Technische Sicherheit von Anlagen und Verfahren zur Erkundung und Förderung von Erdgas aus nichtkonventionellen Lagerstätten für Expertenkreis Fracking, AG Risiko c/o Dr. Christoph Ewen Team Ewen Ludwigshöhstrasse 31 64285 Darmstadt Ausgeführt von Hans-Joachim Uth Sachverständiger für Anlagensicherheit in verfahrenstechnischen Anlagen Tangersdorf 19 17279 Lychen Externe Begutachtung erfolgt durch: Dr. Michael Struckl, Wien 15. Mai 2012
1 Inhalt Inhalt... 1 1. Aufgabenstellung & Vorgehensweise... 3 2. Beschreibung des Untersuchungsgegenstandes... 3 2.1 Allgemeines... 3 2.2 Beschreibung des Bohrplatzes... 4 2.3 Technischer Aufbau von Bohrungen... 11 2.4 Anlagen zur Behandlung und Weiterleitung des geförderten Erdgases... 12 2.4.1 Erdgasbehandlungsanlagen... 12 2.4.2 Erdgasrohrleitungen... 13 2.5 Verfahrensbeschreibung... 15 2.5.1 Bohrung... 15 2.5.2 Ertüchtigung (Fracking)... 17 2.5.3 Förderung... 19 2.6 Gefahrstoffe... 19 2.6.1 Bohrphase... 19 2.6.2 Fracking... 20 2.6.3 Förderphase... 23 3. Analyse der Gefahrenpotenziale... 23 3.1 Allgemeines... 23 3.2 Betriebserfahrung & Unfallauswertung... 27 3.2.1 Betriebserfahrung... 27 3.2.2 Unfallauswertung... 28 3.2.3 Gefahrguttransport... 33 3.2.4 Transport in Rohrleitungen... 36 3.3 Risikoabschätzung... 39 3.4 Wahrscheinlichkeiten... 40 3.5 Worst Case Szenarien (WCS)... 40 3.5.1. Fracking (WCF)... 41 3.5.2 Fracking - reduziert (WCFR)... 42 3.5.3 Größte zusammenhängende Masse (GZM)... 43 3.5.4 Abriss Panzerschlauch (WCP)... 44 3.5.5 Tankerunfall (WCT)... 45 3.5.6 Gasausbruch (WCG)... 46 3.5.7 Leckage Bohrloch (WCB)... 48 3.5.8 Leckage aus unterirdisch verlegter Rohrleitung (WCR)... 50 4. Vorkehrungen zur Verhinderung und Begrenzung... 54 4.1 Systemsicherheit... 54 Gestuftes Sicherheitskonzept (Störfälle vermeiden und begrenzen)... 55 Vorgaben für Planung, Bau und Betrieb der Anlagen nach dem Stand der Sicherheitstechnik und guten Managementpraxis... 55 Anforderungen nach Art und Ausmaß der zu erwartenden Gefahren (Gefahrenorientierung, Verhältnismäßigkeitsgrundsatz)... 55
2 Ständige Verbesserung durch Erfahrung... 56 Erkenntnisquellen der verschiedenen Akteure, Sicherheitstriade,... 56 Systemanalyse... 57 4.2 Prävention und Stand der Technik... 58 4.2.1 Bohrphase... 61 4.2.2 Ertüchtigung (Fracking)... 65 4.2.3 Förderphase... 66 4.2.4 Transport auf der Straße... 68 4.2.5 Rohrleitungstransport... 69 4.3. Sicherheitsmanagement... 72 4.3.1 Gute Managementpraxis für den Betrieb... 72 4.3.2 Gute Managementpraxis für den Notfall... 80 5. Zusammenfassende Bewertung... 83 5.1 Systematische Checklisten... 83 5.2 Beschreibung und Dokumentation des Standortes und Umfeldes... 83 Bewertung... 84 5.3 Beschreibung der Anlage... 84 Bohrplatz... 84 Gasbehandlungs- und Nebenanlagen... 85 Feldleitungen... 85 Bewertung... 86 5.4 Sicherheitsmanagementsystem (SMS) und die Betriebsorganisation... 86 Operation Integrity Management System (OIMS)... 86 Zuordnung von OIMS... 91 Safety, Security, Health, and Environmental (SSH&E)... 91 Unfall- und Ereigniserfassung & Auswertung... 92 Übergreifende Auswertung & Survaillance... 92 Bewertung... 92 5.5 Risikoabschätzung, Dokumentation der Störfallablaufszenarien... 93 Bewertung... 99 5.6 Dokumentation Gefahrstoffe... 99 Bewertung... 99 5.7 Alarm- und Gefahrenabwehrplanung... 99 Bewertung... 102 6. Empfehlungen... 102 6.1 Technische Ausrüstung & Verfahren, Stand der Technik... 102 6.2 Sicherheitsmanagement... 105 6.3 Notfallmanagement... 105 7. Anlagen... 106 7.1 Verzeichnis Bilder und Tabellen... 106 7.2 Verzeichnis der Anlagen... 108 8. Literatur & Quellen... 109
