NUA-Forum: Neue Formen der Gewinnung fossiler Energien 20. November 2013, Oberhausen Unkonventionelle Erdgasförderung Fracking als Teil einer Gesamtstrategie Dr. Werner Zittel Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH, Ottobrunn Werner.Zittel@LBST.de
Der Beitrag des Fracking in den USA Die Hoffnungen in Europa Die Situation in Deutschland Strategische Aspekte - Zusammenfassung
Grundlegende Trends - Klimapolitik - Peak Oil
Weltweite CO 2 -Emissionen Mt CO 2 40000 35000 30000 25000 + 50 % 20000 15000 10000 5000 0 1965 1985 2005
Weltweite CO 2 -Emissionen Mt CO 2 40000 35000 Rezession 30000 25000 20000 15000 10000 5000 Rezession Rezession 0 1965 1985 2005
Klimawandel und Wirtschaftswachstum Ungelöster Widerspruch unserer Gesellschaft Mtoe/a (Mio. Tonnen Öläquivalent/Jahr) 20000 15000 Weiter so wie bisher: notwendig für Wirtschaftswachstum 10000 sonstige 5000 0 Kohle Gas Öl 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 Quelle: BP Statistical Review of World Energy Emissionsreduktion: Notwendig zur Verlangsamung der Klimaveränderung Voraussetzung für bisheriges Wachstum: billige und reichliche fossile Energiequellen!
$/Barrel Ölpreisentwicklung 150 120 90 Ölpreis (inflationsbereinigt) Ölpreis (in festen Preisen) 60 30 0 1960 1970 1980 1990 2000 2010 Jahr Quelle: Nymex, US First Purchase Price, BP Statistical Review 2012
The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 R/P = Reichweite der Reserven bei konstantem Verbrauch Mt/a (Mio. Tonnen Öl/Jahr) 5000 4000 Beispiel R/P = 40 Jahre 3000 R=Reserven P=Produktion 2000 1000 R/P=40 0 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060
The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 R/P ist nicht relevant, sondern das Fördermaximum Mt/a (Mio. Tonnen Öl/Jahr) 5000 4000 3000 Beispiel R/P = 40 Jahre R/P = Reichweite der Reserven R=Reserven P=Produktion 2000 1000 R/P=40 0 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060
The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 R/P ist nicht relevant, sondern das Fördermaximum Förderausweitung am Maximum = später fehlendes Erdöl Mt/a (Mio. Tonnen Öl/Jahr) 5000 4000 3000 Beispiel R/P = 40 Jahre R/P = Reichweite der Reserven R=Reserven P=Produktion 2000 1000 R/P=40 0 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060
The World s Oil Supply 1930 2050 C.J. Campbell, J. Laherrere, Petroconsultants 1995 R/P = Reichweite der Reserven bei konstantem Verbrauch Erhöhung der Reserven verschiebt das Maximum nur wenige Jahre Mt/a (Mio. Tonnen Öl/Jahr) 5000 4000 3000 2000 1000 Beispiel R/P = 40 Jahre R/P=40 R/P=60 Jahre R/P = Reichweite der Reserven R=Reserven P=Produktion 0 1920 1940 1960 1980 2000 2020 2040 2060
