Frage: Brauchen wir noch Erdöl in Zeiten der Energiewende?

Antwort: Wir leben in einem Land, in dem Arbeitsplätze, Schulen und andere Einrichtungen Mobilität von Familien und des Einzelnen erfordern. Erdöl und Erdgas bleiben auch in Zeiten der Energiewende noch lange die wichtigsten Energieträger. Neben dem Einsatz als Treibstoff, als Heizöl oder als Brennstoff für die Stromerzeugung findet Erdöl auch Verwendung als Bitumen im Straßenbau und als unverzichtbarer Bestandteil für die chemische Industrie (ca. 90% aller in Deutschland hergestellter chemischen Produkte). So ist Erdöl unverzichtbarer Bestandteil von Kunststoffen, Plastik, Klebstoffen und Medikamenten. Seit den 1980er Jahren liegt der tägliche Verbrauch in Deutschland bei ca. 2.5 Millionen Barrel (1 barrel = 159 Liter). Alle seriösen Prognosen sehen nur einen langsamen Abfall des Bedarfs an Erdöl und Erdgas.

Frage: Warum ist die heimische Erdölförderung sinnvoll?

Antwort: Inländisches Erdöl besitzt eine deutlich bessere Umweltbilanz als das in Entwicklungsländern oder in arktischen Gebieten geförderte Importöl. 2014 kamen ca. 30% des Importöls aus Westsibirien, ca. 25% aus der Nordsee und arktischen Gebieten, ca. 15% aus Nigeria und der kaspischen Region, ca. 10% aus Nordafrika und ansonsten aus Saudi-Arabien, Irak und anderen Ländern. Central Anglia AS ist daher bestrebt eine ökologische Zertifizierung des geförderten Erdöls zu erreichen.

Neben diesen Umweltaspekten ist auch der Aspekt der besseren Versorgungssicherheit bei Steigerung der eigenen Produktion hervorzuheben. Wir sind in hohem Maße von Erdölimporten abhängig. Ca. 97% des Bedarfs kann nur über Importe gedeckt werden. Mit der heimischen Förderung reduzieren wir diese Abhängigkeit ein Stück weit und übernehmen Verantwortung für unseren enormen Energiebedarf.

Frage: Wie profitiert das Land und die Region von der Förderung?

Antwort: Schleswig-Holstein ist mit Mittelplate der größte Ölproduzent in Deutschland. Heimische Öl- und Gasförderung bringt der Region handfeste Vorteile:

  • 40% der Erlöse aus dem Verkauf des geförderten Erdöls gehen als Förderzins an das Land. Allein in 2013 betrugen diese Einnahmen ca.140 Millionen Euro. Dazu kommen noch ca. 15% der Gewinne als Körperschaftssteuer. Diese Einnahmen können vom Land beispielsweise in Straßenbau und Bildung investiert werden.
  • Ca. 15% der Gewinne bleiben als Gewerbesteuer in der Region.
  • Es werden heimische Arbeitsplätze administrativer und technischer Art in der Vorbereitungs- und Durchführungsphase geschaffen

Frage: Wie ist die Lagerstätte in Sterup geologisch beschaffen?

Antwort: Ziel der Exploration in der geplanten Lizenz Sterup sind potentiell ölführende Sande des Jura (Dogger-Sandsteine) und/oder Rhät in geringen Tiefen von weniger als 1500m.

Die erwarteten Sandsteine des Dogger (Jura) und Rhät (Trias) sind durch den Aufstieg des Salzstocks an dessen Flanke angeschleppt. Der Strukturabschluss liegt bei ca. 1150m und die Lagerstätte weist eine Fläche von 5-10 km2 auf, kann aber erst durch neue seismische Messungen genauer kartiert werden.

Die Reservoireigenschaften sind generell gut bis sehr gut, d.h. es werden Nettosandmächtigkeiten von 5-20m (Dogger) und 5-40m (Rhät) erwartet. Die durchschnittlichen Porositäten liegen in dieser geringen Tiefe bei 10-30% und die Permeabilitäten bei bis zu mehreren Darcy. Insofern ist dies ein exzellentes potentielles Ölspeichergestein mit guten Produktionseigenschaften. Wegen der geringen Teufe und der sehr guten Lagerstätteneigenschaften des Trägers ist dieser Horizont mit einer relativ geringen Anzahl von Produktionsbohrungen zu fördern. Stimulierungsmaßnahmen wie Fracking machen bei solch hohen Porositäten und Durchlässigkeiten (Permeabilitäten) keinen Sinn und werden deshalb ausgeschlossen.

