Erdöl und Erdgas in Deutschland https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de Fri, 06 Dec 2019 16:53:21 +0100 de-DE hourly 1 https://wordpress.org/?v=5.3 Gasförderung in Völkersen wird 2036 eingestellt https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/gasfoerderung-in-voelkersen-wird-2036-eingestellt/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/gasfoerderung-in-voelkersen-wird-2036-eingestellt/#respond Fri, 06 Dec 2019 16:53:21 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8409 Am 20. November 2019 bebte bei Verden zum wiederholten Male spürbar die Erde. Als Auslöser wird die seit 1992 laufende Gasförderung in Völkersen und umzu angesehen. Weil bei einigen der seismischen Ereignisse, so auch bei denen vom 20. November, leichte Gebäudeschäden hervorgerufen worden sind, fordern Teile der Bevölkerung sowie einige Politiker das sofortige Aus der […]

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Am 20. November 2019 bebte bei Verden zum wiederholten Male spürbar die Erde. Als Auslöser wird die seit 1992 laufende Gasförderung in Völkersen und umzu angesehen. Weil bei einigen der seismischen Ereignisse, so auch bei denen vom 20. November, leichte Gebäudeschäden hervorgerufen worden sind, fordern Teile der Bevölkerung sowie einige Politiker das sofortige Aus der Erdgasproduktion. Mit einer Pressemitteilung vom 05.12.2019 trat nun der Betreiber der Erdgaslagerstätte Völkersen/Völkersen-Nord, die Wintershall Dea GmbH an die Öffentlichkeit, um die Zukunft der dortigen Erdgasgewinnung darzulegen.

Historischer Abriss der Gasförderung in Völkersen

Bohranlage T-160 beim Abteufen der „Völkersen Z2a“. Foto: S. Arndt, Mai 2013

Alles begann mit der Aufschlussbohrung „Völkersen Z1“, die im Sommer 1992 ein Erdgasvorkommen in ca. 5 Kilometern Tiefe in Sandsteinen des Rotliegend antraf. Die im Test ermittelte initiale Förderrate von über 20.000 Kubikmetern Erdgas pro Stunde (zum Vergleich: ein durchschnittlicher Haushalt benötigt ca. 4.000 Kubikmeter im Jahr) deuteten auf ein „wirtschaftlich sehr interessantes Gasvorkommen hin, das noch Erweiterungsmöglichkeiten bietet“, so der Jahresbericht „Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 1992“ des damaligen Niedersächsischen Landesamtes für Bodenforschung, heute Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG).

Tatsächlich konnte mit der Folgebohrung „Völkersen Z2“, die im Mai 1995 beendet wurde, ebenfalls Erdgas nachgewiesen werden. Zuvor stieß die parallel abgeteufte Teilfeldsuchbohrung „Völkersen-Nord Z1“ im September 1993 auf Erdgas. Im gleichen Jahr begann die reguläre Förderung aus dem Feldesteil „Völkersen“. 1995 folgte die Aufnahme der regulären Produktion im Feldesteil „Völkersen-Nord“. In diesem Jahr sind aus nur drei Fördersonden fast 300 Millionen Kubikmeter Erdgas gewonnen worden (Erdgasförderung 1949-1996, LBEG).

In den Folgejahren wurden weitere Bohrungen in beiden Feldesteilen niedergebracht, die allesamt mehr oder weniger erfolgreich waren. Lediglich die erste sowie die zweite geologische Ablenkung aus der „Völkersen-Nord Z4“ blieben ohne Erfolg. Das Ergebnis der dritten geologischen Ablenkung „Völkersen-Nord Z4c“, die erst in diesem Jahr durchgeführt wurde, steht noch aus.

Insgesamt sind im Feldesteil „Völkersen“ 11 sowie im Feldesteil „Völkersen-Nord“ 7 Bohrungen (jeweils ohne geologische und technische Ablenkungen) niedergebracht worden. Hinzu kam mit der „Völkersen H1“ eine Hilfsbohrung zur Entsorgung mitgeförderten Lagerstättenwassers in einen abgeschlossenen Salzwasserleiter. Die meisten der Bohrungen sind mit der unternehmenseigenen Bohranlage „T-160“ niedergebracht worden, die fast ausnahmslos in diesem einen Gasfeld im Einsatz war.

Im Jahr 2001 ist erstmals die Hürde von 1 Milliarde Kubikmetern pro Jahr Erdgas aus 9 Fördersonden genommen worden. Der Höhepunkt ist schließlich 2008 mit 1,34 Mrd. m³ aus 12 aktiven Bohrungen erreicht worden. Dieses Niveau konnte zwischen 2006 und 2012 recht stabil gehalten werden, wobei die Förderung aus 11 bis 15 Produktionsbohrungen erfolgte. Ab 2013 ist ein langsamer Förderrückgang auf 0,81 Mrd. m³ im Jahr 2018 zu verzeichnen. Die Förderung erfolgte in diesem Zeitraum aus bis zu 16 aktiven Sonden.

Zwischenfall brachte Teile der Bevölkerung in Aufruhr

Bohranlage T-160 beim Abteufen der „Völkersen Z2a“. Foto: S. Arndt, Mai 2013

Mit Jahresbeginn 2011 keimte in Deutschland Widerstand gegen neue Erdgasprojekte auf. Hintergrund ist die unkritische Ausstrahlung und mediale Diskussion um den pseudodokumentarischen Film „Gasland“. Hauptsächlich ging es in diesem Film um angebliche Trinkwasserverschmutzungen durch die Anwendung des seit 1949 kommerziel genutzten Verfahrens namens „Hydraulic Fracturing“, das bereits zuvor in den abkürzungsliebenden USA sinnentstellend zu „Fracking“ verkürzt wurde.

Ungefähr zeitgleich ist im Zusammenhang mit der Gasförderung in Völkersen ein Grundwasserschaden im unmittelbaren Umfeld des Leitungssystems zum Transport von natürlich anfallendem Lagerstättenwasser (LaWa) bekannt geworden. Dort ist in Bereichen, in denen die Leitung aus PE 100 in obflächennahe grundwasserführende Bodenschichten verlegt wurde, Benzol in deutlich überhöhten Konzentrationen in 1 bis 2 Metern Umgebung festgestellt worden.

Fälschlicherweise wurde durch einige recherchefaule Medien das LaWa zu „Fracking“-Abwasser umgedeutet. Dazu kam es, dass Journalisten meinten in Erfahrung gebracht zu haben, dass das vermeintlich neue Fracverfahren auch bei der Gasförderung in Völkersen zur Anwendung käme und in den Leitungen rückgefördertes „Frackingwasser“ (backflow) transportiert würde. Zwar fand das Fracverfahren als förderoptimierende Maßnahme tatsächlich Anwendung in einigen Bohrungen, backflow wurde in den Leitungen jedoch nicht transportiert.

Dieser medial aufgebauschte Zwischenfall, der zudem noch fälschlicherweise mit dem Reizthema „Fracking“ in Zusammenhang gebracht wurde, rief einige umweltbesorgte Anwohner auf den Plan, die umgehend eine Bürgerinitiative namens „No Fracking“ ins Leben riefen.

Zur Klarstellung: Dieser Zwischenfall soll von uns keinesfalls verharmlost werden. Nur war er auch längst nicht so dramatisch, wie von Bürgerinitiative, Umweltverbänden sowie Medien im engen Schulterschluss verbreitet. Dass ein bekannter Kartoffelveredler die Ernte nicht mehr abnahm, hatte nicht etwa etwas mit tatsächlich ermittelten Schadstoffgehalten in den Pflanzen zu tun (die waren tatsächlich schadstofffrei), sondern ist der Überdramatisierung durch die oben genannten Kreise geschuldet.

Als dann Ende 2012 im Bereich der Erdgaslagerstätte die Erde spürbar bebte, fühlten sich die Kritiker in ihrer Skepsis bestätigt. Auch in diesem Fall wurde sowohl von Medien als auch der lokalen BI fälschlicherweise das Fracverfahren für das Beben verantwortlich gemacht. Eine sachliche Auseinandersetzung mit dem Thema Gasförderung in Völkersen und umzu war von nun an quasi unmöglich und von außen betrachtet seitens der Kritiker nicht gewollt.

Wie geht es weiter mit der Gasförderung in Völkersen?

Bohranlage T-160 beim Abteufen der „Völkersen-Nord Z4c“. Foto: S. Arndt, März 2019

Das spürbare Beben vom 22.11.2012 war der Beginn einer unregelmäßigen Serie wahrgenommener seismischer Ereignisse im Bereich der Erdgaslagerstätte Völkersen/Völkersen-Nord. Leider riefen einige davon leichte Gebäudeschäden hervor, was den Unmut der Betroffenen verstärkte und die Akzeptanz der regionalen Erdgasproduktion weiter verringerte. Daran änderte auch das Entgegenkommen des Betreibers nichts, wie z.B. die freiwillige Einstellung der LaWa-Versenkung über die Bohrung „Völkersen H1“.

Nach dem jüngsten Ereignis, das abermals leichte Gebäudeschäden (Risse im Putz) verursachte, wurden abermals Forderungen nach einem sofortigen Förderstopp laut. Als vermeintlicher Präzedenzfall werden diesbezüglich die Niederlande angeführt, die 2022 die Förderung aus der riesigen Lagerstätte „Groningen“ vorzeitig einstellen wollen. Allerdings hat es dort nicht nur leichte Gebäudeschäden gegeben, sondern sogar aufgrund der geringeren Herdtiefe der Beben sogar strukturelle. Dennoch erfolgte kein sofortiger Ausstieg.

Wintershall Dea als Betreiber der Lagerstätte „Völkersen/Völkersen-Nord“ reagierte nun gut zwei Wochen später auf die Erdstöße.

Das Unternehmen erkennt an, dass die Erdstöße am Abend des 20.11.2019 Gebäudeschäden verursacht haben. Ferner erkennt Wintershall Dea an, dass die Erdstöße aufgrund der Faktenlage auf die Gasförderung in Völkersen und Umgebung zurückzuführen sind. Deshalb sollen Gebäudeschäden, die auf die Erdstöße zurückzuführen sind, „zeitnah und unbürokratisch“ reguliert werden.

Zudem wird es keine neuen Bohrungen zur Entwicklung der Lagerstätte geben. Damit wird das kontrovers diskutierte Vorhaben „Völkersen Z12“ (LINK) wohl nicht mehr umgesetzt werden. Das Unternehmen gibt an, die Produktion nicht weiter auszubauen. Bestehende Förderbohrungen sollen bis zur natürlichen Erschöpfung ausgefördert werden, so dass die Produktion kontinuierlich sinken wird. Wintershall Dea geht davon aus, dass es auch in Zukunft zu keinen strukturellen Gebäudeschäden infolge durch die Gasförderung hervorgerufener Erdstöße geben wird und hält die Gewinnung der bereits nachgewiesenen Erdgasreserven der Lagerstätte für vertretbar.

Zudem soll das vorhandene seismographische Überwachungsnetz ausgebaut und die wissenschaftliche Begleitung intensiviert werden.Ferner verpflichtet sich Wintershall Dea „zu einem lösungsorientierten und kontinuierlichen Dialog mit Anwohnern und Lokalpolitikern. Bei gleichzeitiger unabhängiger, wissenschaftlicher Begleitung – und voller Transparenz.“

Nach übereinstimmenden Meldungen der Lokalpresse (Kreiszeitung Verden) sowie des NDR (LINK) ist 2036 Schluss mit der Gasförderung in Völkersen. Die Lagerstätte sei zu 80 Prozent ausgefördert. Da nach Angaben des LBEG-Jahresberichts Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2018 bislang rund 24 Mrd. m³ Erdgas gewonnen worden sind, dürften noch weitere 6 Mrd. m³ gewinnbar sein.

 

Artikelfoto: Bohranlage T-160 beim Abteufen der „Völkersen-Nord Z4c“, ihrem bis auf Weiteres letzten Einsatz. Foto: S. Arndt, März 2019

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Bald Bohrtürme in der östlichen Altmark? https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bald-bohrtuerme-in-der-oestlichen-altmark/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bald-bohrtuerme-in-der-oestlichen-altmark/#comments Sun, 01 Dec 2019 17:32:04 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8391 In der westlichen Altmark im Norden von Sachsen-Anhalt befindet sich die größte Erdgaslagerstätte Deutschlands. Im August diesen Jahres wurde das 50. Förderjubiläum begangen. Trotz intensiver Erkundungstätigkeiten konnte zu DDR-Zeiten in der östlichen Altmark keine Erdgaslagerstätte nachgewiesen werden. Noch mehr gilt dies für Erdöllagerstätten. Von geologisch recht eng begrenzten Gebieten in Mecklenburg-Vorpommern, Ost- und Südostbrandenburg sowie […]

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In der westlichen Altmark im Norden von Sachsen-Anhalt befindet sich die größte Erdgaslagerstätte Deutschlands. Im August diesen Jahres wurde das 50. Förderjubiläum begangen. Trotz intensiver Erkundungstätigkeiten konnte zu DDR-Zeiten in der östlichen Altmark keine Erdgaslagerstätte nachgewiesen werden. Noch mehr gilt dies für Erdöllagerstätten. Von geologisch recht eng begrenzten Gebieten in Mecklenburg-Vorpommern, Ost- und Südostbrandenburg sowie dem Thüringer Becken gilt Ostdeutschland als nicht erdölhöffig. Doch glaubt man einer Schlagzeile der „Salzwedeler Volksstimme“ stehen in der Ostaltmark bald Bohrungen auf Erdöl und Erdgas bevor. Warum dies mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit nicht der Fall sein wird, erläutert der folgende Beitrag.

