Neues Archiv für Niedersachsen I / Erdöl und Erdgas in Niedersachsen. Ursprünge, Entwicklungen, Perspektiven

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2 Neues Archiv für Niedersachsen I / 2020 Erdöl und Erdgas in Niedersachsen. Ursprünge, Entwicklungen, Perspektiven

3 Inhalt Neues Archiv für Niedersachsen I/2020 Erdöl und Erdgas in Niedersachsen 5 Editorial (St. A. Lütgert/M. Kosinowski) 6 M. Kosinowski Entstehung von Erdöl und Erdgas 17 K. M. Reinicke Fracking Eine Technologie in der Diskussion 35 St. A. Lütgert Die Anfänge der Erdölgewinnung in Niedersachsen bis zum Ende des Ersten Weltkriegs. Ein Überblick unter Einbeziehung neuer Forschungsergebnisse 47 O. Werner Niedersächsisches Öl in der nationalsozialistischen Kriegswirtschaft 55 F.-W. Wellmer Lernkurven in der Erdöl- und Erdgas-Exploration und -Exploitation 69 J. Noltze Erdölförderung im Gifhorner Trog 83 H. Hüneke Erdölförderung im Emsland 97 T. Növig Die Celler Bohr- und Service-Industrie 105 B.-R. Altmann Die Raffinerien in Niedersachsen 113 H. Heinemann/G. Grotewold Technische und betriebliche Entwicklung der Erdgasproduktion in Norddeutschland 138 K. M. Reinicke»Ölprovinz Nordsee«148 H. Schöneich Infrastruktur Erdöl/Erdgas-Netze 157 F. Crotogino/H.-J. Dietzel 170 St. Ladage Schiefergas und Schieferöl in Deutschland. Eine Ressourcenabschätzung 2

4 175 M. Kosinowski Rechtliche Voraussetzungen für das Aufsuchen (Exploration) und Gewinnen (Produktion) von Erdöl und Erdgas in Deutschland 185 St. Wittke Lernen mit Löns 190 Autoren Editorial Liebe Leserinnen und Leser, vor 30, 20 und auch noch vor 10 Jahren noch hat kaum jemand an der Förderung von Erdöl und Erdgas in Deutschland Anstoß genommen. Im Gegenteil, gerade die Gewinnung von Erdgas als relativ emissionsarmem Energieträger wurde durchaus positiv beurteilt. Heute hat sich das Bild grundsätzlich gewandelt: Die öffentliche Diskussion wird beherrscht vom Klima-, Boden- und Gewässerschutz. Die Bundesrepublik hat sich zum Ziel gesetzt, bis 2050 den Ausstoß von Treibhausgas schrittweise um 80 bis 95 Prozent zu senken. Und vielen geht das noch nicht schnell genug und so wird der Verbrauch fossiler Energierohstoffe zunehmend kritisiert. Ein belastbarer Konsens besteht mehrheitlich immerhin darüber, dass Erdöl und Erdgas für eine Übergangszeit noch benötigt werden. Den Verbrauch einstweilen noch zu dulden, bedeutet aber noch lange nicht, die Förderung aus heimischen Quellen zu akzeptieren. Viele Bürger sorgen sich um die Umwelt und Gesundheit, die Debatte gewinnt an Schärfe. Das gilt gerade für Niedersachsen, in Deutschland Erdgasregion Nr. 1, woher fast 97 Prozent des hierzulande geförderten Erdgases stammen. Gerade bei einer emotional so belasteten Diskussion ist eine Versachlichung sinnvoll. Hierfür kann das vorliegende Schwerpunktheft des Neuen Archivs für Niedersachsen einen Beitrag leisten. Die Autoren des Bandes, anerkannte Experten auf ihren Gebieten, spannen einen Bogen von der Entstehung der Erdöl- und Erdgasvorkommen vor 200 Millionen Jahren über die vorindustriellen Anfänge der Förderung und Nutzung bis hinein in die heutige Zeit. Über Infrastruktur, Raffineriestandorte, Zulieferindustrien, Transportmethoden, Gewinnungstechnologien bis hin zur besonders umstrittenen Fördermethode Fracking wird umfassend informiert. Leserinnen und Leser erfahren aber auch, dass Umweltschutz kein neues Phänomen ist. Schon vor mehr als 100 Jahren hat sich der Heidedichter Hermann Löns kritisch mit der aufkeimenden Erdölindustrie auseinander gesetzt. Die Beiträge verharren aber nicht in der Vergangenheit, auch die Zukunftsperspektiven einer in die Kritik geratenen Branche werden thematisiert. Es erwarten Sie viele interessante und aktuelle Aufsätze zu einem wichtigen Themenkomplex, der in vielen Details kaum bekannt ist. Dr. Michael Kosinowski Dr. Stephan A. Lütgert 4 5