Frage: Wird es zum Einsatz der „Fracking“-Methode kommen?

Antwort: Nein, die hydraulische Druckbehandlung wird nicht zum Einsatz kommen. Diese Methode wird überwiegend bei sehr dichten (Schiefer)Lagerstätten angewandt um Formationen aufzubrechen, bei denen das Öl bzw. Gas nicht selbständig zum Bohrloch fließt. Die Eigenschaften der erwarteten Dogger- und Rhätsandsteine in Sterup sind ausgezeichnet, so dass das Öl selbständig zum Bohrloch fließt. Die Anwendung von „Fracking“ macht hier keinen Sinn und wird ausgeschlossen.

Frage: Wie groß ist der Bohrplatz und wie sieht er nach Beendigung der Förderung aus?

Antwort: Ein Bohrplatz ist nur für die Zeit der Bohrung (ca. 2 Monate) mit dem mittelgroßen Bohrturm (ca. 30m hoch) bestückt und hat maximal eine Fußballplatzgröße. Wenn die Bohrung erfolgreich sein sollte, würde der Sondenplatz, den man für die Förderung des Erdöls braucht, auf die Größe eines Tennisplatzes reduziert.

Ein Betriebshof mit einem kleinen Büro, Werkstatt und Lagertanks wäre in der Größe einer Biogasanlage.

Der Fuhrbetrieb wird je nach Größe der Ölreserven vergleichbar einer mittelgroßen bis großen Tankstelle sein.

Nach der Erschöpfung der Lagerstätte werden alle Anlagen komplett entfernt und das Land entsprechend den gesetzlichen Regelungen rekultiviert bzw. auch „renaturiert“ und den Eigentümern zur weiteren Nutzung zurückgegeben.

Frage: Wie stark ist der zu erwartende Lärm?

Antwort: Der auftretende Baulärm liegt im Rahmen der gesetzlichen Bestimmungen. Während der Förderung geht vom Betrieb keine nennenswerte Lärmbelästigung aus. Die akustische Belastung ist geringer als die von Windkraftanlagen und eher vergleichbar mit Biogasanlagen.

Frage: Kann es durch die Bohrung zu Setzungen oder sogar Erdbeben kommen?

Antwort: Bodenverwerfungen können nur bei Großlagerstätten mit über ca. 50 Meter mächtigen Speichergesteinen auftreten. Bei kleineren Lagerstätten wie Sterup und geringmächtigen Sandsteinlagen treten solche Setzungen nicht auf. Schäden an Immobilien, Rohrleitungssystemen oder Deichen sind also ausgeschlossen.

Frage: Wie wird das Grundwasser geschützt?

Antwort: Alle Bohrungen und sonstigen Maßnahmen im Zusammenhang mit der Erdölsuche und Förderung werden so geplant und durchgeführt, dass schädliche Einwirkungen auf das Trinkwasser ausgeschlossen werden können. Bei einer anstehenden Bohrung beginnt dies mit der Standortwahl. Vor einer Bohrung wird im Rahmen des Betriebsplanverfahrens eine wasserschutzrechtliche Gefährdungsabschätzung in enger Abstimmung mit den Wasserbehörden durchgeführt.

Bei Bohrbeginn werden die oberen Bodenhorizonte durch ein Standrohr zum Schutz von Grund- und Trinkwasser gegenüber dem Bohrloch isoliert. Der Raum zwischen Rohr im Bohrloch und dem umgebenden Boden in den obersten Schichten bzw. dem tiefer gelegenen Gestein wird mit Zement gefüllt, dessen Dichtigkeit sorgfältig überprüft wird. Mit fortschreitender Bohrtiefe wird der verwendete Bohrkopfdurchmesser insgesamt bis zu dreimal reduziert. Dabei werden in das vorhandene Bohrloch jeweils Rohre mit verringertem Durchmesser eingesetzt und der Zwischenraum wiederum mit Zement aufgefüllt. Das Erdöl wird später nur durch das innerste Rohr gefördert, das von der Lagerstätte bis an die Oberfläche reicht. Die grundwasserführenden Schichten sind daher durch ein Verbundsystem aus bis zu vier Lagen von Stahlrohren und Zement vom Produktionsrohr während der Förderung getrennt. Eine Grundwasserverschmutzung ist nach unseren Recherchen bei den bisher über 20000 Erdöl/Erdgas Bohrungen in Norddeutschland nicht vorgekommen.