Irreführende Artikelüberschrift

Gasförderung Altmark

Erdgasförderbohrung „Püggen 117“, im Hintergrund Ablenkungsbohrung der „Püggen 1“. Foto: Steven Arndt, Mai 2013

Als in der Westaltmark Geborener und Aufgewachsener schaut der Verfasser regelmäßig auf den Onlineportalen der beiden Regionalpostillen „Salzwedeler Volksstimme“ und „Altmarkzeitung“ nach, ob es nennenswerte Neuigkeiten aus der alten Heimat gibt. Ein gewisser Fokus liegt dabei natürlich auch auf Nachrichten zur noch laufenden Erdgasförderung.

Ein mit „Landesbergamt erlaubt Bohrungen“ überschriebener Artikel von 26.11.2019 weckte gleichsam Neugier sowie Skepsis. Skepsis vor allem deshalb, weil im Reiter des Browsers der Luftkurort Arendsee angegeben war. Arendsee befindet sich außerhalb der bekannten westaltmärkischen Erdgaslagerstätten. Erkundungsbohrungen rund um den Ort in den 1980er Jahren, zuletzt die Bohrung „E Genzien 1/89“ 1989, waren nicht fündig.

Zudem weist der Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2018 für das Gebiet keine Aufsuchungserlaubnis aus. Auch eine Förderbewilligung nach Bundesberggesetz oder gar ein noch aus DDR-Zeiten stammendes Bergwerksfeld sind dem Verfasser weder bekannt noch ergab eine Recherche ein entsprechendes Ergebnis.

Doch die Einleitung zum Artikel sowie der Artikel selbst brachten ein wenig Klarheit in die Angelegenheit. Denn es ist die Rede von einer genehmigten Aufsuchung nach Erdöl und Erdgas. Das Interessante daran ist, dass sich der Artikel nicht etwa auf eine Bekanntmachung des Landesamtes für Geologie und Bergwesen Sachsen-Anhalt (LAGB) beruft, sondern eine Pressemitteilung der Bürgerinitiative (BI) „Saubere Umwelt & Energie Altmark“.

Diese habe angeblich zufällig von der Erteilung der Aufsuchungserlaubnis erfahren. Tatsächlich wird es sich wohl eher so zugetragen haben, dass die BI die Seite mit öffentlichen Bekanntmachungen des LAGB regelmäßig durchstöbert und dabei auf diese Mitteilung gestoßen ist.

Eigene Recherchen, wie z.B. eine Nachfrage beim LAGB hat die Autorin der „Salzwedeler Volksstimme“ offensichtlich nicht angestellt. Denn ansonsten stünden sowohl die Bezeichnung der Aufsuchungserlaubnis sowie das Unternehmen, dem die Erlaubnis erteilt wurde, im Artikel. Das ist aber kein Problem, das erledigen wir gerne!

Landesbergbehörde vergibt Aufsuchungserlaubnis „Thielbeer“

Lage der Aufsuchungserlaubnis Thielbeer. Quelle: LAGB

Aus Sicht des Verfassers kamen nur zwei Unternehmen in Frage, an die die Aufsuchungserlaubnis erteilt worden ist. Naheliegend wäre Neptune Energy als Betreiber des Erdgaslagerstättenkomplexes „Altmark“ gewesen. Schließlich ist dem Unternehmen bereits vor einigen Jahren die Aufsuchungserlaubnis „Kunrau“ rund um das isolierte südlichste Teilglied des Komplexes mit der Bezeichnung „Wenze“ erteilt worden. Die Erlaubnis ist inzwischen abgelaufen, ohne das eine einzige technische Maßnahme erfolgte.

Dabei war sich die „Salzwedeler Volksstimme“ doch so sicher, dass sich dort ein „riesiges Gasfeld“ befände. In diesem Zusammenhang möchten wir auf unseren Beitrag Das stille Erlöschen der Aufsuchungserlaubnis Kunrau in der Altmark vom 12.07.2017 verweisen.

In diesem Zusammenhang ist es wichtig zu wissen, dass mit der Erteilung einer Aufsuchungserlaubnis ausdrücklich nicht die Genehmigung technischer Maßnahmen, seien es nun geophysikalische Erkundungsarbeiten oder gar Bohrungen selbst, einhergeht. Dazu das Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) Niedersachsens (Erlaubnis):

Die Erteilung einer Erlaubnis berechtigt den Inhaber nicht zu tatsächlichen Aufsuchungshandlungen sondern stellt lediglich einen Rechtstitel dar, mit dem ihm lediglich aufgrund der nachzuweisenden Eignung das grundsätzliche und ausschließliche Recht zugewiesen wird, die Aufsuchung in dem ihm zugesprochenen Erlaubnisfeld vorzunehmen. Tatsächliche Aufsuchungshandlungen dürfen nur aufgrund zugelassener Betriebspläne (§ 51 ff BBergG) erfolgen. LBEG Niedersachsen.

Als zweites Unternehmen kam dem Verfasser die Geo Exploration Technologies GmbH (GET) in den Sinn.

Diese hatte zum 01.01.2014 die Aufsuchungserlaubnis „Prezelle“ im niedersächsischen Wendland durch das LBEG erteilt bekommen, die zum 31.12.2019 ausläuft. Sie schließt sich unmittelbar an die nun durch das LAGB erteilte Erlaubnis mit der Bezeichnung „Thielbeer“ (kleines Dorf 4 km südlich von Arendsee) in Sachsen-Anhalt an (PDF zum Download). Und tatsächlich ist die Erlaubnis an GET vergeben worden.

Warum mit Bohrungen in der östlichen Altmark nicht zu rechnen ist

Bohranlage T-47 der (damals) EEW beim Ablenken der Bohrung „Püggen 1“. Foto: Steven Arndt, Mai 2013

In der Erlaubnis „Prezelle“ vermutete GET nach eigenen Angaben vom 04.12.2014 ein bedeutendes Potenzial an Kohlenwasserstoffen und dabei speziell Erdöl. Als erfolgversprechende Explorationsmethode sollte dabei die unternehmenseigene Entwicklung namens „Hydroscan“ dienen. Hierbei handelt es sich um eine helikoptergestützte elektromagnetische Erkundungsmethode, die HIER beschrieben wird.

Ob tatsächlich diese hubschraubergestützte Methode in der Erlaubnis „Prezelle“ durchgeführt wurde, entzieht sich der Kenntnis des Verfassers. Jedenfalls hat sie offensichtlich nicht zum erhofften Erfolg, dem Nachweis einer erdölhöffigen Struktur, geführt. Denn eine Erkundungsbohrung ist bis kurz vor Ablauf der Erlaubnis am 31.12.2019 weder durchgeführt noch beantragt worden.

Es ist sowieso erstaunlich, dass GET im Gebiet der Erlaubnis ein größeres Potenzial an Erdöllagerstätten angenommen hat. Denn schließlich wurde dort in der Vergangenheit bereits recht intensiv exploriert.

Gleiches gilt für das benachbarte Gebiet in der Altmark. Denn wie bereits dargelegt waren Erkundungsbohrungen auf Erdgas nicht erfolgreich. Selbst wenn Erdgas vorhanden wäre, wäre mit einer schlechten Qualität zu rechnen gewesen, die aufwendige Aufbereitungsmaßnahmen nach sich zögen. Denn je weiter östlich sich die bekannten altmärkischen Gasvorkommen befinden, umso niedriger ist der Gehalt brennbaren Methans.

Mit Erdöl ist in der Region überhaupt nicht zu rechnen. Sämtliche Erkundungsbohrungen oberhalb des Oberperms konnten westlich des Hamburg-Gifhorner Doggertrogs zu keinem einzigen Nachweis einer Erdöllagerstätte auf dem Gebiet Deutschlands führen. Zahlreiche Erkundungsbohrungen in den 1950er Jahren im Bereich von Salzstöcken im südwestlichen Mecklenburg-Vorpommern waren allesamt trocken! Insofern ist es schon fraglich, was sich GET erhofft und es ist mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit davon auszugehen, dass es keine Bohrungen auf Erdöl oder Erdgas in der östlichen Altmark geben wird.

Wieder Riesenwelle um Nichts?

Erdgas Altmark

Gassammelpunkt Püggen. Foto: Steven Arndt, Mai 2013

Fraglich ist aber auch, warum sich eine Regionalzeitung einzig und allein auf Aussagen einer BI verlässt, anstatt sich bei der Erarbeitung eines Artikels zumindest ergänzend bei der zuständigen Behörde zu informieren.

Es kann nicht angehen, dass diesbezüglich ein kleiner Blog fachliche Aufklärungsarbeit leisten muss, dessen Reichweite aufgrund seiner speziellen Ausrichtung recht eingeschränkt ist.

Letzten Endes wird es sich so verhalten, dass dank der unkritischen Übernahme einer voreingenommenen BI inklusive Bewerbung ihrer „Informationsveranstaltung“ am 03.12.2019 in Arendsee eine Riesenwelle der Verunsicherung der lokalen Bevölkerung erzeugt wird. Das war bereits im Zusammenhang mit der Erteilung der Aufsuchungserlaubnis „Kunrau“ in der Südwestaltmark der Fall und auch im Zusammenhang mit der Erlaubnis „Prezelle“ kam es zu einer nicht nachvollziehbaren Gründung einer „Dagegen“ – BI.

Letztlich verliefen die Riesenwellen im Nichts und es wäre begrüßenswert gewesen, wenn sowohl BI als auch Medien ihre Schlüsse daraus gezogen hätten, im Irrtum gewesen zu sein. Doch zumindest von den BI ist es wahrscheinlich zu viel verlangt anzuerkennen, dass das Auslaufen von Aufsuchungserlaubnissen ein ganz normaler Prozess ist, der nicht ihres Zutuns bedarf. Denn schon vor dem Widerstand gegen die inländische Gewinnung von Erdöl und Erdgas war das Erlöschen von Erlaubnissen gang und gäbe.

 

Artikelfoto: MBWS-Anlage T-49 beim Workover einer Erdgasbohrung in der Altmark. Foto: Steven Arndt, Januar 2018.

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Zu den Erdbeben bei Verden am 20.11.2019 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/zu-den-erdbeben-bei-verden-am-20-11-2019/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/zu-den-erdbeben-bei-verden-am-20-11-2019/#comments Thu, 21 Nov 2019 17:23:58 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8386 Am frühen sowie nochmals am späten Abend des 20.11.2019 hat es zwei spürbare Erdbeben bei Verden nahe Bremen gegeben. Seismische Ereignisse dieser Art sind in der Region nicht ungewöhnlich, wenngleich sie für unmittelbar Betroffene unangenehm sind. Das ist insbesondere dann der Fall, wenn wie in der Vergangenheit geschehen, leichte Schäden an Gebäuden dadurch verursacht werden. […]

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Am frühen sowie nochmals am späten Abend des 20.11.2019 hat es zwei spürbare Erdbeben bei Verden nahe Bremen gegeben. Seismische Ereignisse dieser Art sind in der Region nicht ungewöhnlich, wenngleich sie für unmittelbar Betroffene unangenehm sind. Das ist insbesondere dann der Fall, wenn wie in der Vergangenheit geschehen, leichte Schäden an Gebäuden dadurch verursacht werden. Da die Beben im Bereich der Erdgaslagerstätte Völkersen/Völkersen-Nord auftreten, besteht mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit ein Zusammenhang zwischen der Gasförderung und den seismischen Aktivitäten. Es folgt eine Übersicht zum bisherigen Kenntnisstand sowie Kritik an der politischen Ausschlachtung des Vorfalls.

Ungewöhnlich: Zwei spürbare Beben in kurzer Abfolge

Das erste der beiden gestrigen spürbaren Erdbeben bei Verden ereignete sich nach diversen Zeugenaussagen bei erdbebennews.de gegen 18:30 Uhr. Nach Angaben auf der Seite hatte es eine (vorläufige) Magnitude (Richter) von 3,2 , eine Herdtiefe von 5 Kilometern sowie eine geschätzte Intensität von III-IV. Der Schütterradius wird auf 10 km geschätzt. Aufgrund der Intensität sind Schäden unwahrscheinlich.

