Ein Dilbit-Primer: Wie er sich von herkömmlichem Öl unterscheidet

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Als Rettungskräfte am 26. Juli 2010 nach Marshall, Michigan, eilten, stellten sie fest, dass der Kalamazoo River durch mehr als eine Million Gallonen Öl geschwärzt war. Erst mehr als eine Woche später entdeckten sie, dass die geplatzte Pipeline verdünntes Bitumen, auch Dilbit genannt, aus der Ölsandregion Kanadas befördert hatte. Das Aufräumen würde sie auf eine Weise herausfordern, die sie sich nie hätten vorstellen können. Anstatt wie ursprünglich erwartet ein paar Monate in Anspruch zu nehmen, ist die Arbeit fast zwei Jahre später immer noch nicht abgeschlossen.

Dilbit lässt sich schwerer aus Wasserstraßen entfernen als das typische leichte Rohöl – oft als konventionelles Rohöl bezeichnet –, das in der Vergangenheit als Energiequelle verwendet wurde.

Während die meisten herkömmlichen Öle auf dem Wasser schwimmen, sank ein Großteil des Dilbits unter die Oberfläche. Unter Wasser liegendes Öl lässt sich erheblich schwieriger reinigen als schwimmendes Öl: Im Flussbett in der Nähe von Marshall verbleibt eine große Menge Öl, und die Reinigung wird voraussichtlich bis Ende 2012 andauern.

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InsideClimate News verbrachte sieben Monate damit, zu untersuchen, was die Marshall-Katastrophe von herkömmlichen Ölkatastrophen unterschied. Ein Teil der Herausforderung bestand darin, dass es kaum wissenschaftliche Forschung zu Dilbit gab; Die meisten durchgeführten Studien wurden von der Industrie durchgeführt und galten als geschützte Informationen.

Die Informationen, die wir gefunden haben, stammen aus Regierungsunterlagen und öffentlich zugänglichen Branchenstudien sowie Dutzenden Interviews mit Branchenanalysten, Bundes- und Landesbeamten und mehreren Universitätsforschern, die mit der Ölindustrie zusammengearbeitet haben. Wir haben auch Überwachungsgruppen interviewt, die sich auf die Verschärfung der Dilbit-Vorschriften konzentriert haben, darunter der Pipeline Safety Trust, der Natural Resources Defense Council und das Pembina Institute, eine angesehene kanadische Denkfabrik, die nachhaltige Energie unterstützt.

Experten der University of Alberta und der University of Calgary, an denen Ölsandforschung betrieben wurde, antworteten nicht auf Anfragen nach Kommentaren. InsideClimate hat das American Petroleum Institute und die Canadian Association of Petroleum Producers gebeten, uns mit ihren Experten in Kontakt zu bringen, aber keine der Organisationen stellte Wissenschaftler oder Ingenieure für Interviews zur Verfügung.

Was ist Dilbit?

Dilbit steht für verdünntes Bitumen.

Bitumen ist eine Art Rohöl, das in natürlichen Ölsandvorkommen vorkommt – es ist das schwerste Rohöl, das heute verwendet wird. Die Ölsande, auch Teersande genannt, enthalten eine Mischung aus Sand, Wasser und ölhaltigem Bitumen. Die Ölsandregion von Alberta, Kanada, ist die drittgrößte Erdölreserve der Welt.

Was unterscheidet Bitumen von normalem oder herkömmlichem Öl?

Konventionelles Rohöl ist eine Flüssigkeit, die aus unterirdischen Lagerstätten gefördert werden kann. Anschließend wird es per Pipeline zu Raffinerien transportiert, wo es zu Benzin, Diesel und anderen Kraftstoffen verarbeitet wird.

Bitumen ist zu dick, um aus dem Boden oder durch Rohrleitungen gepumpt zu werden. Stattdessen muss die schwere teerartige Substanz abgebaut oder durch Einspritzen von Dampf in den Boden gewonnen werden. Das extrahierte Bitumen hat die Konsistenz von Erdnussbutter und erfordert eine zusätzliche Verarbeitung, bevor es an eine Raffinerie geliefert werden kann.

Es gibt zwei Möglichkeiten, das Bitumen zu verarbeiten.

Einige Ölsandproduzenten nutzen Vor-Ort-Aufbereitungsanlagen, um das Bitumen in synthetisches Rohöl umzuwandeln, das herkömmlichem Rohöl ähnelt. Andere Hersteller verdünnen das Bitumen entweder mit herkömmlichem Leichtöl oder einem Cocktail aus Erdgasflüssigkeiten.

