náttúru gas

frá Wikipedia, ókeypis alfræðiorðabókinni
Fara í siglingar Fara í leit

Jarðgas er eldfim, náttúruleg gasblanda sem kemur fyrir í geymslum neðanjarðar. Það kemur oft fyrir með jarðolíu vegna þess að það er búið til á svipaðan hátt. Jarðgas samanstendur aðallega af orkuríku metani en nákvæm samsetning fer eftir innláni.

Stundum er nauðsynlegt að vinna hrágasið til að aðskilja eitruð, ætandi, efnafræðilega óvirk eða íhlutir sem ekki eru eldfimir eða til að auðga metan. Þegar almennt eða í tæknilegu samhengi er talað um „jarðgas“ þá er það aðallega ætlað að vera mjög metangríkt jarðgas í neytendagæðum.

Jarðgas er jarðefnaeldsneyti . Það er aðallega notað til að hita byggingar , [1] sem hitaveitur fyrir hitaferli í verslun og iðnaði (t.d. í stórum bakaríum, glerverkum , múrverkum , sementsverksmiðjum og í námuvinnslu og stóriðju [2] ), til að framleiða rafmagn og sem eldsneyti fyrir skip og bíla . [3] Að auki eru veruleg megindleg forrit sem viðbragðsaðili í efnaferlum, þar sem orkuinnihald þess er einnig notað. Þetta eru til dæmis myndun ammóníaks með því að nota Haber-Bosch ferli ( köfnunarefnisáburð ), minnkun járngrýms í vinnsluofnferlinu eða framleiðslu vetnis .

eignir

Uppbyggingarformúla metans

Almennt

Náttúrulegt (hrá) jarðgas er kolefnisinnihaldandi gasblanda, efnasamsetning þess sveiflast töluvert eftir staðnum, [4] [5] vegna ríkjandi aðstæðna við myndun, flæði og búsetu í botnfallinu. [6]

Aðalþátturinn er venjulega metan . Í mörgum jarðgasgeymum er þetta hlutfall á bilinu 75 til 99 mól% . Hrágas með auknum hlutföllum etans (1% til 15%), própans (1% til 10%), bútans , etens og pentans er kallað blautt jarðgas , sem vísar til þessara loftkenndu kolvetni sem auðveldlega fljótast við þrýsting, einnig þekkt eins og jarðgasvökvi (NGL) er kallaður. Hugtakið blautt jarðgas er einnig notað um hrá gas með tiltölulega hátt hlutfall vatnsgufu ( þurrt jarðgas hefur yfirleitt lágt hlutfall af þéttum lofttegundum, hvort sem það er NGL eða vatnsgufa). Hrágas með mjög lágt metaninnihald (t.d. 30%) er kallað halla gas .

Aðrir aukahlutir hrágas geta verið: vetnissúlfíð (oft á bilinu 0% til 35% [7] ), köfnunarefni (oft á bilinu 0% til 15%, í öfgum tilvikum allt að 70% [7] ) og koldíoxíð (oft milli 0%og 10%)%). Hrágas með umtalsvert vetnissúlfíðinnihald er kallað súrt gas . Að auki getur það innihaldið töluvert magn af sterk lykt af lífrænum brennisteinssamböndum ( alkantíólum , karbónýlsúlfíði ). [8] Ennfremur inniheldur hrá jarðgas göfuga lofttegund . Hrágas, sem inniheldur allt að 7% helíum , er mikils virði og helsta uppspretta helíumbata.

Brennisteinsvetni, koltvísýringur og vatn verður fyrst að aðskilja með því að nota ferli eins og hreinsun á gasi (þar með talið afsvörnun sérstaklega) þar sem sum þeirra eru eitruð, brenna fyrir umhverfismengun (t.d. brennisteinsdíoxíð ), hafa ætandi áhrif eða eru hættari við myndun hýdrats en metan. [9] Allt að 28.000 tonn af aukahlutum geta safnast fyrir á vinnsluvettvangi á ströndinni á hverjum degi.

Til viðbótar við þær lofttegundir sem nefndar eru, getur hrágas einnig innihaldið fasta íhluti eins og sandkorn eða leiragnir úr innfellingarberginu, svo og brennistein (nokkur grömm á rúmmetra) og kvikasilfur (nokkur milligrömm á rúmmetra) ). [10] Þessi efni verða einnig að aðskilja fyrirfram þar sem þau eru eitruð og / eða valda skemmdum á færiböndum og flutningskerfum.

Tæknilegir eiginleikar

Jarðgas er eldfimt, litlaust og venjulega lyktarlaust gas með íkveikjuhita í kringum 600 ° C. Það hefur lægri þéttleika en loft. Það þarf um það bil 10 rúmmetra lofts til að brenna 1 rúmmetra af jarðgasi að fullu. Helstu viðbragðsafurðirnar sem myndast við bruna eru vatn og koldíoxíð . Að auki er hægt að framleiða lítið magn af köfnunarefnisoxíðum , brennisteinsdíoxíði , kolmónoxíði og ryki . Til að lykta af mögulegum pípuleka er meðhöndluðu jarðgasi ilmefnið áður en það er fært inn í netið. Í þessu odorization ferli, þióeterana (til dæmis tetrahýdrótíófen ) eða alkanethiols (til dæmis etýl merkaptan og þrígreint bútýl merkaptan ) er fyrst og fremst bætt út í mjög litlu magni. Þessir ilmar, en ekki aðalþættir jarðgass, bera ábyrgð á klassískri gaslykt.

Frá tæknilegu sjónarmiði er jarðgas eldsneytisgas . Innan eldsneytistegundanna er það innifalið í gasfjölskyldu 2 (metanríkum lofttegundum) í samræmi við DVGW vinnublað G260 [11] . [12] Þessum er skipt í tvenns konar samkvæmt Wobbe vísitölu þeirra , sem er mælikvarði á orkuinnihald (orkuþéttleiki) og fer eftir nákvæmri samsetningu gassins: H gas (frá háu [hitaeiningar] gasi , hátt orkuinnihald ), einnig kallað jarðgas þungt ) hefur hærra hlutfall kolvetnis og samsvarandi lágt hlutfall af óvirku gasi (ef um er að ræða jarðgas aðallega köfnunarefni og koldíoxíð ), en L-gas (úr lágu hitaeiningargasi , lágu orkuinnihaldi, einnig jarðgasljós ) hefur einn með hærra hlutfall af óvirku gasi. H jarðgas frá CIS löndunum sem notuð eru í Þýskalandi samanstendur af um 98% metani, 1% öðrum alkönum (etani, própani, bútani, pentani) og 1% óvirkum lofttegundum. H jarðgas frá Norðursjó samanstendur af um 89% metani, 8% öðrum alkönum og 3% óvirkum lofttegundum. L-jarðgas frá Hollandi og Norður-Þýskalandi [13] samanstendur af um 85% metani, 4% öðrum alkönum og 11% óvirkum lofttegundum. Hitaverðmæti H s (áður H o ) er breytilegt í samræmi við það milli 10 kWh / kg (36 MJ / kg) eða 8,2 kWh / m³ (30 MJ / m³) fyrir L-gas og 14 kWh / kg (50 MJ / kg) eða 11,1 kWh / m³ (40 MJ / m³) fyrir H gas. Varmagildi H i (áður H u ) er um 10% undir þessum gildum. Þéttleiki er á bilinu 0,700 kg / m³ (H gas) og 0,840 kg / m³ (L gas). Suðumark þétta kolvetnisbrotsins er almennt nokkuð hærra en hreins metans (−161 ° C).

Við flokkun prófunargass fyrir gasbúnað er gerður greinarmunur á (DIN) EN 437 gerð LL (lág-lág) og gerð E (Evrópu). Gerð LL samsvarar L gasi og gerð E við H gas. [14]

Tilkoma

Yfirlit yfir loftfirrða nýtingu fjölliðu hvarfefna og lípíða af örverum. Þegar um er að ræða flestar jarðgasinnstæður myndast meirihluti lofttegundarinnar hins vegar með hitauppstreymi lífrænna efna sem hefur þegar brotnað niður loftfirrt að hluta.

Hrátt jarðgas er oft búið til með sömu jarðfræðilegu ferlum og leiða til jarðolíumyndunar . Það er því ekki óalgengt að hráolía og jarðgas komi saman í einni geymslu. Þetta náttúrulega gas var búin til í jarðfræðilegum tíma frá fjöldanum af dauðum og á kafi sjávar örverur (aðallega einn-celled þörungar ), sem voru upphaflega breytt í melt sludge ( sapropel ) á botninum undir súrefni-frjáls aðstæður. Í milljón ár getur þetta sökkað með því að síga niður í dýpri svæði efri jarðskorpunnar og verða þar fyrir miklum þrýstingi og umfram allt háum hita sem tryggja umbreytingu lífrænna efna í jarðgas (sjá einnig myndun hráolíu ). Steinkol saumar einnig innihalda náttúrulegt gas. Þetta gas felur í sér mikla hættu í kolanámuiðnaðinum eins og veðurhaml . Eins og kola saumagas er það dregið úr djúpum kola saumum með borun (sjá einnig tegundir innlána ).

Efnahagslega hagkvæmt magn af jarðgasi getur einnig myndast á staðnum vegna örveru niðurbrots lífrænna setja, þ.e. án verulegra hitaferla og án verulegrar flæðis . Gasinnstæður með þessa upprunasögu má til dæmis finna í fjallsrætur fjallanna í Efra -Austurríki og Efra -Bæjaralandi sem og í Vín -vatnasvæðinu . Með aðeins 20 milljón ára aldur eru þetta jarðfræðilega mjög ungar útfellingar.

