Fragen & Antworten

Ihre häufig an uns gestellten Fragen und unsere Antworten haben wir hier zusammengefasst:

Volkswirtschaftliche Bedeutung von Erdgas

Lohnt sich die Förderung von Erdgas in Niedersachsen für DEA überhaupt noch?

Norddeutschland ist eine unserer wichtigsten Förderregionen. Der Zuständigkeitsbereich des Förderbetriebs Niedersachsen reicht vom Raum Verden über Rotenburg bis in das Gebiet zwischen Soltau und Bergen. Mit dem Erdgasfeld Völkersen betreibt DEA das produktionsstärkste Erdgasfeld Deutschlands. In der Spitze kann der Förderbetrieb bis zu 7 Millionen Kubikmeter Erdgas pro Tag produzieren. Das Land Niedersachsen ist mit einem Anteil von über 95 % das Bundesland mit der größten heimischen Gasförderung und kann sich theoretisch selbst mit Erdgas versorgen. Die Förderabgaben allein von DEA in Niedersachsen beliefen sich 2014 auf 102 Millionen Euro.

Ist Erdgasgewinnung in Zeiten der Energiewende überhaupt noch zeitgemäß und gesellschaftlich vertretbar?

Laut einer Einschätzung der Internationalen Energie-Agentur (IEA) könnte die Bedeutung von Erdgas in den kommenden Jahren rasant wachsen. Um auch in Zukunft – im Einklang mit der Energiewende – einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit und der Unabhängigkeit von Energieimporten leisten zu können, sind wir in Deutschland neben dem Ausbau regenerativer Energien auch auf die Suche und Erschließung neuer Ressourcen angewiesen. Die Einhaltung höchster Sicherheits- und Umweltstandards ist in unseren Leitlinien verankert und DEA ist sich der Verantwortung, die mit der Aufsuchung und Produktion von Kohlenwasserstoffen einhergeht, bewusst.

Umgang mit Lagerstättenwasser

Ihr Unternehmen hat angekündigt, bei der Lagerstättenwasserentsorgung über neue Wege nachzudenken. Wie weit sind die Überlegungen gediehen?

Die DEA hat die Einbringung von Lagerstättenwasser in die Bohrung Völkersen H1 trotz technischer Unbedenklichkeit bis auf Weiteres eingestellt. Möglich wurde diese Maßnahme durch die Aufnahme alternativer Entsorgungswege, beispielweise über externe Entsorger. Um das Lagerstättenwasser-Management langfristig zu organisieren, untersuchen wir in Abstimmung mit den Behörden verschiedene Lösungskonzepte auf ihre Realisierung, auch unter Beibehaltung der jetzigen alternativen Entsorgungswege.

Bis zur dauerhaften Einsatzfähigkeit und Genehmigung der Alternativen müssen wir uns aber vorbehalten – entsprechend der uneingeschränkt geltenden behördlichen Betriebserlaubnis – , die H1 wieder in Betrieb zu nehmen, falls dies betriebliche Belange für die Erfüllung bestehender Lieferverpflichtungen der Gasversorgung erfordern.

Aufgrund der Lage der H1 im Wasserschutzgebiet ist uns aber die besondere Sensibilität und die Sorge der Bevölkerung um das Trinkwasser bewusst. Wir möchten nochmals betonen, dass die Qualität des Trinkwassers vom Panzenberg nach Aussage des Trinkwasserverbands unverändert gut ist. Dennoch arbeiten wir intensiv an alternativen Lösungen und sind hier mit verschiedenen Gruppen weiterhin im Dialog, da uns größtmögliche Transparenz und Akzeptanz im Umgang mit diesen Themen wichtig sind.

Was sind die Bestandteile von Lagerstättenwasser?

