Abfackeln und Ablassen von Erdölbegleitgas und diffuse Methanemissionen

Bei der Ölproduktion fällt neben dem Öl auch Erdölbegleitgas an. Ein Großteil dieses Gases wird zwar genutzt, aber ein Teil davon wird aus technischen oder wirtschaftlichen Gründen routinemäßig abgefackelt, was zur Freisetzung von Treibhausgasen wie CO₂ und Methan führt. Um unsere klare Verpflichtung zu einem verantwortungsvollen Umgang mit Ressourcen und nachhaltigen Geschäftspraktiken zu unterstreichen, traten wir 2017 der „Zero Routine Flaring by 2030“-Initiative der Weltbank zur Beendigung des routinemäßigen Abfackelns von Erdölbegleitgas bis 2030 bei. Die schrittweise Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns von Begleitgas ist eine wesentliche Maßnahme, um Ressourceneffizienz mit langfristigem wirtschaftlichem Erfolg zu verbinden und die Dekarbonisierung unserer Geschäftstätigkeit zu unterstützen. Wir sehen finanzielle Chancen in der Monetarisierung von Kohlenwasserstoffressourcen, zum Beispiel indem das bisher abgefackelte Gas genutzt und/oder verkauft wird. Die schrittweise Einstellung des routinemäßigen Abfackelns verbessert die Umwelt- und Sicherheitsbedingungen in unseren jeweiligen Assets, wodurch wir nicht nur unsere gesellschaftliche Akzeptanz aufrechterhalten, sondern auch Geldstrafen vermeiden können.

Die Reduzierung von Methanemissionen aus dem routinemäßigen und nicht routinemäßigen Ablassen von Begleitgas während der Produktion und Verarbeitung von Erdöl und Erdgas sowie aus Gaslecks trägt zudem zur Verlangsamung des Klimawandels bei und bietet uns eine wertvolle Mitigationsoption für das Klimarisikomanagement. Methan ist ein starkes Treibhausgas. Es ist nach CO₂ das häufigste anthropogene Treibhausgas und liegt, was seinen Gesamtbeitrag zum Klimawandel angeht, an zweiter Stelle. Der durch Methan hervorgerufene Treibhauseffekt fällt kurzfristig wesentlich stärker aus als bei CO₂, das Gas ist also diesbezüglich potenter. Unsere neue Klimastrategie enthält deshalb erstmals auch ein Ziel für die Reduzierung der Methanemissionen.

Management- und Due-Diligence-Prozesse

Schrittweise Einstellung des routinemäßigen Abfackelns und Ablassens von Erdölbegleitgas

Etwa 5% der gesamten direkten THG-Emissionen der OMV und etwa 24% der THG-Emissionen des Geschäftsbereichs E&P der OMV resultierten aus dem routinemäßigen Abfackeln von Begleitgas. In Erwartung strengerer Richtlinien, die die völlige Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns oder Ablassens von Erdölbegleitgas vorschreiben, hat die OMV erste Schritte unternommen und ist freiwillig der „Zero Routine Flaring by 2030“-Initiative der Weltbank beigetreten. Im Rahmen dieser Initiative berichten wir jährlich an die Weltbank über unsere Fortschritte. Alle Betriebe der OMV müssen Methanemissionen – sowohl aus Punktquellen als auch aus diffusen Quellen – sowie technisch vermeidbare Emissionen, wie etwa bei Sondentests oder Workovers, auf ein Mindestmaß reduzieren. Neue Produktionsstätten werden mit geeigneten Lösungen für die Verwendung des Begleitgases entwickelt. Ein routinemäßiges Abfackeln findet an diesen Standorten dann nicht mehr statt. Bestehende Standorte, an denen Begleitgas und freies Gas nach wie vor routinemäßig abgefackelt werden, müssen einen Ausstiegsplan erstellen, um das routinemäßige Abfackeln so bald wie möglich, jedoch bis spätestens 2030 einzustellen.

In unseren Raffinerien vermeiden wir das routinemäßige Abfackeln durch modernstes Anlagendesign, wie etwa mittels Fackelgas-Rückgewinnung und eines ausgewogenen Brenngassystems. Diese Art von moderner Prozesssteuerung umfasst eine ausreichende Kapazität für die Fackelgas-Rückgewinnungsanlage, die Verwendung von Überdruckventilen und andere wirtschaftlich tragfähige organisatorische und Steuerungsmaßnahmen. Alle Raffinerien arbeiten mit einer Fackelgas-Rückgewinnungsanlage, um überschüssiges Gas aufzufangen. Anschließend wird es je nach Bedarf entschwefelt, verdichtet und dem Brenngassystem der Raffinerie als Brennstoff für die Prozessöfen zugeführt. Als Folge dieser Maßnahmen planen wir, das Abfackeln als Sicherheitssystem bei außerplanmäßigen Tätigkeiten zu verwenden, wie etwa bei der In- bzw. Außerbetriebnahme, im Notbetrieb, bei Prozessstörungen usw. Insbesondere in der Raffinerie Petrobrazi wurde die Kapazität für die Rückgewinnung von Fackelgas in den letzten Jahren erhöht. Emissionen flüchtiger organischer Verbindungen (Volatile Organic Compounds; VOCs) werden minimiert, indem in Bereichen wie der Speicherung von Kohlenwasserstoff sowie bei Tankdichtungen in Einklang mit den Implementierungsplänen die besten verfügbaren Techniken (BVTs) eingesetzt werden.

