Erdöl und Erdgas
Erdöl und Erdgas sind Kohlenwasserstoffgemische, die vorwiegend aus Aromaten, Paraffinen und Naphtenen bestehen. Darüber hinaus sind Schwefel, Stickstoff und Spurenelemente in diesen komplexen Gemischen vorhanden.
Erdöl und Erdgas sind in geologischen Zeiträumen folgendermaßen entstanden:
Im Wasser treibende tierische und pflanzliche Kleinstlebewesen (Plankton) sanken aus sauerstoffreichem Oberflächenwasser nach ihrem Absterben auf den Grund des Meeres- oder Seebeckens, wo sich wegen des Mangels an Sauerstoff mittels komplexer chemischer und biologischer Abbauprozesse Faulschlämme bilden konnten. Diese wurden mit anderen Sedimenten überlagert. Unter Zunahme von Druck und Temperatur setzte die Kohlenwasserstoffbildung im nun zum Gestein verfestigten Sediment ein (Erdölmuttergestein).
Leichtflüchtige Kohlenwasserstoffe (KW) wandern, sobald sich Wegsamkeiten eröffnen, allmählich aus dem Muttergestein ab und können sich an besonderen strukturellen oder gesteinsbedingten Hindernissen, sog. Fallen, ansammeln. In diesen Fallenstrukturen kommt es zu einer allmählichen Trennung von Erdöl, Erdgas und Wasser.
In allen Lagerstätten findet man daher zuerst salziges Wasser, dann das „aufschwimmende“ Öl und darüber eine Gaskappe.
Es handelt sich jedoch nicht um große Hohlräume, in denen sich die KW ansammeln, sondern um poröse bis kavernöse Gesteine.
In tektonisch aktiven Arealen, wie dem Oberrheingraben und dem Alpenvorland, sind die Fallenstrukturen aufgrund des hohen Durchtrennungsgrades der Gesteinsschichten durch permeable tektonische Störungen klein; es existieren daher oftmals viele kleine Lagerstätten in unmittelbarer Nachbarschaft. Die aktive Tektonik und der relativ hohe Wärmezustrom aus dem Erdmantel führen zudem zu einem beschleunigtem Abbau und zur Abwanderung der Kohlenwasserstoffe.
Textquelle: Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe (LGRB) Baden-Württemberg: Rohstoffbericht Baden-Württemberg 2006, LGRB-Informationen 18.
Kerogen
Was ist Kerogen?
Als Kerogen wird derjenige Anteil an organischer Substanz in Sedimenten bezeichnet, der in nichtpolaren organischen Lösungsmitteln unlöslich ist.
Der lösliche Anteil organischer Substanz wird demgegenüber in der Geochemie als Bitumen bezeichnet (wobei dieser Begriff enger gefasst ist als der in den Ingenieurwissenschaften übliche Bitumenbegriff, der sich auch auf technische Produkte der Erdöldestillation erstreckt).
Es stellt ein Gemisch polymeren organischen Materials dar, aus dem bei zunehmender geologischer Versenkung und Aufheizung im Verlauf der geologischen Prozesse der Katagenese bzw. Metagenese Kohlenwasserstoffe (Erdöl, Erdgas) gebildet werden.
Es kommt in sedimentären Gesteinen sowohl in Form von fein verteilten organischen Mazeralen als auch amorphen Partikeln vor und ist bei weitem die häufigste Form von organisch gebundenem Kohlenstoff in der Erdkruste. Es ist unlöslich in organischen Lösungsmitteln, nicht-oxidierenden Säuren (HCl und HF) und Laugen.
Textquelle: Wikipedie „Keogen“, Abfrage im August 2024
Entstehung
Während der Diagenese wird aus unterschiedlichen organischen Ausgangsmaterialien wie Bakterien, Plankton und Pflanzen „Kerogen“ gebildet.
Durch fortlaufende Sedimentüberlagerung kommt es zum biochemischen und chemischen Abbau der abgestorbenen organischen Materie. Mit zunehmender Tiefe ist das Sediment einem Druck- und Temperaturanstieg ausgesetzt.