Das Lagerstättenwasser enthält im Wesentlichen Salze, die aus der Entstehungsgeschichte der Erdgaslagerstätten resultieren. Der Salzgehalt liegt weit über dem von Meerwasser (260 g/l in der Rotliegenden-Formation). Das Lagerstättenwasser steht in der Lagerstätte seit Jahrmillionen in Kontakt mit Erdgas. Dabei haben sich einige Erdgaskomponenten, darunter Benzol, unter der hohen Temperatur und dem hohen Druck im Wasser gelöst.

In unseren Gasaufbereitungsanlagen trennen wir das Wasser vom Gas ab. Nach der ersten Abtrennung werden in einem im Wesentlichen auf Schwerkrafttrennung basierenden Verfahren noch einmal ca. 99 % der Kohlenwasserstoffe aus dem Lagerstättenwasser entfernt. Danach wird das Wasser zurück in geeignete, stark salzwasserhaltige Gesteinsschichten geführt, die zur Oberfläche und Trinkwasserleitern mehrfach durch abdeckende Schichten abgesichert sind. Das Wasser ähnelt in seiner Zusammensetzung dem stark salzhaltigen Wasser, das auch ursprünglich in den dort liegenden Gesteinsschichten vorhanden ist.

Der verbleibende Benzolgehalt im Lagerstättenwasser kann schwanken, da die Anteile von Wasser, Benzol oder auch Salz davon abhängt, mit welcher Rate aus welcher Bohrung produziert wird und wie lange das Lagerstättenwasser beim Separationsprozess ruht und abkühlt.

Erdstoß

Wie werden seismische Ereignisse von DEA überwacht?

Zusammen mit dem Branchenverband der Erdöl- und Erdgasindustrie WEG betreibt DEA ein Erdbebenüberwachungssystem (BBS), das kontinuierlich die Bewegungen der Erde im Bereich der deutschen Gasfelder aufzeichnet.

Alle aufgezeichneten Daten werden online in ein Rechenzentrum weitergeleitet und dort, falls es zu einem seismischen Ereignis mit einer Magnitude > 2 gekommen ist, von Seismologen ausgewertet.

DEA hat in der Vergangenheit mehrfach darauf hingewiesen, dass die Erdgasförderunternehmen ein eigenes System zur Messung von Erdbeben betreiben. Auf der WEG-Seite kann man nachlesen, dass es ausgebaut wurde und noch empfindlicher misst als die öffentlichen Systeme von BGR und GFZ. Auch intern untersuchen wir intensiv mögliche Zusammenhänge unter Einbeziehung staatlich anerkannter Gutachter und Experten.

Wie ist die Erdbeben-Prognose der DEA für die Zukunft in Völkersen in Umgebung?

Die Erdbebenhistorie zeigt, dass Niedersachsen kein Erdbeben gefährdetes Gebiet ist. Alle bisher aufgezeichneten tektonischen Aktivitäten zeichnen sich durch geringe Magnituden aus. Das zeigt, dass die im Boden vorhandenen Spannungen als gering einzustufen sind. Deshalb ist Norddeutschland auch nicht als Erdbebenzone ausgewiesen.

Wie kann DEA trotz der seismischen Ereignisse an der Erdgasförderung festhalten?

Das Gebiet um Völkersen ist kein „klassisches“ Erdbebengebiet. Mit einer erhöhten fühlbaren Erdbebentätigkeit ist hier nicht zu rechnen. Dennoch können auch leichte tektonische Verschiebungen mit Schwachbeben im Untergrund nicht ausgeschlossen werden. Wir gehen dennoch davon aus, dass auch in Zukunft eine sichere Produktion möglich sein wird. Ein gesondertes Betriebsrisiko durch tektonische Ereignisse sehen wir nicht.

Bis zu welcher Erdbebenintensität sind die Erdgasbohrungen und die Aufbereitungsanlagen sicher?

Selbst im unwahrscheinlichen Falle, dass es durch die massive Einwirkung eines Erdbebens zu einem Abriss des Steigrohrstranges kommen sollte, sperrt das sogenannte Untertage-Sicherheits-Ventil (UTSV) einen unkontrollierten Gasaustritt ab. Das UTSV wird regelmäßig auf Funktion und Dichtigkeit geprüft.

Wie steht es mit der Sicherheit von Erdgasfernleitungen im Fall eines Erdbebens?

Alle Erdgasfernleitungen in Deutschland sind erdbebensicher ausgelegt und entsprechen damit den Richtlinien des Ausschusses für Rohrleitungen beim Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. Erdgasfernleitungen werden gegen Bruch mit einem Drucktransmitter überwacht und im Falle des Leitungsbruches umgehend mit einem Schieber sicher verschlossen. Über eine Bruchstelle findet die  Entspannung des eingeschlossenen Leitungsinhaltes statt. Die Frage nach den Auslaufvolumen ist im Falle von Erdbeben nicht relevant, da die Leitungen Erdbeben standhalten.

Wurden die Erdbeben im Januar und November 2012 durch Fracking verursacht?

Konventionelle Frac-Behandlungen als Ursache für Erdbeben sind auszuschließen. Die letzte hydraulische Bohrlochbehandlung in den Lagerstätten in diesem Raum liegt Jahre zurück (Juni 2011). Außerdem reicht die beim konventionellen Fracking eingesetzte Energie aufgrund des Drucks nicht aus, um ein Erdbeben zu erzeugen.

Was unternimmt die E&P-Industrie, um Erdbeben zu vermeiden?

Die E&P-Industrie ist sich ihrer Verantwortung für die Menschen und die Umwelt im Umfeld ihrer Betriebe voll bewusst. Es ist daher das Bestreben, jegliche Beeinträchtigungen zu vermeiden. Deshalb hat die Industrie ein seismisches Überwachungsnetz installiert, um eine sichere Datengrundlage zu erhalten. Sie überwacht mit dem seismischen Überwachungsnetz insbesondere die tiefliegenden Lagerstätten im Gebiet östlich von Bremen. Wie wichtig die Industrie diese Überwachung nimmt, zeigt die Tatsache, dass das Messsystem im Laufe der Zeit immer weiter ausgebaut worden ist.

Wer trägt die Beweislast bei Schäden?

Die deutschen Erdgasproduzenten haben ein seismisches Überwachungssystem installiert, um im Falle von Erschütterungen im Zusammenhang mit der Erdgasförderung verlässliche Daten zu haben und auch die Ursachen exakt auf wissenschaftlicher Basis ermitteln zu können. Gutachter können über Beweissicherungsverfahren derartige Schäden quantifizieren und zuordnen. Sollte es tatsächlich zu Schäden kommen und ein kausaler Zusammenhang erwiesen sein,  würden diese selbstverständlich bewertet und beseitigt.

Wie entschädigen Sie die Betroffenen?

Für Schäden haftet immer der Verursacher. Wenn durch die Erdgasförderung ein Schaden entsteht, haftet das entsprechende Unternehmen dafür.

Wie bewertet die DEA die Einschätzung der Bundesanstalt für Geowissenschaft und Rohstoffe, dass die seismischen Ereignisse in den niedersächsischen Erdgasfeldern vermutlich durch die Erdgasförderung ausgelöst wurden?

Wir sind vor allem an einem Erkenntnisgewinn auf Basis wissenschaftlicher und ergebnisoffener Untersuchungen interessiert. Hierfür unterstützt die DEA durch die Bereitstellung von Daten. Zusätzlich beteiligen wir uns an Forschungsprojekten und führen eigene Studien mit Unterstützung externer Seismologie und Geomechanik-Experten durch. Alle mit der Thematik beschäftigten Parteien stehen zudem im ständigen Kontakt um Informationen und Ergebnisse auszutauschen.

Seit wann ist DEA bekannt, dass Erdbeben durch Erdgasförderaktivitäten ausgelöst werden können?

