Erdgas

Kugelgasbehälter

Erdgas ist ein brennbares Gasgemisch, das in unterirdischen Lagerstätten vorkommt. Es tritt häufig zusammen mit Erdöl auf, da es auf ähnliche Weise entsteht. Erdgase bestehen hauptsächlich aus Methan, unterscheiden sich aber in ihrer weiteren chemischen Zusammensetzung.

Als fossiler Energieträger dient es hauptsächlich der Beheizung von Wohn- und Gewerberäumen, als industrielle Prozesswärmeenergie, zur elektrischen Stromerzeugung und in kleinem Umfang als Treibstoff für Kraftfahrzeuge. Hinzu treten mengenmäßig bedeutsame Anwendungen als Reaktionspartner in chemischen Prozessen, wo wiederum sein Energiereichtum zum Tragen kommt. Diese sind beispielsweise die Ammoniaksynthese im Haber-Bosch-Verfahren, die Eisenerzreduktion im Hochofenprozess oder die Herstellung von Wasserstoff.

Grundlagen

Eigenschaften

Zusammensetzung

Bei Erdgas handelt es sich um ein Gasgemisch, dessen chemische Zusammensetzung je nach Fundstätte beträchtlich schwankt.

Strukturformel des Methan

Der Hauptbestandteil ist immer Methan, der Anteil liegt in vielen Erdgaslagerstätten zwischen 75 und 99 Prozent der molaren Fraktion. Häufig enthält Erdgas auch größere Anteile an Ethan (häufig zwischen 1 und 15 Prozent), Propan (häufig zwischen 1 und 10 Prozent), Butan und Ethen. Ein solches Gasgemisch wird nasses Erdgas genannt, was nichts mit dem meist auch vorhandenem Wasserdampfanteil zu tun hat, sondern die unter Druck leicht verflüssigbaren Gase meint.

Weitere Nebenbestandteile sind Schwefelwasserstoff (häufig zwischen 0 und 35 Prozent), der durch Entschwefelung des Erdgases entfernt wird, Stickstoff (häufig zwischen 0 und 15 Prozent, in Extremfällen bis zu 70 Prozent), Kohlendioxid (häufig zwischen 0 und 10 Prozent) und Wasserdampf. Erdgasvorkommen mit einem hohen Anteil an Schwefelwasserstoff und/oder Kohlendioxid werden als Sauergase bezeichnet.

Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid und Wasser müssen in jedem Falle zunächst abgetrennt werden, da einige Gase giftig sind oder die Pipeline angreifen oder andere " wie Wasser " die Pipeline durch Hydratbildung verstopfen könnten. Das können für eine Bohrinsel bis zu 28.000 Tonnen pro Tag sein. Von großem Wert sind Erdgase, die bis zu sieben Prozent Helium enthalten. Diese sind die Hauptquelle der Heliumgewinnung.

Neben den genannten Gasen kann Erdgas auch etwas elementaren Schwefel (einige Gramm pro Kubikmeter) und Quecksilber (wenige Milligramm pro Kubikmeter) enthalten. Auch diese Stoffe müssen zuvor abgetrennt werden, da sie Schäden an der Fördereinrichtung hervorrufen.

Nach der Zusammensetzung werden verschiedene Typen Erdgas unterschieden. Erdgas H (von engl. high "hoch") hat einen höheren Methangehalt (87 bis 99 Vol. %), während Erdgas L (von engl. low "niedrig") bei Methananteilen von 80 bis 87 Vol. % größere Mengen an Stickstoff und Kohlendioxid enthält.

Eigenschaften

Erdgas ist ein ungiftiges, brennbares, farb- und in der Regel geruchloses Gas mit einer Zündtemperatur von rund 600 °C. Es ist leichter als Luft. Zur Verbrennung von 1 m3 Erdgas werden ungefähr 10 m3 Luft benötigt. Bei der Verbrennung entstehen als Reaktionsprodukte im Wesentlichen Wasser und Kohlendioxid. Daneben können noch geringe Mengen Stickoxide, Schwefeldioxid, Kohlenmonoxid und Staub entstehen. Um eventuell austretendes Erdgas orten zu können, wird es mit einem Duftstoff versehen. Bei dieser Odorierung werden vorrangig Thioether (beispielsweise Tetrahydrothiophen) oder Alkanthiole (etwa Ethylmercaptan und tertiäres Butylmercaptan) in geringsten Mengen zugesetzt. Diese Duftstoffe sind für den klassischen Gasgeruch verantwortlich.

Je nach Herkunft des Erdgases kann es einen erheblichen, stark riechenden Gehalt an organischen Schwefelverbindungen enthalten. Mit Verfahren wie Gaswäsche werden diese schwefelhaltigen Erdgasbegleiter weitgehend entfernt, aus denen bei Verbrennung schädliches Schwefeldioxid entstehen würde.

Die Erdgastypen L und H, früher auch als LL bzw. E bezeichnet, unterscheiden sich nicht nur in der Zusammensetzung (siehe oben), sondern auch in ihren physikalischen Eigenschaften.

Entstehung von Erdgas

Methanbildung

Erdgas entsteht meist durch ähnliche Vorgänge wie Erdöl und wird daher auch oft zusammen mit diesem gefunden.

Es bildet sich unter Luftabschluss, erhöhter Temperatur und hohem Druck aus abgestorbenen und abgesunkenen marinen Kleinstlebewesen (Mikroorganismen, Algen, Plankton). Herrschen in der betreffenden Meeresregion sauerstoffarme Bedingungen nahe dem Meeresgrund, so bilden sich im Laufe der Zeit mächtige Sedimentfolgen mit hohem Anteil biogenen Materials. Die Abwesenheit von Sauerstoff in diesem Ablagerungsmilieu verhindert die vollständige Wiederaufarbeitung der Biomasse durch Bakterien, ein Faulschlamm entsteht. Im Laufe von Jahrmillionen wird dieser durch Überdeckung mit weiteren Sedimenten hohen Drücken und Temperaturen ausgesetzt.

Größere Erdgasmengen entstanden aber auch in Folge einer bakteriellen Zersetzung organischer Stoffe an Ort und Stelle, also ohne wesentliche Migration. Gasvorkommen mit dieser Entstehungsgeschichte finden sich zum Beispiel im Voralpenland Oberösterreichs und Oberbayerns. Mit einer Entstehungszeit von etwa 20 Millionen Jahren gelten sie als sehr jung.