1. Aufgabenstellung & Vorgehensweise Erdgas aus nichtkonventionellen Lagerstätten ist eine sich in der BR Deutschland entwickelnde Energieoption, deren umweltverträgliche Nutzung untersucht werden soll. Dazu werden in einem interdisziplinären Ansatz die Auswirkungen auf Mensch & Umwelt bei der Erkundung, Erschließung und Förderung des Rohstoffs ermittelt und bewertet. [1] Das vorliegende 1 untersucht die Auswirkungen der oberirdischen technischen Anlagen des Bohrplatzes, des Transports umweltgefährlicher Stoffe auf der Straße und in Rohrleitungen vom/bis Bohrplatz bis zur nächstliegenden Übergabestation, der technischen Auslegung der Bohrung, die sich im bestimmungsgemäßen Betrieb und bei dessen Abweichung(Unfall) ergeben. Dabei wird von einem szenarischen Worst Case Ansatz ausgegangen, der der Ermittlung der erforderlichen Maßnahmen zur Verhinderung von Unfällen und deren Begrenzung nach dem Stand der Technik dient. Die so ermittelten Maßnahmen werden mit den realisierten technischen und organisatorischen Vorkehrungen in einer regeltypischen Anlage verglichen und hinsichtlich ihrer Vollständigkeit und Eignung bewertet. Die Ermittlung und Bewertung der (genehmigten) Umweltbelastung, wie Emissionen von Lärm, Erschütterung, Strahlung, Luftschadstoffen, Abwasser, Abfall, Landverbrauch sind nicht Gegenstand dieses s. Die Untersuchungen erfolgen auf der Grundlage von Informationen & Unterlagen, die ExxonMobile zur Verfügung gestellt hat, sowie der offen verfügbaren Literatur. Eine Untersuchung vor Ort an der konkreten Anlage wurde nicht durchgeführt. Die Quelle ExxonMobile verweist auf die zentralen Unterlagen des weltweit operierenden Konzerns, EMPG auf die in der BR Deutschland arbeitende Exxon Mobile Produktions Gesellschaft. 2. Beschreibung des Untersuchungsgegenstandes 2.1 Allgemeines Untersucht wird ein regeltypischer Bohrplatz der EMPG zur Erfassung von Erdgas in der BR Deutschland. Er besteht aus verschiedenen technischen Komponenten und Einrichtungen in Abhängigkeit von der ausgeführten Aktivität, wie Exploration Bohrung (Wiederholte) Ertüchtigung durch hydraulische Stimulation (Fracking) Förderung Bohrlochversiegelung und Rückbau Die vorliegende Untersuchung beschränkt sich auf die Bohr-, Ertüchtigungs- und Förderphase. Der gesamte Vorgang zur Aufsuchung, Gewinnung und Förderung von Erdgas erfolgt nach den Vorgaben des Bergrechts und ist in Betriebsplänen nach 52ff BBergG 2 festgelegt. 3 1 Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/ 2 Bundesberggesetz vom 13. August 1980 (BGBl. I S. 1310), zuletzt geändert durch Artikel 15a des Gesetzes vom 31. Juli 2009 (BGBl. I S. 2585)
4 Dabei wird für jede typische Phase ein gesonderter Betriebsplan aufgestellt und behördlich genehmigt 3. Ein Hauptbetriebsplan nach 52 BBergG ist für alle Gewinnungstätigkeiten aufzustellen und von der Bergbehörde genehmigen zu lassen. Die zuständige Behörde kann verlangen, dass für einen bestimmten längeren, nach den jeweiligen Umständen bemessenen Zeitraum Rahmenbetriebspläne aufgestellt werden, die allgemeine Angaben über das beabsichtigte Vorhaben, dessen technische Durchführung und voraussichtlichen zeitlichen Ablauf enthalten müssen. Die Aufstellung eines Rahmenbetriebsplanes ist immer zu verlangen wenn eine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich ist (festgelegt durch UVPBergV 4 ). Für bestimmte Teile des Betriebes oder für bestimmte Vorhaben, z.b. Bohrung, Fracking müssen Sonderbetriebspläne aufgestellt werden. Die Betriebspläne müssen eine Darstellung des Umfanges, der technischen Durchführung und der Dauer des beabsichtigten Vorhabens sowie den Nachweis enthalten, dass bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind, wie z.b.: die erforderliche Vorsorge gegen Gefahren für Leben, Gesundheit und zum Schutz von Sachgütern, Beschäftigter und Dritter im Betrieb, insbesondere durch die den allgemein anerkannten Regeln der Sicherheitstechnik entsprechenden Maßnahmen, sowie Arbeitsschutzvorschriften eingehalten werden, keine Beeinträchtigung von Bodenschätzen, deren Schutz im öffentlichen Interesse liegt, eintreten wird, für den Schutz der Oberfläche im Interesse der persönlichen Sicherheit und des öffentlichen Verkehrs Sorge getragen ist, die anfallenden Abfälle ordnungsgemäß verwendet oder beseitigt werden, die erforderliche Vorsorge zur Wiedernutzbarmachung der Oberfläche in dem nach den Umständen gebotenen Ausmaß getroffen ist, gemeinschädliche Einwirkungen der Aufsuchung oder Gewinnung nicht zu erwarten sind. 2.2 Beschreibung des Bohrplatzes Folgende Bohrplätze wurden bei der näheren Untersuchung berücksichtigt (Tab 2-1): Tabelle 2-1 Untersuchte Bohrplätze der EMPG 5 Vorhaben Betriebsplan Anlage Datei Nr. Walsrode WestZ4a Betriebsplan Bohren 2-1 Bohrbetriebsplan Walsrode West Bötersen Z 11 Rahmenbetriebsplan 2-2 Z4a.pdf Bötersen Z11 Rahmenbetriebsplan komplett.pdf Snderbetriebsplan Bohren Bötersen Z11 Komplett.pdf Sonderbetriebsplan 2-3 Bohren Buchhorst T12 Sonderbetriebsplan Frack 2-4 approved_sonderbetriebsplan_buchhor st_t12-150-1.pdf 3 S. Rundverfügung LBEG 04-02-03-01-29 (Anlage 1) Neustrukturierung Betriebsplanverfahren (2003) 4 Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben vom 13. Juli 1990 (BGBl. I S. 1420), zuletzt geändert durch Artikel 8 der Verordnung vom 3. September 2010 (BGBl. I S. 1261). 5 Anlagen s. gesonderter Anlagenband
5 Imbrock Z2 Sonderbetriebsplan Frack 2-5 Sonderbetriebsplan Frac Imbrock Z02_Rev MK_Rev 20Jun_Entwurf_LBEG.pdf Brettorf Z2b Notfallplan 2-6 Gasalarmplan Brettorf Z2b komplett.pdf Munster SW Z4 Landschaftspflegeplan 2-7 00LBP-MunsterZ4a.pdf Bild 2-1 Typischer Bohrplatz mit Förderplatz [2] Der typische Bohrplatz (Bild 2-1) hat eine Abmessung von 100 x 62 m und besteht aus einem inneren Bereich mit einem leicht geneigten armierten wasserdichten Betonboden nach VAwS [3] (Aufbau: Beton 15 cm, PE Folie 0,3 mm, 15 cm Schotter, Sandbasis) und einem äußeren Bereich der eine flüssigkeitsdichte Asphaltierung (Aufbau: Asphalt 8 cm, 15 cm Schotter, Sandbasis) als Bodenbelag aufweist. Angegliedert ist i.d.r. ein Förderplatz (60 x 52 m), der über die gesamte Zeit der Förderung in Betrieb ist. Die Ausgliederung von Bohrplatz und Förderplatz erfolgt aus Kostengründen, da nach Abschluss der ersten Bohrung u.u. weitere Arbeiten am Bohrloch gemacht werden müssen, z.b. Workover, Fracking, etc. Grundsätzlich werden die Betriebsflächen hinsichtlich des Umgangs mit wassergefährdenden Stoffen ausgelegt. Die Bereiche werden durch Aufkantungen eingegrenzt und mit jeweils einer getrennten Auffangeinrichtung für Abwasser verbunden, die Entsorgung wird organisatorisch
geregelt. Die Niederschlagswässer von der Asphaltfläche gehen in einen Absetzteich, der durch HDPE- Folie abgedichtet ist, das Abwasser vom inneren Bereich geht in flüssigkeitsdichten Auffangbehälter aus Beton. Die Stellflächen für Bürocontainer und Parkplätze haben eine Schotterauflage auf dem Sandboden. Grundlage für die Gestaltung ist der WEG Leitfaden Gestaltung des Bohrplatzes [4]. Für die Fundamentierung des Bohrturms und des Standrohrs muss die Standfestigkeit gutachterlich nachgewiesen sein. Für den Bohrplatz wird regeltypisch im Rahmen der Betriebsplanzulassung ein Anfahrts- und Lokationsplan Darstellung der Geräuschentwicklung (Isophone) Topographische Karte, Luftbildaufnahme Geologisches Schnittprofil Karte mit