Helíumið sem er í jarðgasi kemur frá geislavirku alfa rotnun frumefna sem eru í innihaldsefnum steinefna í kviku bergi í kjallara setlögs. Mjög hreyfanlegt helíum, líkt og loftkenndu kolvetni, flæðir í svitahola og sprungur bergsins í átt að yfirborði jarðar og safnast upp í hefðbundnum jarðgeymi.

nota

Saga sem orkuauðlind

Strax á 3. öld f.Kr. Það er sagt að jarðgas var dregin úr borholu í kínverska héraðinu Sichuan í fyrsta skipti og er notað til að eldur saltvatn pönnur . [15] Uppgufun í saltvatni var einnig fengin með borun og gas uppgötvanir voru aðeins hliðarverkun þess að leita að Sole. [16] Aðrar heimildir nefna 11. öld e.Kr. sem elsta tímabilið fyrir notkun jarðgass sem eldsneytis í Sichuan saltflötunum. [16] [17] Frá og með 16. öld gerði háþróuð tækni það mögulegt að safna jarðgasi sem slapp beint úr sífellt dýpri saltvatnsholunum. [17]

Árið 1626 tilkynntu franskir ​​trúboðar um „brennandi uppsprettur“ á grunnu vatni í Norður -Ameríku. Mikil iðnaðarnotkun jarðgass hófst í Bandaríkjunum árið 1825 í Fredonia í vesturhluta New York . Hér gróf tiltekinn William H. Hart skaft til vinnslu jarðgass til lýsingar á myllu og húsi. Hart notaði einnig jarðgas til að lýsa upp vitann við Erie -vatn . Hann stofnaði fyrsta jarðgasfyrirtækið, Fredonia Gas Light Company , árið 1858. Frá og með 1884 var jarðgas notað í gler- og stáliðnað Pittsburgh . Gasið var afhent borginni með leiðslu frá Murrysville, nú um 35 km austur af Pittsburgh. Þetta varð til þess að Pittsburgh var fyrsta borgin í heiminum sem tengd var við jarðgasleiðslu. [18]

Norður -Ameríka, einkum Bandaríkin, hafði mesta notkun jarðgass í heiminum til ársins 1950 (framleiðsluhlutdeild Bandaríkjanna árið 1950 um 92% af heimsframleiðslunni, árið 1960 bandarísk framleiðsluhlutdeild í heimsframleiðslunni 80,2%). [19] Í Sambandslýðveldinu Þýskalandi var orkunotkun jarðgass snemma á sjötta áratugnum aðeins 1% af jarðefnaorku, árið 1970 var hún um 5%. [19]

Upphaflega var jarðgas aðeins logað þegar olía var framleidd. [20] Í fyrsta lagi var jarðgas notað í Bandaríkjunum (síðan snemma á tíunda áratugnum) og síðar í Evrópu (síðan á sjötta áratugnum) sem orkuefni fyrir hagkerfið.

Í sumum löndum, náttúrulegt gas er enn flared dag vegna þess að gas er dýrt að flytja. Í Bandaríkjunum hafa margar gas- og gufusamstæða virkjanir verið byggðar á undanförnum árum til að framleiða rafmagn á grundvelli jarðgass, þær hafa mjög mikla afköst (um 60%) og geta einnig notað úrgangshitann sem hverfi upphitun til að hita íbúðarhús.

nota

Rafmagn og hitaframleiðsla

Í Þýskalandi og í mörgum öðrum iðnríkjum er jarðgas aðallega notað til að veita gagnlegan hita í iðnaði og í íbúðarhúsum. Með hlutdeild 25,6% lofttegunda, sem auk jarðgass innihalda einnig fljótandi jarðolíu, hreinsistöðvargas , kókofngas og ofngas , eiga næst stærstu hlutdeild endanlegrar orkunotkunar í Þýskalandi árið 2018. [21] Stærstu hlutdeildina , á 30%, var með eldsneyti og aðrar jarðolíuvörur án þess að hita olíur. Í Sviss var hlutfall endanlegrar orkunotkunar árið 2018 13,5%. [22] Samkvæmt spám Alþjóða Atomic Energy Agency (IAEA), náttúrulegt gas mun verða mikilvægasta jarðefnaeldsneyti með hlut meira en 50% af 2080. [23]

Í sumum löndum gegnir rafmagnsframleiðsla úr gasi einnig stórt hlutverk (Rússland: u.þ.b. 50% hlutdeild). Tölur frá Fraunhofer ISE sýna að hlutur jarðgass í raforkuframleiðslu í Þýskalandi var 8,14% árið 2018. [24] Naturgasi er breytt í rafmagn í gasturbínavirkjunum, virkjunum í blönduðum hringrásum og gasvélavirkjunum. Í Þýskalandi eru þessar virkjanir fyrst og fremst notaðar til að ná hámarksálagi ; hægt er að stjórna afköstum gas hverfla sem þar eru notaðar (þ.e. tafarlaust) samanborið við kol og kjarnorkuver.

Eldsneyti fyrir bíla

Þjappað jarðgas (CNG) dæla á bensínstöð í Třebíč, Tékklandi

Í nokkur ár hefur jarðgas einnig verið notað í auknum mæli sem eldsneyti fyrir vélknúin ökutæki . Geymsla, flutningur og eldsneyti á sér stað annaðhvort sem þjappað jarðgas (CNG, þjappað jarðgas), þ.e. mjög þjappað en samt loftkennt jarðgas, eða sem fljótandi jarðgas ( LNG, fljótandi jarðgas ), þ.e. fljótandi og vel kælt jarðgas geymt kaldur og fljótandi í sérstökum frystitönkum .

Sem eldsneyti fyrir bíla ætti ekki að rugla jarðgasi saman við LPG . Þetta eldsneyti, sem einnig er stytt í NGL ( Natural Gas Liquids ) eða LPG ( Liquefied Petroleum Gas ) , inniheldur ekki metan, en samanstendur aðallega af alkönum með lengri keðju própan og bútan, sem eru aðeins til í litlu magni í jarðgasi . LPG sem boðið er upp á bensínstöðvum kemur að mestu leyti úr jarðolíuhreinsun .

Kosturinn við jarðgas og LPG er að þeir brenna hreinlega en bensín og dísel. Þegar um er að ræða jarðgas / CNG stafar þetta annars vegar af því að eldsneytið er þegar einsleitt loftkennt í brennsluhólfinu en ekki í atomized formi eins og um er að ræða bensín og dísel, og hins vegar vegna þess að sameindarþættirnir keðjur hafa aðeins um helmingur eins og margir kolefnisatómin í tengslum við komu vetnisatómum innihalda eins í bensín og dísilolíu, þ.e.a.s. meira vatn (H 2 O) og minna koldíoxíð (CO 2) og sót eru framleidd við brennslu við súrefni. Þess vegna nýtur bæði eldsneytis skattalækkana í Þýskalandi. Með ályktun sambandsdagsins 27. ágúst 2017 um seinni breytingarlögin , þar með talin orkuskattalög , var skattalækkun á jarðgasi sem eldsneyti framlengd fram til ársins 2018, en lækkað skatthlutfall nú 13,9 evrur / MWst (u.þ.b. , 18 evrur / kg, H-gasgæði * ) frá 1. janúar 2024 til 31. desember 2026 smám saman í 27,33 evrur / MWst (u.þ.b. 0,35 evrur / kg). [25] [26] Til samanburðar: skatthlutfall bensíns er sem stendur (2018) um ​​77,00 evrur / MWst. [26] Í Þýskalandi er hægt að eldsneyta jarðgas (CNG) fyrir verð á bilinu 0,79 evrur / kg til 1,27 evrur / kg. Meðalverð er 1,06 evrur / kg (frá og með ágúst 2018). [27]

Valkostur við hreint jarðgas er HCNG , blanda af þjappaðri jarðgasi og vetni sem hægt er að nota til að knýja hvaða ökutæki sem er með hefðbundinni jarðgasvél. Sama gildir um lífgas .

* Skattprósentan fyrir hvert kílógramm fer eftir því hvaða þyngdartengt orkuinnihald er notað; hér er það lægra hitaverðmæti 12,8 kWh / kg eða 46 MJ / kg fyrir H gas samkvæmt eldsneytisstaðli fyrir jarðgas (DIN 51624) [26]

Verðþróun

Verð á jarðgasi í Japan, Þýskalandi og Bandaríkjunum
(í Bandaríkjadölum á hverja milljón Btu )

Bensínverð náði hámarki 2008/09. Síðari sprengigasi í Bandaríkjunum leiddi til verulega lægra verðs á jarðgasi þar en í heiminum. [28]

Í lok árs 2015 var hins vegar alþjóðlegt offramboð. Með auknum möguleikum á innflutningi LNG með skipum til Evrópu varð einnig hrun á heildsöluverði hér. [29]

Árið 2016 hóf bandaríska fyrirtækið Cheniere Energy útflutning LNG til Evrópu. [29] Efnafyrirtækið Ineos hefur keypt etan frá Bandaríkjunum síðan í september 2016. [30]

Gerast

Árið 1844 fannst jarðgas í fyrsta skipti í Evrópu á svæðinu við Ostbahnhof í Vín. Niðurstöður nálægt Wels fylgdu 1892. Stór gasreitir sem nýttir voru á 20. og 21. öld eru Tröllasviðið í Noregi , Norðursviðið í Katar og Urengoy gasvöllurinn í Rússlandi. Ennfremur er grunur um stórar, óþróaðar gasvellir í Íran. Metan í gashýdrötum er grunaður um mikið magn, ekki aðeins á landgrunni , heldur einnig í sífrerum jarðvegi í Síberíu , Kanada og Alaska .