Hierdurch bilden die durch den Abbau erhaltenen Fragmente mittels Polymerisation und Polykondensation (Kondensation) unter Verlust ihrer funktionellen Gruppen immer größere Moleküle, die Huminsäuren und Fulvinsäuren, welche ihrerseits Huminstoffe bilden. Die Huminstoffe werden durch weitere Polykondensation in Geopolymere mit Molekularmassen von 10.000 bis 100.000 atomaren Masseneinheiten (amu) umgewandelt.
Diese Geopolymere werden aufgrund ihrer unterschiedlichen Löslichkeit in gängigen organischen Lösungsmitteln in zwei Klassen aufgeteilt:
- Der lösliche Anteil wird als Bitumen
- der unlösliche überwiegende Anteil als Kerogen
Diagenese bis Katagenese
Das während der Diagenese gebildete Kerogen unterliegt während der weiteren Diagenese, Katagenese und Metagenese ständiger Veränderung.
Im letzten Schritt der Diagenese werden weitere heteroatomare Bindungen und funktionelle Gruppen abgespalten, so dass es zu einer Freisetzung von Wasser, Kohlendioxid, Asphaltenen und Harzen kommt.
Während der Katagenese werden überwiegend Kohlenwasserstoffketten und cyclische Kohlenwasserstoffe aus dem Kerogen abgespalten. Dies ist die Hauptphase der Erdölbildung, der sich die Bildung von Erdgas anschliesst.
In der Metagenese findet eine Umlagerung der zurückgebliebenen aromatischen Kohlenwasserstoff-Schichten statt. Die bisher ungeordnet vorliegenden Schichten richten sich aus unter Bildung von Methan.
Zusammensetzung und Struktur
Kerogen besteht aus verschiedenen Komponenten in variabler Zusammensetzung. Einige Komponenten sind Macerale, bei anderen Komponenten handelt es sich um amorphe organische Materie.
Die generelle Struktur des Kerogens wird als dreidimensionales Makromolekül, bestehend aus aromatischen Kernen und Kohlenwasserstoffen, welche über heteroatomare Verbindungen oder aliphatische Ketten (aliphatisch) verbunden sind, beschrieben. Die vernetzenden Verbindungen enthalten eine Vielzahl unterschiedlicher funktioneller Gruppen wie Ketone, Ester, Ether, Sulfide oder Disulfide. Diese funktionellen Gruppen sind entweder direkt oder über aliphatische Kohlenwasserstoffketten mit den aromatischen Kernen verbunden.
Mit zunehmender thermischer Reife werden viele dieser funktionellen Gruppen und aliphatischen Kohlenwasserstoffketten abgespalten. Somit verringert sich die Anzahl der vernetzenden Verbindungen unter gleichzeitiger Verschiebung und Verdichtung der aromatischen Kerne.
Kerogen-Tpen
Kerogen wird aufgrund seiner durch unterschiedliche organische Ausgangsverbindungen bedingten Elementverteilung von Wasserstoff (H), Kohlenstoff (C) und Sauerstoff (O) in drei Typen unterteilt (Typ I bis Typ III). Wird zur Charakterisierung der Kerogen-Typen der Gehalt an organischem Kohlenstoff, bezogen auf seinen Masseanteil am gesamten Sediment (TOC, engl. total organic carbon) herangezogen, so unterscheidet man zusätzlich einen Typ IV.
Typ I-Kerogen (Liptinit-Typ): enthält überwiegend aliphatische Kohlenwasserstoffketten und einen geringen Anteil aromatischer Verbindungen. Es besitzt ein hohes H/C-Verhältnis und einen geringen Schwefelgehalt. Der Kohlenstoff-Anteil liegt bei über 600 mg/g gesamten organischen Kohlenstoffs. Die Ausgangssubstanzen sind überwiegend lakustrinen und marinen Ursprungs (Algen und Bakterien). Aufgrund des hohen Anteils aliphatischer Kohlenwasserstoffketten besitzt das Typ I-Kerogen ein sehr hohes Erdöl- und Erdgasbildungspotential.
