Optionen zum Umgang mit Wasser bei der Produktion von Schiefergas durch Hydraulische Frakturing

Autoren: Kelvin B. Gregory¹, Radisav D. Vidic², and David A. Dzombak¹

¹Institut für Bau- und Umwelttechnik, Carnegie Mellon Universität, Pittsburgh
²Institut für Bau- und Umwelttechnik, Universität Pittsburgh, Pittsburgh

Publiziert: 14. März, 2012

Dieser Text ist Teil des Artikels “Water Management Challenges Associated with the Production of Shale Gas by Hydraulic Fracturing” (Herausforderungen beim Umgang mit Wasser bei der Produktion von Schiefergas durch Hydraulich Fracturing) ursprünglich veröffentlicht in Elements, Band 7, Juni 2011. Alle Rechte dem Herausgeber vorbehalten.

• Einleitung
• Wasserressourcen
• Umgang mit Rückflusswasser (Flowback)
• Verpressung in den Untergrund
• Entsorgung in öffentliche Abwasserreinigungsanlagen (POTWs) durch Verdünnung
• Umkehrosmose
• Thermische Destillation und Kristallisation
• Andere Aufbereitungsmöglichkeiten
• Wiederverwendung zur hydraulischen Frakturierung vor Ort
• Referenzen

Wasserressourcen

Für Bohrungen und deren Fertigstellung werden große Mengen an Wasser benötigt. Für das Bohren der vertikalen und horizontalen Komponenten eines Bohrlochs können zwischen 400 - 4000 m³ Wasser benötigt werden, um den hydrostatischen Druck der Flüssigkeiten im Bohrloch aufrecht zu erhalten, den Bohrkopf zu kühlen und das Bohrgut zu entfernen. Weitere 7000 - 18.000 m³ Wasser werden beim Vorgang des Hydraulic Fracturing in jedem Bohrloch benötigt. Diese großen Mengen Wasser werden normalerweise aus nahen Gewässern an der Oberfläche entnommen oder aus städtischen Versorgungsquellen gepumpt. In Regionen, in denen es vor Ort nur wenig Wasserquellen gibt oder diese für eine andere Verwendung vorgesehen sind, kann das fehlende Wasser für die Gasgewinnung ein großes Hindernis darstellen.

Umgang mit Rückflusswasser (Flowback)

Flowback von Frac-Flüssigkeiten findet je nach den geologischen und geomechanischen Gegebenheiten der Formation in den ersten Tagen bis Wochen nach dem Hydraulic Fracturing statt. Dabei ist die Flowback-Rate während des ersten Tages am höchsten, danach nimmt die Rate nach und nach ab. Zu Beginn kann die Flowback-Rate bis zu 1000 m³/d betragen (GWPC und ALL Consulting 2009). Die Zusammensetzung des Flowbacks ist abhängig davon, wie lange das aus der Schieferformation austretende Wasser mit der Formation in Kontakt stand.

Mineralien und organische Bestandteile in der Formation lösen sich im Fracturing-Wasser und erzeugen eine Solelösung, die hohe Konzentrationen von Salz, Metall, Öl, Fetten und löslichen flüchtigen sowie halbflüchtigen organischen Bestandteilen aufweist (Tabelle 2). Das Flowback wird normalerweise zur späteren Entsorgung, Aufbereitung oder Wiederverwendung an der Oberfläche gespeichert. Aufgrund des hohen Volumens an Wasser, der hohen Konzentration der gelösten Feststoffe und der komplexen physiochemischen Zusammensetzung des Flowbacks steigen die Bedenken in der Öffentlichkeit über den Umgang mit diesem Wasser, da mit der unbeabsichtigten Freisetzung von Flowback Gesundheits- und Umweltrisiken verbunden sind. (Kargbo et al. 2010).

Die Techniken und Strategien für den Umgang mit Flowback sind abhängig von den festgelegten Bedingungen durch Regierungen, die Wirtschaft, den technischen Umständen sowie der Zweckmäßigkeit einer Technologie für eine bestimmte Art von Wasser. Betreiber neuer Produktionsstellen bedienen sich bei der Aufbereitung und Verwaltung von Flowback und Produktionswasser bestehender Erfahrungen (Kargbo et al. 2010). Die Optionen für den Umgang mit Flowback in einigen Schieferregionen, wie der Marcellus-Formation, werden durch hohe Konzentrationen gelöster Feststoffe (total dissolved solids, TDS) im Flowback, die geographischen und geologischen Gegebenheiten und eine fehlende Infrastruktur erschwert (Arthur et al. 2008; Kargbo et al. 2010).