Samhliða Rússlandi eru Bandaríkin það land með hæsta framleiðsluhraða jarðgass. Árið 2006 framleiddu þeir um 524 milljarða rúmmetra af jarðgasi. Árið 1999 höfðu þeir borað 94.000 holur í eigin landi. [31]

Leitaðu að innistæðum

Markmiðið með jarðgasrannsókn er að finna jarðgasinnstæður. Áhuginn er á innlánsgerðir sem hægt er að nýta með tiltölulega lítilli fyrirhöfn með hefðbundnum útdráttaraðferðum. Slík tilvik eru kölluð hefðbundin atvik . Kannanir jarðfræðinga og jarðeðlisfræðinga frá olíu- og gasfyrirtækjum í einkaeigu eða í eigu ríkisins einbeita sér því að því að bera kennsl á jarðfræðilegar aðstæður sem gera tilvist hefðbundinna neðanjarðarlána líklega.

Hefðbundnar jarðgasinnstæður samanstanda af götóttu og gegndræpi geymslubergi, mettuðu með jarðgasi, sem er staðsett undir ógegndræpu berglagi með lágri holu, lokahettunni. Geymsla og hlífðarberg þarf einnig að vera hluti af jarðfræðilegri uppbyggingu sem gerir gas kleift að auðga magn til útdráttar. Slík mannvirki eru kölluð jarðgasgildrur . Naturgasið getur ekki flúið upp eða til hliðar og er undir miklum þrýstingi þar sem það er djúpt neðanjarðar.

Hægt er að nota mat á gervitungl- eða loftmyndum eða yfirborðskenndri jarðfræði sem notuð er með klassískri kortlagningu til að bera kennsl á jarðefnaset. Leki jarðgas (t.d. drullueldstöðvar ) sem finnast á svæðinu getur gefið beinar vísbendingar um gasfellingar í neðanjarðar. Fyrstu ítarlegri rannsóknirnar á jarðfræði dýpri undirlagsins eru oft framkvæmdar með jarðskjálftamælingum . Þrýstibylgjur (í grundvallaratriðum hljóð ), sem myndast við sprengingar í grunnum borholum eða með hjálp titrings , eru sendar í jörðina. Hljóðbylgjunum er kastað aftur upp á yfirborð jarðar með tilteknum lögum jarðar, svokölluðum endurskinsmerkjum , þar sem þær eru skráðar með mjög viðkvæmum titringsmælum, svokölluðum jarðhringum . Dýpt einstakra endurskinsmerkja stafar af tímamun milli „sjósetningar“ bylgju og skráningar jarðeigna. Ef hljóðgjöfum og mælipunktum er komið fyrir í neti á yfirborði jarðar er hægt að búa til þrívídd skjálftamódel af undirlaginu úr ákvörðuðum gögnum (3D seismic). [31] Frá þessu líkani er hægt að fá innsýn í jarðfræði undirlagsins, á grundvelli þess er ákvarðað á hvaða svæðum jarðskjálftasannaðra svæðis frekari rannsóknarvinnan er einbeitt.

Verið er að bora tilraunaboranir á sérstaklega efnilegum stöðum. Túlkun skjálftamódelsins er borin saman við jarðfræðina sem í raun er boruð og hreinsuð í samræmi við það. Fundurinn með gasmettuðum setbergjum á spáð dýpi staðfestir síðan túlkun mannvirkis sem þekkist í jarðskjálftasniðinu sem jarðgasgildru.

Ef þú hefur áhuga á breytingum á vökvainnihaldi innláns eftir að framleiðsla hefst er hægt að framkvæma svokallað 4D skjálftahrina. [31] Hér getur þú séð breytingarnar sem verða vegna útdráttar eða eftirstöðva innborgunar.

Innlánategundir

Skýringarmynd af framleiðslu á hráolíu og jarðgasi, til vinstri: hefðbundin geymsla (jarðgas tengt hráolíu), til hægri: óhefðbundin geymsla.

Hefðbundin geymsla

Tegund jarðgasgeymis sem hingað til hefur verið þróuð oftast eru gasfellingar í porösum og gegndræpum steinum (t.d. sandsteinum , massakalksteini ) undir lágþrýstingi, ógegndræpum steinum ( drullusteinum , mergrjóti , fínkornum kalksteinum). Gasið hefur hækkað (flust) í grindarrými gegndræpa bergsins frá enn meiri dýpi, þar sem hindrað er frekari beina hækkun með því ógegndræpa þekjugrjóti. Sérstök forsenda fyrir myndun botnfalla er hins vegar tilvist jarðfræðilegra mannvirkja sem koma í veg fyrir að gasið flytjist til hliðar undir hlífðarberginu og gerir þannig kleift að safnast fyrir miklu magni af gasi í porous berginu, sem síðan er vísað til sem geymsluberg . Slík mannvirki, sem geta verið af seti eða tektónískum uppruna, eru kölluð jarðgasgildrur . Þetta getur verið "drekkt" steingervingur Reef aðilum eða hlíðum salt hvelfingu .

Vegna lægri þéttleika kemur jarðgas mjög oft fyrir á efstu svæðum hefðbundins olíulóns. Maður talar hér um tengt ("tengt olíu") jarðgasi . Hreinar olíuútfellingar án gas eru undantekningin þar sem gas myndast alltaf í jarðolíu og berst bæði saman inn í útfellingarnar. Náttúrulegt gas sem myndast við framleiðslu olíu er aðskilin og unnin sérstaklega eða, sérstaklega í tilviki ströndum olíu framleiðslu, einfaldlega brunnið burt (þ.e. brenna með blossi gas á staðnum). Vegna þess að jarðgas hefur verulega meiri hreyfanleika en hráolía, er flutningur þess auðveldari. Þess vegna eru hreinar jarðgasgeymar af hefðbundinni gerð, svokölluð ótengd jarðgas , tiltölulega algeng.

Óhefðbundin geymsla

Geymslur sem ekki samsvara hefðbundinni gerð jarðgasgildrunnar og sem venjulega er hægt að vinna gas með umtalsverðum fyrirhöfn (t.d. með svokölluðu brotagreiningu ) eru nefndar óhefðbundnar. Í Bandaríkjunum er 40% af allri gasvinnslu þegar unnin úr óhefðbundnum innlánum. [32] [33]

Kolsaumgas

Jarðgas, sem einnig er þekkt sem námugas , er einnig bundið í kolsaumum . Metan er aðsogað að verulegu leyti af kolum á stóra innra yfirborðinu. Á meiri dýpi þýðir hærri þrýstingur að kol getur innihaldið hlutfallslega meira jarðgas og að sama skapi er hægt að dæla út með stækkun og dælingu. Kol saumar geta einnig verið breytt í náttúrulegu gas- eins gas eldsneyti með neðanjarðar gösun.

Í Bandaríkjunum er 10% af jarðgasi unnið úr kolsaumum, sem voru um 40 milljarðar rúmmetra árið 2002. Í Bandaríkjunum voru boraðar 11.000 holur til að þróa þessa tegund innlána. Í Þýskalandi er jarðgasforði í kolsaumum áætlaður um 3.000 milljarðar rúmmetra. [31] Um allan heim er talið að jarðgasforði í kolsaum sé 92.000 til 195.000 milljarðar rúmmetra.

Gashýdrat

Við háan þrýsting og lágt hitastig mynda metan og vatn ís eins og fast efni, þekkt sem metanhýdrat . Einn rúmmetra af gashýdrati inniheldur um 164 rúmmetra af metangasi. Talsverðar útfellingar eru í hafsbotni landgrunna og brekkur nútímans, frá um 300 metrum undir sjávarmáli, svo og í sífrerum . Metanið kemur þó líklega ekki nema að hluta til frá „leka“ jarðgasgeymum. Hinn hlutinn kemur frá virkni örvera í jarðvegi eða sjávarbotni.

Þétt gas

Þétt gas “ er að finna í „eyðilögðum“ geymslugrjóti (svokölluð þétt gassandur eða þétt gaskarbónat ), það er að segja steinar sem áður voru holir og nógu gegndræpir til að jarðgas gæti flutt inn í þau. Framsækin diagenesis með aukinni þjöppun geymslubergs eða viðbótarvöxt steinefnakorns leiddi til verulegrar minnkunar á holrými og tapi á samtengingum á svitahola. Vegna tilheyrandi tap á gegndræpi er ómögulegt að draga út jarðgas úr þessum bergi með hefðbundnum aðferðum. [34]

Samkvæmt almennari skilgreiningu á þéttum gaslánum vísar hugtakið til allra óhefðbundinna útfellinga sem eru djúpt neðanjarðar, en ekki er hægt að stjórna þeim með hagnaði með hefðbundnum framleiðsluaðferðum eða veita ekki efnahagslega hagkvæmt magn af jarðgasi. [35] Þessar skilgreiningar fela ekki aðeins í sér jarðgasinnstæður í diagenetically "eyðilögðu" geymslubergi, heldur einnig skiffergas og kolsauma gasfellingar.

Leirugas

Öfugt við þéttum gasi í þrengri skilningi, shale gas hefur ekki einu sinni tekist að flytja inn (upphaflega) meira porous rokk, en er enn í gestgjafi bergi þess, fyrst og fremst kolefnis-ríkur mudstone ( "olíuleir" í víðasta skilningi ) Vit). [36]

Aquifer gas

Að auki er hægt að leysa umtalsvert magn af jarðgasi upp í mjög djúpum grunnvatnslögum vatnalífs .