Ein allfälliger Heliumanteil entsteht durch Stauung von in der Erde nach oben diffundierendem Helium aus radioaktivem Alpha-Zerfall darunter liegender Mineralien.

Erdgasverwendung

Geschichte von Erdgas als Energierohstoff

Schon vor etwa 2000 Jahren nutzten die Chinesen Erdgas zur Salzgewinnung.

Im Jahr 1626 berichteten französische Missionare über "brennende Quellen" in flachen Gewässern von Nordamerika. In Genua diente Erdgas seit 1802 zur Straßenbeleuchtung. Eine größere industrielle Nutzung von Erdgas begann in den USA im Jahr 1825 im Ort Fredonia. Hier legte W. H. Hart einen Schacht zur Erdgasgewinnung für die Beleuchtung einer Mühle und eines Wohnhauses an. Hart nutzte Erdgas auch zur Beleuchtung eines Leuchtturms am Eriesee. Er gründete im Jahr 1858 die erste Erdgasgesellschaft, die Fredonia Gas Light Company. Ab 1883 wurde Erdgas in Pittsburgh und Pennsylvania in der Glas- und Stahlindustrie verwendet. Schwierigkeiten bereitete der Aufbau eines Pipeline-Systems.

Nordamerika, insbesondere die USA, hatte bis 1950 die höchste Nutzung von Erdgas der Welt (US-Förderanteil 1950 etwa 92 % der Weltproduktion, 1960 US-Förderanteil der Weltproduktion 80,2 %). In Westdeutschland betrug die Energienutzung von Erdgas Anfang der sechziger Jahre nur 1 % der fossilen Primärenergie. 1970 waren es etwa 5 % der fossilen Primärenergie in Westdeutschland.

Erdgas wurde ursprünglich bei der Gewinnung von Erdöl lediglich abgefackelt. Zunächst wurde Erdgas in den USA (seit Anfang der zwanziger Jahre des letzten Jahrhunderts) und später in Europa (seit den sechziger Jahren des letzten Jahrhunderts) als Energierohstoff für die Wirtschaft genutzt.

In einigen Ländern wird Erdgas auch heute noch abgefackelt, da der Transport des Gases kostenaufwendig ist. In den USA wurden in den letzten Jahren viele Gas-und-Dampf-Kombikraftwerke zur Stromgewinnung auf Erdgasbasis gebaut, diese haben einen sehr hohen Wirkungsgrad (60 %) und können dazu noch die Abwärme als Fernwärme zur Beheizung von Wohnhäusern nutzen.

Gegenwärtig ist Erdgas mit 25 % Anteil bei fossilen Energieträgern ein sehr wichtiger Energierohstoff. Erdgas wird nach Angaben der Internationalen Atomenergiebehörde (IAEA) bis zum Jahre 2080 mit einem über 50 % Anteil zum wichtigsten fossilen Energieträger werden.

Industrielle Nutzung

Strom- und Wärmeproduktion

Eine wichtige Anwendung für Erdgas ist sein Einsatz im Gasturbinenkraftwerk. Diese Anlagen werden in Deutschland in erster Linie zur Deckung von Spitzenlast verwendet, da die dort genutzten Gasturbinen eine hohe Schnellstartfähigkeit besitzen und daher als Betriebsreserve für die weniger schnell einsetzbaren Dampfkraftwerke dienen. Im GuD-Kraftwerk und im Kombikraftwerk dient Erdgas zum Antrieb von Turbinen, die im Spitzenlastbereich arbeiten.

Treibstoff für Kraftfahrzeuge

Erdgas wird seit einigen Jahren auch verstärkt als Kraftstoff für Kraftfahrzeuge verwendet und in diesem Zusammenhang wegen seiner komprimierten und verflüssigten Form als CNG Compressed Natural Gas (komprimiertes Erdgas) oder LNG Liquified Natural Gas (Flüssigerdgas) bezeichnet.

An Tankstellen ist Erdgas als H-Gas (High Gas) und/oder L-Gas (Low Gas) erhältlich, wobei das H-Gas einen etwas höheren Energiegehalt als das L-Gas hat (siehe Daten). Der Energiegehalt von 1 kg Erdgas (H-Gas) entspricht etwa 1,5 Liter Benzin beziehungsweise 1,33 Liter Diesel. Im Oktober 2007 waren über 62.000 mit Erdgas betriebene Fahrzeuge in Deutschland zugelassen, Tendenz steigend. Der Zuwachs betrug allein zum Oktober des Vorjahres (2006) 12 %. Im Oktober 2007 gab es in Deutschland bereits 756 Erdgastankstellen. Alternativ kann auch bei CNG-Fahrzeugen Biogas getankt werden.

Der Vorteil von Erdgas liegt in der gegenüber Benzin oder Diesel (und auch gegenüber Flüssiggas) saubereren Verbrennung und der deshalb gewährten Steuervergünstigung. Die deutsche Bundesregierung senkte mit dem "Gesetz zur Fortentwicklung der ökologischen Steuerreform" aus dem Jahre 2002 für alle Fahrzeuge im öffentlichen Straßenverkehr den Mineralöl-Steuersatz auf Erdgas bis zum 31. Dezember 2020 und für Flüssiggas bis zum 31. Dezember 2009. Dieses Gesetz wurde 2006 überarbeitet, sodass nun Erdgas und Flüssiggas gleichermaßen bis 31. Dezember 2018 steuerlich begünstigt sind. Durch die Steuervergünstigungen ermäßigt sich der Preis für Erdgas auf derzeit rund 50"60 Cent im Vergleich zu einem Liter bleifreiem Benzin (bezogen auf den Energiegehalt, wobei die Menge des getankten Erdgases in Masse (kg) gemessen wird).