Überwachung von diffusen Emissionen, Lecksuche und -reparatur

Diffuse Methanemissionen und Emissionen flüchtiger Verbindungen ohne Methan (Non-Methane Volatile Organic Compounds; NMVOCs) werden laufend überwacht oder geschätzt und mithilfe von Programmen zur Leckerkennung und -reparatur (Leak Detection and Repair; LDAR) systematisch kontrolliert. Wenn wir die Hauptquellen von Methanemissionen kennen, können wir in neuen Produktionsanlagen entsprechende Vorkehrungen treffen, um solche Emissionen zu verhindern. Zur Identifizierung von Leckagen müssen im Rahmen von täglichen Kontrollrundgängen in allen relevanten Betriebseinrichtungen der OMV zumindest akustische und visuelle Inspektionen sowie Geruchsprüfungen durchgeführt werden. Darüber hinaus wird in festgelegten Intervallen (je nach Risikobewertung jährlich oder häufiger) mittels Seifenblasentests oder optischer Gasdetektion nach Lecks gesucht. In einigen Einrichtungen werden zur Leckerkennung auch Infrarotkameras eingesetzt. Wir arbeiten auch mit Dritten zusammen, um die Methanüberwachung mit modernsten Technologien wie Drohnen, Satellitendaten und akustischer Leck-Bildgebung weiter zu verbessern.

Lecks werden entweder sofort oder innerhalb eines festgelegten Zeitrahmens je nach Priorität gemäß den Instandhaltungsverfahren des Standorts repariert. Diese Verfahren basieren auf den Ergebnissen der Risikobewertung und anderen Faktoren, wie zum Beispiel der Durchführbarkeit von Reparaturen im laufenden Betrieb. Um diffuse Emissionen zu vermeiden bzw. zu mindern, haben wir wichtige Schritte unternommen, darunter die Einführung eines Pipeline-Integritätsprogramms und die Modernisierung von Anlagen wie Verdichterstationen.