Hlutabréf

Samkvæmt áætlunum frá Federal Institute for Geosciences and Raw Materials , er magn jarðgass í innlánum 819.000 milljarðar rúmmetra af auðlindum og forða jarðgas um allan heim. Naturgasforði, þ.e. tæknilega og efnahagslega endurheimtanlegt magn, er 192.000 milljarðar rúmmetra. Þar sem jarðgasframleiðsla er stöðug um allan heim í kringum 3.200 milljarða rúmmetra á ári, samsvarar þetta kyrrstöðu bili í kringum 60 ár. [37] Í þessum tölum fela í sér sameiginlega umfjöllun af hefðbundnum og non-hefðbundnum jarðgas, sem hefur verið efnahagslega dregin út í nokkur ár, og felur í sér leirsteins gas, kol rúminu metan (CBM) og jarðgas í þéttum sandstones og karbónötum (þétt gasið) . Þétt gas er nú framleitt aðallega í Bandaríkjunum, þótt ekki sé lengur strangur greinarmunur á hefðbundnum jarðgasi. Í Þýskalandi hefur jarðgas einnig verið framleitt úr þéttum sandsteinum um árabil og tilkynnt ásamt hefðbundnum jarðgasi. Þetta felur ekki í sér auðlindir aquifer gas og jarðgas frá gashýdrati, þar sem enn er opið hvort og hvenær hægt er að nota þessa möguleika í viðskiptalegum tilgangi. Það eru samtals allt að 1.800.000 milljarðar rúmmetra hér. [37]

Sjá staðsetningu hefðbundinna og óhefðbundinna innlána hráolíu og jarðgass á jörðu, sjá einnig hráolíuvinnslu .

Jarðgas iðnaður

Útdráttur

Jarðgasvinnslustöð nálægt Großenkneten (Neðra -Saxlandi)
"Großburgwedel 5" rannsaka nálægt Wettmar (Neðra -Saxlandi )

Jarðgas er fengið með því að bora annaðhvort á hreinum jarðgassvöllum eða sem aukaafurð olíuframleiðslu . Þar sem jarðgasið er venjulega undir miklum þrýstingi (stundum um 600 bar), dælir það sjálft, ef svo má segja, um leið og lónið er opnað.

Im Laufe der Zeit nimmt der Gasdruck der Lagerstätte stetig ab. Die Exploration erfolgt heutzutage zunächst mit dreidimensionalen physikalischen Seismographen, dann durch geochemische Methoden und schließlich durch eine Erdbohrung.

Erschließung und Förderung an Land (Onshore)

Unkonventionelles Erdgas
Konventionelles Erdgas

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

Im sogenannten Rotary-Bohrverfahren befindet sich der Bohrmeißel in einem ummantelten Bohrgestänge, das an einem Flaschenzug im Bohrturm (Höhe: 20 bis 40 Meter) befestigt ist. [31]

Beim Bohren können Instabilitäten im Gestein und ein Verlust an Bohrflüssigkeit auftreten, daher müssen zur Stabilisierung Rohrstränge (auch Casing genannt) in die Bohrung eingebracht werden. Nachfolgend wird dann mit einem geringeren Durchmesser weitergebohrt. [23]

Der Bohrloch-Durchmesser nimmt mit zunehmender Tiefe ab (von etwa 70 cm auf 10 cm). In der Mantelschicht (zwischen Bohrgestänge und dessen Ummantelung) strömt eine wässrige Tonsuspension („Bohrschlamm“) zur Kühlung des Bohrmeißels, zur Stabilisierung des Bohrlochs und zur Förderung des Bohrkleins. Im Zuge der Komplettierung der Bohrung wird zwischen dem Förderstrang und der Bohrlochauskleidung (Casing) knapp oberhalb der Erdgas führenden Schicht eine Dichtungsmanschette – Packer genannt – im Bohrloch platziert. Eine fertig ausgebaute und zur Förderung genutzte Bohrung mitsamt ihrer oberirdischen Aufbauten wird als Sonde bezeichnet. Zu diesen Aufbauten gehört speziell das Eruptionskreuz , das die Bohrung an ihrem oberen Ende, am sogenannten Bohrlochkopf, abschließt. Es umfasst zwei Haupt schieber , von denen einer als automatischer Sicherheitsabsperrschieber ausgerüstet ist, der bei kritischen Betriebsbedingungen die Sonde automatisch sperrt. Vom Bohrloch weg erfolgt die Ableitung des Gases über weitere Schieber und den Düsenstock – in der Regel mit einem Betriebsdruck von etwa 70 bar – zur Sammelstelle (onshore ist das zunächst eine Feldstation von wo aus das Gas zu einer zentralen Verdichterstation weitergeleitet wird, wo in der Regel zumindest bereits eine Teilaufbereitung, und auch ggf. Verschnitt und die Einspeisung ins Netz erfolgen).

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

Induzierte Seismizität

Grafische Gegenüberstellung der jährlichen Fördermengen (blaue Kurve) und der Häufigkeit stärkerer seismischer Ereignisse im Gasfeld Groningen (rote und grüne Kurven) von 1990 bis 2017

Die Förderung konventionellen Erdgases kann zu leichten, quasi-menschgemachten Erdbeben führen, wenn sich durch die Druckentlastung und einhergehende Kompaktion der Lagerstättengesteine die Spannungsverhältnisse im Bereich der Lagerstätte derart stark ändern, dass es an nahegelegenen Verwerfungen zu Bewegungen kommt. Ein Beispiel gibt das Gasfeld Groningen in der gleichnamigen Provinz im gemeinhin als aseismisch geltenden Norden der Niederlande . Nach fast 30 Jahren Förderung aus Ober rotliegend - Sandsteinen in 2600 bis 3200 m Tiefe wurde dort Ende 1991 erstmals seismische Aktivität verzeichnet, deren Häufigkeit und Höchststärke in den Folgejahren erheblich zunahm. [38] [39] Die bislang stärksten Beben ereigneten sich am 8. August 2006 ( M L 3,5), am 16. August 2012 (M L 3,6) sowie am 8. Januar 2018 und am 22. Mai 2019 (jeweils M L 3,4). [40] Zwar hat die niederländische Regierung die genehmigten Fördermengen bereits im Jahr 2016 auf 24 Milliarden m³/Jahr etwa halbiert und ab dem 1. Oktober 2017 um weitere 10 % auf 21,4 Milliarden m³/Jahr gekürzt, [41] aber die Kosten für die Behebung der Schäden (ua Risse in Gebäuden) belaufen sich inzwischen (Stand 2018) auf rund 1,5 Milliarden Euro. [42] Unklar ist, ob das Ausmaß der seismischen Aktivität stärker mit der kumulierten Gesamtfördermenge zusammenhängt oder mit der Förderrate (Fördermenge pro Zeiteinheit). [38] [39] Während ein zunehmend ausgeförderter Speichergesteinskörper generell anfälliger für seismische Reaktionen zu sein scheint, könnten konstante niedrige Förderraten dafür sorgen, dass der Abbau von Spannungen in der Lagerstätte vorwiegend nur durch „ aseismisches Kriechen “ erfolgt. [39] Ein weiteres der stärksten induzierten Erdbeben in den Niederlanden ereignete sich am 9. September 2001 (M L 3,5) in dem im Vergleich zu Groningen deutlich kleineren und auch seismisch deutlich weniger aktiven Erdgasfeld Bergenermeer bei Alkmaar in der Provinz Noord-Holland . Auch aus den Erdgasfeldern Nordwestdeutschlands, aus der Gegend um Cloppenburg , ist seismische Aktivität mit Magnituden von M L 2,5 bis 3,0 bekannt. [43]

Erschließung und Förderung im Meer (Offshore)

Wirtschaftlich sinnvoll förderbare Erdgasvorkommen finden sich nicht nur im Untergrund der Festländer , sondern auch in jenen Bereichen der oberen kontinentalen Erdkruste, die vom Meer bedeckt sind, den sogenannten Schelfen . Die ersten Offshore-Bohrungen wurden 1947 von den USA vorgenommen. Später wurden fixe Bohrplattformen mit ausfahrbaren Beinen konstruiert. Es konnten Wassertiefen von mehreren hundert Metern erreicht werden.

Infolge eines zunehmenden Interesses an der Exploration der äußeren Schelfbereiche und des Kontinentalhangs wurden schwimmende Bohrplattformen („Offshore-Drilling Units“) und Bohrschiffe entwickelt. Dabei wird der Bohrlochkopf auf den Meeresgrund verlagert. Mit derartigen Anlagen ist es gelungen, bis in 3.000 Meter Wassertiefe vorzustoßen. [31]

Verarbeitung

Trocknung

Erdgastrocknung

Die Trocknung von Erdgas, dh der Entzug von Wasser oder höheren Kohlenwasserstoffen, ist ein wesentlicher Vorgang bei der Erdgasaufbereitung.

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

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

Zur Gastrocknung sind unter anderem folgende Verfahren bekannt:

Absorptionstrocknung mit Triethylenglycol

Bei der Absorptionstrocknung wird Erdgas in einer Absorptions- Kolonne mit Triethylenglycol (TEG) in Kontakt gebracht. TEG ist stark hygroskopisch und entzieht dadurch dem Gas das Wasser.

Der Kontakt beider Medien erfolgt imGegenstrom . Das Gas strömt in der Kolonne von unten nach oben. Entgegen hierzu wird das Triethylenglycol in der Kolonne oben eingebracht und unten wieder ausgeschleust. Voraussetzung für eine gute Wasseraufnahme ist eine große Kontaktfläche zwischen TEG und Gas, weshalb in der Kolonne eine strukturierte Packung eingebaut ist. In der Packung verteilt sich das TEG weiträumig.

Das aus der Kolonne ausgeschleuste Triethylenglycol wird in einer Regenerationsanlage wieder aufbereitet. In einem Verdampfer werden durch Erhitzen das aufgenommene Wasser sowie in geringeren Mengen auch Kohlenwasserstoffe aus dem Triethylenglycol entfernt.

Der Verdampfer wird über heiße Verbrennungsgase beheizt, welche in einer separat aufgestellten Brennkammer erzeugt werden. In der Brennkammer werden auch die bei der Regeneration entstehenden Brüdengase verbrannt. Dadurch wird der Bedarf an zusätzlich eingespeisten Brennstoff reduziert. Außerdem müssen die Brüdengase nicht aufwändig kondensiert und entsorgt werden.

