Häufige Fragen

Was genau ist in Otterstadt geplant und was passiert bei Öl-Fündigkeit?

In Otterstadt ist eine Erkundungsbohrung geplant, das bedeutet, dass uns die geologische Struktur aus Messungen in den Jahren 2011/12 gut bekannt ist. Allerdings ist noch nicht klar, ob die Poren des Gesteins im Untergrund in ca. 2.800 Metern Tiefe auch tatsächlich mit Erdöl gefüllt sind. Um dies herauszufinden, ist eine Bohrung nötig. 

Nach der zirka dreimonatigen Bohrphase wird die Bohranlage auf dem Platz wieder abgebaut und die Bohrung mit einem so genannten etwa zwei Meter hohen Eruptionskreuz sicher verschlossen. Wenn die Bohrung nicht fündig ist, schließt sich der Rückbau an. Hierbei wird das Bohrloch in verschiedenen Abschnitten verfüllt und die beanspruchte Fläche wieder in ihren ursprünglichen Zustand zurückversetzt.

Im Falle der Fündigkeit wird auf dem Platz eine temporäre Test-Anlage installiert, die nahezu geräuschlos ist. Die anschließende Testförderung dient dazu, erste Erfahrungen aus der Lagerstätte zu erhalten. Das Öl wird dann mit wenigen täglichen Fahrten (zirka drei Fahrten am Tag) zur Raffinerie abtransportiert. Der Bohrplatz wird mit Bäumen/Sträuchern renaturiert.

Nach einer längeren Testphase, in der das Produktionsverhalten näher erkundet wird, wird eine Entscheidung über das weitere Vorgehen getroffen. Dieses beinhaltet mehrere Möglichkeiten. Zum Beispiel: Die Förderung wird komplett eingestellt. Nach Einstellung der Bohrung erfolgen der Rückbau und die Wiederherstellung in den ursprünglichen Zustand. Hierzu ist ein entsprechender Betriebsplan zu erstellen. Das Feld soll weiter entwickelt werden. Hierzu ist eine Entwicklungsplanung zu erarbeiten und final zwischen den Partnern und den Zulassungsbehörden abzustimmen. 

Was sind die nächsten Schritte im Verfahren?
  • Weiterleitung des positiven Zielabweichungsbescheids der SGD Süd zum Landesamt für Geologie und Bergbau Rheinland-Pfalz in Mainz
  • Entscheidung des Landesamtes für Geologie und Bergbau Rheinland-Pfalz in Mainz über die eingereichte Änderung zum bestehenden Hauptbetriebsplan
  • Bei positivem Bescheid: Antrag auf Errichtung eines Bohrplatzes (Sonderbetriebsplan Bohrplatzbau)
  • Antrag auf Durchführung einer Explorationsbohrung (Sonderbetriebsplan Bohren)
  • Durchführung von Bürgerinformationsveranstaltungen
  • Niederbringung einer Explorationsbohrung mit anschließenden Kurzzeitfördertest
Wie schützen Sie Anwohner vor Lärm?

Der auftretende Baulärm liegt im Rahmen der gesetzlichen Bestimmungen. Selbstverständlich werden auch im Betrieb die rechtlichen Bestimmungen eingehalten. Die eingesetzte Bohranlage ist nach neuestem Stand der Lärmschutztechnik ausgestattet.

Wie hoch ist die Lärmbelästigung beim Bohren? Welchen Mindestabstand halten Sie zu der bestehenden Wohnbebauung ein?