Diese Angaben decken sich im Wesentlichen mit zahlreichen Zeugenaussagen, die Intensitäten von II-V angeben. Etwas aus der Reihe tanzt eine Meldung aus dem Ort Schülingen, in der Intensität VI angegeben wird. Zudem ist die Rede von Schäden: Am 20.11.2019 um 18:28 erschütterte uns (Schülingen) ein starkes Erdbeben. Es war sehr stark zu spüren und auch zu hören. Ein lauter Knall war laut zu hören. Bisher können die Schäden noch nicht ermittelt werden. (Intensität VI) Quelle: erdbebennews.de

Ziemlich exakt vier Stunden später ereignete sich ein zweites, mit einer Magnitude von 3,1, ähnlich starkes Beben. Das ist insofern ungewöhnlich, als das bisherigen seismischen Ereignissen in der Region kein weiteres, spürbares Nachbeben folgte. Laut Auswertungen, nachzulesen auf der Facebookseite von Erdbebennews, durch stellenweise deutlich höhere Schwinggeschwindigkeiten war es stärker zu verspüren als das erste, das nun mit einer Magnitude von 3,0 angegeben wird. Zwischen den beiden spürbaren gab es noch ein weiteres Beben mit einer Magnitude von 1,5.

Während bei Erbebennews zum ersten Beben zwei Schadensmeldungen eingingen, waren es beim zweiten fünf. Gemeldet wurden teils große Risse in Putz, Fliesen und Türrahmen sowie oberflächliche Schäden an Dächern. Strukturelle Schäden sind nicht bekannt.

Wintershall Dea als Betreiber des Gasfelds Völkersen nimmt Stellung

Wie einleitend erwähnt, sind die aktuellen sowie auch vorangegangenen Erdbeben bei Verden auf die regionale Erdgasgewinnung aus der Lagerstätte Völkersen/Völkersen-Nord zurückzuführen. Daher wendet sich auch der Betreiber der Lagerstätte, die Wintershall Dea GmbH (Wintershall Dea), in einer Pressemitteilung an die Öffentlichkeit.

Sie bedauert zunächst die Unannehmlichkeiten, die der betroffenen Bevölkerung durch die seismischen Ereignisse entstanden sind. Weiterhin wird auf erste Auswertungsergebnisse bezüglich der vornehmlich in öffentlichen Gebäuden der Region bereits seit Jahren installierten und von einem unabhängigen Dienstleister betriebenen speziellen Messgeräte verwiesen. Diese Geräte ermittelten Schwinggeschwindigkeiten zwischen 1,9 (erstes Beben) und 5,1 Millimeter je Sekunde (zweites Beben).

Da bei solchen Schwinggeschwindigkeiten können Schäden an Gebäuden, wie z.B. Putzrisse, auftreten. Deshalb sollen sich Anwohner, die entsprechende Schäden an ihren Gebäuden feststellen, sich an die Wintershall Dea / Förderbetrieb Gas Nord in Langwedel wenden.

Politischer Furor nach Erdbeben bei Verden

Wie kaum anders zu erwarten, versuchen gewisse politische Akteure Kapital aus den erneuten Erdbeben bei Verden zu schlagen. Allen voran das Mitglied des Bundestages (MdB) Andreas Mattfeldt (CDU): Dieser bezeichnet die Bitte um Entschuldigung der Wintershall Dea als „blanken Hohn“, so die Verdener Kreiszeitung. Angeblich kämpfe er seit 14 Jahren für einen Stopp der Erdgasförderung in verdichteten Siedlungsräumen, heißt es weiter. Ist dem wirklich so?

Denn tatsächlich gibt es Protest gegen die einheimische Erdgasförderung erst mit Aufkommen der „Fracking“-Debatte ab 2011, was auch in Langwedel-Völkersen der Fall war. Und Gemeinden mit Bevölkerungsdichten von 130 bis 190 Einwohnern je Quadratkilometer inklusive der dichter besiedelten Hauptorte Ottersberg und Langwedel als „verdichtet“ zu bezeichnen, zeugt nicht gerade von fundierten demographischen Kenntnissen. Zur Einordnung: Deutschland hat eine Bevölkerungsdichte von 232 Einwohnern je Quadratkilometern, Ballungsgebiete (verdichtete Siedlungsräume) wie das Rhein-Main-Gebiet oder das Ruhrgebiet weisen Bevölkerungsdichten von 388 EW/km² bzw. 1.150 EW/km² auf. Bei den Mattfeldt’schen „verdichteten Siedlungsgebieten“ handelt es sich tatsächlich um unterdurchschnittlich dicht besiedelte.

Weiterhin zitiert Mattfeldt den niedersächsischen Wirtschaftsminister und Parteifreund dahingehend, dass ein Förderstopp aus den großen Erdgasvorkommen bei Verden aus wirtschaftlichen Verpflichtungen nicht möglich wäre. Daraus schließt Mattfeldt, dass die Landesregierung „einzig und allein hinter der Industrie und nicht hinter den Menschen“ stehe.  Eine solche faktenfreiePhrase hätte man eher von den Grünen oder der Linken erwartet.

Und ist das nicht schon peinlich genug, scheint Mattfeldt nicht zu wissen, dass Erdgaslagerstätten dem Staat gehören. Dieser überlässt privatwirtschaftlichen Unternehmen die risikoreiche Aufsuchung und Erschließung von Lagerstätten, profitiert im Erfolgsfall risikolos von der Förderabgabe. Diese betrug für Erdgas in Niedersachsen über 160 Mio. € in 2018. Da Völkersen ca. 1/6 zur Fördermenge beitrug, schöpfte Niedersachsen knapp 27 Mio. € von dort ab. Mit diesem Geld ließe sich so einiges für DIE Menschen stemmen, wenn man es denn vernünftig verwendet.

Ferner verweist Mattfeldt auf den Stopp der Erdgasförderung aus der Lagerstätte Groningen in den Niederlanden aufgrund von Schadensbeben (im Gegensatz zur Region Verden gab es dort zahlreiche strukturelle Gebäudeschäden). Dieser wurde vor einigen Monaten von 2030 auf Mitte 2022 vorgezogen. In zweieinhalb Jahren ist dort also Schluss. Das bedeutet, dass ab dem Zeitpunkt ca. 10 Millionen Menschen sowie Gewerbe und Industrie in Nordwestdeutschland nicht mehr mit niederländischem Erdgas versorgt werden können. Und dann soll auch noch die bereits stark rückläufige Förderung in Deutschland eingestellt werden? Man fragt sich, ob manche Politiker nur von 12 bis Mittag denken.

Mattfeldt spricht weiter von erheblichen Schäden und weist zudem auf negative Folgen für die heimische Getränke- und Lebensmittelindustrie hin. Konkret wurde er dabei nicht, so die Verdener Kreiszeitung. Seine Aussage über angeblich erhebliche Schäden weicht deutlich von den bisherigen Schadensmeldungen ab, die insgesamt von leichten Schäden sprechen. Und welche negativen Folgen die Beben bei Verden für die heimische Getränke- und Lebensmittelindustrie haben sollen, hätten neben der Verdener Kreiszeitung und uns sicherlich auch noch zahlreiche Mitmenschen erfahren wollen. Insgesamt wirken die Behauptungen Mattfeldts aus den Fingern gesogen und lassen das Verhalten eines bockigen Kindes erkennen, dass seinen Willen nicht bekommt und deshalb irgendwelche Märchen erfindet, um seinen Willen durchzusetzen.

Ins selbe Horn trötet die neue Vorsitzende der Fraktion „Die Linke“ im Bundestag, Amira Mohamed Ali. Die Energiekonzerne dürften keine hohen Gewinne einfahren und gleichzeitig die Gesundheit und das Eigentum der Bürger gefährden. Sie fordert ein Ende der Erdgasförderung in der Erdbebenregion sowie eine Entschädigung der Anwohner. Frau Mohamed Ali ist offensichtlich nicht bekannt, dass betroffene Anwohner bereits entschädigt werden. Und das die Erdgasgewinnung in Deutschland die Gesundheit der Bevölkerung gefährde, ist eine gern getätigte Behauptung, die jedoch trotz mehrerer Untersuchungen nicht nachgewiesen werden konnte.

 

Artikelfoto: Bohranlage T-160 auf Bohrung „Völkersen-Nord Z4c“. Foto: Steven Arndt, März 2019

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Gasfeld Söhlingen – Keine Belastung der Bevölkerung https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/gasfeld-soehlingen-keine-belastung-der-bevoelkerung/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/gasfeld-soehlingen-keine-belastung-der-bevoelkerung/#respond Sun, 17 Nov 2019 17:09:33 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8364 Seit Jahren wird der einheimischen Öl- und Gasindustrie unterstellt, sie verschmutze systematisch die Umwelt und gefährde die Gesundheit der Bevölkerung. Ein Gebiet, in dem diese Unterstellungen besonders massiv erhoben wurden, in dem sich das Gasfeld Söhlingen sowie der Feldeskomplex Rotenburg-Taaken befindet. Besonders bedenkenswert war und ist, dass die dortigen Gasförderer pauschal für Krebserkrankungen verantwortlich gemacht […]

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Seit Jahren wird der einheimischen Öl- und Gasindustrie unterstellt, sie verschmutze systematisch die Umwelt und gefährde die Gesundheit der Bevölkerung. Ein Gebiet, in dem diese Unterstellungen besonders massiv erhoben wurden, in dem sich das Gasfeld Söhlingen sowie der Feldeskomplex Rotenburg-Taaken befindet. Besonders bedenkenswert war und ist, dass die dortigen Gasförderer pauschal für Krebserkrankungen verantwortlich gemacht wurden und werden. Eine besonders perfide Rolle spielen dabei einige Medien, die den Anti-Gasförderungs-Aktivisten unkritisch ein Forum für ihre Anschuldigungen bieten.

Fast 40 Jahre Förderung im Gasfeld Söhlingen

Gasfeld Söhlingen - Bohrung Söhlingen Z1

Erdgasförderbohrung „Söhlingen Z1“ im Mäz 2012. Foto: S. Arndt

Die Erdgaslagerstätten in der Region zwischen Soltau und Rotenburg (Wümme) wurden seit den frühen 1980er Jahren entdeckt. So gelang der Aufschluss der Lagerstätte „Söhlingen“ 1980 mit der Bohrung „Söhlingen Z1“. Die Förderung begann wenige Jahre später und erreichte 1996 mit fast 2 Milliarden Kubikmetern ihren Höhepunkt. Inzwischen ist die Produktion deutlich zurückgegangen und erreichte 2018 nur noch knapp 330 Millionen Kubikmeter.

Fast 30 Jahre lang erfolgte die Förderung ohne großes Aufsehen in friedlicher Co-Existenz zwischen Bevölkerung und den Gasförderern. Die Samtgemeinde Bothel, auf deren Gebiet sich neben mehreren Förderplätzen auch die Zentralstation vom Gasfeld Söhlingen befindet, wurde dank Gewerbesteuereinnahmen eine der reichsten Niedersachsens.

Doch die Stimmung kippte schlagartig 2011. Kurz zuvor wurde unkritisch der Film „Gasland“ in öffentlich-rechtlichen Medien ausgestrahlt, obwohl bereits zu diesem Zeitpunkt der verantwortliche Filmemacher Josh Fox eingestanden hatte, bei einer der Schlüsselszenen, dem entzündbaren Wasserhahn, gewusst hatte, dass dieses Phänomen bereits vor der Erdgasförderung in der entsprechenden Region bekannt war.

Auch in anderen Medien, von der Lokalzeitung bis hin zu großen Magazinen fand „Gasland“ seinen durchweg unkritischen Niederschlag. Gleichzeitig wurde bekannt, dass der Betreiber vom Gasfeld Söhlingen, die ExxonMobil Production Deutschland GmbH (EMPG), unweit von Rotenburg eine Bohrung niedergebracht wird. Diese müsste einer hydraulischen Fracbehandlung (umgangssprachlich „Fracking) unterzogen werden, um eine wirtschaftliche Produktionsrate zu erzielen.

Das rief umgehend besorgte Bürger aus dem links-ökologischen Milieu auf den Plan und es wurden Bürgerinitiativen gegen das Vorhaben gegründet. Schließlich wurde in „Gasland“ behauptet, dass der brennende Wasserhahn sowie verschmutzte Trinkwasserbrunnen in den Appalachen Pennsylvanias Folge des „Frackings“ wäre. Zudem wurde verbreitet, dass die Bevölkerung in den „Fracking“-Gebieten Nordamerikas unter gesundheitlichen Beeinträchtigungen zu leiden hätte.

LBEG lässt Umgebungsluft im Gasfeld Söhlingen untersuchen

Gasfeld Söhlingen

Erdgasförderbohrung „Söhlingen Z3“ im März 2012. Foto: S. Arndt

Der Film „Gasland“ war auch Thema einer „Panorama“-Sendung in der ARD. Der damalige Pressesprecher von Exxon Mobil Deutschland wurde mit den Szenen konfrontiert und antwortete darauf (ungefährer Wortlaut): „Wir fördern seit über 30 Jahren sicher und störungsfrei Erdgas“.

Was die eigentliche Förderung betrifft, stimmt das wohl. Allerdings gab es ausgerechnet zu dieser Zeit einen Schaden an einer Leitung, die dem Transport von aus der Tiefe mitgefördertem Lagerstättenwasser dient. Wie es sich gehört wurde nach Feststellung des Schadens die Leitung außer Betrieb genommen und das verschmutzte Erdreich sowie Grundwasser gereinigt. Diese Sanierungsmaßnahme wurde von einem Anwohner an den NDR gemeldet, der umgehend ein Reporterteam losschickte.