Trocknung mittels Molekularsieb

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

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

Nach der Vortrocknung gelangt das Gas in sogenannte Adsorber. Dies sind mindestens zwei Tanks, welche mit einem Molekularsieb gefüllt sind. Das Gas wird zunächst durch Adsorber Nr. 1 geleitet. Der Wasserdampf wird vom Molekularsieb aufgenommen (adsorbiert). Dieser Adsorptionszyklus kann bis zu 12 Stunden oder mehr dauern. Anschließend wird der Gasstrom durch Adsorber Nr. 2 geleitet und der Adsorber Nr. 1 „geht“ in die Regenerationsphase. Bei der Regenerierung wird heiße Luft, Stickstoff oder das Erdgas mit einer Temperatur ab ca. 280 °C durch den Adsorber gepresst. Hierdurch werden die vom Molekularsieb zurückgehaltenen Wasserdampfmoleküle wieder abgegeben und aus dem Tank heraus befördert. Danach erfolgt die Kühlung des Molekularsiebes über mehrere Minuten bis Stunden. Eine Adsorptions- und Regenerationsphase nennt man Zyklus.

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

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

Abtrennung von Kohlenstoffdioxid und Schwefelwasserstoff

Die Abtrennung von Kohlenstoffdioxid und Schwefelwasserstoff erfolgt auf chemischem oder physikalischem Weg. Die beiden Gase können zusammen mit einer Base wie N-Methyl-Pyrrolidon (Purisol-Verfahren) in einem hochsiedenden Lösungsmittel gebunden werden.

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

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

Abtrennung von Stickstoff

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

Radioaktiver Abfall

Im Dezember 2009 wurde der Öffentlichkeit bekannt, dass bei der Erdöl- und Erdgasförderung jährlich Millionen Tonnen radioaktiver Rückstände anfallen, für deren Entsorgung größtenteils der Nachweis fehlt. [44] Im Rahmen der Förderung an die Erdoberfläche gepumpte Schlämme und Abwässer enthalten NORM-Stoffe (Naturally occurring radioactive material), auch das hochgiftige und extrem langlebige Radium 226 sowie Polonium 210. Die spezifische Aktivität der Abfälle beträgt zwischen 0,1 und 15.000 Becquerel (Bq) pro Gramm. In Deutschland, wo etwa 1.000 bis 2.000 Tonnen Trockenmasse im Jahr anfallen, ist das Material laut der Strahlenschutzverordnung von 2001 bereits ab einem Bq pro Gramm überwachungsbedürftig und müsste gesondert entsorgt werden. Die Umsetzung dieser Verordnung wurde der Eigenverantwortung der Industrie überlassen, wodurch die Abfälle letztlich über Jahrzehnte hinweg sorglos und unsachgemäß beseitigt wurden. Es sind Fälle dokumentiert, in welchen Abfälle mit durchschnittlich 40 Bq/g ohne jede Kennzeichnung auf einem Betriebsgelände gelagert wurden und auch nicht für den Transport besonders gekennzeichnet werden sollten. [45]

In Ländern mit größeren geförderten Mengen von Öl oder Gas entstehen deutlich mehr Abfälle als in Deutschland, jedoch existiert in keinem Land eine unabhängige, kontinuierliche und lückenlose Erfassung und Überwachung der kontaminierten Rückstände aus der Öl- und Gasproduktion. Die Industrie geht mit dem Material unterschiedlich um: In Kasachstan sind weite Landstriche durch diese Abfälle verseucht, in Großbritannien werden die radioaktiven Rückstände in die Nordsee geleitet. [44] [45] In den Vereinigten Staaten gibt es in fast allen Bundesstaaten aufgrund der radioaktiven Altlasten aus der Erdölförderung zunehmend Probleme. In Martha, einer Gemeinde in Kentucky , hat das Unternehmen Ashland Inc. tausende kontaminierte Förderrohre an Farmer, Kindergärten und Schulen verkauft, ohne diese über die Kontamination zu informieren. Es wurden bis zu 1.100 Mikroröntgen pro Stunde gemessen, so dass die Grundschule und einige Wohnhäuser nach Entdeckung der Strahlung sofort geräumt werden mussten. [46]

Transport

Speicherdichte von Erdgas bei verschiedenen Drücken und Temperaturen
Markierungsbake einer Hochdruckleitung, die den Verlauf der Unterflur-Pipeline im Gelände anzeigt
Eine Gasdruckregelanlage der EVN entnimmt das Erdgas aus dem Erdgashochdrucknetz und reduziert es auf Mitteldruck.

Erdgas wird überwiegend über Rohrleitungen auch über große Distanzen (daher auch der Begriff Ferngas ) transportiert. Bedeutende Pipelines für die Anbindung von Westeuropa, dessen Erdgas zum größten Teil aus Russland bezogen wird, sind unter anderen Nord Stream (North European Gas Pipeline), die Sojus-Pipeline und Erdgasleitung Jamal–Europa .

Erdgas kann durch physikalisch-technische Verfahren komprimiert (CNG, Compressed Natural Gas ) oder in den flüssigen Aggregatzustand ( LNG , Liquified Natural Gas ) überführt werden. Gemein ist diesen Verfahren (siehe Treibstoff für Kraftfahrzeuge ) eine Verringerung des Volumens bzw. eine Erhöhung der Dichte , wodurch größere Mengen an Erdgas auf kleinerem Raum gelagert oder pro Zeiteinheit transportiert werden können.

Rohrleitungen

Der Druck in Gasleitungsrohren gestaltet sich je nach Transport und Verteilung unterschiedlich.

Die aus Stahl bestehenden Ferntransport-Rohrleitungen auf dem Festland haben einen Nenndurchmesser von 600 bis 1400 Millimeter, stehen unter einem Nenndruck von etwa 75 bis 84 bar, und sind in der Regel etwa einen Meter unter der Erde verlegt. Alle 100 bis 150 Kilometer muss eine Kompressorstation für Druckerhöhung sorgen. Ein weiter Transport von Erdgas kann – je nach Auslegung, Höhenverlauf und Durchflussrate einer Leitung – zu einem erheblichen Energieverbrauch durch Pumpen führen. Bei 4.700 Kilometern müssen etwa 10 % der Energie des Erdgases für den Pumpenbetrieb verwendet werden. [23] Zur Begrenzung von Gefahren durch Lecks, die einen ungehinderten Gasaustritt ermöglichen könnten, werden außerdem in gewissen Abständen Schieber in einer Pipeline angebracht. In einer Steuerzentrale kann der Rohrdruck des Gasnetzes fernüberwacht werden. Dieses Netz wird von den Fernleitungsnetzbetreibern betrieben.

Für die regionale Verteilung von Erdgas gibt es ein spezielles, dichteres Netzsystem von regionalen Betreibern mit einem Rohrleitungsdruck von etwa 16 bar. Für den Transport von Erdgas an die regionalen Kommunen gibt es ein drittes Netz, das nur noch einen Erdgas-Überdruck von weniger als 1 bar hat, und für private Haushalte einen Überdruck von nur noch 20 mbar aufweist. Bis zu einem Druck von 10 bar sind heute für Gasleitungen Rohre aus Kunststoff ( Polyethylen ) üblich. [23]

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

Für die Errichtung und den Betrieb von Erdgasnetzen müssen, je nach Baugrund (Fels, Sand) und Geografie (Querung von Flüssen mit Dükern, Bahnleitungen, Autobahnen etc.) hohe Beträge aufgebracht werden. Der Beschaffungs- oder Zeitwert eines Erdgasnetzes ist insofern schwer abzuschätzen und hängt auch vom Geschäftsmodell ab (zukünftiger Ertragswert).

Die fünf Erdgastransitleitungen in Österreich wiesen 2006 durchwegs Nenndruck 70 bar und folgende Nenndurchmesser auf: Trans Austria Gasleitung mit drei Parallel-Strängen (etwa 380 Kilometer lang) mit 900 bis 1.050 Millimetern, West-Austria-Gasleitung (245 Kilometer) 800 Millimeter, (kürzer als 100 Kilometer) Hungarian-Austria-Gasleitung und Penta-West 700 Millimeter und Süd-Ost-Gasleitung 500 Millimeter. [47] TAG erhielt (um 2006 bei Wildon) eine zweite Röhre, TAG aus 1970 stammend erhielt 2009+2011 neue Verdichter in Neustift und Baumgarten.

LNG-Transportschiffe

Für den Schifftransport wird das Erdgas durch Abkühlen auf −160 °C verflüssigt (engl. Liquefied Natural Gas , LNG ). Die derzeit (2014) größten LNG-Tanker der Q-Max -Klasse können über 266.000 m³ LNG transportieren. Für LNG-Tanker gibt es zwei Bauarten: Die Kugel- und die Membran-Tanker [48] . Insgesamt 130 LNG-Tanker wurden bis zum Jahr 2000 konstruiert. [31]

Ab 4.000 Kilometer Landweg oder 2.000 Kilometer Seeweg ist diese Transportart ökonomisch günstiger als der Transport über ein Rohrleitungssystem. [23]

Umwandlung in synthetische Flüssigbrennstoffe

Weil Mineralöle wie Benzin und Diesel keine Druckbehälter für Lagerung und Transport benötigen, ist die chemisch-technische Umwandlung in langkettige, bei Raumtemperatur flüssige Kohlenwasserstoffe (sogenannte GtL-Verfahren ) eine Möglichkeit, Erdgas in eine relativ leicht handhabbare und platzsparende Form zu überführen. Solche synthetischen Mineralöle sind frei von Schwefel und Schwermetallen und somit zudem umweltverträglicher als Mineralöle aus natürlichem Rohöl . Die Unternehmen Sasol (Südafrika) und Shell (Malaysia) stellten bereits im Jahr 1997 aus Erdgas ein synthetisches Mineralöl her, das als Dieselzusatz Verwendung fand. Grundlage war die Umwandlung von Methan mit Sauerstoff zu Synthesegas (2 CH 4 + O 2 → 2 CO + 4 H 2 ). Synthesegas lässt sich unter hohem Druck und hohen Temperaturen mittels des Fischer-Tropsch-Verfahren in synthetische Mineralöle umwandeln.

