mini|„Tight-Gas“-Bohrung in der Pinedale-Antiklinale im US-Bundesstaat Wyoming, im Hintergrund die Rocky MountainsAnn Chambers Noble: The Jonah Field and Pinedale Anticline: A natural-gas success story. WyoHistory.org, 2014 mini|Fracking-Anlage des Unternehmens Halliburton am Kopf einer Bohrung in der Bakken-Formation im Bundesstaat North Dakota
Hydraulic Fracturing oder kurz Fracking (von ‚aufbrechen‘, ‚aufreißen‘; auch „Hydrofracking“, „Fraccing“, Fracing oder Frac Jobs genannt, deutsch auch hydraulische Frakturierung, hydraulisches Aufbrechen, hydraulische Risserzeugung oder auch hydraulische Stimulation) ist eine Methode zur Erzeugung, Weitung und Stabilisierung von Rissen im Gestein einer Lagerstätte im tiefen Untergrund mit dem Ziel, die Permeabilität (Durchlässigkeit) der Lagerstättengesteine zu erhöhen. Dadurch können darin befindliche Gase oder Flüssigkeiten leichter und beständiger zur Bohrung fließen und gewonnen werden.
Beim Fracking wird durch eine Bohrung, unter hohem Druck von typischerweise mehreren hundert Bar, eine Flüssigkeit („Fracking-Fluide“) in den geologischen Horizont, aus dem gefördert werden soll, gepresst. Als Fracking-Fluid dient Wasser, das zumeist mit Stützmitteln, wie z. B. Quarzsand, und Verdickungsmitteln versetzt ist. Üblicherweise werden zunächst im Zielhorizont mehrere abgelenkte Bohrungen (Laterale) mittels Richtbohren angelegt, wobei der Bohrmeißel schichtparallel geführt wird. Dadurch ist die zur Verfügung stehende Bohrlochlänge in der Lagerstätte wesentlich größer, was generell die Ausbeute der Förderung erhöht. Zum Einsatz kommen beim Hochvolumen-Hydrofracking große Flüssigkeitsmengen mit mehr als 1000 m³ pro Frackphase bzw. insgesamt mehr als 10.000 m³ pro Bohrloch.
Seit Ende der 1940er Jahre wird Fracking vor allem bei der Erdöl- und Erdgasförderung sowie bei der Erschließung tiefer Grundwasserleiter für die Wassergewinnung und der Verbesserung des Wärmetransportes bei der tiefen Geothermie eingesetzt. In den letztgenannten Anwendungsfällen werden keine Stützmittel oder chemischen Zusätze benötigt. Seit Anfang der 1990er Jahre und insbesondere in den USA ab etwa dem Jahr 2000 fokussiert sich die Förderung mittels Fracking auf sogenanntes unkonventionelles Erdöl und Erdgas (u. a. „Schiefergas“). Der dortige Fracking-Boom veränderte den US-Energiemarkt erheblich und sorgte für einen Preisverfall. Dies führte zu einer Debatte über die Rentabilität des Verfahrens. Die US-Regierung unterstützt daher seit etwa 2013 Bestrebungen zum verstärkten Export von Flüssigerdgas nach Europa und Japan, unter anderem mit beschleunigten Genehmigungsverfahren.
Während einige Stimmen diese geostrategische Komponente durch die Veränderung der internationalen Abhängigkeiten betonen, führen die Umweltrisiken und mögliche Gesundheitsgefahren des „Fracking-Booms“ vor allem in Europa zu einer kontrovers geführten und noch andauernden fachlichen, politischen und gesellschaftlichen Debatte. Einige Länder und Regionen haben Erdgas-Fracking auf ihrem Gebiet gesetzlich verboten.
Anwendungsgebiete lang=de|mini|hochkant=2|Schematische Darstellung der Förderung von Erdöl und Erdgas, links: konventionelle Lagerstätte, rechts: unkonventionelle Lagerstätten
Die Fracking-Methode wurde in den ersten Jahren nach ihrer Entwicklung hauptsächlich dazu verwendet, die Förderperiode einer Erdöl- oder Erdgaslagerstätte zu verlängern bzw. um den Abfall der Förderrate in der Spätphase der Ausbeutung einer Lagerstätte zu verringern. Dabei handelte es sich um sogenannte konventionelle Lagerstätten, mit relativ hoher natürlicher Porosität und Permeabilität des Lagerstättengesteins.