Typ II-Kerogen (Exinit-Typ): enthält im Vergleich zum Typ I-Kerogen mehr aromatische und naphthenische Anteile und somit einen geringeres H/C-Verhältnis. Der Kohlenstoff-Anteil liegt bei 300-600 mg/g gesamten organischen Kohlenstoffs. Der Schwefelgehalt liegt über dem des Typ I-Kerogens. Die Ausgangssubstanzen sind marinen Ursprungs (Plankton und Algen), welche unter sauerstoffarmen Bedingungen abgebaut wurden. Das Typ II-Kerogen besitzt ein hohes Erdöl- und Erdgasbildungspotential.
Typ III-Kerogen (Vitrinit-Typ): enthält überwiegend kondensierte Polyaromaten mit einem geringeren Anteil an aliphatischen Ketten und sauerstoffhaltigen funktionellen Gruppen. Der Kohlenstoffanteil liegt in dem Bereich von 50-200 mg/g gesamten organischen Kohlenstoffs. Die Ausgangssubstanzen des Typ III-Kerogens sind überwiegend Landpflanzen. Im Vergleich zum Typ I- und Typ II-Kerogen besitzt es ein geringes Erdöl- und Erdgasbildungspotential.
Typ IV-Kerogen (Inertit-Typ): enthält überwiegend kondensierte Polyaromaten mit einem sehr geringen Anteil an aliphatischen Ketten (Inertit). Der Kohlenstoff-Anteil liegt unter 50 mg/g gesamten organischen Kohlenstoffs. Die Ausgangssubstanzen sind höhere Landpflanzen, welche stark oxidiert wurden. Da Typ IV-Kerogen kein Kohlenwasserstoffbildungspotential hat, wird es oft nicht als echtes Kerogen angesehen.
Erdölförderung in Deutschland
Die Nutzung von Erdöl hat in Deutschland eine lange Tradition. Schon 1546 wurden durch Agricola natürliche Ölaustritte („Teerkuhlen“) bei Braunschweig und Hänigsen beschrieben. Die Bohrtätigkeit auf Erdöl begann aber erst nach einem Ölfund im Jahre 1859 in Wietze mit der „Hunäus-Bohrung“, die in 36,5 m Tiefe anstelle des vermuteten Braunkohlevorkommens auf Öl stieß.
2023 wurden in Deutschland 1,6 Mio. t Erdöl einschließlich 7.702 t Kondensat gefördert. Die Erdölproduktion fiel damit um ca. 60.000 t (-3,7 %) im Vergleich zum Vorjahreswert von 1,7 Mio. t.
Im Ländervergleich liegen die bedeutendsten Erdölförderprovinzen Deutschlands in Norddeutschland. Die Ölfelder Schleswig-Holsteins und Niedersachsens produzierten im Berichtszeitraum zusammen 1,46 Mio. t Öl, was 89 % der deutschen Gesamtproduktion entspricht. In Schleswig-Holstein fiel die Produktion von Erdöl 2023 auf 893.000 t. Das sind 56.000 t (-5,9 %) weniger als 2022. Der Anteil an der deutschen Gesamtförderung beträgt damit 54,6 %. Im selben Zeitraum produzierten die Ölfelder Niedersachsens 569.000 t Öl. Dies sind 10.000 t (-1,7 %) weniger als im Vorjahr und entspricht einem Anteil an der Gesamtförderung von 34,8 %. In Rheinland-Pfalz hingegen stieg die Erdölproduktion gegenüber dem Vorjahr um 2.000 t auf 118.000 t. Der Anteil an der Gesamtförderung betrug damit bei 7,2 %.
Nach Fördergebieten aufgeschlüsselt wurden im vergangenen Jahr in den Erdölgebieten nördlich der Elbe 898.000 t gefördert, was einem Rückgang von 57.000 t oder 5,9 % entspricht. Westlich der Ems fiel die Produktion um 14.000 t (-3,9 %) auf 354.000 t. Im Oberrheintal hingegen wurden 119.000 t Erdöl gefördert. Das sind 2.000 t (1,6 %) mehr als im Vorjahr.