Sicherheitskreisen Detaillierter Bohrplatzplan mit Zuwegung Landschaftspflegerischer Begleitplan incl. artenschutzrechtlicher Prüfung geliefert. Beim Sonderbetriebsplan Bohren kann darüber hinaus hinzukommen: Bohrvorprogramm Rohrtourenauslegung Entsorgungsplan Verwendung von Gefahrstoffen Eingesetzte Servicefirmen Einrichtungen zur Kickerkennung Brandschutzplan Alarmierungsplan Layout der Bohrlochabsperrung Isophone Notfallkarte Warneinrichtungen für Spülungen und Schwefelwasserstoff (H 2 S) Karte mit Sicherheitskreisen H 2 S Liste der Verantwortlichen (Bestellkette) Ein Sonderbetriebsplan Fracking enthält zusätzlich Angaben über: Bohrlochbild Liste der Personen von Servicefirmen, die den Frack durchführen Nachweis der Verträglichkeit der Frackfluide mit den Lagerstättenfluiden und Chemikalien Integritätsbewertung der Bohrung, Ringraumdrücke, Lastannahmen durch Fracking Lithostatische Druckverhältnisse und Frackplanung Equipment Aufbauplan Es ist regeltypisch keine Löschwasserrückhaltung vorgesehen, da Brände nur mit Schaum gelöscht werden. Die im Notfallkonzept zu legenden Löschwasserversorgungen dienen nur zur Kühlung der umlegenden Schutzobjekte. Es wird davon ausgegangen, dass keine Kontamination des Löschwassers mit den Wasserkreisläufen auf dem Bohrplatz erfolgt. Nach 6
einer Verfügung 6 des LBEG von 2011 sind bei neu errichteten Bohrplätzen aber die Anforderungen der LöRüRL [5] einzuhalten. 7 Darstellung der Ausrüstung eines Bohrplatzes Die am Bohrplatz vorhandene Ausrüstung ist von der Nutzungsphase abhängig. Die umfangreichste Ausstattung liegt während der Bohrphase vor. Folgende Anlagen / Apparate können vorhanden sein: Bohrgerüst mit Bohrtisch Antriebsmotor (Rotary-Verfahren) Lagerplatz für Bohrgestänge & Rohre zum Einbau Blow out preventer (BOP- Schema s. Bild 2-2) Feststoffabscheider Flüssigabscheider Ggf. Gastrocknungsanlage Rohrleitungssystem für Erdgas und ggf. Haftwasser/Backflow Spülflüssigkeitstanks Lagerung von Spülchemikalien Spülungspumpen MSR Einrichtungen 7 Warn- und Alarmierungseinrichtungen Brandschutzausrüstung Hebe- und Förderwerkzeuge Lagerung von Betriebsmitteln Stromversorgungseinrichtungen Während eines Fracks, der nach erfolgter Bohrung ggf. mehrfach durchgeführt wird, sind folgende Anlagen/Apparate (teilweise zeitlich befristet) auf dem Bohrplatz: Hochleistungspumpen für Frack Flexible Rohrleitungen (Panzerschläuche) für Frackverpumpung, Manifold Chemikalienlager für Frackchemikalien Lager für Proppants (Stützmittel) Mischeinrichtung und Lagertanks für Frackfluid Flüssigabscheider Rohrleitungssystem für Erdgas Rohrleitungssystem für Haftwasser/Backflow oder Lagereinrichtung für Haftwasser/Backflow MSR Einrichtungen Warn- und Alarmierungseinrichtungen Brandschutzausrüstung Hebe- und Förderwerkzeuge Lagerung von Betriebsmitteln Stromversorgungseinrichtungen 6 LBEG-Verfügung 18-a-08_11-01-18 7 Zur Auslegung s. [9]
Erdgas aus nichtkonventionellen Bohrstrang Lagerstätten 8 Gestängebackenpreventer Ringpreventer Scherbackenpreventer Gestängebackenpreventer Bild 2-2 Schemabild eines Blow Out Preventers (BOP) [2]
9 Während der Förderphase verbleiben nur wenige Anlagen/Apparate auf dem Bohrplatz: Bohrlochabsperrarmatur (s. Bild 2-3) Rohrleitung für Erdgas Abscheider Flüssigkeitstank mit Verladeeinrichtung Ggf. Abscheider für höhersiedende Anteile des Erdgases Ggf. Gastrocknungseinrichtungen MSR Einrichtungen Stromversorgungseinrichtungen Die beschriebenen Strukturen/Anlagen/Apparate können bei Clusterbohrplätzen auch mehrfach und parallel vorhanden sein. Ein Clusterbohrplatz kann aus bis zu 20 Einzelbohrungen bestehen und hat eine Ausdehnung von bis zu 1 ha [6].