Verpressung in den Untergrund

Das meiste Wasser, das in den USA bei der Öl- und Gasgewinnung entsteht, wird in den Untergrund verpresst (Clark und Veil 2009). Das Verpressen von Wasser in den Untergrund wird mit Hilfe der durch die US Environmental Protection Agency (Veil et al. 2004) festgelegten Richtlinien der Klasse II in speziellen Kontrollbohrungen durchgeführt.

Die Verfügbarkeit angemessener Kapazitäten für die Entsorgung in Tiefbohrungen kann zu einem wichtigen einschränkenden Faktor bei der Erschließung von Schiefergas werden. In Texas gab es 2008 11.000 Disposalbohrungen der Klasse II, das ist etwas mehr als eine Disposalbohrung pro Gasproduktionsbohrung in der Barnett-Formation (Tintera 2008). Dagegen gibt es im gesamten Bundesstaat Pennsylvania nur sieben Klasse II-Disposalbohrungen zur Aufnahme von Flowback. Die Marcellus-Formation ist eine große Ressource, in dem es in Zukunft sicherlich noch viele Produktionsbohrungen geben wird.

Auch wenn angenommen wird, dass die Anzahl der Disposalbohrungen in Pennsylvania noch steigt, wird derzeit in vielen Gegenden Schiefergas abgebaut, in denen es nicht ausreichend Disposalbohrungen gibt. Die Erstellung neuer Disposalbohrungen ist komplex, zeitaufwändig und teuer (Arthur et al. 2008). Deswegen brauchen wir andere Lösungen für den Umgang mit Flowback.

Entsorgung in öffentliche Abwasserreinigungsanlagen (POTWs) durch Verdünnung

Auch wenn Flowback in der Vergangenheit teilweise in öffentliche Abwasserreinigungsanlagen entsorgt (siehe z.B. Penn Future 2010) wurde, ist dies kein angemessener oder nachhaltiger Ansatz zum Umgang mit Flowback. Die Menge an Wasser mit hohen TDS-Werten, die durch öffentliche Abwasserreinigungsanlagen aufgenommen werden kann, ist normalerweise durch Richtlinien festgelegt.

So darf beispielsweise in vielen Abwasserreinigungsanlagen in Pennsylvania die Menge an öl- und gashaltigem Abwasser 1% des durchschnittlichen täglichen Durchlaufvolumens der Anlage nicht überschreiten. Die Begrenzungen für Pennsylvania besagen, dass höchstens 500 mg/L TDS entsorgt werden dürfen, um die Qualität des Erzeugnisses zu gewährleisten. Generell ist das Flowback-Volumen, das in öffentlichen Abwasserreinigungsanlagen entsorgt werden kann gering verglichen mit der Menge an Flowback, die während der Bohrarbeiten erzeugt wird.

Umkehrosmose

Umkehrosmose ist eine bekannte Methode bei der Aufbereitung von Trinkwasser und hochreinem Industriewasser. Bei der Umkehrosmose wird Wasser unter Druck durch eine semipermeable Membran gefiltert. Dabei entsteht neben aufbereitetem Wasser mit hoher Qualität ein Konzentrat, das entsorgt werden muss. Bei diesem Prozess werden Materialien von Schwebstoffen bis zu organischen Molekülen und sogar monovalente Salzionen vom Wasser getrennt (Xu und Drewes 2006).

Bei Testläufen mit der Aufbereitung durch Umkehrosmose wurde die Menge des zu entsorgenden Konzentrats auf bis zu 20% des Anfangsvolumens des Flowbacks reduziert (ALL Consulting 2003). Umkehrosmose basiert auf mechanischem Druck und ist somit sehr energieintensiv. Selbst bei günstigen Energiepreisen wird die Aufbereitung von Flowback durch Umkehrosmose als wirtschaftlich nicht praktikabel angesehen wenn das Wasser mehr als 40.000 mg/L TDS enthält (Cline et al. 2009).