5 Infrastruktur Erdöl/Erdgas-Netze Marlis Buchholz 56 Zoll großkalibrigen Leitung liegt bei 20 Mrd. Kubikmeter pro Jahr. Nahe Hamburg ist die NEL mit der RHG verbunden. Im Norden besteht mit der DEUDAN (Deutsch/Dänische Erdgaspipeline) noch eine nennenswerte Fernleitung. Diese transportiert seit Mitte der 1980er Jahre Erdgas von den dänischen Nordseefeldern über Ellund nach Deutschland wurde die Leitung auf 48 Zoll erweitert. Bei Erschöpfung der dänischen Felder ist eine Umkehrung des Gasflusses vorgesehen. Parallel zur DEUDAN wurde später noch eine 63,5 Kilometer lange Hochdruckleitung mit 36 Zoll von Fockbeck bis Ellund mit Überspeisemöglichkeiten verlegt. Besonders nach dem beschlossenen Kohleausstieg wird das umweltfreundlichere Erdgas noch lange eine bedeutende Rolle bei der Energieversorgung Deutschlands spielen lag der Anteil am Primärenergieverbrauch bei 23,5 Prozent. Zur künftigen Bedarfsdeckung muss neben einem weiteren Ausbau des Leitungssystems wahrscheinlich auch die Einfuhr von Flüssiggas mit LNG-Tankern erfolgen, für die Küstenterminals gebaut werden müssten. Erdöl ist gegenwärtig mit einem Anteil von 34,1 Prozent am deutschen Primärenergieverbrauch der wichtigste Energieträger. Auch bei einem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien wird Erdöl auf absehbare Zeit nicht völlig zu ersetzen sein. Sein Einsatz vor allem im Luft- und Schiffsverkehr, in der chemischen Industrie und bei der Herstellung von Schmierstoffen sind nur einige der Bedarfsschwerpunkte. Fritz Crotogino & Hans-Joachim Dietzel Die sichere Versorgung mit gasförmigen und flüssigen Kohlenwasserstoffen basiert zu einem wesentlichen Teil auf der Speicherung im tiefen geologischen Untergrund. Erdgas wird in ausgeförderten Gas- und Erdöllagerstätten, in Aquiferformationen sowie, insbesondere in Norddeutschland, in gesolten Salzkavernen gespeichert. Rohöl und dessen Produkte werden ebenfalls in Salzkavernen gespeichert. Die untertägig gespeicherten Vorräte reichen für einen Versorgungszeitraum von Wochen bis Monaten. Mit dem Übergang auf erneuerbare Energieträger, vor allem Wind- und Solarstrom, werden Untertagespeicher auch zukünftig benötigt. Überschüssiger Strom kann in Druckluft, Wasserstoff oder»grünes«methan umgewandelt werden. Diese gut speicherfähigen Gase ermöglichen den Ausgleich von fluktuierender Energieerzeugung und verbraucherabhängigem Bedarf, besonders wenn es um große Kapazitäten und Leistungen elektrischer Energie geht, wie z. B. im Fall längerfristiger Dunkelflauten. 1. Einleitung Literatur Untertagespeicher ermöglichen die sichere, umweltfreundliche und wirtschaftliche oder Solarstrom erzeugtem Wasserstoff und Methan an Bedeutung gewinnen. Speicherung großer Mengen gasförmiger Norddeutschland verfügt über zahlreiche Bundesministerium für Wirtschaft und und flüssiger Medien, insbesondere Erdgas Untertagespeicher. Gründe sind vor allem Energie (Hrsg.): Erdgasversorgung in Mineralölversorgung mit Pipelines. Ham- und Erdöl, im tiefen geologischen Unter- die Verfügbarkeit zahlreicher Salzstö- Deutschland, Berlin burg grund (Abb.1). cke zur Anlage großer Salzkavernen Jahrbuch der europäischen Energie- und Nederlandse Aardolie Maatschappij (Hrsg.): Die Anwendungen betreffen in erster Linie die Lage im Schnittpunkt großer Erdgas- Rohstoffwirtschaft 2018, Essen NAM Nieuwsbriefe, Assen/NL die Speicherung von Erdgas zum Ausgleich pipelines Jehle, Christoph: Telepolis. Wo kommt das von eher stetiger Bereitstellung und gro- die Anlandung großer Rohölmengen Gas denn her? Hannover ßen saisonalen Verbrauchsschwankungen über den Tiefseehafen Wilhelmshaven, Landesamt für Bergbau, Energie und Geo- sowie für den Handel. Weiterhin dienen Un- ein wichtiger Knotenpunkt für Um- logie/lbeg (Hrsg.): Erdöl und Erdgas in tertagespeicher der Bevorratung von Rohöl schlag, Lagerung und Durchleitung. der Bundesrepublik Deutschland und Mineralölprodukten. Mit dem Übergang Hannover auf erneuerbare Energieträger wird die Mineralölwirtschaftsverband e. V (Hrsg.): Speicherung von»grünem«, d. h. aus Wind

6 F. Crotogino / H.-J. Dietzel Abb. 1: Untertagespeicher in natürlichen Lagerstätten und in Salzkavernen (DEEP.KBB) 2. Motive für die Speicherung im geologischen Untergrund 2.1. Erdgasspeicherung und mehr ist aus wirtschaftlichen und auch technischen Gründen nur in einem engen Arbeitsbereich von Leitungsdruck und Transportleistung möglich. Zur Anpassung des Bezugs an die Absatzstruktur konnten noch in den 1970er und 1980er Jahren die heimischen Erdgasfelder durch Beschränkung der Förderung auf die Kältemonate genutzt werden. Deren Benutzungsdauer betrug so nur etwa 3000 bis 4000 Stunden im Jahr, also etwa ein Drittel bis zur Hälfte der möglichen Förderdauer. Vor der Liberalisierung des Gasmarktes und der Regulierung der Gasnetze in 2009 musste die Strukturierung der