Im Ergebnis entstand ein Beitrag für die Sendung „Markt“, in dem die ordnungsgemäße Sanierung des Schadens zum „Umweltskandal“ aufgebauscht hätte, den der „US-Konzern“ versucht hätte, zu vertuschen, so der Vorwurf. Dem ExxonMobil-Pressesprecher wurde im Zusammenhang mit oben genanntem Statement eine „dreiste Lüge vor der Kamera“ vorgeworfen. Dumm nur, dass die Sanierungsmaßnahme aufgrund ihres Ausmaßes nicht übersehen werden konnte sowie ordnungsgemäß auf einem Baustellenschild, was auch im Beitrag gezeigt wurde. Aber angeblich stimmten die dort abgebildeten Rufnummern der Ansprechpartner nicht.

Spätestens nach diesem auf Skandalisierung statt sachlicher Information getrimmten „Markt“-Beitrages formierte sich Kritik und Widerstand gegen die Gasförderung auch in und um Söhlingen, spätestens nachdem der NABU im Umfeld eines Förderplatzes Bodenproben nahm, die „erhöhte“ Quecksilberwerte aufwiesen. Quecksilber ist in Lagerstätten des „Rotliegend“, wozu auch das Gasfeld Söhlingen zählt, ein natürlicher Begleiter im Erdgas.

In den NABU-Proben wurde ein Gehalt von 4,x bzw. 6,x mg Quecksilber je kg Trockenmasse Boden festgestellt. Da der Vorsorgewert bei 0,1 mg/kg für die Bodenart Sand liegt, sprach der NABU von einer 40 bis 70-fachen Grenzwertüberschreitung. Diese Aussage wurde unkritisch von den Medien verbreitet. Dabei gibt es nach Bundesbodenschutzverordnung keine Grenzwerte, sondern eben Vorsorge-, Prüf- sowie Maßnahmewerte. Für den Schutz der menschlichen Gesundheit gelten Prüfwerte. Der niedrigste, für Kinderspielplätze, liegt bei 10 mg Quecksilber je kg Trockenmasse Boden, der für Parks und Freizeitanlagen sogar bei 20 mg/kg. Doch diese entwarnende Einordnung wurde versäumt und aus für die menschliche Gesundheit harmlose Werte skandalisiert.

In der Folge kam das niedersächsische Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) unter Zugzwang, eigenständige Untersuchungen zu Belastungen durch die Erdgasförderung durchzuführen bzw. durch Fachunternehmen durchführen zu lassen. So erfolgten 2012 Langzeitluftuntersuchungen rund um die Zentralstation Söhlingen. Das Ergebnis (LINK): Entwarnend. Es konnten weder erhöhte Werte von Benzol noch von Quecksilber dokumentiert werden. Und während der NDR über jedes Stöckchen sprang, um die Erdgasförderer mit einem Skandal zu belegen, wurde das entwarnende Untersuchungsergebnis verschwiegen. Siehe dazu auch: Das Verschweigen der Entwarnung auf unserer Seite.

Gehäufte Krebsfälle vermutet

Ergebnisse Bodenuntersuchungen Förderplätze Landkreis Heidekreis: Quelle: LBEG

Keine zwei Jahre später wandte sich eine im Gasfeld Söhlingen lebende Frau an die Öffentlichkeit. Ihr wären die zahlreichen Krebserkrankungen im persönlichen Umfeld suspekt. Zügig wurde von den Anti-Gasförderungs-Aktivisten ein vermeintlich Schuldiger ausgemacht: Die Gasförderung in der Region.

Daraufhin gab es eine umfassende Untersuchung in der Bevölkerung der Samtgemeinde Bothel sowie der benachbarter Gemeinden, in denen ebenfalls Erdgas gefördert wird. Das Ergebnis: Für die Samtgemeinde Bothel sowie untergeordnet in Rotenburg sind tatsächlich statistisch signifikant erhöhte Krebsraten ermittelt worden. Allerdings betraf es nur zwei Blutkrebsarten, nämlich das Multiple Myelom sowie das Non-Hodgkin-Lymphom. Betroffen waren lediglich Männer über 60, jedoch keine Frauen. Unmittelbare Nachbargemeinden von Rotenburg sowie Bothel, in denen ebenfalls aus den selben Lagerstätten Erdgas gefördert wird, zeigten hingegen keine Auffälligkeiten.

Logisch betrachtet ist dieses Untersuchungsergbnis also als entlastend hinsichtlich der Gasförderung zu sehen. Die Anti-Gasförderungs-Aktivisten interpretierten es jedoch genau gegenteilig und sahen sich bestätigt. Sie übten weiterhin Druck auf die Politik aus und fanden insbesondere beim NDR willfähige Erfüllungsgehilfen.

Quecksilberkontaminationen hatten weitere Untersuchungen zur Folge

Ergebnisse Bodenuntersuchungen Förderplätze Landkreis Rotenburg/Wümme: Quelle: LBEG

Das bedeutet im Umkehrschluss aber nicht, dass den Gasförderunternehmen ein Persilschein ausgestellt werden kann. Denn tatsächlich sind an zwei Betriebsplätzen im Gasfeld Söhlingen Quecksilberwerte, teilweise durch die EMPG als Betreiber selbst, die sogar den Prüfwert für Industrieanlagen in Höhe von 100 mg je kg Trockensubstanz Boden überschritten. Dies zudem außerhalb des umzäunten Geländes. Betroffen waren Plätze, auf denen ausgemusterte Anlagenteile gereinigt worden sind. Als Ursache für die Kontamination wird quecksilberbelastetes Spritzwasser angenommen.

Das darf natürlich nicht passieren und es ist dabei irrelevant, dass die Werte dort festgestellt worden sind, wo sich normalerweise kein Mensch aufhält. Per Verordnung festgelegte Maximalwerte sind einzuhalten. Diesbezüglich gibt es nichts zu diskutieren! Und wer kritisch beäugt wird, sollte besonders sorgfältig arbeiten.

Infolge dieser Kontaminationen, aber auch infolge der Vorverurteilung, die Erdgasförderung wäre ursächlich für erhöhte Raten des Multiplen Myeloms sowie des Non-Hodgkin-Lymphoms ist seitens des LBEG eine umfangreiche Bodenuntersuchung im Umfeld von 100 Erdgasförderplätzen in Niedersachsen durchgeführt worden. Im Ergebnis mussten an fünf Plätzen, darunter die zwei im Gasfeld Söhlingen, Bodensanierungsmaßnahmen durchgeführt werden, da Quecksilberwerte in einzelnen Proben Prüf- bzw. Maßnahmewerte überschritten. Quecksilber ist, der Vollständigkeit halber, nicht als krebserregend bekannt.

Dennoch begannen die Untersuchungen rund um Bothel, um zu zeigen, dass die Befürchtungen aus Teilen der Bevölkerung ernst genommen wird. Ergänzend erfolgte eine erneute Untersuchung der Umgebungsluft. Die Ergbnisse dürften anhand der bisherigen kaum überraschen: Hinsichtlich der Bodenproben gab es Überschreitungen von Prüfwerten in exakt zwei Fällen. Eine systematische Belastung der Umwelt konnte nicht dokumentiert werden. Mehr dazu hier: Endbericht zu den Untersuchungen im Umfeld von Erdgasförderplätzen

Hinsichtlich der Luftuntersuchung ergab sich ein ähnliches Bild wie 2012. Die Ergebnisse gibt es hier: Immissionsmessungen im Landkreis Rotenburg (Wümme): Untersuchungsergebnisse (2016)

Doch von Fakten lassen sich Aktivisten und unterstützende Medien, die nach eigener Auskunft nur Missstände aufdecken wollen, leider nicht beeindrucken, und so wurden weitere Fässer aufgemacht, wie z.B. ein medial herbeigeredeter Bohrschlammskandal. Siehe dazu unsere umfassenden Serien Medial herbeigeredeter Bohrschlammskandal Teil I bis VII sowie Historische Bohrschlammgruben Teil I bis III 

Und noch ne Untersuchung…

Luftbild Zentralstation Gasfeld Söhlingen. Quelle: Google Maps

Da sich die Aktivisten gegen die heimische Erdgasförderung nicht von den entlastenden Ergebnissen der bisherigen Studien und Beprobungen beeindrucken ließen, hielten sie den Druck gegenüber Behörden und Regierung aufrecht. Zwischenzeitlich konnten sie mit freundlicher Unterstützung des NDR mit zeitweiliger Kooperation des WDR und MDR einen weiteren „Umweltskandal“ vom Zaun brechen, der für die erhöhten Blutkrebsraten in der Samtgemeinde Bothel verantwortlich sein könnte. Historische Bohrschlammgruben aus den 1960er Jahren.

Entsprechend sahen sich die Behörden veranlasst, eine weitere von Steuergeldern finanzierte Studie zu veranlassen, die eine eventuelle räumliche Nähe zwischen aktiven Förderplätzen sowie historischen Bohrschlammgruben und am Mutiplen Myelom bzw. Non-Hodkin-Lymphom untersuchen sollte.

Im Ergebnis stellte sich eine schwache räumliche Korrelation (Zusammenhang) zu aktiven Förderplätzen, eine deutlichere zu historischen Bohrschlammgruben heraus. Eine Kausalität (ursächlicher Zusammenhang) konnte nicht nachgewiesen werden und war auch nicht das Ziel der Untersuchung. Doch allein aufgrund der räumlichen Korrelation sahen sich die Aktivisten in ihrer Vorverurteilung bestätigt. Der Verfasser erinnert sich noch gut an das triumphierende Gehabe der Aktivisten im April 2017 , als die Ergebnisse der Abstandsstudie präsentiert wurden. Mehr dazu hier: Untersuchungsergebnisse zu erhöhten Blutkrebsraten in Bothel

Vertiefende Untersuchungen über ganz Niedersachsen räumten die Korrelation allerdings wieder aus. Das räumliche Zusammnfallen von Erdgasförderung und erhöhten Raten des Mutiplen Myeloms bzw. des Non-Hodkin-Lymphoms bleiben auf die Samtgemeinde Bothel sowie in geringerem Maße auf Rotenburg beschränkt.

Urinuntersuchung als finaler Studienakt?

Gasfeld Söhlingen

ITAG-Rig 30 beim Workover auf Söhlingen Z9 im Mai 2013. Foto: S. Arndt

Und schließlich ergriffen Studentinnen der Medizin Eigeninitiative und wollten anhand einer Studie herausfinden, ob die Erdgasförderung gesundheitlichen Einfluss auf die Bevölkerung im Gasfeld Söhlingen habe. Dazu wurde das Urin freiwilliger Probanden von Anwohnern auf Quecksilber sowie blutkrebsauslösendes Benzol untersucht. Zum Vergleich gab es entsprechende Untersuchungen von Probanden, die außerhalb der Gasfelder leben.

Mit einigen Monaten Verspätung wurde vor wenigen Tagen das Ergebnis der Untersuchungen durch das Niedersächsische Ministerium für Soziales, Gesundheit und Gleichstellung präsentiert: Studie ergibt keine erhöhten Benzol- und Quecksilberbelastungen für Bevölkerung in der Nähe von Erdgasförderanlagen

Mehr gibt es dazu eigentlich nicht zu sagen, gäbe es dazu nicht einen unsäglichen Kommentar von Michael Krüger, Chefredakteur der Rotenburger Kreiszeitung und in der Vergangenheit schon häufiger durch mangelnde Distanz zu den Aktivisten aufgefallen.

Die im Krüger-Artikel Urin-Studie im Zusammenhang mit Erdgasförderung: Keine Belastungen – aber offene Fragen  zitierte nüchterne Feststellung von ExxonMobil „Laut Studie sind Anwohner keiner Benzol- und Quecksilberbelastung aus der Erdgasindustrie ausgesetzt“ und es gebe damit weiterhin „keine Anhaltspunkte für einen Zusammenhang zwischen Kohlenwasserstoffförderung und erhöhten Krebsfällen“ verunglimpft er als Jubelarie und konstatiert „Und auch die Gasförderer sind längst noch nicht raus. Denn ihnen müsste als Schlussfolgerung der Studien jetzt noch viel intensiver auf die Finger geschaut werden: Permanente Schadstoffmessungen bei Fackelarbeiten sind überfällig!“

Was wollen solche Leute wie Michael Krüger eigentlich? Es gab seit 2012 folgende fachlich fundierte Untersuchungen in der Samtgemeinde Bothel:

  • Langzeitluftuntersuchungen rund um die Zentralstation im Gasfeld Söhlingen 2012 – Ergebnis: Entlastend
  • Bodenuntersuchungen von Gasförderplätzen 2016-2018 – Ergebnis: Entlastend
  • Langzeitluftuntersuchung im Gasfeld Söhlingen auch während Fackelarbeiten 2016 – Ergebnis: Entlastend
  • Abstandsstudie zu Bohrschlammgruben und 2016-2017 – Ergebnis: Entlastend
  • Untersuchungen von Speisepilzen 2018 (Unauffällige Pilze) – Ergebnis: Entlastend
  • Human-Biomonitoring-Studie („Urinstudie“) 2019 – Ergebnis: Entlastend

Es bedarf schon eines gerüttelt Maß an Realitätsverweigerung zu fordern, jemandem noch intensiver auf die Finger zu schauen, wenn 6 von 6 fachlich fundierter Untersuchungen ergeben, dass dem unter Verdacht gestellten nicht ansatzweise eine Verantwortung nachgewiesen werden kann.