Seismische Ereignisse im Zusammenhang mit der Erdgasförderung sind ein weltweit selten auftretendes Phänomen, das insbesondere durch die Erdgasförderung in den Niederlanden seit den 90er Jahren bekannt ist.

Die geologischen Verhältnisse in den Niederlanden sind mit den Verhältnissen in Niedersachsen nicht zu vergleichen. Das zeigt insbesondere die Anzahl der Beben, von denen in den Niederlanden mehrere pro Monat über einem einzelnen Gasfeld aufgezeichnet wurden. Aufgrund dieser wesentlich größeren Datenbasis ist es möglich, in den Niederlanden Prognosen zu erstellen, die man so jedoch nicht auf die niedersächsischen Gasfelder übertragen kann. Eine Prognose, dass es in Deutschland zu stärkeren Magnituden kommen kann, gibt es nach derzeitigem Stand der Auswertung nicht.

Fracking in der Erdgasförderung

Plant DEA gegenwärtig weitere Fracs in Völkersen und anderswo?

Der letzte von DEA durchgeführte Frac hat im Juni 2011 stattgefunden. In der öffentlichen Debatte wird vieles vermischt, z. B. Fracking in konventionellen und in unkonventionellen Lagerstätten („shale gas“). Wir möchten betonen, dass DEA ausschließlich Erdgas aus konventionellen Lagerstätten fördert, auch mittels Hydraulic Fracturing. Dies ist bei deutschen Gasbohrungen übrigens erst in Tiefen ab 4.500 Metern der Fall. DEA verwendet dazu nicht giftige und nicht umweltgefährdende Frac-Flüssigkeit. Wir führen das Verfahren seit mehr als 30 Jahren störungsfrei durch und haben bereits 40 Fracs ohne nachteilige Auswirkungen durchgeführt.

Wir haben zurzeit keinen Frac beantragt bzw. unsere Anträge vorerst zurückgestellt. Sollte sich nach Bohrungen oder während der Förderung zeigen, dass Fracs zur Verbesserung der Produktivität notwendig sind, müssen diese separat beantragt und genehmigt werden. Wir würden in diesen Fällennl den Dialog mit den Bürgern suchen.

Welche Pläne hat DEA bezüglich Fracking?

DEA verfolgt keine Schiefergas-Projekte in Deutschland. Allerdings gibt es sehr wohl bei der konventionellen Gasförderung (wie in den letzten 30 Jahren auch) denkbare Frac-Anwendungen. DEA hat seit Juni 2011 keine Fracs mehr durchgeführt.

Die Erdgasbranche verfügt im Bereich der "konventionellen Fracs" über große Erfahrung. Bei den rund 320 in Deutschland durchgeführten Fracs (DEA rund 40) ist kein Fall bekannt, in dem es zu negativen Auswirkungen gekommen ist. DEA verwendet als Frac-Flüssigkeit ausschließlich Produkte, die nicht giftig und nicht umweltgefährdend sind.

Wie beurteilen Sie die Pläne der Politik, Fracking gesetzlich einzuschränken?

Unser Unternehmen ist in der Aufsuchung von Schiefergas-Vorkommen („shale gas“) nicht aktiv, insofern sind wir nur zu Teilen davon betroffen.

Im Rahmen der konventionellen Gasförderung könnten wir betroffen sein. Wir bitten aber um Verständnis, dass wir die Inhalte der Initiativen zu diesem Thema zunächst auswerten müssen und mit den zuständigen Stellen eine Klärung über die Implikationen für unsere Aktivitäten erfolgen muss.

Ist in Deutschland mit einem Schiefergasboom wie in den USA zu rechnen?

DEA verfolgt keine Schiefergas-Projekte in Deutschland. Der Fokus liegt bei uns nach wie vor auf der Erdgas- und Erdölgewinnung aus konventionellen Lagerstätten. Andere Firmen haben sich entschieden, das Potenzial zu untersuchen. Diese Firmen sind dabei, die Wirtschaftlichkeit zu überprüfen.