Seit den 1990er Jahren wird Fracking jedoch zunehmend zur Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe aus sogenannten unkonventionellen Öl- und Gaslagerstätten mit geringporösen und impermeablen Lagerstättengesteinen eingesetzt, wobei Primär- und Sekundärlagerstätten unterschieden werden. Bei Sekundärlagerstätten sind Öl und Gas aus ihrem Muttergestein in ein einst ausreichend poröses und permeables Speichergestein gewandert, dessen Porosität und Permeabilität sich nachträglich deutlich verringert hat, sodass heute beim Einsatz konventioneller Fördermethoden eine zu geringe Förderrate erzielt würde. Man spricht hierbei auch von Tight Oil und Tight Gas.
Bedeutender ist die Anwendung zur Förderung aus Primärlagerstätten, wo Öl und Gas sich noch in ihren Muttergesteinen befinden. Dies können entweder Kohleflöze (CBM, Coal Bed Methane) oder Tonsteine (shale gas, shale oil) sein. Solche Tonsteine werden oft petrographisch inkorrekt als Schiefer bezeichnet, was teilweise tradiert ist und teilweise auf einer ungenauen Übersetzung des englischen Wortes shale („dünnplattiger Tonstein“) beruht. Das aus diesen Tonsteinen gewonnene Gas und Öl wird deshalb Schiefergas bzw. Schieferöl genannt. Beim Schieferöl kann dies zu Unklarheiten führen, ob „reifes“ Öl aus Primärlagerstätten, also „Fracking-Öl“, gemeint ist oder Öl, das durch Aufbereitung aus einem „unreifen“ Ölschiefer gewonnen wurde.
„Fracken“ basiert auf mehreren Horizontalbohrungen innerhalb der Lagerstätten. Jedes Bohrloch wird einzeln gefrackt und dabei seismisch überwacht, um die Rissausbreitung über das Druckniveau steuern zu können. Die Technik selbst stammt aus den 1940er Jahren, 1949 wurde sie erstmals kommerziell angewendet. In anderen Bergbaubereichen wird schon länger gefrackt. Seit der deutlichen Preissteigerung bei Öl und Gas wird zunehmend, vor allem in den USA (allein 2008 mehr als fünfzigtausendmal), gefrackt. Etwa 90 % aller Gasbohrungen der USA werden gefrackt, wodurch ein temporäres Gasüberangebot entstand, das zum Einbruch der dortigen Gaspreise führte.
Auch außerhalb der Erdöl- und Erdgasförderung wird gefrackt, um Reservoire zu stimulieren, so zur Stimulation des Wasserflusses in der Tiefen-Geothermie, von Grundwasserbrunnen zur Trinkwasserversorgung und im Bergbau auf feste mineralische Ressourcen. In einigen Fällen werden Bohrungen zur langfristigen Vorentgasung von Steinkohleflözen gefrackt.
Technik mini|hochkant=0.9|Fracking-Bohrstelle im Betriebszustand mit Zuleitungen
Beim Hydraulic Fracturing wird eine Flüssigkeit (Fracking-Fluid), die auch ein Stützmittel enthalten kann, in eine meist mehrere hundert bis maximal etwa 3000 Meter tiefe Bohrung gepresst. Der hierbei im zu frackenden Bereich erreichte Fluiddruck muss die geringste im Gestein anliegende Spannung und die Zugfestigkeit des Gesteins überschreiten, um das Gestein aufzubrechen. Wenn dies der Fall ist, drückt die Flüssigkeit das Gestein auseinander (Zugriss). Im Normalfall sind die Horizontalkomponenten des Spannungsfeldes kleiner als die Vertikalkomponente, da die Vertikalkomponente – der aus dem Gewicht der auflagernden Gesteinsschichten resultierende lithostatische Druck – mit der Tiefe kontinuierlich anwächst und so unterhalb einer gewissen Tiefe die größte der Hauptspannungs-Komponenten ist. So entstehen durch Fracking Zugrisse vorwiegend als meist nahezu vertikale Rissflächen, die sich in Richtung der kleinsten horizontalen Hauptspannung öffnen und sich also in Richtung der größten vertikalen Hauptspannung ausbreiten. Kleinräumig kann das Spannungsfeld z. B. durch tektonische Zusatzspannungen deutlich anders orientiert sein.