Lärmintensive Nebentätigkeiten während der Bohrung werden soweit wie möglich vermieden. So erfolgen z.B. Anlieferungen von Rohren und anderen Materialien möglichst zwischen 7 Uhr morgens und 19 Uhr abends. Durch die Bohranlagen selbst werden Lärmemissionen verursacht. Die daraus resultierenden Immissionen werden in einem Schallschutzgutachten in Hinblick auf die geltenden Grenzwerte für die die Betriebsplätze umgebenden Gebiete bilanziert. An den dem Bohrplatz jeweils nächstgelegenen Wohngebäuden sind das max. 60 Dezibel am Tag und max. 45 Dezibel in der Nacht. Bei Bedarf kann durch zusätzliche Maßnahmen (z.B. Aufstellung von Lärmschutzwänden) die Einhaltung der Grenzwerte sichergestellt werden. Ein gesetzlich vorgegebener Mindestabstand zur Bohrstelle existiert nicht. Der Mindestabstand resultiert aus der Einhaltung der gesetzlich vorgegebenen Lärmschutzrichtlinien und anderen Sicherheitsvorschriften. Generell ist nur während des Rammens des Standrohres sowie während der etwa drei- bis viermonatigen Bohrphase mit Lärmemissionen zu rechnen. Der eigentliche Förderbetrieb im Anschluss ist sehr geräuscharm.

Können die Erdölbohrungen Erdbeben auslösen?

Der Oberrheingraben ist von seiner Lage her bereits immer schon ein Gebiet mit natürlich erhöhter Seismizität. Jedes Jahr treten ca. 100 kleinere Erdbeben aufgrund natürlicher seismischer Aktivität auf. Deshalb wurden und werden die Produktionsverfahren den geologischen Gegebenheiten der entsprechenden Lagerstätte jeweils so angepasst, dass größere Spannungen im Untergrund bei der Förderung von Erdöl vermieden werden. Nachdem die Sicherheit von Mensch und Natur für das Konsortium an erster Stelle stehen muss, wird das Thema auch von uns sehr ernst genommen. Um auftretende Seismizität kontinuierlich zu überwachen und die genaue Zuordnung möglicher Ursachen seismischer Ereignisse zu gewährleisten, wurde z.B. im Jahr 2012 im Feld Römerberg-Speyer ein seismisches Monitoringsystem installiert und in Betrieb genommen. Das System arbeitet sehr genau und hat im Zeitraum seit seiner Inbetriebnahme mehrere natürliche Erdbeben aufgezeichnet (alle in der Magnitude deutlich < M=1,0), die sämtlich in einer Tiefe von mindestens 10 Kilometer ihren Ursprung hatten, ebenso wie eine Reihe Ereignisse nicht natürlichen Ursprungs (z.B. Sprengung Schornstein Erlus-Gelände; Gas-Explosion Harthausen).

Wie sicher sind die Anlagen im Falle natürlicher Erdbeben?

Unter Seismizität versteht man die Beschreibung der natürlichen Erdbebenaktivität in einer bestimmten Region. Wie alle technischen Anlagen, die in Gebieten mit bekannter natürlicher Seismizität errichtet werden, unterliegen auch die Anlagen und Ausrüstungen zur Erdölförderung den diesbezüglichen Bestimmungen. Das Design der Anlagen und Ausrüstungen erfolgt auf Basis der für die Region vorgegebenen Klassifizierung der Gefährdung durch seismische Ereignisse.

Eine Schlüsselrolle im Sicherheitskonzept für Anlagen und Ausrüstungen zur Förderung von Erdöl und Erdgas kommt der Wahrung des sicheren Einschlusses der produzierten Kohlenwasserstoffe unter allen denkbaren Störungsszenarien zu. Neben der Berücksichtigung von Sicherheitszuschlägen im Anlagendesign, der Verwendung qualitativ hochwertiger Materialien, der Durchführung von Prüfungen im Herstellungsprozess und in der späteren Instandhaltung der Anlagen spielt das Konzept der Eigensicherheit dabei eine zentrale Rolle. Unter Eigensicherheit in der Anlagentechnik versteht man die Fähigkeit der Anlage, sich bei Eintritt eines kritischen Betriebszustandes ohne Eingriff des Menschen selbsttätig in einen gefahrlosen Zustand zu versetzen. Typische Beispiele sind Überdrucksicherheitsventile, Notabschaltungssysteme und andere.