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

An der Pennsylvania State University war 1999 ein Verfahren entwickelt worden, mittels eines Katalysators Methan bei weniger als 100 °C in Methanol umzuwandeln. [49]

Speicherung

Zum Ausgleich von Lastschwankungen bei der Erdgasversorgung wurden Untergrund-Erdgasspeicher errichtet. Ein BDEW -Sprecher teilte mit, dass es in Deutschland 46 Untertage-Gasspeicher gebe. Ihre Aufnahmekapazität betrage knapp 20 Milliarden Kubikmeter Arbeitsgas . Das entspreche fast einem Viertel des 2007 in Deutschland verbrauchten Erdgases. [50] In Österreich liegt die Kapazität bei 5 Milliarden Kubikmeter und ist damit prozentual noch höher.

Mitunter dienen untertägige Salzkavernen als Speicherort für Erdgas. Zur Erstellung des Speicherhohlraums pumpt man Wasser durch eine Bohrung in eine geologische Salzformation. Hierbei löst sich das Salz in einem gesteuerten Prozess und die entstandene Salzsole wird durch die gleiche Bohrung abgeleitet. Als sogenannte Porenspeicher können aber auch entleerte Erdöl- und Erdgaslagerstätten dienen. Kurzfristige Kapazität haben sogenannte Röhrenspeicher mit 50 bis 100 bar, die mäanderförmig einige Meter tief im Boden verlegt werden, beispielsweise Teil einer stillgelegten Erdgasleitung sein können.

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

Versorgung

Weltförderungen

Die Netto-Weltförderung von Erdgas (Naturgas) abzüglich zurückgepresstes und abgefackeltes Gas betrug im Jahr 2017 rund 3.680,4 Milliarden Kubikmeter , davon sind die USA mit 20,0 % (entspricht 734,5 Mrd. Kubikmetern Erdgas) und Russland mit 17,3 % (635,6 Mrd. Kubikmeter) Weltmarktanteil die Hauptförderländer. Im Jahr 2010 lag Russland in Sachen Erdgasförderung bislang das letzte Mal vor den USA. Unter den Förderländern belegt der Iran mit 6,1 % (223,9 Mrd. Kubikmeter) den dritten Platz. [51]

Damit deckte Erdgas im Jahr 2017 mit leichtem Aufwärtstrend etwa 24 % des weltweiten Energieverbrauchs ab. Mit 739,5 Mrd. Kubikmetern, das entspricht 20,1 % des weltweiten Erdgasverbrauchs, führen die USA auch die Liste der Verbraucher an. Dort liegt der Verbrauch also etwa fünf Milliarden Kubikmeter über der eigenen Produktion. Russland verbrauchte zuletzt 424,8 Mrd. Kubikmeter Erdgas (11,6 % des weltweiten Erdgasverbrauchs) und ist damit ein Erdgas-Nettoproduzent. Auf Platz drei unter den Erdgaskonsumenten rangiert China mit 240,4 Mrd. Kubikmetern, was 6,6 % des Weltverbrauchs entspricht. [51]

Situation in Deutschland

Versorgung

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

Deutscher Endenergieverbrauch von Naturgas [52]
Jahr in Petajoule in Milliarden Kubikmeter

(1 m³ entspricht 35,169 MJ Heizwert )

2000 2.204,0 62,67
2002 2.290,2 65,12
2004 2.216,7 63,03
2006 2.189,1 62,25
2008 2.176,9 61,90
2010 2.247,3 63,90
2011 2.038,2 57,96
2012 2.122,7 60,36
2013 2.184,3 62,11
2014 1.956,5 55,63
2015 2.056.5 58,48
2016 2.130,5 60,58
2017 2.149,3 61,11
2018 2.082,7 59,22

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

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

Bei der Preisbildung für Erdgas spielt die Ölpreisbindung eine große Rolle. Das Kartell der Gaspreisbildung aufgrund der brancheninternen Vereinbarung einer Ölpreisbindung verstößt jedoch nach einer weit verbreiteten Auffassung gegen europäisches und deutsches Kartellrecht. Der Bundesgerichtshof (BGH) entschied am 24. März 2010, dass Gasversorger ihre Preise nicht mehr ausschließlich an die Entwicklung des Ölpreises binden dürfen. [53]

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

Herkunft

Die Herkunft des importierten Erdgases darf seit 2015 nicht mehr veröffentlicht werden. Das liegt an den Vorschriften des § 16 Bundesstatistikgesetz in Verbindung mit § 11 Abs. 2 und 5 Außenwirtschaftsgesetz , denn die Weitergabe der Daten könnte einzelne Unternehmen in ihrem Betriebs- und Geschäftsgeheimnis berühren. [54]

Der letzte verfügbare Stand des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie aus dem Jahr 2015 setzt sich wie folgt zusammen:

Das importierte Erdgas kam zu 34,7 % aus der Russischen Föderation, zu 34,1 % aus Norwegen und zu 28,8 % aus den Niederlanden. Die übrigen 2,5 % stammten aus „sonstigen Ländern“. [52] Dabei handelt es sich um die Übergabeländer, aus denen das Erdgas nach Deutschland kommt, und nicht um das Förderland. So kommt das Erdgas aus den Niederlanden zum Teil aus dem Vereinigten Königreich als Flüssiggaslieferungen, bevor es nach Deutschland geleitet wird. [55]

Deutsche Erdgasunternehmen

Der weltweit größte Erdgasproduzent mit Sitz in Deutschland ist die BASF -Tochter Wintershall . [56] Die größten Erdgas-Versorgungsunternehmen in Deutschland sind E.ON Ruhrgas (Essen), RWE Energy (Dortmund), VNG – Verbundnetz Gas (Leipzig), Wingas (Kassel), Shell (Hamburg) und ExxonMobil (Hannover). Der Transport (Pipelines) wird von sog. Fernleitungsnetzbetreibern sichergestellt, darunter Open Grid Europe (Essen), bayernets (München), Ontras (Leipzig), Gascade (Kassel) und Terranets BW (Stuttgart).

Der Vertrieb an die Endverbraucher erfolgt über circa 700 Gasversorgungsunternehmen, insbesondere Stadtwerke. Den größten Teil des bezogenen Erdgas erwirbt E.ON Ruhrgas von dem russischen Unternehmen Gazprom sowie von der niederländischen Gasunie und den norwegischen Produzenten.

Messung

Die Messung beim Endkunden erfolgt volumetrisch, also durch Volumenmessung. Um aus dem Volumen auf die Gasmenge (Masse) zu schließen, benötigt man die Dichte, also den absoluten Druck, und die Temperatur des Gases. Daher liegt häufig unmittelbar vor dem sogenannten Gaszähler ein Druckregler , der den Überdruck gegenüber dem Außendruck in einer letzten Stufe reguliert. In Leitungsnetzen , die oft mit abwärts abgestuften Druckniveaus betrieben werden, verursachen schwankende Verbrauchsraten und unterschiedliche Leitungsvolumina nämlich einen unkalkulierbaren Druckabfall, der durch den Druckregler ausgeglichen wird. Die Temperaturschwankung wird durch Aufstellung innerhalb eines Gebäudes möglichst gering gehalten.

Druckregler am Gaszähler müssen geeicht werden, wie die Volumenmesseinrichtung selbst. Der äußere Luftdruck als Referenz wird unter Umständen nach der Meereshöhe des individuellen Zählers oder pauschal des Ortes oder Bezirks berücksichtigt (100 m Höhenunterschied machen etwas weniger als 1 % Gasdruck-Unterschied aus, meteorologische Schwankungen werden nicht berücksichtigt). Daraufhin wird der Energiegehalt pro kg Gas ermittelt, durch Mischen eingestellt und zu Verrechnungszwecken berücksichtigt.

Gasabsperrung

Im internationalen Gashandel sind Gasabsperrung oder Reduktion von Liefermengen (Raten) Gegenstand politischer Verhandlungen.

Marktraumumstellung

L-Gas aus deutscher und niederländischer Produktion bedient gegenwärtig ca. 30 % des deutschen Erdgasmarktes. Jedoch sind die Fördermengen rückläufig, so dass in den folgenden Jahren bis voraussichtlich 2030 sämtliche betroffenen Netzgebiete auf H-Gas umgestellt werden müssen, welches langfristig verfügbar ist. Diese Maßnahme dient der Versorgungssicherheit in den Bundesländern Bremen, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Sachsen-Anhalt, Hessen und Rheinland-Pfalz.

Im Zuge dieser sogenannten Marktraumumstellung müssen bei allen Verbrauchern die mit Erdgas betriebenen Geräte an die Nutzung von H-Gas angepasst werden. Dies gilt gleichermaßen für private Haushalte wie für Unternehmen. Im Vorfeld der eigentlichen Anpassungen findet eine Vollerhebung aller Gasgeräte – wie beispielsweise Gasherde und Heizkessel – im jeweiligen Netzgebiet statt, um eine Übersicht über die insgesamt vorhandenen Gasgeräte zu erlangen.

Die bei der Anpassung der Gasgeräte anfallenden Kosten werden über die Regulierung der Netzentgelte gem. §§ 21 ff. EnWG auf alle Endverbraucher umgelegt (Wälzung der Kosten). [57] Die Netzentgeltregulierung berücksichtigt insbesondere den Umstand, dass der Betrieb eines Gasversorgungsnetzes ein natürliches Monopol darstellt, welches ohne eine gesetzliche Regulierung die Preise für die Netznutzung frei bestimmen und insofern übermäßig hoch ansetzen könnte.