Erdgas Globale/Regionale Trends - In den USA geht die konventionelle Erdgasförderung zurück - Schiefergas ein Game Changer? - In Europa geht die Gasförderung seit 2000 zurück - Die Importabhängigkeit steigt - Die mögliche Erschließung von unkonventionellem Erdgas wird hierauf keinen Einfluss haben
Fracking in den USA Die Energierevolution in den USA spiegelt eher die Verzweiflung der Firmen: Man versucht, die Not zur Tugend zu erheben. Das Endspiel um die letzten Ressourcen wird zu Hause ausgetragen Dennoch hat sie für einige Jahre für eine Ausweitung der Förderung gesorgt doch das ist keine langfristige Lösung: - Die Abhängigkeit wurde nochmals erhöht - Die Reaktionszeit für eine Umstrukturierung wurde verschoben - Der zeitliche Spielraum für eine Umstrukturierung wurde verkürzt - Große Geldmengen wurden nochmals in den status quo investiert und nicht in notwendige Innovationen zur Reduktion der Abhängigkeit World Energy Outlook 2013: LTO (=light tight oil) shakes the next 10 years but leaves the longer term unstirred
Ludwig-Bölkow Stiftung Was ist Fracking? - Was ist unkonventionelles Erdgas? - Die Technologie des Fracking - Der Aufwand des Fracking - Die Umweltauswirkungen - Kosten? - Der Erfolg (typisches Gasförderprofil)
Konventionelle und unkonventionelle Gaslagerstätten Ludwig-Bölkow Stiftung
Querschnitt durch eine Fördersonde während des hydraulic frackturing Ludwig-Bölkow Stiftung
Erschließung eines Shalegas-Feldes Vorbereitungen: Ludwig-Bölkow Stiftung Straßen für schwere Lastwagen Präparation eines Bohrplatzes (~5000-10000 m²) Von einem Bohrplatz aus können mehrere Bohrungen erfolgen Je Bohrung werden mehrere Mio. Liter Wasser benötigt Sand zum Offenhalten der Klüfte wird benötigt (1-10%) Chemikalien (0,1-1% müssen angeliefert werden) Container oder Becken für das Frischwasser Container und Becken für dasfrack-wasser) In Mitteleuropa wird das Frac-Wasser wieder im Untergrund verpresst Ca. 1000 Lkw-Fahrten pro Bohrstelle
Draft SGEIS, 30. Sep. 2009 Vorbereitung eines Bohrplatzes Ludwig-Bölkow Stiftung
Erdgasförderung mit Frac-Verfahren Bohrung Leer Z4, Gaz de France 2005 Niedersachsen LBEG 2007
Tight Gas-Feld in USA
Weniger Bohrplätze, mit mehr Bohrungen ~1-6 km Quelle: Tyndall 2010
Die reinen Bohrkosten liegen in den USA bei 5 10 Mio US$ Quelle: US-DOE, A. Berman
aber
Schwerlastverkehr wg. Eagle Ford Shale, Texas Schwerlastfahrten je Sonde: 1184 Trucks bis zum Förderbeginn 353 Trucks pro Jahr während Förderphase 997 Trucks alle 5 Jahre für Re-fracking Quelle: Eagle Ford Shale Task Force Report 2013 Quelle: M. Montemayor 2012 Abschätzung bei 0,5 l/km Spritverbrauch: 6700 Fahrten a 50l ~335.000 m³ (Energieinhalt von Erdgas) ~1-10% des Energieinhaltes des geförderten Gases)
Schäden des Schwerlastverkehrs wg. Eagle Ford Shale, Texas Quelle: M. Montemayor 2012
Pipeline-Verteillager im Interstate Highway 35 in La Salle, Texas Quelle: M. Montemayor 2012
Quelle: Schlumberger Ludwig-Bölkow Stiftung Warum Chemikalien?