Gibt es ein Gutachten, um zu ermitteln, inwieweit ein natürliches Erdbeben Auswirkungen auf die Fördereinrichtung haben könnte? Wann, von wem und mit welchem Ergebnis?

Nach den uns vorliegenden geologischen Einschätzungen und Untersuchungen gibt es keine besonderen Risiken von Erdölbohrungen im Rheingraben. Die gutachterliche Bewertung der Wahrscheinlichkeit und zu erwartender Auswirkungen natürlicher Erdbeben im Oberrheintal liegen uns vor. Alle Bohrungen und Obertageanlagen werden nach Maßgabe dieser Risikoeinschätzung ausgelegt, geplant und errichtet.

Könnte Hochwasser zum Problem werden?

Diese Frage kann grundsätzlich mit „Nein“ beantwortet werden. Die Gefährdung einer Leckage durch Hochwassereinwirkung würde in jedem Fall ursächlich von einem potentiell möglichen „Aufschwimmen“ der Anlage, Ausrüstung, Rohrleitung usw. ausgehen. Spezielle Maßnahmen bei der Planung und Errichtung der potentiell gefährdeten Systeme verhindern ein solches „Aufschwimmen“ sicher. Im Falle akuter Gefährdungen unserer Anlagen durch Hochwasser würde der Betrieb präventiv eingestellt, das Erdöl und Lagerstättenwasser aus den Leitungen abgelassen und in Tanks gelagert. Die Leitungen und Anlagen könnten zusätzlich durch Befüllung mit Wasser gegen Aufschwimmen gesichert werden.

Was ist Fracking und findet es im Oberrheingraben Einsatz?

Nein. Die hydraulische Druckbehandlung von Bohrungen spielt hier keine Rolle. Das Erdöl fließt selbstständig zum Bohrloch und das Gestein enthält natürliche Klüfte, so dass die Schaffung neuer Fließwege in der Lagerstätte technisch nicht notwendig ist und wirtschaftlich keine Vorteile bieten, sondern im Gegenteil sogar enorme Nachteile durch eine mögliche Schädigung der Lagerstätte nach sich ziehen könnte.

Ist das Erdöl radioaktiv belastet? Geht davon eine Gefahr für Mensch und Umwelt aus?

Bei der Erdöl- und Erdgasproduktion fallen Rückstände an, die auch natürliche radioaktive Stoffe (NORM) enthalten können. Diese sind nicht das Ergebnis eines Produktionsprozesses, sondern bereits natürlich in vielen Lagerstätten vorhanden. Die „mitgeförderte“ natürliche Radioaktivität ist an Metallionen gebunden, die unter Lagerstättenbedingungen im Lagerstättenwasser gelöst sind. Obwohl die "mitgeförderte" Menge an natürlicher Radioaktivität so niedrig sein kann, dass sie sich der messtechnischen Erfassung entzieht, können sich im langjährigen Betrieb Krusten (Scale) in den Förderausrüstungen ablagern, die dann Träger der dort angereicherten natürlichen Radioaktivität sind. Bei der Ölförderung aus der Lagerstätte Speyer sind solche Ablagerungen bisher nicht festgestellt worden. Mit natürlichen radioaktiven Stoffen angereicherte Produktionsrückstände würden – sofern vorhanden – betrieblich gemäß der Vorschriften der Strahlenschutzverordnung gehandhabt und entsorgt. Der Entsorgungsprozess wird immer zwingend behördlich geprüft und genehmigt.