Walsrode Z5A Stand ab: Komplettierung Bild erstellt am 1.02.2004 10 Technische Sicherheit von Anlagen Automatischer und Verfahren Sicherheits- zur Erkundung und Förderung von Erdgas aus absperrschieber nichtkonventionellen Lagerstätten Solid Block 7 1/16" x 4 1/16" PN 700 Packoff-Adapterflansch 11" x 7 1/16 Cameron Tubing Hanger 4 1/2" Tubing Control Head Seitenauslass 2 1/16 Controll Line Anschluß Keilabhängung der Produktionsrohrtour und Seitenschieber 28 00 Keilabhängung der Zwischenrohrtour Bodenflansch 20 3/4" 3000 3200 500 15 Standrohr 32"(812,8) Ankerr. 18 5/8"(473,1) Zwischenr. 13 3/8"(339,7) Produktionsr. 9 5/8"(244,5) Förderstrang 4 1/2"(114,3) 1/4" Controlline für USV Bild 2-3 Bohrlochabsperrarmatur Walsrode Z5A [2]
11 2.3 Technischer Aufbau von Bohrungen Tiefbohrungen haben im Grundsatz einen immer wiederkehrenden Aufbau. Die Verbindung von der gewünschten Erdgaslagerstätte in mehreren km Tiefe zur Oberfläche erfolgt durch ein gestuftes teleskopartiges Rohrleitungssystem von ineinandergefügten konzentrischen Rohren. Einen typischen Aufbau zeigt Bild 2-4. Aufbau, Funktion und Auslegung (Material, Berechnung, Druckverhältnisse, etc.) der einzelnen ineinandergefügten Rohrtouren sind detailliert in der Technischen Regel des WEG Futterrohrberechnung [7] beschrieben. Das äußerste Rohr (Standrohr) wird in der Regel gerammt bis zu einer Tiefe unterhalb der oberflächennahen Grundwasserleiter. Alle folgenden Rohrstrecken werden gebohrt. Von besonderer Bedeutung ist das in das Standrohr als nächstes eingeführte Ankerrohr, welches die Hauptlast des gesamten Rohrleitungssytems einschließlich des Bohrlochkopfes zu tragen hat. Die Ankerrohrtour wird bis in feste geologische Formationen geführt und i.d.r. bis zu Tage einzementiert. In die Ankerrohrtour werden, ggf. durch weitere Zwischenrohrtouren, die Produktionsrohrtour mit Produktionsliner, der in die gewünschte Lagerstätte reicht, eingebaut. Bild 2-4 Ausschnitt Rohrtour Buchhorst T12 (s. Anlage 2-4) Zur Verbesserung der Stabilität sowie aus Gründen der weiteren Abdichtung werden verschiedene Rohrtouren in den gebohrten Kanal einzementiert. Bild 2-5 zeigt eine typische Zementierung. Die Anforderungen an die verwendeten Zemente sind stark von der vorgefundenen geologischen Formation (einschließlich deren Schutz) und den Bohrlochbedingungen, wie Tiefe, Temperatur, Druck, etc. abhängig. Eine detaillierte Beschreibung der eingesetzten Zementchemikalien bei der Bohrung Goldenstedt Z21 enthält
12 beispielsweise Anlage 2-8. Die Auswahl Zementierung der geeigneten Zemente und deren Ausführung erfordert viel Erfahrung und wird in der Regel von Spezialfirmen im Auftrag des Bohrherrn ausgeführt. Die Fragen der Langzeitstabilität, der Qualitätssicherung und Reparaturmöglichkeiten von Zementen werden in einem gesonderten [8] (Anlage 2-9) behandelt. Bild 2-5 Zementierung Rohrtour Buchhorst T12 (s. Anlage 2-4) 2.4 Anlagen zur Behandlung und Weiterleitung des geförderten Erdgases 2.4.1 Erdgasbehandlungsanlagen Das geförderte Erdgas kann je nach Spezifikation unterschiedlich verarbeitet werden. Generell muss der mehr oder minder große Anteil von Haftwasser und ggf. Feststoffanteile und höher siedende Komponenten abgetrennt werden, bevor das Gas zur Weiterverarbeitung/Verteilung in die Feldleitungen gegeben wird. Bild 2-6 zeigt eine LTS- Anlage (Low-Temperature-Separation), das sind Prozessanlagen, in denen mit einem Kondensationsverfahren bei 30 C Erdgase mit höhermolekularen Kohlenwasserstoffen C6+