Die zehn förderstärksten Erdölfelder Deutschlands erbrachten zusammen 89 % der Gesamtölförderung im Jahr 2023. Die unterschiedlichen Fördermengen der einzelnen Felder sind dabei beachtlich. So lag die jährliche Produktion des förderstärksten Feldes Mittelplate/Dieksand um den Faktor sieben höher als die Fördermenge des zweitstärksten Feldes Emlichheim in Niedersachsen im Gebiet westlich der Ems. Auf Platz vier, hinter dem niedersächsischen Feld Rühle, folgt das Feld Römerberg im Oberrheintal. In 17 der insgesamt 45 fördernden inländischen Felder liegen die jährlichen Fördermengen über 10.000 t.
Seit 1987 wird von der Bohr- und Förderinsel Mittelplate und der Landstation Dieksand in Friedrichskoog Erdöl aus verschiedenen Sandsteinlagen des Juras gefördert. Mit 893.179 t Öl aus 28 Förderbohrungen produzierte das Feld 54,6 % der deutschen Erdölerträge. Das sind 56.286 t weniger als im Vorjahr, was 6,3 % der Produktion des Feldes entspricht. Die jährliche Fördermenge einer Mittelplate/Dieksandbohrung lag im Durchschnitt bei 31.899 t pro Bohrung.
Das Ölfeld Emlichheim produziert seit 1944 aus den Sandsteinen des Valangins und ist eines der ältesten noch in Förderung stehenden Ölfelder Deutschlands. Im Jahr 2023 wurden mit 126.120 t 1,9 % weniger Erdöl gefördert als 2022. 74 Bohrungen mit einer durchschnittlichen jährlichen Fördermenge von 1.704 t standen hier in Förderung.
Das Ölfeld Rühle produziert seit 1949 vorwiegend aus den Sandsteinen des Valangins in den Feldesteilen Rühlermoor und Rühlertwist. Im Berichtszeitraum 2023 wurde mit 120.957 t 1,5 % mehr Erdöl gefördert als 2022. 138 Bohrungen mit einer durchschnittlichen jährlichen Fördermenge von 877 t standen hier in Förderung.
Das Ölfeld Römerberg im Oberrheintal wurde im Jahr 2003 zufällig beim Abteufen einer Geothermiebohrung gefunden. Fünf Bohrungen förderten im letzten Jahr aus den Gesteinen der Trias 105.159 t Erdöl. Das sind 3,3 % mehr gegenüber dem Vorjahr und entspricht einer Förderleistung pro Bohrung von 52.579 t.
Die Produktion aller weiteren Ölfelder lag im Jahr 2023 unter 100.000 t Erdöl.
Textquelle: Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG): Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2023, Geo Berichte 49.
Erdöl in Baden-Württemberg
Oberrheingraben
Die Kohlenwasserstoffexploration im Oberrheingraben (ORG) begann in den 1940er Jahren, fand aber im Wesentlichen in der Zeit zwischen 1950 und 1992 statt. Untersucht wurden die Sedimentgesteine des Mesozoikums und des Tertiärs. Erster Auslöser waren die oberflächennah auftretenden Bitumenvorkommen bei Pechelbronn (Elsass).
Die im Oberrheingraben weit verbreiteten, bituminösen „Schwarzschiefer“ der Pechelbronner Schichten (Alttertiär: Oligozän) stellen die wichtigsten Erdölmuttergesteine im ORG dar. Die derzeit produzierenden Erdöllagerstätten im ORG liegen in Rheinland-Pfalz und Hessen und befinden sich geologisch vornehmlich in Schichten des Eozäns und des Oligozäns. Bei Landau haben sich auch in Gesteinen des Muschelkalks und des Keupers Kohlenwasserstoffe in wirtschaftlicher Konzentration angereichert.
Es handelt sich bei den Kohlenwasserstoffvorkommen im ORG entweder um Fallen an tektonischen Störungen oder um Antiklinalstrukturen, also Aufsattelungen von undurchlässigen Schichten. Bei den tektonischen Fallen werden gut durchlässige, poröse Schichten an Störungen so versetzt, dass undurchlässige, meist tonige Schichten angrenzen und den weiteren Weg der KW versperren. Die Bohrungen im ORG wiesen zumeist jedoch ungünstige Speicherqualitäten in den Keuper-, Rhät- und Lias-Sandsteinen sowie im Dogger-Beta-Sandstein nach, und oft war die abdichtende Wirkung an den Störungen zu gering, so dass nur geringe Kohlenwasserstoffmengen verblieben sind. Insgesamt erwies sich die wirtschaftliche Größenordnung der untersuchten Strukturen im baden-württembergischen Anteil des ORG als nicht ausreichend, um mit den Bohrungen fortzufahren. Die hohe Durchlässigkeit der tektonisch stark beanspruchten Gesteine und die durch den hohen geothermischen Gradienten beschleunigte Fluidzirkulation im Graben und in den Randgebirgen führten nachweislich dazu, dass das Erdöl aus den Pechelbronner Schichten sogar (in winzigen Einschlüssen in Mineralen) in den Erzgängen in den Gneisen des Schauinslands bei mehr als 1.000 m NN zu finden ist. Auch in Bohrkernen im Muschelkalk der Vorbergzone und in Steinbrüchen in den vulkanischen Gesteinen des Kaiserstuhls wurden häufig kleine Mengen von Kohlenwasserstoffen gefunden, was belegt, dass große Mengen der einst vorhandenen Erdölmengen aus dem ORG bereits abgewandert sind.
Legendär sind die Erzählungen der Bergleute aus dem früheren Wieslocher Blei-Zinkerz-Bergbaugebiet, die beim Vortrieb bisweilen auf ölgefüllte Hohlräume im Muschelkalk des Grabenrandes gestoßen sind.
Erdöl / Erdgas-Erkundung im Raum Offenburg
Im Zeitraum 1950 – 1973 hielt die Gewerkschaft Elwerath eine Aufsuchungserlaubnis auf „Bitumen“, von 1975 bis 1992 explorierte die BEB Erdgas und Erdöl GmbH (Hannover) auf „Kohlenwasserstoffe nebst den bei ihrer Gewinnung anfallenden Gasen“. Bei Neuried wurden in den 1970er Jahren zahlreiche Bohrungen niedergebracht und an über 30 Löchern Pumpversuche durchgeführt. Häufig wurden heiße Wässer angetroffen, das Ölausbringen war gering. Als Beispiel sei die 1. 2. 3. Bohrung Offenburg 11 a angeführt, die in einer kleinen Fallenstruktur im östlichen Graben Öl mit einem Wasseranteil von 44 – 86 % antraf. Aus 1.160 m³ Nassöl wurden nur 140 t Reinöl gewonnen.
Selbstverständlich ist nicht auszuschließen, dass andere Fallenstrukturen günstigere Verhältnisse aufweisen. Seit 2003 wurden deshalb im Raum Offenburg mehrere Erlaubnisfelder auf Kohlenwasserstoffe, Sole und Erdwärme verliehen. Anfang August 2006 existierten vier Erlaubnisfelder, die auf alle o. g. Bodenschätze oder Kombinationen aus diesen verliehen wur- den (Felder Neuried, Goldscheuer, Ichenheim und Offenburg). Ende Mai 2006 begannen bei Dundenheim, westlich von Offenburg, umfangreiche geophysikalische Untersuchungen. Untersucht wird ein fast 60 km2 großes Areal zwischen Ichenheim und Goldscheuer. Ziel der Erkundung sind einerseits Fallenstrukturen, in denen sich Erdöl angesammelt haben kann, andererseits aber auch Thermalwässer, deren Energieinhalt für ein Geothermiekraftwerk genutzt werden kann. Die Auswertung der Ergebnisse wird sich bis März 2007 hinziehen. Mit ersten Tiefbohrungen bis ca. 1.500 m Tiefe ist ab Sommer 2007 zu rechnen. Für das Explorationsprojekt der Fa. Drilltec werden Kosten von fast 40 Mio. Euro veranschlagt (Stuttgarter Nachrichten vom 15. Mai 2006). Seitdem bei Bruchsal ein mehr als 26 Jahre verfolgtes Geothermieprojekt im Oberrheingraben zum Erfolg geführt hat (Stuttgarter Zeitung vom 26.07.06), ist mit weiteren Untersuchungen auf Energiequellen im Oberrheingraben zu rechnen.