Natürliche Radioaktivität begegnet uns regelmäßig im alltäglichen Leben. So ist man bei Transatlantikflügen, Spaziergängen im Wald oder einem Gang über Granitboden bereits einer erhöhten Dosis ausgesetzt, die aber ebenfalls nicht gesundheitsgefährdend ist. Z.B. besitzt gängiger Kalksandstein, der als Baumaterial verwendet wird, eine Dosis von 0,1 µSv/h. Auf dem Kölner Domplatz beträgt die Ortsdosisleistung z.B. bis zu 0,15 µSv/h und auf dem Domvorplatz in Speyer 0,26-0,27 µSv/h. Beim Zahnröntgen oder einem Transatlantikflug beträgt die Dosis 100 µSv (alle Angaben: FUGRO-HGN). Im Vergleich hierzu ergaben Messungen im geförderten Erdöl aus der Lagerstätte unterhalb Speyers eine Dosis von 0,06 - 0,09 µSv/h. Die allgemeine Strahlenbelastung in unmittelbarer Nähe der Förderanlagen unterschreitet damit die natürlich vorhandene Dosis der Umgebung sogar noch.

Kann es durch die Erdölförderung in der Region zu ähnlichen Vorkommnissen wie in Landau (Bodenbewegungen) kommen?

Aufgrund unserer bisherigen langjährigen Erfahrung in der Erdölförderung ist mit Bodenabsenkungen oder -hebungen in der Region, die durch die Erdölförderung verursacht werden, nicht zu rechnen. Im Oberrheingraben kommen Hebungs- und Senkungsbewegungen bereits seit Millionen von Jahren natürlicherweise vor. Gemäß aktuellem Stand der wissenschaftlichen Literatur treten im Oberrheingraben sehr großräumig natürliche Hebungs- und Senkungsbewegungen auf: Generell senkt sich der Oberrheingraben stetig weiter ab mit einer durchschnittlichen Rate von bis zu einem Millimeter pro Jahr.

Bezüglich der Erdölförderung ist anzumerken, dass das Erdöl im dichten Gestein in mikroskopisch kleinen Porenräumen lagert, so dass bei seiner Produktion kein Hohlraum entsteht und die stabile Struktur des umgebenden Gesteins erhalten bleibt, es gibt also keinen Erdölsee im Untergrund. Das Trägergestein, der Buntsandstein ist zum Beispiel im Pfälzer Wald zu sehen, wo er natürlich an der Oberfläche auftritt.

Alle Arbeiten sowie der laufende Betrieb erfolgen in Abstimmung mit dem Landesamt für Geologie und Bergbau in Mainz und stehen unter dessen behördlicher Aufsicht. Generell ist festzuhalten, dass die Ölförderung in Deutschland und auch speziell im Oberrheingraben auf eine jahrzehntelange Tradition zurückblickt und die technischen Standards bei der Ölförderung sehr hoch sind und ständig überprüft und angepasst werden.

Wodurch unterscheidet sich Erdöl- von Geothermieproduktion?

Die Geothermie ist im Rheintal von großer Bedeutung. Im Vergleich zur Erdölförderung – hier gibt es im Rheintal eine 60-jährige Tradition – handelt es sich um ein recht junges und neues Verfahren, das sich auch technisch erst noch etablieren muss. Bei der Gewinnung von Geothermie müssen deutlich größere Temperaturunterschiede zwischen dem geförderten und dem reinjizierten Medium beherrscht werden. Außerdem gibt es große Unterschiede bei den Mengen des geförderten Mediums. In der Geothermie werden Wassermengen zwischen 280 und 430 m³/h entnommen, während die Förderrate einer Erdölbohrung im Feld Römerberg-Speyer um 10 m³/h (Geothermie = bis zu 70 Sekundenliter, Erdölförderung = 2,8 Sekundenliter) liegt.

Welche Erfahrung gibt es bisher mit vergleichbaren Lagerstätten?

Es gibt weltweit mehrere geologische Strukturen, die mit dem Oberrheingraben vergleichbar sind, z.B. der Ostafrikanische Grabenbruch und andere, aus denen auch Erdöl gefördert wird. Weltweit bilden Sandsteine aus verschiedenen geologischen Zeiträumen, auch in vergleichbaren Tiefen wie in der Lagerstätte bei Speyer, vielfach das Trägergestein für Kohlewasserstofflagerstätten. Aus diesen wird häufig bereits seit mehreren Jahrzehnten Erdöl oder Erdgas gefördert.
Das Oberrheintal ist seit den 1950er Jahren Schauplatz umfangreicher Bohr- und Erdölförderaktivitäten gewesen. Seitdem wurden hier über 1300 Bohrungen niedergebracht. Seitdem ist kein Beispiel bekannt, in dem die Erdölförderung in der Region nachteilige Auswirkungen auf Menschen und Sachgüter infolge von Hebungen oder Senkungen der Oberfläche oder seismischer Ereignisse gehabt hätte, die in Verbindung zur Erdölförderung zu bringen gewesen wären.
Seit 2003 hat das Konsortium durch mehrere Bohrungen, Testproduktionsaktivitäten und umfangreiche Messungen Erfahrungen mit dem Buntsandstein als Trägergestein und dem darüber liegenden geologischen Aufbau im Feld Römerberg gesammelt. 

Wer haftet, wenn durch die Erdölbohrungen Schaden entsteht?

Auch in der Erdöl- und Erdgasindustrie gilt das Verursacherprinzip als Grundprinzip der Haftungsbestimmung im Schadenfall. Die Konsortialpartner unterhalten zu diesem Zweck entsprechende Versicherungen. Entsprechende Regularien enthält das Bundesberggesetz.
Dies ist auch eindeutig so im Bundesberggesetz (BBergG) festgelegt. § 115 besagt: „Zum Ersatz eines Bergschadens ist der Unternehmer verpflichtet, der den Bergbaubetrieb zur Zeit der Verursachung des Bergschadens betrieben hat oder für eigene Rechnung hat betreiben lassen….“ Neptune Energy in Deutschland unterhält als verantwortlicher Betriebsführer für diesen Zweck eine Betriebshaftpflichtversicherung sowie eine Umwelthaftpflichtversicherung. Darüber hinaus ist das Unternehmen Mitglied der Bergschadensausfallkasse.
Im Übrigen wird der Nachweis des Bestehens von Versicherungsschutz mit entsprechenden Deckungssummen neben der Leistung von Sicherheiten und dem Nachweis einer ausreichenden Kapitaldeckung vom LGB regelmäßig zur Voraussetzung von Betriebsplanzulassungen gemacht, ohne die wir keine bergrechtlichen Unternehmungen durchführen dürften. Insofern ist sichergestellt, dass wir sämtlichen vertraglichen Verpflichtungen, insbesondere auch im Haftungsfall, jederzeit nachkommen können.

Die bergrechtliche Haftung gilt auch für eventuell auftretende Langzeitschäden. Erst wenn alle Aktivitäten der Ölförderung beendet und alle Anlagen sowie der Betriebsplatz zurückgebaut worden sind, was gemäß einem genehmigten Abschlussbetriebsplan zu erfolgen hat, wird das Bergbauunternehmen vom Bergamt aus seiner bergrechtlichen Verantwortung entlassen. Erst dann beginnt die Verjährungsfrist gemäß BGB.
Die Überwachung erfolgt durch das Landesamt für Geologie und Bergbau in Mainz.

Wie werden Bohrloch und Bohrplatz abgedichtet? Wie wird das Trinkwasser geschützt und wer überwacht den Umweltschutz?

Verrohrung EruptionskreuzAlle Arbeiten stehen unter Aufsicht des Landesamtes für Geologie und Bergbau Rheinland-Pfalz. Diese und andere Fachbehörden wie etwa die Struktur- und Genehmigungsdirektion Süd und die lokalen Umwelt-, Gewässer- und Naturschutzbehörden achten darauf, dass die in Rheinland-Pfalz und ganz Deutschland geltenden, sehr hohen Umweltstandards eingehalten werden und überwachen diese laufend.

Alle Bohrungen und Ausrüstungen werden so ausgelegt, geplant und errichtet, dass schädliche Einwirkungen auf das Trinkwasser ausgeschlossen werden können. Das beginnt bereits mit der Standortwahl. Die „wasserschutzrechtliche Gefährdungsabschätzung“ vor einer Bohrung ist Gegenstand eines Betriebsplanverfahrens und geschieht in enger Abstimmung mit den Wasserbehörden. Zum Schutz von Grund- und Trinkwasser werden die oberen Bodenhorizonte bei Bohrbeginn durch ein sogenanntes Standrohr gegenüber dem Bohrloch isoliert. Des Weiteren wird das Bohrloch durch ein Verbundsystem aus Stahlrohren und Zementierung abgedichtet. Das Erdöl wird durch das innerste Produktionsrohr, das durchgängig von der Oberfläche bis zur Lagerstätte reicht, gefördert. Erst nach Abschluss dieser Arbeiten kann das Bohrloch umfassend auf seine Dichtheit getestet und für weitere Schritte freigegeben werden. Um auszuschließen, dass Flüssigkeiten an der Bohrstelle in das Erdreich eindringen können, ist der gesamte Bohrplatz versiegelt und mit einem umlaufenden Rinnensystem und einer kontrollierten Fassung anfallender Flüssigkeiten (im Normalfall Niederschlagswasser) ausgestattet. Der Bohrkeller besteht aus wasserundurchlässigem Stahlbeton. Das Standrohr wird flüssigkeitsundurchlässig in die Bohrkellerplatte eingebunden. Damit ist das Grundwasser auch von der Oberfläche aus geschützt. Die Dichtheit des Bohrlochs wird zudem durch Drucküberwachung der Ringräume zwischen dem Produktionsrohr und den dieses umgebenden äußeren Stahlrohren ständig kontrolliert.

Gibt es dann rund um die Uhr 40 Meter hohe, beleuchtete Bohrtürme und Lärm?

Die Bohrphase dauert zirka drei bis vier Monate. Nur in dieser Zeit steht eine etwa 30 bis 40 Meter hohe Bohranlage auf dem Platz, die rund um die Uhr im Einsatz ist. Für den Betrieb der Anlage ist ein Lärmschutzgutachten zu erstellen, dem die Vorschriften der “TA Lärm“ zu Grunde liegen. Nach dieser zeitlich begrenzten Bohrphase wird die Bohranlage auf dem Platz wieder abgebaut und die Bohrung mit einem so genannten Eruptionskreuz sicher verschlossen.

Ist durch die Bohrung mit intensivem Schwerlastverkehr zu rechnen?

In der Phase des Bohrplatzbaus und während des Auf- und Abbaus der Bohranlage wird es zu Baustellenverkehr kommen. Dies ist vergleichbar mit einer temporären Baustelle. Sollte zu einem späteren Zeitpunkt eine Förderung von dieser Bohrung aus aufgenommen werden können, so würde das anfallende Erdöl mit wenigen täglichen Fahrten (bis ca. 3 Fahrten am Tag) eines Tanklastwagens abgefahren.

Wird dann eine Fackel installiert?

Im Falle einer Fündigkeit und möglichem anschließenden Testbetrieb würde auf dem Betriebsplatz auch eine Fackel installiert. Das anfallende Erdölbegleitgas wird in der Testphase über diese Fackel abgegeben. Auch hier sind selbstverständlich gesetzliche emissionsrechtliche Vorgaben einzuhalten und regelmäßig zu überprüfen.

Kann es zu Emissionen gesundheitsschädlicher Stoffe kommen?

Anlagen, die Emissionen verursachen, werden nach den Vorgaben der Verwaltungsvorschrift „TA-Luft“, welche auch bei der Genehmigung von Anlagen nach Bundesimmissionsschutzgesetz Anwendung findet, gebaut und betrieben. Diese Verwaltungsvorschrift stellt Folgendes sicher: "Diese Technische Anleitung dient dem Schutz der Allgemeinheit und der Nachbarschaft vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen und der Vorsorge gegen schädliche Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, um ein hohes Schutzniveau für die Umwelt insgesamt zu erreichen." Bei Anträgen auf Erteilung einer Genehmigung zur Errichtung und zum Betrieb einer neuen Anlage prüfen die zuständigen Behörden deren Einhaltung.