Gasversorgung von den jeweiligen Konzessionsinhabern dargestellt und vor allem finanziert werden. Die Preise für die Bereitstellung von Leistungsspitzen konnten in infrastrukturschwachen Gebieten bis zu 600 DM/m³/h erreichen. Die verbrauchernahe Speicherung von Erdgas zur Spitzenkappung war also eine wichtige Aufgabe der Gasversorgung. Die technischen Lösungen reichten dabei von obertägigen Kugelbehältern über oberflächennahe Röhrenspeicher bis zur untertägigen behälterlosen Speicherung in geeigneten geologischen Formationen und bergmännisch aufgefahrenen Hohlräumen. Seit der Regulierung kann die Deckung der Bedarfsspitzen allerdings zunehmend aus dem Netzverbund dargestellt werden. Der Betrieb von Spitzenspeichern zur Leistungsbereitstellung ist dadurch in vielen Fällen nicht mehr wirtschaftlich. Für den Ausgleich der jahreszeitlichen Bedarfsschwankungen wird ein Gasvolumen in der Größenordnung von etwa 25 Prozent der jährlichen Bezugsmenge benötigt (Abb.2). Das monatliche Leistungsmittel kann dabei im Sommer 10 Prozent und im Winter 200 Prozent der Bezugsleistung betragen. Zur Strukturierung des Jahresbezuges der Bundesrepublik Deutschland von ca. 100 Mrd. Kubikmetern ist demnach ein Speichervolumen von 25 Mrd. Kubikmetern mit einer Spitzenleistung von bis zu 25 Mio. m³/h erforderlich. Diese Speicheranforderungen lassen sich nur im Verbund von mehreren untertägigen Speichern darstellen. In Deutschland sind aktuell laut amtlicher LBEG-Daten insgesamt 49 untertägige Erdgasspeicher in Betrieb, davon 17 Poren- und 32 Kavernenspeicher mit einem nutzbaren Speichervolumen von insgesamt 24,3 Mio. Kubikmetern und einer Leistungsspitze von ca. 28 Mio. m³/h. Mit der Entdeckung und Erschließung der Erdgaslagerstätte Groningen in den Niederlanden zu Beginn der 1960er Jahre, auch unter heutigen Maßstäben noch ein giant gasfield, wurde Erdgas in schnell wachsendem Umfang im Energie- und Wärmemarkt eingesetzt. Obwohl mit der Verwertbarkeit von Erdgas auch die Erschließung der nicht unbeträchtlichen heimischen Erdgaslagerstätten aufgenommen wurde, konnte der wachsende Bedarf nur durch Gasimporte zunächst aus den Niederlanden, dann aus den Gasfeldern der Nordsee und schließlich aus den Gasvorkommen Sibiriens gedeckt werden. Der Anteil der heimischen Produktion am heimischen Verbrauch betrug lange Jahre etwa 20 Prozent und sank bis heute auf unter 10 Prozent (Untertage-Gasspeicherung EEK 2018). Der Import von Erdgas über Leitungen aus Entfernungen von bis zu 1000 Kilometer 2.2. Rohöl und Mineralölprodukte Erdöl, bis auf Weiteres ein wichtiger Energieträger, muss fast vollständig importiert Höhe von ca. 24 Mio. t an Erdöl und Erdöler- 90 Tage; hieraus resultiert eine Menge in werden. Ein Großteil der Anlieferung erfolgt zeugnissen, die in obertägigen Tanks und über Wilhelmshaven, von wo das Öl über vor allem in Salzkavernen gelagert wird. Fernleitungen in das Ruhrgebiet und nach Hamburg geleitet wird. Das Erdölbevorratungsgesetz fordert eine Bevorratung für

7 F. Crotogino / H.-J. Dietzel 2.3. Grüner Wasserstoff und grünes Methan Der Übergang von fossilen auf erneuerbare Energieträger, vor allem Wind- und Solarstrom, erfordert Speicher zum Ausgleich von Erzeugung und Bedarf, wobei langfristig auch Langzeitspeicher mit enormen Kapazitäten bis in den TWh-Bereich benötigt werden. Die Lösung besteht in der elektrolytischen Umwandlung in grünen Wasserstoff und auch grünes Methan und die nachfolgende Speicherung im geologischen Untergrund. Abb. 3.1: Übersichtskarte der Untertagespeicher in Norddeutschland ( LBEG) 3.1. Porenspeicher für Erdgas Abb. 2: Strukturierungsbedarf zur Anpassung von Bezug und Absatz (Beispiel; H.-J. Dietzel) 3. Speicherverfahren Die dominierenden Verfahren zur Speicherung von Gasen und von Flüssigkeiten in die Errichtung von Untertagespeichern an Im Gegensatz zu obertägigen Tanks ist tiefen geologischen Formationen sind die die Verfügbarkeit geeigneter geologischer Speicherung in Formationen gebunden. Bei Salzkavernen ausgeförderten Erdgas- und Öllagerstätten (Erdgas) oder umweltgerechte Entsorgung der beim kommt die Anforderung an die Nutzung Aquiferstrukturen (Erdgas) Bau erzeugten Sole hinzu. Abbildung 3.1 künstlich erstellten Salzkavernen (diverse Gase und nicht wasserlösliche Norddeutschland (Stand 2018) zeigt eine Karte aller Untertagespeicher in