13 spezifikationsgerecht nach DVGW-Richtlinien aufbereitet werden. Die Initialkälte wird dabei über eine adiabatische Druckentspannung nach dem Joule-Thomson-Effekt erzeugt. Die Prozessanlage wird sowohl in vier Druck- als auch Temperaturbereiche untergliedert. Apparativ bildet die LTS-Anlage, gleichzeitig symptomatisch für alle Erdgasprozessanlagen, die Grundlage für die Festlegung von Anforderungsklassen an MSR-Einrichtungen mit Schutzfunktionen. [9] Bild 2-6 Fließdiagramm einer typischen LTS Erdgasanlage [9] Ggf. sind noch Trocknungsanlagen oder Abscheideanlagen für Schwefelwasserstoff auf dem Bohrplatz angesiedelt, diese werden im Rahmen des s aber nicht weiter behandelt. 2.4.2 Erdgasrohrleitungen Jeder Bohrplatz, von dem eine fündige Produktionsbohrung abgeteuft wurde ist je nach Kapazität der Bohrung mit einer Erdgasleitung unterschiedlichen Durchmessers verbunden. Diese sog. Feldleitungen werden nach 49 ff. BVOT [10] grundsätzlich unterirdisch verlegt und führen von dem Bohrplatz zu einer Sammelstelle. Die Leitungen sind zu verschweißen, mit Rückschlag- und Absperrventilen zu versehen und gegen Korrosion zu schützen. Die Verlegung erfolgt in gekennzeichneten Trassen. Für Rohrleitungen mit Sauergas (H 2 S) gelten nach 53 BVOT zusätzliche Anforderungen. Die Verlegung der Rohrleitungen und deren Konstruktion, Bau & Wartung sind im Rohrleitungsbuch nach 55 BVOT zu dokumentieren. Die Gesamtlänge der Feldleitungen für Erdgas der EMPG beträgt 2011 ca. 1409 km, der Rohrdurchmesser liegt zwischen 168 508 mm. (s. Tab. 2-2)
14 Tabelle 2-2 Typische Feldrohrleitungen für Erdgas [11] Querschnitt Wandstärke Druck Länge Werkstoff Bemerkung DN [mm] [mm] [bar] [km] 610 8,5 84 24 StE 480.7 TM Süßgas 168 20,2 500 1,2 450 QB (1.8952)/1.4539 Naßgas, Süßgas 508 17,4 70 8,3 N* St 43.7 Sauergas 324 14,7 100 8,7 N* StE 290.7 168 7,9 70 3,9 ** API StD 5L, Grade A Zur Festlegung der Wartungszyklen wird ein Risk Based Maintenance (RBM) -Konzept angewendet. In Abhängigkeit von der betrachteten Erdgaszusammensetzung und den Ursachen möglicher Versagensgründe werden unter Beachtung der möglichen Konsequenzen Wartungszyklen festgelegt. Die qualitative Abschätzung der Versagenswahrscheinlichkeiten und der Konsequenzen des Versagens erfolgt im Rahmen des internen Risikoabschätzungsverfahrens nach OIMS (s. Kap. 5.5). Tab 2-3 zeigt die Übersicht. Tabelle 2-3 Wartungsintervalle für Feldleitungen nach einem RBM Ansatz [12] Leitungstyp Ursache Wahrscheinlichkeit* Konsequenzen* Wartung Bemerkung [pro Jahr] Trockenes Sauergas Atmosphär. Korrosion C C I D II 1/3 Boden-Luft Übergänge (Crit A) Rißbildung Wasser/H 2 S 1 Taupunkt Bestimmung H 2 S, H 2 Korrosion 1 1/20 Taupunkt Dichtheitsprüfung Boden Korrosion 1 1/20 1/20 Potentialmessung Dichtheitsprüfung Molchen Einwirkung Dritter 12 Kontrolle der Trasse Trockenes Süßgas Atmosphär. Korrosion C C III D III 1/3 Boden-Luft Übergänge (Crit C) Boden Korrosion 1 1/20 Potentialmessung Dichtheitsprüfung Einwirkung Dritter 6 Kontrolle der Trasse CO 2 1 Taupunkt Korrosion * Klassifikation nach OIMS Risikotool s. Kap. 5.5
15 2.5 Verfahrensbeschreibung 2.5.1 Bohrung Vor Beginn der Arbeiten wird ein detailliertes Bohrprogramm aufgestellt, welches auf die spezifische Datensammlung well planning document zurückgreift. Der ganze Prozess wird in einem Zeitablaufdiagramm dargestellt. Abgeschlossen wird das Bohrprogramm mit lessons learned aus der betreffenden Bohrung. Grundsätzlich wird mit einem Standrohr (z.b. 32 Durchmesser) begonnen, welches durch die obere grundwasserführende Schicht eingerammt wird. Dieses Rohr wird in der Regel nicht zementiert. Alle weiteren Rohrtouren werden mit spezifischen Spülflüssigkeiten gebohrt (Vergl. Bohrung Goldenstedt Z21 Anlage 2-8). Die Bohrspülung hilft, die Stabilität des Bohrloches beim Bohren und den Austrag des Bohrkleins sicherzustellen und enthält Komponenten, die das durchbohrte Gestein verkleistern, damit möglichst wenig Bohrspülung als Verlust in die tiefliegenden Gesteinsformationen eingepresst werden kann (Spülungsverluste). Die Dichte und viskosen Eigenschaften müssen auf das Bohrvorhaben angepasst werden, bei tiefen Bohrungen müssen die Spülungen ihre Eigenschaften auch bei höheren Temperaturen behalten können. Neben mineralischen Bohrspülungen (z.b. Bentonit) werden auch organische Mittel (z.b. auf der Basis von Zellulose) als Bohrspülungen eingesetzt. Um eine Biodegradation dieser Spülungen zu verhindern und Korrosionen