Können die Feldfrüchte anliegender Landwirte durch die Erdölförderung verunreinigt werden?

Bei diesem Bohrvorhaben sind keine schädlichen Auswirkungen auf die Landwirtschaft zu erwarten. Das Konsortium wird mit den betroffenen Landwirten diesbezüglich Kontakt aufnehmen, um die Fragestellung zu erläutern und zu klären.

Wozu brauchen wir heimische Förderung? Was hat die Gemeinde davon?

Der Anteil des in Deutschland geförderten Erdöls ist im Vergleich zum deutschen Gesamtverbrauch gering: Die heimische Produktion von knapp drei Millionen Tonnen pro Jahr deckt drei Prozent des heimischen Bedarfs. Dennoch leistet jede Förderung in Deutschland einen wichtigen Beitrag zur Versorgung und trägt dazu bei, die Abhängigkeit von Erdölimporten zu verringern. Auch wenn der Beitrag aus Lagerstätten wie etwa der in Speyer im Vergleich zum Gesamtverbrauch von Rohöl in Deutschland relativ klein ist, leistet er trotzdem einen Beitrag zur Versorgungssicherheit aus heimischen Quellen. Die Inländische Ölförderung unterstützt die eigene Wirtschaft. Mit der heimischen Förderung übernimmt Deutschland Verantwortung für seinen Rohstoffbedarf. Davon profitieren nicht nur die Verbraucher, sondern auch die Länder und Kommunen.

Die in Deutschland tätigen Öl- und Gasunternehmen sind ein wichtiger Arbeitgeber und lokaler Wirtschaftsfaktor. Die im Konsortium vertretenen Unternehmen zahlen Gewerbesteuer an die Kommune und Förderabgabe an das Bundesland Rheinland-Pfalz. Darüber hinaus möchte sich das Konsortium auch in Zukunft gesellschaftlich vor Ort in Form diverser Sponsoringmaßnahmen engagieren.

Die inländische Ölgewinnung bietet zudem einen Wettbewerbsvorteil: Verglichen mit Standorten im Ausland ist die Produktion in Deutschland technologisch anspruchsvoller und oft nur mit erheblichem Mehraufwand und Spezialtechniken möglich. Heimische Unternehmen steigern so automatisch die technische Kompetenz und positionieren sich mit der Entwicklung weltweit anerkannter Technologien und Umweltstandards im internationalen Wettbewerb.

Sollte man nicht mehr auf erneuerbare Energien setzen?

Erdöl und erneuerbare Energien – dies ist kein Widerspruch. Die Zukunft der Energieversorgung liegt unbestritten in den regenerativen Energien wie Solar-, Wind- oder Wasserkraft. Auf dem Weg dorthin braucht es jedoch einen verlässlichen Begleiter. Erdöl und zunehmend auch Erdgas bilden die Basis für die Energiewende. Der Rohstoff spielt jedoch nicht nur in Bezug auf die Sicherung der Energieversorgung während der Energiewende eine große Rolle, sondern mehr noch als Kraftstoff und Ausgangsstoff in der chemischen Industrie. Es ist der eigentliche Grundstoff für diverse Produkte, die unseren Alltag bestimmen. Dazu gehören zum Beispiel Kunststoffe, Lacke und Kosmetika. Sogar in der Herstellung von Technologien für die Energiewende wie beispielsweise von Solarzellen kommt Erdöl zum Einsatz. Bis tragfähige Alternativen gefunden sind und erneuerbare Energien in der Lage sind, zuverlässig ausreichende Mengen an Energie und Industrierohstoffen zu produzieren, wird Erdöl weiterhin eine wesentliche Rolle als Energieträger spielen und eine Förderung notwendig machen. Es stellt sich also nicht die Frage, ob Erdöl gefördert werden muss, sondern: Wie kann man die verbleibenden Ressourcen möglichst intelligent einsetzen?