Flüssigkeiten) Historie Der erste europäische Untergrundspeicher wurde bereits 1953 in Engelbostel bei Hannover in einem Aquifer in Betrieb genommen; es folgte der Speicher Reitbrook bei Hamburg in der Gaskappe einer fördernden Erdöllagerstätte (Brecht 1976). Mit dem Ende der 1960er Jahre rasch ansteigenden Anteil von Erdgas am deutschen Wärmemarkt wurde die Anpassung des strukturierten Absatzes an einen möglichst gleichmäßigen Gasbezug erforderlich. Neben dem Ausgleich der saisonalen Bedarfsschwankung erlangte im kommunalen Wärmemarkt die Strukturierung von Leistung auf Stundenbasis zunehmend an Bedeutung, sodass die Strukturierung der Gasversorgung bei dem steigendenden Anteil von Importgas durch die Flexibilität der heimischen Gasförderung nicht mehr vollständig geleistet werden konnte. Zur Zwischenspeicherung von Gasüberschuss einerseits und Deckung von Bedarfsspitzen andererseits waren großvolumige Speicher erforderlich. Da zunächst noch keine ausgeförderten Gaslagerstätten zur Wiederbefüllung verfügbar waren, wurden mit den sog. Aquiferspeichern»künstliche«Gaslagerstätten in geeigneten Formationen

8 F. Crotogino / H.-J. Dietzel geschaffen. Der erste großvolumige Aquiferspeicher wurde in den 1970er Jahren in Kalle im Westemsland zur Strukturierung der Gasversorgung des Ruhrgebietes gebaut. In den 1990er Jahren konnte in der Erdgaslagerstätte Rheden, die sich neben einem großen Speichervolumen von ca. 4,4. Mrd. Kubikmeter auch durch die erforderlich hohe Förderleistung auszeichnet, ein Gasspeicher von europäischer Bedeutung an einem Knotenpunkt transnationaler Gasleitungen angelegt werden Porenraum der Sedimente Mit dem Porenraum der Sedimente wird der Raum zwischen den abgelagerten Sandkörnern, Tonpartikeln und anderen Gesteinsbruchstücken bezeichnet. Das Verhältnis des freien Porenraumvolumens zu dem gesamten Gesteinsvolumen wird als Porosität bezeichnet. Zusammen mit der Permeabilität, d. h. mit der Durchlässigkeit des vernetzten Porensystems, lässt sich die Speicherfähigkeit eines Gesteins beschreiben. Wenn auch die natürlichen Gaslagerstätten als Vorbild für einen Porenspeicher siehe Abbildung 3.2 gedient haben, gibt es Einhergehend mit der Liberalisierung der Gasversorgung und der Regulierung der immer dichter werdenden Gasnetze nahm die Bedeutung kleiner Speicher für die regionale Gasversorgung immer weiter ab, sodass ab etwa dem Jahr 2000 kaum noch in die Planung neuer Porenspeicher in Norddeutschland investiert wurde; wegen der spezifisch hohen Betriebskosten wurden unwirtschaftliche Anlagen sogar außer Betrieb genommen. einen wesentlichen Unterschied zwischen Speicher und Lagerstätte: Während die Gaslagerstätte über eine Lebensdauer von etwa 30 bis 40 Jahren ausgefördert wird, muss das aktive Speichervolumen, das sog. Arbeitsgas, in einem Bruchteil der Zeit, in nur 1000 bis 3000 Stunden, entnommen und in ca Stunden wieder eingelagert werden können. Die Voraussetzungen für einen wirtschaftlichen Betrieb von Porenspeichern sollen nachstehend erläutert werden. Abb. 3.2: Erdgasspeicher in einer Lagerstätte (DEEP. KBB) Voraussetzungen für die Installation von Porenspeichern Bei der Nachnutzung von natürlichen Erdgas- und in Ausnahmefällen auch Erdöl-La- Speicher zum Ausgleich der saisonalen Ver- Transportleitungen zu erreichen, sollte ein gerstätten ist die Speicherfähigkeit einer brauchsschwankungen zwischen der Ferntransportleitung und dem engmaschigen Gesteinsstruktur grundsätzlich bereits nachgewiesen und bekannt. Allerdings ist die geographische Lage der Struktur im Hinblick auf Aus der Aufgabe des Speichers lassen sich Verteilungssystem positioniert sein. die Entfernung zu den möglichen Nutzern sowie auf die Nutzungsart des geplanten Speicherbetrieb ableiten: die Darstellung von zwei weitere Voraussetzungen für den Speichers von Bedeutung. Leistungsspitzen erfordert eine hohe Auslagerungskapazität über das gesamte Nutzvo- Der Transport von nur kurzfristig benötigter Spitzenleistung ist teuer und wird mit lumen des Speichers, während der saisonale steigender Entfernung immer unwirtschaftlicher. Ein Speicher zur Abdeckung von Leisderater Auslagerungskapazität erfordert. Ausgleich ein großes Nutzvolumen bei motungsspitzen sollte daher möglichst nahe an Das Nutzvolumen eines Speichers wird als den Verbrauchern liegen, um die Transportwege kurz halten zu