Die Automobilindustrie bietet serienmäßige Erdgas-Modelle seit 1995 an. Jedoch ist nicht jedes Modell als Erdgasfahrzeug erhältlich. Eine Nachrüstung von Benzinfahrzeugen ist relativ aufwändig, der Umbau kostet zwischen € 2.400 und € 3.200. Bei den meisten Serienfahrzeugen sind die Tanks unterflur angeordnet, sodass Einschränkungen in der Nutzung des Kofferraums entfallen. Erdgastankstellen entnehmen das Gas dem Erdgasnetz und komprimieren es auf einen Druck von 200 bar. Durch die vorhandene Infrastruktur des Erdgasnetzes entfällt der Aufbau eines Transport- und Verteilnetzes. Daraus resultiert jedoch der Nachteil, dass die Erdgasversorgung außerhalb des Erdgasnetzes nicht gewährleistet ist und meist aus Kostengründen unterbleibt. Es gibt zahlreiche lokale Verkehrsunternehmen im ÖPNV, die ihre Omnibusse mit Erdgas betreiben, aber auch Taxi-Unternehmen und Logistikunternehmen wie TNT.

Eine Alternative zum CNG ist das HCNG, eine Mischung aus komprimiertem Erdgas und Wasserstoff.

Erdgasvorkommen

Verschiedene Typen von Erdgaslagerstätten

1844 wurde in Europa erstmals Erdgas im Gebiet des Wiener Ostbahnhofs gefunden. 1892 folgten Funde bei Wels. Im 20. und 21.Jahrhundert ausgebeutete große Gasfelder sind das Troll-Feld in Norwegen, das Nord-Feld in Katar und das Gasfeld Urengoi in Russland. Des Weiteren werden noch große, unerschlossene Gasfelder im Iran vermutet. Methan ist als Gashydraten in großer Menge nicht nur im Bereich des Kontinentalschelfs, sondern auch in Permafrostböden in Sibirien, Kanada und Alaska vorhanden.

Die Vereinigten Staaten sind neben Russland das Land mit der höchsten Förderrate für Erdgas. Sie förderten im Jahr 2006 etwa 524 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Bis zum Jahr 1999 hatten sie 94.000 Bohrungen im eigenen Land vorgenommen. Die statistische Reichweite der Erdgasressourcen in den Vereinigten Staaten wurde auf 5.900 Milliarden Kubikmeter oder 11 Jahre geschätzt.

Suche nach Erdgaslagerstätten

Ein vorrangiges Ziel der Erdgasexploration ist das Auffinden von geologischen Strukturen, die sehr komprimiertes Erdgas aufweisen, da diese eine Gewinnung des Erdgases mit verhältnismäßig geringem Aufwand ermöglichen. Das Auffinden derartiger besonderer Formationen ist die Aufgabe von Geologen und Geophysikern.

Wirtschaftlich lukrativ für Gewinnung und Verarbeitung sind Erdgasfelder mit einer dicht abschließenden Deckschicht wie etwa Tonschichten. Das Erdgas kann durch die dichte Deckschicht nicht austreten, und steht im Regelfall unter starkem Druck. Weitere, allerdings schwieriger zu erschließende Erdgaslagerstätten sind solche vom Typ Tight Gas oder Shale Gas.

Aus Satelliten- oder Luftbildern kann vorab ein Sedimentbecken erkannt werden. Mineralogische und fossile Überprüfungen der Gesteinsschichten können vorgenommen werden, die Art und Dicke einer Deckschicht muss bestimmt werden, austretende Kohlenwasserstoffe können möglicherweise gemessen werden.

Durch seismische Messungen können die Tiefen von tektonischen Schichten ermittelt werden. Man schickt dabei Druckwellen (kleine Sprengungen, durch Vibratoren) in den Erdboden, wenn die Druckwellen auf eine schwer passierbare Schicht stoßen, wird die Druckwelle reflektiert. Das reflektierte Signal kann nun mit einem sogenannten Geophon aufgefangen werden und aus der Reflektionszeit so die Tiefe der Schicht ermittelt werden. Wenn Schallquellen und Messstellen netzförmig angeordnet sind, kann man vom Untergrund ein dreidimensionales Schichtenbild erhalten (3D-Seismik). Unter günstigen Bedingungen können direkt Größe und Ausdehnung Lagerstätten von Kohlenwasserstoffen und die günstigsten bohrtechnischen Zugänge anhand von seismischen Verfahren ermittelt werden.

Interessiert man sich nach Beginn der Förderung für Veränderungen des Fluidgehalts einer Lagerstätte, kann eine so genannte 4D-Seismik durchgeführt werden. Hierbei erkennt man die durch die Förderung entstehenden Veränderungen bzw. noch vorhanden Vorräte einer Lagerstätte.

Erdgaslagerstättentypen

Der bisher am häufigsten erschlossene Erdgaslagerstättentyp sind Gasvorkommen in so genannten Erdgasfallen. Das während seiner Migration durch die Porenräume des Gesteins nach oben steigende Erdgas sammelt sich unter undurchlässigen Schichten wie etwa Tonschichten in geeigneten geologischen Strukturen wie etwa Sätteln. Sehr häufig treten Erdöl und Erdgas in ihren Lagerstätten in unterschiedlichen Zusammensetzungen zusammen auf (Kohlenwasserstofffelder); dabei sammelt sich das Erdgas oberhalb des Erdöls. Reine Erdölfelder sind selten, reine Erdgasfelder wegen der durch die geringe Dichte bedingten einfacheren Migration häufiger. Das bei der Erdölgewinnung anfallende Erdgas wird abgetrennt und gesondert verarbeitet.

Erdgas in Kohleflözen

Auch in Kohleflözen ist Erdgas gebunden. Das Methan wird von der Kohle adsorbiert, aufgrund seiner großen Oberfläche kann ein Kohleflöz bis zu sieben Mal mehr Methan enthalten als eine Erdgaslagerstätte. Je tiefer das Kohleflöz liegt, desto höher sind Druck und Temperatur, desto höher ist der gewinnbare Methananteil.

In den USA werden 10 % des Erdgases aus Kohleflözen gewonnen, dies waren im Jahr 2002 etwa 40 Milliarden Kubikmeter. In den USA wurden 11.000 Bohrungen durchgeführt, um diesen Lagerstättentyp zu erschließen. In Deutschland werden die Erdgasreserven in Kohleflözen auf etwa 3.000 Milliarden Kubikmeter geschätzt.

Weltweit schätzt man die Erdgasreserven in Kohleflözen auf 92.000 bis 195.000 Milliarden Kubikmeter.

