Umweltaspekte bei der Öl- und Gasförderung Vortrag anlässlich DGMK-Mitgliederversammlung Hamburg, 16.11.2016, Dr. Michael Zettlitzer, DEA
Agenda Umweltaspekte bei der Öl- und Gasförderung 1. Umweltaspekte bzgl. Erdöl- und Erdgaskomponenten sowie Begleitstoffen der Förderung 2. Umweltaspekte bzgl. Schlammgruben 3. Umwelt- und Energiemanagement 4. Fazit und Ausblick SEITE 2
Umweltaspekte bzgl. Erdöl- und Erdgaskomponenten sowie Begleitstoffen der Förderung 1.1 Anlagen-Planung, -Auslegung und -Überwachung 1.2 Benzol und BTEX 1.3 Quecksilber 1.4 Freiförderarbeiten und Fördertests 1.5 Lagerstättenwasser SEITE 3
Berücksichtigung von HSE-Aspekten in der Anlagen-Planung, -Auslegung und Überwachung - Sorgfältige Planung als Schlüssel zum Erfolg Rechtskataster Guidelines BVEG und IOGP Gut ausgebildetes und kontinuierlich geschultes Personal Gefährdungs- und Risikobewertung (u.a HAZID, HAZOP) Umweltuntersuchungen vor Anlagenerrichtung (incl. Umweltverträglichkeitsvorprüfung, Umweltverträglichkeitsprüfung) Materialauslegung (Beständigkeit gegenüber Medien, Druckfestigkeit, Langlebigkeit, ) Prozessüberwachung (z.b. Füllstands-, Temperatur- und Drucksensoren, Volumenströme,..) Anlagenkontrollen (intern und extern [z.b. TÜV, DNV-GL, ]) Emissionsüberwachung (z.b. NOx in Gasturbinen, Teilnahme am Emissionshandel) Monitoring (z.b. Grundwassermeßstellen, spezielles Monitoring rund um Mittelplate) SEITE 4
Umweltaspekte bzgl. Benzol/BTEX BTEX - natürlicher Bestandteil von Erdöl und Erdgas Benzolanteil in Erdöl bis zu 0,4 % Benzolanteil in Erdgas bei DEA bis zu 0,04% Benzolanteil in Benzin in Deutschland bis zu 1,0 % Benzolanteil in unbelasteter Umgebungsluft in Deutschland ca. 2 µg/m³ SEITE 5
Umweltaspekte bzgl. Benzol/BTEX Gesundheitsgefahren BTEX/Benzol BTEX = Benzol, Toluol, Ethylbenzol und Xylole BTEX = aromatische Kohlenwasserstoffe BTEX = können bestimmte Krebsarten erzeugen (Benzol), können genetische Defekte verursachen, können über die Haut aufgenommen werden BTEX = sind leichtflüchtig; Grenzwert Benzol TA Luft = 2,5 g/h; Toleranzkonzentration Benzol = 1,9 mg/m³ SEITE 6
Umweltaspekte bzgl. Benzol/BTEX Vermeidung von Umweltgefährdungen durch Benzol Vermeidung von Emissionen Handling in geschlossenen Anlagen Verwendung von Gaspendelung über atmenden Tanks Vermeidung von Boden- oder Grundwasserverunreinigungen Befestigte Plätze mit undurchlässigem Material Sammeltassen SEITE 7
Umweltaspekte Erdgasförderung Wasserdichter Untergrund und umlaufende Rinnen gewährleisten umweltgerechte Förderplatzgestaltung
Umweltaspekte Erdgasförderung Schadstoffmessung des Oberflächenwassers ggf. Entsorgung des Oberflächenwassers
Umweltaspekte bzgl. Benzol/BTEX Schutz der Mitarbeiter hat höchste Priorität Maßnahmen bei Anlagenentlastungen Bei Wartungsarbeiten Arbeitsplatz- Konzentrationsmessungen Absaugeinrichtungen an Arbeitsplätzen in Gebäuden Ggf. Atemschutz/Vollschutz Arbeitsmedizinische Vorsorge SEITE 10
Inspektion eines doppelwandigen Tanks
Umweltaspekte bzgl. Quecksilber Umgang mit einem giftigen Naturprodukt Roh-Erdgas aus norddeutschen Süßgas-Lagerstätten enthält bis zu 5 mg/nm³ Quecksilber Quecksilber stammt aus der Formation Vulkanit Quecksilber liegt in elementarer Form vor Quecksilber-Dämpfe sind giftig, Quecksilber wirkt umweltgefährdend Weltweite anthropogene Quecksilber-Emissionen = ca. 2000 t (in 2010) SEITE 12