können. Anteil des Speicherinhaltes zur Aufrechter- Arbeitsgas, der im Speicher verbleibende Um trotz der saisonalen Verbrauchsschwankungen eine Vergleichsmäßigung gases erforderlichen Druckes als Kissengas haltung des für die Entnahme des Arbeits- des Gasstromes in den überregionalen bezeichnet Speicher in ausgeförderten Erdgaslagerstätten Erschlossene Erdgaslagerstätten erfüllen Dennoch gibt es einige Gründe, die die Einrichtung eines Speichers in einer bestehen- von vornherein wichtige Voraussetzungen für die Nachnutzung als Erdgasspeicher: den Gaslagerstätte behindern können: Die Ausdehnung der gasführenden Struktur ist durch die Erschließung der Lagerdeutsam für die Gasversorgung einer Re- Die Größe der Lagerstätte kann noch bestätte bekannt. gion sein; damit kann sie den saisonalen Die Größe des initialen und aktuellen Gas- Ausgleich durch Minderförderung selbst inhaltes der Lagerstätte ist bestimmt. darstellen. Für die Bereitstellung von Bedarfsspitzen ist die Anbindung über eine Das bekannte dynamische Verhalten der Lagerstätte kann als Basis für die Planung eines Speichers genutzt werden. schränkt. Transportleitung in der Leistung einge- Die Dichtheit der Speicherstruktur ist Die Durchlässigkeit des Speichergesteins der Lagerstätte ist zu gering, um durch die Existenz der Gaslagestätte über geologische Zeiträume nachgewiesenschlagsgeschwindigkeit mit einer die für einen Speicher erforderliche Um- wirt

9 F. Crotogino / H.-J. Dietzel schaftlich vertretbaren Anzahl von Bohrungen darzustellen. vermindert. Insbesondere ein Anteil von Energieinhalt bei der Durchmischung Das originäre Lagerstättengas hat eine Schwefelwasserstoff müsste dem auszulagernden Speichergas zunächst wieder Zusammensetzung, die von dem einzuspeichernden Gas wesentlich abweicht entzogen werden. und dieses in seiner Qualität und seinem Speicher in Aquiferstrukturen Sind im Bereich eines geplanten Speichers ein sehr großes Aquifervolumen, um ein wirtschaftliches keine geeigneten Kohlenwasserstofflagerstätten Speichervolumen zu realisieren. zur Umnutzung vorhanden oder verfügbar, kann auch in einer geeigneten Aquiferstruktur, die Im Laufe der Exploration auf Erdöl- und Erdgasvorkommen als»nichtfündig«angetroffen wurde, ein Gasspeicher als»künstliche«lagerstätte angelegt werden. Der Porenraum ist in diesen Formationen noch mit dem ursprünglichen Wasser der Sedimentablagerung und Gesteinsbildung gefüllt. Diese Wasserfüllung ist über die gesamte Erstreckung der Ablagerung einer Formation vorhanden und untereinander verbunden. Eine solche Wasser führende Schicht wird als Aquifer bezeichnet. Aquifere können extrem groß sein, so dass die Gasinjektion zu keinem merklichen Druckanstieg führt. In der Regel ist das Volumen aber begrenzt, so dass die Injektion die Kompression des Porenwassers erfordert; aus der sehr geringen Kompressibilität des Wassers resultiert Der sichere Einschluss des Speichergases in der vorgesehenen Gesteinsformation muss sowohl in der Fläche als auch gegenüber den überlagernden Schichten dauerhaft gewährleistet sein. Hierzu muss zunächst eine überzeugende Begründung dafür gefunden werden, warum die ausgewählte Formation und Struktur nicht bereits mit Gas gefüllt ist, obwohl die Aufsuchung der Struktur in einer gashöffigen Region erfolgte und in ähnlichen Strukturen Gaslagerstätten angetroffen worden sind. In der Praxis werden Aquiferspeicher in glockenförmigen Strukturen eingerichtet, siehe Abb Das Gas wird im Topbereich der Struktur eingepresst und das Wasser nach außen verdrängt. Die Dichtheit des Speichers basiert zunächst auf der Dichtheit der überlagernden Deckschicht. Zur Gewährleistung der arealen Dichtheit darf das Gas den spill point, den unteren Rand der Glocke, nicht erreichen Speicherbetrieb Die Anbindung eines Erdgasspeichers an portes. Das angelieferte Gas muss daher Transportleitungen erfolgt in dem sehr in dem obertägigen Betrieb des Speichers engen Druckbereich des Leitungstrans- auf den Speicherdruck komprimiert und bei der späteren Entnahme wieder auf den Leitungsdruck entspannt werden. Während der Einlagerung in Porenspeichern sättigt sich das Gas unter der Formationstemperatur mit Porenwasser bis zur Sättigungsgrenze auf und kommt bei der Ausspeicherung als»nassgas«zutage. Für den Transport muss das Gas dann auf die in der Leitung zu erwarteten