Warum Chemikalien? Primäre Ziele sind: 1. Das Öffnen von Klüften durch Wassereinpressung 2. Das Verhindern des Schließens der Klüfte bei Entspannung 3. Ein möglichst großer Oberflächenkontakt, um eine akzeptable Gasförderrate zu erzielen Das Wasser soll kaum Bakterien enthalten (Verklumpung) (Biozide) Stützmittel werden dem Wasser beigemischt (z.b. Quarzsand) Die Zähigkeit des Wassers wird erhöht, um die Stützmittel gleichmäßig zu verteilen ( Gelling Agents ) Die Reibung des Gels soll reduziert werden ( Friction Reducer ) Die Oberflächenspannung soll erhöht werden ( surfactants ) Korrosion des Bohrgestänges soll reduziert werden (Corrosion inhibitor) Das Gel soll bei Entspannung zusammenbrechen, um die Fließfähigkeit des Wassers zu erhöhen ( Breaker )
Besorgter Brief wg. des Sandabbaus in Wisconsin, Iowa und Minnesota May 28, 2013 Dear Members of the Illinois General Assembly, With great alarm, we, the undersigned your neighbors in Wisconsin, Iowa, and Minnesota are watching as the Illinois General Assembly considers a regulatory bill that would serve to open your state up to largescale, high volume hydraulic fracturing, or fracking. While sand and gravel mining have long been part of our local economies, we have never before witnessed the removal of vast quantities of this specialized silica or quartz sand at this scale, scope, and intensity. The demand for frac sand is literally changing the contours of our surroundings. The hills, ridges, and bluffs themselves are or will be vanishing as over 120 mines are opened or in various stages of permit currently. http://www.iatp.org/documents/letter-to-the-illinois-general-assembly-opposing-expansion-of-fracking
J. Tittle, www.thepriceofsand.com
Umweltbelastungen aus der unkonventionellen Gasförderung in den USA Luftemissionen: - Benzol (Texas) - Hohe VOC Emissionen (Belastung in Texas größer als an Flugplätzen) - CO 2 (Antrim Shale) - Anwohner klagen über Kopfschmerzen (keine Einzelfälle), - direkte Kontamination bei blow-out - Schwerlastverkehr im ländlichen Raum (Straßenbelastung, Emissionen) Gewässerbelastung: - Mehr als 1000 lokal nachgewiesene Wasserverunreinigungen/TEDX - EPA-Strichproben zeigen25% der untersuchten Wasserquellen sind belastet - Gas, BTEX im Trinkwasser (Pennsylvania, Texas) - Abwasser teilweise radioaktiv und mit Schwermetallen belastet (Marcellus Shale) - Versalzung von Flüssen (Pennsylvania) - Korrosion von Industrieanlagen (Pennsylvania) Lärmbelästigung: Landschaftsverbrauch: - Bohranlagen - Bohrplätze - Abwasserteiche Bodenbelastung: - Frischwasserteiche - Unkontrollierte Diffusion im Untergrund - Straßenbau - Seismische Aktivität nimmt zu -Sandabbau
Was sind die Erfolge? Bisher nur in den USA nennenswerte Förderung Das hat gute Gründe!
Shalegas-Vorkommen in den USA Quelle: US-EIA
Typische Förderprofile von US shale gas Förderbohrungen Mio. m³/jahr Quelle: US Annual Energy Outlook 2012, US-EIA Juni 2012
Beispiel: Erschließung eines Feldes mit 1 Sonde/Monat und 5%p.m. Förderrückgang 2500 2000 ~60.000 m³/tag~24 Mio. m³/jahr 1500 1000 ~30.000 m³/tag ~12 Mio. m³/jahr 500 12 24 36 48 60 72 Daten: US-EIA, Okt 2009, State of Arkansas, Oil and Gas Commission, May 2010 Texas Railroad Commission, May 2010, Goodman 2008 Monate
Beispiel: Erschließung eines Feldes mit 1 Sonde/Monat und 5%p.m. Förderrückgang 2500 2000 ~24 Mio. m³/jahr 1500 1000 500 12 24 36 48 60 72 Daten: US-EIA, Okt 2009, State of Arkansas, Oil and Gas Commission, May 2010 Texas Railroad Commission, May 2010, Goodman 2008 Monate
Beispiel: Erschließung eines Feldes mit 1 Sonde/Monat und 5%p.m. Förderrückgang 2500 2000 ~24 Mio. m³/jahr 1500 1000 500 12 24 36 48 60 72 Daten: US-EIA, Okt 2009, State of Arkansas, Oil and Gas Commission, May 2010 Texas Railroad Commission, May 2010, Goodman 2008 Monate
Beispiel: Erschließung eines Feldes mit 1 Sonde/Monat und 5%p.m. Förderrückgang 2500 2000 ~24 Mio. m³/jahr 1500 1000 500 12 24 36 48 60 72 Daten: US-EIA, Okt 2009, State of Arkansas, Oil and Gas Commission, May 2010 Texas Railroad Commission, May 2010, Goodman 2008 Monate
Beispiel: Erschließung eines Feldes mit 1 Sonde/Monat und 5%p.m. Förderrückgang 2500 2000 ~24 Mio. m³/jahr 1500 1000 500 12 24 36 48 60 72 Daten: US-EIA, Okt 2009, State of Arkansas, Oil and Gas Commission, May 2010 Texas Railroad Commission, May 2010, Goodman 2008 Monate
Beispiel: Erschließung eines Feldes mit 1 Sonde/Monat und 5%p.m. Förderrückgang 2500 2000 ~24 Mio. m³/jahr 1500 1000 500 12 24 36 48 60 72 Daten: US-EIA, Okt 2009, State of Arkansas, Oil and Gas Commission, May 2010 Texas Railroad Commission, May 2010, Goodman 2008 Monate
Gasförderung Fayetteville Shale, Arkansas, USA Mio. M³/Monat 3000 2500 Gasförderung aller Sonden Förderung aller bereits angeschlossenen Sonden 2000 1500 1000 500 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, November 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm
Kumulierter Gasertrag je Fördersonde im Fayetteville Shale, Arkansas Mio. m³/ Fördersonde 120 Große Streuung der Erträge 100 80 vor 2007 2007 2008 2009 60 40 20 2010 2011 2012 2013 0 0 20 40 60 80 100 120 Monate seit Förderbeginn Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, September 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm
Kumulierter Gasertrag je Fördersonde im Fayetteville Shale, Arkansas Mio. m³/ Fördersonde 120 Große Streuung der Erträge 100 80 60 40 20 vor 2007 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mittelwert 0 0 20 40 60 80 100 120 Monate seit Förderbeginn Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, September 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm
Kumulierter Gasertrag je Fördersonde im Fayetteville Shale, Arkansas Mio. m³/ Fördersonde 120 Typischer Ertrag der jüngeren Sonden: Ca. 30-40 Mio. m³ über die Lebensdauer 100 80 60 40 20 vor 2007 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mittelwert 0 0 20 40 60 80 100 120 Monate seit Förderbeginn Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, September 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm
Kumulierter Gasertrag je Fördersonde im Fayetteville Shale, Arkansas Mio. m³/ Fördersonde 120 Typischer Ertrag der jüngeren Sonden: Ca. 30-40 Mio. m³ über die Lebensdauer 100 80 60 40 20 Bei einem Verkaufserlös von 8cts/m³ ergibt das 2,4 3,2 Mio. USD Einnahmen je Fördersonde vor 2007 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Mittelwert 0 0 20 40 60 80 100 120 Monate seit Förderbeginn Data: State of Arkansas, Oil and Gas Commission, September 2013 http://www.aogc.state.ar.us/fayprodinfo.htm
Förderbeitrag aller Shales in den USA Quelle: US-EIA/Lippman Consulting Inc.
Tcf/Jahr 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 Quelle: Historie: IEA, TRRC, Louisiana State Department, Lippman Consulting, Arkansas State Department 2013 Daten aus 1 HJ extrapoliert; Szenario LBST 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 Shale Gas Förderung in den USA und Szenario bis 2030 USA shalegas production (including 2013 data) 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 other Lousiana Pennsylvania Oklahoma Arkansas Michigan Texas Jahr
Erdgasförderung in den USA ( marketed production ) Realistischer? Quelle: Gesamtförderung, CBM und Tight gas: US-EIA Shalegas (aus regionalen Förderstatistiken) Daten für 2013 aus 1HJ hochgerechnet Energy Policy Act 2005
1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Erdgasförderung der USA LBST-Szenario 700 600 500 400 Shalegas m³ CBM m³ Tight gas Conv. gas m³ 300 200 100 0 Energy Policy Act 2005
1935 1940 1945 1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Erdgasförderung der USA LBST-Szenario Mrd. m³/a 700 WEO 2013: 2035: 837 Mrd. m³ 600 500 400 Shalegas m³ CBM m³ Tight gas Conv. gas m³ 300 200 100 0 Energy Policy Act 2005
Was sind die Voraussetzungen für diese Aktivitäten in den USA? - Es gibt keine konventionellen Felder mehr: Insbesondere konnten Firmen die Gasförderung nicht ausreichend durch neue Funde ersetzen - Der Gaspreis stieg 2005 2008 rasant an - Die Umweltregularien wurden gelockert (2005: Exemption from Save Dringing Water Act) - Technologische Fortschritte erleichterten zielgenaues Bohren horizontaler Bohrungen in dünner Gesteinsformation - Die Börsenaufsicht erlaubte unkonventionelle Reserven zu verbuchen - Early Starters (Chesapeake, XTO) kauften Bohrrechte und Land mit Krediten: Diese werden mit großem Gewinn ungeprüft im Bündel an andere Firmen verkauft (ExxonMobil, BHP, asiatische Firmen) - Finanzberater und Wallstreet Joungleure verdienen sehr gut an diesen Deals! => Ponzi-Schema, das in sich zusammenbrechen wird, wenn Investitionen ausbleiben
Und Europa?
Erdgasreserven in Europa? 7000 konv Gasreserven 6000 5000 4000 konv Gasreserven 3000 2000 1000 0 Quelle: DENA/BGR 2012
Erdgasreserven und -ressourcen in Europa? 7000 6000 5000 4000 3000 konv Ressourcen Shale Gas konv Gasreserven 2000 1000 0 Quelle: DENA/BGR 2012
Erdgasreserven und -ressourcen in Europa? Quelle: DENA/BGR 2012
Shale Gas Basins in Europe (2011 view) Assessed Shale gas basins With Resource estimate Without resource estimate Soure: World Shale Gas Resources: An initial Assessment Of 14 Regions outside the United States, US-EIA, April 2011
Europäische Erdgasversorgung Mrd. m 3 /a 800 600 400 LNG Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL Grenzübergangspreis ( /MWh) 35 30 25 20 200 UK 15 10 0 1960 1980 2000 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; UK: DTI 5 0 1990 1995 2000 2005 2010
Europa: Gasförderung und Verbrauch; erwartete Schiefergasförderung Billion m 3 /yr 800 600 400 200 LNG Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL UK Verbrauch (WEO 2012)? Verbrauch WEO 2012 0 1960 1980 2000 2020 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; Szenario: LBST 2013/WEO 2012 UK: DTI (2012 aus Jan-Jul extrapoliert);
Europa: Gasförderung und Verbrauch; erwartete Schiefergasförderung Billion m 3 /yr 800 LNG 600 400 200 Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL UK WEO 2012 incl. Shalegas Verbrauch (WEO 2012)? Gasförderung Verbrauch WEO 2012 WEO 2012 0 1960 1980 2000 2020 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; Szenario: LBST 2013/WEO 2012 UK: DTI (2012 aus Jan-Jul extrapoliert);
Europa: Gasförderung und Verbrauch; erwartete Schiefergasförderung Billion m 3 /yr 800 LNG 600 400 200 Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL UK WEO-2012 konventionell WEO 2012 incl. Shalegas Verbrauch (WEO 2012)? Gasförderung Verbrauch WEO 2012 WEO 2012 Schiefergas (WEO 2012) 0 1960 1980 2000 2020 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; Szenario: LBST 2013/WEO 2012 UK: DTI (2012 aus Jan-Jul extrapoliert);
Europa: Gasförderung und Verbrauch; erwartete Schiefergasförderung Billion m 3 /yr 800 600 400 200 LNG Importe Nordafrika Importe Russland Norwegen sonstige Dänemark Deutschland Italien NL UK WEO-2012 konventionell WEO 2012 incl. Shalegas WEO 2013 Verbrauch (WEO 2012)? Gasförderung Verbrauch WEO 2012 WEO 2013 WEO 2012 Schiefergas (WEO 2012) 0 1960 1980 2000 2020 Historische Daten: OECD 2008, NPD 2012, BP 2012; Szenario: LBST 2013/WEO 2012 UK: DTI (2012 aus Jan-Jul extrapoliert);
Und Deutschland?
Erdgasreserven in Deutschland (konventionelles Erdgas) 1960 2010 Quelle: LBEG Jahresbericht 2010
Erdgasreserven in Deutschland (konventionelles Erdgas) (Hypothetische) Schiefergas- Ressourcen 1960 2010 Quelle: LBEG Jahresbericht 2010
Erdgasförderung in Deutschland Mrd. m²/a 25 20 15 10 Rotenburg-Taaken Söhlingen Total gas production 5 0 1980 1990 2000 2010
Source: Risikostudie Fracking, Exxon Dialogprozess, Mai 2012
Denkbare Entwicklung in NRW (200 km²; 22 Bohrplätze mit je 14 Bohrungen) km km
Szenario mit 120 Fördersonden innerhalb von 4 Jahren (EUR 7 Mrd. m³) Annahmen: IP: 4 Mio. m³ im ersten Monat Förderrückgang : 7%/Monat Gesamtförderung: 50 Mio. m³ je Sondel Bohraktivität: ~30.000 m pro Jahr
Szenario mit 240 Fördersonden innerhalb von 8 Jahren (EUR 14Mrd. m³) Annahmen: IP: 4 Mio. m³ im ersten Monat Förderrückgang : 7%/Monat Gesamtförderung: 50 Mio. m³ je Sondel Bohraktivität: ~30.000 m pro Jahr (~1000 m Tiefe)
Deutschland: Ein Schiefergasszenario mit 300 Bohrungen in 8 Jahren Mrd. m³/a 25 20 15 10 5 Schiefergas-Szenario Thüringen Sachsen-Anhalt Schleswig-Holstein Rheinland-Pfalz Nordsee Nordrhein-Westfalen Niedersachsen Mecklenburg-Vorpommern Hamburg Brandenburg Bayern 0 1997 2001 2005 2009 2013 2017 2021 2025 Datenquelle: LBEG 2013, LBST 2013
Erdgasverbrauch(inkl. Exporte) und Förderung von Deutschland TJ 5.000.000 Gasverbrauch 4.000.000 100 bill. m³ 3.000.000 2.000.000 1.000.000 Gasförderung in Deutschland (mit 512 Fördersonden) Szenario mit 30 Sonden/Jahr über 8 Jahre mit insgesamt 14 Mrd. m³ Gasförderung 10 bill. m³ 0 1998 2001 2004 2007 2010 2013 2016 2019 Source: BAFA 2010 (Werte für 2010 aus Jan Okt extrapoliert) 2022 2025 2028
Zusammenfassung: Schiefergasförderung ist wesentlich aufwändiger und teurer als konventionelle Erdgasförderung Konventionelle geförderte Felder gehen zur Neige Erdgas wird teurer werden Die Schiefergasförderung wird keinen nennenswerten Beitrag zur deutschen Energieversorgung leisten können! (nennenswert meint mit mehr als 10% Beitrag zur Gasversorgung über mehr als 10 Jahre) Die Schiefergasförderung wird den ohnehin notwendigen Umbau der Energieversorgung quantitativ nicht maßgeblich beeinflussen Warum Zeit und Geld verschwenden und die Umwelt riskieren? Wer kann daran ein Interesse haben?
