
  23. http://www.n-tv.de/politik/Bund-will-Fracking-erlauben-article10092801.html
  24. 24,0 24,1 24,2 24,3 Carl T. Montgomery, Michael B. Smith: Hydraulic Fracturing. History of an enduring technology. In: JPT. 2010, S. 26f, abgerufen am 10. August 2013 (pdf, 2,11 MB, englisch).
  25. Hydraulic Fracturing in Russia. Current Experience and Perspectives. SPE, 30. September 2010, S. 1, abgerufen am 10. August 2013 (pdf, 1,46 MB, englisch, paper zum workshop).
  26. Bernhard Schlager: Hydraulic Fracturing. Recent advances in technology doubled success rate in Austria. 5. Oktober 2003, abgerufen am 10. August 2013 (pdf, 166 KB, englisch, ATC 2003 Conference & Oil show, Islamabad).
  27. H. Boigk: Erdöl und Erdölgas in der Bundesrepublik Deutschland. Enke, Stuttgart 1981.
  28. What Chemicals are used. fracfocus.org, abgerufen am 10. August 2013 (html, englisch).
  29. Sonderbetriebsplan für die Durchführung von Frac- & Freiförderarbeiten auf der Teilfeldsuchbohrung (A 4) Düste Z10. Wintershall, S. 2, abgerufen am 10. August 2013 (pdf, 516 KB).
  30. Tabelle der Fracking-Maßnahmen in Erdgasbohrungen. Niedersachsen seit 1961. LBEG Niedersachsen, abgerufen am 10. August 2013 (pdf; 153 kB).
  31. Anzahl Fracs seit 1961 in Deutschland. In: Erdgassuche in Deutschland. Exxon Mobil, abgerufen am 10. August 2013 (pdf, 873 KB, Balkendiagramm).
  32. Istvan Adler: Hydraulic Fracturing in Deutschland. 2 Jahre Stillstand. In: Erdöl und Erdgas in Deutschland. 30. Mai 2013, abgerufen am 10. August 2013 (html, Blog).
  33. Kathrin Gotthold, Holger Zschäpitz: USA steigen zum weltgrößten Gasproduzenten auf. In: Die Welt. 12. Juli 2012, abgerufen am 20. Januar 2013.
  34. Brian Westenhaus: New Fracking Technology to Bring Huge Supplies of Oil and Gas to the Market. In: OilPrice.com. 16. Januar 2012, abgerufen am 20. Januar 2013.
  35. A. Trembath: US Government Role in Shale Gas Fracking History: An Overview and Response to Our Critics. The Breakthrough Institute, vom 2. März 2012
  36. 36,0 36,1 US Department of Energy: Modern shale gas development in the United States. (PDF-Datei; 5,11 MB) April 2009, S. 61–64.
  37. badische-zeitung.de, 4. Mai 2013, frey: Was wir nicht sehen, ist suspekt(9. Mai 2013)
  38. 38,0 38,1 M. Joswig: Fracking und Seismische Ereignisse – Erdbeben und Fracking. 4. Arbeitstreffen des Akteurskreises vom 9. Dezember 2011
  39. Mitglieder-Information Newsletter 09 (2011) (PDF-Datei; 1,98 MB) Arbeitsgemeinschaft Wasserwerke Bodensee-Rhein
  40. Alexander Jung: Vernunft braucht Zeit. In: Der Spiegel. Nr. 42, 2011, S. 90 (Interview mit ExxonMobil-Deutschland-Chef Gernot Kalkoffen, online).
  41. Erdgasfeld in Söhlingen. Abgerufen am 24. April 2013.
  42. Chemicals Were Injected Into Wells, Report Says, New York Times, 16. April 2011
  43. EPA's Draft Hydraulic Fracturing Study Plan
  44. A. Sickle: PA Politician Calls for Moratorium on Gas Drilling Permits In: www.dcburo.org vom 21. April 2010
  45. Stefan Schultz: Riskante Gasförderung: Feuer aus dem Wasserhahn. In: Spiegel Online. 17. August 2010, abgerufen am 3. Juni 2013.