Druck- und Temperaturbedingungen getrocknet werden Salzkavernen Historie Nachdem in Deutschland 1962 die DEA die erste Kaverne für flüssiges Butan in Heide in Angriff genommen hatte, begann sie 1966 in Kiel mit dem Bau der ersten m³ großen Gaskaverne damals noch für Stadtgas (Kühne 1972). Die Entwicklung großer moderner Gaskavernen startete Anfang der 1970er Jahre mit den Speicherprojekten Huntorf bei Oldenburg und Nüttermoor bei Leer durch die EWE (ehemals Energieversorgung Weser-Ems AG). Gründe für die Entwicklung der Gasspeicherung auch in Salzkavernen: Ausgeförderte Lagerstätten, die zur Umrüstung in Speicher geeignet waren, standen anfangs nicht zur Verfügung bzw. wurden von Betreibern später selbst genutzt. Gleichzeitig existierten geeignete Salzformationen im Versorgungsgebiet der EWE und später auch anderer regionaler Energieversorger. Neben einem kontinuierlichen Zubau an Erdgaskavernen kam es in den Folgejahrzehnten zu zwei größeren Schüben für Neuinves- Die obertägigen Förder- und Einspeicheranlagen müssen auf wechselnde Betriebszustände schnell und sicher reagieren können, um eine höchstmögliche Flexibilität des Speichers zu gewährleisten. Dabei müssen sowohl Raten als auch Mengen des Ein- und Ausspeicherns genau gemessen werden, um über eine ausgeglichene Mengenbilanz die Dichtheit des Speichers prüfen zu können. titionen: in den 1990er Jahren in Etzel nahe Wilhelmshaven als Ausfallsicherung für die Gasanlieferung aus Norwegen und ab etwa 2005 als Folge der Liberalisierung des Gasmarktes. Die zunehmende Anforderung an Flexibilität beim Speicherbetrieb führte in den letzten Jahren zu einer Verschiebung von Porenspeichern auf die wesentlich schneller reagierenden Kavernenspeicher (Albus 2019). Wie erwähnt, wurde bereits 1962 eine erste Kaverne für Flüssiggas in Heide errichtet. Eine wesentlich größere Rolle spielte allerdings in den nachfolgenden Jahren die Verpflichtung der Importeure und Raffineure zur Bevorratung von Rohöl und Mineralölprodukten. Hierzu wurde 1968 die NWKG (Nord-West-Kavernengesellschaft mbh) gegründet heute eine Gesellschaft des EBV (Erdölbevorratungsverband). Die NWKG betreibt in Rüstringen bei Wilhelmshaven und an drei weiteren Standorten insgesamt 59 Kavernen

10 F. Crotogino / H.-J. Dietzel Unabhängig hiervon beschloss die Bundes- insgesamt 33 Kavernen mit einem mittleren der Zugangsbohrung. Nach erfolgreicher regierung bereits 1965, zusätzlich die sog. Volumen von je Kubikmeter erstellt; Durchführung wird die Kaverne mit einer Bundesrohölreserve von 10 Mio. t anzule- die Befüllung erfolgte von 1975 bis Fördertour für den nachfolgenden Spei- gen. Für die Planung und den Bau gründe- Von dem in diesem staatlich geförderten cherbetrieb komplettiert. Der nach unten ten die damaligen Konzerne Salzgitter und Mammutprojekt erarbeiteten Knowhow pro- verschlossene Ringraum zum einzemen- Preussag die KBB (Kavernen-Bau und Be- fitiert die deutsche Kavernenindustrie noch tierten Casing ermöglicht später den per- triebs GmbH). Auf dem Salzstock Etzel bei heute beschloss die Bundesregierung manenten Nachweis der Dichtheit der Boh- Wilhelmshaven wurden von 1971 bis 1973 allerdings den Verkauf der Reserve. rung. Bei Gaskavernen wird zusätzlich ein Untertagesicherheitsventil installiert, das Soltechnische Erstellung im Fall einer Beschädigung des Kavernenkopfes automatisch schließt und somit ein unkontrolliertes Austreten des Gases ver- Salzkavernen werden über eine Bohrung von währleisten später im Speicherbetrieb die hindert. der Tagesoberfläche im Salzgestein erstellt Dichtheit. Nach der Auswertung von Boh- Im Zuge der Erstbefüllung verdrängt das und betrieben. Ermöglicht wird dies durch rungsdaten und Gesteinsproben erfolgt die Speicherprodukt die Sole über eine tem- folgende besondere Eigenschaften des Salz- Auslegung der Kavernen hinsichtlich Teu- poräre Rohrtour nach obertage. Die Zeit- gesteins: fenlage, Geometrie und Betriebsparameter. dauer für die Erstellung einer typischen Hohe Löslichkeit in Wasser Vorausset- Für den Solprozess wird die Bohrung mit Kubikmeter Kaverne beträgt insge- zung für das»solen«einer Kaverne zwei konzentrisch angeordneten Rohrtou- samt etwa vier bis fünf Jahre. Dichtheit gegenüber Gasen und Flüssigkeiten auch bei hohen Drücken ren ausgerüstet, die die Injektion des Frischwassers und gleichzeitig die Verdrän- Abb. 