Prinzipiell wäre zu erwarten, dass nach dieser Vielzahl entlastender Untersuchungen langsam auch bei den Kritikern Vernunft einkehrt. Doch ob die „Urinstudie“ der letzte Akt war, bleibt abzuwarten.

Denn andernorts wird aktuell versucht, die jahrzehntelange Erdölförderung in Ostniedersachsen für vermeintlich erhöhte Krebsraten verantwortlich zu machen. Christian Schroeder, grüner Abgeordneter des Kreistags Gifhorn ist davon zumindest überzeugt, auch wenn Fachleute das anders sehen (Hankensbüttel: Krebsfälle entlang einer Route?)

. Es bleibt abzuwarten, was folgt. Kontakte zum NDR-Skandalisierungsformat „Markt“ sind bereits geknüpft. Siehe dazu unseren Beitrag NDR Markt rückt mit Falschdarstellungen Ölförderung in schlechtes Licht

In diesem Sinne… Glück Auf!

 

Artikelfoto: Erdgasförderbohrung Preyersmühle-Süd Z1. Foto: Steven Arndt, April 2017

Der Beitrag Gasfeld Söhlingen – Keine Belastung der Bevölkerung erschien zuerst auf Erdöl und Erdgas in Deutschland.

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Lithium – eine Chance auch für die deutsche Erdöl- und Erdgasbranche? – Teil 2 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/lithium-eine-chance-auch-fuer-die-deutsche-erdoel-und-erdgasbranche-teil-2/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/lithium-eine-chance-auch-fuer-die-deutsche-erdoel-und-erdgasbranche-teil-2/#respond Mon, 04 Nov 2019 16:44:36 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8356 von Dipl.-Geologe Dirk Weißenborn, Wietze In Teil 1 dieser Abhandlung wurden die verschiedenen Typen an Lithiumvorkommen ansatzweise besprochen und darüber hinaus die Aktivitäten nordamerikanischer Unternehmen zur Gewinnung von Lithium aus den dortigen Abwässern der Kohlenwasserstoffindustrie schlaglichtartig mittels Verlinkungen vorgestellt. Wieviel Lithium könnte jährlich aus Lagerstättenwasser extrahiert werden? Will man eine Abschätzung der aus deutschen Lagerstättenwässern […]

Der Beitrag Lithium – eine Chance auch für die deutsche Erdöl- und Erdgasbranche? – Teil 2 erschien zuerst auf Erdöl und Erdgas in Deutschland.

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von Dipl.-Geologe Dirk Weißenborn, Wietze

In Teil 1 dieser Abhandlung wurden die verschiedenen Typen an Lithiumvorkommen ansatzweise besprochen und darüber hinaus die Aktivitäten nordamerikanischer Unternehmen zur Gewinnung von Lithium aus den dortigen Abwässern der Kohlenwasserstoffindustrie schlaglichtartig mittels Verlinkungen vorgestellt.

Wieviel Lithium könnte jährlich aus Lagerstättenwasser extrahiert werden?

Will man eine Abschätzung der aus deutschen Lagerstättenwässern gewinnbaren Lithiummengen vornehmen, ist – noch vor der Beurteilung der verfahrenstechnischen Leistungsfähigkeit – zwei grundlegenden Fragen nachzugehen:

  1. Wie hoch sind die Konzentrationen an gelöstem Lithium in den verschiedenen Lagerstättenhorizonten?

  1. Welche Mengen an Lagerstättenwässern werden in Deutschland jährlich mitgefördert?

Man wird schnell feststellen, dass es nur relativ wenige, frei verfügbare Informationen zum Thema Lithiumkonzentrationen in Lagerstättenwässern gibt. Eine Zusammenfassung zahlreicher Analysendaten (Medianwerte verschiedener Horizonte) entstammt der folgenden Webadresse:

https://www.researchgate.net/publication/272677993_Hydrochemie_der_Tiefenwasser_in_Deutschland#pf5

Z. geol. Wiss., Berlin 41/42 (2013/14) 5–6: 339 – 380, 16 Abb., 1 Tab.

Z. geol. Wiss. 41/42 (5–6) 2013/14 339

Hydrochemie der Tiefenwässer in Deutschland

INGRID STOBER (Karlsruhe), MARKUS WOLFGRAMM (Neubrandenburg) & JOHANNES BIRNER (Neubrandenburg)

Die Publikation behandelt das Thema aus dem Blickwinkel der Tiefengeothermie, berücksichtigt aber auch Analysenergebnisse aus dem Bereich der Erdöl- und Erdgaslagerstättenwässer.

Zum Lithium enthält sie folgende – wörtlich zitierte – Aussage:

Lithium hat die höchsten Konzentrationen in den Wässern des Rotliegend (Median: 100 mg/l), gefolgt vom Zechstein (Median: 58 mg/l) und Buntsandstein (Median: 30 mg/l). Die Gehalte der weiteren Schichtenfolgen sind < 10 mg/l

Es sei darauf hingewiesen, dass für jeden Medianwert gilt: 50% der Datenelemente liegen darüber und 50% darunter. Lokal dürften also auch höhere Li-Konzentrationen zu erwarten sein.

Klar erkennbar ist die Zunahme der Li-Konzentrationen mit der Teufe. Es spielen aber auch andere Faktoren eine Rolle, z.B. aufsteigende Wässer aus sauren Vulkaniten (Rotliegend) und Nähe zu Eindampfungssedimenten (Zechstein).

Aufgrund der höheren Gehalte sollen hier nur die Li-Konzentrationen der Wässer in Rotliegend und Zechstein als Ausgangsdaten dienen. Wir mitteln – sachlich nicht ganz sauber – die Werte 100mg/ und 58mg/l (arithmetisch) und erhalten den Durchschnittswert 79mg/l

Um nun überschlägig ermitteln zu können, wieviel Lithium aus deutschen Lagerstättenwässern des Erdgasförderung gewonnen werden kann, betrachten zusätzlich wir die folgenden Zahlen:

  • 6,3 Milliarden m³ inländische Erdgasförderung:(2018),

(Quelle: Wirtschaftverband Erdöl, Erdgas,Geothermie)

  • 50 cm³ Lagerstättenwasser fallen je Normkubikmeter an,

(Quelle: Exxonmobil-Webseite)

Unter Berücksichtigung der Tatsache, dass in den 6.3 Milliarden Kubikmetern inländischer Erdgasförderung auch Erdgasvolumina aus dem Buntsandstein enthalten sind, wird in dieser abschätzenden Plausibilitätsrechnung von 6 Milliarden Kubikmetern Erdgas aus den Formationen Rotliegend und Zechstein ausgegangen.

Die Gesamtrechnung des Volumens an Erdgaslagerstättenwässern lautet somit:

6 Milliarden [m³] x [50 / 106] m3 = 300.000 m³ Lagerstättenwasser jährlich

Die weiter oben rechnerisch ermittelte durchschnittliche Li-Konzentration von 79 mg/l bzw. 79 g / m³ muss somit nur noch mit diesem aktuellen, jährlichen Volumen anfallenden Lagerstättenwassers multipliziert werden:

300.000 [m³] x 0,079 kg = 23700 kg = 23,7 to

Eine solche jährliche Lithiumgewinnung aus Lagerstättenwässern der beiden wichtigsten deutschen Erdgasformationen erscheint tatsächlich marginal. Ein Blick in die globale Förderstatistik unter dem Suchwort „Lithium“ bei Wikipedia weist allein für Chile 14100 t/a und Australien 18700 t/a aus. Selbst für das weniger bedeutende Lieferland Portugal schlagen immerhin noch 400 t/a zu Buche.

Die knapp 24 t Lithium jährlich reichen tatsächlich für die Akkus von nur etwa 2400 bis 5000 Elektrofahrzeugen jährlich. Damit bewegt man sich – je nach Modell – in Bereichen von weniger als einer Wochenproduktion.

Die knapp 24 t Lithium p.a. wurden zudem unter der Prämisse einer 100-prozentigen Extraktion des Lithiums errechnet. Tatsächlich dürfte der Extraktionsgrad jedoch geringer sein.

Auf die rechnerische Heranziehung von Erdöllagerstättenwässern zur potentiell möglichen Lithiumgewinnung wurde hier allein schon aufgrund der oben genannten geringen Werte (<10 mg/l) verzichtet. Schließlich bedeutet es zunächst einen Investitionsaufwand unbekannter Höhe (Extraktionsanlagen), sofern die Erdöl- und Erdgasbranche oder andere Investoren in Deutschland überhaupt in dieses Geschäft einsteigen wollten.

Lithium auch in anderen mineralisierten Tiefenwässern enthalten

Andererseits ist die Gewinnung bereits gelösten Lithiums aus Lagerstättensolen betriebswirtschaftlich mit Sicherheit günstiger, als Festgesteinsvorkommen in Deutschland, z.B. im Erzgebirge, abzubauen und einem aufwändigem chemischen Aufschluss- und Verarbeitungsprozess zu unterziehen.. Man denke nur an die Genehmigungsverfahren und Schwierigkeiten durch nachbarschaftliche Einsprüche und eventuelle gerichtliche Klageverfahren. Zudem macht die Förderung eines „by-products“ neben dem Erdgas betriebswirtschaftlich durchaus Sinn.

Allerdings sollte das Lithium als „bergfreier“, also der Allgemeinheit gehörender Bodenschatz, staatlicherseits komplett von Förderabgaben befreit werden.

All das und noch wesentlich mehr (Preise, Erlöse; etc.) gilt es abzuwägen und sicher haben solche Vorhaben unter den aktuellen Gesamtumständen kaum Aussicht auf Realisierung.

Die knapp 24 t Li jährlich aus dem Erdgassektor allein stellen kein gutes Pro-Argument dar. Denken wir jedoch über den Kohlenwasserstoffsektor hinaus, so kommen zusätzlich der Sektor Tiefengeothermie sowie die Kaliindustrie mit ihren erheblichen Solemengen als zusätzliche Lieferanten in Frage.

So verschiedene Produzenten zu einheitlichem Handeln zu bewegen und unterstützende Rahmen für diese zu setzen, ist jedoch Aufgabe der Politiker.

Wenn diese jedoch nichts an der 100% Li-Importabhängigkeit der deutschen Wirtschaft ändern wollen, ist jeder offene Gedankenansatz von vornherein zum Scheitern verurteilt.

Über Rückmeldungen und Anmerkungen zum Thema Lithiumextraktion aus Lagerstättenwässern und anderen Solen würde sich der Autor sehr freuen.

Artikelfoto: KCA-Deutag Bohranlage T-208 auf Bohrung Dötlingen Z3A. Foto: Markus Stahmann, Juli 2019

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In der Grafschaft Bentheim wird wieder gebohrt https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/in-der-grafschaft-bentheim-wird-wieder-gebohrt/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/in-der-grafschaft-bentheim-wird-wieder-gebohrt/#respond Sun, 03 Nov 2019 16:15:24 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8349 Im Januar 2019 berichteten wir darüber, dass der in Lingen ansässige deutsche Ableger des Erdöl- und Erdgasproduzenten Neptune Energy eine neue Erdgasbohrung im Gasfeld „Adorf“ plant. Nachdem der Bohrplatzbau beendet sowie alle behördlichen Genehmigungen vorliegen, kann nun mit den Bohrarbeiten begonnen werden. Zudem beginnt im von Wintershall Dea operierten Ölfeld Emlichheim am Nordrand der Grafschaft […]

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Im Januar 2019 berichteten wir darüber, dass der in Lingen ansässige deutsche Ableger des Erdöl- und Erdgasproduzenten Neptune Energy eine neue Erdgasbohrung im Gasfeld „Adorf“ plant. Nachdem der Bohrplatzbau beendet sowie alle behördlichen Genehmigungen vorliegen, kann nun mit den Bohrarbeiten begonnen werden. Zudem beginnt im von Wintershall Dea operierten Ölfeld Emlichheim am Nordrand der Grafschaft Bentheim eine neue Bohrkampagne.

Adorf Z15 sucht nach Teillagerstätte

Aufbau der Bohranlage auf der Lokation „Adorf Z15“. Foto: C. Lübbers, November 2019.

In der Grafschaft Bentheim sowie dem benachbarten Emsland befinden sich zahlreiche kleinere bis mittelgroße Erdgaslagerstätten. Diese befinden sich in verschiedenen geologischen Formationen im Karbon (Sandsteine), Zechstein (Karbonate) sowie Buntsandstein (Sandsteine). In einer Lagerstätte erwiesen sich zudem Sandsteine des Rotliegend als gasführend. In der Lagerstätte Adorf sind bislang Buntsandstein und Zechstein produktiv (gewesen).

Mit der „Adorf Z15“ ist nach Angaben von Neptune Energy das Karbon in 3.500 m Tiefe der Zielhorizont. Demnach handelt es sich um eine Teilfeldsuchbohrung. Hintergrund des Vorhabens sind seismische Untersuchungen aus dem Jahr 2014. In deren Auswertung zeigte sich eine möglicherweise gasführende Struktur. Ob tatsächlich Erdgas vorhanden und es sich wirtschaftlich fördern lässt, kann nur mittels einer Tiefbohrung mit anschließenden Testarbeiten ermittelt werden.