Bei Wasser mit hohen TDS Gehalten wird das vibrationsunterstützte Membrantrennverfahren (Vibratory Shear-Enhanced Processing, VSEP) für Membranfiltration angewandt (Jaffrin 2008). Beim VSEP-Verfahren werden flache Membrane als parallele Scheiben arrangiert, die von Dichtungen getrennt werden. Der Schub wird durch die Vibration eines Blattelements erzeugt, das die Membranoberfläche tangiert. Der erzeugte Schub hebt Feststoffe und verschmutztes Material von der Membranoberfläche und reduziert so die kolloidale Verschmutzung und Polarisierung der Membran (New Logic Research 2004). Die VSEP-Technologie wird bereits erfolgreich in der Aufbereitung von Wasser aus der Offshore-Ölproduktion angewandt (Fakhru’l-Razi et al. 2009). Die Salzkonzentrationen in diesem Wasser sind jedoch viel geringer als bei der Gewinnung von Schiefergas erwartet wird.

Thermische Destillation und Kristallisation

Durch die hohe TDS-Konzentration im Flowback ist die Membrantechnik zwar vielleicht nur begrenzt einsetzbar, jedoch kann solches Wasser gut durch Destillation und Kristallisation aufbereitet werden (Doran and Leong 2000). Destillation und Kristallisation sind ausgereifte Technologien, die das Abwasser verdampfen, um so das Wasser von seinen gelösten Inhaltsstoffen zu trennen.

Der Dampfstrahl wird durch einen Wärmetauscher geleitet, der das Gas kondensiert und destilliertes Wasser herstellt. Die Destillation entfernt bis zu 99,5% der gelösten Feststoffe und reduziert Schätzungen zufolge die Aufbereitungs- und Entsorgungskosten von Produktionswasser bei der Ölschiefergewinnung um bis zu 75% (ALL Consulting 2003). Allerdings ist es, wie auch die Umkehrosmose, ein energieintensiver Prozess.

Durch thermische Destillation kann Flowback mit bis zu, manchmal sogar mehr als, 125.000 mg/L TDS aufbereitet werden. Aber selbst die modernste Technologie ist von Flussraten abhängig (300 m³/d) und der Bau großer Stauanlagen ist notwendig (Veil 2008). Flowback aus den Gaslagerstätten der Marcellus-Formation zum Beispiel kann mit einer Produktionsrate von bis zu 3000 m³/d oder mehr entstehen.

Zu den jüngsten Entwicklungen gehören mechanische Dampfrekompressionssysteme zur Konzentration von Flowback, die mit einem Bruchteil der Kosten der konventionellen Destillation auskommen, da die Hitze des komprimierten Dampfes verwendet wird, um den Zufluss vorzuwärmen. Eine weitere Verdunstung von Wasser zur Produktion trockener Mineralkristalle (also Kristallisierung) verbessert die Wasserrückgewinnung und erzeugt Salzprodukte, die als Grundstoff für Industriefutter verwendet werden können. Die Kristallisierung ist ein brauchbarer Ansatz für die Aufbereitung von Flowback mit TDS-Konzentrationen bis zu 300,000 mg/L, birgt jedoch hohe Energieanforderungen und Kosten.

Andere Aufbereitungsmöglichkeiten

Verschiedene andere Techniken für die Aufbereitung von Flowback werden oder wurden bereits entwickelt. Alle sind nur eingeschränkt anwendbar. In diese Kategorie fallen der Ionenaustausch und die kapazitive Deoinisation (Jurenka 2007), Techniken, die nur bei Wasser mit niedrigem TDS-Wert angewandt werden können, die Gefrier/Tau-Verdunstung, die nur in kaltem Klima, und Salzverdunstungsbecken, die nur in trockenem Klima funktionieren, sowie Pflanzenkläranlagen und landwirtschaftliche Wiederverwertung (Veil et al. 2004), deren einschränkende Faktoren in der Salzverträglichkeit der Pflanzen- und Tierwelt liegen.

Wiederverwendung zur hydraulischen Frakturierung vor Ort

Eine der vielversprechendsten Techniken für den Umgang mit Flowback ist die Wiederverwendung im weiteren Hydraulic Fracturing-Betrieb. Das Flowback wird an der Oberfläche gespeichert und wiederverwendet - entweder direkt oder nach seiner Verdünnung oder Vorbehandlung. Eine Wiederverwendung ist besonders in Regionen attraktiv, in denen es wenige Möglichkeiten zur Entsorgung in Tiefbohrungen gibt oder wo kaum Zusatzwasser für den Hydraulic Fracturing-Betrieb vorhanden ist.