3.3: Solen einer Salzkaverne (direkte Fließrichtung; DEEP.KBB). Hohe Festigkeit und viskoplastisches gung der erzeugten Salzsole nach obertage Verformungsverhalten Voraussetzung für den Bau von Salzka- ermöglichen (Abb. 3.3). Die gezielte Variation von Fließrichtung, Rate, Absetzteufen Speicherbetrieb vernen ist zunächst die Verfügbarkeit ei- der Rohre und des Blankets ermöglicht ner Salzformation ausreichender lateraler die Erstellung der Kaverne in dem vorge- Der Betrieb von Gaskavernen entspricht verzichtet werden, indem z. B. Wasser an- Ausdehnung, Mächtigkeit und Reinheit. gebenen Rahmen. Zwischenzeitlich kann weitgehend dem von Porenspeichern (sie- stelle von Sole zur Verdrängung des Rohöls Norddeutschland verfügt wie keine ande- der Solfortschritt über eine an einem Kabel he Kap ). Auch in einer Kaverne erfolgt genutzt wird. Der hieraus resultierende re Region in Europa über eine große Zahl eingelassene Echosonde bestimmt werden. eine, wenn auch geringere, Aufsättigung Hohlraumzuwachs von 15 Prozent wird bei Salzstöcke in geeigneter Teufenlage. Eine Jeder Kubikmeter gewonnener Kavernen- des trockenen Gases durch den Kontakt mit strategischen Speichern, die für maximal weitere Anforderung ist die Möglichkeit, die raum resultiert in ca. 8 Kubikmeter Salzso- der Sole im Kavernensumpf. fünf Umschläge ausgelegt sind, bewusst in beim Solprozess entstehende Salzsole in- le; diese kann sowohl zur Salzgewinnung Gering kompressible Flüssigkeiten wie Kauf genommen. dustriell zu nutzen oder zumindest umwelt- oder in der chemischen Industrie als Roh- Rohöl oder Mineralölprodukte werden bei Anstelle der Verdrängung des flüssigen freundlich entsorgen zu können. stoff genutzt werden als auch zur Flutung der Befüllung in die solegefüllte Kaverne Produkts durch Sole oder Wasser können Ist eine geeignete Lokation gefunden, wird aufgelassener Kaligruben; alternativ wird gepumpt und verdrängen dabei die Sole in Ausnahmefällen bei atmosphärisch be- eine Bohrung bis tief in die Salzformation die Sole auch im Brackwasserbereich von nach obertage. Für die Entnahme wird das triebenen Kavernen in geringer Teufe auch abgeteuft, in welche teleskopartig ange- Flüssen wie Weser und Ems oder direkt in Produkt mit Sole aus einem obertägigen Tauchpumpen eingesetzt werden. ordnete Rohrtouren einzementiert werden. der Nordsee umweltgerecht entsorgt. Solependelbecken wieder nach obertage Diese sog. Casings sichern die Bohrung Hat die Kaverne ihr Endvolumen erreicht, verdrängt. Bei strategischen Speichern zur gegen das umgebende Gestein und ge- erfolgt ein aufwendiger Dichtheitstest Notfallversorgung kann auf ein Solebecken

11 F. Crotogino / H.-J. Dietzel 4. Zukünftige Bedeutung von Untergrundspeichern beim Übergang auf Erneuerbare Energieträger Mit dem zunehmenden Anteil von Wind- und Solarstrom stellt sich die Frage, wie die Stromversorgung in Zeiten geringen Aufkommens an Wind und/oder Sonnenschein gesichert werden kann. Mit dem Abschalten der Kernkraftwerke und dem geplanten Auslaufen von Kohlekraftwerken verbleibt als Lösung vor allem die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken. Nur Erdgas oder auch grüner Wasserstoff oder grünes Methan erlauben die Speicherung von Energiemengen im hohen GWh-Bereich, die in Zeiten einer Dunkelflaute von Stunden bis hin zu mehreren Tagen für Ersatzleistung benötigt werden (Crotogino 2019). Abb. 4.1 zeigt Stromverbrauch und -Erzeugung im deutschen Netz während einer Dunkelflaute von etwa zwei Tagen Ende Januar 2018 (Agora Energiewende). Ohne Kernkraft- und Kohlekraftwerke müssten zukünftig in dieser Zeit vorrangig Gaskraftwerke den Mangel an Wind- und Solarstrom kompensieren. Zur Bevorratung der dann benötigten Energiemengen zur Veranschaulichung das große Rechteck entsprechend 2400 GWh eignen sich in erster Linie Untergrundspeicher für Erdgas, grünen Wasserstoff oder grünes Methan und weniger Batterien oder selbst Pumpspeicher mit derzeit nur 40 GWh Kapazität in Deutschland. die erforderlichen Gasmengen für Flauten, für Extremwetter-Perioden oder Ausfallzeiten nur in unterirdischen Gasspeichern vorgehalten werden können, siehe violettes Rechteck»H2«(Kapazität einer Kaverne). Literatur Inwieweit Wasserstoff auch in natürlichen Lagerstätten gespeichert werden kann, wird derzeit noch erforscht, die Speicherung in Salzkavernen ist bereits Stand der Technik. Abb. 4.1: Stromverbrauch und Erzeugung während einer zweitägigen Dunkelflaute (DEEP.KBB) Es ist derzeit kaum vorhersagbar, aus han die mittel- bis langfristig benötigten welchem Mix an fossilem Erdgas, grünem Wasserstoff oder auch grünem Met- erzeugt werden sollen. Sicher ist aber, Backup-Leistungen an elektrischer Energie dass Agora Energiewende, Agorameter (URL: < Albus, R. u. a.: Gas. In: BWK, Heft 6, 2019, 95. Brecht, Chr.: Gasspeicherung in Poren- und Kavernenspeichern. In: Erdöl und Kohle Erdgas Petrochemie, Bd. 29, H. 11, 1976, 502. Crotogino, F.: Großspeicher für grünen Strom im Untergrund. In: VDI-Zeitschrift Technik und Leben, Heft 4, 2019, 5. Kühne, G.: Bau von Kavernen in Salzstöcken. In: OEL-Zeitschrift für die Mineralwirtschaft 8, 1972, 227. Untertage-Gasspeicherung in Deutschland. In: Erdöl, Erdgas, Kohle, 134 Jg. 2018, Heft

12 Autoren Redaktion Autoren Redaktion Dr. Bernd-Rüdiger Altmann Schmuckshöhe 4b Hamburg Dipl.-Ing. Fritz Crotogino DEEP.KBB GmbH Baumschulenallee Hannover Dr.-Ing. Hans-Joachim Dietzel Ahornweg Lingen Prof. Dipl.-Ing. Gerd Grotewold Aachener Str Hannover Dipl.-Ing. Helmut Heinemann Ringstraße Nienhagen helmutheinemann@vodafone.de Dipl.-Ing. Holger Hüneke Louis-Mendelssohn-Straße Lingen holger.hueneke@t-online.de Dr. Michael Kosinowski Zur Marsch Eickeloh kosinowski@web.de Dipl.-Geol. Stefan Ladage Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) Stilleweg Hannover stefan.ladage@bgr.de Dipl.- Ing. Jürgen Noltze Sallohweg Lachendorf j.noltze@yahoo.com Thor Növig GeoEnergy Celle e. V. Hannoversche Straße 30 a Celle thor.noevig@geoenergy-celle.de Prof. Dr. Kurt M. Reinicke Institut für Erdöl- und Erdgastechnik TU Clausthal Agricolastraße Clausthal-Zellerfeld kurt.m.reinicke@tu-clausthal.de Dipl.-Ing. Hubertus Schöneich Liekweger Str Nienstädt hubertus.schoeneich@teleos-web.de Prof. Dr.-Ing. Dr. h. c. mult. Friedrich-W. Wellmer Neue Sachlichkeit Hannover fwellmer@t-online.de Dr. Oliver Werner Leibniz Universität Hannover Institut für Didaktik der Demokratie Königsworther Platz Hannover werner@idd.uni-hannover.de Stefan Wittke Kreuzkamp 9c Lehrte s.wittke@t-online.de Dr. Arno Brandt Regionalberatung Am Speicher Lüneburg Tel.: dr.arno.brandt@mailbox.org Prof. Dr. Roland Czada Universität Osnabrück Seminarstr Osnabrück roland.czada@uni-osnabrueck.de Prof. Dr. Rainer Danielzyk Akademie für Raumforschung und Landesplanung (ARL) Leibniz-Forum für Raumwissenschaften Hohenzollernstraße Hannover Tel.: danielzyk@arl-net.de Prof. Dr. Lothar Eichhorn Egestorffstr Hannover eichhorn@htp-tel.de Dr. Rainer Ertel Auf dem Emmerberge Hannover u.ertel@hotmail.de Prof. Dr. Dietrich Fürst Westermannweg Hannover Tel.: dietrich.fuerst@t-online.de 1. Verbandsrätin Manuela Hahn Regionalverband Großraum Braunschweig Frankfurter Str Braunschweig Manuela.Hahn@regionalver band-braunschweig.de Dr. Ansgar Hoppe Göbelstraße Hannover Tel.: ansgar.hoppe@arcor.de Prof. Dr. Hansjörg Küster Universität Hannover Institut für Geobotanik Nienburger Straße Hannover Tel.: kuester@geobotanik.unihannover.de Prof. Dr. Ingo Mose Universität Oldenburg Carl-von-Ossietzky-Str Oldenburg ingo.mose@uni-oldenburg.de Alexander Skubowius Region Hannover, Fachbereit Wirtschafts- und Beschäftigungsförderung Haus der Wirtschaftsförderung Vahrenwalder Straße Hannover Tel.: alexander.skubowius@regionhannover.de Dr. Nadja Wischmeyer Mittelbrink Niedernwöhren Tel.: post@al-mazraawi.de Dr. Stephan A. Lütgert M. A. Deutsches Erdölmuseum Wietze Schwarzer Weg Wietze luetgert@erdoelmuseum.de

13 Impressum Verantwortlich für die Ausgabe: Dr. Stephan A. Lütgert M.A., Prof. Dr. Hansjörg Küster Herausgegeben von der Wissenschaftlichen Gesellschaft zum Studium Niedersachsens e. V. Gefördert aus Mitteln des Landes Niedersachsen Wachholtz Verlag, Kiel/Hamburg Wissenschaftliche Gesellschaft zum Studium Niedersachsens e. V., Hannover Das Werk, einschließlich aller seiner Teile, ist urheberrechtlich geschützt. Jede Verwertung ist ohne Zustimmung des Verlags unzulässig. Das gilt insbesondere für Vervielfältigungen, Übersetzungen, Mirkoverfilmungen und die Einspeicherung in elektronischen Systemen. Gesamtherstellung: Wachholtz Verlag Printed in Germany Titelbild: Hansjörg Küster ISBN ISSN Preis pro Einzelheft: 22,00 (D) 22,60 (A) 23,30 sfr (CHF) Besuchen Sie uns im Internet: 192