Zum Abteufen der Bohrung wird eine Bohranlage des Unternehmens KCA-Deutag aus Bentheim verwendet. Deren Errichtung ist inzwischen abgeschlossen, so dass mit dem Beginn der Bohrarbeiten in den nächsten Tagen gerechnet werden kann. Eventuell haben sie bereits begonnen.

Für die Bohrarbeiten ist ein Zeitraum von drei Monaten vorgesehen. Anschließend erfolgen nach Abbau der Bohranlage Fördertests. Sollten diese eine Gaslagerstätte nachweisen, werden auf dem Platz Förder- und Aufbereitungsanlagen installiert. Das gewonnene Gas wird direkt in das regionale Netz eingespeist.

Über das Ergebnis der Bohrung werden wir bei gegebener Zeit unsere Leserschaft informieren.

Neue Bohrkampagne an Nordgrenze der Grafschaft Bentheim

MBWS-Bohranlage T-48 im Ölfeld Emlichheim. Foto: S. Arndt, Januar 2017.

Neben den Gaslagerstätten gibt es in der Grafschaft Bentheim sowie im benachbarten Emsland auch zahlreiche Öllagerstätten. Doch anders als bei den Gasfeldern zählen einige davon zu den bedeutendsten in Deutschland. Zu diesen zählt auch das Ölfeld Emlichheim. In den letzten Monaten erlangte es aufgrund einer größeren Havarie, aus einer Bohrung traten bis zu 220.000 Kubikmeter Lagerstättenwasser aus, zu ungewollter Bekanntheit. Auch wir berichteten dazu z.B. hier: Lagerstättenwasser-Austritt Emlichheim – Die Fakten und hier: Lagerstättenwasser-Austritt Emlichheim 132 – Die Skandalisierung

Doch auch für seine vergleichsweise stabile Förderhistorie über Jahrzehnte hinweg, die nur durch fortwährende technische Innovationen möglich ist, ist das Ölfeld bekannt. Um die Förderung weiterhin auf hohem Niveau halten zu können, beginnt in diesen Tagen eine weitere Bohrkampagne, wie der Betreiber Wintershall Dea in einer Pressemitteilung vom 25.10.2019 bekannt gab. Nach Planungen des Betreibers sollten die Bohrarbeiten am 1. November 2019 mit der Bohrung „Emlichheim 192“ im Westteil des Ölfeldes beginnen.

Insgesamt sind im Rahmen der Kampagne vier neue Bohrungen von drei verschiedenen Plätzen aus vorgesehen. Dazu wurden ab Juni 2019 an diesen Standorten die Standrohre gerammt und die Betriebsplätze hergerichtet. Zusätzlich werden im Zuge der Kampagne zwei Ablenkungen aus bereits bestehenden Bohrungen erfolgen. Für jede Bohrung ist ein Zeitraum von je zwei Wochen anberaumt, wobei die Arbeiten rund um die Uhr an allen Wochentagen laufen werden. Der Abschluss der neuen Bohrkampagne ist für Februar 2020 vorgesehen.

Mit den neuen Bohrungen ist der Hauptspeicher der Lagerstätte, der Bentheimer Sandstein in 800 bis 900 m Tiefe. Ziel ist es, die Förderung von rund 150.000 Tonnen Erdöl pro Jahr weiterhin aufrecht zu erhalten.

 

Artikelfoto: MBWS-Bohranlage T-48 im Ölfeld Emlichheim. Foto: S. Arndt, Januar 2017

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Bohrung „Steig 1“ wirtschaftlich ölfündig https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bohrung-steig-1-wirtschaftlich-oelfuendig/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/bohrung-steig-1-wirtschaftlich-oelfuendig/#comments Thu, 17 Oct 2019 14:53:42 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8339 Vor exakt einem Vierteljahr berichteten wir darüber, dass die Erkundungsbohrung „Steig 1“ im Oberrheingraben bei Weingarten auf Erdöl gestoßen ist. Ob wirtschaftlich ölfündig, stand zum damaligen Zeitpunkt noch nicht fest. Nun liegen erste Ergebnisse der Auswertungen des seit einigen Jahren in den in den Kohlenwasserstoffprovinzen „Oberrheingraben“ sowie „Alpenvorland“ aktiven Unternehmens Rhein Petroleum vor. Ferner möchten […]

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Vor exakt einem Vierteljahr berichteten wir darüber, dass die Erkundungsbohrung „Steig 1“ im Oberrheingraben bei Weingarten auf Erdöl gestoßen ist. Ob wirtschaftlich ölfündig, stand zum damaligen Zeitpunkt noch nicht fest. Nun liegen erste Ergebnisse der Auswertungen des seit einigen Jahren in den in den Kohlenwasserstoffprovinzen „Oberrheingraben“ sowie „Alpenvorland“ aktiven Unternehmens Rhein Petroleum vor. Ferner möchten wir über ein anderes Ölprojekt unter Verantwortung von Neptune Energy in der Grafschaft Bentheim informieren.

„Steig 1“ wirtschaftlich ölfündig

MND-Bohranlage Rig 40 nach Abschluss der Bohrarbeiten der „Steig 1“. Foto: F. Müller, 2019.

Ziel der Bohrung war es, die ca. 900 Meter unter der Erdoberfläche liegenden „Pechelbronner Schichten“ auf Ölführung zu untersuchen. In diesen Schichten befinden sich im Oberrheingraben unregelmäßig verteilt meist kleine bis sehr kleine Erdöllagerstätten. Lediglich zwei Lagerstätten erzielten eine Gesamtförderung von über 1 Million Tonnen während die meisten anderen oftmals nicht einmal die 100.000-Tonnen-Marke überschritten. Zum Vergleich: In Deutschland werden jährlich ungefähr 100 Millionen Tonnen Erdöl verbraucht.

Mit der Bohrung „Steig 1“ sollte ein seit den 1950er Jahren bekanntes Ölvorkommen bestätigt werden, was seinerzeit wirtschaftlich nicht ausgefördert werden konnte. Es befindet sich im näheren Umfeld einer kleinen Öllagerstätte, die bereits in den frühen 1960er Jahren aufgegeben worden ist. Dass die Bohrung „Steig 1“ ölfündig wird, war demnach nicht unwahrscheinlich.

Am 09.07.2019 gab Rhein Petroleum bekannt, dass die Bohrung auf Öl gestoßen ist. Ob sie wirtschaftlich ölfündig ist, konnte erwartungsgemäß zu diesem Zeitpunkt noch nicht bestätigt werden. Dazu sind Testarbeiten und deren Auswertung erforderlich.

Am 15.10.2019 gab Rhein Petroleum in einer Pressemitteilung bekannt, dass mit der vorläufigen Auswertung der Daten eine Wirtschaftlichkeit des Ölfunds nachgewiesen werden konnte. In den Sandsteinen konnte eine Ölsäule von insgesamt 150 Metern nachgewiesen werden. Nun könne mit den Planungen zu möglichen weiteren Schritten begonnen werden. Unter anderem sind weitere Bohrungen angedacht, um die Lagerstätte mit seinen Ölreserven zu entwickeln.

Neptune Energy kündigt weitere Bohrung im Feld „Ringe“ an

Förderplatz Ringe mit den Bohrungen „Ringe Z1“ (Erdgas) sowie „Ringe 3“, „Ringe 4a“ und „Ringe 5“ (Erdöl). Quelle: NIBIS-Kartenserver des LBEG

1998 ist die Teilfeldsuchbohrung „Ringe Z1“ zur Untersuchung der westlichen Fortsetzung der Antiklinalstruktur „Adorf“, die dort die Bildung der dortigen Erdgaslagerstätte ermöglicht hat, niedergebracht worden. Zielhorizonte waren das Staßfurt-Karbonat im Zechstein sowie Sandsteine des Oberkarbon. Im Zuge der Bohrung ist auch der Bentheimer Sandstein durchörtert und ölführend angetroffen worden ( Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 1998). Die eigentlichen Bohrziele erwiesen sich wie erhofft als gasführend, wenngleich die inzwischen abgeförderten Reserven im Staßfurt-Karbonat mit ca. 2,6 Millionen Kubikmetern bescheiden ausfielen. Die Sandsteine des Karbon stehen hingegen auch heute noch in Produktion und haben bis Ende 2018 über 892 Mio. m³ erbracht ( Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2018). Zur Einordnung: Ein mit Erdgas beheizter Haushalt verbraucht pro Jahr ca. 4.000 m³.

Der Ölfund der Bohrung ist hingegen später durch eigenständige Bohrungen entwickelt worden. Den Auftakt machte die Bohrung „Ringe 3“, die im Jahr 2001 unweit der Fundbohrung vom selben Platz niedergebracht wurde und erwartungsgemäß ölfündig einkam. Es folgten 2004 die „Ringe 4/4a“ sowie 2012 die „Ringe 5“. Beide befinden sich ebenfalls auf dem selben, nunmehr erweiterten Platz wie die vorangegangenen Bohrungen.

Am 08.10.2019 gab Neptune Energy, Betreiber der Lagerstätte in einer Pressemitteilung bekannt, eine weitere Produktionsbohrung mit der Bezeichnung „Ringe 6“ abteufen zu wollen. Ziel der Bohrung ist der Bentheimer Sandstein in ca. 1.500 m vertikaler Teufe. Nach Errichtung des Bohrplatzes, wiederum eine Erweiterung des vorhandenen Förderplatzes, soll in einem zweiten Schritt ab Mitte November die Bohranlage errichtet werden. Sie soll dann bis Ende Dezember 2019 die neue Bohrung niederbringen. Zuständig für die Errichtung des Bohrplatzes und die Durchführung der Bohrung ist Wintershall Dea. Alle Maßnahmen setzen eine vorliegende Genehmigung durch die zuständige Landesbergbehörde voraus.

 

Artikelfoto: DrillTec-Bohranlage beim Niederbringen der Rhein Petroleum-Bohrung „Stockstadt 2001″ zur (nicht erfolgreichen“ Wiedererschließung der Öllagerstätte „Stockstadt“. Foto: R. Warlich

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Lithium – eine Chance auch für die deutsche Erdöl- und Erdgasbranche? https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/lithium-eine-chance-auch-fuer-die-deutsche-erdoel-und-erdgasbranche/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/lithium-eine-chance-auch-fuer-die-deutsche-erdoel-und-erdgasbranche/#respond Sun, 13 Oct 2019 16:36:16 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8329 von Dipl.-Geologe Dirk Weißenborn, Wietze Dieser Blog konzentriert sich inhaltlich auf Erdöl und Erdgas in Deutschland. Dennoch soll an dieser Stelle einmal ein hochinteressanter und potentiell zukunftsträchtiger Begleitaspekt der Erdöl- und Erdgasförderung Erwähnung und Würdigung finden. Die Gewinnung von Lithium aus Abwässern der Erdöl- und Erdgasgewinnung! Stand der Lithium-Gewinnung weltweit In Kanada und den USA […]

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von Dipl.-Geologe Dirk Weißenborn, Wietze
Dieser Blog konzentriert sich inhaltlich auf Erdöl und Erdgas in Deutschland. Dennoch soll an dieser Stelle einmal ein hochinteressanter und potentiell zukunftsträchtiger Begleitaspekt der Erdöl- und Erdgasförderung Erwähnung und Würdigung finden. Die Gewinnung von Lithium aus Abwässern der Erdöl- und Erdgasgewinnung!

Stand der Lithium-Gewinnung weltweit

In Kanada und den USA sind mehrere Unternehmen aktiv geworden, welche das in diesen Abwässern (Laugen) neben vielen anderen gelösten Substanzen vorkommende Alkalimetall Lithium extrahieren wollen. Der folgende Link soll für einen ersten Eindruck sorgen: LINK
Man beachte, dass Google eine auch auf Deutsch übersetzte Webseite (oben rechts auwählen!) anbietet. Die Übersetzung ist zwar mäßig, jedoch erscheint sie für den ersten Überblick ausreichend. Wie dort ersichtlich, hat sogar der Begriff „Petrolithium“ Einzug gehalten. Lithium stellt einen der wichtigsten Grundstoffe zahlreicher heutiger und eventuell zukünftiger Produkte dar. Ganz konkret besonders im Hinblick auf Akkus, z.B. in Smartphones, E-Fahrzeugen und Stromspeichern in Einfamilienhäusern zur Verbesserung der Nutzung von selbst erzeugtem Solarstrom.
Wie weitgehend sich die Umstellung auf eine strombasierte Energielandschaft zukünftig realisieren lässt, soll an dieser Stelle nicht weiter diskutiert werden. Fakt ist jedoch, dass der Bedarf an Lithium global deutlich zunehmen könnte. Man danke dabei allein schon an die Automobilindustrie. Obwohl Lithium mit durchschnittlich ca. 60 g/t global keineswegs selten ist, bereitet seine Verfügbarkeit zunehmende Schwierigkeiten. In Deutschland wird aktuell kein Lithium aus primären geologischen Quellen gewonnen.
Hauptherkunftsländer sind aktuell :
1. Chile, Argentinien, Bolivien. Dort werden erhebliche Lithiummengen aus den Salzen in den Becken der Hochanden gewonnen. Dazu ist sehr viel kostbares Süßwasser erforderlich, welches dort eher als knapp zu bezeichnen ist. Diese Lithiumgewinnung wird von vielen als umweltschädlich bezeichnet und hat zudem den Nachteil, dass die Eindampfung in den Salzbecken recht zeitaufwändig ist.
2. Australien. Dort wird das Lithium aus den sogenannten Pegmatiten (vereinfacht: Granitabkömmlinge, entstanden aus Hochtemperaturfluiden) mittels bergbaulicher Methoden (meist Tagebau) extrahiert. Zwar sind die Umweltschäden – vor allem hinsichtlich des Wasserhaushaltes dort wohl zu vernachlässigen, jedoch stellen Lösung des Erzes und die anschließende Aufbereitung bis hin zur Darstellung des Zwischenproduktes (entweder Lithiumcarbonat oder Lithiumhydroxid) erhebliche Anforderungen.