Vor der Förderung, nach Abschluss dieser Arbeiten, wird das Bohrloch umfassend auf seine Dichtheit getestet und erst dann für weitere Schritte freigegeben. Die Dichtheit des Bohrlochs wird zudem durch Drucküberwachung der Ringräume zwischen dem Produktionsrohr und den äußeren Stahlrohren kontrolliert.

Um das Grundwasser auch vor Eintreten von Flüssigkeiten von der Oberfläche her zu schützen, wird ein Bohrkeller aus wasserundurchlässigem Stahlbeton errichtet. Das Standrohr wird flüssigkeitsundurchlässig in die Bohrkellerplatte eingebunden. Der gesamte Bohrplatz wird zudem versiegelt und mit einem umlaufenden Rinnensystem versehen, das sämtliche anfallenden Flüssigkeiten auf dem Bohrplatz sammelt und in ein Auffangbecken leitet. Im Normalfall handelt es sich hierbei um reines Niederschlagswasser.

Frage: Was ist Lagerstättenwasser und was passiert damit?

Antwort: Bei Lagerstättenwasser handelt es sich um Salzwasser, das sich natürlicherweise in einer Lagerstätte befindet und durch die Förderung von Erdöl zutage kommt. Es besteht vorrangig aus Salzwasser, wie es in Tiefen ab ca. 300 m natürlicherweise vorkommt. Man könnte es auch als Grundwasser von Meeren der erdgeschichtlichen Vergangenheit bezeichnen.

Eine allgemeingültige Zusammensetzung für Lagerstättenwasser gibt es nicht. Diese ist immer abhängig vom Speichergestein sowie der Zusammensetzung des Lagerstättenmediums. In Norddeutschland besteht es in der Regel aus stark salzhaltigen Lösungen sowie geringen Mengen an Kohlenwasserstoffen. Je nach Lagerstätte können auch natürliche schwach radioaktive Stoffe, sogenannte NORM-Stoffe, enthalten sein.

Der Anteil von Lagerstättenwasser unterscheidet sich je nach Beschaffenheit des Gesteins. Bei der Förderung von Erdöl aus herkömmlichen Öllagerstätten wird zunächst kein Lagerstättenwasser mitgefördert (kann je nach Lagerstättengröße und Fördertempo mehrere Jahre dauern) und erst mit Abnahme der geförderten Ölmenge erhöht sich der Anteil an Lagerstättenwasser bis er zum Ende der Produktionsphase über 90 % erreichen kann.

Dieses salzige Lagerstättenwasser wird vom Öl getrennt und enthält dann nur noch minimale Spuren von Kohlenwasserstoffen. Es wird per Rohrleitung oder Tanklastwagen zu Versenkbohrungen befördert und bei Öllagerstätten dort nach vorheriger Aufbereitung wieder in die ölführende Formation eingebracht. In einem Ölfeld wird es in erster Linie deshalb wieder in die Lagerstätte verpumpt, um den Lagerstättendruck aufrecht zu erhalten (Beispiel Eich). Dafür werden in der Regel alte Bohrungen in leer geförderten Bereichen der Lagerstätte benutzt. Dadurch kann der Nutzungsgrad der Erdöllagerstätte erhöht werden.

Alle Maßnahmen müssen von der zuständigen Aufsichtsbehörde genehmigt werden und unterliegen regelmäßigen Kontrollen.

Frage: Wer haftet wenn Schäden auftreten?

Antwort: Auch in der Erdöl- und Erdgasindustrie gilt das Verursacherprinzip als Grundprinzip der Haftungsbestimmung im Schadenfall. Die Konsortialpartner unterhalten zu diesem Zweck entsprechende Versicherungen. Entsprechende Regularien enthält das Bundesberggesetz. Die Überwachung erfolgt durch das Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie in Hannover.