am Bohrstrang, ausgebautem Bohrloch und Meißel zu minimieren, werden Biozide und Inhibitoren beigemengt [8]. Jede Bohrung wird nach Fertigstellung detailliert untersucht. Dazu können verschiedene Logging-Tools verwendet werden, um die innere Oberfläche des Bohrloches abzutasten, die Spannungsorientierungen zu bestimmen, den Porendruck zu messen, die Temperatur als Funktion der Tiefe aufzuzeichnen, die Porosität abzuleiten oder die Mächtigkeit der verschiedenen Gesteinsschichten (Lithologie) zu ermitteln. Dazu steht eine Vielzahl von Meßmethoden zur Verfügung [13], insbesondere: Druckmessung (Dehnungsmeßstreifen, Bragg-Gitter, mechanische Gasmanometer) Temperatur (Flüssigkeitsthermometer, Bragg-Gitter, elektrischen Widerstandes, Raman- Streuung) Lage des Wasserpegels Bohrlochdimensionen (Kaliberlog, Neigungsmesser) Variation des elektrischen Widerstandes (Resistivity Logs) Variation der elastischen Eigenschaften (Sonic Logs) Radioaktive Eigenschaften (γ-log) Magnetische Eigenschaften (Magnetic Field Log, Magnetic Susceptibility Log) Eigenschaften des Bohrloch Fluids (Mud-Logging) NMR-Logs Gesteinsfestigkeit, Spannungsfeld (Hydro-Frac) Welche Methoden zum Einsatz kommen hängt von der standortspezifischen geologischen Situation ab. Nach der Untersuchung des Bohrlochs werden die Rohre eingebaut und diese einzementiert. Dabei wird die im Bohrloch stehende Spülflüssigkeit durch speziellen Flüssigzement (spezifisch schwerer) nach oben verdrängt. Nach ca. 24 h bindet der Zement ab
16 und es kann eine weitere (kleinere) Rohrtour gebohrt werden. Die Qualitätskontrolle des Zements erfolgt durch Eingangskontrolle (Rückstellungsproben fest und flüssig), rheologische Berechnungen und Beurteilung des Zementkopfes (das ist der Teil, der nach Verdrängung der Spülflüssigkeit an der Oberfläche erscheint). Die Integrität der Zementhülle kann von innen durch geeignete Meßverfahren beurteilt werden, bei Fehlern kann die Zementhülle repariert werden (sog. 2. Zementation). Eine Zusammenstellung üblicher Meßverfahren enthält die WEG-Empfehlung Bohrlochkontrolle [14], zu Details des Verfahrens der Zementation, sowie der Bewertung der Langzeitstabilität s. Sondergutachten [8], (Anlage 2-9). Die Verrohrung unterer Bohrtouren wird oft bis an die Oberfläche ausgeführt. Die dadurch entstehenden Ringräume werden mit Wasser oder Sole beaufschlagt und hinsichtlich des Drucks überwacht. Erfolgt eine Leckage oder ein Gaseinbruch kann dies durch Druckänderungen in den Ringräumen identifiziert werden. Durch z.b. Isotopenanalyse der im Ringraum aufsteigenden Gase kann eine Abschätzung der Tiefe der Undichtigkeit erfolgen. Die Bohrung beim Rotary - Verfahren wird durch das Gewicht des rotierenden Bohrgestänges vorangetrieben. Bei einer Abweichung von der vertikalen Grundrichtung werden hydraulisch angetriebene Mud- Motoren an der Meißelspitze verwendet. Die Motoren werden durch die Hydraulik der gepumpten Spülflüssigkeit angetrieben. Ein nachgeschaltetes Steuerungsmodul bestimmt die Richtung durch Veränderung der Neigungslage des Motormeißels. Dadurch können präzise horizontale Bohrungen in der Ziellagerstätte erreicht werden. Die Abweichung von der vertikalen Grundrichtung erfolgt in Kurven mit Radien von einigen 100 m, dies kann durch die Elastizität des Bohrgestänges ausgeglichen werden. Der Bohrervorschub wird durch eingebaute Schwerstangen im oberen (vertikalen) Bereich der Bohrung erreicht. Ein Beispiel für eine Horizontalbohrung zeigt das schematische Bild 2-7. Da grundsätzlich das außerplanmäßige Anbohren von unter Druck stehenden Gashorizonten bei Tiefbohrungen nicht ausgeschlossen werden kann, erfolgt der Bohrlochabschluss während der Bohrphase stets durch einen Blow-Out-Preventer (BOP) mit 3 unabhängigen Absperrschiebern und einem das Bohrgestänge im Notfall durchtrennenden Notschieber (Schema s. Bild 2-2). Der durch einen Blow out ggf. aufgebaute Druck kann über Ventile am BOP kontrolliert in Triptanks entlastet werden.