Wie stehen Sie zum erhöhten Aufkommen von Leukämiefällen in der Nähe von Erdgasförderanlagen?

Aufgrund von Zahlen des Epidemiologischen Krebsregisters Niedersachsen (EKN) wurde bekannt, dass in der Samtgemeinde Bothel eine Häufung von Leukämie-Fällen unter Männern aufgetreten ist. Kritiker der Erdgas-Förderung in der Region stellten einen Zusammenhang her. Ein solcher ist allerdings wissenschaftlich nicht ableitbar; auch der Bericht des EKN erhält dazu keinen Hinweis und verweist auf eine mögliche berufliche Exposition Betroffener. Alleine aus der Tatsache heraus, dass im Lagerstättenwasser möglicherweise Rückstände von Kohlewasserstoff-Bestandteilen wie Benzol enthalten sein können, auf einen Zusammenhang zwischen der Förderung von Kohlewasserstoffen und Krebserkrankungen zu schließen, ist wissenschaftlich nicht haltbar und beruht auf Spekulationen. Eine Stellungnahme des Wirtschaftsverbandes Erdöl-/Erdgas (WEG) zu dem Thema mit Verweisen auf wissenschaftlichen Studien finden Sie hier.

Kann es durch die Erdölförderung zu erhöhten Werten von Benzol in Luft, Boden und Wasser kommen?

Boden und Wasser: Die Bohrung selbst ist mit einem Rohr-in-Rohr-System mit dazwischen liegenden Zementierungen so angelegt, dass keine Flüssigkeiten nach außen gelangen können. Der Bohrplatz ist versiegelt, so dass keine Flüssigkeiten in den Boden gelangen können. Daneben werden regelmäßig Messungen am Grundwasser Zu- und Abstrom vorgenommen. Es wurde bereits 2007 ein Fachunternehmen damit beauftragt, die Planung und Errichtung eines Grundwassermonitorings durchzuführen. Inzwischen gibt es sechs Grundwassermessstellen an den beiden Betriebsplätzen, die vier Mal pro Jahr von dem Gutachter begangen werden. Dabei werden alle obertätigen Anlagen und die Grundwassermessstellen begutachtet und die Grundwassertiefen gemessen. Einmal pro Jahr werden die Messstellen von einem externen Fachlabor beprobt und analysiert. Aus den Ergebnissen erstellt der Gutachter einen Jahresbericht, mit dem gegenüber den Fachbehörden nachgewiesen werden muss, dass es keine von unseren Betriebsplätzen ausgehenden Verunreinigungen gegeben hat. Der Bericht geht an das LGB und an die Untere Wasserbehörde der Stadt.

Luft: Das der Fackel zur Verbrennung zugeführte Erdölbegleitgas setzt sich im Erdölfeld Römerberg-Speyer zusammen aus 99,7% aliphatischen (langkettigen) Kohlenwasserstoffen sowie 0,3% zyklischen (ringförmigen) Kohlenwasserstoffen. Das Gasgemisch als Ganzes ist aufgrund der geringen Konzentration der zyklischen Kohlenwasserstoffe nicht als giftig im Sinne des Chemikaliengesetzes einzustufen.
Bei Einhaltung der vorgegebenen Verbrennungstemperatur von 850 Grad Celsius werden die zur Verbrennung in die Fackel eingebrachten Stoffe zu 99,9 % verbrannt, so dass wir im Hinblick auf organische Stoffe einen Emissionsminderungsgrad von 99,9 % nicht unterschreiten, d.h. die Kohlenwasserstoffe im Abgas, darunter auch Benzol, werden zu mindestens 99,964% verbrannt. In Hinblick auf die Benzolkonzentration ergeben sich im Abgasstrom der Fackel demnach maximal Konzentrationen von 0,0042 mg/m³. Der Grenzwert für Benzol aus der TA Luft beträgt: 1mg/m³.
Die sogenannte Ausbrandtemperatur wird gemäß gesetzlichen Regelungen messtechnisch überwacht.

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