Lithium-Erkundungsaktivitäten in Deutschland

Erkundungsaktivitäten laufen auch in sogenannten „Greisen“ (durch hochtemperierte wandernde Lösungen veränderte Bereiche von Graniten) des Erzgebirges – sowohl auf tschechischer Seite bei Cinovec südlich von Altenberg als auch bei Sadisdorf/Hegelshöhe auf deutscher Seite. In beiden Fällen sind australische Bergbauunternehmen (European Metals, eventuell bald mit Anteilen eines tschechischen Staatsunternehmens, Lithium Australia, München) tätig. Im Visier steht u.a. der lithiumhaltige Glimmer Zinnwaldit (!) mit der Zusammensetzung K (Fe2+,Al, Li )[(OH,F)2|(Si,Al)4O10].

Die Punkte 2.) und 3.) können wir stark vereinfachend an dieser Stelle auch als Li-Festgesteinslagerstätten zusammenfassen.

In allen Kategorien muss das Element Lithium erst in Lösung gebracht werden um es anschließend selektiv abzutrennen. Dagegen befindet sich Lithium in schon gelöster Form in Ölfeldwässern und auch Wässern aus der Erdgastrocknung. Somit findet seit langer Zeit weltweit schon eine Art Förderung statt – allerdings ohne das Alkalimetall abzuscheiden und anschließend zu nutzen.

Stattdessen wird es nach der Abtrennung vom eigentlichen Rohstoff Erdöl oder Erdgas der Lagerstätte oder einer aufgegebenen Lagerstätte in Form der Verpressung oder Versenkung wieder zugeführt. Ein US-Unternehmen, welches mit der kanadischen MgX-Minerals zusammen arbeitet ist Eureka: LINK 

Gewinnung von Lithium aus Lagerstättenwasser

Lagerstättenwasser-Versenkbohrung in der Altmark. Foto: S. Arndt, Dezember 2012.

Konkret geht es um ein aktuell realisiertes Projekt u.a. zur Lithiumgewinnung aus Lagerstättenwässern nahe der Stadt Towanda im Bundesstaat Pennsylvania. Es handelt sich dabei um ein Kerngebiet der US-amerikanischen Schiefergasgewinnung aus dem Marcellus-Shale und dem angrenzenden Utica-Shale. Dort ist Hydraulic Fracturing (umgangssprachlich „Fracking“) gängige Methode. Man sieht, dass es ernst zu nehmende Ansätze zur Verbesserung der Umweltbilanz durch Gewinnung wertvoller Stoffe – nicht nur Lithium – aus Abwässern gibt. Das dürfte den hiesigen „No-Fracking“ Apologeten des Weltuntergangs wohl auch nicht gefallen, interessiert hier jedoch nur am Rande.

Ein kurzer Textauszug aus dem obigen Link soll die Bedeutung sowohl für die „alte“ Kohlenwasserstoffindustrie als auch die „neue“ Zukunftsindustrie rund um die Erneuerbaren und zahlreiche weitere Anwendungen illustrieren. Zitat: Deep natural gas reserves located in the Marcellus and Utica shale account for approximately 40% of all natural gas produced in the United States. The oil and gas operations in this region also generate large volumes of produced water. Eureka uses advanced treatment technology to convert 10,000 barrels per day of this produced water into valuable co-products, including fresh water, high-purity sodium chloride and calcium chloride. Through this joint venture, Eureka will begin extracting lithium as well.

Die Webseite des Partners MgX-Minerals zeigt auch ein illustrierendes Foto der Abwaaserbehandlungsanlage: LINK

Die Verfolgung ähnlicher Vorhaben in Deutschland würde wegen der erwartbaren Zusatzproduktion wertvoller Stoffe durchaus lukrativ sein können. Die Nutzungszeit bestehender Erdöl- und Erdgaslagerstätten durch Nebenprodukte wie Lithium würde sich verlängern, Arbeitsplätze und Steuereinnahmen gesichert werden. Auch die Tiefbohr- und Workoverbranche würde profitieren können. Ebenfalls wäre, heimische Produktion der Abscheideanlagen vorausgesetzt, ein gewisser Impuls für den heimischen Maschinen- und Apparatebau zu erwarten.

Schließlich wäre all denjenigen, welche die heutige Erdöl- und Erdgasgewinnung lieber heute als morgen schließen lassen würden, ein Gutteil ihrer Argumentationsgrundlage genommen. „Fossil“ brächte nämlich wertvolle Stoffe für die Zukunft hervor. Möglicherweise funktionieren damit sogar Bestandteile der „Energiewende“ besser. Und man würde im eigenen Land über Lithium verfügen, anstatt es über die Weltmeere aus Südamerika oder Australien zu beziehen.

Sofern aufgrund vorhandener Daten möglich, folgt ein zweiter Beitrag zu den geologisch-chemischen Vorraussetzungen der Lithiumgewinnung aus Lagerstättenwässern sowie zur eigentlichen Technologie. Im Bestfalle wäre eine Abschätzung hinsichtlich der dadurch möglichen prozentualen Deckung des deutschen Lithiumbedarfes denkbar. Möge dieser Beitrag zahlreiche Leser finden. Ganz besonders unter Managern und Politikern.

 

Artikelfoto: Erdgasbohrung Burgmoor Z5 bei Uchte in Niedersachsen, Foto: Steven Arndt, März 2019

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Erdöl-Erdgas-Aktivitäten September 2019 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/erdoel-erdgas-aktivitaeten-september-2019/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/erdoel-erdgas-aktivitaeten-september-2019/#respond Mon, 07 Oct 2019 15:23:48 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8316 Im September 2019 fanden verschiedene Projekte zur Aufsuchung und Entwicklung heimischer Erdöl- und Erdgaspotenziale ihren Abschluss sowie ihren Beginn. Auch ein Vorhaben zur sicheren Verwahrung einer Erdölbohrung wird umgesetzt. In diesem Beitrag wollen wir nachträglich darüber berichten. Ergänzt am 08.10.2019 Dötlingen Z3A beendet Die im Juli 2019 begonnene Bohrung „Dötlingen Z3A (3.Loch)“ ist im September […]

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Im September 2019 fanden verschiedene Projekte zur Aufsuchung und Entwicklung heimischer Erdöl- und Erdgaspotenziale ihren Abschluss sowie ihren Beginn. Auch ein Vorhaben zur sicheren Verwahrung einer Erdölbohrung wird umgesetzt. In diesem Beitrag wollen wir nachträglich darüber berichten. Ergänzt am 08.10.2019

Dötlingen Z3A beendet

Aufbau Bohranlage T-208 auf Bohrung Dötlingen Z3A. Foto: Markus Stahmann

Die im Juli 2019 begonnene Bohrung „Dötlingen Z3A (3.Loch)“ ist im September abgeschlossen worden. Ziel der Bohrung war es, die bereits 1976 abgeteufte „Dötlingen Z3A“ technisch abzulenken. Die ursprüngliche Bohrung war von 1976 bis 2013 in Betrieb und förderte beachtliche 3 Milliarden Kubikmeter Erdgas. Aufgrund eines technischen Defekts an der Untertageausrüstung war sie nicht mehr förderfähig.

Mittels der KCA-Deutag-Bohranlage T-208 ist ab Juli 2019 die technische Ablenkung durchgeführt worden. Dazu wurde aus dem teilverfüllten Bohrloch in einem 5°-Winkel ab 3.250 m bis auf 3.750 m eine neues Loch erstellt. Dieser Projektabschnitt ist nach unseren Kenntnissen beendet, da die eingesetzte Bohranlage inzwischen bei einem anderen Vorhaben im Einsatz ist. Laut des Auftraggebers, der ExxonMobil Production GmbH (EMPG) soll nach Abschluss der Ablenkung mittels einer Coiled Tubing-Anlage eine weitere technisch Ablenkung um 50 m ins Speichergestein erfolgen (Info EMPG). Inwiefern diese Arbeiten abgeschlossen sind, ist uns nicht bekannt. Nach Angaben des Kartenservers des Landesamtes für Bergbau, Energie und Geologie Niedersachsen (LBEG) ist das Ergebnis der Bohrung noch nicht bekannt.

Päpsen Z1d gestartet

ITAG-Bohranlage Rig 27 auf Bohrung Päpsen Z2 unmittelbar neben Förderbohrung Päpsen Z1c. Foto: Steven Arndt, Februar 2016

Nach Abschluss der Bohrung „Dötlingen Z3A (3.)“ wechselte die dort eingesetzte Bohranlage KCA-Deutag T-208 auf die Bohrung „Päpsen Z1“, die von Wintershall-Dea betrieben wird. Nach einem wohl mißglückten Workovereinsatzes war die Bohrung, die erst nach der dritten geologischen Ablenkung zur „Päpsen Z1c“ nicht mehr förderfähig war, entschloss sich der Betreiber, das Bohrloch für eine weitere geologische Ablenkung zu nutzen.

Nach unseren Recherchen war vom Betreiber eine dritte Bohrung, „Päpsen Z3“, angedacht (LINK). Aufgrund des Ablenkungspfades der „Päpsen Z1d“ gehen wir davon aus, dass damit das Projekt „Päpsen Z3“ ersetzt wird. Ziel der Bohrung ist das Staßfurt-Karbonat des zweiten Zechsteinzyklus, dass in der Region Nienburg-Diepholz-Oldenburg häufig gasführend angetroffen wurde. Mehr Informationen zum Vorhaben im Factsheet der Wintershall-Dea.

Aufschlussbohrung Schwegenheim gestartet

Erdölförderbohrung Römerberg 1 in Speyer. Foto: BVEG

Deutschland ist in geologischer Hinsicht sehr gut erkundet. Dennoch greift auch in der Gegenwart die bergmännische Weisheit „Vor der Hacke ist es dunkel“ oder anders ausgedrückt: Es kann zu Überraschungen kommen.

So geschah es 2003 in Speyer, als eine Bohrung zur Erschließung von Geothermalpotenzialen unerwartet auf Erdöl im bis dahin nicht ölhöffigen Buntsandstein traf. Und nicht nur der Ölfund war überraschend, sondern auch das Potenzial. Nach ersten Schätzungen sind8 Mil lionen Tonnen als gewinnbar eingeschätzt worden, wenngleich diese Menge inzwischen reduziert wurde. Dennoch wäre die Lagerstätte „Römerberg“ die größte im Oberrheingraben.

Der Aufschluss dieses Vorkommens gab Anlass, den Buntsandstein im Oberrheingraben hinsichtlich potenzieller Ölführung weiter zu untersuchen. Eine entsprechende Bohrung bei Karlsruhe blieb ohne Erfolg. Doch nahe des Vorkommens unter Speyer soll weiter geprüft werden, ob sich Erdöl in Sedimenten des Buntsandstein vorhanden ist. Erkundungsbohrungen dazu sind sowohl nordöstlich von Speyer bei Otterstadt sowie südwestlich bei Schwegenheim projektiert. Letzteres Vorhaben wird aktuell umgesetzt. Zum Niederbringen der Bohrung wird eine Bohranlage des Unternehmens DrillTec eingesetzt. Für die Bohrarbeiten ist ein Zeitraum von drei Monaten anbereumt. Mehr Informationen hier: LINK

Aufwältigung und Neuverfüllung bei Reinkenhagen

Außenanlagen des Erdölmuseums Reinkenhagen auf dem Standort der Fundbohrung Reinkenhagen 2. Foto: Steven Arndt

Bereits im Februar 2018 berichteten wir darüber, dass das Unternehmen Engie, das inzwischen seine Erdöl-Erdgas-Aktivitäten in Deutschland an Neptune Energy veräußert hat, ankündigte, eine Bohrung aus DDR-Zeiten auf Erdöl im aufgegebenen Feld Reinkenhagen nochmals zu verfüllen. Die Aufwältigung sowie Neuverfüllung der 1962 niedergebrachten und erstmals 1969 verfüllten Bohrung ist nunmehr nach eineinhalb Jahren nach Ankündigung aufgenommen worden.

Zur Durchführung der Arbeiten wird die Bohr-und Workoveranlage T-49 des Unternehmens MB Well Service aus Salzwedel eingesetzt. Mehr Informationen zum Vorhaben gibt es bei uns (LINK) sowie beim verantwortlichen Unternehmen Neptune Energy (LINK).