Situation in Österreich

Bereits ab 1943 wurde in Österreich Erdgas dem Stadtgas beigemischt. In den Städten (z. B. Baden, Stockerau, Wien, Wiener Neustadt) erfolgte ab Ende der 60er bis hinein in die 80er Jahre die Umstellung von Stadtgas auf Erdgas.

Energetischer Endverbrauch von Erdgas in Österreich [58]
Jahr in Terajoule in Millionen Kubikmeter

(1 m³ entspricht ungefähr 36,3 MJ Heizwert )

2000 167.475 4.647,39
2005 194.044 5.393,30
2010 198.368 5.473,57
2011 189.854 5.241,94
2012 190.051 5.241,97
2013 197.409 5.440,08
2014 180.736 4.980,61
2015 189.524 5.222,78
2016 196.780 5.422,73
2017 200.498 5.476,29
2018 197.535 5.395,37

Endkonsumenten, insbesondere privaten Haushalten wird bei Zahlungsverzug nach zumindest zweimaliger Mahnung – um rasches Wiedereinschalten zu ermöglichen, jedoch nicht vor Feiertagen – die Gaslieferung vom Gasversorger abgesperrt. 2013 wurden 8.457 Privathaushalten in Österreich, 6.081 davon in Wien, das Gas „abgedreht“ meldet die Regulierungsbehörde E-Control erstmals im Mai 2014 aufgrund der Gasmonitoringverordnung . Zahlen von Stromsperrungen aus demselben Grund würden von den Versorgern meist „schubladisiert“. [59]

Ökologische Aspekte

Durch die geringen Verunreinigungen verbrennt Erdgas generell gegenüber anderen fossilen Brennstoffen sauberer. Durch das höhere Wasserstoff/Kohlenstoff-Verhältnis wird beim Verbrennen von Erdgas um bis zu 25 % weniger Kohlendioxid erzeugt als bei Heizöl und liegen laut UBA bei ca. 250 g CO 2 -Äquivalent pro kWh thermisch (zum Vergleich: Öl ca. 320 g CO 2 -Äquivalent pro kWh thermisch). Trotzdem tragen Förderung, Transport, Verarbeitung und Verbrennung von Erdgas zur Freisetzung der Treibhausgase Methan und Kohlendioxid bei, insbesondere, wenn es sich dabei um sogenanntes Schiefergas handelt (siehe auch Treibhausgas-Immission durch Fracking ).

Ökologisch wie ökonomisch unsinnig ist, wenn Erdgas als Nebenprodukt der Erdölförderung nicht gewinnbringend abgesetzt oder zurück in die Erde gepumpt werden kann, sondern abgefackelt werden muss. Durch verschiedene flare-down -Programme der Erdölindustrie soll das Abfackeln vermindert und das Erdgas der Verarbeitung und einer kontrollierten, saubereren energetischen Nutzung zugeführt werden und dabei andere Energieträger ersetzen. Dies bewirkt eine erhebliche Verbesserung der globalen Ökobilanz und wird daher durch Steuervorteile gefördert, bleibt jedoch mit Blick auf die weltweiten Klimaziele höchst fragwürdig. Falls einmal Erdgas nicht mehr ausreichend zur Verfügung steht, kann, laut Erdgaslobby, durch zunehmende Produktion und Beimischung von Biogas die Nachhaltigkeit der Investitionen in regionale Erdgasnetze gewährleistet werden. Ob dies tatsächlich der Fall ist, erscheint jedoch lt. verschiedener Experten zumindest fraglich. So ist für Biogas nicht klar, woher die notwendigen Mengen kommen sollen - diese sind zumindest aus innerdeutschen Quellen nicht zu decken - noch ob die notwendigen Kapazitäten zur Erzeugung von Biogas zur Verfügung stehen. Auch der Einsatz von Methan aus Wasserstoff wird häufig als ökologische Zukunftsvision für das Erdgasnetz genannt, wobei auch hier die verfügbaren Erzeugungskapazitäten absehbar nicht vorhanden sind.

Durch undichte Stellen in Förderanlagen und Rohrleitungen entwichene Bestandteile des Erdgases gehen entweder direkt in die Erdatmosphäre bzw. lösen sich einige Bestandteile, sofern das Gas aus unterseeischen Leitungen entweicht, im Meerwasser. Bei ausreichender Tiefe und entsprechend hohem Druck sowie ausreichend tiefer Temperatur kann sich der Methan-Anteil des Erdgases als festes Methanhydrat am Meeresboden ablagern, wobei dies für den bei weitem größten Teil der Erdgasinfrastruktur unerheblich ist, da sich diese in erster Linie auf dem Land erstreckt (Verteilnetze etc.).

Die Förderung unkonventionellen Erdgases mittels Hydraulic Fracturing ist mit einigen zusätzlichen Umweltrisiken verbunden, insbesondere hinsichtlich der den Frackfluiden zugesetzten Chemikalien und dem Entweichen von im Erdgas enthaltenen gesundheitsschädlichen Stoffen aus in offenen Tanks gelagertem Flowback und Lagerstättenwasser. Problematischer ist jedoch die starke Zunahme der Erdgasförderung in der Fläche infolge des Fracking-Booms, wie sie ab dem Jahr 2000 vor allem in den USA zu beobachten ist. Diese führt zu einer Verstärkung der allgemein mit der Erdgasförderung verbundenen Umweltbelastungen. Mit Blick auf die weltweiten Klimaschutzziele ist daher festzuhalten: Wenngleich Erdgas oft als Brückentechnologie genannt wird bleibt dessen breitere Nutzung umstritten.

Sicherheitsaspekte

Gastanks müssen regelmäßig geprüft werden

Erdgas birgt durch seine Explosivität gewisse Unfallrisiken, was bei unsachgemäßem Gebrauch z. B. in Haushalten von Unfällen bis hin zu katastrophalen Ereignissen (Bsp. Gasexplosion von Chuandongbei , Gasexplosion von Belgien ) führen kann. Bei Verwendung in Haushalten ist die Odorierung daher Vorschrift.

Am 25. März 2012 wurde entdeckt, dass aus einem unbekannten Leck an der Gas-( und Öl-)Förderplattform Elgin PUQ des Konzerns Total in der Nordsee unter Wasser Gas ausströmt. Zunächst strömten nach Angaben des Betreibers täglich 200.000 Kubikmeter Gas aus dem Leck 25 Meter über dem Wasserspiegel ins Freie, später habe sich die Menge auf etwa ein Drittel verringert. Wegen der Brand- und Explosionsgefahr durch an die Luft gelangtes Gas und der Giftigkeit von im Gas enthaltenem Schwefelwasserstoff wurden für Schiffe und Flugzeuge Sicherheitszonen von bis zu 5,6 km Radius eingerichtet und benachbarte Plattformen evakuiert. [60] 50 Tage später, Mitte April 2012, teilte der Konzern mit, dass das Leck wieder geschlossen sei. [61]

Siehe auch

Literatur

  • Holger Kulke: Der Energieträger Erdgas. Geowissenschaften. Bd. 12, Nr. 2, 1994, S. 41–47, doi:10.2312/geowissenschaften.1994.12.41 .
  • Stefan Ueberhorst: Energieträger Erdgas – Exploration, Produktion, Versorgung. Bibliothek der Technik, Band 102, Verlag Moderne Industrien, Landsberg 1994, 2. Aufl., ISBN 3-478-93105-3 .
  • Günther Cerbe: Grundlagen der Gastechnik – Gasbeschaffung, Gasverteilung, Gasverwendung. Hanser Verlag, München/ Wien 2004, 6. Aufl., ISBN 3-446-22803-9 .
  • Bundesverband der deutschen Gas- und Wasserwirtschaft, BGW: Die Erdgasversorgung der Zukunft, Informationen und Hintergründe zum deutschen Erdgasmarkt; 2006 PDF-Datei