Die Wiederverwendung von Flowback hat den Vorteil, dass das Volumen des Wassers, das aufbereitet oder entsorgt werden muss, reduziert wird, und auch Umweltrisiken stark eingeschränkt werden. Wirtschaftlich ist das Verfahren ebenfalls von Vorteil. Einschränkende Faktoren für die Wiederverwendung sind die chemische Stabilität der Viskositätsmodifizierungsmittel und anderer Bestandteile des beim Fracturing eingesetzten Wassers in der Solelösung und das Potential für die Ausscheidung divalenter Kationen im Bohrloch.

Die Effektivität von Reibungsminderern könnte bei hohen TDS-Konzentrationen verringert werden (Kamel and Shah 2009). Die Entwicklung von Zusätzen, die in Solelösungen ihre Wirksamkeit behalten, dürfte die Wiederverwendung von Flowback in späteren Hydraulic Fracturing-Operationen ausweiten. Die divalenten Kationen im Flowback sind aus Mineralien der Formation gelöst und können stabile Karbonat- und Sulphat-Ablagerungen im Bohrloch bilden, wenn das Flowback wieder injiziert wird.

Dies könnte potentiell eine Reduktion der Gasproduktion aus dem Bohrloch bedeuten. Besonders Barium und Strontium bilden schlecht lösliche Feststoffe in Verbindung mit Sulfat, während hohe Kalzium-Konzentrationen zu Kalzit Ausfällungen führen können. Je nach Qualität des Flowbacks wäre eine Vorbehandlung zur Reduzierung der divalenten Kationenkonzentration durch Ausscheidung notwendig.

Referenzen

ALL Consulting (2003) Handbook on Coal Bed Methane Produced Water: Management and Beneficial Use Alternatives. United States Department of Energy, National Energy Technology Laboratory

Arthur JD, Bohm B, Layne M (2008) Hydraulic Fracturing Considerations for Natural Gas Wells of the Marcellus Shale. The Ground Water Protection Council 2008 Annual Forum, Cincinnati, OH, September 21–24, 2008, 16 pp

Clark CE, Veil JA (2009) Produced Water Volumes and Management Practices in the United States. United States Department of Energy, Argonne National Laboratory ANL/EVS/R-09/1

Doran G, Leong LYC (2000) Developing a Cost Effective Solution for Produced Water and Creating a ‘New’ Water Resource. United States Department of Energy, National Energy Technology Laboratory DOE/MT/95008-4

Fakhru’l-Razi A, Pendashteh A, Abdullah LC, Biak DRA, Madaeni SS, Abidin ZZ (2009) Review of technologies for oil and gas produced water treatment. Journal of Hazardous Materials 170: 530-551

GWPC and ALL Consulting (2009) Modern Shale Gas Development in the United States: A Primer. United States Department of Energy, National Energy Technology Laboratory DE-FG26-04NT15455

Jaffrin MY (2008) Dynamic shear-enhanced membrane filtration: A review of rotating disks, rotating membranes and vibrating systems. Journal of Membrane Science 324: 7-25

Jurenka B (2007) Electrodialysis (ED) and Electrodialysis Reversal (EDR). United States Department of Interior, Bureau of Reclamation

Kamel A, Shah SN (2009) Effects of salinity and temperature on drag reduction characteristics of polymers in straight circular pipes. Journal of Petroleum Science and Engineering 67: 23-33

Kargbo DM, Wilhelm RG, Campbell DJ (2010) Natural gas plays in the Marcellus Shale: Challenges and potential opportunities. Environmental Science & Technology 44: 5679-5684

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Tintera J (2008) The Regulatory Framework of Saltwater Disposal 2008. Fort Worth Business Press Barnett Shale Symposium, Fort Worth, TX, February 29, 2008

Veil JA (2008) Thermal Distillation Technology for Management of Produced Water and Frac Flowback Water. United States Department of Energy, Argonne National Laboratory Water Technology Brief #2008-1.

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Xu P, Drewes JE (2006) Viability of nano-filtration and ultra-low pressure reverse osmosis membranes for multi-beneficial use of methane produced water. Separation and Purification Technology 52: 67-76