Das resultierende verdünnte Bitumen oder Dilbit hat die Konsistenz von herkömmlichem Rohöl und kann durch Pipelines gepumpt werden.

Welche Chemikalien werden hinzugefügt, um das Bitumen zu verdünnen?

Die genaue Zusammensetzung dieser Chemikalien, zusammenfassend als Verdünnungsmittel bezeichnet, gilt als Geschäftsgeheimnis. Die Verdünnungsmittel variieren je nach Art des hergestellten Dilbits. Die Mischung enthält häufig Benzol, ein bekanntes menschliches Karzinogen.

Wenn Dilbit die Konsistenz von normalem Rohöl hat, warum ist es dann während der Marshall-Katastrophe gesunken?

Das in Marshall ausgelaufene Dilbit bestand zu 70 Prozent aus Bitumen und zu 30 Prozent aus Verdünnungsmitteln. Obwohl der Dilbit nach dem Aufplatzen der Pipeline 6B zunächst auf dem Wasser schwamm, begann er sich bald in seine verschiedenen Bestandteile zu zerlegen.

Die meisten Verdünnungsmittel verdampften in die Atmosphäre und hinterließen das schwere Bitumen, das unter Wasser versank.

Nach Angaben des National Transportation Safety Board – einer Bundesbehörde, die den Unfall untersucht – dauerte es neun Tage, bis die meisten Verdünnungsmittel verdunsteten oder sich im Wasser auflösten.

Kann auch herkömmliches Erdöl im Wasser versinken?

Ja, aber in viel geringerem Umfang.

Jede Art von Rohöl besteht aus Hunderten verschiedener Chemikalien, von leichten, flüchtigen Verbindungen, die leicht verdampfen, bis hin zu schweren Verbindungen, die sinken.

Die überwiegende Mehrheit der in herkömmlichem Öl enthaltenen Chemikalien befindet sich in der Mitte der Packung – leicht genug, um zu schwimmen, aber zu schwer, um in die Atmosphäre zu gelangen.

Dilbit enthält nur sehr wenige dieser Mittelklasse-Verbindungen: Stattdessen sind die Chemikalien entweder sehr leicht (die Verdünnungsmittel) oder sehr schwer (das Bitumen).

Da Bitumen 50 bis 70 Prozent der Zusammensetzung von Dilbit ausmacht, besteht die Wahrscheinlichkeit, dass mindestens 50 Prozent der Verbindungen in Dilbit im Wasser versinken, verglichen mit weniger als 10 Prozent bei den meisten herkömmlichen Rohölen.

Woher wissen Sie, ob eine bestimmte Rohölsorte sinkt oder schwimmt?

Die Industrie klassifiziert verschiedene Rohöle anhand ihrer Dichte in leichte, mittlere oder schwere Rohöle. Es gibt Debatten über die Grenzwerte für diese Kategorien, aber Bitumen fällt in die Kategorie „extra schwer“, weil es dichter als Wasser ist. Das aus 6B austretende verdünnte Bitumen war leichter als Wasser und galt als schweres Rohöl.

Aber die Dichte allein bestimmt nicht, ob eine bestimmte Rohölsorte sinkt oder schwimmt, sagte Nancy Kinner, Professorin für Bau- und Umweltingenieurwesen an der University of New Hampshire, die sich mit untergetauchtem Öl befasst. Wetter und andere Bedingungen können den Auftrieb von Rohölen verändern: Beispielsweise können Rohöle, die leichter als Wasser sind, sinken, wenn sie sich mit Sedimenten vermischen.

Genau das ist mit dem Bitumen von 6B passiert. Im Allgemeinen reicht die Dichte von Bitumen von etwas schwerer als Wasser bis kaum leichter als Wasser. Das in Marshall ausgelaufene Bitumen lag am leichteren Ende der Skala. Marc Huot, ein technischer und politischer Analyst beim Oilsands Program des Pembina Institute, sagte, die Dichte des Bitumens liege so nahe an der von Wasser, dass es sich in einer „Grauzone“ befinde. Je nach den [Bedingungen] könne es schwimmen oder auch nicht … denken Sie an a log – es schwimmt, aber nicht sehr gut.

Doch als sich das Bitumen mit Sandkörnern und anderen Partikeln im Fluss vermischte, zog das Gewicht des Sediments das Bitumen unter Wasser.