Weblinks

Wiktionary: Erdgas – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

Einzelnachweise

  1. Livia Beier, Christian Bantle (Red.): Wie heizt Deutschland? BDEW-Studie zum Heizungsmarkt. Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V., Berlin 2015 ( PDF 3,3 MB).
  2. für einige Beispiele in Österreich siehe Ute Kutschera und 32 weitere Autoren: Medienübergreifende Umweltkontrolle in ausgewählten Gebieten. Monographien, M-168. Umweltbundesamt, Wien 2004 ( PDF 19 MB).
  3. Erdgaseinsatz für Busse: EVN Erdgastankstelle St. Pölten , Pressetext der EVN AG vom 18. Dezember 2006.
  4. Natural Gas Composition and Specifications. John A. Dutton e-Education Institute, PennState College of Earth and Mineral Sciences (abgerufen am 31. März 2018)
  5. Overview of Natural Gas – Background. naturalgas.org (abgerufen am 31. März 2018)
  6. Kulke: Der Energieträger Erdgas. 1994 (siehe Literatur ), S. 42 ff.
  7. a b S. Ueberhorst: Energieträger Erdgas. 1994, S. 50.
  8. Alberto de Angelis: Natural gas removal of hydrogen sulphide and mercaptans. Applied Catalysis B: Environmental. Bd. 113–114, 2012, S. 37–42, doi:10.1016/j.apcatb.2011.11.026
  9. Erdgasbestandteile ( Memento vom 26. Januar 2016 im Internet Archive ).
  10. Ullmanns Enzyklopädie der technischen Chemie, 5. Auflage, Vol. A17, S. 74 ff.
  11. Technische Regeln – Arbeitsblatt G 260: Gasbeschaffenheit. DVGW Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e. V., Bonn 2000 ( PDF-Datei @1 @2 Vorlage:Toter Link/www.stadtwerke-coesfeld.de ( Seite nicht mehr abrufbar , Suche in Webarchiven ) ; 1,0 MB), S. 8 f.
  12. Gasfamilien nach DVGW-Arbeitsblatt G 260 (Gasbeschaffenheit). (PDF) Abgerufen am 9. Februar 2020 .
  13. Ströbele, Pfaffenberger und Heuterkes (2013): Energiewirtschaft. Einführung in Energie und Politik , 3. Auflage, S. 149.
  14. Autorenkollektiv: Gasinstallation: Tipps für die Praxis. Herausgegeben von der Arbeitsgemeinschaft für sparsamen und umweltfreundlichen Energieverbrauch e. V. (ASUE) und der Deutschen Vereinigung des Gas- und Wasserfaches e. V. (DVWG), Berlin 2010 ( PDF-Datei ; 2,2 MB), S. 14 f
  15. Lianyong Feng, Yan Hu, Charles AS Hall, Jianliang Wang: The Chinese Oil Industry: History and Future. Springer, New York 2013, ISBN 978-1-4419-9409-7 , S. 2 f.
  16. a b Chi-Jen Yang, Yipei Zhou, Robert B. Jackson: China's fuel gas sector: History, current status, and future prospects. Utilities Policy. Bd. 28, 2014, S. 12–21, doi:10.1016/j.jup.2013.11.002 (alternativer Volltextzugriff: jacksonlab.stanford.edu ), S. 14
  17. a b Hans Ulrich Vogel: The Great Well of China. Scientific American. Bd. 268, Nr. 6, 1993, S. 116–121, JSTOR
  18. Natural Gas is King in Pittsburgh , American Oil and Natural Gas Historical Society, abgerufen am 27. Juli 2014.
  19. a b Enzyklopädie Naturwissenschaften und Technik , Zweiburgenverlag Weinheim 1981, Band EJ, Stichwort: Erdgas, S. 1232 ff.
  20. Craig Morris: Zukunftsenergien, Die Wende zum nachhaltigen Energiesystem , Heise Zeitschriftenverlag 2006, S. 91 ff., ISBN 3-936931-26-7 .
  21. Gesamtausgabe der Energiedaten – Datensammlung des BMWI. xlsx Dokument. In: bmwi.de. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, 22. Juni 2020, abgerufen am 25. August 2020 .
  22. Schweizerische Gesamtenergiestatistik 2018. Bundesamt für Energie BFE, 10. Juli 2019, abgerufen am 25. August 2020 .
  23. a b c d e Landolt Börnstein: New Series VIII , 3A, Natural Gas Exploitation Technologies, Springer, 2002, S. 40 ff. doi : 10.1007/10696439_5
  24. Energieerzeugung | Energy Charts. Abgerufen am 1. Oktober 2019 .
  25. Zweites Gesetz zur Änderung des Energiesteuer- und des Stromsteuergesetzes. Bundesgesetzblatt (BGBl) I 2017/60, 4. September 2017, S. 3299–3315, online , für Änderungen des Erdgas als Kraftstoff betreffenden § 2 Abs. 2 siehe S. 3300
  26. a b c Weiterhin Förderung für Autogas. Webpräsenz des ADAC, Rubrik Info, Test & Rat , Zugriff am 5. August 2018
  27. LPG- und CNG-Tankstellenverzeichnis für Deutschland. Zugriff am 5. August 2018.
  28. KfW : Mit Gas in die Zukunft , 30. November 2015.
  29. a b Michael McDonald: European Natural Gas Prices Collapse. In: OilPrice.com. 17. Mai 2016, abgerufen am 25. Oktober 2016 .
  30. First US shale gas arrives at Ineos plant in Scotland . In: BBC News . 28. September 2016 ( bbc.com ).
  31. a b c d e f g Winnacker, Küchler: Chemische Technik , Band 4, Energieträger, 5. Auflage, S. 13 ff., ISBN 3-527-30769-9 .
  32. Erdgas aus Deutschland: Schatzsuche im Schiefer. Spiegel Online, 12. April 2010, abgerufen am 12. April 2010 .
  33. Jan Willmroth: Energie: Egal was passiert, Fracking wird bleiben . In: Süddeutsche Zeitung . 11. Februar 2016 ( sueddeutsche.de ).
  34. Karen E. Higgs, Horst Zwingmann, Agnes G. Reyes, Rob H. Funnell: Diagenesis, Porosity Evolution, and Petroleum Emplacement in Tight Gas Reservoirs, Taranaki Basin, New Zealand. Journal of Sedimentary Research. Bd. 77, Nr. 12, 2007, S. 1003–1025, doi:10.2110/jsr.2007.095 .
  35. The best definition of tight gas reservoir is “a reservoir that cannot be produced at economic flow rates nor recover economic volumes of natural gas unless the well is stimulated by a large hydraulic fracture treatment, by a horizontal wellbore, or by use of multilateral wellbores.” Stephen A. Holditch: Tight Gas Sands. Journal of Petroleum Technology. Juni 2006, S. 84–90.
  36. Gas aus Ölschieferfeldern krempelt Erdgasmärkte um. In: VDI-Nachrichten. VDI Verlag GmbH, 12. März 2010, abgerufen am 2. August 2010 .
  37. a b Kurzstudie – Reserven, Ressourcen und Verfügbarkeit von Energierohstoffen 2011. (PDF; 9,0 MB) Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe , November 2011, abgerufen am 22. Oktober 2012 .
  38. a b K. van Thienen-Visser, JN Breunese: Induced seismicity of the Groningen gas field: History and recent developments. In: The Leading Edge. Bd. 34, Nr. 6, 2015, S. 664–671, doi:10.1190/tle34060664.1
  39. a b c Charles Vlek: Rise and reduction of induced earthquakes in the Groningen gas field, 1991–2018: statistical trends, social impacts, and policy change. In: Environmental Earth Sciences. Bd. 78, Nr. 3, 2019, Art.-Nr. 59, doi:10.1007/s12665-019-8051-4
  40. Zware aardbeving in Groningse Westerwijtwerd. „Nieuwsbericht“ auf der Internetpräsenz des Koninklijk Nederlands Meteorologisch Instituut (KNMI), 22. Mai 2019
  41. Thorsten Czechanowsky: Niederlande kürzen L-Gas-Förderung. In: energate messenger , 19. April 2017
  42. Machiel Mulder, Peter Perey: Concluding remarks. S. 67–68 in: Machiel Mulder, Peter Perey (hrsg.): Gas production and earthquakes in Groningen – reflection on economic and social consequences. Centre for Energy Economics Research (CEER) Policy Papers, Nr. 3. Department of Economics and Business, University of Groningen, 2018 ( PDF 1,8 MB; komplettes Heft)
  43. B. Dost, HW Haak: Natural and induced seismicity. S. 223–239 in: Th. E. Wong, DAJ Batjes, J. de Jager (Hrsg.): Geology of the Netherlands. Koninklijk Nederlandse Akademie van Wetenschappen, Amsterdam 2007, ISBN 978-90-6984-481-7 , S. 232
  44. a b Strahlender Abfall von Öl und Gas. (Nicht mehr online verfügbar.) In: tagesschau.de. 7. Dezember 2009, archiviert vom Original am 8. Dezember 2009 ; abgerufen am 6. Februar 2010 .
  45. a b Unbekannte Gefahr – Radioaktive Abfälle aus der Öl- und Gasindustrie. In: Deutschlandfunk. 5. Februar 2010, abgerufen am 6. Februar 2010 .
  46. Radioaktive Rückstände – Probleme aus der Ölförderung belasten Anwohner in Kentucky. In: Deutschlandfunk. 9. März 2010, abgerufen am 13. März 2010 .
  47. Christoph Edler: Das österreichische Gasnetz. Bachelor-Thesis, Technische Universität Wien, 2013 ( PDF-Datei ; 15 MB) S. 37 ff.
  48. http://www.bto-consulting.com/4media/download/MarineServiceBTOConference2015.pdf
  49. Safaa A. Fouda: Erdgasverflüssigung – Rohöl aus dem Chemiebaukasten. Spektrum der Wissenschaften, 4/1999, S. 92.
  50. Minister will Gasreserve für Deutschland , Ärzte Zeitung , 1. September 2008.
  51. a b BP Statistical Review of World Energy 2018. (PDF) BP , Juni 2018, abgerufen am 27. Juli 2018 .
  52. a b Gesamtausgabe der Energiedaten – Datensammlung des BMWI. In: bmwi.de. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, 22. Juni 2020, abgerufen am 12. August 2020 (Tabelle 17 „Aufkommen und Endenergieverbrauch von Naturgas“).
  53. BGH, Urteil vom 24. März 2010 , Az. VIII ZR 178/08, Volltext und Pressemitteilung Nr. 61/2010 vom 24. März 2010.
  54. Schriftliche Frage an die Bundesregierung im Monat Januar 2019 Frage Nr. 180. (PDF) Bundesministerium für Wirtschaft und Energie, 23. Januar 2019, abgerufen am 25. August 2020 .
  55. Monitoringbericht 2019. (PDF) Bundeskartellamt, Bundesnetzagentur, 13. Januar 2020, S. 361 , abgerufen am 25. August 2020 .
  56. Wintershall verkauft norwegische Gasfelder. Handelsblatt, 15. August 2015.
  57. Marktraumumstellung , DVGW , abgerufen am 7. Februar 2016.
  58. Gesamtenergiebilanz Österreich 1970 bis 2018 (Detailinformation). xlsx Dokument. In: statistik-austria.at. Bundesanstalt Statistik Österreich, S. Tabelle 43 , abgerufen am 27. August 2020 .
  59. 6.081 Wienern wurde das Gas abgedreht , ORF.at vom 26. Mai 2014.
  60. Gas strömt unkontrolliert aus , ORF.at vom 27. März 2012.
  61. „Elgin“-Gasleck ist gestopft Der Spiegel vom 16. April 2012.