Gashydrate

Bei hohem Druck und tiefen Temperaturen kann Methan in Eis - als Methanhydrat - eingeschlossen werden. Diese Vorkommen sind gewaltig. Ein Kubikmeter Gashydrat enthält etwa 164 m3 Methangas. An Kontinentalrändern und in Meeresböden ab einer Tiefe von 300 m sowie in Permafrostböden gibt es erhebliche Vorkommen.

Weitere Lagerstätten

Weitere Gasvorkommen sind an bestimmte Gesteinseigenschaften gebunden. "Tight Gas" findet sich zum Beispiel in Sandsteinschichten, so genannten "Dichten Speichern" (Gesteine mit geringer Gasdurchlässigkeit), deren Porenräume abgedichtet sind, etwa durch Tonminerale. Schiefergas ("Shale Gas") tritt in kohlenwasserstoffreichen Sedimenten wie Ölschiefern auf.

In sehr tiefen Grundwasserschichten eines Aquifers kann außerdem eine erhebliche Erdgasmenge gelöst sein.

In den USA werden bereits 40 % der gesamten Gasproduktion aus "unkonventionellen Vorkommen" wie Tight Gas oder Shale Gas gefördert.

Erdgasvorräte

Die Menge des in Lagerstätten enthaltenen Erdgases kann bislang nur unsicher geschätzt werden. Die Schätzungen über die weltweiten Erdgasressourcen variieren zwischen 70.000 - 181.000 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Bei weltweiter gleichbleibender Erdgasförderung entspricht dies einer statistischen Reichweite von etwa 62 Jahren.

Nach Angaben der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe sind Reserven als Teil des Gesamtpotenzials, der mit großer Genauigkeit erfasst wurde und mit den derzeitigen technischen Möglichkeiten wirtschaftlich gewonnen werden kann. Die offizielle Definition der Erdgasreserven richtet sich nach der Börsenaufsicht in den USA, Erdgasfelder müssen nicht nur nachgewiesen werden und nach heutiger Technik wirtschaftlich gefördert werden können, es muss auch Unternehmen geben, die erforderliche Finanzmittel zur Erschließung zur Verfügung haben. In den USA vermutet das Geological Survey jedoch noch weitere bisher unerschlossene Vorkommen. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften schätzt die Erdgas-Ressourcen auf 487 Jahre.

Weltweit werden Anstrengungen unternommen, die Fördergebiete besser auszubeuten. In Deutschland wurde auch die Multi-Frac-Technologie mit einer Horizontalbohrung erprobt. Allein in den USA wurde die theoretisch zusätzliche Erdgasmenge von "in place"-Vorkommen mit etwa 140.000 - 425.000 Milliarden Kubikmetern geschätzt, davon gelten zusätzlich 5.000 - 15.000 Milliarden Kubikmeter Erdgas als derzeit theoretisch gewinnbar.

Weltvorräte

Die nachgewiesenen Welterdgasreserven beliefen sich 2004 auf 170.942 Milliarden m3 bzw. 185 Milliarden Tonnen Steinkohleeinheiten. Diese Erdgasreserven sollten nach Hochrechnungen aus dem Jahr 2004 noch knapp 67 Jahre (bis etwa 2070) reichen. Dabei sind diese geschätzt wie folgt verteilt: Naher Osten 72.830 Milliarden m3, Europa und GUS-Staaten 64.020 Milliarden m3, Australien 14.210 Milliarden m3, Afrika 14.060 Milliarden m3, Nordamerika 7.320 Milliarden m3 und Südamerika 7.100 Milliarden m3.

Vorräte an Nicht-konventionellem Erdgas

Neben den oben beschriebenen Vorräten lässt sich Erdgas auch aus sogenannten nicht-konventionellen Vorkommen gewinnen. Hierunter fallen die oben beschriebenen Gasvorkommen wie Grubengas (Flözgase) aus Kohleflözen, Erdgas aus Aquiferen, "Tight Gas" und "Shale Gas" sowie Gashydrat in Gesteinen und auf dem Meeresgrund. Die Erschließung erfolgt insbesondere durch Horizontalbohrungen und Fracing. Die Größe der Vorräte an Nicht-konventionellem Erdgas kann nur sehr geschätzt werden; sie übertrifft aber die an konventionellem Erdgas sicher um ein Mehrfaches. In den USA entstammen mittlerweile schon über 50 % des geförderten Erdgases aus unkonventionellen Quellen, vor allem Schiefergas. Dadurch ist es den USA gelungen, zu einem Nettoexporteur von Erdgas zu werden. In Europa werden ebenfalls größere Vorkommen an unkonventionellem Gas vermutet, darunter Deutschland, Frankreich, Großbritannien, Österreich, Polen, Schweden, Rumänien, Ungarn und die Ukraine. In Deutschland laufen erste Forschungsprojekte, in deren Rahmen bereits gefract wurde. Umweltbedenken stehen der Förderung gegenüber.

Erdgasindustrie

Gewinnung

Erdgasförderanlage in Niedersachsen (bei Großenkneten)
Erdgasförderanlage in der Nähe von Wettmar

Erdgas wird durch Bohrungen entweder in reinen Erdgasfeldern gewonnen oder als Nebenprodukt bei der Erdölförderung. Da das Erdgas in der Regel unter hohem Druck (manchmal circa 600 bar) steht, fördert es sich sozusagen von selbst, sobald das Reservoir einmal geöffnet ist. Im Laufe der Zeit nimmt der Gasdruck der Lagerstätte stetig ab. Die Exploration erfolgt heutzutage zunächst mit dreidimensionalen physikalischen Seismographen, dann durch geochemische Methoden und schließlich durch eine Erdbohrung.

Bohrtechnik an Land

Beim Bohren nach Erdgas wird häufig eine Tiefe von 4 - 6 Kilometer, bei Erkundungsbohrungen manchmal bis 10 Kilometer erreicht. Es gibt auch Bohrer, die nicht nur senkrecht sondern auch schräg bis horizontal ins Gestein bohren können (insbesondere für Offshore-Bohrungen entwickelt). Beim Bohren muss das Gestein zerstört werden, das Gestein muss während des Bohrvorganges nach oben befördert werden, ein Mantel muss den Bohrhohlraum schützen.