Warum war es so schwierig, im Kalamazoo versunkenes Öl zu beseitigen?

Bestehende Reinigungsverfahren und -geräte sind darauf ausgelegt, schwimmendes Öl aufzufangen. Da es sich bei dem Marshall-Unfall um den ersten größeren Ölaustritt in US-Gewässern handelte, waren die Reinigungsexperten vor Ort nicht auf die Herausforderung des unter Wasser liegenden Öls vorbereitet.

Die EPA hat seit 1970 die Beseitigung von fast 8.400 verschütteten Flüssigkeiten überwacht, aber in mehreren Interviews mit InsideClimate News sagten Beamte der Behörde, die Beseitigung der Verschüttung in Marshall sei anders als alles, was sie jemals erlebt hätten.

„[Es ist] nicht etwas, womit sich viele Leute beschäftigt haben“, sagte Kinner. „Wenn man [das Öl] nicht sehen kann, weiß man nicht, wo es ist, daher ist es sehr schwierig, es zu beseitigen.“

Sobald Reinigungskräfte untergetauchtes Öl ausfindig machen, ist es schwierig, es zu entfernen, ohne das Flussbett zu zerstören. Die Reinigungskräfte in Marshall waren gezwungen, weniger invasive Verfahren zu improvisieren, die die Ölreinigung mit dem Schutz des Ökosystems in Einklang brachten.

Am 16. Juli 2010, nur neun Tage vor dem Marshall-Unfall, warnte die EPA, dass der geschützte Charakter der in Dilbit enthaltenen Verdünnungsmittel die Aufräumarbeiten erschweren könnte. Die Behörde äußerte sich zum Entwurf der Umweltverträglichkeitserklärung (EIS) des US-Außenministeriums für die Keystone XL, eine geplante Pipeline, die kanadischen Dilbit durch sechs US-Bundesstaaten und den äußerst wichtigen Grundwasserleiter Ogallala transportieren soll.

„Zunächst stellen wir fest, dass das Bitumen, damit es durch die Pipeline transportiert werden kann, entweder mit Schneidstoff verdünnt wird (über dessen spezifische Zusammensetzung sich jeder Verlader im Klaren ist) oder dass eine Aufbereitungstechnologie zur Umwandlung des Bitumens eingesetzt wird.“ zu synthetischem Rohöl“, schrieb die EPA. „…Ohne weitere Informationen über die chemischen Eigenschaften des Verdünnungsmittels oder des synthetischen Rohöls ist es schwierig, das Schicksal und den Transport von verschüttetem Öl in der Gewässerumgebung zu bestimmen.

„Zum Beispiel kann die chemische Natur des Verdünnungsmittels erhebliche Auswirkungen auf die Reaktion haben, da sie sich negativ auf die Wirksamkeit herkömmlicher schwimmender Ausrüstung oder Reaktionsstrategien zur Bekämpfung von Ölverschmutzungen auswirken kann. Darüber hinaus befasst sich der Entwurf des EIS mit Öl im Allgemeinen, und wie bereits erläutert, kann dies der Fall sein.“ Es ist nicht angemessen anzunehmen, dass dieses Bitumenrohöl/synthetisches Rohöl die gleichen Eigenschaften wie andere Öle aufweist.“

Wie wirkt sich Dilbit auf die Pipeline-Sicherheit aus?

Einige Überwachungsgruppen behaupten, dass Dilbit korrosiver als herkömmliches Öl sei und mehr Pipeline-Lecks verursache. Die Branche bestreitet diese Theorie, und es gibt keine unabhängigen Studien, die eine der beiden Seiten stützen könnten. Ende 2011 verabschiedete der Kongress einen Gesetzentwurf, der die Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) anwies, zu untersuchen, ob Dilbit das Risiko von Verschüttungen erhöht. Ergebnisse werden für 2013 erwartet.

Die Industrie sagt, dass kanadisches Öl aus Ölsanden herkömmlichen schweren Rohölen aus Ländern wie Venezuela, Mexiko und Bakersfield, Kalifornien, sehr ähnlich ist. Diese Rohöle werden jedoch nicht durch die Pipelines des Landes transportiert. Das Bakersfield-Öl wird in Raffinerien vor Ort verarbeitet, während die venezolanischen und mexikanischen Importe per Tanker zu Raffinerien an der US-Golfküste verschifft werden.