Der Anreiz für die 2005 begonnene neue Explorationsphase bei Offenburg lag in drei Faktoren begründet:
1. Die stark gestiegenen Erdölpreise
2. die Nähe zum Verbraucher
3. und vor allem die Möglichkeit, die Erkundungs- und Erschließungsarbeiten für Erdöl/Erdgas und heiße Wässer (Geothermie) zu kombinieren.
Oberschwaben
Die Exploration begann hier in den 1950er Jahren. Die Erdöl- und Erdgasvorkommen im Alpenvorland befinden sich vornehmlich in der ungefalteten tertiärzeitlichen Molasse. Diese war auch in der ersten Phase das Hauptziel der Untersuchungen. Vor allem die über dem Mesozoikum liegenden porösen Bausteinschichten erwiesen sich als höffig. Spätere Bohrungen stießen in größere Tiefen vor und trafen auch in Keuper-Sandsteinen, Karbonatgesteinen des Juras und der Trias, vor allem im Trigonodusdolomit, Erdöl und Erdgas an.
Neue Explorationsarbeiten finden im baden-württembergischen Anteil des Molassebeckens noch keine statt, in Bayern werden seit einigen Jahren mittels 3D-Seismik, die eine deutlich höhere Auflösung als die alten Messverfahren erlaubt, aber neue Bohrziele gesucht (Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft 2002).
Im baden-württembergischen Teil des Molassebeckens wurden während der ersten Bohrkampagne der 1950er Jahre insbesondere Tertiär-Sandsteine in Tiefen zwischen 455 und 1.232 m erkundet (Szenkler & Werner 2000).
Der Schwerpunkt der Untersuchungen in den Jahren 1964 – 1985 lag in den Gesteinen des Mu- schelkalks mit Bohrtiefen um 2.000 m. Als Beispiel kann die Lagerstätte Fronhofen-Illmensee angeführt werden. Sie liegt im zentralen Teil des Bodensee- Permokarbon-Trogs bei Weingarten.
Die Lagerstätte Fronhofen-Illmensee hat seit Beginn der Förderung 1965 bis zu ihrer Einstel- lung 1996 / 1997 kumulativ rd. 0,6 Mio. t Erdöl und 1,8 Mrd. m3 Erdgas erbracht. Der Entölungsgrad betrug dabei nur ca. 8%, der Ausbeutegrad bei Gas lag dagegen bei über 90%.
Textquelle: Landesamt für Bergbau, Geologie und Rohstoffe (LGRB) Baden-Württemberg: Rohstoffbericht Baden-Württemberg 2006, LGRB-Informationen 18.
Erdöl in Bayern
In Südbayern wurden im Feld „Tegernsee“ seit Förderbeginn 1883 insgesamt ca. 58 Erdgas- und Erdöllagerstätten entdeckt. Von 1956 bis 2000 belief sich die gesamte Erdölgewinnung in Bayern auf ca. 6,9 Millionen Tonnen. Seit 1956 betrug die gesamte Erdgasgewinnung in Bayern 18,2 Milliarden Kubikmeter. Der Anteil Bayerns an der gesamten deutschen Förderung ist damit sehr gering (2,7% und 2,1%). Die bayerischen Lagerstätten befinden sich vorzugsweise in Schichten der ungefalteten Vorlandmolasse der Alpen, in Tiefen bis 4.500 m. Einige erschöpfte Lagerstätten werden inzwischen als Erdgasspeicher genutzt. Gegenwärtig sind noch drei Erdöllagerstätten sowie eine Erdgaslagerstätte in Förderung. Derzeit werden weitere Vorkommen erkundet.