  46. Vgl.Erdgasförderung: Hilfe, mein Wasser brennt! In: Spiegel TV. 14. November 2010 (Video; 5:12 min)
  47. Stellungnahme des Colorado Department of Natural Resources zu Gasland (PDF; 46 kB)
  48. http://1trickpony.cachefly.net/gas/pdf/Affirming_Gasland_Sept_2010.pdf
  49. Osborn et al.: Methane contamination of drinking water accompanying gas-well drilling and hydraulic fracturing. In: Proceedings of the National Academy of Sciences. 108, Nr. 20, 2011, ISSN 0027-8424, doi:10.1073/pnas.1100682108 ((PDF; 1008 kB)).
  50. Spiegel Online vom 25. Juni 2013 – Studie über Pennsylvania: Fracking treibt Gase ins Trinkwasser
  51. Warner NR, RB Jackson, TH Darrah, SG Osborn, A Down, K Zhao, A White, A Vengosh, Geochemical evidence for possible natural migration of Marcellus formation brine to shallow aquifers in Pennsylvania, Proceedings of the National Academy of Sciences, U.S.A, vol. 109 (2012), pp. 11961–11966
  52. Increased stray gas abundance in a subset of drinking water wells near Marcellus shale gas extraction, PNAS Early Edition, 2013 (PDF; 595 kB)
  53. Indirect Emissions of Carbon Dioxide from Marcellus Shale Gas Development (PDF-Datei; 1,46 MB) Robert Howarth et al, Cornell University
  54. Jiang et al.: Life cycle greenhouse gas emissions of Marcellus shale gas. In: Environmental Research Letters. 6, Nr. 3, 2011, ISSN 1748-9326, doi:10.1088/1748-9326/6/3/034014 ([2]).
  55. Einschätzung der Schiefergasförderung in Deutschland (PDF; 836 kB)
  56. Department of Energy and Climate Change (Hrsg.): THE UNCONVENTIONAL HYDROCARBON RESOURCES OF BRITAIN’S ONSHORE BASINS – SHALE GAS. ([3] (PDF; 3,9 MB)).
  57. Geophon-Information des GFZ zum Beben 2012
  58. Geophon-Information des GFZ zum Beben 2004
  59. Ohio Earthquakes: Officials Say Tremors Were 'Almost Certainly' Caused By Wastewater Injection. In: The Huffington Post vom 9. März 2012
  60. Finkel M.L., Law A.: The rush to drill for natural gas: a public health cautionary tale., Am J Public Health. (2011) May;101(5):784-5. doi: 10.2105/AJPH.2010.300089., PMID 21421959
  61. Tillett T.: Summit discusses public health implications of fracking., Environ Health Perspect. 2013 Jan;121(1):A15. doi: 10.1289/ehp.121-a15, PMID 23287595
  62. Rojas-Rueda D.: Public health effects of fracking (gas extraction through hydraulic fracturing) in Spain, Gac Sanit. 2013 Apr 8. doi:pii: S0213-9111(13)00045-9. 10.1016/j.gaceta.2013.02.003, PMID 23578525
  63. Ulrich Krökel: Polens riskanter Traum vom Gas-Reichtum. In: ZEIT ONLINE. 5. August 2011 (http://www.zeit.de/wirtschaft/2011-08/energie-polen-gas/komplettansicht).
  64. www.euractiv.de: Rückschlag für Polens Schiefergas-Industrie
  65. „Towards Future Technological Developments/Potential of Shale Gas“, Kurt M. Reinicke, TU Clausthal (PDF-Datei; 5,06 MB)
  66. „Soehlingen Z10: Drilling Aspects of a Deep Horizontal Well for Tight Gas“, G. Pust, J. Schamp, 1995
  67. Harald Andruleit et al.; Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (Hrsg.): Abschätzung des Erdgaspotenzials aus dichten Tongesteinen (Schiefergas) in Deutschland. ([4]).