Dieselben Aufsichtsbehörden, die Dilbit kritisieren, sagen, dass synthetisches Rohöl – das ebenfalls aus Bitumen hergestellt wird – keine zusätzliche Bedrohung für die Pipeline-Sicherheit darstellt. Die USA importieren derzeit mehr als 1,2 Millionen Barrel kanadisches Dilbit und synthetisches Rohöl pro Tag, und es wird erwartet, dass diese Zahl im nächsten Jahrzehnt dramatisch ansteigt. Der Großteil der gesteigerten Produktion wird aus Dilbit stammen – weil Kanadas Aufbereiter für synthetisches Rohöl ihre Kapazitätsgrenzen erreicht haben und weil es für US-Raffinerien finanziell lukrativer ist, Dilbit zu verarbeiten.

Reguliert die Regierung Dilbit anders als herkömmliches Rohöl?

Größtenteils nein.

Dilbit unterliegt keinen zusätzlichen Sicherheitsvorschriften und PHMSA verfolgt nicht die spezifische Art von Rohöl, das durch jede Pipeline fließt. Dies ist einer der Gründe, warum es schwierig ist, die Sicherheitsbilanz von Dilbit mit der von herkömmlichem Rohöl zu vergleichen.

Doch Öl aus Ölsanden ist steuerlich anders geregelt. Die Ölindustrie zahlt eine Steuer von 8 Cent pro Barrel auf Rohöl, das in den USA gefördert und importiert wird. Die Steuer fließt in den Oil Spill Liability Trust Fund, der Notfallmittel für die Beseitigung von Ölverschmutzungen und Schadensersatzansprüche bereitstellt. Sowohl die Marshall- als auch die BP-Gulf Coast-Katastrophe haben diesen Fonds angezapft.

Anfang 2011, fünf Monate nach der Marshall-Katastrophe, entschied der IRS, Dilbit und synthetisches Rohöl von der Zahlung dieser Steuer zu befreien. Der Energie- und Umweltnachrichtendienst E&E Publishing berichtete, dass die Ausnahmeregelung „auf Antrag eines Unternehmens erfolgte, dessen Identität geheim gehalten wurde“.

Manche sagen, das Öl aus Kanadas Ölsanden sei aufgrund seiner Chemie, seines Verhaltens und seiner Herstellung so unterschiedlich, dass es nicht als Rohöl betrachtet werden sollte.

„Man würde Ölsande nicht als typisches Rohöl betrachten“, sagte Kinner, Professor an der University of New Hampshire. „Die meisten Menschen, die mit Öl und Ölverschmutzungen zu tun haben, betrachten es nicht als Rohöl.“

Kinner ist Co-Leiter des Coastal Response Research Center, einer Zusammenarbeit zwischen der Universität und der National Oceanic and Atmospheric Administration. Das Zentrum forscht zu Innovationen bei der Reaktion auf Ölverschmutzungen und hat kürzlich eine Arbeitsgruppe für untergetauchtes Öl ins Leben gerufen.

Der Ölsandboom sei Teil eines größeren Branchentrends zur Produktion schwererer Rohöle, sei es Bitumen oder konventionelles schweres Rohöl, sagte Kinner. „Das gesamte leichtere Material ist aufgebraucht … wir würden keinen Ölsand nehmen, wenn es nicht wirtschaftlich wäre … und mit der Zeit wird es noch mehr [Verschüttungen mit] unter Wasser liegendem Öl geben.“

Anthony Swift, ein Anwalt beim Natural Resources Defense Council, der jahrelang die Ölsandindustrie untersucht hat, sagte, die Marshall-Katastrophe zeige die Notwendigkeit strengerer Dilbit-Vorschriften.

Die Marshall-Katastrophe ist nicht die größte Ölkatastrophe in der Geschichte der USA, aber bei weitem die kostspieligste. Anhand von Zahlen aus der PHMSA-Datenbank zu Pipeline-Vorfällen errechnete Swift, dass die durchschnittlichen Reinigungskosten für jede Rohölkatastrophe in den letzten zehn Jahren 2.000 US-Dollar pro Barrel betrugen. Die Marshall-Katastrophe hat mehr als 29.000 US-Dollar pro Barrel gekostet.

„Wenn man etwas hat, das nicht die größte Ölkatastrophe ist, die wir je hatten, sich aber als weitaus schädlicher und schwieriger zu bewältigen erweist, stellt sich die Frage: Was war mit dieser Ölkatastrophe anders?“ Sagte Swift. „Und was anders war, ist das, was verschüttet wurde.“

Die Forscherin Lisa Schwartz hat zu diesem Bericht beigetragen.