Im sogenannten Rotary-Bohrverfahren befindet sich der Bohrmeißel in einem ummantelten Bohrgestänge, das an einem Flaschenzug im Bohrturm (Höhe: 20 bis 40 Meter) befestigt ist. Beim Bohren können Instabilitäten im Gestein und ein Verlust an Bohrflüssigkeit auftreten, daher müssen Rohrstränge (auch Casing genannt) zur Stabilität des Bohrprozesses eingebracht werden. In der nachfolgenden Stufe wird dann mit einem geringeren Durchmesser gebohrt. Der Bohrloch-Durchmesser nimmt mit zunehmender Tiefe ab (von etwa 70 cm auf 10 cm). In der Mantelschicht strömt eine wässrige Tonlösung zur Kühlung des Bohrmeißels, zur Stabilisierung des Bohrlochs und zur Förderung des Bohrkleins. Zwischen dem Förderstrang und der Bohrlochauskleidung ist im Bohrloch knapp über der Erdgas führenden Schicht eine Dichtungsmanschette - Packer genannt - angebracht. Im Kopf des Mantels ist das Hauptventil - zum Öffnen und Schließen des Gasstromes - angebracht. Darüber befinden sich Messapparaturen, Ventile, Rohrverbindungen zur Weiterleitung.

Die Erdgassonde wird an der Erdoberfläche durch das Eruptionskreuz abgeschlossen, das aus zwei Hauptschiebern besteht, von denen einer als automatischer Sicherheitsabsperrschieber ausgerüstet ist, der bei kritischen Betriebsbedingungen die Sonde automatisch sperrt. Vom Bohrloch weg erfolgt die Ableitung des Gases über weitere Schieber und den Düsenstock - in der Regel mit einem Betriebsdruck von etwa 70 bar — zur Sammelstelle.

Die Bohrkosten machen bis zu 80 % der Aufwendungen bei den Erschließungskosten einer neuen Erdgaslagerstätte aus.

Meeresbohrtechnik

Die ersten Offshore-Bohrungen wurden 1947 von den USA vorgenommen. Später wurden fixe Bohrplattformen mit ausfahrbaren Beinen konstruiert. Es konnten Wassertiefen von mehreren hundert Metern erreicht werden.

Schließlich wurden auch schwimmende Bohrplattformen ("Offshore-Drilling Units") und Bohrschiffe entwickelt. Dabei wird der Bohrlochkopf auf den Meeresgrund verlagert. Es ist gelungen, mit derartigen Bohranlagen bis in 3000 Meter Wassertiefe vorzustoßen.

Verarbeitung

Trocknung

Erdgastrocknung

Die Trocknung von Erdgas, d.h. der Entzug von Wasser, ist ein wesentlicher Vorgang bei der Erdgasaufbereitung.

Bei ungenügender Trocknung kann es zur Bildung von Methanhydraten kommen. Die festen Methanhydrate können zu einem extremen Druckabfall in der Pipeline beitragen und die Ventile und Rohrleitungen beschädigen. Die Trocknung garantiert auch einen gleich bleibenden Brennwert des Gases bei der Einspeisung in das öffentliche Gasnetz.

Gemessen wird der Trocknungsgrad von Erdgas mit dem Taupunkt. In der Regel wird ein Taupunkt unter -8 °C angestrebt.

Zur Gastrocknung sind unter anderem folgende Verfahren bekannt:

Absorptionstrocknung mit Glykol

Zur Absorptionstrocknung wird das Erdgas im Absorber mit dickflüssigem Triethylenglykol (TEG) in Kontakt gebracht. TEG ist stark hygroskopisch und entzieht dem Gas das Wasser. Der Kontakt geschieht im Gegenstrom. Das Gas strömt von unten nach oben durch den Absorber, das Glykol wird oben eingebracht, und unten wieder aus dem Gasstrom entfernt (ausgeschleust). Da der Kontakt nur an der Oberfläche möglich ist, wird diese durch das Einbringen von strukturierten Packungen in den Absorber vergrößert.

Das aus dem Absorber ausgeschleuste Glykol wird in der Regeneration wieder aufbereitet. Im Reboiler wird durch Erhitzung das aufgenommene Wasser sowie Kohlenwasserstoffe aus dem Glykol entfernt. Diese sogenannten Brüdengase werden in der Destillationskolonne vom verdampften Glykol getrennt.

Der Reboiler wird durch einen Erdgasbrenner beheizt. Dies geschieht in modernen Systemen mit einem Wärmeüberträger, durch den in einer separaten Brennkammer erzeugtes Rauchgas geleitet wird. In dieser Brennkammer werden auch die Brüdengase verbrannt. Dies reduziert den Bedarf an Brenngas, und die Brüdengase müssen nicht aufwändig kondensiert und dann entsorgt werden.

Trocknung mittels Molekularsieb

Der Trocknungsprozess von Gasen mittels Molekularsieb erfolgt in der Regel in verschiedenen Stufen:

Stufe 1

Vortrocknung durch Wärmeübertrager oder andere Arten von Wasserabscheidern. Hierbei wird das Gas gekühlt und durch Abscheider große Mengen an Wasser entzogen. Der Restwassergehalt im Gas ist nach diesem Prozess allerdings noch zu hoch, um es genügend komprimieren und damit verflüssigen zu können.

Stufe 2

Nach der Vortrocknung gelangt das Gas in sogenannte Adsorber. Dies sind mindestens zwei Tanks, welche mit einem Molekularsieb gefüllt sind. Das Gas wird zunächst durch Adsorber Nr. 1 gepresst. Der Flüssigkeitsanteil wird vom Molekularsieb aufgenommen (adsorbiert). Dieser Adsorptionsprozess kann bis zu 12 Stunden oder mehr dauern.

Anschließend wird der Gasstrom auf Adsorber Nr. 2 umgeleitet und der Adsorber Nr. 1 "geht" in die Regenerationsphase. Bei der Regenerierung wird heiße Luft, Stickstoff oder das Erdgas mit einer Temperatur ab ca. 280 °C durch den Kessel gepresst. Hierdurch werden die vom Molekularsieb zurückgehaltenen Flüssigkeitsmoleküle wieder herausgelöst und aus dem Tank heraus befördert. Danach erfolgt die Kühlung des Molekularsiebes über mehrere Minuten bis Stunden. Eine Adsorptions- und Regenerationsphase nennt man Zyklus.