Mitte der 1980er und Anfang der 1990er Jahre hat die Bohrtätigkeit deutscher Erdölgesellschaften zur Erkundung neuer Lagerstätten drastisch abgenommen. Allerdings explorieren nun ausländische Gesellschaften mit neuen geologischen Konzepten und modernster Technik (zum Beispiel 3D-Seismik) und neusten Auswertmethoden. Bei der 3D-Seismik handelt es sich um eine geophysikalische Untersuchungsmethode mit seismischen Wellen zur dreidimensionalen Erkundung des tieferen Untergrunds. Die Erwartungen werden gerechtfertigt durch die Erkundungserfolge, die außerhalb des süddeutschen Raumes bei vergleichbaren geologischen Bedingungen erzielt wurden.
Viel wichtiger für die Energieversorgung Bayerns ist allerdings der Bereich der Untertage-Gasspeicherung. Dies liegt daran, dass Erdgas ein expandierender Energieträger ist und die Speicherräume eine grundlegende Voraussetzung für eine funktionierende Gasversorgung bei starken saisonalen Schwankungen ist. Derzeit sind in Bayern sechs Porengasspeicher in Betrieb. Etwa 20 ehemalige Lagerstätten werden von Bewilligungsfeldinhabern auf Eignung untersucht. Dies könnte die bisher genutzte Arbeitsmenge von 3,5 Mrd. Kubikmeter (15%) verdoppeln. Eine Gasspeicherung in Aquiferen (ursprünglich mit Wasser befüllte Speichergesteine wie Sandstein) ist wesentlich aufwändiger und wird derzeit nur in Eschenfelden bei Nürnberg betrieben.
Textquelle: Bayerisches Landesamt für Umwelt (LfU Bayern), Abfrage August 2024
Untergrundspeicher für Erdgas
Grundzüge der Untertage-Erdgasspeicherung
Die klassische Aufgabe von Untertage-Erdgasspeichern ist der Ausgleich tages- und jahres-zeitlicher Verbrauchsspitzen. Eine Veränderung der Förderraten von Bohrungen in heimischen Erdgasfeldern ist aufgrund fördertechnischer Gründe sowie der Kapazitätsbandbreite ihrer Aufbereitungsanlagen nur im begrenzten Um-fang möglich. Die Importmengen für Erdgas hingegen sind vertraglich festgeschrieben und da-mit prognostizierbar, aber nicht ohne weiteres kurzfristig veränderbar. Die für eine sichere Gasversorgung entscheidende und nicht prognostizierbare Größe stellen jahreszeitliche (temperaturabhängige) sowie tageszeitliche Verbrauchsschwankungen dar. Um einen konstanten Gasfluss zwischen Erdgasversorger und Erdgasverbrauchern zu garantieren, kommt den Gasspeichern eine klassische Pufferfunktion zu. Weiterhin hat sich ihre strategische Bedeutung in Krisenzeiten gerade in den letzten Jahren deutlich gezeigt. Die Vermarktung von Speicherkapazitäten und die Bezugsoptimierung unter Ausnutzung schwankender Gaspreise hat für die Unternehmen oberste Priorität. Der klassische Speicherzyklus – Einspeisung im Sommer, Ausspeisung im Winter – verliert dadurch an Bedeutung.
Als Speichertypen existieren Porenspeicher (ehemalige Erdöl-/Erdgaslagerstätten oder Salzwasser-Aquifere) und Salzkavernenspeicher. Porenspeicher dienen grundsätzlich zur saisonalen Grundlastabdeckung. Sie reagieren durch die natürlichen Fließwege im kapillaren Porenraum der Speichergesteine in der Regel langsamer auf Veränderungen von Förderraten als Kavernenspeicher. Letztere sind in ihrer Ein- und Ausspeicherrate leistungsfähiger und daher besonders für tageszeitliche Spitzenlastabdeckungen geeignet. Aber auch einige Porenspeicher in natürlich geklüfteten Speichergesteinen erreichen ähnlich hohe Förderraten wie Kavernenspeicher.