Vielen Dank! Dr. Werner Zittel Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH Daimlerstr. 15 85521 Ottobrunn Tel. 089-60811020 Mail: werner.zittel@lbst.de Internet: www.lbst.de
Bakken bei Nacht
Jan 52 Jan 54 Jan 56 Jan 58 Jan 60 Jan 62 Jan 64 Jan 66 Jan 68 Jan 70 Jan 72 Jan 74 Jan 76 Jan 78 Jan 80 Jan 82 Jan 84 Jan 86 Jan 88 Jan 90 Jan 92 Jan 94 Jan 96 Jan 98 Jan 00 Jan 02 Jan 04 Jan 06 Jan 08 Jan 10 Jan 12 Ölförderung in Norddakota (Bakken) Bbl/Monat 25000000 20000000 15000000 Williams Mountrail McKenzie Dunn Total ND 10000000 5000000 0 Insgesamt 9000 Fördersonden, davon 4000 in den Sweet Spots
Jan 52 Jan 54 Jan 56 Jan 58 Jan 60 Jan 62 Jan 64 Jan 66 Jan 68 Jan 70 Jan 72 Jan 74 Jan 76 Jan 78 Jan 80 Jan 82 Jan 84 Jan 86 Jan 88 Jan 90 Jan 92 Jan 94 Jan 96 Jan 98 Jan 00 Jan 02 Jan 04 Jan 06 Jan 08 Jan 10 Jan 12 Boweman Burke Divide Dunn Golden Valley Hettinger Mc Henry Mc Kenzie McLean Mercer Mountrail Renville Slope Stark Ward Williams Total ND Ölförderung in Norddakota (Bakken) Bbl/Monat 25000000 20000000 15000000 EW/km² 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 0,5 0,7 0,6 0,7 0,7 Bevölkerungsdichte 83,6 0,8 1,5 156,7 1,6 1,1 0,2 7,3 12,0 4,4 2,4 Williams Mountrail McKenzie Dunn Total ND 10000000 5000000 0 Insgesamt 9000 Fördersonden, davon 4000 in den Sweet Spots
Jan 52 Jan 54 Jan 56 Jan 58 Jan 60 Jan 62 Jan 64 Jan 66 Jan 68 Jan 70 Jan 72 Jan 74 Jan 76 Jan 78 Jan 80 Jan 82 Jan 84 Jan 86 Jan 88 Jan 90 Jan 92 Jan 94 Jan 96 Jan 98 Jan 00 Jan 02 Jan 04 Jan 06 Jan 08 Jan 10 Jan 12 Boweman Burke Divide Dunn Golden Valley Hettinger Mc Henry Mc Kenzie McLean Mercer Mountrail Renville Slope Stark Ward Williams Total ND Ölförderung in Norddakota (Bakken) Bbl/Monat 25000000 20000000 15000000 EW/km² 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Bevölkerungsdichte wells/km² Sonden/km² 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0 Williams Mountrail McKenzie Dunn Total ND 10000000 5000000 0 Insgesamt 9000 Fördersonden, davon 4000 in den Sweet Spots
Eagle Ford Shale in Texas Quelle: RRC Railroad Commission of Texas, Eagle Ford Shale Task Force Report, March 2013
Eagle Ford Shale in Texas bei Nacht flaring von Erdgas
Der Beitrag von Light Tight Oil ein Szenario für die USA Mb/Tag Verbrauch? Nettoimporte NGL NGL We are here Rest der USA Alaska Texas (District 3 mit 10) Tight Oil: North Dakota, Texas - RRC District 01 - RRC District 02 Datenquelle: RRC Railroad Commission of Texas, North Dakota Government, BOEM, US EIA Jan 2013 2012-Daten from Jan-Okt extrapoliert, Scenariorechnung 2013-2030 by LBST
Clean Fracking ist das möglich? 3. Keine Chemikalien Die Viskosität des Wassers soll durch Beimischung von Maisstärke erreicht werden Die Maisstärke soll die Viskosität des Wassers erhöhen, damit der Quartzsand gleichmäßig verteilt wird. Sind tatsächlich keine weiteren Chemikalien notwendig? - Zur Reduktion der Reibung ( Friction Reducer ) - Zur Auflösung der Gelmasse ( Breaker ) - Zum Korrosionsschutz - Zur Keimfreihaltung des Wassers? -. Auch in den USA werden Stärkemittel in Bohrspülungen beigemischt Auch in den USA wird seit Jahren Wasser rezykliert Auch in den USA wird seit Jahren Wasser mit UV behandelt.. Und dennoch werden weiterhin Chemikalien eingesetzt
Clean Fracking was bedeuted das? http://www.peak-oil.com/2012/07/warum-ist-die-us-fracking-industrie-besorgt-uber-das-wetter-inindien/ Anbaufläche für Guarkernbohnen in Rajastan: 2011: ca. 2,2 Mio ha 2012: ca. 4,2 Mio. ha Maisstärke als Gelliermittel: Annahme: Pro Bohrung wird 5% Maisstärke benötigt, das sind ca 100.000 kg Je Bohrung. Hierfür wird die Jahresernte von ca. 200 ha Maisanbaufläche Benötigt. Bei 1 Bohrung pro Monat sind das ca. 2000 ha Maisanbau jährlich, die für Fracking Benötigt werden