Am Gasaustritt kann ein Taupunkt von bis zu -110 °C erreicht werden.

Die bei der Erdgastrocknung eingesetzten Molekularsiebe werden speziell für die verschiedensten Gaszusammensetzungen entwickelt. Oft müssen nicht nur Wassermoleküle, sondern auch Schwefelwasserstoff oder Kohlenwasserstoffe aus dem Gas entfernt werden. In den meisten Fällen kommt ein 4A Molekularsieb (mit einer Porenöffnung von 4 Å Durchmesser) zum Einsatz. Es gibt auch Situationen, für welche eine Kombination aus verschiedenen Typen zur Anwendung gelangt.

Abtrennung von Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff

Die Abtrennung von Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff erfolgt auf chemischem oder physikalischem Weg.

Die beiden Gase können zusammen mit einer Base wie N-Methyl-Pyrrolidon (Purisol-Verfahren) in einem hochsiedenden Lösungsmittel gebunden werden.

Bei der physikalischen Abtrennung, beispielsweise dem Sulfinol-Prozess, wird eine hochsiedende polare organische Flüssigkeit, die etwas Wasser enthält, eingesetzt. Beim Sulfinol-Prozess verwendet man als Lösungsmittel eine Mischung aus Diisopropanolamin (DIPA), Tetrahydrothiophendioxid (Sulfolan) und Wasser.

Der Schwefelwasserstoff aus dem Erdgas wird unter hoher Hitze mit Sauerstoff zu Schwefel umgesetzt (Claus-Verfahren).

Abtrennung von Stickstoff

Stickstoff und Helium können durch Tieftemperaturtrennung vom Erdgas abgeschieden werden. In einer Hochdrucktrennapparatur steigt ein mit Stickstoff angereicherter Gasstrom nach oben, Methangas strömt zum Sumpf der Kolonne. Dieser Verfahrensschritt kann mit der Flüssiggasherstellung (LNG) gekoppelt werden.

Radioaktiver Abfall

Im Dezember 2009 wurde der Öffentlichkeit bekannt, dass bei der Erdöl- und Erdgasförderung jährlich Millionen Tonnen radioaktiv verseuchter Rückstände anfallen, für dessen Entsorgung größtenteils der Nachweis fehlt. Im Rahmen der Förderung an die Erdoberfläche gepumpte Schlämme und Abwässer enthalten NORM-Stoffe (Naturally occurring radioactive material), u. a. das hochgiftige und extrem langlebige Radium 226 sowie Polonium 210. Die spezifische Aktivität der Abfälle beträgt zwischen 0,1 und 15.000 Becquerel (Bq) pro Gramm. In Deutschland, wo etwa 1.000 bis 2.000 Tonnen Trockenmasse im Jahr anfallen, ist das Material laut der Strahlenschutzverordnung von 2001 bereits ab einem Bq pro Gramm überwachungsbedürftig und müsste gesondert entsorgt werden. Die Umsetzung dieser Verordnung wurde der Eigenverantwortung der Industrie überlassen, wodurch die Abfälle letztlich über Jahrzehnte hinweg sorglos und unsachgemäß beseitigt wurden. Es sind Fälle dokumentiert, in welchen Abfälle mit durchschnittlich 40 Bq/g ohne jede Kennzeichnung auf einem Betriebsgelände gelagert wurden und auch nicht für den Transport besonders gekennzeichnet werden sollten.

In Ländern mit größeren geförderten Mengen von Öl oder Gas entstehen deutlich mehr Abfälle als in Deutschland, jedoch existiert in keinem Land eine unabhängige, kontinuierliche und lückenlose Erfassung und Überwachung der kontaminierten Rückstände aus der Öl- und Gasproduktion. Die Industrie geht mit dem Material unterschiedlich um: In Kasachstan sind weite Landstriche durch diese Abfälle verseucht, in Großbritannien werden die radioaktiven Rückstände in die Nordsee geleitet. In den Vereinigten Staaten gibt es in fast allen Bundesstaaten aufgrund der radioaktiven Altlasten aus der Erdölförderung zunehmend Probleme. In Martha, einer Gemeinde in Kentucky, hat das Unternehmen Ashland Inc. tausende kontaminierte Förderrohre an Farmer, Kindergärten und Schulen verkauft, ohne diese über die Kontamination zu informieren. Es wurden bis zu 1.100 Mikroröntgen pro Stunde gemessen, so dass die Grundschule und einige Wohnhäuser nach Entdeckung der Strahlung sofort geräumt werden mussten.

Transport

Rohrleitungsmarker einer Hochdruckleitung, die den Verlauf der Leitung im Gelände anzeigt
Die Gasdruckregelanlage entnimmt das Erdgas aus dem Erdgashochdrucknetz und reduziert es auf Mitteldruck

Erdgas kann durch technische Verfahren auch in andere Aggregatzustände versetzt werden, die einen Transport ohne Pipelines ermöglichen. Gemein ist allen Verfahren eine Verringerung des Volumens, wodurch sie sich unter anderem auch besser als Ersatz für Kraftstoff aus Mineralöl eignen.

Verfahren zur Erdgaskomprimierung:

Bedeutende Pipelines in Europa, dessen Erdgas zum größten Teil aus Russland bezogen wird, sind die Erdgastrasse Urengoi-Uschhorod, die Transeuropäische Naturgas-Pipeline, Interconnector oder die Trans Austria Gasleitung.

Rohrleitungen

Der Druck in Gasleitungsrohren gestaltet sich je nach Transport und Verteilung unterschiedlich. Die aus Stahl bestehenden Ferntransport-Rohrleitungen auf dem Festland haben einen Durchmesser von etwa 1,4 Metern, sie stehen unter einem Druck von etwa 84 bar, und sie sind in der Regel etwa 1 Meter unter der Erde verlegt. Alle 100 bis 150 Kilometer muss eine Kompressorstation für neuen Druck sorgen. Ein weiter Transport von Erdgas kann zu einem erheblichen Energieverbrauch durch Pumpen führen. Bei 4700 Kilometern müssen etwa 10 % der Energie des Erdgases für den Pumpenbetrieb verwendet werden. Zur Begrenzung von Gefahren durch Lecks, die einen ungehinderten Gasaustritt ermöglichen könnten, werden außerdem in gewissen Abständen Schieber in einer Pipeline angebracht. In einer Steuerzentrale kann der Rohrdruck des Gasnetzes fernüberwacht werden. Dieses Netz wird von den großen Gasherstellern geleitet.