Umweltaspekte bzgl. Quecksilber Ein auch natürlich vorkommender Stoff der oberen Erdkruste Quecksilber-Emissionen aus Vulkanismus: ca. 2.500 t/jahr Quelle: RÖMPP Umweltlexikon Anthropogene Quecksilber-Emissionen Ca. 2.000 t weltweit in 2010
Umweltaspekte bzgl. Quecksilber Quecksilberentfernung aus Erdgas mit high-tech Durch Abkühlung auf Grund von schrittweiser Druckentlastung (Joule-Thomson- Effekt) kondensiert Quecksilber in flüssiger Form aus. Durch weitere Abkühlung unter Glykolzugabe auf Temperaturen um minus 30 C wird Erdgas auf Verkaufsgasqualität gebracht. Entfernung von Quecksilber aus Nebengasströmen durch Aktivkohle und Metallsulfide. SEITE 14
Umweltaspekte bzgl. Quecksilber Abfallentsorgung, taylor-made durch Fachbetriebe Abfallentsorgung gemäß Sonderbetriebsplan Nutzung des elektronischen Abfallnachweisverfahrens eanv Abfälle werden ausschließlich zertifizierten Entsorgern übergeben Persönliche Schutzausrüstung Schlämme aus Tanks Stahlteile aus Anlagenbau Böden Adsorptionsmaterial, insbesondere Aktivkohle Weitgehend erfolgt Wiederverwertung SEITE 15
Umweltaspekte bzgl. Fördertests/ Freiförderarbeiten Fördertests Fördertests kürzer und seltener Vielfach Nutzung bestehender Erdöl-/Erdgas-Aufbereitungsanlagen für Tests Verbrennung mit Luftüberschuss und dadurch hoher Temperatur (>850 C) Vermeidung von Lichtemissionen durch weitgehende Beschränkung auf Fackelarbeiten bei Tageslicht Quecksilberabscheidung vor Fackel SEITE 16
Umweltaspekte bzgl. Fördertests/ Freiförderarbeiten Freiförderarbeiten Entfernung von (wässriger) Flüssigkeit und ggf. Feststoff aus dem Bohrloch Durch Betriebsplan geregelt, jeweils nur wenige Stunden andauernd Diskontinuierliche Bedingungen, Erdgas im Gemisch mit Stickstoff Expertengruppe BVEG erarbeitet derzeit deutschen Industriestandard in Anlehnung an TA Luft SEITE 17
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Seit Jahrmillionen sicher unter uns Natürliche Ausdehnung Havel-Sandstein Havel-Sandstein und Lagerstättenwasser unter Völkersen > Der Havel-Sandstein im Bereich des Erdgasfeldes Völkersen, in dessen feinen Poren das Erdgas gefangen ist, erstreckt sich über eine Fläche von rund 5 x 5 km > Diese Formation befindet sich in einer Tiefe von rund 5.000 m und ist 150 bis 300 m mächtig > Der verwässerte Bereich - in dem sich bereits seit Millionen von Jahren Lagerstättenwasser befindet - hat von jeher ein geschätztes Volumen von mehr als 200.000.000 m³ > Tief unter Völkersen befindet sich also bereits heute fast 5x so viel hochsalines Wasser, als es Süßwasser im Steinhuder Meer gibt (rund 42 Mio. m²). SEITE 18
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Ebenso wassergefährdend wie Meerwasser? DIE WICHTIGSTEN FAKTEN AUF EINEN BLICK > Lagerstättenwasser (LaWa) ist ein natürliches Wasser und Nebenprodukt jeder Erdgas- oder Erdölförderung. > Hauptbestandteil des DEA-LaWa ist Wasser (92 %). > Daneben sind weitere umweltrelevante Stoffgruppen enthalten wie Salze, Schwermetalle, organische Verbindungen und natürliche radioaktive Stoffe. > Wasserrecht: LaWa wird in Wassergefährdungsklasse 1 eingestuft. > Chemikalienrecht: LaWa ist gesundheitsschädlich bei Verschlucken. > Gefahrgutrecht: LaWa ist kein Gefahrgut. > Im Förderbetrieb Niedersachsen der DEA fällt derzeit eine LaWa-Menge von rund 80.000 m³/jahr an, Tendenz aufgrund der insgesamt rückläufigen Erdgasproduktion langfristig fallend. SEITE 19
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Ein fossiles Meerwasser Was ist im Lagerstättenwasser der DEA enthalten? Kalium Calcium Natrium Strontium Chlorid Bromid BTEX 8% Rest Inhaltsstoffe Mittelwert * kg pro TKW ** Barium 0,003 0,8 Calcium 1,5 340 Eisen 0,003 0,8 Kalium 0,1 23 Lithium 0,004 1 Magnesium 0,008 2 Natrium 1,4 330 Strontium 0,065 15 Blei 0,001 0,2 Quecksilber 0,000005 0,001 Chlorid 4,8 1.100 Sulfat 0,02 5 Nitrat 0,002 0,5 92% Wasser Bromid 0,04 10 Gesamtsalinität 7,96 1.850 BTEX (überwiegend Benzol) Mineralölkohlenwasserstoffe (nicht aromatisch) 0,04 10 0,0007 0,2 * Einheit: Gew.-% ** Volumen: 23m³/23.000 Liter SEITE 20
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Weniger radioaktiv als herkömmliches Baumaterial Ra-226-Aktivitätskonzentration in Becquerel pro Liter oder Kilogramm 120 100 100 80 60 40 20 0 50 41 30 15 8,5 0,0056 0,16 Trinkwasser Getreide LaWa Kalksandstein Beton Paranüsse Ziegel/Klinker Granit Quelle der Vergleichsdaten: Bundesamt für Strahlenschutz SEITE 21
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Aktueller Umgang Entsorgungswege (Stand: Ist 2016 für Prognose 2017) 30% Obertägige Aufbereitung und Entsorgung Injektion in vorhandene Bohrungen 70% 24.000 m³ 57.000 m³ SEITE 22
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Aktueller Umgang Injektion in die Gesteinsschicht Kalkarenit über Disposalbohrungen Einspeisung in die Ferngasleitung Spezielle Aufbereitung Abfälle zur Deponie Erdgas Lagerstättenwasser 1.000m 2.000m Injektion Kalkarenit 3.000m 4.000m Förderung 5.000m SEITE 23
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Ökologiebetrachtungen bzgl. zukünftigem Umgang BEURTEILUNGSKRITERIEN 1 Emission und Schadstofffreisetzung Hoch + Hoch + Hoch + Hoch + Gering Gering Gering Gering DEFINITION Freisetzungsrisiko beim Transport Freisetzungsrisiko bei der Aufbereitung inkl. Lagerung Verteilung der Radioaktivität, Strahlenexposition (Verkehrs)lärm Hoch + Gering Veränderung des Verbleibortes durch das aufbereitete LaWa Schlecht + Gut Langzeitstabilität des Verbleibortes für das aufbereitete LaWa Gering + Hoch Kapazität des Verbleibortes für LaWa und feste Abfälle 2 Nachhaltigkeit Gering + Hoch Langzeitstabilität des Verbleibortes der festen Abfälle und Rückstände 3 Schadstoffverbleib und -verteilung Hoch + Hoch + Gering Gering Gefährdungspotential nicht verwertbarer Rückstände einschl. NORM Gefährdungspotential des aufbereiteten LaWa 4 Grundwasserschutz Schlecht + Gut Schutz des Grundwassers vor dem aufbereiteten LaWa Hoch + Gering Primärenergieverbrauch durch Transporte und Aufbereitungsverfahren Viel + Wenig Betriebs- und Hilfsmittelverbrauch einschl. Frischwasser 5 Ressourcenverbrauch Viel + Wenig Art und Umfang des Platzbedarfs der Aufbereitungsanlage SEITE 24
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Optionsvergleich Option 1a Obertägige Verwertung Injektion Aufbereitung und in alte in einer Einleitung ins Klärwerk Obertägige Aufbereitung und direkte Einleitung in Gewässer Option 31b 21a Spezielle Aufbereitung Gewässer Direkteinleitung Option 1b Abfälle zur Deponie Erdgas Lagerstättenwasser Erdgas Lagerstättenwasser Förderung Einspeisung in die Ferngasleitung Verwertung in einer Salzlagerstätte zur Bergwerksstabilisierung Spezielle Aufbereitung Option 2 Förderung Injektion in alte Gaslagerstätten im Rotliegenden 1.000m Gewässer Klärwerk Abfälle zur Deponie Direkteinleitung Aufbereitung Salzlagerstätte Gaslagerstätten und zur direkte Einspeisung in Spezielle Einspeisung in die Ferngasleitung Aufbereitung die Ferngasleitung Klärwerk Abfälle zur Deponie Einleitung Bergwerksstabilisierung im Rotliegenden ins Gewässer Klärwerk Indirekteinleitung Gewässer Indirekteinleitung Verwertung in Salzlagerstätte Option 3 Erdgas Einspeisung in die Ferngasleitung Spezielle Lagerstättenwasser Aufbereitung Abfälle zur Deponie 2.000m Einspeisung in die Ferngasleitung Spezielle Aufbereitung Abfälle zur Deponie 1.000m Verwertung in Salzlagerstätte 3.000m 1.000m Erdgas Lagerstättenwasser 2.000m Erdgas 4.000m Lagerstättenwasser 2.000m Förderung Förderung 3.000m 4.000m 5.000m 5.000m Förderung Injektion 3.000m 4.000m HavelsandsteinInjektion 5.000m Havelsandstein SEITE 25
Umweltaspekte bzgl. Lagerstättenwasser Re-Injektion in alte Gaslagerstätten ökologisch vorteilig OPTION PUNKTZAHL RANKING 3 Injektion in alte Gaslagerstätten im Rotliegenden 4,4 1. 2 Verwertung in einer Salzlagerstätte - zur Bergwerksstabilisierung 3,6 2. 1b Obertägige Aufbereitung und direkte Einleitung in Gewässer 3,1 3. 1a Obertägige Aufbereitung und Einleitung ins Klärwerk 2,5 4. SEITE 26
Umweltaspekte bzgl. Schlammgruben 2.1 Entstehung Bohr- und Ölschlammgruben 2.2 Umgang der Behörden und der Industrie mit Schlammgruben 2.3 Altlastenkataster NIBIS 2.4 Vergleichsvertrag niedersächsisches Umweltministerium SEITE 27
Schlammgruben Verantwortungsvoller Umgang der Erdöl- und Erdgasindustrie mit Altlastenverdachtsflächen Schlammgrube Verden Z1
Einleitung In Deutschland seit Mitte des 19. Jh. Suche nach Erdöl mittels Bohrungen Bohrschlamm (Mischung aus Bohrklein und Bohrspülung) zunächst meist in unmittelbarer Umgebung der Bohrung abgelagert Später (zunehmende Tiefe der Bohrungen, Versalzung) in Einzelgruben Gefolgt von Sammelgruben und dann Zentralschlammgruben Niedersachsen: ca. 8600 Tiefbohrungen Volumen: ca. 1 m 3 / Bohrmeter SEITE 29
Was sind Schlammgruben? Bohrschlammgruben: Bohrspülung aus Ton und Wasser (Süßspülung), ggf. Salz (Salzspülung) sowie selten und später auch Diesel (Ölspülung) sowie Bohrklein Schlammgrube Eitzendorf 3 Abdichtung nach unten durch Ton(Dick)spülung, heute meist überwachsen und als Grube nicht zu erkennen Wenige Sammelschlammgruben: häufig ölhaltige Bohrschlämme mit Oberflächenabdeckung; dauerhafte Pflege, teilweise Überwachung Wenige Ölschlammgruben: Bohrschlämme, Betriebs- und Tankreinigungsschlämme aus der Erdölproduktion; häufig Mitnutzung von staatlichen Stellen; in Einzelfällen Abbrennen von aufschwimmenden Ölresten daher Reste von Bitumen; dauerhafte Pflege und Überwachung SEITE 30
Wer ist rechtlich zuständig? Heute noch zwei DEA-Gruben unter Bergaufsicht des LBEG Die Bergaufsicht endet, wenn nach allgemeiner Erfahrung keine Gefahr von den Schlammgruben ausgeht Für alle übrigen Gruben nach Entlassung aus der Bergaufsicht Überwachung durch örtliche Behörden der Kreise und Gemeinden; seit 1999 Umweltbehörden SEITE 31
Wie viele Schlammgruben kennt DEA? Zwischen 1920 und 1984 hat DEA bundesweit 203 Gruben angelegt: Niedersachsen: 102 (davon zwei unter Bergaufsicht) Schleswig-Holstein: 49 Bayern: 35 Rheinland-Pfalz, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Baden-Württemberg, Hamburg: 17 SEITE 32
Wann wurden die Bohrschlammgruben betrieben? Bis 1981 wurden gemäß dem damaligen Stand der Technik und geltender gesetzlicher Bestimmungen unter Aufsicht der jeweilig zuständigen Bergämter Bohrschlammgruben und Sammelschlammgruben angelegt. Von 1984 bis 1993 Betrieb der Zentralschlammgrube Wietze Ab 1994 erfolgte die Entsorgung von Bohrschlamm ausschließlich über den Abtransport zur Aufbereitung/Deponierung in externen Anlagen. SEITE 33
Welche Informationen sind den Behörden übermittelt worden? 2008 bis 2010 Recherche verfügbarer Daten; Übergabe an Obere Bodenschutzbehörden der Länder bis Anfang 2011 Bezeichnung und Lage (Gemeinde, Gemarkung, Flur, Flurstück) Koordinaten der Schlammgruben Angabe zur Fündigkeit von der Grube zugeordneten Bohrungen Beschreibung von Art und Inhalt Fassungsvermögen Oberfläche Ölschlammgrube Kührsdorf Dichtungssystem seinerzeit zuständige Bergbehörde SEITE 34
Verantwortungsvoller Umgang (1) Angesichts der Entlassung der Schlammgruben aus der Bergaufsicht besteht die Annahme, dass keine Gefahr von den Gruben ausgeht. Ehemalige Schlammgruben enthalten Bohrschlamm, der aus der Bohrspülung (im Wesentlichen Ton und Wasser) und dem geförderten natürlichen Gestein (Bohrklein) besteht. Untergeordnet können im Einzelfall auch Mineralölkohlenwasserstoffe, z.b. bei fündigen Öl-Bohrungen, enthalten sein. Gruben sind nach unten abgedichtet. Gefährdung des Grundwassers ist sehr unwahrscheinlich. Einzelne Schlammgruben wurden nach Entlassung aus der Bergaufsicht von den Landkreisen oder Gemeinden zu eigenen Zwecken weiter verwendet. DEA verfügt über keine Informationen über die Intensität der nachträglichen Nutzungen bzw. über die eingebrachten Stoffe (Hausmüll). SEITE 35
Verantwortungsvoller Umgang (2) Mineralöle bauen sich aerob biologisch gut ab. Daher geht DEA für den unwahrscheinlichen, aber nicht unmöglichen Fall des Austritts von Mineralölkohlenwasserstoffen aus einzelnen Gruben von einem schnellen und weitgehenden mikrobiellen Abbau der ausgetretenen Stoffe aus. Kunststoffdichtungsbahn mit geotextiler Schutz- und Drainageschicht auf Ölschlammgrube Kührsdorf DEA ist im Umkreis ihrer Schlammgruben keine relevante Kontamination des Grundwassers bekannt. SEITE 36
Schlammgrubenverzeichnis Niedersachsen Transparente Darstellung im NIBIS Server des Landes NDS SEITE 37
Aktuelle Entwicklung in Niedersachsen SEITE 38
Schlammgrubenverzeichnis Niedersachsen Transparente Darstellung im Vergleichsvertrag SEITE 39
Zusammenfassung DEA hat umfangreiche Informationen an die Behörden 2010/2011 übergeben. Durch die Entlassung aus der Bergaufsicht und die vergleichsweise unkritischen Stoffe in den Bohrschlammgruben besteht kein Anlass für die Vermutung einer Gefährdung von Boden und/oder Gewässern. DEA sind keine relevanten Kontaminationen des Grundwassers im Umfeld von Bohrschlammgruben bekannt. Die in jüngerer Vergangenheit entlassenen und noch unter Bergaufsicht stehenden Gruben zeigen durch langjähriges Monitoring des umgebenden Grundwassers, dass selbst von den Ölschlammgruben keine Gefährdungen ausgehen. Mit den nun beginnenden orientierenden Untersuchungen wird die Datenbasis weiter verbessert. SEITE 40
Ausblick Die aktuellen Diskussionen über mögliche Umweltgefährdungen werden von DEA nicht nur beim Thema Schlammgruben aktiv unterstützt. DEA wird sich an dem aktuellen Planungsprozess zu Untersuchungen von Bohrschlammgruben konstruktiv beteiligen. Ölschlammgrube Hohne 1a SEITE 41
Umwelt- und Energiemanagement 3.1 Integrierte Managementsysteme 3.2 PDCA-Zyklus 3.3 Audits 3.4 ISO 50001 Energiemanagement 3.5 Umweltdatenerfassung und Benchmarking SEITE 42
QHSSE Organisation bei DEA
QHSSE Organisation at DEA Dotted line principle and line function as steering tools DEA Board QHSSE Responsibility Corporate QHSSE Department HQ 1 Department HQ 2 Operational Unit 1 Operational Unit 2 Operational Unit 3 QHSE QHSE QHSE QHSE QHSE Line Function Consulting Dotted line SEITE 44
Corporate Management System bei DEA
DEA s Management Systems implementing the PDCA cycle Corporate Management System - Basic Principles and Guidelines on Health Safety Security Environment Quality Corporate Management System OpCo Libya OpCo Egypt OpCo Norge OpCo Germany DEA Libya MS DEA Egypt EIMS CMS CIMS DEA Germany CIMS OpCo Management Systems Subsidiary OE CIMS OE CIMS OE CIMS Certified HSE / MS QMS SEITE 46
Corporate policies & standards safeguarding DEA s HSE compliance International standards, implemented as mandatory for DEA International Finance Corporation (IFC) Standards ISO, DIN, BS OHSAS, NORSOK, IOGP, API etc. SEITE 47
LTI [number] LTI F [number of LTI / 1 mio working hours] DEA s Management Systems SusExcellent QHSE Track Record performance is a ty Quality, Health, Safety & Environmental Prrotection (QHSE) are top priorities for DEA and compliance is reviewed regularly by both internal and external auditors DEA incident statistics 18 16,5 16,2 15,5 14,51 14,27 14,00 18 13 8 3-2 6 2 10 2 2 9 5 3,81 7 6 3,01 3,82 2,08 2,36 1,97 3,14 0,45 1,80 1,63 2,27 5 0,28 1 2010 2011 2012 2013 2014 2015 13 8 3-2 LTI DEA Germany LTI DEA Abroad LTIF DEA Germany LTIF DEA Total LTIF BG Worldwide Management System Certificates: Currently for ISO 14001 (environment), ISO 9001 (quality), OHSAS 18001 (occ. health & safety) since 2015 LTI = Lost Time Incident LTIF = Lost Time Incident Frequency BG = German Social Accident Insurance Institution As of 08 August 2016 DEA s 2015 LTIF performance is better than the corresponding LTIF average of the international Oil & Gas Industry. Additionally in Germany: ISO 50001 (Energy), Safety Management System of BG RCI German Social Accident Insurance Institution International standards implemented as mandatory for DEA: International Finance Corporation (IFC): Policy on Environmental and Social Sustainability (Performance Standards) Environmental, Health & Safety Guidelines ISO, DIN, BS OHSAS, NORSOK, IOGP, API, etc. where applicable Management Review Checking QHSE Policy Continuous improvement process Implementatio n and operation Planning The DEA Corporate Integrated Management System ensures that our QHSE policy is brought into practice to strive for business excellence through the continuous improvement process SEITE 48
Certification of DEA s Management Systems third party verification DEA s worldwide certificate: ISO 9001 (Quality) ISO 14001 (Environment) OHSAS 18001 (Occupational Health & Safety) Additionally in Germany: ISO 50001 (Energy) SMS of BG RCI (German Social Accident Insurance) SEITE 49
DEA s environmental statistics highly environmentally sound & energy efficient hydrocarbon production 1 1 IOGP benchmark 2014 data SEITE 50
Energiemanagementsystem gemäß ISO 50001
Einführung Energiemanagementsystem bei der DEA 2015 2013 Speicherbetriebe Bayern Verdichterstation Brammer des Förderbetriebs Niedersachsen Bürohaus City Nord 2014 FBH gesamt Förderbetrieb Niedersachsen mit Ausnahme des Ölbetriebes Bohrbetrieb Wietze Labor Wietze FBN mit Ölbetrieb SEITE 52
Energiemanagementsystem nach ISO 50001 Anforderungen und Herausforderungen Die ISO 50001 kann im Wesentlichen in zwei Teile gegliedert werden: SEITE 53
SEITE 54
Signifikante Energie- Einsparung durch systematisches Energiemanagement SEITE 55