17 Bild 2-7 Bohrung mit Horizontalablenkung Dötlingen Ost Z2 [2] 2.5.2 Ertüchtigung (Fracking) In unkonventionellen Lagerstätten (Shale Gas, Kohleflötzgas und Tight Gas) liegt das Erdgas nicht frei sondern in Mikroräumen der Gesteinsformationen vor. Um diese Gas förderfähig zu
18 machen, müssen die Gesteinsschichten aufgebrochen werden und Wegsamkeiten zum Förderrohr geschaffen werden. Dies wird erreicht durch das Verpumpen einer Frackfluid (je nach geologischer Formation ca. 500 1500 m 3 / Frack) unter hohem Druck (Hydraulic fracking). Der Druck, der zusätzlich zu dem in der Tiefe herrschenden Gebirgsdruck einige Hundert bar betragen kann, bewirkt das Aufbrechen des Gesteins in verzweigte Kanäle, die, durch das in der Frackfluid enthaltene Stützmittel (Proppant, meistens eine Form von Sand) auch nach Entspannung offen gehalten werden. Dadurch werden dauerhafte Wegsamkeiten geschaffen, durch die das mobilisierte Erdgas fließen kann. (s. Bild 2-8) Bild 2-8 Schema Fracking Verfahren [15] Um die gewünschten Fließeigenschaften (unter hohem Druck und Temperaturen) zu erhalten wird der Frackfluid verschiedene Chemikalien zugesetzt (s. Kap. 2.6.2) Nach erfolgtem Fracking-Vorgang, der mehrmals wiederholt werden kann, wird das verbrauchte Frackfluid (Backflow) abgepumpt und mit der Förderung des Erdgases begonnen. Der Backflow setzt aus verschiedenen, stark von der Lagerstätte abhängigen Komponenten zusammen. Neben den verpumpten Stoffen sind im Backflow die chemischen Reaktionsprodukte der Frackfluid sowie gelöste Stoffe im Haftwasser der Lagerstätte vorhanden. Je nach Zusammensetzung kann der Backflow zur Wiederverwendung von Fracks
19 recycelt oder er muss in geeigneter Weise umweltverträglich entsorgt werden (Details s. Abwassergutachten [16]). Im Allgemeinen wird der Frackingvorgang als hinreichend prognostizierbar angesehen. Die betroffenen Gesteinsschichten werden durch einmaliges Fracking in Ausdehnungen von etwa 150 x 50 x 50 m aufgebrochen. Bei hinreichenden Abständen der erbohrten Horizonte ist i.d.r. mit keiner Wechselwirkung zwischen verschiedenen Bohrungen zu rechnen. Werden bestimmte Mindestabstände aber unterschritten kann es zur Wechselwirkung untertage kommen. Dies kann zu unerwünschten Ereignissen führen (s. Kap. 3.2.2) 2.5.3 Förderung Der Förderbetrieb ist ein technisch weitgehend automatisierter Dauerbetrieb. Ergiebige Bohrlöcher können über Jahrzehnte hinreichende Mengen liefern. Während Förderungen in DE aus dem konventionellen Bereich stündlich bis zu 30.000 m 3 pro Bohrloch erreichen können, sind die Gasströme aus unkonventionellen Lagerstätten mit durchschnittlich 5000 m 3 /h zu erwarten. Auf dem Bohrplatz sind neben der Bohrlochabsperrarmatur, falls erforderlich, noch Einrichtungen zur Abscheidung von Haftwasser und/oder höhersiedender Anteile an Kohlenwasserstoffen in Betrieb, Gastrocknungsanlagen, ggf. H 2 S Konzentratoren und Fackeln, sowie Energieversorgungs- und Entsorgungseinrichtungen und die Übergabestation an die vorhandenen Feldleitungen vorhanden. (vergl. Kap 2.4). Je nach Lagerstätteneigenschaft kann es erforderlich sein das Erdgas aus der Lagerstätte durch zusätzliche Pumpen zu fördern. Bei der Erschließung von unkonventionellen Lagerstätten besteht die Strategie, die Lagerstätte durch verschiedene (horizontale) Bohrungen von ein und demselben Bohrplatz zu erschließen. Solche Cluster -Bohrplätze können noch eine Reihe anderer Anlagen beherbergen, wie Kompressionsstationen, Lager- und Wartungszentren, Werkstätten, Warten zur Überwachung, Mannschaftsräume, etc. 2.6 Gefahrstoffe Auf dem Bohrplatz werden abhängig von der Betriebsphase unterschiedliche Gefahrstoffe verwendet. Stehen während der Bohrphase die für den Maschinenbetrieb erforderlichen Betriebsstoffe, wie Diesel, Schmierstoffe, Gleitmittel, etc. sowie die Spülungs- und Zementierungschemikalien im Vordergrund, werden bei der Ertüchtigungsphase (Fracking) eine Vielzahl von chemischen Stoffen in Abhängigkeit von den hydraulisch aufzubrechenden Horizonten verwendet. Auf die differenzierte Darstellung der in der Vergangenheit eingesetzten Stoffgemische und deren Weiterentwicklung zu umweltverträglicheren Zubereitungen für das Fracking im Rahmen des Projekts Erdgasdialog sei auf die zur Human- und Ökotoxikologie verwiesen [17] [18]. In der folgenden Auflistung wurde sich auf die Stoffe und Stoffgruppen konzentriert, die bei der Ableitung der Szenarien in Kap. 3.5 ff verwendet wurden. 2.6.1 Bohrphase Betriebsstoffe Während der Bohrphase sind vor allem Betriebsstoffe zur Durchführung des Bohrbetriebs auf dem Bohrplatz vorhanden. Anlage 2-2 & 2-3 enthält eine Zusammenstellung der auf dem Bohrplatz Bötersen Z 11 vorhandenen Gefahrstoffe, einschließlich deren Einstufungen nach