Maßnahmen im Jahr 2022

Dekarbonisierungsinitiativen

• Auf unserer Māui Platform A in Neuseeland ist das System für das Niederdruck-Produktionswasser so konzipiert, dass es das Flashgas des produzierten Wassers in die Atmosphäre ableitet. Die Ableitungsroute des produzierten Wassers wurde nun dahingehend geändert, dass es direkt in die Reinjektionsbohrung eingepresst wird. Dies verringert die Freisetzung von Flashgas in die Atmosphäre. Dieses System reduziert auch das Fackelgas aus dem Deckgas an den Abscheidern für produziertes Wasser und verringert den Energiebedarf (d.h. den Brenngasverbrauch) der Transferpumpen. Diese Modifikationen wurden im Juli 2022 am Standort umgesetzt und sparen rund 800 t CO₂/Jahr ein.
• In Tunesien wurden in der zentralen Aufbereitungsanlage von Waha einige Änderungen und Modernisierungen vorgenommen, um den Ausstieg aus dem routinemäßigen Abfackeln und Ablassen von Erdölbegleitgas voranzutreiben. Diese umfassten die Installation einer Kühlanlage, um die Nawara-Pipelinegasspezifikationen zu erfüllen und die Weiterleitung von Waha-Gas an die Nawara-Pipeline zu ermöglichen, wenn es zu Störungen kommt oder die Einrichtungen von Waha-Kund:innen Gasexportbeschränkungen unterliegen. In der Vergangenheit wurde in derartigen Situationen das Trockengas von Waha zur Gänze oder teilweise abgefackelt. Das ist nun nicht mehr der Fall. Darüber hinaus wurden die Einstellungen der Gasrückführungsanlagen (Vapor Recovery Units; VRUs) feinjustiert, um zusätzliche Gasmengen und Gasblasen (slugs) verarbeiten zu können. Dadurch wird sichergestellt, dass mehr Erdölbegleitgas zurückgewonnen wird, indem es zur VRU und dann zum Produktionsverteiler geleitet wird, anstatt es abzufackeln. Auch die Installation von Oberwellenfiltern im AGP (Anaguid Gathering Point/Plant) konnte abgeschlossen und die Qualität und Stabilität des Stromnetzes verbessert werden, sodass der AGP vom Hauptstromgenerator gespeist werden kann und die Energieeffizienz des Gesamtsystems verbessert wird. Allein in Waha konnte das Abfackeln von Gas durch die oben beschriebenen Verbesserungen um ca. 50% verringert werden.
• In Österreich wurde ein Null-Emissionen-Projekt am Standort Bad Pirawarth implementiert. Einige Änderungen wurden vorgenommen, um die Tanks zu umgehen, bei denen Methanfreisetzungen festgestellt und quantifiziert worden waren. Dadurch konnten geschätzte 120 t Methanemissionen (3.000 t CO₂e) vermieden werden.
• Bei der OMV Petrom wurden im Jahr 2022 mehrere Initiativen zur Verringerung der Methanemissionen und des routinemäßigen Abfackelns und Ablassens von Begleitgas ergriffen und abgeschlossen, von denen sich viele auf die Modernisierung der Verdich­terstationen konzentrierten. Im Geschäftsbereich E&P der OMV Petrom trugen die Modernisierung, der Ersatz und/oder die Optimierung von Gasverarbeitungs- und -transportinfrastruktur zur Reduzierung diffuser Methanemissionen und des Abfackelns und Ablassens von Erdölbegleitgas bei. So wurde beispielsweise Ende 2022 eine neue Gasaufbereitungsanlage für die Tieftemperaturabscheidung (Low-Temperature Separation; LTS) an der Verdichterstation in Icoana (Valahia-Asset von E&P) in Betrieb genommen. Damit wird Gas, das normalerweise abgefackelt würde, abgeschieden und für den Verkauf verfügbar gemacht. Folglich werden sich die THG-Emissionen ab 2023 durch den Wegfall des routinemäßigen Abfackelns um voraussichtlich 24.000 t CO₂e reduzieren. Weitere betriebliche Maßnahmen zur Optimierung von Abläufen und Prozessen an E&P-Standorten der OMV Petrom, wie zum Beispiel die Umleitung von Gasströmen und die Optimierung von Wartungsarbeiten, trugen ebenfalls zu einer deutlichen Verringerung des Abfackelns und Ablassens von Erdölbegleitgas bei.

Lecksuche und -reparatur

Im Jahr 2022 setzten wir die Implementierung von Programmen zur Lecksuche und -reparatur (Leak Detection And Repair; LDAR) fort, um unsere diffusen Emissionen zu reduzieren. Um diffuse Emissionen zu vermeiden bzw. zu mindern, haben wir wichtige Schritte unternommen, wie beispielsweise das Programm für das Pipeline-Integritätsmanagement im Geschäftsbereich E&P und das LDAR-Programm in den Geschäftsbereichen E&P und R&M. Ein LDAR-Programm umfasst zwei grundlegende Schritte: erstens die Identifizierung der undichten Komponenten und zweitens die Reparatur dieser Lecks, um Verluste zu minimieren. Das Programm dient als Grundlage für die Entwicklung von Reduktionsprojekten gemäß den Best Practices der Branche und den besten verfügbaren Techniken.

Ende 2021 führte die gemeinnützige Organisation Clean Air Task Force (CATF) mit einer speziellen optischen Gasdetektionskamera (FLIR GF320) Messungen zur Identifizierung von Methanlecks an OMV Standorten durch. Allein fünfzig Lecks wurden an Standorten der OMV Petrom entdeckt. Im Anschluss an ihren Bericht leitete die OMV Petrom im Jahr 2022 eine Untersuchung ein und ergriff unverzüglich Maßnahmen zur Behebung der Lecks. In den letzten zehn Jahren hat die OMV Petrom mehr als EUR 1 Mrd in die Modernisierung der Upstream-Produktionsinfrastruktur investiert, darunter auch Maßnahmen zur Verringerung der Methanemissionen. Darüber hinaus werden LDAR-Programme routinemäßig sowohl im Upstream- als auch im Downstream-Bereich durchgeführt, um diffuse Emissionen zu erkennen, zu verhindern und zu eliminieren.

Insgesamt wurden die Methanemissionen der OMV Petrom im Jahr 2022 um 69% gegenüber 2019 reduziert. Wir werden weiterhin substanzielle Mittel für die Umrüstung unserer Anlagen auf geschlossene Produktionssysteme bereitstellen. Als Voraussetzung für unsere Maßnahmen zur Methanreduzierung priorisieren wir die Überwachung und Messung von Emissionen. Im Jahr 2022 setzte der Geschäftsbereich E&P der OMV Petrom die entsprechenden Maßnahmen im Rahmen des Programms zur Messung, Berichterstattung und Verifizierung (Measuring, Reporting, and Verification; MRV) fort.