Für die regionale Verteilung von Erdgas gibt es ein spezielles, dichteres Netzsystem von regionalen Betreibern, mit einem Rohrleitungsdruck von etwa 16 bar. Für den Transport von Erdgas an die regionalen Kommunen gibt es ein drittes Netz, das nur noch einen Erdgasdruck unter 1 bar hat, bzw. für private Haushalte einen Überdruck von nur noch 20 mbar aufweist. Mitunter sind die entsprechenden Rohre aus Kunststoff.

In Deutschland hatte das Hochdruck-Erdgasnetz im Jahr 2002 eine Länge von etwa 50.000 km, das Netz mit Niederdruckleitungen zu den Hausanschlüssen hatte eine Länge von 370.000 km.

Für die Errichtung und den Betrieb von Erdgasnetzen müssen, je nach Baugrund (z.B. Fels oder Sand) und Geografie (Querung von Flüssen mit Dükern, Bahnleitungen, Autobahnen etc.) hohe Beträge aufgebracht werden. Der Beschaffungs- oder Zeitwert eines Erdgasnetzes ist insofern schwer abzuschätzen und hängt auch vom Geschäftsmodell ab (zukünftiger Ertragswert). Kürzlich wurde für den Verkauf eines Erdgasnetzes 28 €/m und 425 € pro erschlossener Kunde an Verkaufserlösen erzielt.

LNG-Transportschiffe

Für den Schifftransport wird das Erdgas durch abkühlen auf -160 °C verflüssigt. Besondere LNG-Tanker können 160.000 Tonnen Flüssiggas aufnehmen. Für LNG-Tanker gibt es zwei Bauarten: die Kugel- und die Membran-Tanker. Insgesamt 130 LNG-Tanker wurden bis zum Jahr 2000 konstruiert.
Ab 4000 Kilometer Landweg oder 2000 Kilometer Seeweg ist diese Transportart ökonomisch günstiger als der Transport über ein Rohrleitungssystem.

Umwandlung von Methan in Rohöl und Methanol

Leichter als Erdgas lässt sich Rohöl in Pipelines oder Tankern befördern. Dieses Rohöl wäre frei von Schwefel und Schwermetallen und somit umweltverträglicher. Die Mineralölfirmen Sasol (Südafrika) und Shell (Malaysia) stellten bereits im Jahr 1997 aus Erdgas Rohöl her, das als Dieselzusatz Verwendung fand. Grundlage war die Umwandlung von Methan mit Sauerstoff zu Synthesegas (CO + 3 H2). Synthesegas lässt sich unter hohem Druck und hohen Temperaturen entsprechend der Fischer-Tropsch-Synthese zu Rohöl umwandeln.

Da der Prozess hohe Temperaturen, Drucke und reinen Sauerstoff erforderte, suchte man schon bald die Reaktionsbedingungen für die Umwandlung zu verbessern. Die Firma Syntroleum Company (in Tulsa, USA) entwickelte ein Verfahren, das mit Luft anstatt reinem Sauerstoff gute Rohölausbeuten brachte. Entscheidend in Bezug auf die Kosten sind möglichst niedrige Umwandlungstemperaturen. Es wurden eine Vielzahl von Katalysatoren für eine derartige Umwandlung erprobt. Die Unternehmen möchten gerne auch die Umwandlung von Erdgas in einem einzigen Reaktionsschritt erreichen.

In der Staatsuniversität von Pennsylvania ist es mittels eines Katalysators gelungen, Methan bei weniger als 100°C in Methanol umzuwandeln.

Speicherung

Zum Ausgleich von Lastschwankungen bei der Erdgasversorgung wurden Untergrund-Erdgasspeicher errichtet. Ein BDEW-Sprecher teilte mit, dass es in Deutschland 46 Untertage-Gasspeicher gebe. Ihre Aufnahmekapazität betrage knapp 20 Milliarden Kubikmeter Arbeitsgas. Das entspreche fast einem Viertel des 2007 in Deutschland verbrauchten Erdgases. In Österreich liegt die Kapazität bei 5 Milliarden m3 und ist damit prozentual noch höher.

Mitunter dienen Salzkavernen als Speicherort für Erdgas. Zur Vergrößerung des Speichervolumens pumpt man Süßwasser in die Salzkaverne, wobei sich das Salz als Salzsole löst und aus dem Salzstock entfernt werden kann. Als sogenannte Feldspeicher können aber auch entleerte Erdöl- und Erdgaslagerstätten dienen.

Kurzfristige Kapazität haben sogenannte Röhrenspeicher mit 50 bis 100 bar, die mäanderförmig einige Meter tief im Boden verlegt werden, beispielsweise Teil einer stillgelegten Erdgasleitung sein können.

Die wesentlich kleineren Obertage-Gasspeicher werden vorwiegend für tägliche Bedarfsschwankungen verwendet. Statt der früheren turmhohen Gasometer (meist Teleskop- und Scheibengasbehälter) werden nun Hochdruck-Kugelgasbehälter eingesetzt, die mit etwa 10 bar Überdruck betrieben werden.

Erdgasversorgung

Weltförderung

15 Staaten gewährleisten 84 % der weltweiten Erdgasförderung

Die Netto-Weltförderung von Erdgas (Naturgas) einschließlich Erdölgas, abzüglich zurückgepresstes und abgefackeltes Gas und abzüglich Eigenverbrauch betrug im Jahr 2004 rund 2.689 Milliarden m3, davon waren Russland mit 22 % und die USA mit 20 % Weltanteil die Hauptförderländer. Russland förderte 2004 589,1 Milliarden m3, die USA 542,9 Milliarden m3 Erdgas. Weitere bedeutende Förderstaaten sind Kanada mit 6,8 % (182,8 Milliarden m3), Großbritannien mit 3,6 % (95,9 Milliarden m3), Algerien mit 3,0 % (82,0 Milliarden m3), Indonesien, Niederlande, Norwegen, Usbekistan, Iran, Argentinien, Mexiko, Saudi-Arabien, Vereinigte Arabische Emirate und Malaysia. Deutschland förderte 17,2 Milliarden m3 (0,6 %), Österreich 2,0 Milliarden m3.