Völkersen-Nord Z4c beendet

Bohranlage T-16 auf Völkersen -Nord Z4c. Foto: Steven Arndt, März 2019

Bereits im März 2019 begann die dritte geologische Ablenkung aus der Bohrung „Völkersen-Nord Z4“ der Wintershall-Dea bzw. zum damaligen Zeitpunkt noch der DEA Deutsche Erdöl AG zur „Völkersen Z4c“. Die Stammbohrung „Völkersen Z4“ ist bereits 20 Jahre zuvor jahresübergreifend 1998/1999 auf Sandsteine des Rotliegend niedergebracht worden und war gasfündig.

Nach Erschöpfung des Lagerstättenbereichs (Compartment) erfolgte jahresübergreifend 2013/2014 die erste geologische Ablenkung „Völkersen Z4a“ in einen potenziell gasführenden anderen Bereich des Oberrotliegend. Förderwürdige Erdgasvorkommen sind mit dieser als Produktionsbohrung projektierten Ablenkung nicht angetroffen worden. Sie hatte lediglich Anzeichen von Erdgas nachweisen können (NIBIS-Kartenserver).

Ähnlich ergang es der zweiten geologischen Ablenkung „Völkersen Z4b“, die 2017/2018 nicht als Produktions- sondern als Teilfeldsuchbohrung durchgeführt wurde. Teilfeldsuchbohrungen haben zum Ziel, einen noch nicht untersuchten Bereich potenziell gas- oder ölführenden Bereich zu erkunden. Das Risiko der Nichtfündigkeit ist demnach höher als bei Produktionsbohrungen. Konkret sollte eine bislang nicht erbohrte Hochscholle im westlichsten Feldesbereich der Lagerstätte „Völkersen/Völkersen-Nord“ untersucht werden, die unter initialen Druckbedingungen gasführend erwartet wurde. Das erwartete Primärziel in den Havelsandsteinen wurde nicht angetroffen und die Nebenziele in Wustrow-, Niendorf-Sandsteinen sowie in Vulkaniten der Altmark-Subgruppe erbrachten keinen wirtschaftlichen Gaszufluss.

Trotz der ernüchternen Ergebnisse der bisherigen Ablenkungen entschloss sich der Betreiber des Feldes „Völkersen/Völkersen-Nord“ zu einer weiteren Ablenkung. Diese begann im März 2019 und dauerte ungewöhnlich lange bis in den September an. Inzwischen ist die unternehmenseigene Bohranlage T-160 abgebaut und wurde nach uns vorliegenden Informationen eines Bewohners ins Lager nach Wietze gebracht. Daraus lässt sich schließen, dass keine Folgeprojekte unmittelbar anstehen, was wiederum bedeutet, dass Wintershall-Dea mutmaßlich auf öffentlichen Druck hin Projekte wie „Völkersen Z12“, „Nindorf Z1“ sowie „Daverden Z1“ aktuell nicht weiter verfolgt.

 

Artikelfoto: Erdgasförderbohrung Päpsen Z2. Foto: Steven Arndt, Juni 2018.

 

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CEP verfüllt Erkundungsbohrungen auf Erdöl in Brandenburg https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/cep-verfuellt-erkundungsbohrungen-auf-erdoel-in-brandenburg/ https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/cep-verfuellt-erkundungsbohrungen-auf-erdoel-in-brandenburg/#respond Fri, 13 Sep 2019 15:49:26 +0000 https://www.erdoel-erdgas-deutschland.de/?p=8305 Seit 2007 ist das deutsch-kanadische Unternehmen Central European Petroleum GmbH (CEP) in Deutschland aktiv. Ziel ist es, Erdöl in Brandenburg und Vorpommern aufzusuchen und etwaige Lagerstätten zu erschließen. Neben umfangreichen Vorerkundungsarbeiten in den erdölhöffigen Gebieten sind bis Anfang 2019 insgesamt 8 Erkundungsbohrungen niedergebracht worden. Drei davon in Vorpommern, die übrigen fünf inklusive drei Ablenkungen in […]

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Seit 2007 ist das deutsch-kanadische Unternehmen Central European Petroleum GmbH (CEP) in Deutschland aktiv. Ziel ist es, Erdöl in Brandenburg und Vorpommern aufzusuchen und etwaige Lagerstätten zu erschließen. Neben umfangreichen Vorerkundungsarbeiten in den erdölhöffigen Gebieten sind bis Anfang 2019 insgesamt 8 Erkundungsbohrungen niedergebracht worden. Drei davon in Vorpommern, die übrigen fünf inklusive drei Ablenkungen in Südostbrandenburg östlich des Spreewalds. Nun hat das Unternehmen angekündigt, die Bohrungen in Brandenburg zu verfüllen.

Historie Bohrungen Guhlen

Erdöl in Brandenburg

KCA-Deutag-Bohranlage T-207 beim Abteufen der „Guhlen 1b“. Foto: Steven Arndt, Dezember 2018.

Jahresübergreifend 2009/2010 sind in der Aufsuchungserlaubnis seismische Messungen durchgeführt worden. Im Ergebnis konnte im Staßfurtkarbonat eine Antiklinalstruktur (Aufwölbung) identifiziert werden. Daraufhin ist die Aufschlussbohrung „Guhlen 1“ mit dem Ziel abgeteuft worden, in dieser Struktur wiederholt Erdöl in Brandenburg nachzuweisen. Schließlich befand sich der Bohransatzpunkt nur wenige Kilometer vom aufgegebenen Erdölvorkommen Mittweide-Trebatsch entfernt. Nebenziel der Bohrung war das Rotliegend, das in einer 12 km westlich gelegenen Bohrung bereits 1981 ölführend angetroffen worden ist. Die Bohrung ist bis auf 2.910 m Teufe niedergebracht worden und wurde im sedimentären Rotliegend eingestellt. Die Bohrung wurde anschließend teilverfüllt und im kohlenwasserstoffführenden Staßfurtkarbonat getestet (Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2017).

2016 erfolgte dann eine Ablenkung aus der Stammbohrung über eine Strecke von 600 m nach Südwesten zur „Guhlen 1a“. Ziel war das bereits mit der Bohrung „Guhlen 1“ kohlenwasserstoffführend nachgewiesene Staßfurtkarbonat. Die Ablenkung traf den Zielhorizont öl-, kondensat-, sowie gasführend an. Anschließende Testarbeiten erbrachten ein Ergebnis von 1.670 barrels of oil equivalent (boe) pro Tag. Somit ist die Bohrung öl- und gasfündig (Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2017).

2018 kündigte CEP an, zwei weitere Bohrungen bei Guhlen abteufen zu wollen, eine davon als weitere geologisch Ablenkung aus der „Guhlen 1“ heraus zur „Guhlen 1b“. Bei der zweiten Bohrung sollte es sich um eine neue Bohrung vom selben Platz aus mit der Bezeichnung „Guhlen 2“ handeln. Beide Bohrungen hatten laut Informationen der CEP zum Ziel, „bessere Aufschlüsse über die Beschaffenheit der Lagerstätte sowie das Fließverhalten und die wirtschaftliche Förderbarkeit der nachgewiesenen Erdöl- und Erdgasvorkommen im Bewilligungsfeld Guhlen liefern“ (CEP beginnt mit Erweiterungsbohrungen bei Guhlen). Beide Bohrungen sollten unmittelbar aufeinander folgen, doch kam es letztlich anders.

Umgesetzt wurde zunächst nur die „Guhlen 1b“. Nach Abschluss der Bohrung Anfang 2019 sowie der Auswertung erster Messdaten hat sich das Unternehmen zunächst dazu entschieden, die Bohrung zu komplettieren und einem Fördertest zu unterziehen, „um detailliertere Erkenntnisse über die Beschaffenheit der Lagerstätte zu erlangen“, so Unternehmenssprecher Stephan Grafen damals. Die Umsetzung der „Guhlen 2“ ist derweil gestundet, bis die Ergebnisse der Testarbeiten der „Guhlen 1b“ ausgewertet sind.

Historie Bohrungen Märkische Heide

Bohranlage Rig 30 beim Abteufen der Bohrung „Märkische Heide 1“. Foto: Steven Arndt, Dezember 2015.

Ebenfalls in der Erlaubnis Lübben ist 12 km südwestsüdlich der „Guhlen 1“ die Aufschlussbohrung „Märkische Heide 1“ jahresübergreifend 2015/2016 abgeteuft worden. Vorausgegangen waren umfangreiche 3D-seismische Untersuchungen, die neue Erkenntnisse über den tiefen Untergrund geliefert und mehrere Strukturen hatte erkennen lassen. Geologische Zielhorizonte waren wie bereits in der „Guhlen 1“ das Stassfurtkarbonat des oberpermischen Zechstein sowie Sandsteine des unterpermischen Rotliegend, das in der nur wenige Kilometer entfernten Bohrung „Schlepzig 6“ aus dem Jahr 1981 ölführend angetroffen wurde.

Die anvisierten Zielhorizonte sind 2016 bei einer gerichteten Strecke nach 3.043 m Teufe erreicht worden. Aufgrund eines komplexen geologischen Oberbaus sind die geologischen Horizonte nicht in der erwarteten Tiefe angetroffen worden und waren teilweise verwässert.

2017 erfolgte aus der Stammbohrung eine Ablenkung über eine Strecke von ca. 1.600 m in ostsüdöstlicher Richtung des Zielpunktes der „Märkische Heide 1“ mit identischen Zielhorizonten. Tatsächlich ist mit der Ablenkung das Staßfurtkarbonat kohlenwasserstoffführend angetroffen worden. Allerdings erwies es sich als nicht permeabel. Sowohl Stammbohrung als auch Ablenkung mussten somit als „nicht fündig“ eingestuft werden.

Bohrungen zur Erkundung von Erdöl in Brandenburg werden verfüllt

Vorbereitung der Testarbeiten der Bohrung „Guhlen 1b“. Foto: Steven Arndt, Mai 2019.

Mit den bislang abgeteuften Bohrungen der CEP zur Erkundung von Erdöl in Brandenburg konnten nach aktuellem Status Kohlenwasserstoffe nachgewiesen werden. Mit der Bohrung „Guhlen 1a“ sind sogar gute Zuflüsse an Erdöl, aber auch Kondensat (Leichtöl) sowie Erdgas erzielt worden. Auch die „Guhlen 1b“ hat nach Unternehmensangaben ihren Zweck erfüllt. Die gewonnen Daten aus dem Landebereich der Bohrung werden in den kommenden Monaten ausgewertet und sollen dazu beitragen, die Charakteristik der Lagerstätte sowie des Speichergesteins besser zu verstehen.

Da aus der Stammbohrung in Guhlen sowie aus den Ablenkungen keine weiteren Bohrungen technisch möglich sind, soll das Loch nun dauerhaft verfüllt werden. Für eventuelle weitere Erkundungs- oder gar Erschließungsarbeiten in der Zukunft stehen auf dem Bohrplatz Guhlen noch zwei weitere vorbereitete Ansatzpunkte zur Verfügung. Bevor die Verfüllungsarbeiten in Guhlen vorgenommen werden, wird die Bohrung „Märkische Heide 1“ ebenfalls verfüllt. Die Verfüllungsarbeiten sollen zum Jahresende 2019 beginnen und Anfang 2020 abgeschlossen werden (CEP plant Verfüllung zweier Bohrungen)

Erdöl in Brandenburg wird seit über 50 Jahren gefördert

Erdöl in Brandenburg

Erdölförder- und Aufbereitungsstation Kietz im Oderbruch. Foto: Steven Arndt, August 2019.

Die Förderung von Erdöl in Brandenburg blickt auf eine fast 60-jährige Geschichte zurück. Eine erste Fündigkeit gelang 1962 bei Döbern in der Lausitz. Es folgten weitere Aufschlüsse von Erdöl-, Erdgas-, sowie Gaskondensatvorkommen, die allesamt selbst für deutsche Verhältnisse sehr klein hinsichtlich des initialen Lagerstätteninhalts waren und sind. Einige Vorkommen sind überhaupt nicht in eine reguläre Produktion überführt worden. Bei Erdölvorkommen war in solchen Fällen wohl vorwiegend die geringe Kapazität entscheidend, während bei Erdgas- bzw. Gaskondensatlagerstätten auch die geringen Anteile brennbarer Gase ausschlaggebend waren.

Gegenwärtig ist mit „Kietz“ im Oderbruch unmittelbar an der deutsch-polnischen Grenze nur noch eine einzige Erdöllagerstätte produktiv. Wie lange noch, bleibt abzuwarten, denn auch dort sind in den vergangenen Jahren die Förderraten deutlich zurückgegangen. Das 60. Förderjubiläum wird in Brandenburg wohl noch begangen werden. Ob darüber hinaus die Förderhistorie längerfristig fortgesetzt werden kann, steht in den Sternen und ist abhängig davon, ob die angetroffenen Kohlenwasserstoffvorkommen östlich des Spreewalds in eine wirtschaftliche Förderung überführt werden können.

 

Artikelfoto: KCA-Deutag-Bohranlage T-207 beim Abteufen der „Guhlen 1b“. Foto: Steven Arndt, Dezember 2018.

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