Methanberichterstattung

Die geplante EU-Methangesetzgebung wird strenge Anforderungen an Programme zur Erkennung und Reparatur von Methanlecks stellen. Die OMV hat im Geschäftsbereich E&P bereits wichtige Schritte zur Einhaltung der EU-Berichtspflicht zu Methanemissionen gesetzt. Das „Ops CH4llenge“-Programm ist ein internes Programm der OMV Petrom für ihre E&P-Standorte. Es wurde im Jahr 2022 ins Leben gerufen und soll die Organisation der Standorte auf die künftige Methanverordnung der EU vorbereiten. Spezielle Produkte und Arbeitspakete, die die wichtigsten Anforderungen der geplanten Verordnung erfüllen, wurden festgelegt und werden derzeit entwickelt. Dazu zählt ein Pilotprojekt zur Erkennung und Quantifizierung von Methanemissionen ausgewählter Anlagen und Bohrungen von drei Assets in Rumänien. Es wurde im Jahr 2022 gestartet und wird voraussichtlich Anfang 2023 abgeschlossen sein. Die Erkennungs- und Quantifizierungsleistungen werden von spezialisierten Fremdfirmen erbracht. Dadurch erreichten wir die folgenden Berichtsebenen:

• Methanemissionen auf Quellenebene für betriebene Assets durch direkte Messungen und Probenahmen zur Ermittlung der spezifischen Emissionsfaktoren
• Methanemissionen auf Quellenebene für betriebene Assets, ergänzt durch Messungen von Methanemissionen auf Standortebene, wodurch eine Bewertung und Verifizierung der nach Standorten aggregierten Schätzungen auf Quellenebene ermöglicht wird

Ausblick

Im Jahr 2023 wird die OMV weiterhin Projekte verfolgen, um das routinemäßige Abfackeln und Ablassen von Erdölbegleitgas einzustellen, Scope‑1-Emissionen zu reduzieren und unsere LDAR-Kampagnen auszuweiten und zu intensivieren. In Tunesien zum Beispiel ist eine LDAR-Kampagne geplant. In der Gasverdichterstation Auersthal in Österreich werden wir zwei Gasturbinen (d.h. im Grundlast- und im Nachverdichter) durch E-Motoren/Elektroantriebe ersetzen, um den Brenngasverbrauch zu senken. Dadurch werden jährlich rund 35.000 t CO₂e eingespart. Durch die Zentralisierung der Stromversorgung, die Elektrifizierung des Feldes und die Installation von zwei Trunklines zur Verbindung der Frühförderanlage mit der zentralen Aufbereitungsanlage ergibt sich eine rechnerische Reduktion des Abfackelns um rund 6%, was zu Einsparungen von 13.500 t CO₂e jährlich führen wird.

Generell werden wir uns darauf konzentrieren, diffuse Methanemissionen durch Prozessoptimierung sowie durch Maßnahmen zur Feldmodernisierung und Integritätsverbesserung im Bereich E&P zu reduzieren. In allen betriebenen E&P-Assets werden wir weiterhin Programme zur Erkennung und Reparatur von Methanlecks erarbeiten und umsetzen. Außerdem arbeiten wir weiterhin an der Einführung einer standardisierten Methanberichterstattung mit der erforderlichen Granularität (z.B. auf Quellenebene und auf Standortebene).

Ziel bis 2025

• Erreichen einer E&P-Methanintensität¹ Die Methanintensität beschreibt die Menge an Methanemissionen aus den vom Geschäftsbereich E&P der OMV betriebenen Erdöl- und Erdgas-Assets als Prozentanteil der gesamten Gasmenge, die aus dieser Geschäftstätigkeit auf den Markt kommt. Die Methanintensität [%] wird wie folgt berechnet: Methanemissionen [Sm³] / vermarktetes Gas (Verkäufe) [Sm³]. von 0,2% oder weniger

Ziele bis 2030

• Erreichen einer E&P-Methanintensität von 0,1% oder weniger
• Abschaffung des routinemäßigen Abfackelns oder Ablassens von Erdölbegleitgas so rasch wie möglich, jedoch spätestens bis 2030

Stand 2022

• Methanintensität in E&P: 0,4%
• 240 Mio m³ abgefackeltes und abgelassenes Gas vs. 430 Mio m³ im Jahr 2021

Relevantes SDGs

SDG-Ziel:
13.1 Die Widerstandskraft und die Anpassungsfähigkeit gegenüber klimabedingten Gefahren und Naturkatastrophen in allen Ländern stärken