Damit deckt Erdgas etwa 24 % des weltweiten Energieverbrauchs.

Bedeutende Importländer von Erdgas sind die USA, Deutschland, Japan, die Ukraine, Italien, Frankreich, Weißrussland und die Türkei.

Versorgung in Deutschland

Jahr Deutscher Erdgasverbrauch [Giga Nm3]
2004 94,34
2005 99,55
2006 93,88
2007 102
2008 97,44
2009 97,44
2010 96,26

Bis Anfang der 1980er Jahre wurde die Gasversorgung der meisten westdeutschen Städte von Stadtgas, das wegen des hohen Anteils von Kohlenstoffmonoxid giftig ist, auf Erdgas umgestellt. Dies war ohne größere Umbauten möglich. In der ehemaligen DDR vollzog man die Umstellung überwiegend erst in den 1990ern.

In Deutschland betrug der Erdgas-Anteil am Gesamtenergieverbrauch etwa 22,5 %. Im Jahre 2003 wurden etwa 53 % aller Privathaushalte mit Erdgas beheizt. Für Deutschland sind die wichtigsten Lieferländer: Russland 32 %; Norwegen 26 %; Niederlande 19 %. Rund ein Fünftel des Bedarfs wird in Deutschland selber gefördert - zumeist in Norddeutschland. Der jährliche Verbrauch ist derzeit rückläufig.

Bis zum Jahr 2000 gab es zwei größere Pipeline-Projekte, die Deutschlands Erdgasversorgung betrafen:

Mit der politisch umstrittenen Nordeuropäischen Gasleitung soll die Erdgasversorgung in Deutschland mit der Inbetriebnahme im Jahr 2012 weiter gesichert werden. Die Pipeline zwischen Russland und Greifswald kann mit 55 Milliarden Kubikmetern jährlich etwa die Hälfte des jetzigen deutschen Jahresverbrauchs decken, dient aber auch der Versorgung anderer westeuropäischer Märkte. Zur Anbindung der Nord Stream-Leitung an das deutsche und europäische Gasnetz werden die OPAL- und die NEL-Pipeline gebaut.

Schon seit über 25 Jahren gibt es Überlegungen, bei Wilhelmshaven ein Terminal für Flüssiggastanker zu bauen, um die Abhängigkeit von Importen über Pipelines zu reduzieren.

Zur Spitzendeckung, zum Ausgleich kurzfristiger Importstörungen und Bedarfschwankungen werden in Deutschland etwa 18,6 Milliarden Kubikmeter Erdgas in Untergrundspeichern gelagert.

Die Verwendung von Erdgas unterliegt in Deutschland einer Erdgassteuer, deren Normalsatz zurzeit bei € 5,50 je Megawattstunde (das sind 0,55 Cent pro kWh) liegt.

Bei der Preisbildung für Erdgas spielt in Deutschland die Ölpreisbindung eine große Rolle. Vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) werden die Einfuhr- und Ausfuhrpreise von Erdgas monatlich registriert, ferner werden die Abnahmemengen für einzelne Lieferländer verzeichnet. Zwischen 1991 und 1999 lag der Importpreis für Erdgas je Terajoule durchschnittlich etwa zwischen 1.700 und € 2.200. Zwischen 2001 und 2004 lag der Erdgasimportpreis je Terajoule zwischen 3.200 und €4.200. Im Jahr 2006 stieg der Erdgasimportpreis je Terajoule zeitweise auf über € 6.000 an. Im November 2008 lag der Importpreis für Erdgas bei € 8.748 je Terajoule, im September 2009 bei € 4.671. Preissprünge beim Erdgas sind für die Verbraucher intransparent.

Ökologische Aspekte

Durch die geringen Verunreinigungen verbrennt Erdgas generell gegenüber anderen fossilen Brennstoffen sauberer. Trotzdem tragen Förderung, Transport, Verarbeitung und Verbrennung von Erdgas zur Freisetzung der Treibhausgase Methan und Kohlendioxid bei. Gegenüber Erdöl entsteht beim Verbrennen von Erdgas um bis zu 25 Prozent weniger Kohlendioxid.

Problematisch ist auch, wenn Erdölgas als Nebenprodukt der Erdölförderung nicht gewinnbringend abgesetzt oder zurück in die Erde gepumpt werden kann und abgefackelt wird. Durch verschiedene flare-down-Programme der Erdölindustrie soll das Abfackeln vermindert und das Erdölgas der Verarbeitung und einer kontrollierten, saubereren energetischen Nutzung zugeführt werden und dabei andere Energieträger ersetzen. Dies bewirkt eine erhebliche Verbesserung der globalen Ökobilanz und wird daher durch Steuervorteile gefördert. Falls einmal Erdgas nicht mehr ausreichend zur Verfügung steht, kann durch zunehmende Produktion und Beimischung von Biogas die Nachhaltigkeit der Investitionen in regionale Erdgasnetze gewährleistet werden.weniger Kohlendioxid.

Problematisch ist auch, wenn Erdölgas als Nebenprodukt der Erdölförderung nicht gewinnbringend abgesetzt oder zurück in die Erde gepumpt werden kann und abgefackelt wird. Durch verschiedene flare-down-Programme der Erdölindustrie soll das Abfackeln vermindert und das Erdölgas der Verarbeitung und einer kontrollierten, saubereren energetischen Nutzung zugeführt werden und dabei andere Energieträger ersetzen. Dies bewirkt eine erhebliche Verbesserung der globalen Ökobilanz und wird daher durch Steuervorteile gefördert. Falls einmal Erdgas nicht mehr ausreichend zur Verfügung steht, kann durch zunehmende Produktion und Beimischung von Biogas die Nachhaltigkeit der Investitionen in regionale Erdgasnetze gewährleistet werden.

Die Förderung von Schiefergas (shale gas) kann mit erheblichen Umweltfolgen verbunden sein, wie die Erfahrungen in den USA zeigen.

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Basierend auf einem Artikel in Wikipedia.de


 
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Datum der letzten Änderung:  Jena, den: 13.04. 2021