  68. Piotr Heller: Mit Hochdruck. Erdgasförderung durch Fracking als Reizthema. Frankfurter Allgemeine Sonntagszeitung, 24. Februar 2013, Ausgabe Nr. 8, S. 61.
  69. neutraler Expertenkreis
  70. Informations- und Dialogprozess über die Sicherheit und Umweltverträglichkeit der Fracking Technik
  71. Interessengemeinschaft „Gegen Gasbohren“
  72. Fracking gefährdet deutsches Bier. In: Sächsische Zeitung unter Bezug auf dpa, 24. Mai 2013.
  73. 73,0 73,1 Stellungnahme der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe zum Gutachten des Umweltbundesamtes (UBA) „Umweltauswirkungen von Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten – Risikobewertung, Handlungsempfehlungen und Evaluierung bestehender rechtlicher Regelungen und Verwaltungsstrukturen". Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, 1. Oktober 2012, abgerufen am 26. Februar 2012 (Pdf, 544 kB).
  74. Erwiderung des UBA auf das BGR (PDF; 307 kB)
  75. Stefan Schultz: Fragwürdige Fördertechnik: Benebelt vom Gas-Rausch. In: Spiegel Online. 19. August 2010, abgerufen am 3. Juni 2013.
  76. Wenn Trinkwasser brennt, Deutsche Welle Radio 16. August 2010, Frauke Steffens
  77. Verordnung zur Änderung der Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben. Abgerufen am 7. August 2013 (PDF; 159 kB, Verordnungsentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie).
  78. Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (PDF; 136 kB)
  79. Kurzgutachten zum Gesetzentwurf der Bundesregierung (PDF; 122 kB)
  80. Frauke Steffens, Ralph Hötte, Markus Schmidt: Gefahr fürs Trinkwasser? Wie internationale Konzerne in Deutschland Erdgas fördern. 18. November 2010, abgerufen am 3. Januar 2013 (Video auf Youtube).
  81. Fracking zur Schiefergasgewinnung. Ein Beitrag zur energie- und umweltpolitischen Bewertung. Sachverständigenrat für Umweltfragen. Abgerufen am 31. Mai 2013, S. 44f.
  82. CDU: Angst vor Fracking im Wahlkampf. ARD tagesschau.de. Beitrag vom 4. Juni 2013.
  83. Gesetz Nr. 2011-835 vom 13. Juli 2011 zum Verbot der Exploration und Gewinnung von flüssigen Kohlenwasserstoffen und Gasen durch Hydraulic Fraturing und Aufhebung der Lizenzen für Projekte, die sich dieser Technik bedienen. JORF Nr.0162 vom 14. Juli 2011, Seite 12217
  84. Frankreichs Verfassungsrat prüft Verbot von Schiefergasförderung, Zeit.de vom 13. Juli 2013
  85. Bohrverbot – Paris umgeht eigenes Schiefergas-Verbot, Ingenieur.de 13. April 2012
  86. Gesetz Nr. 2011-835 vom 13. Juli 2011 zum Verbot der Exploration und Gewinnung von flüssigen Kohlenwasserstoffen und Gasen durch Hydraulic Fraturing und Aufhebung der Lizenzen für Projekte, die sich dieser Technik bedienen. JORF Nr.0162 vom 14. Juli 2011 §2, §4, Seite 12217
  87. François Hollande et le gaz de schiste, Le Monde 15. Juli 2013
  88. Michael Pfabigan: Nur Wasser, Stärke, Sand und sonst nix. In: Niederösterreichische Nachrichten. Niederösterreichisches Pressehaus, 24. Januar 2012 (http://www.noen.at/lokales/noe-uebersicht/mistelbach/aktuell/Nur-Wasser-Staerke-Sand-und-sonst-nix;art2689,367139).
  89. Projekt Schiefergas. OMV, abgerufen am 20. März 2013.
  90. Website der Initiative „Weinviertel statt Gasviertel“


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Gasbohrung Söhlingen
Gasbohrung Söhlingen
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