Bei Porenspeichern bieten ehemalige Lagerstätten im Allgemeinen eine gute Datengrundlage für die geologisch-lagerstättentechnischen Verhältnisse des tieferen Untergrundes, wie z. B. die Dichtheit der geologischen Barriere-Horizonte und damit die Leistungsfähigkeit eines Speichers. Das gilt besonders für das aus der Förderphase ableitbare Druck-Volumen-Verhalten bei einer Speichernutzung. Porenspeicher in Aquiferen hingegen müssen gänzlich neu exploriert werden, um die Größe des Aquifer-Porenvolumens, die Verbreitung des Speicherhorizontes und seiner Deckschichten, das Druck-Volumen-Verhalten im späteren Betrieb sowie die dichtenden Eigenschaften von Störungsbahnen zu bestimmen. Erst nach Durchführung einer 3D-Seismik und dem Abteufen von Explorationsbohrungen können Ergebnisse hinsichtlich des Strukturbaus, des Speichervolumens und des maximalen Druckes abgeleitet werden. Aquiferspeicher sind aus diesem Grund hinsichtlich Vorlaufzeit, Explorationsaufwand und bergbaulichem Risiko (Dichtheit) grundsätzlich die anspruchsvollsten Speichertypen. Die oberste Prämisse bei allen Speichern ist die bergbauliche Sicherheit, d. h. der sichere Betrieb unter allen Betriebsbedingungen und die Kenntnis der Gasverbreitung im dreidimensionalen Raum über die Zeit.
Seit 2013 sind in Deutschland keine neuen Planungen für Porenspeicher von den Betreiberfirmen mehr gemeldet worden.
Kavernenspeicher können nach Abteufen einer Bohrung dort eingerichtet (gesolt) werden, wo mächtige Salinare (Salzstöcke) vorkommen und gleichzeitig eine umweltverträgliche Ableitung oder Nutzung der Sole möglich ist. Die Lage von Kavernenspeichern ist somit aus geologischen Gründen vorwiegend auf den Norden Deutschlands beschränkt. Der südlichste Kavernenspeicher liegt im Raum Fulda.
Das Gesamtvolumen eines Speichers ist die Summe aus seinem Arbeitsgas- und Kissengasvolumen. Das Arbeitsgasvolumen ist das tatsächlich nutzbare Speichervolumen, das ein- oder ausgelagert wird. Als Kissengas bezeichnet man die im Speicher verbleibende Restgasmenge, die einen Mindestdruck für eine Gasentnahme aufrechterhalten soll. Ein hoher Kissengasanteil ermöglicht eine längere (konstante) Entnahmerate. Je höher der prozentuale Anteil des Arbeitsgasvolumens am nationalen Erdgasverbrauch ist und je schneller das Arbeitsgas ein- und ausgespeichert werden kann, umso leistungsfähiger ist die Erdgasspeicherung und damit die nationale Energieversorgung.
Textquelle: Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG): Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2023, Geo Berichte 49.
Erdgasspeicherung in Baden-Württemberg
In Baden-Württemberg werden zwei Untergrundspeicher für Erdgas betrieben:
(seit 1991)
(seit 1997)
Erdgasspeicherung in Bayern
In Bayern wurden bisher sechs Untergrundspeicher für Erdgas (Gasspeicher) errichtet:
(seit 1975)
(seit 1996)
(seit 1982)
(seit 1973)
(seit 1983)
(1967 bis 2021)
Rosenheim
Rosenheim
(Litho.-Kalk)
Datenquelle: Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG): Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2023, Geo Berichte 49.
Breitbrunn/Eggstätt, Inzenham-West und Wolfersberg
Die Anlagen Breitbrunn/Eggstätt, Inzenham-West und Wolfersberg werden, seit dem Verkauf durch die DEA Deutsche Erdoel AG (DEA) inzwischen durch die Fa. NAFTA Speicher GmbH & Co. KG betreiben. In allen drei Lagerstätten wird hochkalorisches Erdgas oder „H-Gas“ gespeichert.
Nach oben sind die Porenspeicher durch mächtige Deckschichten aus vorwiegend Ton und Salz abgedichtet. Unterhalb der gasdurchlässigen Gesteinsschicht begrenzt ein wasserführender Bereich das Reservoir. Durch horizontale und vertikale Abdichtung der ehemaligen Lagerstätten hat die Natur wichtige Voraussetzungen für deren heutige Nutzung als Speicher geschaffen – schließlich war hier Erdgas über Jahrmillionen eingeschlossen.
Textquelle: Webseite „Nafta Speicher“