Nach dem Aufbrechen der Formation wird der Einpressdruck zurückgenommen und die eingepresste Flüssigkeit, die noch unter dem Druck der Gesteinsschicht steht, fließt größtenteils zurück. Dieses Rückflusswasser wird Backflow oder auch Flowback genannt. Das zugesetzte Stützmittel verbleibt in den Rissen und hält diese offen. Auch Additive des Fracking-Fluids verbleiben teilweise durch Adhäsionswirkung an den Fluid-Gesteins-Grenzen im Gestein.
Um das gelöste Gas optimal zu fördern, werden von einem Bohransatzpunkt mehrere in der Tiefe oft nahezu horizontal, in jedem Fall jedoch innerhalb der Zielformation geführte Bohrungen niedergebracht. Die abgelenkten Bohrungen werden mit Hilfe des sogenannten Richtbohrverfahrens präzise in der Lagerstätte geführt. Der Bohrpfad wird dazu mit Hilfe einer direkt hinter dem Bohrmeißel platzierten MWD-Messeinheit (measurement while drilling) während des Bohrens kontrolliert (Geo-Steering).
Die abgelenkten Bohrungen werden dann einzeln und abschnittsweise, den geologischen und geomechanischen Untergrundbedingungen angepasst, mehrfach (12- bis 16-fach) gefrackt. Ziel dieses „Multi-Well-Pad“-Verfahrens ist die möglichst räumliche Exploitation des Gases im Zielhorizont aus einem größeren, durch die Methode erschlossenen Volumen des Bohrungsumfelds. Erst dieses Verfahren ermöglicht den Durchbruch zu einem groß-industriellen Einsatz der Technik. Im Gegensatz dazu wurden früher in den Vereinigten Staaten und andernorts einige Schiefergasfelder, zum Beispiel das „Jonah gas field“ in Upper Green Valley/Wyoming, mit einzelnen vertikalen, nicht abgelenkten Bohrungen erschlossen. Dazu waren sechs bis acht Bohrungen pro Quadratmeile (entspricht zwei bis drei Bohrungen pro Quadratkilometer) nötig. Durch die heutige Technik wird die Anzahl der Bohrungen pro Quadratkilometer und besonders auch die Anzahl der Bohrplätze drastisch reduziert, wobei insbesondere die mögliche Länge der abgelenkten Bohrlochabschnitte das Bohrplatzraster bestimmt. Heute sind durchaus Abstände der Bohrplätze von 10 km denkbar.
Fracking-Fluide (Fracfluide) mini|Mischapparatur für das Beimischen der Fracking-Fluide zum Wasser, vor dem Einpressen in das Bohrloch.
Fracking-Fluide sind Flüssigkeiten, die in das Bohrloch eingebracht werden und mit hohem Druck in der gasführenden Zielformation künstliche Risse erzeugen. Mit Hilfe bestimmter, konditionierter Fluide werden verschiedene Stützmittel in die durch das Fracking geschaffenen Wegsamkeiten eingebracht, um diese möglichst lange zu stabilisieren und die Gasdurchgängigkeit zu garantieren. Es wird zwischen schaum- und gelbasierten sowie sogenannten Slickwater-Fluiden unterschieden. Der Hauptbestandteil der hochviskosen, gelbasierten Fracking-Fluide ist meist ein mit Additiven vergeltes Wasser, dem zusätzlich vor allem vergüteter Sand und Keramikkügelchen (Proppants) zugegeben werden. Gelbasierte Fluide kommen vor allem in klastischen Gesteinen wie Sandsteinen (konventionelle Lagerstätten) zum Einsatz.
Demgegenüber werden in Tonsteinen (unkonventionelle Lagerstätten) vor allem sogenannte extrem niedrigviskose Slickwater-Fluide eingesetzt, die durch Zugabe von Reibungsminderern extrem fließfähig gemacht werden. Slickwater-Fluide bestehen zu 98–99 % aus Wasser sowie 1–1,9 % Stützmitteln und weniger als 1 % Additiven.
Die Zusammensetzung der Additive wird normalerweise von den Bohr- und Servicefirmen zwar gegenüber den Aufsichtsbehörden benannt, aber gegenüber der Öffentlichkeit geheim gehalten. In Deutschland sind im Rahmen des Genehmigungsverfahrens der Bohrungen die einzelnen Additive nach den Vorgaben des Wasserrechtes zuzulassen.
Beispiele für mögliche Additive und den Zweck ihres Einsatzes sind: