Gutachten - Dialogprozesses

Transcrição

Gutachten
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
Gutachten
„Technische Sicherheit von Anlagen und Verfahren zur Erkundung und Förderung von
Erdgas aus nichtkonventionellen Lagerstätten“
Dr. Hans-Joachim Uth
Sachverständiger für Anlagensicherheit in verfahrenstechnischen Anlagen, Lychen
_________________________________________________________________________
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
Gutachten
_________________________________________________________________________
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 3
Gutachten
_________________________________________________________________________
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 Gutachten1 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 Gutachtens.
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 BBergG2 festgelegt.
1
Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
Bundesberggesetz vom 13. August 1980 (BGBl. I S. 1310), zuletzt geändert durch Artikel 15a des Gesetzes
vom 31. Juli 2009 (BGBl. I S. 2585)
2
4
Gutachten
_________________________________________________________________________
Dabei wird für jede typische Phase ein gesonderter Betriebsplan aufgestellt und behördlich
genehmigt3.
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 UVPBergV4). 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 EMPG5
Vorhaben
Betriebsplan
Anlage
Nr.
Walsrode WestZ4a Betriebsplan Bohren
2-1
Bötersen Z 11
Rahmenbetriebsplan
2-2
2-3
Buchhorst T12
Sonderbetriebsplan
Bohren
Sonderbetriebsplan Frack
3
2-4
Datei
Bohrbetriebsplan Walsrode West
Z4a.pdf
Bötersen Z11 Rahmenbetriebsplan
komplett.pdf
Snderbetriebsplan Bohren Bötersen
Z11 Komplett.pdf
approved_sonderbetriebsplan_buchhor
st_t12-150-1.pdf
S. Rundverfügung LBEG 04-02-03-01-29 (Anlage 1) Neustrukturierung Betriebsplanverfahren (2003)
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
4
5
Gutachten
_________________________________________________________________________
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
6
Gutachten
_________________________________________________________________________
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 (H2S)
• Karte mit Sicherheitskreisen H2S
• 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
7
Gutachten
_________________________________________________________________________
einer Verfügung6 des LBEG von 2011 sind bei neu errichteten Bohrplätzen aber die
Anforderungen der LöRüRL [5] einzuhalten.
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 Einrichtungen7
• 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
6
7
LBEG-Verfügung 18-a-08_11-01-18
Zur Auslegung s. [9]
8
Gutachten
Erdgas aus nichtkonventionellen Bohrstrang
Lagerstätten“
_________________________________________________________________________
Ringpreventer
Gestängebackenpreventer
Scherbackenpreventer
Gestängebackenpreventer
Bild 2-2 Schemabild eines Blow Out Preventers (BOP) [2]
9
Gutachten
_________________________________________________________________________
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
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
Gutachten
„Technische Sicherheit von Anlagen
und
Verfahren
zur Erkundung und Förderung von
Automatischer
SicherheitsErdgas 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
Keilabhängung der
Zwischenrohrtour
28
00
3000
Bodenflansch 20 3/4"
500
3200
Standrohr
Ankerr.
15
32"(812,8)
18 5/8"(473,1)
1/4" Controlline für USV
Zwischenr. 13 3/8"(339,7)
Produktionsr. 9 5/8"(244,5)
Förderstrang 4 1/2"(114,3)
Bild 2-3 Bohrlochabsperrarmatur Walsrode Z5A [2]
10
11
Gutachten
_________________________________________________________________________
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
Gutachten
_________________________________________________________________________
beispielsweise Anlage 2-8. Die Auswahl
der geeigneten Zemente und deren Ausführung
Zementierung
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 Gutachten [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 LTSAnlage (Low-Temperature-Separation), das sind Prozessanlagen, in denen mit einem
Kondensationsverfahren bei –30 C Erdgase mit höhermolekularen Kohlenwasserstoffen C6+
13
Gutachten
_________________________________________________________________________
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 Gutachtens 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 (H2S) 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
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 2-2
Querschnitt
DN [mm]
610
168
508
324
168
Typische Feldrohrleitungen für Erdgas [11]
Wandstärke Druck Länge
Werkstoff
[mm]
[bar]
[km]
8,5
84
24
StE 480.7 TM
20,2
500
1,2
450 QB (1.8952)/1.4539
17,4
14,7
7,9
70
100
70
8,3
8,7
3,9
N* St 43.7
N* StE 290.7
** API StD 5L, Grade A
Bemerkung
Süßgas
Naßgas,
Süßgas
Sauergas
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
Wahrschein- Konsequenzen* Wartung
Bemerkung
lichkeit*
[pro Jahr]
Trockenes
Atmosphär. C
C I – D II
1/3
Boden-Luft
Sauergas
Korrosion
Übergänge
(Crit A)
Rißbildung
1
Taupunkt
Wasser/H2S
Bestimmung
H2S, H2
1
Taupunkt
Korrosion
1/20
Dichtheitsprüfung
Boden
1
Potentialmessung
Korrosion
1/20
Dichtheitsprüfung
1/20
Molchen
Einwirkung
12
Kontrolle der
Dritter
Trasse
Trockenes
Atmosphär. C
C III – D III
1/3
Boden-Luft
Süßgas
Korrosion
Übergänge
(Crit C)
Boden
1
Potentialmessung
Korrosion
1/20
Dichtheitsprüfung
Einwirkung
6
Kontrolle der
Dritter
Trasse
CO2
1
Taupunkt
Korrosion
* Klassifikation nach OIMS Risikotool s. Kap. 5.5
15
Gutachten
_________________________________________________________________________
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, RamanStreuung)
• 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
Gutachten
_________________________________________________________________________
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
Gutachten
_________________________________________________________________________
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
Gutachten
_________________________________________________________________________
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 m3 / 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
Gutachten
_________________________________________________________________________
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 m3 pro Bohrloch erreichen
können, sind die Gasströme aus unkonventionellen Lagerstätten mit durchschnittlich 5000 m3
/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. H2S 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 Gutachten 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
20
Gutachten
_________________________________________________________________________
Gefahrstoff- und Wasserrecht. Bezüglich der übergreifenden Mengenangaben kann auf die
Hinweise im Brandschutzplan für die Anlage zurückgegriffen werden. Danach sind folgende
max. Kapazitäten zu besorgen (Tab 2-4):
Tabelle 2-4 Kapazitäten der Lagereinrichtungen für brandrelevante Gefahrstoffe [Quelle: s.
Anlage 2-3]
Bohrspühlstoffe & Zementchemikalien
Eine weitere Großgruppe von Gefahrstoffen während der Bohrphase stellen die für den
Bohrbetrieb erforderlichen Spülungsfluide und Zemente dar. Die Zusammensetzung ist
abhängig von den zu durch teufenden geologischen Formationen.
Für den Bohrplatz Goldenstedt Z 21 wurden die in Anlage 2-8 zusammengefassten Fluide
eingesetzt und in ihrer Funktion genau beschrieben.
Während der Durchteufung von grundwasserführenden Schichten (1. Bohrabschnitt: 0-500 m
Tiefe) werden nach Maßgabe der DVGW Arbeitsblätter W 115 „Bohrungen zur Erkundung,
Beobachtung und Gewinnung von Grundwasser” und W 116 „Verwendung von
Spülungszusätzen in Bohrspülungen bei Bohrarbeiten im Grundwasser“ [19] nur darin
zugelassene Stoffe verwendet. In tieferen Schichten (ab 500 m Tiefe) kommen u.a. Stoffe mit
Einstufungen von WGK8 1 & 2 zur Anwendung. Im ersten Abschnitt der Bohrung (0-500 m
Tiefe) erfolgt die Zementierung mit PZ 55, einem für Bohrungen in wasserführenden
Schichten zugelassener Zement.
2.6.2 Fracking
Der Einsatz von chemischen Zusatzstoffen in Frackingfluiden richtet sich nach den
Eigenschaften der hydraulisch aufzubrechenden Gesteinsschichten. Neben dem in DE
hauptsächlich eingesetzten Trägermedium Wasser kommen auch Mischungen mit
Kohlendioxid und Kohlenwasserstoffen zur Anwendung. Aus Gesichtspunkten der
Umweltverträglichkeit werden derzeit v.a. Fluide mit umweltverträglichen Stoffen auf
Wasserbasis entwickelt.
Dem Gutachten lagen die Zubereitungen der Frackfluide folgender Bohrplätze vor: Buchhorst
T 12, Imbrock Z 2, Cappeln Z 3a, Damme 3, Mulmshorn Z6. Zur Berechnung der
Stoffinventare wurden die Daten vom Frack Buchhorst T12 am 27.07.2011 (Tab 2-5)
verwendet.
8
WGK = Wassergefährdungsklassen nach Verwaltungsvorschrift wassergefährdende Stoffe (VwVwS) [96]
21
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 2-5 Stoffe und Stoffmengen des Frack Buchhorst T12 am 27.07.2011
Stoff
Verwendung
Menge (kg) Aggregatzustand Brennbarkeit
Kaliumchlorid
Tonstabilisator
3.216 fest
Nein
Carbonsäuren
Puffer
91 flüssig
Nein
Soda
Puffer
57 fest
Nein
Chem.-modifizierte
Verdickungsmittel
717 fest/gel
Entzündlich
Stärke
Triethanolamin, NaVernetzer
84 flüssig
Entzündlich
Tetraborat
Propanol,
Netzmittel, Tensid
81 flüssig
Entzündlich
Glykolether
Ethoxyl. Alkohole
Netzmittel, Tensid
121 flüssig
Entzündlich
Natriumthiosulfat
Hochtemp.771 fest
Stabilisator
Tetraethylenpentamin Stabilisator
161 flüssig
Entzündlich
Kathon 886
Biozid
1 Fest, ws. Lösung Nein
Butoxyethanol
Lösungsvermittler
1.190 flüssig
Entzündlich
Summe
6.252
Daraus das Inventar an brennbaren Flüssigkeiten auf dem Bohrplatz während FrackingVorgang:
Stoff
Verwendung
Menge (kg) Aggregatzustand Brennbarkeit
Chem.-modifizierte
Verdickungsmittel
717 fest/gel
Entzündlich
Stärke
Triethanolamin, NaVernetzer
84 flüssig
Entzündlich
Tetraborat
Propanol, Glykolether Netzmittel, Tensid
81 flüssig
Entzündlich
Ethoxyl. Alkohole
Netzmittel, Tensid
121 flüssig
Entzündlich
Natriumthiosulfat
Hochtemp.771 fest
Stabilisator
Tetraethylenpentamin Stabilisator
161 flüssig
Entzündlich
Butoxyethanol
Lösungsvermittler
1.190 flüssig
Entzündlich
Betriebsmittel der
Diesel
21.125
Entzündlich
Hilfsaggregate*
Schmier- &
Mineralöle
4.645 flüssig
Entzündlich
Hilfsstoffe*
Summe
28.895
* Zusätzliche Daten aus Rahmenbetriebsplan Bötersen Z11
Lt. Mitteilung der EMPG sollen ab 2012 nur noch tendenziell umweltverträgliche
Chemikalien dem Frackfluid [17] [18] zugemischt werden.
Eine Auflistung gibt Fa. Schlumberger (Mail v. 10.01.2012) für verschiedene Frackverfahren:
Shale Gas:
Butyl diglycol;
CAS 112-34-5
Cholinium chloride;
CAS 67-48-1
Polyethylene glycol monohexyl ether;
CAS 31726-34-8
22
Gutachten
_________________________________________________________________________
magnesium nitrate
CAS: 10377-60-3
5-chloro-2-methyl-3(2h)-isothiazolone, mixt. with
2-methyl- 3(2H)-isothiazol;
CAS: 55965-84-9
magnesium chloride;
CAS: 7786-30-3
Conventional (ThermaFRAC):
2,2`,2"-nitrilotriethanol;
Sodium tetraborate;
Zirconium dichloride oxide;
Polyethylene glycol monohexyl ether;
Sodium hydrogen carbonate;
Sodium hydroxide;
Sodium thiosulfate, pentahydrate;
Cholinium chloride;
Carbohydrated polymer;
Polysaccharide derivative;
2-Butoxyethanol;
Sodium bromated;
Diammonium peroxidisulphate;
Aliphatic polymer;
magnesium nitrate
magnesium chloride;
Salt of aliphatic acid;
CO2 Fluid (YF800LpH):
Sodium hydrogen carbonate
Sodium thiosulfate, pentahydrate;
Cholinium chloride;
Carbohydrated polymer;
Polysaccharide derivative;
2-Butoxyethanol;
Sodium bromated;
Diammonium peroxidisulphate;
Aliphatic polymer;
magnesium nitrate
magnesium chloride;
Salt of aliphatic acid;
Acetic acid;
1-Propanaminium, 3-amino-N-(carboxymethyl)-N,N-dimethyl-,
N-coco acyl derivs., chlorides, sodium salts;
Propan-2-ol;
Methanol;
2,2`-iminodiethanol;
CAS 102-71-6
CAS 1330-43-4
CAS 7699-43-6
CAS 31726-34-8
CAS 144-55-8
CAS 1310-73-2
CAS 10102-17-7
CAS 67-48-1
No CAS
No CAS
CAS 111-76-2
CAS 7789-38-0
CAS 7727-54-0
No CAS
CAS: 10377-60-3
CAS: 55965-84-9
CAS: 7786-30-3
No CAS
CAS 144-55-8
CAS 10102-17-7
CAS 67-48-1
No CAS
No CAS
CAS 111-76-2
CAS 7789-38-0
CAS 7727-54-0
No CAS
CAS: 10377-60-3
CAS: 55965-84-9
CAS: 7786-30-3
No CAS
CAS 64-19-7
CAS: 61789-39-7
CAS 67-63-0
CAS 67-56-1
CAS 111-42-2
23
Gutachten
_________________________________________________________________________
2.6.3 Förderphase
Während der Förderphase sind neben dem Hauptgefahrstoff Erdgas nur wenige weitere
Gefahrstoffe am Bohrplatz. Die genaue Zusammensetzung und Mengen der vorhandenen
Gefahrstoffe hängen von der Zusammensetzung des Produkts Erdgas (Methan, Kohlendioxid,
Schwefelwasserstoff, höhere flüchtige Kohlenwasserstoffe, Aromaten, etc.) und den
abzuscheidenden flüssigen Stoffen (Haftwasser, Salze, radioaktive Stoffe, etc.) ab. Dazu
kommen noch Gefahrstoffe der Gastrocknungsanlagen, soweit am Bohrplatz vorhanden,
sowie Hilfs- und Betriebsstoffe.
3. Analyse der Gefahrenpotenziale
3.1 Allgemeines
Gefahren für Mensch & Umwelt können von Gefahrstoffen und/oder Betriebszuständen, die
eine hohe Energie haben ausgehen. Dabei ist zu unterscheiden von dem Gefahrenpotenzial
und der tatsächlich zu besorgenden Gefahr. Die maximale Gefahr erwächst aus der
vollständigen Beteiligung des gesamten Gefahrenpotenzials, die tatsächlich zu besorgende
Gefahr berücksichtigt technische und organisatorische Vorkehrungen zur Verhinderung bzw.
Begrenzung von Störfällen. Diese Vorkehrungen sind recht komplexer Natur. Das
Zusammenwirken dieser Anforderungen zeigt Bild 3-1.
Bild 3-1 Zusammenwirken der technischen und organisatorischen Anforderungen für
Betriebsbereiche nach Störfall-Verordnung [20]
Die praktische Kernfrage lautet, bis zu welchem Ausmaß die Vorkehrungen getrieben werden
müssen um dem Gefahrenpotenzial adäquat zu begegnen. Antworten auf diese Fragen geben
die einschlägigen Rechtsvorschriften des Immissions- Wasser- und Bergrechts. Unter
Wahrung der Risikoproportionalität (Verhältnismäßigkeitsgrundsatz) wird z.B. in § 3
24
Gutachten
_________________________________________________________________________
StörfallV [21] gefordert, dass die Maßnahmen sich in „Art und Ausmaß“ an den zu
erwartenden Gefahren zu orientieren haben.
Welche Auswirkungen infolge eines Störfalls zu erwarten sind werden durch Szenarien
modelliert. Dabei werden vorzugsweise die in der Praxis bewährten und behördlich
akzeptierten Verfahrensweisen verwendet. Eine Anleitung zur Erstellung von
Störfallablaufszenarien stellt das Verfahren der Störfall-Kommission dar, welches im Bericht
SFK-GS-26“Empfehlungen für Kriterien zur Abgrenzung von Dennoch-Störfällen und für
Vorkehrungen zur Begrenzung ihrer Auswirkungen“ [22] dargelegt ist. Der Deutsche
Verordnungsgeber unterscheidet vernünftigerweise auszuschließende und vernünftigerweise
nicht auszuschließende Gefahrenquellen (§ 3 Abs. 2 StörfallV).
HMUEJFG-Darimont
2/98-denn02.ppt
Auswirkungsbegrenzung von Dennoch-Störfällen
(nach Störfallverordnung)
0
jenseits jeglicher
Erfahrung
Wahrscheinlichkeit des Wirksamwerdens
von Gefahrenquellen
Gefahrenquellen
jenseits jeder
Erfahrung
und
Berechenbarkeit
Störfälle
"Exzeptioneller
Störfall"
Vorkehrungen
keine
Anforderungen
keine
vernünftigerweise
auszuschließen
DennochStörfall
Begrenzung der
Auswirkungen
nach §3 Abs.3
gemäß §5 u.
§6
vernünftigerweise
nicht
auszuschließen
zu verhindernder
Störfall
Verhinderung
nach §3 Abs.1
gemäß §4 u.
§6
§3
Abs.2
Versagen
Bild 3-2: Auswirkungsbegrenzung von Dennoch-Störfällen (nach Störfall-Verordnung) [22]
Vernünftigerweise nicht auszuschließende Gefahrenquellen können zu Störfällen führen, die
grundsätzlich zu verhindern sind, indem Vorkehrungen nach § 3 Abs. 1 StörfallV getroffen
werden müssen. Vernünftigerweise auszuschließende Gefahrenquellen können zu sog.
„Dennoch-Störfällen“ führen, deren Eintreten zwar nicht zu verhindern ist, gegen deren
Auswirkungen jedoch unabhängig von den störfallverhindernden Vorkehrungen nach § 3 Abs.
1 StörfallV auch störfallauswirkungsbegrenzende Vorkehrungen zu treffen sind (§ 3 Abs. 3
StörfallV).
Das Versagen von Vorkehrungen nach § 3 Abs. 1 StörfallV stellt beispielsweise eine
vernünftigerweise auszuschließende Gefahrenquelle dar, die zu einem „Dennoch-Störfall“
führen kann (s. Schema Bild 3-2).
Das Wirksamwerden von vernünftigerweise auszuschließenden Gefahrenquellen kann jedoch
auch so unwahrscheinlich sein, dass es jenseits der Erfahrung und Berechenbarkeit liegt.
25
Gutachten
_________________________________________________________________________
Gegen diese exzeptionellen Störfälle sind keine anlagenbezogenen Vorkehrungen zu treffen.
Hier greifen die Maßnahmen des allgemeinen Katastrophenschutzes.
Als generelle Gefahrenquellen kommen nach [23] in Betracht:
• Anlagenbezogenen Gefahrenquellen
• Umgebungsbezogenen Gefahrenquellen
o benachbarte Betriebsbereiche oder Anlagen
o benachbarte Verkehrsanlagen
o naturbedingte Zustände oder Ereignisse
• Eingriffe Unbefugter
Die Wahrscheinlichkeiten des Wirksamwerdens dieser Gefahrenquellen sind in jedem
Einzelfall zu untersuchen. Hinsichtlich der Berücksichtigung von Gefahren durch
Flugzeugabstürze ist zu beachten, dass bei Flughäfen außerhalb der Sicherheitsflächen und
des Anflugsektors (s. § 12 Abs. 1 Nr. 2 und 5 LuftVG9) oder innerhalb des Anflugsektors,
aber mehr als 4 km vom Beginn der Landebahn entfernt, oder - bei Landeplätzen außerhalb
eines Sektors von jeweils 75 m beiderseits der Bahnachse am Beginn der Landebahn und der
Breite von jeweils 225 m beiderseits der Bahnachse in einem Abstand von 1,5 km vom
Beginn der Landebahn liegt, es sei denn, dass besondere gefahrerhöhende Umstände (z. B.
aufgrund von Luftfahrthindernissen in der Nähe des Flugplatzes) vorliegen, keine
Gefährdungen beachtet werden müssen. Der Verkehr durch schnellfliegende Flugzeuge des
militärischen Luftverkehrs kann als umgebungsbedingte Gefahrenquelle nur dann außer
Betracht bleiben, wenn ein Betriebsbereich außerhalb eines Umkreises mit dem Radius 10 km
vom Mittelpunkt des Flugplatzes liegt. Sonstiger militärischer Flugverkehr wird wie ziviler
Flugverkehr behandelt. Zum Ausschluss der Gefahren durch Eingriffe Unbefugter kann auf
die Empfehlungen des Leitfaden SFK-GS-38 [24] hingewiesen werden, der ein Vorgehen zur
systematischen Sicherungsanalyse enthält.
Um in der grundsätzlich großen Variationsbreite zwischen katastrophalen- und
Bagatellereignissen zu vernünftigen Abgrenzungen zu kommen, hat die Störfallkommission
in ihrem Bericht SFK-GS-26 folgende Fälle definiert:
- Vernünftigerweise nicht auszuschließende Störfälle (Typ SA), die im Rahmen des
Sicherheitsberichts beschrieben werden.
- Vernünftigerweise auszuschließende Störfälle, zu deren Auswirkungsbegrenzung
anlagenbezogene Vorkehrungen und spezielle Gefahrenabwehrmaßnahmen getroffen
werden („Dennoch-Störfälle“, Typ DS).
- Vernünftigerweise auszuschließende Störfälle, zu deren Begrenzung nur allgemeine
Gefahrenabwehrmaßnahmen getroffen werden („Worst-Case-Störfälle“, Typ WC).
Für jeden Fall kann eine untere und obere Grenze der definierten DS zugeordnet werden(s.
Bild 3-3):
- Typ SA hat seine untere Grenze in der Menge, die zu einer unzulässigen
Überschreitung von Belastungswerten des Arbeitsschutzes führen, z. B. MAK-Wert.
9
Luftverkehrsgesetz in der Fassung der Bekanntmachung vom 10. Mai 2007 (BGBl. I S. 698), zuletzt geändert
durch Artikel 3 des Gesetzes vom 20. April 2012 (BGBl. I S. 606).
26
Gutachten
_________________________________________________________________________
Die obere Grenze wird durch die Menge MSA festgelegt, die zur Überschreitung z. B.
des AEGL-2-Wertes10 an der Betriebsgrenze führt.
- Typ DS hat seine untere Grenze in der kritischen Menge Mk, die zu einer unzulässigen
Überschreitung von Belastungswerten (z. B. AEGL-2-Wert) am kritischen Aufpunkt,
z. B. der nächstgelegenen Wohnbebauung führt. Die obere Grenze wird durch die
„größte zusammenhängende Menge MGZM“ bestimmt (vgl. Anhang 6, BMUVollzugshilfe [23]).
- Der „Worst-Case-Störfall“ Typ WC hat seine untere Grenze in der MGZM, er schließt
an den oberen Grenzbereich von Typ DS an. Der obere Grenzbereich wird durch das
gesamte Inventar der Anlage Mi, gegebenenfalls des Betriebs (mögliche DominoEffekte sind hierbei zu berücksichtigen) festgelegt. Dieser Störfalltyp wird für die
Gefahrenabwehrplanung11 u. a. nicht weiter betrachtet.
Die Bereiche werden durch das Erreichen bestimmter Immissionskonzentrationen einerseits
und der Festlegung von bestimmten Mengen in der Anlage andererseits festgelegt und in
Form einer Quellrate (QR) ausgedrückt. Der Massenfluss der Quellrate wird durch
anlagenbezogene störfallbegrenzende Maßnahmen (STB) abgemildert zu einem
korrespondierenden Quellterm (QT). Mit diesem Quellterm wird die Ausbreitungsrechnung
unter Berücksichtigung der spezifischen Umgebung durchgeführt. Es ergibt sich daraus die
korrespondierende Immissionskonzentration. Wie ersichtlich wird der Beginn des Bereichs
der „Dennoch Störfälle“ im Einzelfall durch den Abstand vorhandener Schutzobjekte, z.B.
Wohnbebauung bestimmt. Je näher der (genehmigte) Abstand ist umso kleiner MK.
Die kritische Quellrate QRK wird durch Rückrechnung, z. B. durch die Anwendung von
standardisierten Nomogrammen aus der zulässigen Immissionskonzentration z.B. AEGL-2
vom kritischen Aufpunkt bestimmt.
Die nach diesem Verfahren ermittelten Werte für Mk werden für die detaillierte Berechnung
des Szenarios zum Nachweis der Wirksamkeit der Maßnahmen zur Begrenzung der
Auswirkung verwendet.
Die GZM ist stets anlagenspezifisch zu ermitteln und die entsprechende Ausbreitung im
Einzelfall zu berechnen.
Dabei dürfen passive Schutzeinrichtungen, wie Auffangwannen oder Schutzmauern, als
ständig verfügbar angesehen werden. Aktive Absperreinrichtungen können, soweit sie nicht
Teile des gestörten Anlageteils sind, als bestimmungsgemäß arbeitend angesehen werden.
Die Plausibilität szenarischer Annahmen orientiert sich stets an den bereits vorgekommenen
Ereignissen und einschlägigen Betriebserfahrungen. Erstere sind aus einschlägigen
Datensammlungen, letztere aus den obligaten Aufzeichnungen von Betreibern im Rahmen
ihres Sicherheitsmanagementsystems zu gewinnen.
10
AEGL = Acute exposure guideline levels http://www.umweltbundesamt.de/nachhaltige-produktionanlagensicherheit/anlagen/AEGLWEB/Pages/Pages-De/Seite_6.html
11
Hinsichtlich der auszuwählenden Störfallablaufzenarien für die externe Gefahrenabwehrplanung hat die SFK
einen gesonderten Bericht SFK-GS-45 [50] herausgegeben.
27
Gutachten
_________________________________________________________________________
Bild 3-3: Schematische Darstellung der Quellterme bei Störfallablaufszenarien
Mi = Masse des Inventars, MGZM = größte zusammenhängende Menge, Mk = kritische Masse,
MSA = Masse aus SA, QR = Quellrate, QT = Quellterm, DS = „Dennoch-Störfall“, SA =
„Sicherheitsanalyse“, AEGL = Acute Exposure Guideline Limit, STV = störfallverhindernde
Maßnahmen, STB = störfallbegrenzende Maßnahmen
3.2 Betriebserfahrung & Unfallauswertung
3.2.1 Betriebserfahrung
3.2.1.1 Umweltschutzjahresbericht EMPG 2010 [25]
Die Betriebserfahrungen werden nach den Vorgaben des OIMS (s. Kap. 5.4) in den Betrieben
der EMPG systematisch erfasst und ausgewertet. Dabei stehen die Probleme der
Arbeitssicherheit an erster Stelle. In Zentrum steht das „Augen auf“ -Verfahren, bei dem im
formalisierten Vordruck alle Betriebsabweichungen und –erfahrungen registriert werden.
2010 wurden 4900 „Augen-auf“ Vorgänge registriert, davon bezogen sich 3684 auf erkannte
Arbeitsplatzgefahren und 1149 Meldungen auf Beinaheunfälle bzw. unsichere Handlungen.
[26]. Ereignisse mit einer Umweltgefährdung werden im Bericht 2010 für Deutschland mit 26
Ereignisse (davon 8 meldepflichtig an die zuständige Bergbehörde (LBEG) mit ungeplantem
Austritt von ca. 6 m³ wassergefährdenden Stoffen (5 m³ Lagerstättenwasser, 1 m³ chemische
Zubereitungen) angegeben. Verunreinigtes Erdreich (ca. 28 m³) wurde ausgetauscht und
ordnungsgemäß entsorgt. Tab. 3-1 enthält die nach Stoffgruppen differenzierte Aufstellung
von Ereignissen mit Umweltrelevanz [26]. Die Freisetzung von Chemikalien und Mineralöl
sind die häufigsten Ereignisse.
28
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 3-1 Ereignisse mit Umweltrelevanz
Environmental Incidents
Anzahl
Oil Spills
14
Produced Water
10
Chemicals
7
Freisetzung von Chemikalien
35
Berichtspflichtig
0
Summe
66
Aus der EMPG Datenbank für Ereignisse mit Drittschutz- und Umweltwirkung 2010 [27]
sind 39 Ereignisse mit Freisetzung H2S registriert (s. Tab 3-2)
Tabelle 3-2 Freisetzungen 2010 mit Schwefelwasserstoff
Menge
22,5 kg
20 Liter
20 Liter
50 Liter
40 Liter
Gehalt H2S in %
100
15
11
5
15
Eine Analyse von 4074 Arbeitsunfällen aus 2005-2011 hinsichtlich der Ursachen [28] zeigt
die folgende Tab 3-3.
Tabelle 3-3 Ursachen von Arbeitsunfällen
Causal Factor
Total
1. Mangelnde Fähigkeiten / Kenntnisse
2. Korrekte Ausführung dauert länger / ist aufwendiger
3. Abkürzung von Arbeitsweisen wird toleriert
4. Gewohnheit ohne persönliche Vorteile
5. Fehlende oder unzureichende Anweisungen
6. Unzureichende Kommunikation von Anweisungen
7. Ungeeignetes Werkzeug, Ausrüstung, techn. Umfeld
8. Externe Faktoren
Grand Total
305
831
113
693
206
176
954
796
4074
Blow-Out Ereignisse geschehen nach Angaben der Erdgasindustrie seltener als einmal pro
1.000 Bohrungen. Nach Angaben der EMPG wurden 73 Bohrungen niedergebracht, ohne
dass es einen Blow-Out gegeben hat. Bei den Vorgängergesellschaften (vor 2002) gab es
einen Blow-Out im Speicherbereich Anfang der 1980er Jahre und einen Blow-Out im
Ölbereich Mitte der 1980er Jahre.
3.2.2 Unfallauswertung
3.2.2.1 Literaturrecherche Fracking – Ereignisse
Eine gezielte Recherche im Internet zu Ereignissen im Zusammenhang mit Fracking ergab
lediglich 24 Ereignisse im Zeitraum von 2003 -2011 [29]. Als Ereignis mit der maximalen
29
Gutachten
_________________________________________________________________________
Auswirkung wird die Freisetzung von ca. 21.900 Liter Fracking Fluid durch einen
Rohrleitungsbruch im Jahr 2009 angegeben.
3.2.2.2 Unfalldatensammlung NRW Bergamt
Das NRW Bergamt betreibt im Internet einen Unfalldatensammlung [30], die aus vorwiegend
Arbeitsunfälle aus dem Kohlebergbau von 1971-2008 besteht. Sie enthält insgesamt 150
Berichte, davon 23 zusammenfassende Bericht über sicherheitstechnische Erkenntnisse in
einzelnen Bereichen. Auswertung nach Ereignisart zeigt Tab. 3-4.
Tabelle 3-4 Ergebnis Unfalldatensammlung Bergamt NRW
Ereignisart
Anzahl
Brand
21
Explosion
6
Grubengas Freisetzung
31
Innerbetrieblicher
14
Verkehrsunfall
Arbeitsunfall an Maschinen
34
Gebirgsschlag
21
Bemerkung
Häufig mit Zündung
In der Datensammlung sind keine Beschreibungen von ggf. Umweltschäden bei den
Ereignissen vorgenommen.
3.2.2.3 Unfall-Daten aus den USA
Die Auswertung der kommerziellen Datenbank „Drilling Spills“ [31] ergibt ca. 250
Ereignisse aus 1987-2009 bei Öl & Gas Bohrplätzen. Nur ca. 10 % der Ereignisse sind
Ereignisse mit Erdgas, vorwiegend Freisetzungen aus undichten Rohrleitungen und nicht
gesicherten Altbohrungen. Die Datenbank enthält keine Mengenangaben bei Ereignissen mit
Erdgas.
Im Bericht FRACTURED COMMUNITIES Case Studies of the Environmental Impacts of
Industrial Gas Drilling [32] werden 4 Ereignisse beim Bohren und Fracken im Marcellus
shale berichtet, der Schwerpunkt liegt auf Methanmigration und Wasserverschmutzung durch
Unfälle mit Backflow & Frackfluid.
Die BC Oil and Gas Commission [33] hat 18 Ereignisse registriert, bei denen eine
unterirdische Wechselwirkung zwischen benachbarten Bohrungen während dem Fracking
beobachtet wurde:
• “Five incidents of fracture stimulation resulting in communication with an adjacent well
during drilling.
• Three incidents of drilling into a hydraulic fracture formed during a previous stimulation
on an adjacent well and containing high pressure fluids.
• Ten incidents of fracture stimulations communicating into adjacent producing wells.
• One incident of fracture stimulation communication into an adjacent leg on the same well
for a multi-lateral well.”
In den USA kommen Blow-Out- Ereignisse nicht selten vor. In Texas wurden im Jahr 2011
7.000 neue Bohrlöcher eingerichtet, insgesamt werden mehr als 250.000 Bohrlöcher
betrieben. Im Zeitraum von 2006 bis Juli 2007 wurden 127 Blow-Outs registriert, bei 14
30
Gutachten
_________________________________________________________________________
entstanden Brände, es waren 3 Todesopfer und 14 Verletzte zu beklagen [34]. In
Pennsylvania sind seit 2008 etwa 3.000 Bohrlöcher eingerichtet worden, es gab zwei
Ereignisse, bei denen die Betreiber in ihren Bohrlöchern „die Kontrolle verloren” haben. 2010
führte ein Blow-Out dazu, dass Erdgas 16 Stunden lang in die Atmosphäre ausströmte, 2011
geriet ein Bohrvorgang in Pennsylvania außer Kontrolle, knapp 40 Kubikmeter an FrackFlüssigkeit wurden freigesetzt [35].
3.2.2.4 Unfallauswertung Erdgas
In regelmäßigen Abständen lässt die EU-Kommission prüfen, ob Rohrleitungen im Bereich
der Seveso Richtlinie geregelt werden müssen. Die jüngste zusammenfassende Studie [36]
enthält neben wichtige Informationen zum gegenwärtigen Ausbau und Betrieb von Erdgas
Pipelines auch Auflistungen der wichtigsten Unfälle mit Erdgas. Zur Bestandsaufnahme wird
unterschieden zwischen Transmissionsleitungen (ca. 80-90 bar) und Verteilleitungen (unter
20 bar), beide Leitungstypen sind in der Regel aus Stahl. Die Gesamtlänge der
Erdgasleitungen in Europa ist 2009 auf 2.030.000 km gestiegen. Tab. 3-5 zeigt die Übersicht.
In Tab. 3-6 sind die spektakulären Unfälle mit Erdgasrohrleitungen aufgeführt. Die Angabe
der im Unfallereignis freigesetzten Mengen ist stark von der betrieblichen Einbindung des
betreffenden Rohrleitungsabschnitts abhängig.
Tabelle 3-5 Länge von Erdgasleitungen in Europa
31
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 3-6 Große Unfälle mit Erdgas
Jahr
Ereignis
Stoff/Menge
1989 LPG pipeline, Ufa
(USSR)
1970 LPG pipeline Port Hudson 532 m3 LPG
(USA)
1994 Houston (USA)
LPG
2000 Carlsbad (USA)
Methan
2004 Ghislenghien (Belgium)
Methan
2010
Natural gas pipeline, San
Bruno (USA)
Methan
Konsequenzen Literatur
462-600 Tote Energy Library
2011, NYT 1989
Burgess and
Zabetakis, 1973
547 Verletzte NTSB 1996
12 Tote
NTSB 2003
24 Tote
DGPR 2009 ,
132 Verletzte Mahgerefteh and
Atti 2006, FLUXYS
2004
9 Tote
NTSB 2010, NYT
20110121, NYT
20110228)
3.2.2.5 BAM- Studie 2009 zit. nach [36]
In der Studie der Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung (BAM) wurden die
Auswirkungen von Unfällen mit Erdgasleitungen untersucht. Bild 3-4 zeigt die Korrelation
zwischen Durchmesser/Betriebsdruck und Explosionsdruck bzw. Wärmestrahlung bei den
Ereignissen. Bei Rohrleitungsabriß wurden Fackeln bis zu einer Höhe von 150 m registriert.
Bild 3-5 zeigt die durch Explosionen von Rohrleitungen erzielten Wurfweiten der
Trümmerstücke.
32
Gutachten
_________________________________________________________________________
Bild 3-4 Korrelation zwischen Durchmesser/Betriebsdruck und Explosionsdruck bzw.
Wärmestrahlung mit Rohrleitungsdurchmesser
Bild 3-5 Korrelation von Wurfweiten von Flugstücken mit dem Rohrleitungsdurchmesser
33
Gutachten
_________________________________________________________________________
3.2.2.6 Untersuchungen der EGIG zit. nach [36]
Seit 1992 führt die European Gas pipeline Incident data Group (EGIG) eine Statistik der
Rohrleitungsunfälle. Die EGIG registriert auf freiwilliger Basis Unfälle von ihren
Mitgliedern, die ca. 50 % des Europäischen Fernleitungsnetzes betreiben. Nur Unfälle in
diesem Netz (>15 bar) liegen der Statistik zu Grunde. Im langjährigen Mittel wird die
durchschnittliche Unfallrate mit λ=0,37 [Ereignisse /1000km*Jahr] angegeben.
Hauptursachen für das Leitungsversagen sind Dritteinwirkung (50%), Materialfehler (17 %)
und Korrosion(15%), Details s. Bild 3-6.
Bild 3-6 Ursachen für Pipelineschäden
3.2.3 Gefahrguttransport
Das Transportaufkommen der EMPG ist Tab 3-7 zu entnehmen [25]. Mit 45,7 % und gut 0,8
Million Jahrestonnen nahm der Transport von Flüssigschwefel (Gefahrgutklasse 4.1) den
größten Teil der transportierten Gefahrgüter ein, mit 25,7 % gefolgt von den entzündbaren
flüssigen Stoffen (Klasse 3); Jeweils zur Hälfte handelte es sich dabei um Rohöl,
Erdgaskondensate und Bohrlochchemikalien mit entzündlicher Trägerflüssigkeiten und um
Lagerstättenwasser mit auf schwimmender Kohlenwasserstoffphase.
Mit 27,7 % bilden die giftigen Stoffen - z.B. Benzol und / oder Schwefelwasserstoff - haltiges
Lagerstättenwasser mit mehr als 0,1 Gew.-% an Benzol oder Schwefelwasserstoff und
beladenes Schwefelwasserstoff - haltiges "Waschöl“, - eine weitere bedeutende Teilmenge
der Gefahrguttransporte. Bei den Transporten ätzender Stoffe (Klasse 8) handelt es sich meist
um Transporte von Natronlauge und der Zubereitung Oxazolidon aus der Erdgasreinigung,
aber auch um Transporte von Quecksilber. Bei den Klasse 7 Transporten handelt es sich um
Abfalltransporte von Produktionsrückständen, die natürliche radioaktive Stoffe einer
spezifischen Aktivität > 40 Bq/g enthalten zu einer Entsorgungsanlage.
34
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 3-7 EMPG Gefahrgutaufkommen 2010
Die bei EMPG durchgeführten Transporte finden - sofern nicht leitungsgebunden - auf
Schiene und Straße statt. Die Jahresmengen der transportierten Gefahrgüter haben sich
zwischen dem Jahr 2000 und dem Jahr 2010 zwischen 2,5 und 1,8 Mio. t bewegt.
2010 gab es keine berichtspflichtigen Ereignisse.
3.2.3.1 Unfälle mit wassergefährdenden Stoffen
Die Statistiken des Statistischen Bundesamts zu Unfällen beim Umgang mit und bei der
Beförderung von WG- Stoffen werden seit 1975 jährlich durchgeführt. Auskunftspflichtig
sind die nach Landesrecht für die Entgegennahme der Anzeigen über Unfälle mit WGStoffen zuständigen Dienststellen. Dies sind in der Regel die Unteren Wasserbehörden oder
Polizeidienststellen.
3.2.3.2 Unfälle mit WG- Stoffen in Deutschland [37]
2008 registrierten die zuständigen Behörden insgesamt 2203 Unfälle mit WG- Stoffen. Knapp
zwei Drittel der Unfälle (1469) ereigneten sich bei der Beförderung von WG- Stoffe.
Insgesamt wurden 25,6 Millionen Liter (Mio. l) wassergefährdender Substanzen freigesetzt.
Durch Sofortmaßnahmen wie Abdichten schadhafter Behälter, Umfüllen in andere Behälter,
Aufbringen von Bindemitteln oder Einbringen von Sperren in Gewässern konnten 2,5 Mio. l
(9,8 %) wieder gewonnen werden. Rund 23,1 Mio. l (90,2 % der freigesetzten Mengen)
führten hauptsächlich zu Verunreinigungen des Bodens oder belasten den Wasserhaushalt. Zu
berücksichtigen ist, dass durch Maßnahmen zur Schadensbegrenzung nur bei verhältnismäßig
wenigen Unfällen ein Transport der WG- Stoffe aus dem unfallbedingt kontaminierten Boden
in das Grundwasser erfolgt ist. Die häufigsten dieser Folgemaßnahmen sind das Aufnehmen
bzw. Ausheben verunreinigten Bodens und Materials, einschließlich Bindemittel, sowie deren
Entsorgung.
3.2.3.3 Unfälle beim Umgang mit WG- Stoffen
2008 wurden 24,3 Mio. l WG- Stoffe freigesetzt, 9 % davon waren Gülle- und Sickersaft von
festem Mist und gelagertem Pflanzenmaterial.
35
Gutachten
_________________________________________________________________________
Betrachtet man die Hauptursachen der Unfälle beim Umgang mit WG- Stoffen, so hatten
diese 2008 zu 35 % technische und zu 38 % menschliche Ursachen, die restlichen 27 % sind
auf andere Ursachen zurückzuführen oder ungeklärt.
3.2.3.4 Unfälle bei der Beförderung WG- Stoffe
Der Großteil der Unfälle ereignet sich beim Transport WG- Stoffe mit Straßenfahrzeugen.
2008 waren dies etwa 62 % (1369). Dabei wurden rund 407 000 l wassergefährdender
Substanzen, überwiegend Mineralölprodukte, freigesetzt. Im Vergleich zu Straßenfahrzeugen
sind die freisetzbaren Mengen bei Schiffen bedeutend größer und Maßnahmen schwieriger
durchzuführen. 2008 traten im Zusammenhang mit Schiffen bei 56 Unfällen annähernd
797. 000 l aus.
Bei den Hauptursachen der Unfälle überwiegt menschliches Fehlverhalten (41 %), 20 %
lassen sich auf Materialmängel zurückführen, zum Beispiel Mängel an Fahrzeugen und
Sicherheitseinrichtungen, an Armaturen oder an Behältern und Verpackungen. Bei den
restlichen Unfällen wurde keine Angabe zur Unfallursache gemacht oder die Unfallursache
beruhte weder auf einem Materialfehler noch auf menschlichem Verhalten s. Tab. 3-8.
Tabelle 3-8 Ursachen für Unfälle beim Umgang mit wassergefährdenden Stoffen
3.2.3.5 Unfallwahrscheinlichkeiten bei Lagerung & Transport wassergefährdender
Stoffe
Aus den statistischen Daten kann unter folgenden Prämissen Unfallwahrscheinlichkeiten
abgeschätzt werden [38]:
Langjähriges Mittel der Unfälle mit WG- Stoffen (1997-2009):
• Transportunfälle (alle Träger)
1436 p.a.
• Unfälle beim Umgang (HBV & LAU)
956 p.a.
36
Gutachten
_________________________________________________________________________
Unfallhäufigkeit bei Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen:
• HBV Anlagen
λ=4 x 10-3 [Ereignisse/Jahr]
• LAU Anlagen
λ=5 x 10-4 [Ereignisse/Jahr]
Die Transportleistung für entzündliche Flüssigkeiten (Mineralöl) mit TKW auf der Straße
beträgt für 2007: 8,429 x 109 [t km].
Unter der Annahme, dass
• Unfälle mit WG-Stoffen zu 95 % Unfälle beim Mineralöltransport sind
• die Verhältnissen beim Transport mit allen übrigen WG-Stoffe vergleichbar
• der Anteil des Straßentransports bei 62 % (Angabe für 2008) liegt
ergibt sich:
(1436 x 0,62) / (8,429 x 109 x 1,05) = 1,0 x 10-7 [Ereignisse/Tonne*km*Jahr]
Für die Gefahrgutransporte (Straße) der EMPG [25]: 899.474 t ergibt sich statistisch daraus
eine jährliche Unfallwahrscheinlichkeit von:
λ=8,99 x 10-2 [Ereignisse/ km]
3.2.4 Transport in Rohrleitungen
Die Gesamtleitungslänge von allen Feldleitungen für Lagerstättenwässer der EMPG liegt
derzeit bei 134 km, der Rohrdurchmesser liegt zwischen 54 – 273 mm. (s. Tab 3-9)
Tabelle 3-9
Querschnitt
DN [mm]
273
114
54
Typische Feldrohrleitungen für Lagerstättenwasser/Backflow [39]
Wandstärke Druck Länge
Werkstoff
Bemerkung
[mm]
[bar]
[km]
8,7
84
1,8
C-Stahl
Lagerstättenwasser;
3,6
100
1,4
RSt 38.7
Wartungsintervall
2,5
16
2,1
GFK
1-5 Jahre
3.2.4.1 Versagen von Rohrleitungen [40]
Leckage oder Bruch von Rohrleitungen kann durch eine Reihe von Ursachen ausgelöst
werden. Wesentliche Ursachen sind nach [41]beispielsweise:
1. Korrosion oder Erosion
2. Anfahren durch Transportmittel (LKW, Krane, …)
3. Beschädigungen oder Fehler während der Installation
4. Fehlerhafte Konstruktion der Ausdehnungselemente
5. Vibration
6. Überdruck oder Überhitzung.
Verallgemeinert man diese sehr speziellen Ursachen des Versagens von Rohrleitungen in der
chemischen Industrie, so kann man nach [41], [42] die folgende Aufteilung vornehmen (Tab
3-10):
37
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 3-10 Ursachen des Versagens von Rohrleitungen in der chemischen Industrie
Ursache des Versagens
Anteil [%]
Materialversagen (z. B. durch Überbelastung)
20,5
Korrosion (innere und äußere)
15,6
Ermüdung
3,5
Bedienfehler und inkorrekte Installation
35,4
Äußere Einwirkung
23,5
Sonstiges (z. B. Abrasion, Erosion)
1,5
Betrachtet man die überwiegend technisch bedingten Versagensarten (Überbelastung,
Korrosion, Ermüdung, Sonstige) von Rohrleitungen, so machen diese ca. 41 % der
Fehlermöglichkeiten aus. Den größten Einfluss auf das Versagen von Rohrleitungen hat
allerdings der Mensch. Mögliches menschliches Fehlverhalten (Bedienfehler, inkorrekte
Installation) sowie äußere Einwirkungen (z. B. Fahrzeugunfälle) stellen die Hauptursachen für
das Versagen von Rohrleitungen dar. Im „Purple Book“ [43] sind die in Tab 3-11
aufgeführten Ausfallraten für Rohrleitungen angegeben worden. Bei einem Rohrabriss wird
von einer Leckfläche entsprechend dem Rohrleitungsdurchmesser und einer Stofffreisetzung
aus beiden Rohrteilen ausgegangen. Bei einer Rohrleitungsleckage soll der Leckdurchmesser
10 % des Nenndurchmessers und maximal 50 mm betragen. Es wird darauf hingewiesen, dass
die Eingangsdaten in Prozessanlagen ohne besondere äußere Einflüsse wie
korrosionsfördernde Umgebung oder erhöhte Vibrationen ermittelt worden sind. Liegen
solche Bedingungen vor, so ist ein Faktor von 3 - 10 auf die Ausfallraten anzuwenden.
Tabelle 3-11 Leckagehäufigkeit von Rohrleitungen aus [43]
Rohrleitung
Rohrabriss
DN < 75 mm
75 mm < DN < 150 mm
DN > 150 mm
1 x 10-6 [1/m*a]
3 x 10-7 [1/m*a]
1 x 10-7 [1/m*a]
Leckage der Rohrleitung
5 x 10-6 [1/m*a]
2 x 10-6 [1/m*a]
5 x 10-7 [1/m*a]
Bei einer Rohrleitung kann im Prinzip jeder Leckdurchmesser zwischen 1 mm (als
Minimalwert festgelegt) und dem äquivalenten Rohrleitungsdurchmesser des Rohrabrisses
auftreten. Bei der Festlegung einer hypothetischen Leckage an einer Rohrleitung oder einem
Behälter wird im Leitfaden TAA-GS-03 [44] ein „Leck-vor-Bruch-Verhalten“ durch den
Einsatz von zähen Werkstoffen vorausgesetzt. Unter Berücksichtigung der Berechnungen von
STROHMEIER et al. zum Risswachstum an Rohrleitungen und Behältern wird in diesem
Leitfaden davon ausgegangen, dass die für ein katastrophales Versagen erforderlichen
kritischen Rissgrößen so groß sind, dass sie bei Standard-Prüfungen sicher entdeckt werden
und damit der komplette Abriss von entsprechend ausgeführten, sorgfältig verlegten und
überwachten Rohrleitungen nach menschlichem Ermessen auszuschließen ist.
Für die Festlegung von größeren Lecks in einer Rohrleitung wird im Leitfaden TAA-GS-03
der Ansatz von BRÖTZ mit einer Leckfläche von 0,01 D2 (D=Durchmesser in [mm])
verwendet. Für größere Querschnitte als DN 100 ist diese Annahme nicht mehr sinnvoll, da
38
Gutachten
_________________________________________________________________________
die sich dann ergebenden Leckflächen eine unrealistische Größe erreichen würden. Hier wird
im Leitfaden durchgängig eine maximale Leckfläche von100 mm2 vorgeschlagen.
Für Rohrleitungen aus nichtrostendem Stahl werden die Leckagehäufigkeiten unter
Berücksichtigung der Analyse der Ursachen von Leckagen in Offshore-Anlagen um 30 %
reduziert.
3.2.4.2 Abrisse von Rohrleitungen
Mögliche Gefahrenquellen für einen Rohrleitungsabriss können sein:
1. Zusatzbelastung deutlich über der Auslegung der Rohrleitung, z. B. Personen treten
auf Meßleitungen mit geringem Durchmesser.
2. Mechanische Beschädigung der oberirdischen Rohrleitung infolge Bautätigkeit oder
Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten.
3. Mechanische Beschädigung der Rohrleitung durch das Anfahren einer Rohrbrücke mit
einem Fahrzeug.
4. Mechanische Beschädigung der Rohrleitung in Füllanlagen durch Bewegung der
Fahrzeuge.
5. Mechanische Beschädigung der Rohrleitung durch äußere Gefahrenquellen im Sinne
der Störfall-Verordnung wie z. B. Erdbeben, Hochwasser, Flugzeugabsturz.
Zu 1.:
Bei Rohrleitungen mit kleinen Nennweiten DN < 15 ist eine Beschädigung durch
Zusatzbelastungen nicht auszuschließen. Es wird ausgegangen von:
λ = 5*10−8 [1/a*m]; DN < 15
Zu 2.:
Bei Bautätigkeiten oder Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten können durch herabfallende
Gegenstände Rohrleitungen abreißen. Mit zunehmendem Durchmesser wird dies aber immer
unwahrscheinlicher. In der HSE Datenbank [45] sind für Rohrleitungen mit Durchmessern >
11“ bei 17 % der Leckagen Leckdurchmesser mit über 100 mm ermittelt worden. Dies kann
auf mechanische Beschädigungen oder aber auf Öffnen von nicht geschlossenen
Rohrleitungen zurückzuführen sein. Die Leckagehäufigkeit wird angegeben zu:
Zu 3.:
Die Beschädigung einer Rohrbrücke durch Baufahrzeuge ist ein bekanntes Ereignis. Im
ungünstigsten Fall kann es auch zu einem Rohrleitungsabriss kommen, dessen
Eintrittshäufigkeit natürlich mit steigendem Rohrleitungsdurchmesser geringer wird. Es wird
davon ausgegangen, dass die Häufigkeit etwa um den Faktor 5 größer ist als bei
Bautätigkeiten, Wartungs- und Instandsetzungsarbeiten. Als Rohrleitungslänge ist hierfür die
Länge der Rohrbrücken anzusetzen:
39
Gutachten
_________________________________________________________________________
Zu 4.:
Die Wahrscheinlichkeit einer Beschädigung der Rohrleitung in Füllanlagen durch Bewegung
der Fahrzeuge ist wesentlich durch die getroffenen technischen und organisatorischen
Maßnahmen beeinflusst. Daher wird diese Gefahrenquelle ggf. im Rahmen des
Betriebsrisikos durch Fehlerbäume betrachtet.
Zu 5.:
Befindet sich eine Anlage in einem durch Erdbeben oder Hochwasser gefährdeten Bereich
oder im Nahbereich eines Flughafens, so müssen Einzelfallbetrachtungen durchgeführt
werden.
3.2.4.3 Schläuche und Gelenkarme
In der Rijmond-Studie [46], [47] wurden die folgenden Versagenshäufigkeiten von
Schläuchen und Gelenkarmen in Füllanlagen in Abhängigkeit von der Betriebsdauer h
[Stunden] der Schläuche verwendet (Tab 3-12):
Tabelle 3-12 Leckagehäufigkeit bei Schläuchen und Gelenkarmen
Schlauch, leicht beansprucht
Schlauch, schwer beansprucht
Gelenkarm, Leckage
Gelenkarm, Abriss
4,0*10-6 [1/h]
4,0*10-5 [1/h]
3,0*10-6 [1/h]
3,0*10-8 [1/h]
3.3 Risikoabschätzung
Risikoabschätzungen berücksichtigen neben der Beschreibung von Störfallauswirkungen auch
noch die Eintrittswahrscheinlichkeit des Ereignisses. Dabei muss immer angegeben werden,
worauf sich das Risiko bezieht, z.B. Todesfallrisiko für Beschäftigte, Risiko für die
Verschmutzung von Oberflächengewässer, Risiko für den Brand eines Lagerbehälters, etc.
Das Risiko kann qualitativ oder quantitativ beschrieben werden. Für die genaue quantitative
Beschreibung eines Risikos müssen belastbare konkrete Daten zur Verfügung stehen, dies ist
nur in seltenen Ausnahmefällen der Fall. Am häufigsten sind deshalb quantitative
Risikoabschätzungen auf der Grundlage von generischen Daten. Die Ergebnisse dieser
Abschätzungen eignen sich gut für Risikovergleiche von z.B. Designalternativen bei
verfahrenstechnischen Anlagen & Komponenten, für Entscheidungen über zulässige
Risikogrenzwerte dagegen sind sie nicht geeignet, da sie große Fehlerbandbreiten besitzen.
Zur umfassenden Darstellung möglicher Risikoabschätzungsverfahren s. Bericht der
Störfallkommission “Risikomanagement im Rahmen der Störfall-Verordnung” (SFK-GS-41)
[48]. In der BR Deutschland existieren keine risikobasierten Grenzwerte, deshalb sind
Risikomaßzahlen keine Größen, die in behördlichen Genehmigungsverfahren eine Rolle
spielen. Nicht unterschätzt werden darf indes die Verwendung dieser Maßzahlen in der
Risikokommunikation, also der Beschreibung von risikobehafteten Tätigkeiten in der
Öffentlichkeit und im Rahmen der internen Sicherheitsorganisation als SPI, s. Kap. 5.4.
40
Gutachten
_________________________________________________________________________
Qualitative Risikoabschätzungen
Die EMPG wendet ein qualitatives Risikoabschätzungsverfahren an. Dabei erfolgt die
Risikoabschätzung der einzelnen Bohraktivitäten nach einem generischen Ansatz mit 28
möglichen Szenarien, die hinsichtlich ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit und Auswirkung in
einer 5/4-stufigen Matrix eingeordnet und bewertet werden. Grundlage hierfür ist das OIMSDokument „Allgemeine Risikobeurteilung für Süßgas-Landbohrungen (inkl.
Speicherbohrungen und Ölbohrungen ohne H2S)“ [49] Zur detaillierten Darstellung und
Bewertung s. Kap. 5.5.
Quantitative Risikoabschätzungen
Für quantitative Risikoabschätzungen sind umfangreiche Ausfallratendaten für die an einem
Bohrplatz verwendeten Komponenten erforderlich. Grundsätzlich müssten die Daten der
konkreten Komponenten und Apparate zur Verfügung stehen, diese werden aber nur im
Ausnahmefall und dann nur in eingeschränktem Maße vorhanden sein. Aus diesem Grund
behilft man sich mit generischen Daten vergleichbarer Komponenten, die in verschiedenen
Datensammlungen zugänglich sind. Die Qualität der Daten ist dabei sehr unterschiedlich und
damit der Fehler der quantitativen Berechnung. Deshalb werden diese Rechnungen auch eher
als „quantitative Abschätzungen“ eingestuft. Eine Übersicht der Datenquellen über
Ausfallraten von verfahrenstechnischen Komponenten und deren Bewertung liefert [40].
3.4 Wahrscheinlichkeiten
Generische Wahrscheinlichkeiten stehen für eine Reihe von Komponenten und Apparaten, die
im Zusammenhang mit der Aufsuchung und Förderung von Erdgas verwendet werden zur
Verfügung.
Insbesondere gilt dies für Rohrleitungen (verschiedenen Durchmessers), dem Transport
gefährlicher Güter auf der Straße und beim Umgang mit wassergefährdenden Stoffen. Aus
diesen Kerndaten können einige Aussagen zur Wahrscheinlichkeit des Eintritts unerwünschter
Ereignisse im Rahmen der u.g. Szenarien angegeben werden.
3.5 Worst Case Szenarien (WCS)
Der Ansatz von Worst-Case Szenarien (WCS) ist bei Hochrisikotechnologien weit verbreitet.
Dabei ist die Beschreibung der maximal möglichen Auswirkung gleichbedeutend mit der
Festlegung des oberen Endes einer Werteskala aller Sicherheitsmaßnahmen. In einem
iterativen Prozess werden die Bedingungen, die zu dem WCS führen, systematisch durch
technische und organisatorische Maßnahmen ausgeschlossen, so dass Szenarien mit immer
kleineren Auswirkungen entstehen. Parallel dazu nimmt die Wahrscheinlichkeit der
angenommenen Ereignisse mit immer kleineren Auswirkungen zu. Je nach rechtlicher Diktion
(z.B. Festlegung der Schutzziele) wird dieser Prozess auf der Stufe der noch akzeptablen
Auswirkung (und Wahrscheinlichkeit) abgebrochen (vergl. Kap. 3.1).
Im Folgenden wird als Startpunkt mit der Freisetzung, Explosion & Brand des gesamten
oberirdischen Inventars an einschlägigen Gefahrstoffen auf dem Bohrplatz begonnen und
dann die Szenarien mit immer kleineren Gefahrgutmengen aufgrund der abgestuften
Wirksamkeit eingesetzter technischer und organisatorischer Maßnahmen entwickelt. Bei der
szenarischen Herangehensweise wird grundsätzlich keine Ursachenanalyse für das
angenommene Ereignis durchgeführt. Bei der Bewertung des Szenarios jedoch spielen die
41
Gutachten
_________________________________________________________________________
Maßnahmen zur Verhinderung der Ursachen, wie verkehrs-, umwelt-, und anlagenbezogener
Gefahrenquellen, sowie der Eingriffe Unbefugter [23] eine zentrale Rolle.
Beim Vorhandensein mehrerer Gefahrstoffe kommt ein Leitstoffprinzip zum Einsatz. Dabei
wird die Gesamtmenge aller vorhandenen Gefahrstoffe als Menge des Leitstoffs berechnet.
Der Leitstoff ist der Stoff mit den jeweils größten Auswirkungen12.
Die Ergebnisse der WCS sind in Tab 3-13 (Anlage 3-2) zusammengefasst.
3.5.1. Fracking13 (WCF)
Es wird die Freisetzung, Brand & Explosion des gesamten chemischen Gefahrstoffinventars,
welches für den Frack auf dem Bohrplatz bereitgestellt wird und den am Bohrplatz
üblicherweise vorhandenen Betriebs-& Hilfsstoffe angenommen. Modelliert werden das
Verdampfen bzw. Versickern der Gefahrstoffe mit der daraus resultierenden Kontamination
von Boden und Grundwasser, bzw. die Emissionen in Luft. Das brennbare Inventar wird
hinsichtlich der Wärmestrahlung und Explosionswirkung analysiert.
Wahrscheinlichkeit: Die Beteiligung des gesamten Inventars an einem Störfall kann durch
eine massive Einwirkung von außen auf die Bohrplatzstrukturen durch Verkehrs- oder
Umweltbedingte Gefahrenquellen oder den Eingriff Unbefugter erfolgen. Als
verkehrsbedingte Gefahrenquellen dieser Größenordnung sind v.a. Flugzeugabstürze zu
werten, als umgebungsbedingte Gefahrenquellen könnten z.B. umfassende Bergsenkungen
ursächlich sein. Ebenso kann ein gezielter Eingriff Unbefugter mit erheblichen Tatmitteln
z.B. Sprengstoffeinsatz ein Ereignis dieser Größenordnung auslösen.
Als anlagenbedingte Gefahrenquellen kommen kleinere Brände/Explosionen in Betracht, die
über eine Kaskade sich zu immer größeren Ereignissen ausweiten können. Dominoeffekte
(DE) sind auf Grund der isolierten Aufstellung bei Einzelbohrplätzen i.d.R. nicht zu besorgen.
Bei Clusterbohrplätzen sind mögliche DE zu analysieren und in die Betrachtung mit
einzubeziehen.
Zu den Häufigkeiten der einzelnen Gefahrenquellen s. Kap.3.1.
3.5.1.1 Auslaufen und Brand des gesamten Inventars
(Buchhorst, Bötersen s. Kap. 2.5.2) in Höhe von 28.135 kg, gerechnet als Diesel-pool- fire14.
(Diesel ist der mengenmäßig größte Einzelstoff = Leitstoff)
Auswirkungsbetrachtung: Wärmestrahlung è Szenario: EM_WC_Brand_Inventar_1.1 s.
Anlage 3-1
3.5.1.2 Auslaufen und Brand
von 7635 kg Entzündlicher Flüssigkeit aus den Lagerungen der Schmier- und Hilfsstoffe
(Notstromaggregat, Öllager, Hydraulikcontainer, s. Kap. 2.5), Unterfeuerung von Dieseltank
(20.000 Liter Inhalt, zu 50 % gefüllt).
12
Einzelheiten s. Gutachten [18]
Szenariendaten aus Sonderbetriebsplan Buchhorst T12 (genehmigte Mengen): 100 m3 Thermafracc 35; 115 m3
Thermafracc 40; 11 m3 WF 810; 75 t 20/40 Hyper Prop G2; Maximale Pumprate 7 m3 /min; Kopfdruck = 300
bar; Plus zusätzliche Daten über Inventar an Gefahrstoffen (Diesel & Schmieröle) aus Rahmenbetriebsplan
Bötersen Z 11
14
Modelliert mit Programmsystem DISMA Ver. 4, TÜV Rheinland GmbH; Lachenbrand - Mit diesem Modell
können die Wärmestrahlungswirkungen von Lachenbränden prognostiziert werden
13
42
Gutachten
_________________________________________________________________________
Auswirkungsbetrachtung: Es findet kein BLEVE statt, Auswirkungen wie unter 3.5.1.1 è
Szenario EM_WC_Brand_Inventar_1.2 s. Anlage 3-1
3.5.1.3 Verlaufen (o. Entzündung) des gesamten Inventars
von 28.135 kg ins Erdreich auf einer Fläche von 6659 m2 mit einer Lachendicke von 0,5 cm.
Auswirkungsbetrachtung: Kontamination der gesamten Fläche, Versickerung und
Kontamination des Grundwassers.
3.5.1.4 Verlaufen des gesamten Inventars
von 28135 kg auf einer Fläche von 6659 m2 mit einer Lachendicke von 0,5 cm. Verdampfung
der leichtflüchtigen Anteile, Auswirkungsbetrachtung: Emission in die Luft. Bildung einer
explosionsfähigen Schwergaswolke, Zündung. Explosionswirkung & Wärmestrahlung;
Szenario: EM_WC_Explosion_1.4 s. Anlage 3-1
3.5.2 Fracking - reduziert (WCFR)
Es wird die Freisetzung, Brand & Explosion des gesamten chemischen Gefahrstoffinventars,
welches für den Frack auf dem Bohrplatz bereitgestellt wird und den am Bohrplatz
üblicherweise vorhandenen Betriebs-& Hilfsstoffe angenommen. Im Gegensatz zu Szenario
WCF werden die passiven Sicherheitseinrichtungen berücksichtigt, d.h. die gesamte
Freisetzung wird auf dem Betriebsgelände aufgefangen. Modelliert wird das Verdampfen der
Chemikalien aus dem Auffangraum mit der daraus resultierenden Emission in Luft. Das
brennbare Inventar wird hinsichtlich der Wärmestrahlung und Explosionswirkung analysiert.
Wahrscheinlichkeit wie unter 3.5.1.
3.5.2.1 Auslaufen und Brand des gesamten Inventars
von 28135 kg auf den inneren Bohrplatz mit Abmessung: 63,6 x 40,1 m (2550,36 m2),
gerechnet als Diesel-pool- fire. (Diesel = Leitstoff)
Auswirkungsbetrachtung: Wärmestrahlung; Szenario: EM_WC-red_Brand_Inventar_2.1 s.
Anlage 3-1
3.5.2.2 Auslaufen und Brand
von 7635 kg entzündlicher Flüssigkeit auf den inneren Bohrplatz mit Abmessung: 63,6 x 40,1
m (2550,36 m2), Unterfeuerung von Dieseltank (20.000 Liter Inhalt, zu 50 % gefüllt)
Auswirkungsbetrachtung: Es findet kein BLEVE statt, Auswirkungen wie unter 3.5.2.1;
Szenario EM_WC-red_Brand_Inventar_2.2 s. Anlage 3-1
3.5.2.3 Verlaufen (o. Entzündung) des gesamten Inventars
von 28135 kg auf den inneren Bohrplatz mit Abmessung: 63,6m x 40,1m (2550,36 m2).
Auswirkungsbetrachtung: Das gesamte Inventar wird auf dem Bohrplatz aufgefangen, das
Erdreich wird nicht erreicht.
3.5.2.4 Verlaufen des gesamten Inventars
von 28135 kg auf den inneren Bohrplatz mit Abmessung: 63,6 x 40,1 m (2550,36 m2).
Verdampfung der leichtflüchtigen Anteile, Emission in die Luft. Bildung einer
explosionsfähigen Schwergaswolke, Zündung.
43
Gutachten
_________________________________________________________________________
Auswirkungsbetrachtung: Explosionswirkung & Wärmestrahlung; Szenario: EM_WCred_Explosion_2.4 s. Anlage 3-1
3.5.3 Größte zusammenhängende Masse (GZM)
Freisetzung der GZM des Lagerbehälters der gefährlichsten Komponente des Frackfluids. Die
passiven Sicherheitseinrichtungen werden berücksichtigt. Die Kapazität der Lagerbehälter
(Intermediate Bulk Container -IBC) beträgt üblicherweise 0,5 - 3 m3. Nach Angaben der
EMPG kommen regeltypisch nur IBC mit 1 m3 zum Einsatz. Modelliert wird die
Verdampfung und ggf. Brand. Auswirkungen sind Wärmestrahlung, ggf. Emission von
Brandprodukten.
Tabelle 3-14 Identifikation der Chemikalien (Leitstoffe) mit dem höchsten Ökotoxpotential
(s. [18])
Stoff
Gefahrenmerkmale GZM (kg)
Bemerkung
Butoxyethanol
Xn; Xi
900*
Brennbar, FP 63C
Erdöldestillat (Flüssig-Gel
R10
820*
Konzentrat)
Stoddard-Lösungsmittel 15
Xn; N; R10
820*
Brennbar, FP>61C
Diesel
R10
16900***
Brennbar, FP>55C
Essigsäureanhydrid
R10
1080*
Brennbar, FP 54C
Akohole (Methanol, Propanol, R11
800*
Brennbar, FP 11C
Isopropanol)
Schmieröle
R10
169**
Brennbar
3
* IBC mit 1 m
**Fässer mit 200 l
*** Lagertank 20.000 l
Wahrscheinlichkeit: Die Beteiligung der größten zusammenhängende Menge an einem
Störfallereignis wird als Standardszenario für die Planung der Gefahrenabwehr angenommen,
s. SFK-GS-45 [50] Dies bedeutet, dass dieses Ereignis zum Bereich der „Dennochstörfälle“
(s. Kap 3.1) gerechnet werden muss. Ein Maßstab für die Häufigkeit kann aus den
Auswertungen der Datenbanken zur Dokumentation & Auswertung von Störfällen gewonnen
werden. Eine Auswertung der ZEMA [51] über alle Betriebsbereiche in DE für 2007 ergibt
hierfür ca. λ= 12*10-3 Ereignisse/a, d.h. mit einem Störfall ist ca. alle 80 Jahre in einem
Betriebsbereich nach StörfallV zu rechnen. Die EMPG stuft die Häufigkeit von
Brand/Explosionen intern höher zwischen 1-10-3 Ereignisse/Bohrung je nach Größe des
Ereignisses ein (s. Kap. 5.5)
3.5.3.1 Freisetzung Butoxyethanol aus 1 m3 IBC
Auslaufen und Verdampfung. Nach 2 Stunden wird die Lache abgedeckt und aufgenommen.
Berechnung von Schwergaswolkenbildung. Verdampfung erfolgt wegen geringem
Dampfdruck sehr langsam. Nach 2 Stunden sind von den freigesetzten 900 kg erst 42 kg
verdampft.
15
Es ist eine Mischung aus gesättigten aliphatischen und alicyclischen C7-bis C12-Kohlenwasserstoffe mit
einem maximalen Gehalt von 25% der C7-bis C12-Alkyl aromatische Kohlenwasserstoff
44
Gutachten
_________________________________________________________________________
Auswirkungsbetrachtung: Expositionsabstände für AP-Konzentrationen; Szenario
EM_GZM_Freisetzung_3.1 s. Anlage 3-1
3.5.3.2 Auslaufen und Brand von 1 m3 Butoxyethanol ,
Brand, Es findet wegen der geringen Mengen keine Explosion statt.
Auswirkungsbetrachtung: Wärmestrahlung, Szenario EM_GZM_Freisetzung_3.1 s. Anlage
3-1
3.5.3.3 Freisetzung Essigsäureanhydrid aus 1 m3 IBC,
Auslaufen und Verdampfung. Nach 2 Stunden wird die Lache abgedeckt und aufgenommen.
Es findet keine Schwergaswolkenbildung statt. Verdampfung erfolgt wegen geringem
Dampfdruck sehr langsam. Nach 2 Stunden sind von den freigesetzten 1080 kg erst 420 kg
verdampft.
Auswirkungsbetrachtung: Brandwirkung, Explosionswirkung, Expositionsabstände für
AEGL-Konzentrationen; Szenario EM_GZM_Freisetzung_3.3 s. Anlage 3-1
3.5.3.4 Auslaufen und Brand der GZM von 16900 kg Diesel
auf den inneren Bohrplatz mit Abmessung: 63,6 x 40,1 m (2550,36 m2), gerechnet als Dieselpool- fire.
Auswirkungsbetrachtung: Wärmestrahlung; Szenario EM_GZM_Brand_3.4 s. Anlage 3-1
3.5.4 Abriss Panzerschlauch (WCP)
Während der Frackfluidverpumpung mit drei Hochleistungspumpen im Parallelbetrieb kommt
es zum Abriss von einer der flexibel verlegten Leitung mit DN 100 am Manifold. Die
automatische Abschaltung der Pumpen versagt, die Abschaltung der Pumpen muss von Hand
vorgenommen werden. Es wird eine Reaktionszeit von insgesamt 2 Minuten angenommen. Es
erfolgt die Freisetzung der Frackfluid bei einer Pumpenleistung von 7 m3/min. Insgesamt
treten 42 m3 Frackfluid aus. Die Menge, die aus der abgerissenen Leitung (Pumpenseite)
austritt verspritzt über die Bohrplatzgrenzen. Der Rest wird durch die passiven
Sicherheitseinrichtungen auf dem Bohrplatz aufgefangen. Auswirkungen: Kontamination
Boden und Grundwasser durch 14 m3 Frackfluid.
Wahrscheinlichkeit: Als Primärursache wird der Verlust der Integrität des Panzerschlauchs
angenommen. Dies ist eine komponentenbezogene Größe, für die Ausfallratendaten in der
Literatur zur Verfügung stehen (s. Kap 3.2.4). Für schwer beanspruchte Schläuche wird ein
Wert von λ= 4,0*10-5 [h-1] genannt. Die Ereigniswahrscheinlichkeit setzt sich aus dem
Zusammenwirken der Systemkomponenten zusammen, sie muss systemanalytisch im
Einzelfall bestimmt werden. Die Prognose bei 100 Fracks/a mit einer Dauer von 12 h/Frack
ergibt sich eine Versagenswahrscheinlichkeit des Panzerschlauchs ca. alle 21 Jahre.
3.5.4.1 Ca. 14 m3 Frackfluid werden auf das Erdreich
in der Nachbarschaft des Bohrplatzes aufgebracht. Es bildet sich eine Lache von ca. 1400 m2
bei einer Lachentiefe von 1 cm.
Auswirkungsbetrachtung: Kontamination Boden und Grundwasser
45
Gutachten
_________________________________________________________________________
3.5.5 Tankerunfall (WCT)
Der Transport von Chemikalien zur Herstellung der Frackfluid erfolgt durch
Schwerlastverkehr auf der Straße. Dabei werden nach Angabe der EMPG (Mail v. 3.01.2012)
nur noch Chemikalienspezialtransporter mit einer Zuladung von 12 t verwendet.
Der Transport von Haftwasser/Backflow nach einem Frack und sonstiger auf dem Bohrplatz
anfallender Abwässer erfolgt in der Regel durch TKW mit bis zu 30 m3 Kapazität.
Nach Angaben ERPG (Mail v. 12.01.2012) findet pro Tag durchschnittlich 1-2 TKW
Transporte von der Abwassersammelstelle (LAWA) zur Versenkbohrung statt.
Wahrscheinlichkeit s. Kapitel 3.2.3.
3.5.5.1 Auslauf TKW (30 m3) mit Abwasser
(Haftwasser/Backflow - Zusammensetzung variiert, Details s. Gutachten [17] &
Abwassergutachten [16]) außerhalb des Bohrplatzes, Es bildet sich eine Lache von ca. 3000
m2 bei einer Lachentiefe von 1 cm.
3.5.5.2 Auslauf Chemikalientransporter für Frackchemikalien
außerhalb des Bohrplatzes. Mengen s. Tab 3-15.
Fall a: gesamte Ladung des LKW
Fall b: GZM = IBC mit 1 m3
Tabelle 3-l5 Daten der „gefährlichen Chemikalien“ aus den Frackzusammenstellungen [2]
Bohrplatz
Summe giftiger Fall a
Fall b
Leitstoff für Rechnung
(Frack)
Chemikalien
[kg]
[kg]
[kg]
Buchhorst T12 1588
1588
900
2-Butoxyethanol
Damme 3
13523
12000*
820
Tetramethylammoniumchlorid(fest)
Leichte Erdöldestillate (Diesel)
Cappeln Z3a
31420
12000*
800 /
Methanol / 2-Butoxyethanol
900
MULMSHORN 721
721
721
Natriumbromat
Z6
* Maximale Zuladung eines Chemikalien LKW
3.5.5.3 Gesamtbetrachtungen zum Straßentransport
Durch Fracktätigkeit werden nach Angabe der EMPG (Mail v. 30.12.11) künftig (ab 2016)
pro Jahr ca. 100 (kleine) Fracks mit durchschnittlich 500 m3 Frackfluid durchgeführt. Davon
werden ca. 23 v.H. [16] zurückgepumpt und zusammen mit dem geförderten Haftwasser
durch TKW(30 t)- Transport an Verbringungsorte, z.B. Versenkbohrplätzen transportiert. Der
Haftwasseranteil wird mit durchschnittlich 20 ml/m3 gefördertem Gas aus Shalegashorizonten
angesetzt [16]. Mit einer durchschnittlichen Gasförderung von 6000 m3/h pro Bohrung ergibt
sich eine Haftwassermenge von 613 m3/a. Unter der Annahme, dass pro Bohrung und Jahr ein
Frack durchgeführt wird addiert sich der Haftwasseranfall zu 61.300 m3/a. Als
durchschnittliche Transportentfernung werden 20 und 45 km angenommen. Dichte Frackfluid
δ = 1000 kg/m3
46
Gutachten
_________________________________________________________________________
Daraus kann abgeschätzt werden:
50.000 m3 x 0,23 = 11.500 + 61.300 x 20 = 1,45 x 106 [t km]
50.000 m3 x 0,23 = 11.500 + 61.300 x 45 = 3,27 x 106 [t km] Gefahrguttransport.
Die Unfallwahrscheinlichkeit für TKW-Transport (s. Kapitel 3.2.3) beträgt λ=1,0 x 10-7
[Ereignisse/Tonne*km*Jahr].
Als Ergebnis ist durch die Fracktätigkeit mit einem zusätzlichen TKW-Unfall alle 7 bzw. 3
Jahre zu rechnen. Die szenarische Entwicklung bei Ausweitung der Fracks zeigt Tab 3-16.
Tabelle 3-16 Transportunfälle bei szenarischer Entwicklung für Shalegas Fracks.
Anzahl
[fracks pro
Jahr]
100
1000
100
1000
Durschnittliche
Frackmenge
[m3]
500
500
500
500
Durchschnittlicher
Transportweg
[km]
20
20
45
45
Zusätzliche
Unfälle
[Ereignisse/Jahr]
0,14
1,4
0,32
3,2
Bei größeren Fracks mit Volumina von 1600 m3 und mehr besteht nach Angaben der EMPG
(Mail v. 3.01.2012) grundsätzlich das Konzept zum Bau einer separaten
Backflow/Haftwasserleitung. (Auswirkungen s. Szenario unter Nr. 3.5.8)
3.5.6 Gasausbruch (WCG)
Beim Bohren nach Erdgas kann grundsätzlich das Risiko, eine unbeabsichtigte Lagerstätte mit
hohem Druck anzubohren, nicht ausgeschlossen werden. Dadurch kann es zur spontanen
Druckentlastung des Erdgases mit Auswurf des Spülfluids kommen. Aus diesem Grund wird
nach § 20 BVOT die Verwendung eines Blow Out Preventers (BOP) bei Tiefbohrungen
zwingend vorgeschrieben. Neben der Brand- und Explosionsgefahr durch einen Ausbruch von
Methan ist der mögliche Gehalt von Schwefelwasserstoff in Erdgaslagerstätten (sog.
Sauergas) als gefahrenerhöhendes Moment anzusehen.
Nach Angaben der EMPG (Mail v. 3.01.2012) ist beim Bohren nach Erdgas in Shale-GasHorizonten nicht mit Sauergas zu rechnen, Bohrungen in Tight-Gas-Horizonten oder in
konventionellen Lagerstätten können Sauergas zu Tage fördern.
Tabelle 3-17 Kritische Stoffe und typische Lagerstättendaten
Stoff
GefahrenMengen
merkmale
Erdgas
F+
5000 m3/h
Erdgas/Schwefelwasserstoff
F+; T
25 % Gehalt H2S
Bemerkung
Süßgas
Sauergas
(Quelle: zit. nach [16])
Gesteinsart
Bundsandstein
Buchhorst T12
Schiefergestein
Tiefe
[m]
Druck unten
[bar]
Druck am Kopf
[bar]
Temperatur
[°C]
2430 – 2450
50
20 - 25
120
1045 – 1530
110 - 150
<5
80
47
Gutachten
_________________________________________________________________________
Damme 3
Carbongestein
3860 – 4120
510
60 - 70
145 - 155
Cappeln Z3a
Als WCS werden zwei Fälle untersucht:
• Abriss der Bohrlochabsperrarmatur, Freisetzung von Erdgas (Süß- und Sauergas) aus
dem Bohrloch mit einem Volumenstrom von 5000 m3/h, Zündung, Fackel senkrecht,
Berechnung der Wärmestrahlung & Freisetzung als Sauergas mit 25 % H2S ohne
Zündung.
• Abriss des BOP durch Kick während der Bohrphase. Blow Out von Süß- und
Sauergas, sowie Spülfluid. Zündung Erdgas, Fackel senkrecht, Berechnung der
Wärmestrahlung & Freisetzung als Sauergas mit 25 % H2S ohne Zündung.
Wahrscheinlichkeit: Die Wahrscheinlichkeit des Abriss der Bohrlochapparatur während der
Förderphase kann durch eine massive Einwirkung von außen auf die Bohrplatzstrukturen
durch Verkehrs- oder Umweltbedingte Gefahrenquellen oder den Eingriff Unbefugter
erfolgen. Als verkehrsbedingte Gefahrenquellen dieser Größenordnung sind Anfahren durch
Fahrzeuge, Flugzeugabstürze zu werten, als umgebungsbedingte Gefahrenquellen könnten
z.B. umfassende Bergsenkungen ursächlich sein. Ebenso kann ein gezielter Eingriff
Unbefugter mit erheblichen Tatmitteln z.B. Sprengstoffeinsatz ein Ereignis dieser
Größenordnung auslösen. Zu den Häufigkeiten der einzelnen Gefahrenquellen s. Kap.3.1.
Als anlagenbedingte Gefahrenquellen kommen unentdeckte Korrosionsschäden an der
Armatur in Verbindung mit Kicks aus dem geologischen Geschehen in Frage. Als
Häufigkeiten werden dieselben wie beim Abriss von großen Rohrleitungen DN> 150 mit ca.
λ=1 x 10-7 [1/m*a] angenommen [43].
Die Häufigkeiten von blow-out-Problemen durch Kicks beim Bohren werden von der EMPG
mit minimal λ >1 x 10-3 Ereignisse pro Bohrung angesetzt (s. Kap 5.5).
3.5.6.1 Freisetzungen von Erdgas
(gerechnet als Methan) mit einem Anteil von 25 Vol-% Schwefelwasserstoff (Mischdichte=
0,9 kg/m3) aus der verlegten Rohrstrecke der Bohrung durch Abriss einer 4.1/6 “ (ca. 10,5
cm)- Leitung, die von der Bohrlochabsperrarmatur seitlich abzweigt. Das innen liegende
Blow out ventil ist nicht wirksam. Es wird ein max. Volumenstrom von 5000 m3/h am Kopf
angenommen. Gastemperatur am Kopf 60 C.
Auswirkungsbetrachtung: Toxische Wirkung H2S, Bestimmung der Auswirkungskreise
(AEGL16): Szenario EM_WC_Freisetzung_Sauergas_6.1 s. Anlage 3-1
Auswirkungsbetrachtung: Freisetzung und Brand (Fackel, waagrecht), Wärmestrahlung.
Szenario EM_WC_Brand_Methan_6.1 s. Anlage 3-1
3.5.6.2 Blow out während der Bohrung
„Als WCS wird ein Casing Blow-out zugrunde gelegt. Das Bohrloch steht bis zutage unter
Spülung oder ggf. anderer Flüssigkeit. Nach Spülungsverlusten kommt es zum Kick und
anschließend zum vollständigen Auswurf der Bohrlochflüssigkeit durch den Gaszufluß. Bei
Bohrprojekten wird unterstellt, dass der Kick nach Abteufen der vollständigen Strecke im
16
Acute exposure guideline levels http://www.umweltbundesamt.de/nachhaltige-produktionanlagensicherheit/anlagen/AEGLWEB/Pages/Pages-De/Seite_6.html
48
Gutachten
_________________________________________________________________________
Träger vor Einbau des Liners eintritt. ... Es erfolgt keine Fließbehinderung im Bohrloch und
am Bohrlochkopf, der erbohrte bzw. verrohrte Querschnitt steht vollständig für den Gasfluss
zur Verfügung.“ (Beschreibung aus Merkblatt „Blowoutratenberechnung Sauergasbohrungen“ [52])
Aus dem im Merkblatt angegebenen Blowoutraten von 2,8 – 130 x 105 m3/d mit
Sauergasgehalt an H2S bis max. 35 Vol.-% werden zwei WCS gerechnet.
a. Vollständiger Auswurf von Spülflüssigkeit & Gasausbruch
Bei Bohrungen bis zu einer Teufe von 5000 m werden je nach geologischer Situation bis zu
250 m3 Spülung eingesetzt. Dabei entstehen zwei zu betrachtende Fälle17:
• Tiefe Tight Gas Bohrungen im Rotliegend mit langen Horizontalstrecken, z.B.
Söhlingen Z16 mit einer Teufe von 5.000 m und einer 1.500 m langen
Horizontalstrecke bei Erreichen der Endteufe von rund 6090 m Bohrstrecke.
Spülungsvolumen ca. 224 m³, δ= 1350 kg/m3. Bei solchen Bohrungstypen wird dann
allerdings kein H2S auftreten.
• Tight Gas Bohrungen auf Karbon in eine allochthone, sauergasführende
Zechsteinscholle ( Förderbereich Scholen). Spülungsvolumen ca. 144 m³, δ= 1700
kg/m3 .
Mittlerer Wert der Blow-out-Rate aus Merkblatt [52]: 5 x 106 m3/d (entspricht 208.333 m3/h
oder 187 t/h); Sauergasgehalt 25 % H2S; Mischdichte: 0,9 kg/m3 Austrittstemperatur 100 C.
Leckdurchmesser (32“) = 812 mm.
Auswirkungsbetrachtung: Freisetzung und Brand (Fackel, senkrecht), Wärmestrahlung.
Szenario EM_WC_Blowout_Brand_6.3a s. Anlage 3-1
(AEGL): Szenario EM_WC_Blowout_Freisetzung_6.3a s. Anlage 3-1
b. Vollständiger Auswurf von Spülflüssigkeit & Gasausbruch
Kleinster Wert aus Merkblatt [52]: 11.666 m3/h oder 10,5 t/h; Sonst Angaben wie unter a.
Auswirkungsbetrachtung: Freisetzung und Brand (Fackel, senkrecht), Wärmestrahlung.
Szenario EM_WC_Blowout_Freisetzung_6.3b s. Anlage 3-1
(AEGL): Szenario EM_WC_Blowout_Brand_6.3b s. Anlage 3-1
3.5.7 Leckage Bohrloch (WCB)
WCS beschreibt eine Leckage durch das konzentrische Rohrleitungssystem der Bohrung. Es
werden zwei Unterszenarien angenommen: Rohrabriß durch tektonische Vorgänge und eine
Leckage infolge einer durch Korrosion / Erosion geschädigte Bohrhülle (Casing & Zement)
am unteren Ende des Standrohres (s. Bild 3-7). Durch diese Öffnungen tritt unter Druck
verpumptes Frackfluid aus. Es kommt zur Bildung einer Schadstoffblase nahe am GWHorizont mit anschließender Ausbreitung im GW (letzteres ist nicht Gegenstand dieses
Gutachtens).
Wahrscheinlichkeit: Der Rohrabriß durch tektonische Vorgänge ist ein Ereignis, welches nur
bei hinreichen starken Erdbeben in der Norddeutschen Bucht oder größeren Bergschäden zu
erwarten ist. Nach Joswig18 ist für die Abschätzung des Sekundärrisikos einer undichten
17
18
Daten von WalsrodeWest Z4a, Sölingen Z 16, Scholen, (EMPG-Mail v. 18.04.12)
Joswig, Sondergutachten Seismik
49
Gutachten
_________________________________________________________________________
Bohrung durch abgescherte Verrohrung oder beschädigte Zementation ist bei Zugrundelegung
der Stärke des ML 4.5 Rotenburg-Bebens (Intensität V bis VI) von ca. 4,6 km Bruchlänge und
einem mittleren Versatz von 1,6 cm auszugehen; dieser müsste für maximale Wirkung
verkippt gegen die Bohrachse unmittelbar durch die Bohrung laufen.
Die Wahrscheinlichkeit einer Korrosionsleckage ist eine Standardannahme und muss als hoch
angesehen werden. Nach Untersuchungen der Fa. Schlumberger (zitiert nach
Pressemeldungen) sind bis zu 50% aller Bohrungen mit z.T. signifikanten Lecks versehen
[53]. Weitere Details zu Schäden an Bohrlöchern sind der Studie „Well Design and Well
Integrity“ [54] zu entnehmen. Daraus kann in erster Näherung ausgegangen werden, dass mit
Sickerleckagen stets zu rechnen ist.
3.5.7.1 Verpumpen von Frackfluid
mit einer max. Pumprate von 7 m3/min bei 300 bar Kopfdruck. Rohrbruch unterhalb des
Standrohrs in einer Teufe von 100 m. Detektionszeit 5 Minuten.
Auswirkungsbetrachtung: Es dringen 35 m3 Frackfluid in den Berg und bilden eine
Schadstoffblase.
3.5.7.2 Verpumpen von Frackfluid
mit einer max. Pumprate von 7 m3/min bei 300 bar Kopfdruck. Sickerleckage aus 4 1/2“
Leitung. (A = 19,60 mm2) unterhalb des Standrohrs in einer Teufe von 100 m von insgesamt
76,6 t der verpumpten Frackfluids (entspricht ca. 5-15% der gesamten Frackmenge, abhängig
vom Frackdesign z.B. 500-3000 m3) über den gesamten Zeitraum der Frackbehandlung (8
Stunden).
Auswirkungsbetrachtung: Es dringen ca.76 m3 Frackfluid in den Berg und bilden eine
Schadstoffblase.
3.5.7.3 Sickerleckage von 1 % Erdgas aus Rohrleitung
unterhalb des Standrohrs in einer Teufe von 100 m während der Förderphase. Bei einem
Volumenstrom von 5000 m3/h treten 50 m3/h kontinuierlich aus und dringen in den
Grundwasserhorizont ein. Die Leckage bleibt unentdeckt.
Auswirkungsbetrachtung: Bildung einer Gasblase im Grundwasserhorizont.
3.5.7.4 Verpumpen von Frackfluid aus Rückfluss [55]
in Versenkbohrungen. Pumprate von 0,25 m3/min bei 70 bar Kopfdruck. Angenommen wird
ein Rohrbruch in einer Teufe von 100 m. Rohrabriss, es stehen 60 bar am Austrittspunkt zur
Verfügung.
Auswirkungsbetrachtung: Es dringen 360 m3 /d Frackfluid in den Berg und bilden eine
Schadstoffblase.
Leckagestelle
50
(Rohrabriss,
Gutachten
Korrosionsstelle)
Erdgas aus nichtkonventionellen
Lagerstätten“
GW-Horizont
Dr. Hans-Joachim
Uth
(angenommen)
_________________________________________________________________________
Aus: Bötersen Z11
Sonderbetriebsplan
Bohren
Bild 3-7 Bohrlochschema mit Austrittstelle
3.5.8 Leckage aus unterirdisch verlegter Rohrleitung (WCR)
Rohrleitungen zur Beförderung von Erdgas und Backflow/Haftwasser (Soleleitungen) sind
nach Anforderung des § 49ff BVOT außerhalb des Bohrplatzes unterirdisch in überwachten
Trassen zu verlegen. Hauptursachen des Versagens der Integrität von Rohrleitungen sind
Korrosion und Beschädigung durch Dritte (Vergl. Kap. 3.2.4). Als WCS werden
angenommen:
• Abriss von Feldleitungen für Erdgas durch Einwirkung Dritter
• Abriss von Feldleitungen für Sole durch Einwirkung Dritter
• Leckage von Erdgasleitungen (Süß- und Sauergas) durch Korrosion, Verzögerte
Identifikation zwischen den Wartungs-/Überprüfungsintervallen.
51
Gutachten
_________________________________________________________________________
• Leckage von Soleleitungen durch Korrosion, Verzögerte Identifikation zwischen den
Wartungs-/Überprüfungsintervallen.
Wahrscheinlichkeit: Zu den Versagenswahrscheinlichkeiten der beteiligten Komponeneten
(Rohrleitungen) s. Kap 3.2.4. Die Eintrittswahrscheinlichkeiten der szenarischen Abläufe,
wie Bautätigkeit, Zündung, Absperrzeiten, etc. können nur durch detaillierte Analyse im
Einzelfall ermittelt werden.
Generell kann jedoch aus den Statistiken der European Gas Pipeline Incident Data Group
(EGIG)19 Versagenswahrscheinlichkeiten für den Abriß und Korrosionleckagen von
Erdgasleitungen abgeleitet werden s. Tab 3-18.
Tabelle 3-18 Vergleich der Versagensraten gemäss EGIG Statistik 1970 - 2007 (7th Report)
und EGIG Statistik 1970 – 1992 [56]
Bei Rohrabrissen ist mit einer Wahrscheinlichkeit von λ=1,8 x 10-4 [km-1a-1], bei
Korrosionsleckagen mit einer Wahrscheinlichkeit von λ= 6 x 10-6 [km-1a-1] und durch
Bergschäden mit einer Wahrscheinlichkeit von λ= 3 x 10-6 [km-1a-1] zu rechnen.
Bei den Rohrabrissen durch Einwirkung Dritter (z.B. nicht überwachte Bautätigkeit,
Landwirtschaftliche Einwirkung) entstehen einerseits ein Gasausbruch, in der Regel mit
Zündung, andererseits eine Lache mit Backflow/Haftwasser. Bei Sauergas ist bei
Nichtzündung zusätzlich mit einer toxischen Gaswolke zu rechnen. Für die Modellierung der
Freisetzung des Erdgases (und. Ggf. des induzierten Brandes) bei Rohrabrissen ist die Meldeund Reaktionszeit zum Absperren der Gasleitung entscheidend. Im Fall von Sauergas (mit
Gehalt > 1% H2S) ist die Rohrleitung nach § 53 BVOT in absperrbare Abschnitte zu
unterteilen, deren Absperreinrichtungen selbstständig schließen sobald ein Druckabfall
registriert wird, s. Tab. 3-19. Die Konkretisierung der Anforderungen erfolgt in der WEG
Empfehlung „Armaturenabstände und Alarmierungsstreifen an Sauergasleitungen“ [57]
19
Zitiert nach [95]
52
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 3-19 Sicherheitsmargen bei üblicher Feldleitungen mit Sauergas nach WEG [57]
Durchmesser
Armaturenabstand Breite des Alarmierungsbei 25 % H2S [m] streifens [m]
Zoll
cm
8 5/8
21,9
4000
557
10 ¾
27,3
3500
650
12 3/4
32,38
3000
775
16
40,6
2600
900
20
50,8
2200
1150
Leitungsdruck 85 bar, Temperatur 15 C
Bei Sickerleckagen infolge von Korrosionsschäden bilden sich Gaswegsamkeiten (Ausgasen
im Bereich der Trasse) und/oder Kontamination von Grundwasser durch
Backflow/Haftwasser. Es kommt zur Bildung von Schadstoffblasen im GW Horizont.
Sickerleckagen werden in der Regel während der regelmäßigen Wartung der Rohrleitungen
entdeckt. Hierzu existieren Wartungsintervalle nach WEG Empfehlung [58] für Leitungen
nach der TRFL in Abhängigkeit vom Medium, Trassenverlauf, Durchflussrate &
Betriebsdruck. Für die Modellierung wird eine mittlere Punktzahl von 10 (Intervall von 5-13)
angenommen, dies entspricht einer Prüffrist alle 3 Jahre.
Aus dem RBM Konzept der EMPG (vergl. Kap. 2.4.2) ergeben sich für Erdgasfeldleitungen
Wartungsintervalle von 1-3 Jahren je nach Wartungsaufgabe, die Überwachung von
Aktivitäten Dritter im Bereich der Trassen erfolgt alle 2 Monate. Für Soleleitungen (Vergl.
Kap. 3.2.4) wird entsprechend ein RBM-Wartungsintervall von 1-5 Jahren angegeben. Als
WC-Annahme wird ein Wartungsintervall von 1 Jahr angesetzt.
3.5.8.1 Freisetzung von Erdgas aus Feldleitungen mit DN 610 bei Betriebsdruck von 84
bar. Länge: 24 km. Abriss durch Erdarbeiten. Freisetzungsdauer 3 Stunden bei einer Pumprate
von 5000 m3/h. Freisetzung des Rohrinhalts.
Auswirkungsbetrachtung: Brandfackel, Wärmestrahlung. Szenario
EM_Rohrleitung_Methan_8.1 s. Anlage 3-1
3.5.8.2 Freisetzung von Sauergas (25 % H2S) aus Feldleitungen mit DN 508 bei
Betriebsdruck von 70 bar. Länge: 8,3 km. Abriss durch Erdarbeiten. Automatische Isolation
innerhalb von 30 sec des Rohrleitungsabschnitts mit einer Länge von 2,2 km. Ausströmen des
gesamten Volumens zwischen den Absperrarmaturen. (V= 445,6 m3 entspricht ca.7022 kg
H2S)
Auswirkungsbetrachtung: Tox. Belastung durch H2S; Szenario
EM_Rohrleitung_H2S_8.2(neu) s. Anlage 3-1
3.5.8.3 Freisetzung von Backflow/Haftwasser aus Feldleitungen mit DN 273 bei
Betriebsdruck von 84 bar. Abriss durch Erdarbeiten. Freisetzungsdauer 3 Stunden bei einer
Pumprate von 20 m3/h. Freisetzung von 66 t.
Auswirkungsbetrachtung: GW Kontamination.
3.5.8.4 Freisetzung von Erdgas aus Feldleitungen mit DN 610 bei Betriebsdruck von 84
bar und 15 C. Leckagequerschnitt durch Korrosion nach TRB 801 Nr. 25. A= 4,69 cm2 .
Massenstrom ist ca. 2,88 kg/sec. Freisetzungsdauer 12 Stunden. Betriebsdruck wird über die
53
Gutachten
_________________________________________________________________________
ganze Zeit aufrecht erhalten. Freisetzung von 124,4 t. Bei einer maximalen Fördermenge in
der Rohrleitung von ca. 5561 t/h entspricht der Verlust durch die Leckage ca. 2,23 %.
Auswirkungsbetrachtung: Ausgasung, ggf. Sättigung von GW mit Erdgas.
3.5.8.5 Freisetzung von Backflow/Haftwasser aus Feldleitungen mit DN 273 bei
Betriebsdruck von 84 bar und 15C. δ= 1100 kg/m3 Das „Strohmeier-Loch“ ergibt sich zu:
A=3,5 10-4(DN)2,2 [mm2]. Bei DN 273 entspricht es einer Leckgröße von A = 80,09 mm2.
Daraus errechnet sich ein Massenstrom von 5,72 kg/sec. Nach 3 Stunden wird das Leck
entdeckt und die Leitung abgesperrt. Es treten 61,7 t Backflow/Haftwasser aus.
Auswirkungsbetrachtung: GW Kontamination.
3.5.8.6 Übergreifende Risiken durch Rohrleitungen nach Ausbau Fracking
Nach Angaben der EMPG ist ab 2016 mit einer durchschnittlichen Exploration von ca. 100
Fracks p.a. zu rechnen. Geht man davon aus, dass die Tendenz zu Clusterbohrplätzen genutzt
wird bedeutet dies ein Wachstum von ca. 10 Bohrplätzen (à 10 Bohrungen) p.a. Von
Clusterbohrplätzen wird auf Grund der größeren Backflow-/Haftwassermengen Rohrleitungen
zu den Sammelplätzen oder Versenkbrunnen gebaut. Annahme von jährlich durchschnittlich
20 km neuer Rohrleitungen pro Clusterbohrplatz. Parallel dazu ebenso 20 km Rohrleitung für
das geförderte Erdgas. Es resultiert ab 2016 ein durchschnittliches Wachstum der
Rohrleitungslängen um 200 km p.a. Ausgangssituation 2012 s. Tab. 2-2 & 3-8. Daraus lassen
sich folgende Risikogrößen ableiten:
a. Leitungen für Backflow/Haftwasser
Die derzeitige Länge der Rohrleitungen für Backflow/Haftwasser beträgt 134 km. Die
Versagenswahrscheinlichkeiten betragen für Rohrabriß: λ=1,8*10-7 [a-1m-1] und
Leckagen: λ=5*10-7 [a-1m-1] [43]. Freisetzungsdaten s. Kap. 3.5.8.3 & 3.5.8.5.
Ergebnis s. Tab 3-20
b. Leitungen für Erdgas
Die derzeitige Länge der Rohrleitungen für Erdgas beträgt 1409 km. Die
Versagenswahrscheinlichkeiten betragen für Rohrabriß: λ=1*10-7 [a-1m-1] und
Leckagen: λ=5*10-7 [a-1m-1] [43]. Freisetzungsdaten s. Kap. 3.5.8.1 & 3.5.8.4.
Ergebnis s. Tab 3-20
Die Prognose der Ereigniswahrscheinlichkeiten von Rohrleitungsschäden mit einer
Wachstumsrate von durchschnittlich 200 km p.a. zeigt Bild 3-8.
Tabelle 3-20 Hochrechnung Versagenswahrscheinlichkeiten und freigesetzte Mengen für
Rohrleitungen (Angaben pro Jahr)
Versagensart
Stoff
2012
Prognose 2030
[a-1] [Jahre] Menge [t] [a-1]
[Jahre] Menge [t]
Rohrabriss
Backflow
0,024 41,5
60
0,56
1,7
60
Methan
0,14 7
170
0,44
2,2
170
Leckage
Backflow
0,067 15
61,7
1,56
0,64
61,7
Methan
0,7
1,4
124,4
2,2
0,45
124,4
54
Gutachten
_________________________________________________________________________
Wahrscheinlichkeit pro Jahr 10 1 Abriss Flüssigkeit 0,1 Leckage Flüssigkeit Abriss Gas Leckage Gas 0,01 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 Jahr Bild 3-8 Prognose der Wahrscheinlichkeiten von Rohrleitungsschäden durch Abriss und
Leckage beim Gas und Flüssigkeitstransport.
4. Vorkehrungen zur Verhinderung und Begrenzung
4.1 Systemsicherheit
Der Umgang mit hohen Gefahrenpotenzialen erfordert eine Kombination von vorsorgenden
und im Fall eines Versagens derselben, zusätzliche auswirkungsbegrenzenden Maßnahmen.
Diese Maßnahmen können technischer und organisatorischer Natur sein. Die betriebliche und
rechtliche Praxis der Anlagensicherheit in DE geht von einem deterministischen Ansatz aus,
der in seiner Ausformung insbesondere geprägt ist durch die Elemente:
1. Gestuftes Sicherheitskonzept (Störfälle vermeiden und begrenzen)
2. Vorgaben für Planung, Bau und Betrieb der Anlagen nach dem Stand der
Sicherheitstechnik
3. Anforderungen nach „Art und Ausmaß der zu erwartenden Gefahren“
(Gefahrenorientierung, Verhältnismäßigkeitsgrundsatz)
4. Dynamische Fortschreibung des Standes der Sicherheitstechnik durch Erfahrung
5. „Sicherheitstriade“ der Akteure
6. Systemanalyse
55
Gutachten
_________________________________________________________________________
Gestuftes Sicherheitskonzept (Störfälle vermeiden und begrenzen)
Der Störfallverordnung liegt ein aus der Kerntechnik entlehntes Barrierekonzept zu Grunde
(Bild 4-1). Wenn die Vermeidung eines Primärereignisses nicht gelingt stehen immer noch
die Vorkehrungen zur Begrenzung der Störfallauswirkungen zur Verfügung.
Dieses Konzept ist Ausdruck einer Sicherheitsphilosophie und Kernbestandteil des
deterministischen Konzepts. Während die Anforderungen zur Vermeidung von
vernünftigerweise auszuschließender Störfällen (§ 3 Abs 1 und 2 StörfallV) der Vorsorge
zuzurechnen ist, sind die Vorkehrungen zur Begrenzung der Auswirkungen eine Sache der
Gefahrenabwehr (§ 3 Abs 3 StörfallV).
Bild 4-1 Sicherheitsstufen nach Störfall Verordnung
Vorgaben für Planung, Bau und Betrieb der Anlagen nach dem Stand der
Sicherheitstechnik und guten Managementpraxis
Umfangreiches Regelwerk für technische und organisatorische Maßnahmen, die bei Planung,
Bau, Betrieb und Stilllegung beachtet und im Rahmen von z.B. Genehmigungsverfahren
nachgewiesen werden müssen.
Die Vorgaben sind ein Instrument der Vorsorge. Sie sind im Grundsatz stets einzuhalten.
unabhängig von konkreten Gefährdungsschätzungen.
Anforderungen nach „Art und Ausmaß der zu erwartenden Gefahren“
(Gefahrenorientierung, Verhältnismäßigkeitsgrundsatz)
Technik und Verfahren entwickeln sich ständig weiter. Den durchschnittlichen
Entwicklungsstand (niedergelegt im Technischen Regelwerk) kann in erster Näherung als der
(Norm-)Stand der Technik angesehen werden. Die Wissenschaft & technische Innovation
stellen indes stets auch noch weitergehende Lösungen zur Verfügung. Deshalb gibt es ein
Abwägungsgebot in jedem Einzelfall, wonach der konkrete Stand der Technik nach „Art und
Ausmaß der zu berücksichtigenden Gefahren“ (§ 3 Störfall-Verordnung) festzulegen ist.
56
Gutachten
_________________________________________________________________________
Dabei sind nur solche Fälle bei der Vorsorge zu berücksichtigen, die vernünftigerweise nicht
ausgeschlossen werden können (Bild 4-2). Neben dem Maßstab des Gefahrenschutzes ist
dabei auch der Grundsatz der Verhältnismäßigkeit zu beachten. Mit anderen Worten: der
Stand der Sicherheitstechnik wird einzelfallbezogen festgelegt. Da die zu „berücksichtigenden
Gefahren“ z.B. auch von dem Standort abhängen, gehen in das Abwägungsgebot auch die
spezifischen Verhältnisse der Umgebung mit ein. Dabei werden auch mögliche
Schadensverläufe berücksichtigt.
1
Genehmigungsfähigkeit
Pa
DS 1
Vorsorge durch
Stand der ST
§ 3 (1), StöVO
Vernünftiger
Ausschluß
§ 3 (2)
Zusätzliche
Vorsorge durch
Gefahrenabwehrplanung
§ 3 (3)
DS 2
Restrisikofall
Wahrscheinlichkeit P
Angenommene
Szenarien nach
BMU-Empfehlung
Bild 4-2 „Vernünftiger Ausschluß“ nach Störfall Verordnung [21]
Ständige Verbesserung durch Erfahrung
Der Stand der Technik ist dynamisch angelegt. Alle Erfahrungen werden zur
Weiterentwicklung genutzt. Die Grenze für die technische Realisierbarkeit ist die menschliche
Erkenntnisgrenze (s. BVG zum Kalkar Urteil).
Diese Grenze hat einen methodischen und kommunikativen Aspekt. Einerseits ist das
menschliche Erkenntnisvermögen an den Entwicklungsstand der Wissenschaften gekoppelt,
andererseits müssen die Erkenntnisse durch (Risiko-)Kommunikation an den Stellen, wo sie
benötigt werden tatsächlich verfügbar gemacht sein.
Erkenntnisquellen der verschiedenen Akteure, „Sicherheitstriade“,
Erfahrungen werden an den verschiedensten Stellen durch ganz unterschiedliche Akteure
gemacht. Diese haben oft eine unterschiedliche Auffassung zur Bewertung der Gefahren. Ein
umfassendes Bild der Risiken ergibt sich aus der Zusammenschau der Akteure. In DE hat sich
hierbei die sog. „Sicherheitstirade“ herausgebildet. Dabei wirken zusammen:
57
Gutachten
_________________________________________________________________________
• Betreiber und Anlagenbauer
• Unabhängige Sachverständige, Berufsgenossenschaften, Verbände
• (Staatliche) Überwachungsbehörden und Öffentlichkeit
Der organisatorische Rahmen wird durch ein Genehmigungs- oder Erlaubnisverfahren oft mit
Einbeziehung der Öffentlichkeit gebildet. Das Gleichgewicht der Akteure ist kritisch
hinsichtlich der sachlichen und personellen Ressourcen (Fachkompetenz) [59] [60].
Systemanalyse
Komplexe Systeme können nur durch systematische, logische Methoden hinreichend erfasst
und durchdrungen werden. Dem wird Rechnung getragen durch den Einsatz von:
• systemanalytischen Untersuchungsmethoden,
• detaillierten Sicherheitsanalysen, unter Berücksichtigung der Bedingungen des
Einzelfalls.
Zur Risikoabschätzung (RA) sind mehrere Methoden vorgeschlagen worden. Ihnen allen
gemeinsam ist eine systematische Untersuchung inwieweit z.B. gefährliche Stoffe aus
sicheren Umschließungen freigesetzt werden können und welche Konsequenzen dies für
Mensch und Umwelt hat.
Auf den ersten Blick ist verständlich, dass es sich dabei stets um Einzelfalluntersuchungen
handeln muss, ist doch die Wirkung abhängig vom spezifischen Potential des Gefahrstoffs,
sowie von der jeweiligen Exposition von Mensch und Umwelt. Bild 4-3 zeigt eine Übersicht
der Einflussgrößen bei szenarischen Betrachtungen. Dazu müssen für jeden Einzelfall
Annahmen gemacht werden. Dies erfolgt im Rahmen sogenannter Störfallablaufszenarien
(SAZ). Das Ergebnis der Modellierung ist von einer Vielzahl von Annahmen und
Schätzungen abhängig.
Vergleich probabilistischer und deterministischer Ansätze
Konvention
Probabilistische
Verfahren
m = f(p)
Quellterm
(Austrittsbedingungen)
mmin<m<mmax
dm/dt = f(pwl)
(Durchschnitt)
Ausbreitung
(Transport
in Luft und
Wasser)
dm/dt = definiert
mittlere und ungünstigste WL
dm/dt = f(pEx) S=f(p)
(Durchschnitt)
Einwirkung
auf Schutzobjekte
definiert
S
C
H
Ä ?
D
E
N
definiert
Deterministische
Verfahren
Konvention
58
Gutachten
_________________________________________________________________________
Bild 4-3 SAZ bei deterministischen und probabilistischen Ansätzen
Kernpunkt aller systematischen Methoden ist die Betrachtung von SAZ. Die Bedingungen für
SAZ können auf der Grundlage von:
• systematischen Analysen der Versagenswahrscheinlichkeiten der in dem System
vorhandenen Bauteile (z.B. FBA [61] FMEA [62]) vorgenommen oder
• durch eine systematische Abfrage von Expertenerfahrungen (z.B. HAZOP [63])
ermittelt werden.
Dabei sind bei ersterer Methode die Erfahrungen mit einzelnen Elementen des Systems
gewissermaßen digitalisiert und in einen mathematisch logischen Ablauf gestellt
(Quantitativ), bei der zweiten Methode wird anhand von systematischen Checklisten und
Leitworten die Expertenschätzungen gesammelt und zu einem SAZ
zusammengefasst(Qualitativ).
In einem SAZ werden die einzelnen Annahmen des deterministischen Ansatzes bei der
probabilistischen Verfahrensweise durch Wahrscheinlichkeitsfunktionen ersetzt (Bild 4-3).
Dies bedeutet die Aufgabe von bewusst eingeplanten Sicherheitsreserven, die den
deterministischen Annahmen zugrunde liegen, z.B. Ersatz der ungünstigsten
Ausbreitungsbedingungen durch die statistisch häufigsten Wetterbedingungen.
Die Sicherheitsmargen des Vorsorgeprinzips werden auf das prognostizierte technisch
machbare reduziert.
In Abhängigkeit von der gewählten Methode ist das erhaltene Ergebnis:
• Quantitative Aussagen über den Verlauf des Störfalls und seiner Wahrscheinlichkeit.
Dabei werden alle Störfallabläufe in Abhängigkeit von der Wahrscheinlichkeit
ermittelt und dargestellt (z.B. f-N Kurve).
• Qualitative Aussagen zu einem oder mehreren Störfällen und ihren Auswirkungen. Im
Verfahren werden die Wahrscheinlichkeiten aufgrund von Erfahrungen qualitativ
bewertet.
Für die Entscheidungsprozesse liefern die Risikobetrachtungen, unabhängig von ihrer
Ausprägung (qualitativ oder quantitativ, deterministisch oder probabilistisch), u.a.
Informationen über:
• Mögliche unsichere Betriebszustände, Stör- und Unfallabläufe;
• Mögliche Schäden sowie Schätzungen der zugehörigen erwarteten
Eintrittshäufigkeiten
• die Angemessenheit von Anlagenauslegung und Betriebsweise durch Ermittlung
derjenigen Anlagenteile und Betriebsweisen, die den größten Beitrag zum
Systemausfall liefern.
Damit werden Grundlagen bereitgestellt zur Beurteilung
• des erreichten Sicherheitsniveaus der technischen Anlage
• der sicherheitstechnischen Bedeutung neuer wissenschaftlich-technischer Erkenntnisse
oder besonderer betrieblicher Vorkommnisse
• möglicher erfolgversprechender Ansätze zur weiteren Verbesserung der Sicherheit.
4.2 Prävention und Stand der Technik
Die Gestaltung eines sicheren Betriebs zum Aufsuchen und Gewinnen von Erdgas erfolgt auf
der Grundlage bewährten Regeln der Technik. Die Rahmenanforderungen werden im Sinne
einer Zielorientierung im BBergG und den danach erlassenen Verordnungen beschrieben.
59
Gutachten
_________________________________________________________________________
Sind Umwelt- und sonstige Gefährdungen nicht auszuschließen sind darüber hinaus auch die
Anforderungen des Gewässerschutzes (WHG und der daraus abgeleitete Verordnungen &
Verwaltungsvorschriften), des Immissionsschutzes (BImSchG und Verordnungen) sowie die
Vorschriften der technischen Sicherheit (Geräte- und Produktsicherheitsgesetz – GPSG), des
Arbeitsschutzes (GefStoffV, ArbStV, etc.), dem Transport von Gefahrstoffen in Rohrleitung
und auf der Straße (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG, Gefahrgutbeförderungsgesetz –
GGBefG, Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz UVPG) zu erfüllen. Zu den aus den
einzelnen Rechtszügen abgeleiteten Technischen Regelwerken gesellen sich noch Technische
Normen (z.B. DIN EN, API) sowie Empfehlungen öffentlicher und privater Körperschaften,
wie DVGW, BG, VDI, WEG, LAWA, etc. Für den internationalen Stand der Technik bei der
Gestaltung & Kontrolle von Bohrlöchern (einschließlich Verrohrung und Zementierung)
spielen die Amerikanischen Normen des API eine zentrale Rolle. Anhang I des Gutachtens
[8] zeigt die Übersicht der wichtigsten API Normen.
Nach dem deterministischen Grundkonzept wird davon ausgegangen, dass, wenn alle
einschlägigen Anforderungen des technischen Regelwerkes und der guten Managementpraxis,
d.h. der Stand der Technik erfüllt sind, keine Gefahren für Mensch und Umwelt zu besorgen
sind. Im Vordergrund zur Sicherstellung der Umsetzung der Anforderungen in die
betriebliche Praxis steht die Betreiberverantwortung. Zusätzlich wird die Umsetzung der in
der Genehmigung/der Erlaubnis geforderten Bedingungen behördlich überwacht. Die Behörde
kann sich dabei der Dienstleitung Dritter (Sachverständiger) bedienen.
Für die Festlegung des Standes der Technik in DE im Bereich des Bergrechts spielen die
Empfehlungen des WEG eine wichtige Rolle. Dabei werden die Empfehlungen i.d.R. durch
Rundverfügungen der obersten Bergbehörden rechtlich verbindlich umgesetzt. Tab 4-1 zeigt
die wichtigsten WEG Empfehlungen.
Tabelle 4-1 Empfehlungen und Richtlinien des WEG
Art
Titel
Richtlinie
Werkstoffrichtlinie für schwefelwasserstoffbeaufschlagte Systeme
Empfehlung Musterplan für die Durchführung der ärztlichen
Vorsorgeuntersuchungen in Unternehmen der Erdölund Erdgasgewinnung (Stand: 2/93)
Richtlinie
Richtlinie für GFK-Feldleitungen zum Transport von
Flüssigkeiten (Stand 12/96)
Richtlinie
Richtlinie für GFK-Feldleitungen zum Transport von
Erd- und Erdölgasen
Empfehlung Leitfaden Kathodischer Korrosionsschutz (Stand: 3/99)
Empfehlung Merkblatt für den Umgang mit gefährlichen Stoffen in
Erdgas- und Erdölbetrieben „Schwefelwasserstoff“
(Stand: 7/99)
BeispielBeispielsammlung zur Anlagenverordnung VAwS
sammlung
(Stand 2/99)
Empfehlung Merkblatt für den Umgang mit gefährlichen Stoffen in
Erdgas- und Erdölbetrieben „Quecksilber“ (Stand:
08/00)
Richtlinie
Richtlinie über die Errichtung elektrischer Anlagen
Jahr Verfügung
1987 29.12.1987
1993 21.05.1993
1997 10.02.1997
1997 10.02.1997
1999
1999 24.05.2006
1999 4.5.1999
2000
2001 06.07.2001
60
Gutachten
_________________________________________________________________________
sowie die Prüfung elektrischer Anlagen und (Stand:
06/01)
Richtlinie
Richtlinie über elektrischer Betriebsmittel in Erdöl-,
2001
Erdgas- und Untergrundspeicher-Betrieben (Stand:
06/01)
Richtlinie
Richtlinie für die Berechnung von Futterrohren für
2002 29.11.2002
Erdöl- und Erdgasbohrungen
Empfehlung Empfehlung Bohrlochkontrolle (Stand 2/02)
2002 22.2.2002
BeispielBeispielsammlung für Anforderungsklassen an MSR2003
sammlung
Einrichtungen mit Schutzfunktion in Erdöl-, Erdgasund Untergrund-speicherbetrieben Stand: 06/03
BeispielRichtlinie zur Ermittlung von Fristen für Prüfungen an
2003
sammlung
Feldleitungen gemäß TRFL
(Stand: 7/2003)
Empfehlung Empfehlung Einstufung von bestehenden
2004
Druckbehältern in die Klassifizierung gemäß
DruckgeräteVO und zur Ermittlung der Prüffristen
(Stand: 10/04)
Empfehlung Handlungsempfehlung zur Bestellung von Druckgeräten 2004
und zur Ermittlung von Prüffristen in den
Mitgliedsfirmen des WEG (Stand: 12/04)
Empfehlung Leitfaden für Arbeiten mit natürlicher Radioaktivität
2006
(Stand: 04/06)
Richtlinie
Futterrohrberechnung (Stand 6/06)
2006
Empfehlung Leitfaden Gestaltung des Bohrplatzes (Stand: 08/06)
2006
Empfehlung Empfehlungen zur Festlegung explosionsgefährdeter
2007
Bereiche (Stand: 7/07)
BeispielBeispielsammlung für die Festlegung von
2007 28.08.2009
sammlung
explosionsgefährdeten Bereichen
(Stand: 07/07)
Empfehlung Leitfaden für Coiled Tubing Einsätze (Stand: 8/08)
2008
Empfehlung Leitfaden Umgang mit der Gefahrstoffverordnung/
2009
Einstufung der Gefahrstoffe gemäß § 7 GefStoffV
(Stand: 2/09)
Empfehlung WEG-Leitfaden für GFK-Feldleitungen zum
2010
Transport von Flüssigkeiten
(Stand: 07/10)
Empfehlung Handlungsempfehlung Maschinenrichtlinie (Stand:
2011
04/11)
Ein weiteres Element der Prävention stellen die technischen und organisatorischen
Maßnahmen zur Begrenzung der Auswirkungen nach einem Unfall dar. Als technische
Vorkehrungen sind die Bereitstellung von Auffangräumen für auslaufende Gefahrstoffe,
Abpumpeinrichtungen, sowie Technisches Gerät zur Durchführung von
Sanierungsmaßnahmen zu nennen. Einzelheiten zu Sanierung kontaminierter Böden s.
(Anlage 4-1) [64]. Die organisatorischen Vorkehrungen zur Begrenzung der Auswirkungen
61
Gutachten
_________________________________________________________________________
sind wesentlich den Notfallmaßnahmen zuzurechnen und werden unter Kap. 4.3.2
beschrieben.
4.2.1 Bohrphase
Die Bohrphase beginnt mit der Vorbereitung und Erstellung des Bohrplatzes sowie der
technisch erforderlichen Anlagen. (Vergl. Kap. 2.2) Zur Gewährleistung der Sicherheit von
Mensch und Umwelt sind folgende Bereiche zu beachten:
1. Errichtung sicherer Bauwerke (z.B. Fundamentierung, Standsicherheitsnachweis,
Integrität der technischen Einrichtungen),
2. Sicherung der Integrität der Bohrung untertage (Abteufung, Bohrspülung, Casing,
Zementierung, Bohrlochkontrolle),
3. Sicherung gegen verkehrs-, umwelt- und anlagenbedingter Gefahrenquellen & und
dem Eingriff Unbefugter,
4. Umweltschutz, insbesondere Abdichtung des Bohrplatzes gegenüber dem Baugrund.
Umweltschutz, Umgang mit wassergefährdenden Stoffen
Einschlägig sind hier die Anforderungen der (landestypischen) Anlagenverordnung zum
Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (VAwS). Je nach Menge und Einstufung der
wassergefährdenden Stoffe sind unterschiedliche Anforderungen zu erfüllen. (s Tab. 4-2 aus
der Anlage zur Muster-VAwS).
Die Vorschriften der VAwS gelten formell nicht für Tätigkeiten unter 6 Monaten.
Bohrbetriebe überschreiten aber i.d.R. diesen Zeitraum. Nach Angaben der EMPG werden
die Anforderungen nach VAwS auf allen Bohrplätzen, unabhängig von der Betriebsdauer
erfüllt.
Tabelle 4-2 Allgemeine Regelung aus Anhang zur Muster VAwS [3]
Volumen
Wassergefährdungsklasse
1
2
3
in m3
F0+R0+I0
F0+R0+I0
F0+R0+I0
≤ 0,1
F0+R0+I0
F1+R1+I0/
F1+R1+I1/
> 0,1 ≤ 1
F1+R0+I1/
F2+R2+I0/
F0+R3+I0
F0+R3+I0
F
+R
+I
/
F
+R
+I
/
F
> 1 ≤ 10
1
1 0
1
1 1
1+R1+ I1+I2/
F1+R0+I1/
F1+R2+I0/
F2+R2+I1/
F0+R3+I0
F0+R3+I0
F0+R3+I0
F1+R1+I1/
F1+R1+ I1+I2/
F2+R2+I1 +I2/
> 10 ≤ 100
F1+R2+I0/
F2+R2+I1/
F0+R3+ I1+I2
F0+R3+I0
F0+R3+I0
> 100
F1+R1+ I1+I2/ F2+R2+I1 +I2/ F2+R2+I1 +I2/
F2+R2+I1/
F0+R3+ I1+ I2 F0+R3+ I1+I2
F0+R3+I0
Erläuterungen: + ... zusätzlich / ... wahlweise
Befestigung und Abdichtung von Bodenflächen
F0 =
keine Anforderungen an Befestigung und Abdichtung der Fläche über die betrieblichen
Anforderungen hinaus
F1 =
stoffundurchlässige Fläche
62
Gutachten
_________________________________________________________________________
F2 =
wie F1, aber mit Nachweis
Rückhaltevermögen für austretende wassergefährdende Flüssigkeiten
R0 =
kein Rückhaltevermögen über die betrieblichen Anforderungen hinaus
R1 =
Rückhaltevermögen für das Volumen wassergefährdender Flüssigkeiten, das bis zum Wirksamwerden geeigneter Sicherheitsvorkehrungen auslaufen kann (z.B. Absperren des undichten
Anlagenteils oder Abdichten des Lecks)
R2 =
Rückhaltevermögen für das Volumen wassergefährdender Flüssigkeiten, das bei Betriebsstörungen freigesetzt werden kann, ohne dass Gegenmaßnahmen berücksichtigt werden.
R3 =
Rückhaltevermögens ersetzt durch Doppelwandigkeit mit Leckanzeigegerät. Anlagenteile, bei
denen Tropfmengen nicht auszuschließen sind, sind mit gesonderten Auffangtassen zu
versehen oder in einem sonstigen Auffangraum anzuordnen sind.
Infrastrukturelle Maßnahmen organisatorischer oder technischer Arti
I0 =
keine besonderen Anforderungen an die Infrastruktur über die betrieblichen Anforderungen
hinaus; eine besondere Betriebsanweisung nach § 3 Nr. 6 VAwS ist nicht erforderlich
I1 =
Überwachung durch selbsttätige Störmeldeeinrichtungen in Verbindung mit ständig besetzter
Betriebsstätte (z.B. Meßwarte) oder Überwachung mittels regelmäßiger Kontrollgänge; Aufzeichnung der Abweichungen vom bestimmungsgemäßen Betrieb und Veranlassung
notwendiger Maßnahmen
I2 =
Alarm- und Maßnahmenplan, der wirksame Maßnahmen und Vorkehrungen zur Vermeidung
von Gewässerschäden beschreibt und mit den in die Maßnahmen einbezogenen Stellen
abgestimmt ist.
Die Eigenschaften der vorgeschriebenen Maßnahmen werden i.d.R. durch Bauartzulassungen
zertifiziert, sie müssen im Rahmen der Genehmigungen nachgewiesen werden. Der Bohrplatz
während des Bohrbetriebs wird in der Regel wassergefährdende Stoffe mit WGK 2 und
Mengen 10 ≤ 100 m3 enthalten, so dass der Anforderungssatz: F1+R1+ I1+I2/
F2+R2+I1/ F0+R3+I0 zur Anwendung kommt. Das bedeutet:
stoffundurchlässige Fläche
Rückhaltevermögen für das Volumen wassergefährdender Flüssigkeiten, das bis zum Wirksamwerden
geeigneter Sicherheitsvorkehrungen auslaufen kann (z.B. Absperren des undichten Anlagenteils oder
Abdichten des Lecks)
• Überwachung durch selbsttätige Störmeldeeinrichtungen in Verbindung mit ständig besetzter Betriebsstätte (z.B. Meßwarte) oder Überwachung mittels regelmäßiger Kontrollgänge; Aufzeichnung der
Abweichungen vom bestimmungsgemäßen Betrieb und Veranlassung notwendiger Maßnahmen
• Alarm- und Maßnahmenplan, der wirksame Maßnahmen und Vorkehrungen zur Vermeidung von
Gewässerschäden beschreibt und mit den in die Maßnahmen einbezogenen Stellen abgestimmt ist.
Alternativ:
• stoffundurchlässige Fläche mit Nachweis
• Rückhaltevermögen für das Volumen wassergefährdender Flüssigkeiten, das bei Betriebsstörungen
freigesetzt werden kann, ohne dass Gegenmaßnahmen berücksichtigt werden.
• Überwachung durch selbsttätige Störmeldeeinrichtungen in Verbindung mit ständig besetzter Betriebsstätte (z.B. Meßwarte) oder Überwachung mittels regelmäßiger Kontrollgänge; Aufzeichnung der
Abweichungen vom bestimmungsgemäßen Betrieb und Veranlassung notwendiger Maßnahmen
Alternativ:
• keine Anforderungen an Befestigung und Abdichtung der Fläche über die betrieblichen Anforderungen
hinaus
• Rückhaltevermögens ersetzt durch Doppelwandigkeit mit Leckanzeigegerät. Anlagenteile, bei denen
Tropfmengen nicht auszuschließen sind, sind mit gesonderten Auffangtassen zu versehen oder in einem
sonstigen Auffangraum anzuordnen sind
• keine besonderen Anforderungen an die Infrastruktur über die betrieblichen Anforderungen hinaus; eine
besondere Betriebsanweisung nach § 3 Nr. 6 VAwS ist nicht erforderlich
•
•
63
Gutachten
_________________________________________________________________________
Wie ersichtlich besteht in der Gestaltung der Maßnahmen ein gewisser Spielraum, der in
Abhängigkeit von den örtlichen Gegebenheiten ausgenutzt werden kann. Die nach den Regeln
des WEG Leitfaden „ Gestaltung des Bohrplatzes“ [4] ausgeführten Bohrplätze haben
Bereiche, in denen mit wassergefährdenden Stoffen umgegangen wird. Diese sind
insbesondere
• Betonfläche ausgeführt nach DafStb-Richtlinie „Wasserundurchlässige Bauwerke aus
Beton“ (WU-Richtlinie) bzw. der DafStb-Richtlinie „Betonbau beim Umgang mit
wassergefährdenden Stoffen“ [65]
• Bohrturmunterbau mit Bohrkeller,
• die Maschinenstellfläche
• das Dieselöllager
• Spülungstanks,
• „solids control“-Equipment,
• Bohrgutgrube bzw. –behälter,
• Lagerbereiche für Stoffe und Materialien (z.B. Lagerung von wassergefährdende
Spülungschemikalien
• Rohrlager mit z.B. kontaminiertem Bohrgestänge, Reinigen / Fetten von Muffen und
Zapfen
Der gesamte WGK-Bereich wird durch eine ausreichend hohe umlaufende Aufkantung von
den sonstigen Bereichen getrennt. Das Niederschlagswasser und sonstige Flüssigkeiten
werden aufgefangen. Ein Überlauf wird verhindert. Die Flüssigkeiten können über ein
Entwässerungssystem gesammelt oder per Saugwagen abgesaugt und fachgerecht aufbereitet
oder entsorgt werden. Der gesamte innere Bereich besteht aus einer wasserundurchlässigen
Fläche (Beton, PE Folie mit Bauartzulassung) mit Gefälle zum Platzrand hin. Das
Niederschlagswasser kann über Rinnen in das Rückhaltebecken geleitet werden.
Umweltverträglichkeitsprüfung
Die formelle Umweltverträglichkeitsprüfung ist zwingend vorgeschrieben, wenn die zu
erwartenden Förderungen an Erdgas 500.000 m3 pro Tag erreicht oder überschritten werden.
Dies ist regelmäßig bei kleinen Bohrstellen im Bereich unkonventioneller Erdgaslagerstätten
nicht der Fall. Die Anforderungen formuliert die UVP-BergV [66]. Unabhängig von der
formellen UVP müssen für den Betriebsplan nach BBergG Untersuchungen zur
Umweltverträglichkeit und Naturschutz vorgelegt werden, z.B. Landschaftspflegepläne s.
Anlage 2-7.
Immissionsschutz & Störfall-Verordnung
Immissionschutzrechtliche Vorgaben bei Bohrplätzen ergeben sich aus Lärm- und
Erschütterungsbelastungen, sowie durch Luftbelastungen insbesondere aus dem
Fackelbetrieb. In Rahmen der Betriebsplanzulassungen müssen Prognosen über
Lärmimmissionen vorgelegt werden, s. Anlage 2-1-11.
Fackeln müssen die stets sichere Ableitung von brennbaren und giftigen Stoffen (z.B. H2S)
bewerkstelligen. Die Funktionsnachweise werden im Rahmen der
Betriebsplangenehmigungen erbracht. Dabei ist auch die Einhaltung von zulässigen
Emissionswerten nachgewiesen.
64
Gutachten
_________________________________________________________________________
Die Störfall-Verordnung [21] ist nur anzuwenden, wenn bestimmte Gefahrstoffe in
bestimmten Mengen vorhanden sind oder während eines Störfalls entstehen können. Auf
Bohrplätzen werden Gefahrstoffe, die der Störfall-Verordnung unterliegen verwendet,
gleichwohl werden i.d.R. bei Einzelbohrplätzen die qualifizierenden Mengenschwellen, z.B.
für giftige Stoffe mit 20/200 t ; für umweltgefährdende Stoffe mit 100/500 t (für jeweils die
Grund- und erweiterten Pflichten) nicht erreicht oder überschritten. Die Situation bei
Clusterbohrplätzen ist im Einzelfall zu prüfen. Weiter ist zu beachten, dass nach Art 4 Seveso
II (2003) bestimmte Ausnahmen gelten, die sich u.a. auf den Bereich des Bergbaus beziehen:
Art. 4
Ausnahmen
..
e) die Gewinnung (Erkundung, Abbau und Aufbereitung) von Mineralien im Bergbau, in
Steinbrüchen oder durch Bohrung, ausgenommen chemische und thermische
Aufbereitungsmaßnahmen und die mit diesen Maßnahmen in Verbindung stehende Lagerung, die
gefährliche Stoffe gemäß Anhang I beinhalten;
Die Zumischung von Chemikalien zur Herstellung der Frackfluide oder Bohrspülungen kann
als „chemische Aufbereitung“ gewertet werden, so dass der Ausnahmetatbestand des Art. 4
als nicht gegeben angesehen werden kann. Praktisch spielt derzeit die Störfall-Verordnung
keine Rolle, da die gehandhabten Mengen an Gefahrstoffen am bislang herrschenden Konzept
des Einzelbohrplatzes zu gering sind.
Arbeitsschutz & Maschinensicherheit
Dem Arbeitsschutz wird traditionell im Bergbau große Bedeutung zugemessen. Entsprechend
umfangreich sind die einschlägigen Vorschriften des Bergrechts, des Geräte- und
Produktsicherheitsgesetz – GPSG, des Arbeitsschutzes mit GefStoffV, ArbStV, der
berufsgenossenschaftlichen Vorschriften und Rundverfügungen der Bergämter. Neben der
Ausrüstung des Bohrplatzes mit Körperschutzmitteln, Brandschutzeinrichtungen und anderen
technischen Vorrichtungen zur Unfallverhütung und Gesundheit am Arbeitsplatz besteht eine
Reihe von organisatorischen Vorkehrungen zum Arbeitsschutz. Diese werden im
Zusammenhang mit dem Sicherheitsmanagementsystem (s. Kap. 4.3) behandelt.
Ein Kernpunkt des Arbeitsschutzes ist der Umgang mit Gefahrstoffen. Die zentrale Vorschrift
ist dabei die GefahrstoffV und das daraus abgeleitete Regelwerk der TRGS. Jede Tätigkeit
unter Verwendung von Gefahrstoffen erfordert eine arbeitsplatzbezogenen
Gefährdungsbeurteilung nach TRGS 400 [67]. Für schematisierte Arbeitsverfahren kann die
Gefährdungsbeurteilung vereinfacht werden. Der WEG Leitfaden „Umgang mit der
Gefahrstoffverordnung/Einstufung der Gefahrstoffe gemäß § 7 GefStoffV“ [68] stellt ein
solch vereinfachtes Verfahren für die spezifischen Belange des Bohrbetriebs dar.
Verzeichnisse mit Gefahrstoffen, Abfällen werden mit dem Betriebsplan geliefert (Vergl.
Anlage 2-1-4; 2-1-5)
Die auf dem Bohrplatz betriebenen Maschinen, Werkzeuge und Apparate unterliegen
hinsichtlich der Sicherheit diversen rechtlichen Regelungen. Diese sind europaweit
einheitlich, in DE im Wesentlichen umgesetzt in Verordnungen nach dem GPSG (s. Tab 4-3).
65
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 4-3 Auf Bohrplätzen relevante Vorschriften zur Arbeitssicherheit
Richtlinie
2006/95/EG
Niederspannungsrichtlinie
87/404/EG
Druckbehälterrichtlinie
2006/42/EG
Maschinenrichtlinie
94/9/EG
Explosionsschutzrichtlinie
97/23/EG
Druckgeräterichtlinie
2004/108/EG
EMV-Richtlinie
Verordnung
1. GPSGV Niederspannungsverordnung
Abkürzung
NSpgVO
6. GPSGV
Druckbehälterverordnung
9. GPSGV Maschinenverordnung
DruckbehVO
11. GPSGV
Explosionsschutzverordnung
14. GPSGV
Druckgeräteverordnung
Gesetz über elektromagnetische
Verträglichkeit
ATEX
MaschVO
DruckVO
EMVG
Zur Handhabung der Regelungen nach dem GPSG in der betrieblichen Praxis hat der WEG
eine „Handlungsempfehlung Maschinenrichtlinie“ [69] erlassen, in der die Anforderungen zur
Kennzeichnung, Dokumentation, etc. erläutert werden. Zum Betrieb von Druckbehältern
(nach 14. GPSGV) gibt es eine Empfehlung des WEG zur „Einstufung von bestehenden
Druckbehältern in die Klassifizierung gemäß DruckgeräteV und zur Ermittlung der
Prüffristen“ [70]und generell zur Druckgeräterichtlinie die „Handlungsempfehlung zur
Bestellung von Druckgeräten und zur Ermittlung von Prüffristen in den Mitgliedsfirmen des
WEG“ [71] , die die Anforderungen in die betriebliche Praxis am Bohrplatz beinhalten.
In Explosionsgefährlichen Bereichen sind nach Maßgabe der 11. GPSGV Schutzzonen
einzurichten. Die WEG-„Empfehlung von explosionsgefährlichen Bereichen“ [72] enthält
eine Beispielsammlung von festzulegenden Ex-Bereichen bei typischen Einrichtungen auf
dem Bohrplatz. Generell sind vor Aufnahme von Arbeiten in gefährdeten Bereichen
Gefährdungsbeurteilungen nach BetriebssicherheitsV [73] durchzuführen.
Stand der Technik beim Abteufen von Bohrungen
Zum Stand der Technik beim Bohren, der Komplettierung inkl. Zementierung,
(Qualitätssicherung) sowie die mit der Bohrphase in einem zeitlichen Zusammenhang
stehenden Untersuchungen im Bohrloch, wie das Logging und die Bohrlochtests s. detaillierte
Ausführungen in [8] (Anlage 2-9)
4.2.2 Ertüchtigung (Fracking)
Zur Vorbereitung des Frackfluids sind der Wasser/Propellant – Mischung verschiedene
Chemikalien zuzusetzen (vergl. Kap 2.5.2). Die Verwendung dieser Chemikalien am
Bohrplatz unterliegt den Vorschriften zum Umgang mit Gefahrstoffen (GefahrstoffV) und
ggf. wassergefährdenden Stoffen (VAWs). Da diese Stoffe mit Lastwagen herangefahren
werden sind ebenfalls die Vorschriften für den Transport gefährlicher Güter (GGBefG)
einschlägig.
Für alle verwendeten Gefahrstoffe müssen am Bohrplatz Sicherheitsdatenblätter vorgehalten
werden. Die Personen, die mit den Gefahrstoffen umgehen sind über die Gefahren und
fachgerechten Umgang zu unterweisen. Darüber sind Nachweise zu erstellen. Zur
Sicherstellung arbeitsschutzrechtlicher Anforderungen wird ein Sicherheits- und
66
Gutachten
_________________________________________________________________________
Gesundheitsschutzdokument nach § 3 ABBergV erstellt und dokumentiert. Das eingesetzte
Personal ist nach den Vorgaben der WEG-Empfehlung Bohrlochkontrolle [14] ausgebildet
und unterwiesen.
Bei der Verpumpung der Frackfluid wird mit Hochdrucktechnik gearbeitet, die sich daraus
nach den Vorschriften des GPSG ergebenen Anforderungen [74], z.B. Eignungsnachweis der
verwendeten Rohrleitungen und Armaturen, Prüfungsnachweise, Kennzeichnung und
Freihaltung von Gefahrenzonen währen der Verpumpung, Kennzeichnung von Ex-Bereichen.
Es ist vor Beginn der Verpumpung die gesamte Anlage auf Funktionsfähigkeit und
Dichtigkeit zu prüfen und darüber einen Nachweis zu erstellen. Das Frackingverfahren wird
im Sonderbetriebsplan (vergl. Anlage 2-4 & 2-5) detailliert beschrieben. Folgende Prüfungen
sind durchzuführen und gegenüber der Behörde nachzuweisen:
1. Analyse der Verträglichkeit der Frackfluide einschl. der eingesetzten Chemikalien mit
den Lagerstättenfluiden,
2. Analyse der Lithostatische Druckverhältnisse
3. Entsorgungsplan Backflow/Haftwasser
4. Integritätsbewertung der Bohrung, Ringraumdrücke, Lastannahmen
5. Integritätsbewertung der Zementierung
Zu 1: In Laboruntersuchungen muss die Verträglichkeit der Frackfluid mit den chemischen
Eigenschaften der Zielhorizonte untersucht werden. Beispielsweise können stark basische
Frackkomponenten zu Lösungs- und Fällungsreaktionen führen, deren Produkte nach der
Frackbehandlung wieder mobilisiert und ausgefördert werden können. Dazu müssen
Verfahren angegeben werden.
Zu 2: Detaillierte Dokumentation der geologischen Verhältnisse im Bereich der Bohrung mit
Angaben der lithostatischen Drücke, zu erwartenden Verwerfungen, etc.
Zu 3: Enthält die Mengen und abfalltechnische Klassifizierung der während des Frackbetriebs
anfallenden Abfälle. Hauptanteil ist der Backflow/Haftwasser aus der Frackbehandlung.
Zu 4: Für das Bohrlochsystem, in dem der Frack durchgeführt wird, werden die
hydraulischen Belastungen simuliert. Dabei werden maximale Lastannahmen, z.B. Brechen
der Formation, Screen-out formuliert und mit den zu erwartenden Beanspruchungen durch
den Frackvorgang verglichen. Im Ergebnis muss durch Rechnungen nachgewiesen werden,
dass die maximalen Lastannahmen mit dem vorhandenen Rohrleitungssystem (für das
Sicherheitsfaktoren angegeben sind) sicher bewältigt werden können. Zur Technischen
Auslegung der Komponenten des Rohrleitungssystems s. WEG –Technische Regel
„Futterrohrberechnung“ [7]. Ebenfalls sind die im System einzuhaltenden und zu
überwachenden Ringraumdrücke anzugeben.
Zu 5: Frackvorgänge können auf die Zementierung einwirken. Dabei ist die kontinuierliche
Überwachung der Integrität der Zementierung ein wichtiges Qualitätssicherungsmerkmal. Zu
den Einflussgrößen und –mechanismen s. [8] (Anlage 2-9).
4.2.3 Förderphase
Förderphasen können mehrere Jahrzehnte lang sein. Deshalb steht hier neben der Ausführung
der Komponenten, Anlagen & Apparate nach dem Stand der Technik vor allem die
langfristige Integrität der Anlagenfunktion im Vordergrund.
Diese kann nur durch regelmäßige Wartung und ständige Fernüberwachung hinreichend
aufrecht erhalten werden. Die Anlage läuft im Normalbetrieb weitgehend vollautomatisch ab,
67
Gutachten
_________________________________________________________________________
d.h. an die Überwachungs- und Steuerungseinrichtungen müssen hohe
Zuverlässigkeitsanforderungen gestellt werden. Die WEG -Technische Regel
„Beispielsammlung für Anforderungsklassen an MSR -Einrichtungen mit Schutzfunktion in
Erdöl-, Erdgas- und Untergrundspeicherbetrieben“ [9] nimmt in Anlehnung an die in der
chemischen Verfahrenstechnik eingesetzte SIL -Klassifizierung von PLT -Einrichtungen [75]
eine risikobezogene Einstufung von MSR Einrichtungen vor. Dabei werden die MSR
Einrichtungen bestimmten Anforderungsklassen zugeordnet. Tab. 4-4 zeigt die
Gegenüberstellung der Klassifizierungen nach DIN EN 954-1, der SIL Einstufung nach IEC
61508 und den Kategorien der WEG-Technischen Regel.
Tabelle 4-4 Zuverlässigkeitsanforderungsklassen für MSR Einrichtungen [9].
68
Gutachten
_________________________________________________________________________
Auf Grund der Anforderungen der MSR Einrichtungen am Förderbohrplatz an die langfristige
Zuverlässigkeit und der Möglichkeit, dass ernste Schäden bei Ausfall der Steuerung nicht
auszuschließen sind, werden die MSR Einrichtungen mindestens der SIL- Klasse 2
zuzuordnen. Das heißt, es kommen nur Komponenten mit Bauartprüfung in Betracht, deren
konkrete Funktion im System (im regelmäßigen Wartungszyklus) überprüft wurde. Die
Ausfallwahrscheinlichkeiten von MSR-Einrichtungen wurden aus dem SAFETY
EQUIPMENT RELIABILITY HANDBOOK. EXIDA.COM LLC. (2007)20 entnommen, Tab.
4-5 zeigt die generischen Daten.
Tabelle 4-5 Versagenswahrscheinlichkeiten von MSR-Einrichtungen verschiedener SILKlassifizierung
Wie ersichtlich bedeutet die Höherstufung von SIL 1 auf SIL 2 einen Gewinn von Faktor 10
in der Zuverlässigkeit.
Zur Langfristintegrität des Bohrlochs (Dichtigkeit) während der Förderphase und der
anschließenden Versiegelung ausgeförderter Bohrungen s. [8] (Anlage 2-9).
4.2.4 Transport auf der Straße
Aufbau und Betrieb von Bohrplätzen ist ohne Einsatz von Schwerlastverkehr auf der Strasse
nicht denkbar. Die damit verbundenen Belastungen der Umwelt durch Emissionen an Lärm,
Erschütterungen und Schadstoffen, sowie der durch die Anlage von Straßen und Trassen
notwendige Landverbrauch ist nicht Gegenstand dieses Gutachtens21. An dieser Stelle wird
20
21
Zitiert nach [40]
Angaben zum Landverbrauch s. Gutachten Schnebel
69
Gutachten
_________________________________________________________________________
nur der Transport gefährlicher Güter in Form der beim Bohr- und Ertüchtigungsbetrieb
eingesetzten Gefahrstoffe, sowie der Transport von Backflow/Haftwasser in TKW betrachtet.
Beim Transport von Gefahrstoffen kommen nach Angaben der EMPG nur dafür zugelassene
Fahrzeuge und entsprechend ausgebildete Fahrer/Fahrerinnen zum Einsatz. Die Be- und
Entladung von TKW erfolgt im geschlossenen System mit Gaspendelung (s. TRbF 30) [76]
Bei der Handhabung ortsbeweglicher Lagerbehälter mit brennbaren Flüssigkeiten ist die
TRbF 60 [77]zu beachten.
4.2.5 Rohrleitungstransport
Die Vorschriften [78] die den Stand der Technik beim Transport von Erdgas und
Backflow/Haftwasser in Rohrleitungen beschreiben, richten sich nach dem jeweiligen Produkt
und dem Bereich, in dem der Transport erfolgt. Unterschieden wird der innerbetriebliche
Transport auf dem Bohrplatzes und der außerbetrieblichen Transport in Feldleitungen vom
Bohrplatz zur Sammelstation bzw. zur Versenkstelle.
4.2.5.1 Innerbetriebliche Rohrleitungen
Bei den innerbetrieblichen Rohrleitungen existieren Vorschriften aus verschiedenen
Rechtsbereichen, die nebeneinander gelten. Sie haben unterschiedliche Regelungsziele und inhalte, sodass inhaltlich keine Doppelregelung auftritt.
Geräte- und Produktsicherheitsgesetz (GPSG)
Die europäische Druckgeräterichtlinie bildet die Rechtsgrundlage für die europaweit
einheitliche Regelung von der Beschaffenheit und dem In-Verkehr-Bringen von
Druckgeräten, zu denen auch Rohrleitungen zählen. Bei der neuen Druckgeräteverordnung
geht es im Wesentlichen um die sichere Beschaffenheit von Druckgeräten (einschließlich
Rohrleitungen), die mit einem Betriebsdruck von > 0,5 bar betrieben werden. Hinsichtlich der
Sicherheit wird nur der Aspekt “Druck” berücksichtigt. Zur Konkretisierung der alten
Druckbehälterverordnung (durch 6.GSPGV ersetzt) wurden Technische Regeln veröffentlicht,
die weitergehende Vorschriften für den Betrieb, Instandhaltung, Schutzeinrichtungen,
Verlegung usw. festlegen. Hierbei sind für Rohrleitungen insbesondere die folgenden
“Technischen Regeln zur Druckbehälterverordnung - Rohrleitungen” von Bedeutung:
• TRR 100 Rohrleitungen aus metallischen Werkstoffen
• TRR 110 Rohrleitungen aus textilglasverstärkten Duroplasten (GFK) mit und ohne
Auskleidung
• TRbF 50 Technische Regel brennbarer Flüssigkeiten (formal außer Kraft, aber noch
solange anzuwenden bis sie durch den Betriebssicherheitsausschuss (ABS)
zurückgezogen oder überarbeitet wird.
Wasserhaushaltsgesetz (WHG)
Das Schutzziel “Umwelt” beziehungsweise “Gewässer” wird bei innerbetrieblichen
Rohrleitungen über das Wasserhaushaltsgesetz geregelt. Dabei ist mit wassergefährdenden
Stoffen so umzugehen, dass Verunreinigungen der Gewässer oder sonstige nachteilige
Veränderungen ihrer Eigenschaften nicht zu besorgen sind (Besorgnisgrundsatz).
Für Rohrleitungsanlagen zum Befördern wassergefährdender Stoffe sowie für Anlagen zum
Umgang mit wassergefährdenden Stoffen sind im WHG besondere Regelungen getroffen
70
Gutachten
_________________________________________________________________________
worden, die es ermöglichen, gestaffelt nach der Menge und Gefährlichkeit der beförderten
Stoffe, entsprechende Sicherheitsanforderungen an die Errichtung und den Betrieb der
Anlagen / Rohrleitungen zu stellen. Um dem Besorgnisgrundsatz gerecht zu werden, sind von
den Betreibern von Rohrleitungen und Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden
Stoffen technische und organisatorische Anforderungen zu erfüllen. Prinzipiell gilt, dass
auftretende Leckagen schnell und zuverlässig erkannt, zurückgehalten und beseitigt werden
müssen. Welche Anforderungen im Einzelnen zu erfüllen sind, richtet sich nach der Art der
Anlage, dem Wassergefährdungspotenzial und der Menge des Stoffes in diesen Anlagen.
(vergl. Kap 4.2.1)
Unterirdische Rohrleitungen
Nach Landeswasserrecht ist der Betrieb von einwandigen, unterirdischen Rohrleitungen zum
Befördern wassergefährdender Stoffe grundsätzlich nicht zugelassen.
Nach den Anlagenverordnungen aller Bundesländer (§ 12 Muster-VAwS) sind unterirdische
Rohrleitungen grundsätzlich nur zulässig, wenn dies aus Sicherheitsgründen nicht anders
möglich ist. Ist dies der Fall, werden folgende Ausführungsarten vorgeschrieben:
• Doppelwandige Rohrleitung, wobei Undichtheiten der Rohrwände durch ein
Leckanzeigegerät mit baurechtlichem Übereinstimmungszeichen selbsttätig angezeigt
werden müssen, oder
• Rohrleitung für brennbare Flüssigkeiten der Gefahrklasse A III versehen mit einem
flüssigkeitsdichten Schutzrohr oder in einem flüssigkeitsdichten Kanal verlegt, wobei
ausgelaufene Flüssigkeit in einer Kontrolleinrichtung sichtbar werden muss, oder
• als Saugleitung ausgebildet, in der die Flüssigkeitssäule bei Undichtheiten abreißt; die
Saugleitung muss mit stetigem Gefälle zum Tank verlegt sein und darf außer am
oberen Ende kein Rückschlagventil haben.
Oberirdische Rohrleitungen
Prinzipiell gilt nach den Grundsatzanforderungen, dass auch bei oberirdischen Rohrleitungen
auftretende Leckagen schnell und zuverlässig erkannt, zurückgehalten und beseitigt werden
müssen. Daher ist zu fordern, dass unter der gesamten Rohrleitung eine dichten Fläche sowie
ein geeignetes Rückhaltevolumen vorhanden sein müssen.
Die Technischen Regeln wassergefährdende Stoffe (TRwS) vom Dezember 2001
• ATV-DVWK-A 780 Oberirdische Rohrleitungen, Teil 1: Rohrleitungen aus
metallischen Werkstoffen und
• ATV-DVWK-A 780 Oberirdische Rohrleitungen, Teil 2: Rohrleitungen aus
polymeren Werkstoffen
konkretisieren technische und organisatorische Maßnahmen für innerbetriebliche oberirdische
Rohrleitungen, sodass ein Verzicht auf flüssigkeitsundurchlässige Befestigungen oder
Auffangvorrichtungen grundsätzlich möglich ist.
4.2.5.2 Außerbetriebliche Rohrleitungen
Außerbetriebliche Rohrleitungen sind i.d.R. Rohrfernleitungen für die Beförderung von Öl
oder Gas, die wichtige Einrichtungen zur Sicherstellung der Energieversorgung darstellen.
Zum Stand der Technik und den Betriebserfahrungen sind eine Reihe von Studien [79], [56],
vorgelegt worden. In DE hat sich zum sicheren Betrieb derartiger Rohrleitungen ein System
71
Gutachten
_________________________________________________________________________
von Gesetzen und Verordnungen, sowie Technischer Regeln etabliert, die auf Grund der
europäischen Harmonisierung jedoch teilweise erheblich verändert wurden.
Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG)
Seit 2002 sind in Deutschland Rohrfernleitungen abhängig vom beförderten Medium und
ihren geometrischen Abmessungen (Durchmesser und Länge gemäß dem Gesetz über die
Umweltverträglichkeitsprüfung (UVPG)) in der Rohrfernleitungsverordnung (RohrFLtgV)
geregelt, die auf dem UVPG basiert. Für Rohrfernleitungen, die aufgrund ihrer Abmessungen
nicht unter das UVPG fallen, galt bisher für Erdgasleitungen die
Gashochdruckleitungsverordnung (GasHLV) nach dem Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)
sowie für wassergefährdende Stoffe das Wasserhaushaltsgesetz.
In der GasHLV sind auch die Leitungen für die öffentliche Gasversorgung erfasst, deren
sicherheitstechnische Anforderungen in dem DVGW-Regelwerk22 präzisiert werden. Als
weitere wichtige Rechtsgrundlagen im Rohrleitungsbereich sind das Bundesberggesetz für
Offshore- und Feldleitungen zu nennen. Detaillierte technische Anforderungen zu Design,
Bau, Verlegung, Betrieb und Überwachung enthält die Technische Regel für
Rohrfernleitungsanlagen (TRFL), die für alle Rohrfernleitungen nach der RohrFLtgV
anzuwenden ist. Im Folgenden wird schwerpunktmäßig auf die Regelungen im Rahmen des
UVPG/RohrFLtgV eingegangen.
Die Verordnung über Rohrfernleitungsanlagen (RohrFLtgV) enthält allgemeine Regelungen
und Anforderungen. Technische und betriebliche Details beinhaltet die neue Technische
Regel für Rohrfernleitungsanlagen – TRFL. Nach § 2 regelt die RohrFLtgV
Rohrfernleitungen, die einer Planfeststellung oder einer Plangenehmigung nach § 20 Abs. 1
oder 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung bedürfen und folgende Stoffe
befördern:
- brennbare Flüssigkeiten mit einem Flammpunkt < 100 °C sowie brennbare
Flüssigkeiten, die bei Temperaturen gleich oder oberhalb ihres Flammpunkts befördert
werden
- verflüssigte oder gasförmige Stoffe mit dem Gefahrenmerkmal F = leicht entzündlich,
F+ = hochentzündlich, T = giftig, T+ = sehr giftig, C = ätzend
- Stoffe mit den R-Sätzen R 14, R 14/15, R 29, R 50, R 50/53 oder R 51/53
Der ordnungsgemäßer Zustand der Rohrfernleitungsanlage, fortlaufende Überwachung,
notwendige Instandsetzungsmaßnahmen, Erstellung einer zusammenfassenden, jährlich zu
aktualisierenden Dokumentation, Maßnahmen nach endgültiger oder bei vorübergehender
Stilllegung, Anzeige vor erneuter Inbetriebnahme der Rohrfernleitungsanlage,
Managementsystem des Betreibers zur Schaffung und Beibehaltung der Integrität der
Rohrfernleitungsanlage, Vorliegen und regelmäßige Aktualisierung von Betriebsanweisungen
sind allgemeine Anforderungen zur Erfüllung der Verordnung.
Weiter sind Rohrleitungen zu prüfen:
- vor der Inbetriebnahme der Rohrfernleitungsanlage,
- vor erneuter Inbetriebnahme nach Änderung,
- vor erneuter Inbetriebnahme nach einer nicht zulassungsbedürftigen Änderung (die die
Funktionstüchtigkeit der Rohrfernleitungsanlage durch Schweißen oder Schneiden
beeinträchtigt, von Teilen einer Fernwirk- oder Fernsteuerungsanlage oder der
Druckverhältnisse in der Rohrfernleitungsanlage),
22
DVGW = Deutsche Vereinigung des Gas- und Wasserfachs e.V.
72
Gutachten
_________________________________________________________________________
- nach der Stilllegung,
- nach einer vorübergehenden Stilllegung von mehr als sechs Monaten und
- vor der Inbetriebnahme solcher Anlagen,
- nach Schadensfällen,
- während des Betriebs der Anlage in mindestens zweijährigem Abstand (Verlängerung
möglich);
Außerplanmäßige Prüfungen können angeordnet werden.
Prüfstellen für Rohrfernleitungsanlagen sind zugelassenen Überwachungsstellen ZÜS und
Sachverständigenorganisationen.
Zur Schadensfallvorsorge erfolgt die Aufstellung von Alarm- und Gefahrenabwehrplänen,
regelmäßige Notfallübungen (mindestens alle zwei Jahre), Information von betroffenen
Gemeinden, Feuerwehr, Polizei und anderen Hilfsorganisationen entlang der Trasse über Art,
Zweckbestimmung und Verlauf der Leitung, über Gefahren sowie über die transportierten
Stoffe
Die Technischen Regeln für Rohrfernleitungen — TRFL sind das Ergebnis der
Zusammenführung dreier mittlerweile aufgehobener (außer TRGL) Regelwerke für
Rohrfernleitungen:
- TRbF 301 „Richtlinie für Fernleitungen zum Befördern gefährdender Flüssigkeiten“
- RRwS „Richtlinie für Rohrleitungen zum Befördern wassergefährdender Stoffe“
- TRGL „Technische Regeln für Gashochdruckleitungen“
Die TRFL ist ein umfassendes und detailliertes Regelwerk und gilt als fachliche Grundlage
für die Errichtung, den Betrieb sowie die Prüfung von Rohrfernleitungsanlagen zum
Befördern von Stoffen gemäß § 2 Abs. 1 RohrFLtgV. Bei Einhaltung dieser technischen
Regel gelten die Anforderungen nach der Rohrfernleitungsverordnung als erfüllt (vgl. § 3
Abs. 2 RohrFLtgV).
Die TRFL enthält neben Anforderungen an Leitungen für brennbare Flüssigkeiten und
wassergefährdende Stoffe und an Gasleitungen ebenfalls Anforderungen an SauerstoffFernleitungen (Anh. K) und an Leitungen, die dem Bergrecht unterliegen (Anh. C). Dabei
werden einige Anforderungen der Verordnung außer Kraft gesetzt oder durch spezifische
Anforderungen nach dem Bergrecht ersetzt. In Anlage 4-2 werden die Bergrechtliche
Ausnahmen nach Anh.C zur TRFL im Detail behandelt.
4.3. Sicherheitsmanagement
4.3.1 Gute Managementpraxis für den Betrieb
Neben der technischen Integrität der betrachteten Anlagen kommt der Organisation der
Sicherheit und Notfallvorsorge besondere Bedeutung zu (s. Kap 4.1). Dies war eine
Erkenntnis, die sich Anfang der 90iger Jahre des vergangenen Jahrhunderts aufgrund einer
Reihe spektakulärer Störfälle durchzusetzen begann. Mit einer weiteren Steigerung der
komponentenbezogenen Sicherheit konnte nur noch eine geringe Zunahme der gesamten
Sicherheit erreicht werden, als entscheidend stellte sich heraus, dass die Verbesserung der
Sicherheitsorganisation zu einer deutlichen Verbesserung der Systemsicherheit beitrug (s.
Bild 4-4). In Ergebnis wurden Sicherheitsmanagementsysteme entwickelt und in die
industrielle Praxis überführt. Ebenso haben diese Anforderungen Eingang in rechtliche
Regelungen gefunden. Für den Bereich der chemischen Industrie werden z.B. in der
europäischen SEVESO II Richtlinie von 1996 und als Folge in der StörfallV weitgehende
Sicherheitsmanagementsysteme vorgeschrieben. Zur Präzisierung dieser rechtlichen und
73
Gutachten
_________________________________________________________________________
technischen Anforderungen hat die Störfallkommission (SFK), der Technische Ausschuß für
Anlagensicherheit (TAA) und als Rechtsnachfolgerin die Kommission für Anlagensicherheit
(KAS) eine Reihe von Leitfäden und Berichten herausgegeben (s. Tab. 4-6), die analog zum
„Stand der Technik“ die „gute Managementpraxis“ abbilden. Management umfasst dabei den
gesamten Bereich der Organisation und Durchführung des technischen Zwecks der
betreffenden Anlage.
Die Anforderungen an die managementbezogenen Aspekte der Sicherheit finden sich in
übergeordneter Ebene im Rahmenbetriebsplan, dem Hauptbetriebsplan (ortsbezogene
Erlaubnisse, Umweltbetrachtung), dem Bohrbetriebsplan und den Sonderbetriebsplänen (mehr
technisch & ablauforientiert) nach BBergG. Diese Anforderungen sind häufig sehr allgemein
gehalten und formulieren im wesentlichen Sicherheitsziele.
Parallel zur Entwicklung von Praktiken des Sicherheitsmanagementsystems in der Industrie
haben Elemente auch in behördliche Überwachungspraxis Eingang gefunden. Z.B. wird zur
Überwachung bergrechtlicher Genehmigungen Auditverfahren23 angewandt.
Bild 4-4 Schema zur Entwicklung des Beitrags von Komponentensicherheit und
Systemsicherheit [2]
Eingeschlossen sind hierbei die örtliche Einbindung des Betriebs, die Beziehung desselben
mit seiner Umgebung sowie die betriebsinternen Abläufe und Strukturen zur Sicherstellung
der Umsetzung aller gesetzlichen und unternehmensspezifischen Anforderungen.
Sicherheitsmanagementsysteme beziehen sich auch auf den Bereich Arbeitsschutz /
Arbeitssicherheit sowie zum Umgang mit Gefahrstoffen.
23
LBEG Rundverfügung 01-50_02-03-08 Leitfaden für bergrechtliches Audit (2002)
74
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 4-6 Berichte von SFK,TAA und KAS zur „Guten Managementpraxis“ Quelle:
www.kas-bmu.de
Titel des Berichts
Jahr Bezeichnung
Abschlußbericht des Arbeitskreises “Anlagenüberwachung”
1996 TAA-GS-11
Ganzheitliche Anlagenüberwachung
2003 TAA-GS-29
“Konzept zur Erfassung und Auswertung sicherheitsbedeutsamer
1998 SFK-GS-16
Ereignisse des Arbeitskreises DATEN der SFK”
Bericht des Arbeitskreises Bediensicherheit der Störfall-Kommission 1999 SFK-GS-19
Leitfaden für die Darlegung eines Konzepts zur Verhinderung von
2002 SFK-GS-24.1
Störfällen und ein Sicherheitsmanagementsystem gem. § 9 Abs. 1 Nr.
1 i. V. m. Anhang III der Störfall-Verordnung 2000
Sicherheitsmanagement-Systeme - Aufbereitung der Stoffsammlung
1999 SFK-GS-25
des Arbeitskreises Management-Systeme der SFK
Arbeitshilfe zur Integration eines Sicherheitsmanagementsystems
2001 SFK-GS-31
nach Anhang III der Störfall-Verordnung 2000 in bestehende
Managementsysteme
Arbeitshilfe - Human Factor-Aspekte für Betriebsbereiche und
2001 SFK-GS-32
Anlagen nach der Störfall-Verordnung (12. BImSchV)
Leitfaden “Maßnahmen gegen Eingriffe Unbefugter” [24]
2002 SFK-GS-38
Bericht “Risikomanagement im Rahmen der Störfall-Verordnung”
2004 SFK-GS-41
[48]
Arbeitshilfe für die Anwendung der Störfall-Verordnung bei
2005 SFK-GS-44
Industrieparks [80]
Leitfaden Schnittstelle Notfallplanung [50]
2005 SFK-GS-45
Bericht Risikokommunikation - Anforderungen nach Störfall2008 KAS-5
Verordnung, Praxis und Empfehlungen des Arbeitskreises
RISIKOKOMMUNIKATION [81]
Empfehlungen der KAS für eine Weiterentwicklung der
2008 KAS-7
Sicherheitskultur - Lehren nach Texas City 2005 (Bericht des
Arbeitskreises Texas City) [59]
Leitfaden: Empfehlungen für interne Berichtssysteme als Teil des
2008 KAS-8
Sicherheitsmanagementsystems gemäß Anhang III StörfallVerordnung (Leitfaden des Arbeitskreises Menschliche Faktoren)
[82]
Leitfaden zum Konzept zur Verhinderung von Störfällen und zum
2011 KAS-19
Sicherheitsmanagementsystem
Leitfaden: Kompetenzen bezüglich menschlicher Faktoren im
2011 KAS-20
Rahmen der Anlagensicherheit (Betreiber, Behörden und
Sachverständige)
Sicherheitskultur
Die Weiterentwicklung des Sicherheitsmanagements mündet in die Entwicklung von
Sicherheitskulturen, die neben den spezifischen Belangen des Betriebs dessen Einbettung in
75
Gutachten
_________________________________________________________________________
die örtliche und soziale Struktur am Standort beinhalten. Dazu werden folgende
Empfehlungen der KAS [59]gegeben:
„D.1 Anlagensicherheit muss Chefsache sein
Für ein hohes Niveau der Anlagensicherheit im Rahmen einer positiv entwickelten
Sicherheitskultur ist die Einhaltung der gesetzlichen Vorgaben eine notwendige, aber
möglicher Weise nicht hinreichende Voraussetzung. Entscheidend ist nach Überzeugung der
KAS auch die klare Priorisierung des Themas durch die Unternehmensleitung. Die
Wahrnehmung dieser Priorisierung durch den Beschäftigten ist entscheidend für die
Umsetzung entsprechender Vorgaben auf den operativen Ebenen.
Die KAS fordert die Unternehmensleitungen auf, ein glaubwürdiges Bekenntnis zur hohen
Bedeutung von Anlagensicherheit abzulegen.
Dies kann z. B. durch folgende Maßnahmen demonstriert werden:
•
Klares Bekenntnis der obersten Leitung (Vorstand/Geschäftsführung und Aufsichtsrat)
zur Anlagensicherheit als ein Unternehmensziel, das gleichwertig neben den anderen
Zielen steht und im Zweifel aber Vorrang hat, z. B. in Unternehmenspolitik,
Geschäftsbericht, Berichten zu Umweltschutz und Sicherheit, Sustainability, Corporate
Social Responsibility, wenn möglich unter Nutzung von geeigneten Kennzahlen.
•
Einrichtung/Benennung einer direkt an die Unternehmensleitung berichtenden und diese
beratende unabhängigen Fachfunktion (z. B. Leitung Anlagensicherheit, Konzern-,
Störfallbeauftragte/r), durch die insbesondere auch Vorstand und Aufsichtsrat in ihrer
überwachenden Funktion und in der Umsetzung der hier folgenden Forderungen
unterstützt werden.
•
Sicherstellung einer regelmäßigen Überprüfung der Effektivität des
Sicherheitsmanagementsystems und der entsprechenden Leistung im Sinne eines echten
Management - Reviews. Durchführung durch Leitung Anlagensicherheit oder (aus
Akzeptanzgründen bevorzugt) externe Organisation.
•
Regelmäßige und protokollierte Diskussion der Ergebnisse dieses Reviews in der
Unternehmensleitung und im Aufsichtsrat.
•
Kontinuierliches und sichtbares Engagement der Unternehmensleitung, des
Aufsichtsrats und der oberen Führungsebenen durch z. B. gezieltes Ansprechen von
Anlagensicherheit bei unternehmensöffentlichen Veranstaltungen der
Unternehmensleitung (Führungskräftetreffen, Mitarbeiterversammlungen, o. ä.);
Berücksichtigung von Anlagensicherheit bei Standortbesuchen (insbesondere im
Rahmen von Betriebsbegehungen). Integration von Elementen der Anlagensicherheit in
die (jährlichen) Zielvorgaben.
•
Festlegung der Verantwortlichkeiten und Erwartungen an die einzelnen Ebenen der
Organisation. Diese Festlegungen sind möglichst konkret zu formulieren und sollen
einen Bezug zu den vorhandenen Bewertungssystemen, Vertragswerken, etc. erhalten.
Wesentliche Punkte sind z. B: Vorbildfunktion des Managements; hohe Priorität der
Anlagensicherheit; kein stillschweigendes Hinnehmen von Abweichungen; zur
Verfügung stellen anforderungsgerechter Ressourcen (Personal, finanzielle Mittel);
zwingende Einhaltung der gesetzlichen Vorgaben und des
Sicherheitsmanagementsystems nach unternehmensinterner Regelungen; Sicherstellung
einer nachhaltigen Weiterentwicklung der Anlagensicherheit, insbesondere durch
76
Gutachten
_________________________________________________________________________
geeignete Überprüfung der Effektivität (Performance; z. B. Trenderkennen,
Schwachstellenverbesserung).
•
Sicherstellung von und Beteiligung an offener Kommunikation im Unternehmen zu
Fragen der Anlagensicherheit (Vertrauenskultur). Insbesondere werden Ereignisse und
Beinahe-Ereignisse als Chance zur Verbesserung verstanden, erfasst und berichtet,
angemessen untersucht und daraus gewonnene Lehren kommuniziert.
•
Festlegung individueller Kriterien für die Bewertung der persönlichen Leistung auf dem
Gebiet der Anlagensicherheit, orientiert an dem jeweiligen Aufgabenbereich (“Was
kann beeinflusst werden?”). Differenzierung auch der Konsequenzen (finanzielle
Anreize, unternehmensöffentlicher Vergleich etc.) hinsichtlich Aufgabenbereich und
Hierarchieebene.
•
Zwingende und nachvollziehbare Berücksichtigung von Anlagensicherheit bei allen
wichtigen Entscheidungen, z. B. Akquisitionen (M&A); Integration zugekaufter
Unternehmen; Investitionen; Personalentscheidungen (insbesondere Sicherstellung von
Kontinuität/Know-How/Erfahrungen).
D.2 Organisation der Anlagensicherheit
Die KAS hält es auch zur Erreichung einer positiv entwickelten Sicherheitskultur unter
besonderer Berücksichtigung der Anlagensicherheit für notwendig, die unternehmensspezifischen Abläufe und Zuständigkeiten in einem Managementsystem festzulegen. Dies ist
für Betriebsbereiche üblicherweise durch das Sicherheitsmanagementsystem (SMS) …
wirksam sicherzustellen.
Das SMS regelt die systematische Vorgehensweise, welche dafür sorgt, dass Prozessrisiken
identifiziert und angemessen reduziert werden. Die erforderliche Dokumentation dafür erfolgt
z. B. in Sicherheitsgesprächen, dem anlagenspezifischen Sicherheitskonzept sowie auch in
den Sicherheitsberichten. Den Rahmen dafür bilden die einschlägigen gesetzlichen
Regelungen und Vorgaben. Zusätzlich wird auf die Leitfäden der Störfallkommission (s. Tab.
4-6) verwiesen.
Managementsysteme sollen einerseits die wesentlichen Abläufe klar und konsistent
beschreiben, andererseits aber auch praktikabel nutzbar sein.
D.3 Fachkenntnisse und Ausbildungsstand
Die KAS sieht einen überdurchschnittlichen Ausbildungsstand und aktuelles Fachwissen des
Bedienpersonals und der Fach- und Führungsfunktionen zu den Prozessen und Anlagen, das
dem Gefährdungspotential, mit dem umgegangen wird, gerecht wird, als unverzichtbare und
grundlegende Voraussetzung für eine wirksame Umsetzung der internen und externen
Vorgaben und als Ausdruck einer positiv entwickelten Sicherheitskultur.
Dazu existieren in Deutschland umfangreiche Berufsausbildungs- und Schulungssysteme.
Insbesondere für den Bereich der Prozess- und Anlagensicherheit gilt es, diese auszubauen.
Hochschulausbildung
• Die KAS ist der Auffassung, dass durch die breite Einführung von Bachelor- und
Masterstudiengängen und den damit verbundenen verkürzten Studienzeiten eine
Reduzierung des Lehrstoffs zu Lasten der “Ergänzungsfächer” wie z. B.
Anlagensicherheit nicht verbunden sein darf. Bei Nichtbeachtung ist mittel- bis langfristig
mit einer Schwächung des Standes der Sicherheitstechnik zu rechnen, da das notwendige
Fachwissen dann nicht mehr in ausreichendem Maße zur Verfügung steht.
77
Gutachten
_________________________________________________________________________
• Sicherheitstechnische Überlegungen sind in allen Lebensphasen eines Stoffes in den
jeweiligen Prozessen erforderlich. Die langfristige Absicherung und Weiterentwicklung
des zugehörigen Lehrangebots erfordern von den Bildungseinrichtungen neben einer
entsprechenden Personalzuweisung und -planung auch dazu passende
Forschungsaktivitäten. Nicht zu vernachlässigen ist auch der dringend gebotene
Praxisbezug unter Berücksichtigung der hier dargelegten Grundzüge zur Erzielung einer
positiven Sicherheitskultur…
Stellenbesetzungen und Stellenänderungen
• Die KAS sieht es als notwendig an, dass Aufgaben und Verantwortlichkeiten der
Beschäftigten bzw. Funktionen hinsichtlich der Anlagensicherheit in
Stellenbeschreibungen oder im Rahmen des Managementsystems definiert werden. Bei
Stellenbesetzungen sind diese Anforderungen zu beachten.
• Bei Stellenänderungen oder -reduzierung muss ein ausreichender Sicherheitsstand der
Anlage gewährleistet bleiben.
Betriebsinterne Aus- und Weiterbildung
• Unterweisungen und Schulungen in betriebsspezifische Gefahren und Notfallmaßnahmen
müssen Teil der Einarbeitung und des “Training on the job” von neuen Mitarbeitern/innen
in den Anlagen sein.
• Durch Schulungspläne/Weiterbildungsprogramme ist der erforderliche Wissensstand der
Beschäftigten über alle Hierarchieebenen unter Berücksichtigung von Umweltschutz und
Sicherheitsregelungen zu definieren und zu gewährleisten.
• Bei Schulungen ist entsprechend der betriebspezifischen Gefahrenpotenziale auf ein
ausgewogenes Verhältnis zwischen Arbeits-/Gesundheits-, Umweltschutz und auch
Anlagensicherheitsthemen zu achten.
• Bei Stellenänderungen ist der Wissens- und Erfahrungserhalt in den Anlagen
sicherzustellen.
Personal von Fremdfirmen bzw. Kontraktoren24
• Beim Einsatz von Fremdfirmen/Kontraktoren müssen notwendige Qualifikationen und
Verhaltensweisen auch hinsichtlich Anlagensicherheit festgelegt und im
Auswahlverfahren berücksichtigt werden.
• Vor der Arbeitsaufnahme sind Kontraktoren, ggf. Fremdfirmen- bzw. “Personalservice”Beschäftigte in betriebsspezifischen Gefahren und Regeln einzuweisen.
• Eine angemessene betriebliche Kontrolle der Einhaltung der Sicherheitsvorgaben durch
die Fremdfirmen ist erforderlich.
D.4 Unterstützung der Linienorganisation
Nach Überzeugung der KAS müssen die Verantwortungsträger nicht nur über ausreichende
eigene zeitliche und finanzielle Ressourcen verfügen, sondern auch entsprechend fachlich
unterstützt werden, um ihrer Verantwortung für Anlagensicherheit (s. Kap. D.1) gerecht
werden zu können.
24
Hier sind u. a. die Vorschriften nach § 8 Arbeitsschutzgesetz und § 17 Gefahrstoffverordnung zu beachten.
78
Gutachten
_________________________________________________________________________
Gesetzlich gefordert wird bereits die Bestellung von Störfallbeauftragten (§ 58a BImSchG).
Weitere unterstützende Funktionen können z. B. Experten für Explosionsschutz, chemische
Sicherheitstechnik etc. sein, aber auch technisches Fachpersonal für die Durchführung bzw.
Überwachung von Instandhaltungen. Für diese unterstützenden Funktionen sollten - ggf. auch
zur Vermeidung eines Organisationsverschuldens - beispielhaft folgende Aspekte beachtet
werden:
• Ausreichende Verfügbarkeit von Fachpersonal unter Berücksichtigung der
Gefährdungspotentiale, sowie der Komplexität und der in der Linienorganisation
vorhandenen Ressourcen (“je schlanker die Linienorganisation ist, desto wichtiger sind
die Unterstützungsfunktionen”).
• Angemessene Stellung in der Hierarchie.
• Fachliche Unabhängigkeit (für Störfallbeauftragte gesetzlich gefordert).
• Interessenkonflikte bei gleichzeitiger operativer Tätigkeit sollten, falls sie nicht vermieden
werden können, durch geeignete Maßnahmen beherrscht werden.
• Angemessene Einbindung in alle für die Anlagensicherheit relevanten Prozesse (z. B.
Änderungsmanagement).
• Kontinuierlicher, vertrauensvoller Kontakt mit Fachkollegen anderer Unternehmen,
Behörden, Berufsgenossenschaften, etc.
• Übergeordnete Koordination der Fachfunktionen (z. B. durch Leitung Anlagensicherheit,
Konzern - Störfallbeauftragte/r o. ä.), auch zur Sicherstellung und Aufrechterhaltung der
erforderlichen fachlichen Kompetenz (Personalauswahl, Personalplanung, Weiterbildung),
Erfahrungsaustausch (z. B. regelmäßige unternehmensinterne Fachkonferenzen) und
Qualitätssicherung.
Eine entsprechende externe Unterstützung ist möglich und bei Klein- und Mittelständischen
Unternehmen (KMU) oftmals eine notwendige Lösung.
D.5 Messen und Lernen
Die KAS sieht die Themen “Messen und Lernen” als wichtige Schritte und Hilfsmittel zur
Sicherstellung und Verbesserung des hohen Niveaus der Anlagensicherheit in Deutschland.
Beim “Messen” geht es um das Messbarmachen von Anlagensicherheit in der Rückschau
(“lagging indicators”) und in der Vorschau als Frühindikatoren (“leading indicators”). Von
besonderer Bedeutung ist dabei, dass die Indikatoren nicht nur anlagentechnische
Gesichtspunkte, sondern auch das Sicherheitsmanagement und die Mensch-Maschine
Schnittstelle einbeziehen. Damit die Indikatoren möglichst aussagekräftig sind, sollten sie
einfach und eindeutig zu ermitteln sowie intern und wenn möglich extern auch vergleichbar
sein. Wünschenswert wäre ein System von Indikatoren ähnlich wie im Arbeitschutz, wo die
Vergleichbarkeit inzwischen international weitgehend erreicht wurde. Einen solchen
holistischen Ansatz sieht die KAS als sehr viel versprechend an. Es gilt aber zu
berücksichtigen, dass Arbeitsunfälle deutlich einfacher zu definieren sind als
Anlagensicherheitsereignisse.
Die KAS empfiehlt allen Unternehmen ein solches System von Indikatoren zur
Anlagensicherheit intern unter Berücksichtigung der internationalen Entwicklungen
vorzubereiten bzw. aufzubauen.
79
Gutachten
_________________________________________________________________________
Beim “Lernen” geht es darum, eigene und fremde Erfahrungen (lessons learnt) in geeigneter
Weise in das eigene Unternehmen aufzunehmen und für die Verbesserung der
Anlagensicherheit zu nutzen.
Die KAS empfiehlt hierfür jedem Unternehmen, eine offene Meldekultur einzuführen, alle
relevanten internen Ereignisse systematisch zu erfassen, zu analysieren und einen
systematischen Prozess zur Umsetzung daraus resultierender Erkenntnisse zu unterhalten. Die
KAS empfiehlt außerdem, im Rahmen dieses systematischen Prozesses auch externe
Ereignisse einzubeziehen.
Die Kommunikation der Erkenntnisse aus Betriebserfahrungen und Ereignissen über die
Betriebsgrenzen hinaus ist ein Indikator einer positiv entwickelten Sicherheitskultur und wird
von der KAS (Ausschuss Ereignisauswertung) ausdrücklich unterstützt. Informationen zu
aktuellen Ereignissen zur Anlagensicherheit sind vielfältig u. a. über das Internet zu erhalten.
Die KAS empfiehlt die Quellen [83], [84], [85], [86] zu nutzen und auch eigene Erfahrungen
in die Systeme einzuspeisen.
D.6 Überprüfung der Anlagensicherheit (Auditing)
Die KAS sieht in einem Audit des Sicherheitsmanagementsystems ein Führungselement von
grundsätzlicher Bedeutung. Es dient dem Nachweis, dass in dem Unternehmen ein
Sicherheitsmanagementsystem etabliert ist und effektiv funktioniert und für die Erreichung
der im Rahmen der Sicherheitspolitik festgelegten Ziele geeignet ist. Das Audit liefert den
unabhängigen Nachweis über vorhandene Defizite und Empfehlungen zu deren Behebung.
Nach Meinung der KAS muss deshalb jedes Unternehmen ein geeignetes Auditsystem
etablieren ….
Die wirksame Durchführung eines Audits erfordert nach Ansicht der KAS eine starke
Unterstützung durch die oberste Leitung und ist daher ein Beitrag zu einer positiv
entwickelten Sicherheitskultur des Unternehmens (Management Commitment).
Aus den Audits abgeleitete Empfehlungen sind konsequent und in angemessener Zeit
abzuarbeiten. Im Rahmen der Organisationspflichten sind Verantwortlichkeiten zur
Veranlassung von Audits und die Abarbeitung der Abhilfemaßnahmen festzulegen. (…)
D.7 Regelmäßige Bewertung (Management Review)
Die KAS ist der Ansicht, dass der übergreifenden systematischen Überprüfung und
Bewertung der Wirksamkeit des Sicherheitsmanagementsystems (Management Review)
durch die Unternehmensleitung eine große Bedeutung im Rahmen des
Sicherheitsmanagementsystems zukommt.
Das Management Review bewertet das Sicherheitsmanagementsystem im Ganzen hinsichtlich
seiner Leistungsfähigkeit (Aufbau- und Ablauforganisation) gemessen an den vom
Unternehmen gesetzten Zielen. In Unternehmen mit einem hohen Risikopotential sieht die
KAS die Beurteilung der persönlichen und professionellen Kompetenz von Beschäftigten
aller Hierarchieebenen als ein zusätzliches wichtiges Element des Management Reviews an.
Die Auswertung des Management Reviews ist eine originäre Aufgabe der obersten
Unternehmensleitung (“Board Monitoring”, vgl. Kap. D.1). (….)
D.8 Anlagensicherheit als Aufgabe staatlicher Überwachung
Ein wichtiges Element zur Aufrechterhaltung des Bewusstseins für die Bedeutung der
Anlagensicherheit sind Einflüsse von außen, z.B. aus der Nachbarschaft, von
80
Gutachten
_________________________________________________________________________
Bürgerinitiativen, Natur- und Umweltschutzverbänden. Unabhängig davon kommt den
Aufsichtsbehörden eine besondere Rolle zu.
Der Betrieb von Industrieanlagen wird durch zahlreiche Gesetze, Verordnungen und
technische Regeln administrativ geregelt. Die Erfahrungen im Vollzug der einschlägigen
Verordnungen zeigen, dass die umfassende Befolgung dieser Bestimmungen ohne eine
effiziente staatliche Überwachung nicht gewährleistet ist.
Behörden sind an enge gesetzliche Vorgaben gebunden, die ihren Handlungsrahmen
bestimmen. Damit die Anlagensicherheit im behördlichen Handeln ausreichend berücksichtigt
werden kann, sind folgende Voraussetzungen zu erfüllen:
• Bereitstellung ausreichender technischer, finanzieller und zeitlicher Ressourcen,
• Einsatz von qualifiziertem Personal,
• Ausreichendes Personal sowohl für die Genehmigung als auch für die Überwachung,
• Gestaltung der organisatorischen Anbindung (z. B. Aufgabenverteilung Bund, Land,
Kommune) so, dass möglichst selten Interessenkonflikte ausgetragen werden müssen,
• Vorhalten von Expertenwissen innerhalb der Umweltverwaltung (z. B. behördeninterne
Fachstellen).
Die jeweiligen Verwaltungsstrukturen der Bundesländer und Kommunen müssen diese
Voraussetzungen sicherstellen. Dies ist insbesondere bei Reformen von
Verwaltungsstrukturen zu berücksichtigen und bei in letzter Zeit durchgeführten
Verwaltungsstrukturreformen zu überprüfen.
Beim Einsatz des Behördenpersonals sind die besonderen Anforderungen der
Anlagensicherheit zu berücksichtigen. Es sollte über ein abgeschlossenes Studium bzw. eine
gleichwertige Ausbildung verfügen - in der Regel aus dem technisch-naturwissenschaftlichen
Bereich, ggf. auch mit Zusatzqualifikation z. B. Psychologie.
Im Hinblick auf die erforderliche Erfahrung ist ein kurzfristig wechselnder Einsatz von
Personal zu verschiedenen Fachaufgaben nicht sinnvoll.
Es ist darauf zu achten, dass das Überwachungspersonal über einen ausreichenden Bezug zur
Praxis verfügt, der durch einen möglichst häufigen Vor-Ort-Einsatz gefördert wird. Um einen
ausreichenden Wissensstand zu gewährleisten, ist die Teilnahme an regelmäßigen, die
wesentlichen Themenbereiche der Anlagensicherheit betreffenden
Fortbildungsveranstaltungen unabdingbar.
4.3.2 Gute Managementpraxis für den Notfall
Das Notfallmanagement ist dem Bereich der „Begrenzung der Auswirkungen“ zuzurechnen,
obgleich die Notfallplanung präventiver Natur ist. Notfallmanagement ist Bestandteil des
Sicherheitsmanagement. Kernpunkt des Notfallmanagements ist die Sicherstellung einer dem
Ereignis angemessene Reaktion zur Verfügung zu stellen. Während kleinere Notfälle ggf. mit
Bordmitteln des Betriebs bewältigt werden können, muss zur Bewältigung sich eskalierender
Situationen ein gestuftes „Response“-System vorhanden sein. Dabei kommt der reibungslosen
Funktion der Schnittstelle zwischen der betrieblichen und öffentlichen Gefahrenabwehr
besondere Bedeutung zu. Ebenso wichtig ist die Vorbereitung einer auf die spezifischen
Gefahren z.B. durch Gefahrstoffe ausgerichtete Gefahrenabwehr. Im Bericht der SFK
„Leitfaden Schnittstelle Notfallplanung (SFK-GS-45)“ [50] werden Empfehlungen zur
Gestaltung von Störfallablaufszenarien, sowie der darauf ausgerichteten optimalen
Notfallreaktion gegeben. Dies schließt sachgerechte Informationen im Vorfeld an die
81
Gutachten
_________________________________________________________________________
Öffentlichkeit ein. Eine weitere Checkliste zur „guten Managementpraxis“ für die
Organisation der Gefahrenabwehr enthält die „Vollzugshilfe zur StörfallV“ des BMU [23].
4.3.2.1 Betrieblichen Alarm- und Gefahrenabwehrpläne
Die internen Alarm- und Gefahrenabwehrpläne sind Beschreibungen von Art und Ablauf der
vorgesehenen organisatorischen und technischen Maßnahmen nach Erkennen einer
Gefahrensituation, die zu einem Störfall führen kann oder die durch einen bereits
eingetretenen Störfall gegeben ist. In den internen Alarm- und Gefahrenabwehrplänen sind
die für ihre Durchführung verantwortlichen Personen oder Stellen verbindlich zu benennen.
Auf die “Methodische Anleitung - Erstellen eines internen Notfallplanes in Anlehnung an die
Seveso II-Richtlinie (96/82/EG)” [87] kann als weitere Erkenntnisquelle genutzt werden.
Der interne Gefahrenabwehrplan ist ein auf den Betriebsbereich bezogener Plan, in dem die
technischen und organisatorischen Vorkehrungen zur Gefahrenabwehr und insbesondere zur
Begrenzung von Störfallauswirkungen beschrieben sind.
Der interne Gefahrenabwehrplan ist auf innerbetriebliche und außerbetriebliche
Gefahrenpotentiale bezogen zu erstellen; er basiert insbesondere auf möglichen anlagen-,
verfahrens- und stoffspezifischen Gefahrensituationen, deren möglichen
Entwicklungen und Auswirkungen innerhalb des Betriebsbereichs sowie
Auswirkungen auf die Nachbarschaft und die Umwelt.
Bei der Erstellung des internen Gefahrenabwehrplans sind Art und Ausmaß möglicher
Auswirkungen von Störfällen zu berücksichtigen. Die Gefährdungsbereiche, auf die sich die
internen und externen Gefahrenabwehrplanungen erstrecken, sind im Regelfall auf Grundlage
der Störfallablaufszenarien zu ermitteln.
Von den für die externe Alarm- und Gefahrenabwehrplanung zuständigen Behörden
festgelegte Gefährdungsbereiche sind vom Betreiber in den internen Alarm- und
Gefahrenabwehrplänen zu berücksichtigen.
Im internen Gefahrenabwehrplan müssen insbesondere dargelegt sein:
1. allgemeine Angaben über den Betriebsbereich und seine Umgebung,
2. betriebliche Gefahrenpotentiale (anlagen-, verfahrens- und stoffspezifische sowie
umgebungsbedingte Gefahren),
3. auf Störfallablaufszenarien basierende Gefährdungsbereiche,
4. Sicherung von betrieblichen Gefahrenbereichen gegen unbeabsichtigtes Betreten,
5. stoffspezifische Angaben und Vorgaben, die zur Gefahrenabwehr erforderlich sind, z. B.
Sicherheitsdatenblätter nach der Gefahrstoffverordnung,
6. die Festlegung von Zuständigkeiten der betrieblichen Gefahrenabwehrkräfte,
7. Angabe der mit der Begrenzung der Auswirkungen von Störfällen beauftragten Person
oder Stelle,
8. Qualifikation und Mindestschichtstärke betrieblicher Kräfte zur Gefahrenabwehr und zur
Ersten Hilfe; Qualität und Quantität der Schutzausrüstung sowie der Einrichtungen zur
Gefahrenabwehr nebst Lageplan,
9. Alarmierung, Treffpunkt und Einsatz von betrieblichem Personal zur Bekämpfung der
Gefahren und ihrer Auswirkungen einschließlich von Empfehlungen zu
Sofortmaßnahmen,
10. Einsatz unter Beteiligung öffentlicher Gefahrenabwehrkräfte,
82
Gutachten
_________________________________________________________________________
11. die Maßnahmen zur Überwachung der Gefahr, deren Entwicklung und Auswirkungen,
12. Angabe der für die Beratung der Gefahrabwehrbehörden und der Einsatzkräfte
zuständigen Personen oder Stellen,
13. Anweisungen zum Verhalten im Gefahrenfall an Beschäftigte und Dritte, die sich auf dem
Gelände des Betriebsbereichs aufhalten,
14. Angabe der Stellen, denen die internen Alarm- und Gefahrenabwehrpläne zugeleitet
werden (Verteiler).
4.3.2.2 Öffentliche Gefahrenabwehrplanung
Für die öffentliche Gefahrenabwehrplanung sind die Gemeinden und kreisfreie Städte nach
Landesrecht zuständig. Sie legen im Allgemeinen die Anforderungen an die Informationen,
die der Betreiber gefahrengeneigter Anlagen zu erbringen hat, fest. An dieser Stelle können
nur die bewährten Praktiken im Zusammenhang mit Betriebsbereichen der StörfallV zitiert
werden [23]:
„Ziel der Informationsübermittlung ist es, eine wirksame Gefahrenabwehr sicherzustellen,
indem die interne und externe Alarm- und Gefahrenabwehrplanung ineinander greifen.
Deshalb sollte eine Zusammenarbeit zwischen Betreiber und den für Katastrophenschutz und
allgemeine Gefahrenabwehr zuständigen Behörden bereits bei der Erarbeitung und bei jeder
Fortschreibung der internen Alarm- und Gefahrenabwehrpläne erfolgen. Dazu wird
empfohlen, sich an den Checklisten des Anhangs 8 der Vollzugshilfe zu orientieren.
Zwingend erforderlich ist eine Zusammenarbeit von Betreibern und Behörden für die
Festlegung der außerbetrieblichen Gefährdungsbereiche. Nach der Aufstellung und jeder
Fortschreibung ist der Inhalt der internen Alarm- und Gefahrenabwehrpläne den für
Katastrophenschutz und allgemeine Gefahrenabwehr zuständigen Behörden sowie sonstigen
Behörden schriftlich mitzuteilen, soweit er für diese Behörden zur Erfüllung ihrer Aufgaben
erforderlich ist. Im Rahmen der Zusammenarbeit ist deshalb zu erörtern, welche Unterlagen
im Einzelnen diesen Behörden im Hinblick auf ihre Aufgabenverteilung zugeleitet werden
sollen. Zumindest ist seitens des Betreibers… den zuständigen Behörden ein
Störfallablaufszenario zu übermitteln, das… von seiner Dimensionierung her in der Regel die
Freisetzung, den Brand oder die Explosion der größten zusammenhängenden Masse (GZM)
eines gefährlichen Stoffes … innerhalb seiner Umschließung darstellt.“
4.3.2.3 Risikokommunikation
Risikokommunikation umfasst die gezielte Kommunikation mit Betroffenen und der
Öffentlichkeit über die mit der Tätigkeit verbundenen Risiken für Mensch und Umwelt.
Risikokommunikation ist eine Spezialdisziplin der allgemeinen Kommunikation und muss,
um erfolgreich zu sein, von speziell ausgebildeten MitarbeiterInnen durchgeführt werden. In
verschiedenen Rechtsvorschriften sind spezielle Formen der Kommunikation vorgeschrieben,
so z.B. müssen nach der StörfallV Informationen zur Sicherheit für die Nachbarn und die
Öffentlichkeit im Umfeld von Betriebsbereiche gegeben werden. Um den Zweck der
Informationen optimal an die Empfänger zu übermitteln sind eine Reihe von
Hilfestellungen/Leitfäden [88]veröffentlicht worden. Eine Zusammenfassung zum
gegenwärtigen Stand einer guten Risikokommunikationspraxis s. KAS 5 „Bericht
Risikokommunikation - Anforderungen nach Störfall-Verordnung, Praxis und Empfehlungen
des Arbeitskreises RISIKOKOMMUNIKATION“ [81]und dem VDI-Leitfaden
83
Gutachten
_________________________________________________________________________
„Risikokommunikation für Unternehmen“ [89], welcher neben der vorbereitenden
Risikokommunikation auch die Hinweise auf richtiges kommunikatives Verhalten in der
Krise enthält.
5. Zusammenfassende Bewertung
5.1 Systematische Checklisten
Zur systematischen Erfassung und Bewertung wurde als Ausgangspunkt Checklisten
eingesetzt, die für die Beurteilung von Sicherheitsberichten in Betriebsbereichen nach der
StörfallV entwickelt25 wurden. An der Anlage Walsrode West Z4 wurden die sektoralen
Checklisten(SCL) für die Anlage, den Standort, das Sicherheitsmanagementsystem, die
Stoffe, das Risk Assessment und die Notfallorganisation geprüft und bewertet. Vereinzelt sind
auch Informationen aus anderen Bohrplätzen, soweit sie zu Verfügung standen, berücksichtigt
worden. Tab 5-1 zeigt die Zuordnung der Checklisten.
Tabelle 5-1 Zuordnung der Checklisten zu den Themenbereichen
UntersuchungsTitel
Dokument (Anlagenordner)
bereich
Standort
SCL Standort und Umfeld des
5_1_Site_WalWZ4.doc
Betriebsbereichs
Anlage
SCL Anlagenspezifischer Teil des SB 5_1_Anlage_WalWZ4.doc
Gefahrstoffe
SCL Beschreibung der gefährlichen
5_1_Stoff_WalWZ4.doc
Stoffe
SMS
SCL Sicherheitsmanagementsystem
5_1_SMS_WalWZ4.doc
Risikoabschätzung
SCL Störfallablaufszenarien
5_1_RA_WalWZ4.doc
Notfallplanung
SCL Interne Alarm- und
5_1_GAP_WalWZ4.doc
Neben den Ergebnissen der Checklisten für den Betrieb Walsrode West sind in die Bewertung
des realisierten Standes der Technik und der guten Managementpraxis die Erkenntnisse auf
der Grundlage der zur Verfügung gestellter Dokumente sowie persönlicher Aussagen von
MitarbeiterInnen der EMPG eingegangen. Die Nachweise zur Umsetzung in die Praxis
wurden stichprobenweise an Hand von Dokumenten überprüft.
5.2 Beschreibung und Dokumentation des Standortes und Umfeldes
Die Beschreibung des Umfeldes erfolgt in den verschiedenen Betriebsplänen der einzelnen
Betriebsweisen nach Bergrecht. Die Beschreibungen sind dabei häufig nur übersichtsweise,
enthalten zu wenig Details für eine den Anforderungen entsprechende Analyse der
spezifischen Eigenschaften des Standortes, wie z. B.
• Abstände zu Wasserschutzgebieten, nach landesrechtlichen Vorschriften
ausgewiesenen Überschwemmungsgebieten und Gebieten, die bei Deichbrüchen oder
Deichüberflutungen betroffen sein können,
25
S. Arbeitshilfen Checklisten in [78]
84
Gutachten
_________________________________________________________________________
• Gefahren durch Erdbeben oder Erdsenkungen oder die Lage von besonders
schutzwürdigen Objekten in der Umgebung.
Meteorologische und hydrographische Daten, wie
• maximale Windgeschwindigkeit in den letzten 100 Jahren,
• Verteilung der Stabilitätsklassen,
• Ausbildung von Inversionswetterlagen,
• minimale und maximale Temperatur in den letzten 100 Jahren,
• Flurabstände, Grundwasserleiter und -stockwerke,
• Grundwasserfließrichtung und -geschwindigkeit,
• maximale und minimale Pegel von Gewässern innerhalb und an der Grenze des
Betriebsbereichs sowie der Gewässer, die auf den Betriebsbereich einwirken können.
• Daten über Hochwasserstände, z.B. 100 jähriges und 500 jähriges Hochwasser
sind den vorliegenden Dokumenten nicht oder nur teilweise zu entnehmen. Ebenso fehlen
Angaben zur Vorgeschichte des Standortes, wie:
• Flächen, die von Kampfmitteln getroffen wurden,
• Ergebnisse abgeschlossener Kampfmittelerkundungen und -räumungen,
• Ursache und Auswirkungen bisher eingetretener Störfälle,
• Ergebnisse des Altlastenkatasters (gesicherte- und Verdachtsflächen).
Weitergehende Informationen über den Standort (die nicht den Betriebsplanunterlagen zu
entnehmen sind) liegen bei der EMPG zentral vor. So werden für jeden neuen Bohrplatz
regelmäßig die Altlasten einschl. Munitionsfunde, etc. erhoben, die Gebiete mit
umgebungsbedingten Gefahrenquellen, wie Erdbeben, Überschwemmungsgebiete,
Bergsenkgebiete bei der Vorauswahl berücksichtigt. Insbesondere wegen der
Berücksichtigung von H2S-Schlagkreisen bei möglicherweise zu erwartendem Sauergas
kommen nur Standorte mit größeren Abständen zu ständig bewohnten Behausungen in Frage.
Dies ist eine inhärente Sicherheitsmaßnahme.
Bewertung
Die ausführliche Beschreibung der Anlage sowie des Umfelds ist eine unabdingbare
Voraussetzung zur verantwortungsvollen Durchführung der unternehmerischen Tätigkeit. Die
dafür erforderlichen Informationen liegen bei der EMPG intern vor. In den Betriebsplänen
wird nur eine Teilmenge der vorhandenen Informationen veröffentlicht. Zusätzlich liegt eine
Reihe wichtiger Informationen bei den zuständigen Aufsichtsbehörden, die durch
kooperatives Zusammenwirken von Betreiber und Behörden nutzbar gemacht werden können.
Diese Informationen sollten grundsätzlich den vor Ort Betroffenen sowie der Öffentlichkeit
zur Verfügung stehen.
5.3 Beschreibung der Anlage
Bohrplatz
Nach den Anforderungen an gefahrengeneigte Anlagen ist aus den vorliegenden Unterlagen
im Rahmen der Betriebsplanverfahren eine nur unvollständige Beschreibung zur Auslegung
der Anlage vorhanden. Die Prüfung der betriebsinternen Unterlagen zeigte, dass alle
wesentlichen Informationen, z. B.
• Angaben zur Standfestigkeit, Bohrturm,
85
Gutachten
_________________________________________________________________________
• R+I Fließbilder nach DIN mit Angaben zur Auslegung von Rohrleitungen, Apparaten,
Abscheider, Pumpen, Hold-up Behälter & MSR Einrichtungen.
• Angaben zur Bestimmung der Ex-Bereiche,
• Verschaltung der Warn- und Alarmeinrichtungen in den Betriebsablauf (Lageplan
der H2S und CH4 Sensoren und akustischen Warneinrichtungen)
• Klassifizierung der MSR bzw. PLT Elemente
• Beschreibung der (rechnerunterstützten) Steuervorgänge zum Betriebsablauf z.B. bei
Bohrvorgänge, Spülungen
• Well Control Equipment (BOP, Hydraulische Steuerung)
vorliegen, die jedoch keinen ausreichenden Niederschlag in den Betriebsplänen finden. Der
Schwerpunkt der Dokumentation in den Betriebsplänen liegt auf den unterirdischen
Bohrverfahren einschließlich der Verrohrung (incl. Spezifikationen). Ebenso wird die
Technik der Spülungen während des Bohrvorhangs und die Zementierung der verlegten Rohre
detailliert beschrieben. Die Vorkehrungen zur Arbeitssicherheit, einschließlich
Notfallreaktion sind detailliert ausgeführt.
Zur Beurteilung der Sicherheit der oberirdischen Anlagen, insbesondere der zur Kontrolle des
Bohrlochs (Well Control Equipment) sind vereinzelt systematische Sicherheitsanalysen
durchgeführt worden. Dabei werden die systematisch mögliche Versagen der technischen
Komponenten und ihre Ursachen angegeben, diese Ereignisse hinsichtlich ihrer
Eintrittswahrscheinlichkeit & Auswirkung (qualitativ) klassifiziert, woraus ein Risiko
Ranking in drei Stufen abgeleitet wird. Für alle Ereignisse mit der Risikoeinstufung „hoch“
und „mittel“ werden zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen festgelegt. Nach deren Umsetzung
wird das Abschätzungsverfahren erneut durchgeführt bis alle betrachteten Ereignisse in der
niedrigsten Risikoklasse „niedrig“ eingestuft werden können. Diese „What-if“ Analysen sind
für einfache technische Verfahren gut geeignet, eine weitgehende Vollständigkeit der
möglichen Gefahrenquellen und die Ableitung geeigneter Gegenmaßnahmen zu liefern.
Gasbehandlungs- und Nebenanlagen
Als Gasbehandlungsanlagen auf dem an den Bohrplatz angeschlossenen Förderplatz kommen
je nach Spezifikation des Rohgases LTS-Anlagen zur Abscheidung höhersiedender KW,
Trocknungsanlagen und Abscheideanlagen für Schwefelwasserstoff mit Fackeln in Betracht
(Beschreibung s. Kap 2.4.1). Diese Anlagen arbeiten vollautomatisch und fernüberwacht, der
Eingriff von Bedienpersonal ist nur im Falle von Störungen, An- und Abfahrvorgängen & zur
Wartung vorgesehen. Zur Auslegung der PLT s. Kap. 4.2.3. Zur Absicherung von Sicherheit
und Verfügbarkeit werden für diese Anlagen stets HAZOP und „What-if“- Analysen
durchgeführt. Die Ergebnisse werden in einem „Risk Assessment Summary Report (RASR)
zusammengefasst und in die operative Umsetzung unter OIMS eingestellt. Im Rahmen eines
5-Jahrplans werden alle technischen Anlagen & Verfahren der EMPG, wie Anlagen,
Erdgasförderplätze, Gas- und Öl Pipelines, Schwefeltransport systematisch und
wiederkehrend mit HAZOP und „What-if“ Analysen überprüft.
Feldleitungen
Die Überwachung der Integrität der Feldleitungen für Erdgas & Lagerstättenwasser zwischen
den einzelnen Bohrplätzen und der Übergabe-/Sammelstelle erfolgt in der EMPG zentral. In
der Datenbank sind alle Rohrleitungen hinsichtlich ihres Materials, Wandstärken,
Druckauslegung, Medienbeaufschlagung, Korrosionsüberwachung, Verlegung und Wartung
86
Gutachten
_________________________________________________________________________
erfasst. Für jede Rohrleitung existiert im Rahmen des Überwachungsprogramms FIMS ein
spezifisches Meßprogramm zur Überwachung von Außen- und Innenkorrosion, der BodenLuft Übergänge und Kreuzungen mit anderen Rohrleitungen. Im Jahr 2011 wurden
routinemäßig:
• 139,9 km Rohrleitungen auf Wirksamkeit des kathodischen Korrosionsschutzes
(KKS-Intensivmessung) überprüft,
• 14,2 km Sauergasleitungen intelligent gemolcht;
• 50.300 km Rohrtrassen beflogen, 3.662,3 km befahren, 145 km begangen.
• 350 Boden-Luft-Übergänge kontrolliert
• 550 Taupunktanalysen durchgeführt (mit 87 Überschreitungen).
Neben den Routineüberprüfungen (jährliche Berichterstattung im Rahmen von OIMS)
werden immer auch Schwerpunktüberwachungskampagnen gefahren, z.B. 2011 Austausch
von 285 zementausgekleideter Rohrleitungen (insgesamt 139,15 km) im Bereich Rühlenmoor
und Osterwald wegen Korrosionsschäden an Übergängen und Armaturen, Ersatz durch GFKLeitungen.
Ein Sonderüberwachungsprogramm für PE Leitungen wurde 2011 gestartet mit dem Ziel die
Integrität derartiger Leitungen hinsichtlich der Diffusion von Kohlenwasserstoffen (BETX)
zu ermitteln. Derzeit werden in der EMPG ca. 13,9 km Leitungen aus PE für den
Flüssigkeitstransport (Lagerstättenwasser) und 14,36 km für Erdgas betrieben. Die Eignung
von PE als Rohrleitungswerkstoff muss nach den Vorschriften der TRFL im Einzelfall
nachgewiesen werden. Derzeit vorliegende Nachweise von Sachverständigen berücksichtigen
keine möglichen Diffusionsdurchlässigkeiten. In einem Meßprogramm sollen derartige
Eigenschaften untersucht werden. Entscheidend dabei ist die kontinuierliche Überwachung
der Qualität des beaufschlagten Mediums.
Bewertung
In den Betriebsplanunterlagen fällt die ungleichgewichtige Berücksichtigung der ober- und
unterirdischen Anlageteile bei der Beschreibung der Sicherheit auf. Die unterirdischen
Vorgänge der Bohrung, Auswahl der Werkzeuge, Verfahren zur Spülung, Zementierung,
Havarievorkehrungen, etc. sind vergleichsweise detailliert ausgeführt. Zur Beurteilung der
Sicherheit der oberirdischen Anlagen & Verfahren fehlen entscheidende Angaben im
Betriebsplan. Derartige Unterlagen sind bei der EMPG intern vorhanden. Stichproben dieser
Unterlagen und Nachweise haben hinsichtlich des realisierten Standes der Technik keinen
Anlass für Beanstandungen gegeben.
5.4 Sicherheitsmanagementsystem (SMS) und die
Betriebsorganisation
Operation Integrity Management System (OIMS)
ExxonMobil verwendet weltweit ein umfassendes und logisch strukturiertes System zur
Beherrschung von sicherheits-, gesundheits- und umweltrelevanten Risiken -OIMS.
Das System wurde letztmalig 2010 überarbeitet und ist als wachsendes Managementsystem
konzipiert. Weltweit für Exxon Aktivitäten gültig, wird es an die jeweiligen Standorte
angepasst. Das System wird spezifisch auf die einzelnen Verfahrensschritte ausgerichtet und
durch 199 konzerninterne Richtlinien ergänzt.
Im Einzelnen gliedert sich das System in folgende übergeordnete Rubriken:
87
Gutachten
_________________________________________________________________________
1. Verpflichtung der Führungskräfte und Verantwortlichkeiten
• Steuerung der Anwendung und der ständigen Verbesserung von OIMS
• Durchführung von “Gap”-Analysen zur Identifizierung von Defiziten
und/oder Verbesserungsmöglichkeiten (“System Evaluation Process”)
• Eliminierung der Defizite und/oder Umsetzung der
Verbesserungsmöglichkeiten
• Engagement des Managements
• Mitwirkung des Mitarbeiters und definierte Erwartungen
2. Risikobeurteilung und Management
• Erarbeitung einer fundierten Entscheidungsgrundlage zur Handhabung von
Risiken
• Abschwächung der Auswirkungen von Ereignissen
• Risk Assessment / Management Prozess gültig für alle Anlagen, Betriebe
und Projekte
• Zusammensetzung von Risk Assessment Teams
3. Überwachung Planung, Bau und Änderung (QS)
• EMPG Management Systeme:
o Projekt-Management
o Planungsverfahren und Standardisierung
o Qualitätssicherung
• Qualitätskontrollprozess (auch vor Inbetriebnahme)
• Stilllegung von Anlagen
4. Information & Dokumentation
o Information und Dokumentation
o Einhaltung von Gesetzen, Verordnungen und genehmigungsrechtlichen
Auflagen, Bergrechtliches Bestellwesen
• Dokumentation für einen sicheren und umweltschonenden Betrieb und für
die Einhaltung von gesetzlichen Vorgaben (Umgang mit Zeichnungen,
Liste mit IC Dokumenten, Erstellung von OIMS Festlegungen, usw.)
• Prozess zur Sicherstellung der Aktualität sowie der Verfügbarkeit
5. Personal & Training
o Personalauswahl / - einsatz / - kompetenz
o Training
o Arbeitssicherheit
o Betrieblicher Gesundheitsschutz
• Arbeitssicherheitsprogramme
• “Augen Auf” - Karten
• Programme für sicherheitsbasiertes Verhalten (z.B. LPO‘s)
• Arbeitsvorbereitung durch JSA’s
6. Betrieb & Wartung
o Arbeitsanweisungen für Betrieb und Instandhaltung
o Management von Untertage-Aktivitäten
88
Gutachten
_________________________________________________________________________
o Organisation der Betriebsabläufe
o Umwelt-Management
o Anlagensicherheit
• Arbeitsgenehmigungen und Arbeitsgenehmigungsverfahren (Setzen von
Brücken, Einsatz von Gaswarnern usw.)
• Gefahrstoffemissionen und Abfallmanagement
7. Management of Change
• EMPG Management System:
o Management von Veränderungen
• Festlegung von Richtlinien zur
o Handhabung von permanenten und temporären Änderungen sowie
Notfalländerungen an Ausrüstung und Gerätschaften, Arbeitsabläufen,
Prozessbedingungen, Standards und Spezifikationen, usw.
o Gewährleistung einer gründlichen Untersuchung des
Änderungsvorschlags
o Berücksichtigung von Faktoren zur Identifikation und Beherrschung
möglicher OI Risiken
o Kommunikation des Änderungsvorschlags (ggf. mit Training) an
betroffene Funktionen vor Umsetzung
8. Auswahl, Bewertung & Überwachung von Fremdfirmen
o Bewertung, Auswahl und Überwachung von Vertragspartnern
• Vorauswahl hinsichtlich der Qualifikation von Kontraktoren
• Einarbeitung und Einweisung neuer Kontraktoren
• Leistungsüberprüfung von eingesetzten Fremdfirmen
9. Untersuchung und Analyse von Unfällen
o Management von SHE&S Ereignissen
• Meldung und Berichterstattung von Ereignissen
• Untersuchung von Ereignissen / Near Misses
• Identifikation und Implementierung von Gegenmaßnahmen zur
Vermeidung künftiger Zwischenfälle und Verbesserungen im Betrieb
• Kommunikation von Erfahrungen und gewonnenen Erkenntnissen (Lessons
Learned, Lernfälle, Safety Alerts, usw.)
10. Öffentlichkeitsarbeit & Notfallmanagement
o Öffentlichkeitsarbeit
o Bereitschaft und Reaktion für einen Notfall
• Reaktion auf Beschwerden und Erwartungen der Öffentlichkeit, Spenden,
Umgang mit Medien, usw.
• Notfallplanung und Notfallübungen
11. Feedback & Weiterentwicklung OIMS
o OIMS- Beurteilung
• Beurteilung der OIMS Elements und verschiedenen Management Systeme
• Interne Assessments
89
Gutachten
_________________________________________________________________________
• Externe Assessments
• Follow-up von Assessments (Gap Closure Plan, Maßnahmen zur
Systemverbesserung, Verifizierung der Wirksamkeit kürzlicher
Neuerungen bzw. Anpassungen, usw.)
Zu den einzelnen Bereichen wird eine Reihe von Managementsystemen zugeordnet und in
OIMS integriert. Dadurch entsteht ein hierarchisches System um alle Aspekte des
betrieblichen Managements abzudecken.
OIMS wird nach Angaben der EMPG jährlich intern auditiert und alle drei Jahre erfolgt ein
umfassendes review durch Experten von Exxon- International, die von außerhalb des
betroffenen Betriebs kommen. Einzelne Managementsysteme, z.B. Qualitätssicherung werden
durch unabhängige Experten zertifiziert. (z.B. Lloyd).
Die meisten Managementsysteme basieren auf Checklisten, die in bestimmten zeitlichen
Abständen oder vor bestimmten Arbeitsschritten ausgefüllt und dokumentiert werden müssen.
Die Checklisten dienen dabei in erster Linie der Vergegenwärtigung sicherheitsrelevanter
Zusammenhänge, der Steuerung von Verfahrensabläufen, werden aber auch zentral
ausgewertet und zur Weiterentwicklung von OIMS genutzt.
Tabelle 5-2 Zuordnung von einzelnen Checklisten/Verfahrensanweisungen zu
Managementsystemen (Auswahl)
Nr
Managementsystem
Checkliste/Verfahrensweise
OIMS-Code
3
Überwachung Planung, Bau und Änderung (QS)
3.1 Projekt-Management
Rig Acceptance Checklist
CD 8-1-001-102
Erstabnahme
3.2 Planungsverfahren und
Standardisierung
3.3 Qualitätssicherung
Integritätskritisches KontraktorCD 8-1-001-01
Equipment – Qualitätssicherung
4
Information & Dokumentation
4.1 Information und
Dokumentation
4.2 Einhaltung von Gesetzen,
Verordnungen und
genehmigungsrechtlichen
Auflagen, Bergrechtliches
Bestellwesen
5
Personal & Training
5.1 Personalauswahl / - einsatz
/ - kompetenz
5.2 Training
5.3 Arbeitssicherheit
Checkliste NAF_Ölspülung
CD-8-1-001-101
5.4 Betrieblicher
Sicherheitshinweise für den Umgang CD-6-1 -005-01Gesundheitsschutz
mit Spülungschemikalien
A3
Arbeitssicherheit und betrieblicher
CD-5D-001Gesundheitsschutz
00(a)
6
Betrieb & Wartung
90
Gutachten
_________________________________________________________________________
6.1 Arbeitsanweisungen für
Explosives Readiness Checklist
CD-8-1-001-107
Betrieb und Instandhaltung BOP Equipment Checklist
CD-8-1-001-104
6.2 Management von
Untertage-Aktivitäten
6.3 Organisation der
Schichtübergabeprotokoll
CD-6-1 -001-101
Betriebsabläufe
Arbeitsdurchführung Bohren /
CD-6A-001-00
Sidetracks, Workover, Testen
IC-6-1 -004-101
Komplettieren, Verfüllen
Coiled Tubing Operations
Arbeitsgenehmigung
Checkliste Mindestanforderungen an IC-6-1 -004-02
Arbeitsgenehmigungssysteme
Ablaufschema einer
IC-6-1 -004-03
Arbeitsgenehmigung
Aufgaben und Verantwortlichkeiten
IC-6-1 -004-04
6.4 Umwelt-Management
Radioaktive Stoffe
CD-8-1-001-106
Umgang mit Gefahrstoffen
CD-6C-00100(a)
6.5 Anlagensicherheit
Well Control, BOP-Equipment,
Teste & Verfahren
IC-6A-002-00(a)
Operating Envelope zur
OP-A-066-001Gewährleistung der Pipeline
000
Integrität
7
Management of Change
8
Bewertung, Auswahl und
Serviceleistungen von
CD-8A-001Überwachung von
Auftragnehmern
00(a)
Vertragspartnern
Rig Inspection D-210 AnlagenCD-8-1-001-103
inspektionsbericht
Critical Contracts Performance
CD-8A-001-110
Evaluation Report
9
Untersuchung und Analyse
von Unfällen, Management
von SHE&S Ereignissen
10
Öffentlichkeitsarbeit & Notfallmanagement
10.1 Öffentlichkeitsarbeit
10.2 Bereitschaft und Reaktion
für einen Notfall
11
Feedback & Weiterentwicklung OIMS
Übersicht Notfallübungen –
DRILLING
Notfallvorbeugung und -training
Management von Well ControlProblemen
CD-10-1 -001-01
CD-10-001-00(a)
CD-10-002-00(a)
91
Gutachten
_________________________________________________________________________
Zuordnung von OIMS
OIMS wird in den verschiedenen Tätigkeitsfeldern der ExxonMobile unterschiedlich
eingesetzt. Im Kerngeschäft „Drilling“ zeigt Bild 5-1 die Einordnung.
Bild 5-1 Einordnung des OIMS beim Kerngeschäft „Drilling“ [2]
Auf der Bohrplatzebene werden die OIMS Vorgaben konkretisiert durch spezifische Manuals
und Standards. Die Erfahrungen vor Ort werden ihrerseits durch OIMS abgefragt, ausgewertet
und im Unternehmen Allen zur Verfügung gestellt.
Safety, Security, Health, and Environmental (SSH&E)
Das SSH&E Management Program [90] umfasst alle Vorgänge, die mit Beschäftigten
verbunden sind. Das Manual ist gegliedert in:
• Drilling SSH&E Management
• Safety Management
• Health Management
• Environmental Management
• Security Management
• SSH&E Communication and Recognition
• Risk Assessment and Management
• Contracting of Third-Party Service Suppliers
• Training
• Facility Integrity Management
• Emergency Preparedness and Response
92
Gutachten
_________________________________________________________________________
Für jeden Bereich sind umfangreiche Vorgaben festgelegt, deren Umsetzung im Rahmen von
OIMS kontrolliert wird. Das „Risk Assessment and Management” (RAM) bezieht sich auf
Arbeitsplatzanalysen ähnlich der Gefährdungsbeurteilung nach GefStoffV und BetriebsSV.
Der Eingriff des Menschen wird durch ein dichtes System von verschiedenen Verfahren zur
kontinuierlichen Aufmerksamkeitsschulung geleitet. So ist z.B. jeder Mitarbeiter, jede
Mitarbeiterin gehalten jeden Tag seine/ihre Beobachtung unsicherer Verhaltensweisen in
„Stop“- Karten festzuhalten, die in den Routinebesprechungen des Teams ausgewertet
werden. Die systematische Sicherheitsbeurteilung von Teilverfahrensschritten findet durch
das „Focus-Stop-Karten“ – Verfahren statt, bei dem das Team Teile von Arbeitsabläufen
bespricht und optimiert. Dem gleichen Zweck dienen die „Job Safety Analysis“ (JSA), bei der
sicherheitsbezogene Arbeitsabläufe analysiert werden. Es wird angestrebt mindestens 2
Focus-Stop-Karten pro Woche und Bohrplatz zu erarbeiten. Diese Vorgänge werden alle
zentral supervisiert, so dass die Erfahrungen vor Ort zusammengefasst und allen anderen zur
Verfügung gestellt werden können. Die Auswertungen werden in einer zentralen Datenbank
(QED) erfasst, die mit dem globalen System von ExxonMobile verknüpft ist.
Die ergonomische Ausstattung der Arbeitsplätze wird durch ExxonMobile References &
Standards geregelt. Ebenso die Bereitstellung „Persönlicher Schutz Ausrüstungen“ (PSA).
Unfall- und Ereigniserfassung & Auswertung
Abweichung von Betriebsparametern, unerwünschte Ereignisse, Near miss & Unfälle werden
systematisch erfasst durch „Augen-auf-Karten“, die von einer zentralen Abteilung
ausgewertet werden, ggf. in „Alert“ -Meldungen zusammengefasst und den mittleren
Management zur Umsetzung mitgeteilt werden. Die Erkenntnisse können somit in die
Weiterentwicklung des Managementsystems einfließen. Alle Meldungen werden in einer
zentralen DB registriert. Quantitative Auswertungen hinsichtlich der
Ausfallwahrscheinlichkeiten werden in einem separaten Managementtool unternommen,
deren Ziel die Unterstützung der „risk-based- maintainance“-Strategie ist. Die Ereignisse sind
zentral klassifiziert und dienen u.a. zur Ableitung von „Safety-Performance-Indicators“ (SPI).
Übergreifende Auswertung & Survaillance
OIMS enthält verschiedene Prozeduren zur übergreifenden Auswertung von
Betriebserfahrungen, der Ableitung von Beurteilungsgrößen für SSH&E. Beispielsweise
werden im jährlichen KPI Report die Planvorgaben für Qualität, Betriebszustände,
Überwachungsaufgaben, Wartungsaufgaben, etc. mit den erreichten Ist-Werten verglichen
und bewertet. Daraus werden Optimierungsstrategien abgeleitet. Es erfolgt ein
kontinuierliches Monitoring von Safety Performance Indicators(SPI), wie Brände, Leckagen,
Ansprechen von Sicherheitseinrichtungen, Alarme, etc. (lagging indicators) und Zeitverzug
bei kritischen Wartungen, Überschreitung von Taupunkten(Qualitäten), Zeitverzug von RA,
Trainingsdefizite, etc. (leading indicators).
Bewertung
Das OIMS reflektiert den aktuellen Stand der guten Managementpraxis bei
Sicherheitsmanagementsystemen. Alle relevanten Bereiche werden ausführlich adressiert. Die
weitergehenden Elemente einer guten Sicherheitskultur, soweit sie im Ermessen der EMPG
liegen, wurden aufgenommen. Die Umsetzung in der Praxis konnte an Hand von Stichproben
93
Gutachten
_________________________________________________________________________
über Nachweise & Verfahrensweisen nachvollzogen werden. Es wurden keine
Beanstandungen gefunden.
5.5 Risikoabschätzung, Dokumentation der Störfallablaufszenarien
Die systematische Abschätzung von Risiken durch die gesamte Tätigkeit bei der Gewinnung
von Erdgas ist Kernbestandteil der Geschäftstätigkeit bei ExxonMobile. Das „Risk
Assessment and Management System“ (RAMS) ist Bestandteil des OIMS und wird auf den
gesamten Lebenszyclus der technischen Anlagen angewendet (s. Bild 5-2)
Bild 5-2 Anwendung von RAMS in den Lebenszyklen der Erdgasgewinnung [2]
Die Systematik von RAMS folgt der allgemeinen Vorgehensweise zur Ermittlung von
Prozess- und Anlagenrisiken. Zunächst werden die Gefahrenpotentiale identifiziert und dann
in Szenarien die Eintrittswahrscheinlichkeiten und Auswirkungen beschrieben, deren
Multiplikation das Risiko ergeben. Durch Maßnahmen der Reduzierung der
Eintrittswahrscheinlichkeit und der Auswirkungen werden im iterativen Verfahren die Risiken
minimiert (s. Bild 5-3).
Die Risikoabschätzung der einzelnen Aktivitäten erfolgt i.d.R. qualitativ, eine quantitative
Risikoanalyse (QRA) einschließlich FMEA, FBA26 wird in Einzelfällen bei technisch
komplexen Verfahren erwogen oder wenn von den Aufsichtsbehörden konkrete (Risiko-)
Orientierungswerte vorgegeben werden.
Der qualitative Ansatz zur Risikoermittlung und –beurteilung ist im OIMS-Dokument
„Allgemeine Risikobeurteilung für Süßgas-Landbohrungen (inkl. Speicherbohrungen und
Ölbohrungen ohne H2S)“ [49] aufgeführt. Für die spezifischen Tätigkeitsfelder (Bohren,
Fracken, Fördern) wird dieser in der Verfahrensanweisung „Risikobeurteilung und –
management“ CD-2-001-00(a) präzisiert und auf die spezifischen Gefährdungen ausgerichtet:
26
FMEA, FBA = Ausfalleffektanalyse, Fehlerbaumanalyse [62] [61]
94
Gutachten
_________________________________________________________________________
Bild 5-3 Ablauf von RAMS [2]
•
•
•
•
Anlage 1: Risikobeurteilung Sauergasbohrungen CD-2-001-01(a)
Anlage 2: Risikobeurteilung Süßgasbohrungen CD-2-001-02(a)
Anlage 3: Risikobeurteilung Snubbingarbeiten auf Sauergasbohrungen CD-2-00103(a)
Anlage 6: Allgemeine Risikobeurteilung für Coiled Tubing Arbeiten auf SüßgasLandbohrungen CD-2-001-06(a)
Zur Systematisierung stehen formalisierte Checklisten zur Beurteilung der spezifischen
Risiken zur Verfügung (CD-2-001-101(a) - CD-2-001-106(a)).
Das OIMS-Dokument „Allgemeine Risikobeurteilung für Süßgas-Landbohrungen (inkl.
Speicherbohrungen und Ölbohrungen ohne H2S)“ [49] empfiehlt ein Risikoabschätzungsverfahren mit 28 generischen Szenarien, die hinsichtlich ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit und
Auswirkung in einer 5/4-stufigen Matrix eingeordnet und bewertet werden. Die
Wahrscheinlichkeiten werden in 5 Stufen vergeben (Tab. 5-3):
Tabelle 5-3 Risikomatrix der EMPG
Auswirkung
I
II
III
Wahrscheinlichkeit
A
B
C
D
E
95
Gutachten
_________________________________________________________________________
IV
Definition
p
Vorfall ist wiederholt möglich
(mehrmals während
einer Bohrung)
Vorfall ist möglich,
aber selten
(1 Vorfall je
Bohrung)
Vorfall kann
gelegentlich
auftreten
(1 Vorfall je 10 bis
<100 Bohrungen)
Vorfall ist eher
unwahrscheinlich
(1 Vorfall je 100 bis
<1000 Bohrungen)
Vorfall ist praktisch unmöglich
(1 Vorfall je 1000
oder mehr
Bohrungen)
(0,1)
(1)
(10)
(10-2)
(10-3)
Die Auswirkungen werden hinsichtlich der Auswirkungen
• auf Menschen
• die öffentliche Auswirkung (einschl. Image Schaden)
• die Umwelt
• der Finanzen (global, regional)
in jeweils 4 Stufen differenziert(Tab. 5-4):
Tabelle 5-4 Auswirkungskategorien zur Risikomatrix
ZU BERÜCKSICHTIGENDE AUSWIRKUNGEN AUF
Auswirkungskategorie-
Sicherheit / Gesundheit
H (health/safety)
1 oder mehr Todesfälle
von Personal
oder schwere
Verletzungen von Dritten
I
Schwere Verletzungen
von Personal (LTI)
oder medizinische
Behandlung von Dritten
II
III
IV
Medizinische
Behandlung von
Personal oder geringe
Auswirkung auf Dritte
(z.B. 1. Hilfe)
Geringe Auswirkung auf
das Personal
(Verbandbucheintrag),
ohne Auswirkung auf
Dritte
Beeinträchtigung der
Öffentlichkeit
P (public disruption)
Großes Umfeld
> 100 Pers.
Ernste Auswirkungen auf
die Öffentlichkeit.
Internationale
Berichterstattung
Kleines Umfeld
10 – 100 Pers.
Begrenzte Auswirkungen
auf die Öffentlichkeit.
Überregionale
Berichterstattung
Geringe Belästigung
1 – 10 Pers.
Vereinzelte lokale
Beschwerden.
Lokale Berichterstattung
Minim. Belästigung
Geringe Anzahl von
Beschwerden (Lärm,
Geruch, usw.).
Keine Berichterstattung
Einfluß auf die Umwelt
E (environmental impact)
Reaktion > 30 Tage
Schwerwiegend, längere
Dauer. Reaktion in vollem
Umfang gemäß Notfallplan
Tier 3 Reaktion (EERT)
Reaktion 7 – 30 Tage
Ernst, erheblicher Einsatz
von Ressourcen gemäß
Notfallplan
Tier 2 Reaktion
Reaktion 1 – 7 Tage
Mittel, begrenzte Reaktion
von kurzer Dauer gemäß
Notfallplan
Tier 1 Reaktion
Reaktion < 1 Tag
Gering, geringe oder keine
Reaktion erforderlich
Finanzielle
Auswirkungen
F (financial impact)
Konzern
> 10 Mio $
EMPG
1 – 10 Mio $
EMPG
0,1 – 1 Mio $
Betrieb
< 0,1 Mio $
Entscheidend ist die Zuweisung der Befugnis mit den so ermittelten Risiken umzugehen. Bei
geringen Risiken darf der Anlagenfahrer entscheiden, bei größeren Risiken die jeweilig
höhere Hierachiestufe (Tab. 5-5).
Tabelle 5-5 Entscheidungsbefugnis in Abhängigkeit vom Risiko
Risiko:
Genehmigung:
Höher
Drilling Operations
Manager
Mittel
Field Drilling
Manager
Gering
Operations
Superintendent
96
Gutachten
_________________________________________________________________________
Die 28 Standardszenarien werden hinsichtlich ihrer Schwere und Eintrittswahrscheinlichkeit
wie folgt eingeordnet(Tab. 5-6):
Tabelle 5-6 Zuordnung von Standardszenarien zur Risikomatrix
Auswirkung
Wahrscheinlichkeit
A
B
C
D
E
1, 3, 4, 7, 8, 9,
10, 17, 18, 19,
20, 21, 22, 23,
25
I
3, 7, 8, 9, 10,
11, 18, 19, 20,
21, 22, 23, 25
II
III
IV
1, 4, 5, 17, 21,
26, 27, 28
3, 6, 7, 8, 9, 10,
1, 2, 4, 5, 7, 12,
11, 14, 18, 19, 14, 21, 26, 27, 13, 15, 16, 17,
20, 21, 22, 23,
28
21, 22, 24, 25,
25
26, 28
1, 2, 3, 4, 5, 6,
6, 7, 8, 9, 10,
7, 8, 9, 10, 11,
7, 12, 13, 14,
11, 14, 18, 19,
12, 13, 15, 16,
21, 26, 27, 28 15, 16, 22, 24,
20, 21, 22, 23,
17, 18, 19, 20,
25, 26, 27, 28
25
21, 22, 23, 24,
25, 26, 28
Zuordnung zur Tabelle der generischen Szenarien:
Risiko-Szenarien
Kategorie
Wahrscheinlichkeit
/Auswirkungen
1.
2.
3.
4.
Gasausausbruch bei installierter BOP-Garnitur
Ausfall bzw. Überlastung des Gasabscheiders (Mud Gas Separator)
Versagen von unter Druck stehenden Anlagenteilen
Shallow Gas-Ausbruch bei installiertem Diverter
E-I, E-II, E-III, E-IV
E-III, E-IV
C-III, D-II, E-I, E-IV
5.
6.
E-II, E-III, E-IV
B-IV, C-III, E-IV
8.
Untertage-Blowout
Fluchtmöglichkeiten auf der Lokation durch vorhandene
Produktionsanlagen
Eingeschränkte Platzverhältnisse auf der Bohr-/Aufwältigungslokation
bei Lade-/Verladearbeiten
Simultaneous Operations (SIMOPs)
9.
Unfall während Antransport / Aufbau von Bohr- / Workoveranlagen
10.
Herabfallende Gegenstände
11.
12.
13.
Fundamentversagen bei Landanlagen
Umweltbelastung bei Fackeleinsatz
Eingeschlossene Gasnester
7.
B-IV, C-III, D-II, DIV, E-I, E-III, E-IV
B-IV, C-III, D-II, E-I,
E-IV
E-IV
E-IV
B-IV, C-III, D-II, E-IV
D-IV, E-III, E-IV
D-IV, E-III, E-IV
97
Gutachten
_________________________________________________________________________
Risiko-Szenarien
15.
16.
17.
18.
Radioaktives Scale und / oder Quecksilber beim Ausbau von
Steigrohren
Durch Korrosion geschwächter Steigrohrstrang
Verletzung beim Umgang mit Frässpänen
Servicearbeiten an einer unter Gas stehenden Bohrung
Wireline- / Slicklinearbeiten
19.
Bohrlochkontrollprobleme während Wireline- / Slicklinearbeiten
20.
Arbeitsunfall
21.
Brand / Explosion
22.
Gefahrstoffunfall
23.
24.
25.
Unfall mit übertägiger Detonation von Sprengmitteln für den
Untertagebetrieb
Freisetzung von Radioaktivität
Unfall mit Kraftfahrzeug
26.
Umweltschädigung durch Öl- oder Kraftstoffaustritt
27.
28.
Unsachgemäße Entsorgung von Abfällen und Abwässern
Eindringen von Stoffen aus Reservegruben in Grund- /
Oberflächenwasser
14.
Kategorie
Wahrscheinlichkeit
/Auswirkungen
B-IV, C-III, D-III, DIV
D-IV, E-III, E-IV
D-IV, E-III, E-IV
E-IV
E-IV
E-IV
B-IV, C-III, C-IV, DII, D-III, E-I, E-II, EIII, E-IV
E-IV
D-IV, E-III, E-IV
C-IV, D-III, D-IV, EII, E-III, E-IV
C-IV, D-III, D-IV, E-II
C-IV, D-III, D-IV, EII, E-III, E-IV
Die generische Einordnung muss individuell an die konkrete Situation angepasst werden.
Welche konkrete Zuordnung gewählt wird entscheidet ein Team, welches die Anlage
verantwortlich betreibt. Der Entscheidungsprozess erfolgt anhand eines speziellen Formulars,
mit dem der RA Prozess systematisch abgefragt wird. Neben den vorgegebenen
Standardszenarien besteht noch die Möglichkeit zusätzliche spezifische Szenarien zu bilden,
die aber innerhalb des vorgegebenen Systems eingeordnet werden müssen.
Nachdem die Auswahl der Szenarien erfolgt ist wird zur Verhinderung des Eintritts des
jeweiligen Ereignisses ein Satz von Sicherheitsanforderungen (Präventivmaßnahmen)
vorgegeben, ebenso für die Minderung der Auswirkungen (Maßnahmen zur
Schadensminimierung wenn das Ereignis eintritt).
Bei zu besorgender Gefährdung durch Brand/Explosion (Szenarios 21) sind dies z.B.
• Vorsorgemaßnahmen s. Tab. 5-7
• Minderung der Auswirkungen s. Tab.5-8
98
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 5-7 Präventivmaßnahmen
1. Anwendung der Verfahrensanweisung „Serviceleistungen von Auftragnehmern“ CD-8A-00100(a) und der dazu gehörenden Anlagen und Formulare
2. Anwendung der Verfahrensanweisung „Arbeitsgenehmigungsverfahren“ IC-8B-001-00(a) und
der dazu gehörenden Anlagen und Formulare.
3. Sichere Arbeitsbereiche für Schweißtätigkeit und Überwachung von potentiellen Brandherden.
4. Feuermelde- und Gaswarnsysteme.
5. Ausreichende Belüftung und Entgasung von engen, umschlossenen Bereichen.
6. Einsatz von explosions- bzw. dampfdrucksicherem Equipment in den gekennzeichneten
Bereichen, Lagerung in geeigneten, abgenommenen und geerdeten Magazinen.
7. Beachtung der Unfallverhütungsvorschriften (BGV-Schriften) , Merkblätter und anderen
Schriften des berufsgenossenschaftlichen Regelwerks (ZH 1-Schriften)
8. Sicherheitsbesprechung vor Aufnahme der Arbeiten.
9. Anwendung der Verfahrensanweisung „Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz“ CD-5D-00100(a), insbesondere bezüglich Sicherheitsbesprechungen, Job Safety Analysis und STOPKarten-System.
Tabelle 5-8 Maßnahmen zur Schadensminderung
1. Regelmäßige Durchführung der Übungen entsprechend CD-10-001-01(a)
2. Beachtung von BVOT § 75 über Feuerlöscheinrichtungen. Hierzu siehe auch
„Integritätskritisches Kontraktor-Equipment – Qualitätssicherung“ CD-8A-001-01(a).
3. Beachtung von BVOT § 75 über Unterweisungen und Übungen von Löschmannschaften
4. Beachtung der Notfallkarte und des Brandschutzplanes
5. Beachtung des Emergency Response Planes
Das RA Dokument wird mit einer „Aktionsliste“ abgeschlossen, in der alle
Schlussfolgerungen aus der Risikoanalyse operativ umgesetzt werden (v.a. Benennung von
Verantwortlichen).
Die im Ergebnis abgeleiteten Präventivmaßnahmen und Maßnahmen zur
Schadensbegrenzung sind sehr allgemeine Sicherheitsmaßnahmen, die mit den spezifischen
Gefahren nur mittelbar verknüpft sind. Sie beziehen sich i.d.R. auf weiterführende Betriebsund Verhaltensanweisungen der Beschäftigten. Insofern dienen sie der Kontrolle des „Human
Factor“ i.S. der Schaffung erhöhter Aufmerksamkeit.
Der RA Prozess wird durch das IT Tool IMPACT weitgehend automatisiert und in OIMS
integriert. Dies bedeutet die automatische Verfolgung zugewiesener Aufgaben im System.
Weiterhin wird die Orientierung der Beschäftigten auf sicherheitsgerechtes Verhalten und
Erhalt der Integrität der Sicherheitseinrichtungen durch eine Reihe von obligaten Treffen &
Abläufen, z.B. WOT Meeting, COP Hunt, STOP- Karten, FOCUS-Stop-Karten, JSA, 5
Minuten Sicherheitsgespräche, „Time Out for Safety“, im Rahmen des täglichen
Betriebsablaufs unterstützt. Alle Verfahren werden zentral supervisiert. Beschäftigte von
Kontraktoren werden auf vertraglicher Grundlage entsprechend einbezogen und hinsichtlich
ihres sicherheitsbezogenen Verhaltens systematisch bewertet (Critical Contractors
Performance Evaluation Report).
99
Gutachten
_________________________________________________________________________
Bewertung
Das verwendete System ist auf langjährige Betriebserfahrung aufgebaut, aus diesem Grund
grundsätzlich retrospektiv. Zur Ermittlung der Risiken finden, mit Ausnahme bei den
vollautomatisch arbeitenden Nebenanlagen, keine systematische Analyse der einzelnen
Anlageteile und deren Zusammenwirken im verfahrenstechnischen System statt, mithin
können neu eingeführte Systemänderungen nicht prospektiv hinsichtlich ihrer Sicherheit
beurteilt werden. Der Eingriff des Menschen als mögliche Fehlerquelle wird in dem System
nicht ausreichend berücksichtigt. Die im Ergebnis abgeleiteten Präventivmaßnahmen und
Maßnahmen zur Schadensbegrenzung sind sehr allgemeine Sicherheitsmaßnahmen, die mit
den spezifischen Gefahren bestenfalls nur mittelbar verknüpft sind. Hinsichtlich der Weckung
erhöhter Aufmerksamkeit für die Beschäftigten ist das Vorgehen gut geeignet. Dies wird
durch den gesamten Ablauf der organisatorischen Orientierung auf sicheres Verhalten und
systematischer Auswertung von Betriebserfahrungen auf verschiedenen Ebenen wirksam
unterstützt. Insofern darf das Gesamtverfahren zur Kontrolle der vorhandenen
Gefahrenpotentiale als angemessen angesehen werden.
Eine dem Stand der Technik & guten Managementpraxis entsprechende Risikoabschätzung
bei erhöhten Gefahrenpotentialen bedarf jedoch der einzelfallbezogenen systemanalytischen
Behandlung der gesamten Anlage, sowie der daraus erfolgten Ableitung ebenfalls
anlagenspezifischer Maßnahmen zur Verhinderung von Störfällen und deren Begrenzung.
Dieser Vorgang muss anhand geeigneter Szenarien durchgerechnet, dokumentiert und bei
jeder Änderung erneut durchgeführt werden.
5.6 Dokumentation Gefahrstoffe
Stoffdaten werden in unterschiedlicher Detailtiefe angegeben. Bei einigen Stoffen werden RSätzen, Kennzeichnungen und WGK Einstufungen angegeben, vielfach aber nur
Trivialnamen, aus denen keine chemischen Identifikationsbezeichnungen abzuleiten sind. Es
existieren einzelne Bereichslisten mit Stoffen, z.B. Laborchemikalien (mit WGK
Einstufungen), Spülungschemikalien (Trivialnamen mit WGK Einstufung),
Zementchemikalien (Trivialnamen) und eine Liste der Abfallstoffe (Abfallschlüssel).
Durchgängig sind in den Betriebsplanunterlagen keine Angaben der verwendeten Mengen
vorhanden.
Bewertung
Die Verwendung von Gefahrstoffen unterliegt der REACH-Verordnung, womit der
Anwender eine genaue Charakterisierung aller verwendeten Stoffe vorzunehmen hat. Dabei
bestehen keine Ausnahmen. Für jeden verwendeten Gefahrstoff ist ein Datenblatt vorzuhalten,
aus dem alle wesentlichen Stoffdaten hervorgehen. Die Angabe von Stoffmengen ist eine
Voraussetzung zur Risikobeurteilung.
5.7 Alarm- und Gefahrenabwehrplanung
Die Vorbereitung auf Notfälle in Anlagen der EMPG ist in das OIMS unter Nr. 10
„Öffentlichkeitsarbeit & Notfallmanagement“ integriert. Für jeden Bohrplatz ist im Rahmen
der Betriebsgenehmigung ein Notfallplan aufzustellen und zu dokumentieren. Dieser besteht je nach Lokation unterschiedlich- aus einem Alarmierungsplan, einer Notfallkarte mit
Einzeichnung der Notfallwege, Verlegung von Wasserleitungen (Red Adaire Equipment),
Wasserentnahmepunkte, etc.), Brandschutzplan & Ausrüstung, Notfallmerkblatt für
100
Gutachten
_________________________________________________________________________
MitarbeiterInnen; Lokationsplan für H2S & CH4- Meßeinrichtungen, Sicherheitskreise. Die
allgemeinen Anforderungen an die Notfallplanung sind im OIMS-Dokument „Emergency
Response for Well Control Incidents and Other Drilling Emergencies” & „Management von
Well Control-Problemen“( CD-10-001-00(a) zusammengefasst. Sie werden in konkrete Ortsund anlagenbezogene Pläne entwickelt, z.B. Gasalarmplan Brettorf Z2b (Anlage 2-6). Die
Alarmierungsabläufe, sowie Notfallreaktionen werden regelmäßig geübt (s. Übersicht
Notfallübungen – DRILLING Notfallvorbeugung und -training ; CD-10-1 -001-01)
Die Alarmierung erfolgt in drei Stufen [91]:
1. Voralarm: Der Voralarm wird bei einem “Normalen Kick” ausgelöst. Ein “Normaler
Kick” ist ein Kick (Zufluß von Formationsmedien), der eigenständig von der
Bohrmannschaft beherrscht werden kann.
2. Alarm: Der Alarm wird bei einer Kicksituation ausgelöst, wenn sich der
Meißel/Bohrstrang nicht auf der Sohle befindet, oder sich beim
Auszirkulieren/Totpumpen Schwierigkeiten einstellen und/ oder die Vorgaben des
Gasalarmplanes überschritten werden.
3. Notfall: Der Notfall wird ausgelöst, wenn die Bohrlochskontrolle verloren gegangen
ist. (Blowout, ggf. Untertageblowout).
Die den Voralarm, bzw. Alarm auslösenden Ereignisse werden wie folgt angegeben:
• Kick wenn kein Gestänge im Bohrloch ist.
• Kick wenn Meißel nicht auf Sohle, und / oder der Strang fest ist.
• Kick wenn mit dem Gestänge kann die Sohle wegen Fangarbeiten nicht ange• fahren werden kann
• Großes Kickvolumen (> 3m³).
• Kick beim Rohreinbau.
• Es besteht die Möglichkeit, das freies H2S zutage kommt.
• Gleichzeitig Zufluß und Spülungsverluste.
• Kick wenn Meißel und /oder Bohrstrang verstopft sind.
• Kick mit Durchspüler im Bohrstrang.
• Ausfall wichtiger Anlagenkomponenten (z.B. Spülpumpen) beim Kick.
• Kick mit Meßkabel im Bohrloch, kein Absperren möglich.
Eskalation des Voralarms = Alarm
• Leckagen in den Absperreinrichtungen oder im Druckentlastungssystem.
• Durchspüler im Bohrstrang beim Auszirkulieren eines Kicks.
• Einschließdrücke überschreiten die Vorgaben des Voralarms.
Die Notfallreaktionen werden in verschiedenen Ebenen regelmäßig geübt:
• Regelmäßige Routineübungen im Betrieb
• Zufluss beim Bohren (Pit-Drill)
• Zufluss beim Roundtrip (Trip-Drill)
• Anzirkulieren und Einregeln mit Düse (Power Choke Drill)
• Evakuierungsübungen
• Brandschutzübungen
• Gasalarm bei Sauergasbohrungen (nur in Zusammenarbeit mit Bergamt)
101
Gutachten
_________________________________________________________________________
•
•
Notfallübungen des EMPG Emergency Response Teams
• Simulierter Notfall in einem ausgewählten Betrieb
• Alarmierung der verschiedenen Teams
• Einbeziehung von Behörden und Kontraktoren
• Ausarbeitung eines Aktionsplans
• Pressekonferenz
• Manöverkritik
Einsatzübungen mit dem Red Adair Equipment
Das Notfallmanagement wird im Rahmen der Betriebspläne erfasst. Bestandteile sind v.a. ein
Katalog der Alarmadressen, ein Alarmierungsablauf mit Alarmstufen bei Sauergasausbruch
(H2S). Die Festlegung der Sicherheitskreise (Sicherheitsabstände) erfolgt nach generischen
Ansätzen auf der Grundlagen der LBEG27-Verfügung „Sicherheitsabstände von Bohrungen“.
Für Süssgasbohrungen werden pauschal 100m und 200m für den inneren und äußeren
Sicherheitskreis festgelegt. Bei Sauergas wird in Abhängigkeit von der angenommenen Blow
out-Rate (von 0,28 – 13*106 m3 /d) und dem H2S Gehalt im Erdgas (von 2-35 Vol.-% )
Radien der Schlagkreise festgelegt. Im inneren Kreis darf keine ständig bewohnte Behausung
vorhanden sein, innerhalb des äußeren Kreis darf keine geschlossene (und bewohnte)
Bebauung sein. Die Gefahrenabwehrplanung nimmt auf diese Abstände Bezug. Wie
ersichtlich erfolgt eine spezifische anlagenbezogenen Berechnung der toxischen- und
Wärmestrahlungswirkungen nicht. Die Sicherheitskreise entsprechen einer
Schwefelwasserstoffkonzentrationen 10 ppm & 75 ppm, die nach einem Dosiskonzept
festgelegt wird. Ein Voralarm erfolgt bei 10 ppm, der „Gasalarm“ bei Überschreiten von 75
ppm. Tab 5-9 stellt die Ergebnisse der WC Berechnungen für den Blow out (s. Kap. 3.5.6)
den generisch ermittelten Abständen nach der LBEG Vorschrift gegenüber.
Tabelle 5-9 Abstandsermittlung für Bohrungen mit Sauergas (25 Vol.-% H2S) nach
generischer Methode und Berechnung
BlowLBEG (generisch)
DISMA (Rechnung im Einzelfall)
out- rate Toxisch
Abstand
Toxisch
Abstand
Wärme[m3/d]
(Dosis)*
[m]
(Spitzenkonz.) [m]
strahlung
0,28
10 ppm
290
AEGL-2
342
1,6 kW/m2
75 ppm
449
5,0
10 ppm
648
AEGL-2
1948
1,6 kW/m2
75 ppm
1301
Abstand
[m]
56
187
n
*Schwefelwasserstoffbeurteilung (Dosis): Dosis = Zeit [min] x (Konzentration [ppm]) mit n =
2,5 für H2S, ergibt: 1.13 *10-7 ppm2,5 min (nach [57])
Nach Empfehlungen der Störfallkommission [50] sind als Störfallbeurteilungswerte die
ERPG-2 (oder gleichbedeutend: AEGL-2) zur Festlegung der Abstände zur
Gefahrenabwehrplanung zu verwenden. Der Vergleich mit den nach der WEG Empfehlung
generisch festgelegten Abständen zeigt sich für den äußeren Schlagkreis (Schutz der
Bevölkerung) eine Überschätzung bei kleinen Blow-out-Ereignissen und eine deutliche
Unterschätzung bei größeren Ereignissen.
27
LBEG-Verfügung 02/05 – B III d 4.5 – II v. 30.11.2005
102
Gutachten
_________________________________________________________________________
Die Angaben zur Notfallplanung enthalten den organisatorischen Ablauf nach einer
Alarmmeldung und Angaben über Ausrüstungen, technischen Abwehrmaßnahmen, etc.,
insbesondere zum betrieblichen Brandschutz. Mit Ausnahme der Zusammenarbeit mit Red
Adair sind keine weiteren Informationen über die technische Zusammenarbeit mit der
öffentlichen Gefahrenabwehr, z.B. Freiwilligen Feuerwehr beschrieben. Vorkehrungen zur
Rückhaltung von Löschwasser z.B. nach der LöRüRL [5] sind bei alten Anlagen nicht
vorgesehen, obgleich durch LBEG empfohlen28. Bei neuen Bohrplätzen wird eine
Löschwasserrückhaltung berücksichtigt.
Die EMPG betreibt in ihrer Zentrale in Hannover einen Leitraum für die Koordinierung von
Gefahrenabwehrmaßnahmen, sollten die Ereignisse eskalieren und nicht mehr vor Ort
bewältigt werden können. Die Ausstattung entspricht dem üblichen Standard, die zentrale
Koordinierung wird regelmäßig auf Stabsebene geprobt. Einzelne Standorte sind mit
modernen IT-gestützten Störfallprognoseeinrichtungen versehen, die mit automatischen
Alarmierungssystemen, z.B. Telefonwahlketten verknüpft sind.
Bewertung
Die Notfallplanung orientiert sich in erster Linie auf den Schutz der Beschäftigten. Der
Nachbarschaftsschutz (Drittschutz) wird anhand generischer, nicht einzelfallbezogener
spezifischer Szenarien geplant. Die Zusammenarbeit von betrieblicher und öffentlicher
Gefahrenabwehr ist vorwiegend informeller Art. Mögliche Umweltschäden werden bei der
Notfallplanung nicht ausreichend betrachtet, hier besteht Verbesserungsbedarf, z.B. Planung
von Abwehrmaßnahmen bei drohender GW Verschmutzung, Monitoring &
Sanierungsplanungen. Die Notfallplanung bietet gemessen an den Anforderungen an eine
zeitgemäße Störfallvorsorge Verbesserungspotential.
6. Empfehlungen
6.1 Technische Ausrüstung & Verfahren, Stand der Technik
Anwendung geschlossene Systeme bei Fracking,
Einschränkung Optionen nach VAwS, bei Fracks immer:
o stoffundurchlässige Fläche mit Nachweis (F2)
o Rückhaltevermögen für das Volumen wassergefährdender Flüssigkeiten, das
bei Betriebsstörungen freigesetzt werden kann, ohne dass Gegenmaßnahmen
berücksichtigt werden (R2)
o Überwachung durch selbsttätige Störmeldeeinrichtungen in Verbindung mit
ständig besetzter Betriebsstätte (z.B. Meßwarte) oder Überwachung mittels
regelmäßiger Kontrollgänge; Aufzeichnung der Abweichungen vom
bestimmungsgemäßen Betrieb und Veranlassung notwendiger Maßnahmen (I1)
o Alarm- und Maßnahmenplan, der wirksame Maßnahmen und Vorkehrungen
zur Vermeidung von Gewässerschäden beschreibt und mit den in die
Maßnahmen einbezogenen Stellen abgestimmt ist. (I2)
• Geschlossene Gaspendelung beim Be- und entladen von flüssigen Gefahrstoffen und
Backflow/Haftwasser.
•
•
28
LBEG-Verfügung 18-a-08_11-01-18
103
Gutachten
_________________________________________________________________________
• Backflow/Haftwasser aus der Föderung von gefrackten Bohrlöchern werden in WGK
3 eingestuft, es sei denn eine jeweils konkret durchgeführte Analyse führt zu einer
anderen Einstufung. Entsprechende Ausrüstung des Bohrplatzes nach VAwS
erforderlich.
• Abnahme des Bohrplatzes durch ZÜS und VAwS Sachverständigen
• Abnahme des Förderplatzes durch ZÜS und VAwS Sachverständigen
• Abnahme des Fracking Aufbaus durch VAwS Sachverständige und Sachverständigen
für Hochdruckanlagen vor jedem Frackvorgang
• Nachweis der Verträglichkeit des eingesetzten Zements mit der Frackfluid bzw.
Backflow bei zu frackenden Bohrungen und Verpressbohrungen.
• Erdgas und Backflow-/Haftwassertransport in Feldleitungen nach den Anforderungen
der RohrFLtgV und TRFL (o. Einschränkung)
• Bei Rohrleitungstransport kontinuierliche Überwachung der Qualität des
transportierten Mediums. Prüfung der Verträglichkeit von Rohrleitungsmaterial mit
transportierten Medium (Ausschluß Diffusionsverluste).
• Multibarrierensystem (z.B. Standrohr, eine zementierte Ankerrohrtour, eine
zementierte Technische Rohrtour und eine zementierte Produktionsrohrtour,
Produktionsliner) bei Bohrungen durch grundwasserführende Schichten
• Qualitätskontrolle bei bestehenden Bohrungen durch nachgewiesene Drucktests,
Dichtigkeitsprüfung, Zementintegrität. Nach jeder Zementation Druckdichtheit prüfen
(Leak Off Test)
• QS (Zement, Rohre, etc.) bei Neubohrungen mit Frack
• Vor jedem Frack: Logg des Bohrlochs & Zementation bis mindestens 300 m unter
Untergrenze GW-Horizont
• Verwendung umweltverträglicher Frackfluids, ggf. Verbotsstoffe (Liste)
• Vor jeder Tiefbohrung Erfassung folgender Parameter [8]:
o Erfassung mechanischer, thermischer sowie ggf. chemischer Eigenschaften
von Fluiden, Zielhorizont und Deckgebirge (z.B. Dichte, E-Modul, PoissonVerhältnis)
o Logging (Spannungsorientierungen, Porendruck, Temperatur, Porosität,
Mächtigkeit, Lithologie)
o Erfassung der Stratigraphie
o Qualitative Kontrolle der konzeptionellen Modelle und angesetzten Parameter
o Felsmechanisch basierte Analysen von Gestein und Abschätzung der
kluftmechanischen Parameter (z.B. Gesteinsfestigkeiten, Reibungswinkel, Frac
Druck, Reibungskoeffizient, Kohäsion).
• Sicherstellung, dass die Zementation folgende Anforderungen erfüllt [8]:
o dauerhafte Verbindung zwischen Gebirge und Rohrtour,
o Verhinderung effektiver hydraulische Kurzschlüsse
o Chemische Stabilität gegenüber dem Gebirge
o Unempfindlichkeit gegenüber technischen Fluiden
o Unempfindlichkeit gegenüber dem zu fördernden Medium
o Erhöhung der Stabilität des Bohrloches (Fels – Zement – Rohrtour)
104
Gutachten
_________________________________________________________________________
• Zur Beurteilung der Bohrlochintegrität sollte bei jeder geplanten Frack-Stimulation
eine Nullmessung der folgenden Parameter vorausgehen [8]:
o eine möglichst vollständige Kenntnis der Störungssysteme im Untergrund
vorliegen,
o durch numerische geomechanische Modellierung bestimmt werden:
§ die Magnitude der Scherungen auf den bekannten Störungen
§ die Entwicklung von Bereichen erhöhter Scherspannungen in
Abhängigkeit vom Injektionsdruck beim Fracvorgang
§ die Ausdehnung und Orientierung der Fracs
o nur in geeigneten Bohrlokationen mit entsprechendem Verrohrungsschema und
Zementbrücken außerhalb potenzieller Scherhorizonte stimuliert werden
o die gewählte Produktionsstrategie berücksichtigt werden, insbesondere der
Abstand zu benachbarten (insbesondere Alt-) Bohrungen bzw. den vertikalen
Sektionen der Stimulationsbohrung.
o Die Dichtigkeit der Bohrung vor der Frac-Stimulation geprüft werden.
o Ein Überwachungskonzept erstellt werden im Hinblick auf
§ seismisches Monitoring während der Stimulation zur Detektion der
Migration der Seismizität ( ggf. muss die Stimulation abgebrochen
werden, wenn die Gefahr besteht, dass eine Scherzone, die durchbohrt
wurde bzw. in der Nähe der Bohrung verläuft, reaktiviert werden
könnte und die Bohrung beschädigen könnte)
§ Überwachung des Gasgehalts in den Aquiferen nach der Stimulation
§ Überwachung der Ringraumdrücke.
• Eine ordnungsgemäße Durchführung der Zementierung ist die Grundvoraussetzung
für die Funktionalität der Zementierung im späteren Betrieb. Dem
Zementierungsprozess sollten vorbeugende Maßnahmen vorgeschaltet sein, wie die
Berechnung der Menge des benötigten Zementvolumens für das Erreichen der
geplanten Zementsäule und die Modellierung der Faktoren, die den größten Einfluss
auf den Zement habe. Im Anschluss an die Zementierung muss eine Erfolgs- und
Qualitätskontrolle und Identifikation möglicher Leckagen erfolgen, z.B. durch
Mechanical Well Integrity Testing und Production Logging [8].
• Da Erfahrungen über die Haltbarkeit des Zements nur über einen Zeitraum von ca. 100
Jahren vorliegen ist es angezeigt, die Bohrungen und insbesondere die
Ringraumdrücke regelmäßig zu prüfen und ggfs. eine Sekundärzementation
durchzuführen. Zudem sollte eine Generalüberholung der Bohrung nach einem
festzulegenden Zeitpunkt eingeplant sein. Deshalb wird beim Verschluss einer
Bohrung meist ein Sandwich Aufbau gefordert, bei dem neben einer Zementation auch
andere anorganische – langzeitstabile – Stoffe eingebracht werden, die auch bei einem
Versagen der Zementation für einen langfristige Dichtheit sorgen sollen. Dazu
gehören u.a. verdichtete Salze, Tone und Schwere Suspensionen. Auch wird über
organische Stoffe nachgedacht, um eine zusätzliche unabhängig von den anderen
Abdichtstrecken, funktionierende Abdichtung zu erhalten [8].
105
Gutachten
_________________________________________________________________________
6.2 Sicherheitsmanagement
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Sicherstellung QS der Bohrlochintegrität durch Dritte (Sachverständige)
Systemanalytische Sicherheitsanalyse (Risikoanalysen) regeltypischer Anlagen
&Verfahren, wie
o Bohren(einschl. Bohrlochausrüstung, Zementierung, etc.)
o Fracken (einschl. Herstellung von Frackfluiden)
o Fördern
o Gasbehandlung & Transport
o Backflow-/Haftwasserbehandlung & Transport
o Domino Effect bei Clusterbohrplätzen.
Anforderungen an quantitative Analyseverfahren schaffen durch spezifische
Ausfallratendatensammlungen
Anforderungen Sicherheitskultur nach KAS-7 einhalten [59]
Ausreichende Sicherheitsabstände der gefrackten Horizonte festlegen
(Berücksichtigung der Vorgeschichte des Standorts, z.B. alte Bohrungen,
Bergbautätigkeit)
Fördereinstellung um Umkreis von 5 km des Frackbohrlochs während der
Frackprozedur; Druck- und haftwasserkontrolliertes Anfahren der Förderung nach
Fördereinstellung.
Analyse Dominoeffekt bei Clusterbohrplätzen
Behördliches Überwachungs- und Inspektionssytem ausbauen, Kooperation mit
Sachverständigen. Qualitätssicherung im Betriebsplanverfahren.
Management der Öffentlichkeitsbeteiligung
6.3 Notfallmanagement
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Spezifisches Gefahrenmanagement i.S. SFK-GS-45 [50]
Flächendeckende Umsetzung LöRüRL in betriebliche Praxis (auch bei Altanlagen)
Abstimmung Schnittstelle betrieblicher/Öffentlicher GAP nach [23]
Auslegung der Brunnen für Monitoring (Messen) und Abpumpen im Notfall (Schutzund Abwehrbrunnen)
Identifikation der verletzlichen Stellen, z.B. Entnahmebrunnen zur Trink- &
Brauchwasser Versorgung (öffentlich & privat) in einem genauen Lageplan mit zu
erwartenden Kontaminationsverläufen (Ausbreitungsszenarien zur Notfallplanung)
Aufstellung von Alarmierungsverfahren mit Vorgaben für Abschaltung, Abpumpen,
Sanieren von Erdreich
Planung & Vorhaltung von Schnellsanierungseingriffen
Ggf. MNA und enhanced MNA(mit chemisch/biologischer Abbauhilfe) mit
detaillierter Analyse der hydrogeologischen Verhältnisse des Standorts einplanen
Ggf. Planung von Tiefbrunnenkonzept zum Monitoring tiefer Schadstoffeinträge.
Kopplung mit Tiefenausbreitungsmodellen
Risiko- und Krisenkommunikation
106
Gutachten
_________________________________________________________________________
7. Anlagen
7.1 Verzeichnis Bilder und Tabellen
Bild 2-1
Bild 2-2
Bild 2-3
Bild 2-4
Bild 2-5
Bild 2-6
Bild 2-7
Bild 2-8
Typischer Bohrplatz einer Produktionsbohrung
Schemabild eines Blow Out Preventers (BOP)
Bohrlochabsperrarmatur Walsrode Z5A
Ausschnitt Rohrtour Buchhorst T12 (s. Anlage 2-4)
Zementierung Rohrtour Buchhorst T12 (s. Anlage 2-4)
Fließdiagramm einer typischen LTS Erdgasanlage
Bohrung mit Horizontalablenkung Dötlingen Ost Z2
Schema Fracking Verfahren
Bild 3-1
Zusammenwirken der technischen und organisatorischen Anforderungen für
Betriebsbereiche nach Störfall-Verordnung
Auswirkungsbegrenzung von Dennoch-Störfällen (nach Störfall-Verordnung)
Schematische Darstellung der Quellterme bei Störfallablaufszenarien
Korrelation zwischen Durchmesser/Betriebsdruck und Explosionsdruck bzw.
Wärmestrahlung mit Rohrleitungsdurchmesser
Korrelation von Wurfweiten von Flugstücken mit dem
Rohrleitungsdurchmesser
Ursachen für Pipelineschäden
Bohrlochschema mit Austrittstelle
Prognose der Wahrscheinlichkeiten von Rohrleitungsschäden durch Abriss und
Leckage beim Gas und Flüssigkeitstransport.
Bild 3-2
Bild 3-3
Bild 3-4
Bild 3-5
Bild 3-6
Bild 3-7
Bild 3-8
Bild 4-1
Bild 4-2
Bild 4-3
Bild 4-4
Sicherheitsstufen nach Störfall Verordnung
„Vernünftiger Ausschluß“ nach Störfall Verordnung
SAZ bei deterministischer und probabilistischer Ansätze
Schema zur Entwicklung des Beitrags von Komponentensicherheit und
Systemsicherheit
Bild 5-1
Bild 5-2
Bild 5-3
Einordnung des OIMS beim Kerngeschäft „Drilling“
Anwendung von RAMS in den Lebenszyklen der Erdgasgewinnung
Ablauf von RAMS
Tabelle 2-1
Tabelle 2-2
Tabelle 2-3
Tabelle 2-4
Tabelle 2-5
Untersuchte Bohrplätze der EMPG
Typische Feldrohrleitungen für Erdgas
Wartungsintervalle für Feldleitungen nach einem RBM Ansatz
Kapazitäten der Lagereinrichtungen für brandrelevante Gefahrstoffe
Stoffe und Stoffmengen des Frack Buchhorst T12 am 27.07.2011
Tabelle 3-1
Tabelle 3-2
Tabelle 3-3
Tabelle 3-4
Tabelle 3-5
Ereignisse mit Umweltrelevanz
Freisetzungen mit Schwefelwasserstoff
Ursachen von Arbeitsunfällen
Ergebnis Unfalldatensammlung Bergamt NRW
Länge von Erdgasleitungen in Europa
107
Gutachten
_________________________________________________________________________
Tabelle 3-6 Große Unfälle mit Erdgas
Tabelle 3-7 EMPG Gefahrgutaufkommen 2010
Tabelle 3-8 Ursachen für Unfälle beim Umgang mit wassergefährdenden Stoffen
Tabelle 3-9 Typische Feldrohrleitungen für Haftwasser/Backflow
Tabelle 3-10 Ursachen des Versagens von Rohrleitungen in der chemischen Industrie
Tabelle 3-11 Leckagehäufigkeit von Rohrleitungen
Tabelle 3-12 Leckagehäufigkeit bei Schläuchen und Gelenkarmen
Tabelle 3-13 Zusammenfassung der WC Ergebnisse (Anlage 3-2)
Tabelle 3-14 Identifikation der Chemikalien (Leitstoffe) mit dem höchsten Ökotoxpotential.
Tabelle 3-l5 Daten der „gefährlichen Chemikalien“ aus den Frackzusammenstellungen
Tabelle 3-16 Transportunfälle bei Szenarischer Entwicklung für Shalegas Fracks.
Tabelle 3-17 Kritische Stoffe und typische Lagerstättendaten
Tabelle 3-18 Vergleich der Versagensraten gemäss EGIG Statistik 1970 - 2007 (7th Report)
und EGIG Statistik 1970 – 1992
Tabelle 3-19 Sicherheitsmargen bei üblicher Feldleitungen mit Sauergas nach WEG
Tabelle 3-20 Hochrechnung Versagenswahrscheinlichkeiten und freigesetzte Mengen für
Rohrleitungen
Tabelle 4-1
Tabelle 4-2
Tabelle 4-3
Tabelle 4-4
Tabelle 4-5
Tabelle 4-6
Tabelle 5-1
Tabelle 5-2
Tabelle 5-3
Tabelle 5-4
Tabelle 5-5
Tabelle 5-6
Tabelle 5-7
Tabelle 5-8
Tabelle 5-9
Empfehlungen und Richtlinien des WEG
Allgemeine Regelung aus Anhang zur Muster VAwS
Auf Bohrplätzen relevante Vorschriften zur Arbeitssicherheit
Zuverlässigkeitsanforderungsklassen für MSR Einrichtungen
Versagenswahrscheinlichkeiten von MSR-Einrichtungen verschiedener SILKlassifizierung
Berichte von SFK,TAA und KAS zur „Guten Managementpraxis“
Zuordnung der Checklisten zu den Themenbereichen
Zuordnung von einzelnen Checklisten/Verfahrensanweisungen zu
Managementsystemen (Auswahl)
Risikomatrix der EMPG
Auswirkungskategorien zur Risikomatrix
Entscheidungsbefugnis in Abhängigkeit vom Risiko
Zuordnung von Standardszenarien zur Risikomatrix
Präventivmaßnahmen
Maßnahmen zur Schadensminderung
Abstandsermittlung für Bohrungen mit Sauergas (25 Vol.-% H2S) nach
generischer Methode und Berechnung
108
Gutachten
_________________________________________________________________________
7.2 Verzeichnis der Anlagen
Nummer
2-1
2-2
2-3
2-4
2-5
2-6
2-7
2-8
2-9
Bezeichnung
Betriebsplan Bohren, Walsrode
WestZ4a
Rahmenbetriebsplan,
Bötersen Z 11
Datei
Bohrbetriebsplan Walsrode West Z4a.doc
mit Anlagen 2-1-1 bis 2-1-14
Bötersen Z11 Rahmenbetriebsplan
komplett.pdf
Sonderbetriebsplan Bohren
Bötersen Z 11
Buchhorst T12
Imbrock Z2
Snderbetriebsplan Bohren Bötersen Z11
Komplett.pdf
approved_sonderbetriebsplan_buchhorst_t12150-1.pdf
Sonderbetriebsplan Frac Imbrock Z02_Rev
MK_Rev 20Jun_Entwurf_LBEG.pdf mit
Anlagen 2-5-1bis 2-5-9
Gasalarmplan Brettorf Z2b komplett.pdf
00LBP-MunsterZ4a.pdf
Notfallplan Brettorf Z2b
Landschaftspflegeplan Munster
SW Z4
Bohrspülungs- und
Zementationschemikalien
Goldenstedt Z21
Sondergutachten Zementierung
3-1
3-2
WC-Szenarien
Zusammenfassung WC
Ergebnisse
4-1
Kurzgutachen über fachliche und
technische Möglichkeiten zum
Erkennen, Bewerten und
Behandeln potenziellen
Kontaminationen von Boden und
Grundwasser durch Fracking
Bergrechtliche Ausnahmen zur
TRFL
SCL Standort und Umfeld des
Betriebsbereichs
SCL Anlagenspezifischer Teil des
SB
SCL Beschreibung der
gefährlichen Stoffe
SCL
Sicherheitsmanagementsystem
SCL Störfallablaufszenarien
SCL Interne Alarm- und
4-2
5-1
5-1
5-1
5-1
5-1
5-1
2_8_Bohrspülungs-und
Zementchemikalien.doc
2_9_Kurzgutachten Bohrung Zementation
Verrohrung-final
3_1_Szenarienrechnung_DISMA.doc
3_2_Übersicht der Szenarien
4_1_Maßnahmen_Sanierung_Revision_b
4_1_KB_Massnahmen_Anl_1
4_2_Bergrechtliche Ausnahmen zur TRFL
5_1_Site_WalWZ4.doc
5_1_Anlage_WalWZ4.doc
5_1_Stoff_WalWZ4.doc
5_1_SMS_WalWZ4.doc
5_1_RA_WalWZ4.doc
5_1_GAP_WalWZ4.doc
109
Gutachten
_________________________________________________________________________
8. Literatur & Quellen
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
[11]
[12]
[13]
[14]
[15]
[16]
[17]
[18]
[19]
[20]
[21]
Ewen, „Informations- und Dialogprozess der ExxonMobil über die Sicherheit und
Umweltverträglichkeit der Fracking-Technologie für die Erdgasgewinnung,“ 2012.
[Online]. Available: http://dialog-erdgasundfrac.de/.
ExxonMobile.
LAWA, „Muster-Anlagenverordnung (Muster-VAwS) vom 8./9.11.1990 unter
Einschluß der Fortschreibung gemäß Beschluß der 116. LAWA-Sitzung am 22./23.
März 2001 in Güstrow,“ 1990.
WEG, „Gestaltung des Bohrplatzes,“ 8/2006.
Niedersachsen, „Richtlinie zur Bemessung von Löschwasser-Rückhalteanlagen beim
Lagern wassergefährdender Stoffe (Löschwasser-Rückhalte-Richtlinie - LöRüRL) vom
31. März 1993,“ (Nds.MBl. Nr. 16, S. 440) , 1993.
Bullermann & Schneble GmbH,, „Landschaft Flächeninanspruchnahme, (oberirdische)
Infrastruktur, Betrieb“,“ Ewen, Darmstadt, 2012.
WEG, „Technische Regel Futterrohrberechnung,“ 6/2006.
F. P. Schilling, „Gutachten Bohrung, Verrohrung und Zementierung,“ Anlage zu Uth,
H.-J. Gutachten Technische Sicherheit von Anlagen und Verfahren zur Erkundung und
Förderung von Erdgas aus nichtkonventionellen Lagerstätten, 2012.
WEG, „Beispielsammlung für Anforderungsklassen an MSR-Einrichtungen mit
Schutzfunktion in Erdöl-, Erdgas- und Untergrundspeicherbetrieben,“ 6/2003.
BVOT, „Bergverordnung für Tiefbohrungen, Untergrundspeicher und für die
Gewinnung von Boden-schätzen durch Bohrungen im Land Niedersachsen
(Tiefbohrverordnung - BVOT),“ Nds. MBl. S. 887, 20.9.2006.
EMPG, „Datei: Leitungsdaten Gasleitungen in Gasassets.xls“.
EMPG, „Datei: E03-1715_2011-02-14_Rev00.xls; E03-1317_2010-11-29_Rev00.xls“.
S. F.R., „Monitoring, Überwachung zukünftiger CO2-Speicher. Die dauerhafte
geologische Speicherung von CO2 in Deutschland – Aktuelle Forschungsergebnisse
und Perspektiven.,“ GEOTECHNOLOGIEN Science Report Nr 14, pp. 88-102, 2009.
WEG, „Empfehlung „Bohrlochkontrolle“,“ 2/2002.
Propublica, „Grafikquelle:www.propublica.org,“ [Online]. Available:
http://www.propublica.org/article/anatomy-of-a-gas-well-426.
ISAH, „Gutachten zur Abwasserentsorgung und Stoffstrombilanz,,“ 2012.
G. F. Ewers, „Beurteilung der Toxizität der beim hydraulischen Fracking eingesetzten
Additive im Hinblick auf das Grundwasser und Trinkwasser,“ 2012.
A. e. a. Schmitt-Jansen, „Ökotoxikologische Beurteilung von beim hydraulischen
Fracking eingesetzten Chemikalien,“ 2012.
D. D. V. d. G.-. u. W. e. V. Technisch-wissenschaftlicher, „Arbeitsblätter“.
EU, „Bildquelle: LAND USE PLANNING GUIDELINES IN THE CONTEXT OF
ARTICLE 12 OF THE SEVESO II DIRECTIVE 96/82/EC AS AMENDED BY
DIRECTIVE 105/2003/EC,“ JRC, Ispra, 2006.
BUND, „Störfall-Verordnung vom 8. Juni 2005 i.d.F. v. 8. Juni 2005(BGBl. I S. 1598),
110
Gutachten
_________________________________________________________________________
Zuletzt geändert durch Artikel 5 Absatz 4 der Verordnung vom 26. November 2010
(BGBl. I S. 1643),“ BGBL, Bonn, 2010.
[22] SFK, „SFK-GS-26 Abschlussbericht Schadensbegrenzung bei Dennoch-Störfällen
Empfehlungen für Kriterien zur Abgrenzung von Dennoch-Störfällen und für
Vorkehrungen zur Begrenzung ihrer Auswirkungen,,“ [Online]. Available:
http://www.kas-bmu.de/publikationen/sfk_pub.htm.
[23] BMU, „Vollzugshilfe zur Störfall-Verordnung,“ 2004. [Online]. Available:
http://www.bmu.de/anlagensicherheit/doc/6133.php .
[24] SFK, „SFK-GS-38 Leitfaden “Maßnahmen gegen Eingriffe Unbefugter”“.
[25] EMPG, „Datei: Umweltschutzjahresbericht EMPG 2010.pdf,“ 2010.
[26] EMPG, „Datei: KPI_Report_2010 KW 51.xls“.
[27] EMPG, „Datei: Impact Datenbank Umweltereignisse 2010.xls“.
[28] EMPG, „Datei: RCAF Incidents 2005_2011.xls“.
[29] Uth, „Datei: Ereignisse_Fracking_uth.xls,“ 2011.
[30] NRW, „Unfalldatensammlung NRW Bergamt,“ [Online]. Available: http://esb.bezregarnsberg.nrw.de/a_8/index.html .
[31] SCRIBID, „Drilling Spills,“ [Online]. Available:
http://www.scribd.com/doc/22163083/Drilling-Spills .
[32] C. Michaels, „FRACTURED COMMUNITIES,“ Riverkeeper, New York, 2010.
[33] BC Oil and Gas Commission, COMMUNICATION DURING FRACTURE
STIMULATION 2010-3, SAFETY ADVISORY, 2010, May20.
[34] Railroad Commission of Texas (RRC), „Blowouts and Well Control Problems,“ 2012.
[Online]. Available: http://www.rrc.state.tx.us/data/drilling/blowouts/allblowouts1115.php.
[35] NPR, „When Wells Blow Out in Pennsylvania, Texans Step In,“ 2012. [Online].
Available: http://stateimpact.npr.org/texas/2012/01/05/when-wells-blow-out-inpennsylvania-texans-step-in/.
[36] COWI, „Assessing the case for EU legislation on the safety of pipelines and the
possible impacts of such an initiative” Draft Final Report ENV.G.1/FRA/2006/0073,“
2011.
[37] UBA, „daten-zur-umwelt,“ [Online]. Available: http://www.umweltbundesamt-datenzurumwelt.de/umweltdaten/public/theme.do;jsessionid=B4A224706AAD9D7399E519234
56434B5?nodeIdent=5759.
[38] StBA, „Erhebung der Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen,“ 2009.
[39] EMPG, „Datei: Leitungsdaten Flüssigkeitsleitungen in Gasassets.xls,“ 2011.
[40] B. Schalau und Y. Drewitz, „Erstellung quantitativer Risikoanalysen für ausgewählte
sächsische Betriebe mittels einer durch die Bundesanstalt für Materialforschung und prüfung entwickelten Methodik und Vergleich der Ergebnisse mit den Ergebnissen
qualitativer Risikoanalysen,“ Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie 28
Schriftenreihe, Heft 22/2009.
[41] J. TAYLOR, „ RISK ANALYSIS FOR PROCESS PLANT, PIPELINES AND
111
Gutachten
_________________________________________________________________________
TRANSPORT,,“ E& FN SPON, LONDON, GLASGOW, NEW YORK, 1994.
[42] MIC, „RELIABILITY OF PIPING COMPONENTS, VOL. 4, JULY 1996,“ 1996.
[43] COMMITTEE FOR THE PREVENTION OF DESASTERS, , "CPR 18E;
GUIDELINES FOR QUANTITATIVE RISK ASSESSMENT (PURPLE BOOK);,"
VROM, THE HAGUE, 1999.
[44] TAA, „TAA-GS-03 ABSCHLUßBERICHT DES ARBEITSKREISES:
NOVELLIERUNG DER 2. STÖRFALL-VWV,“ 1994.
[45] HSR, „OFFSHORE HYDROCARBON RELEASES STATISTICS, 2001; HID
STATISTICS REPORT; HSR 2001,“ 2001.
[46] COVO COMMISSION., „RISK ANALYSIS OF SIX POTENTIALLY HAZARDOUS
INDUSTRIAL OBJECTS IN THERIJNMOND AREA, A PILOT STUDY. A REPORT
TO THE PUBLIC AUTHORITY. SCHIEDAM,“ CENTRAL
ENVIRONMENTCONTROL AGENCY , RIJNMOND, 1981.
[47] F. LEES, LOSS PREVENTION IN THE PROCESS INDUSTRIES, VOLUME 1 - 3;,
OXFORD : BUTTERWORTH-HEINEMANN , 2003.
[48] SFK, „Risikomanagement im Rahmen der Störfall-Verordnung” (SFK-GS-41),“
[Online]. Available: http://www.kas-bmu.de/publikationen/sfk_pub.htm.
[49] EMPG, „Allgemeine Risikobeurteilung für Süßgas-Landbohrungen (inkl.
Speicherbohrungen und Ölbohrungen ohne H2S),“ OIMS Manual January 2007 System
2, Sec. 2.2.1 Risk Assessments Appendix System 2, 2007.
[50] SFK, „SFK-GS-45 Schnittstelle Notfallplanung,“ [Online].
[51] ZEMA, „Zentrale Störfallmelde- und Auswertestelle (ZEMA), Jahresbericht 2007,“
[Online]. Available: www.umweltbundesamt.de/ZEMA.
[52] LBEG, „Merkblatt „Blowoutratenberechnung Sauergasbohrungen“ LBEG
Rundverfügung 4.72 v. 30.11.2005,“ 2005.
[53] NEWS, „Fracking Contamination,“ [Online]. Available:
http://thetyee.ca/News/2011/12/19/Fracking-Contamination/.
[54] R. Nygaard, „Well Design and Well Integrity,“ University of Calgary, Institute for
Sustainable Energy, Environment and Economy (ISEEE), 2010.
[55] EMPG, „Datei: BHST Z20 - RE und Geo Daten 20110921.ppt & WE Water Disposal
Plan 2011 v2.ppt“.
[56] EGIG, „European Gas Pipeline Incident Data Group, 2008, 7th EGIG report 19702007, Gas Pipeline Incidents,“ 2008.
[57] WEG, „Empfehlung „Armaturenabstände und Alarmierungsstreifen an
Sauergasleitungen“ v. 14.02.2001;,“ 2001.
[58] WEG, „Richtlinie zur Ermittlung von Fristen für Prüfungen an Feldleitungen gemäß
TRFL,“ 7/2003.
[59] KAS, „KAS-7 „Empfehlungen der KAS für eine Weiterentwicklung der
Sicherheitskultur - Lehren nach Texas City 2005 (Bericht des Arbeitskreises Texas
City),“ 2008.
[60] KAS, „ Kompetenzen bezüglich menschlicher Faktoren im Rahmen der
Anlagensicherheit (Betreiber, Behörden und Sachverständige),“ KAS-20, 2011.
112
Gutachten
_________________________________________________________________________
[61] DIN, „Fehlerbaumanalyse DIN 25424 Teil 1, Methode und Bildzeichen; Teil 2,
Handrechenverfahren zur Auswertung eines Fehlerbaums,“ 1981/ 1990.
[62] DIN, „Ausfalleffektanalyse (Fehlermöglichkeits- und Einflussanalyse DIN 25448,“
1990.
[63] ICI, „Hazard and Operability Studies Process Safety Report 2. ICI Ltd.,“ London, 1994.
[64] Heitfeld & Schetelig, „Kurzgutachten über fachliche und technische Möglichkeiten
zum Erkennen, Bewerten und Behandeln potenziellen Kontaminationen von Boden und
Grundwasser durch Fracking,“ Büro Ewen, Darmstadt, 2012.
[65] DAfStb, „Deutsche Ausschuss für Stahlbeton (DAfStb),“ [Online]. Available:
http://www.dafstb.de/akt_wu-richtlinie.html.
[66] BUND, „Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben
vom 13. Juli 1990 (BGBl. I S. 1420), zuletzt geändert 3.9.2010,“ 2010.
[67] BMA, „TRGS 400 Gefährdungsbeurteilung für Tätigkeiten mit Gefahrstoffen, Ausgabe
Dezember 2010,“ GMBl. Nr. 2 vom 31.01.2011 S. 19, 2010.
[68] WEG, „Leitfaden „Umgang mit der Gefahrstoffverordnung/Einstufung der Gefahrstoffe
gemäß § 7 GefStoffV,“ 2/2009.
[69] WEG, „„Handlungsempfehlung Maschinenrichtlinie“,“ 4/2011.
[70] WEG, „Einstufung von bestehenden Druckbehältern in die Klassifizierung gemäß
DruckgeräteVO und zur Ermittlung der Prüffristen,“ 10/2004.
[71] WEG, „Handlungsempfehlung zur Bestellung von Druckgeräten und zur Ermittlung
von Prüffristen in den Mitgliedsfirmen des WEG,“ 12/2004.
[72] WEG, „Empfehlung von explosionsgefährlichen Bereichen,“ 7/2007.
[73] BMA, „TRBS 1111 Gefährdungsbeurteilung und sicherheitstechnische Bewertung“.
[74] BMA, „TRBS 2141 Gefährdungen durch Dampf und Druck, Teil 1-3“.
[75] VDI/VDE, „VDI/VDE 2180, Blatt 1–4, s.a. IEC 61508; DIN EN 954-1
„Sicherheitsbezogene Teile von Steuerungen““.
[76] BMA, „TRbF 30 Füllstellen, Entleerstellen und Flugfeldbetankungsstellen Ausgabe
Februar 2002 (BArbBl. 2/2002, S. 66)“.
[77] BMA, „TRbF 60 Ortsbewegliche Behälter Ausgabe Juni 2002 (BArbBl. 6/2002, S. 62
(80)“.
[78] H. Uth und N. Wiese, „WEKA-Kommentar Anlagensicherheit & Störfallvorsorge,
Kissingen 2012,“ 2012.
[79] EU, „pipelines and the possible impacts of such an initiative Draft Final Report
ENV.G.1/FRA/2006/0073 October 2011,“ 2011.
[80] SFK, „SFK-GS-44 Arbeitshilfe für die Anwendung der Störfall-Verordnung bei
Industrieparks“.
[81] KAS, „KAS-5 Bericht Risikokommunikation - Anforderungen nach StörfallVerordnung, Praxis und Empfehlungen des Arbeitskreises
RISIKOKOMMUNIKATION“.
[82] KAS, „KAS-8 Leitfaden: Empfehlungen für interne Berichtssysteme als Teil des
Sicherheitsmanagementsystems gemäß Anhang III Störfall-Verordnung (Leitfaden des
Arbeitskreises Menschliche Faktoren)“.
113
Gutachten
_________________________________________________________________________
[83] HSE, Developing process safety indicators A step-by-step guide for chemical and major
hazard industries (First edition), www.hsebooks.co.uk, 2006.
[84] CCPS, Process Safety Leading and Lagging Metrics.
[85] API, ANSI/API Recommended Practice 754, Process Safety Performance Indicators for
the Refining and Petrochemical Industries, First Edition, Washington D.C., 2010.
[86] CEFIC, Guidance on Process Safety Performance Indicators 2nd Edition, May 2011,
2011.
[87] TÜV-Ostdeutschland, „Methodische Anleitung - Erstellen eines internen Notfallplanes
in Anlehnung an die Seveso II Richtlinie (96/82/EG),“ 1997.
[88] IKU, „Leitfaden für Informationen an die Öffentlichkeit,“ [Online]. Available:
http://www.umweltbundesamt.de/nachhaltige-produktionanlagensicherheit/anlagen/risikokommunikation.html.
[89] VDI, „Risikokommunikation für Unternehmen,“ VDI-Verlag, ISBN 3-931 384-33-0,
Düsseldorf, 2000.
[90] ExxonMobile, „Safety, Security, Health, and Environmental (SSH&E) Ref. 1.1,“ 2010.
[91] Pust, „(EMPG) Seminar “Bohrlochkontrolle” des Niedersächsischen
Landesbergamtes,“ Bad Nenndorf , 27. / 28. Oktober 2003.
[92] A. H. R. Geike, „ Probleme bei Ausbreitungsrechnungen.,“ TU Bd. 34 (1993) Nr. 4,
1993.
[93] Kuchling, Taschenbuch der Physik, Leipzig-Köln: Fachbuchverlag, 1994.
[94] KAS, „KAS-18 „Empfehlungen für Abstände zwischen Betriebsbereichen nach der
Störfall-Verordnung und schutzbedürftigen Gebieten im Rahmen der Bauleitplanung Umsetzung § 50 BImSchG,“ [Online]. Available: http://www.kasbmu.de/publikationen/kas_pub.htm.
[95] S. Erdgaswirtschaft, „Rahmenbericht zur standardisierten Ausmasseinschätzung und
Risikoermittlung (Revision 2010),“ 2010.
[96] BUND, „Verwaltungsvorschrift wassergefährdende Stoffe (VwVwS) vom 17. Mai
1999 i.d.F.vom 27. Juli 2005 ,,“ Bundesanzeiger 142a, Bonn, 27. Juli 2005.
[97] Developing process safety indicators A step-by-step guide for chemical and major
hazard industries.
[98] NAMUR – Normenarbeitsgemeinschaft für Mess- und Regelungstechnik in der
Chemischen Industrie, „NAMUR – Arbeitsblatt NA 102 „Alarm-Management",“
15.12.2005.

Gutachten - Dialogprozesses

Transcrição

Documentos relacionados

Erdgas Opel Astra Caravan 1.4 TNG

Buderus Brennwert-Wandheizkessel GB142

Fahren und Sparen

Antragsformular Förderbeitrag Erdgas/Biogasfahrzeug

Informationsblatt zur Marktkommunikation Netz

Erdgas setzt unter Strom

Persönliche Angaben: Geboren am 20. Juni 1935 in Eisern, Kreis

Abendsportfest am 19.08.2016

Fahren mit Erdgas

Sicherheitsdatenblatt Erdgas

Lehrprofil „Prozess- und Anlagensicherheit“