Fazit (I) Die Naturprodukte Erdöl und Erdgas sind Gefahrstoffe. Die Handhabung im weitgehend geschlossenen Kreislauf verhindert Umweltaustritte. Filteranlagen an Behälteröffnungen adsorbieren flüchtige Inhaltsstoffe. Testarbeiten wurden stark minimiert und erfolgen heute in der Regel durch Aufbereitungsanlagen, ggf. durch separate Fackelsysteme mit hocheffizienten Abscheidern. SEITE 56
Fazit (II) Reststoffe werden gesammelt und an zertifizierte Entsorger abgegeben. Mit Fracking in konventionellen Lagerstätten bestehen umfangreiche Erfahrungen ohne Umweltschäden. Managementsysteme sorgen für systematische Schulung der Mitarbeiter, die Wirksamkeit wird durch externe Zertifizierer überwacht. SEITE 57
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit. Haben Sie Fragen? DEA Deutsche Erdoel AG SEITE 58
Umweltaspekte bzgl. Fracking Bisherige Erfahrungen Grundwasserschutz Zusammensetzung Frac-Fluid Ausblick SEITE 59
Umweltaspekte bzgl. Fracking Hypothetische Wirkpfade lt. UBA-Gutachten SEITE 60
Umweltaspekte bzgl. Fracking Empfehlungen UBA-Studie > vorerst kein Fracing in Trinkwasserschutzgebieten > Intensive Forschungs- und Entwicklungsaktivitäten > Umweltverträglichkeitsprüfungen > Transparenz/Öffentlichkeitsbeteiligung > Vergleich der Gutachten von Bundesumweltministerium InfoDialog Fracen Environmental Protection Agency (EPA) der USA DEA Deutsche Erdoel AG SEITE 61
Umweltaspekte bzgl. Fracking Bisherige Fracmaßnahmen in Deutschland Quelle: http://www.erdgassuche-in-deutschland.de/ SEITE 62
Umweltaspekte bzgl. Fracking Sicherer Grundwasserschutz durch teleskopartigen Bohrlochaufbau Schutzrohre mit Zementmantel in unterschiedlichen Bohrabschnitten Perforation durch das Stahlrohr und den Zementmantel, um die Verbindung zwischen Lagerstätte und Bohrloch herzustellen DEA Deutsche Erdoel AG SEITE 63
Umweltaspekte bzgl. Fracking Grundwasserschutz durch weiten Abstand und eine Vielzahl abdichtender Schichten 4.920 m = ca. 15 Eiffeltürme Frac in der Havel- Lagerstätte; Höhe 50 m, Länge 240 m SEITE 64
Umweltaspekte bzgl. Fracking Grundwasserschutz durch weiten Abstand und eine Vielzahl abdichtender Schichten Trinkwasserhorizonte +120 m NN +120 m NN -240 m NN -240 m NN -4700 m NN Frac 33 Kilometer SEITE 65
Umweltaspekte bzgl. Fracking Schutz der Umwelt durch Wahl der Zusatzstoffe und minimierte Frac-Volumina > Wasser > Stützmittel > Zusatzstoffe > Typischer Frac: etwa 60 Tonnen Stützmittel und 270 m 3 Flüssigkeit (Wasser + Zusatzstoffe) DEA Deutsche Erdoel AG SEITE 66
Umweltaspekte bzgl. Fracking Frac-Ausrüstung DEA Deutsche Erdoel AG SEITE 67
Umweltaspekte bzgl. Fracking Bereits bisher keine giftigen Chemikalien Essigsäure / Ammoniumacetat (organische Säure); 0,11% Bor-Verbindung; 0,01% Kaliumcarbonat; 0,30% Chlorige Säure (Natriumsalz) / Natriumchlorid; 0,14% Polyacrylat; 0,10% Orangenextrakt; 0,12% Glycerin / Zirkoniumnitrilotrisethanolat; 0,02% Biopolymer aus Guarkernmehl; 0,95% Kaliumsalz ; 3,00% SEITE 68
Umweltaspekte bzgl. Fracking Separate Entsorgung Flowback > Entsorgung rückgeförderte Fracflüssigkeit durch zertifizierte Entsorger nach zugelassenem Sonderbetriebsplan > Ein Teil der Frac-Flüssigkeit bleibt im unmittelbaren Bereich des Fracs zurück > Ein kleiner Teil des Stützmittels wird nach den Frac-Arbeiten zurückgefördert und anschließend von einem zertifizierten Entsorger entsorgt. Der Großteil des Stützmittels bleibt im Riss zurück und hält den Riss offen. DEA Deutsche Erdoel AG SEITE 69