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Die dauerhafte geologische Speicherung von CO2 in Deutschland – Aktuelle Forschungsergebnisse und Perspektiven

Carbon Capture and Storage (CCS) kann zukünftig eine Schlüsselrolle im Portfolio der CO2-Vermeidungstechnologien spielen. Von zentraler Bedeutung ist die dauerhaft sichere geologische Speicherung des abgeschiedenen Kohlendioxids (CO2). In der öffentlichen Diskussion werden immer wieder die Sorgen der Bürgerinnen und Bürger offenkundig, die um die Verlässlichkeit dieser neuen Technologie fürchten. Für eine sachlich fundierte Diskussion ist die objektive Information durch die Forschung unentbehrlich. In Deutschland gründet sie auf einer breit gefächerten wissenschaftlichen Expertise, die den Anspruch erhebt, die verschiedenen Aspekte dieser neuen Technologie unabhängig zu erörtern. Zentrale Fragen sind dabei: Welche Chancen eröffnet die CCS-Technologie dem Klimaschutz und dem Technologiestandort Deutschland und welche Risiken ergeben sich für die Bevölkerung und die Umwelt? Seit 2005 befassen sich im Rahmen des vom Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) geförderten Forschungsprogramms GEOTECHNOLOGIEN, Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler aus unterschiedlichen Fachdisziplinen und Forschungseinrichtungen mit der CO2-Speicherung. Mit diesem GEOTECHNOLOGIEN-Science Report liegt erstmals eine zusammenfassende Darstellung zum Forschungsstand und den Perspektiven der CO2-Speicherung in Deutschland vor. Der Bericht berücksichtigt auch Forschungsarbeiten, die im Rahmen des COORETEC-Programms, des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) zum Thema »CO2-Speicherung« gefördert werden.

Science Report

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GEOTECHNOLOGIEN

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Die dauerhafte geologische Speicherung von CO2 in Deutschland

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GEOTECHNOLOGIEN Science Report

Die dauerhafte geologische Speicherung von CO2 in Deutschland – Aktuelle Forschungsergebnisse und Perspektiven

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ISSN: 1619-7399

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Die dauerhafte geologische Speicherung von CO2 in Deutschland – Aktuelle Forschungsergebnisse und Perspektiven Herausgegeben von: Ludwig Stroink J. Peter Gerling Michael Kühn Frank R. Schilling

Autoren: Sebastian Bauer6 · Günter Borm8 · Holger Class5 · Jörg Erzinger3 · Carsten Fichter4 · J. Peter Gerling1 · Uwe-Jens Görke7 · Niels T. Hoth2 · Thomas Kempka3 · Stefan Knopf1 · Olaf Kolditz7 · Michael Kühn3 · Franz May1 · Robert Meyer9 · Fabian Möller3 · Chan-Hee Park7 · Klaus Reinhold1 · Kurt M. Reinicke4 · Frank R. Schilling8 · Ludwig Stroink10 · Catalin Teodoriu4 · Maja Tesmer3 · Wenqing Wang7 · Hilke Würdemann3 sowie CLEAN-PARTNER und die CO2SINK-Group

1 Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Hannover 2 Technische Universität Bergakademie Freiberg 3 Helmholtz-Zentrum Potsdam, Deutsches GeoForschungsZentrum – GFZ 4 Technische Universität Clausthal 5 Universität Stuttgart 6 Christian-Albrechts-Universität zu Kiel 7 Helmholtz-Zentrum für Umweltforschung – UFZ, Leipzig 8 Karlsruher Institut für Technologie – KIT 9 GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH 10 Geschäftsstelle GEOTECHNOLOGIEN; Helmholtz-Zentrum Potsdam, Deutsches GeoForschungsZentrum – GFZ

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Impressum

Schriftleitung Dr. Ludwig Stroink © Koordinierungsbüro GEOTECHNOLOGIEN, Potsdam 2009 ISSN 1619-7399 The Editors and the Publisher can not be held responsible for the opinions expressed and the statements made in the articles published, such responsibility resting with the author. Die Deutsche Bibliothek – CIP Einheitsaufnahme Die geologische Speicherung von CO2 – Aktuelle Forschungsergebnisse und Perspektiven Potsdam: Koordinierungsbüro GEOTECHNOLOGIEN, 2009 (GEOTECHNOLOGIEN Science Report No. 14) ISSN 1619-7399 Bezug / Distribution Koordinierungsbüro GEOTECHNOLOGIEN Telegrafenberg 14473 Potsdam, Germany Fon +49 (0)331-288 1071 Fax +49 (0)331-288 1077 www.geotechnologien.de [email protected] Bildnachweis Titel / Copyright Cover Picture: Fotosearch-CD

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Inhaltsverzeichnis

Vorwort ....................................................6 1. Zusammenfassung »Für den schnellen Leser« ................. 8

7. Prozessmodellierung zur Risikoabschätzung ..................... 66 8. Bohrlochsicherheit – Entwicklung CO2-resistenter Materialien.............. 78

2. Einleitung ........................................ 20 3. Speicherpotenziale für CO2 in Deutschland ................................ 28 4. Sicherheit des CO2-Speichers – potenzielle Leckagepfade und Gefährdungsabschätzung ................ 40 5. Chemische Wechselwirkungen zwischen injiziertem CO2 und Speichergesteinen, Deckgesteinen und salinaren Formationswässern .... 50

9. Monitoring, Überwachung zukünftiger CO2-Speicher ................ 88 10. Pilotprojekte zur CO2-Speicherung in Deutschland ............................. 104 11. Internationale Aktivitäten .............. 120 12. Literaturverzeichnis ....................... 124 13. GEOTECHNOLOGIEN Science Reports – Already published/Editions ......................... 138

6. Biogeochemische Wechselwirkungen – langfristige mikrobielle Umwandlung des gespeicherten CO2 .................... 58

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VORWORT

Damit Deutschland seine Klimaziele erreichen und seiner klimapolitischen Vorreiterrolle gerecht werden kann, sind realistische Optionen nötig, um die anthropogenen Treibhausgasemissionen deutlich zu reduzieren. Ein Schlüssel sind neue Energietechnologien: sowohl auf der Angebotsseite, d. h. dort, wo Energie produziert wird, wie auch auf Nachfrageseite, also dort, wo Energie verbraucht und eingespart wird. In Deutschland ist insbesondere die Angebotsseite in der öffentlichen Diskussion. Unumstritten ist, dass der Anteil der regenerativen Energieproduktion in den nächsten Jahren deutlich gesteigert werden muss. Wie der Anteil der Wasser-, Sonnen- bzw. Windenergie und der Geothermie weiter ausgebaut werden kann, ist derzeit Gegenstand diverser Forschungsvorhaben und wird von Seiten der Bundes- und Landesregierungen mit erheblichen Finanzmitteln gefördert. Prognosen gehen jedoch davon aus, dass in den kommenden Jahrzehnten die heimische Kohle – neben den regenerativen Energien – ein bedeutender Bestandteil im deutschen Energiemix bleiben wird. Voraussetzung ist der Bau CO2-armer Kraftwerke. Als eine mögliche Schlüsseltechnologie gilt hier CCS (CCS = Carbon Capture and Storage). Diese Technologie ließe sich nicht nur im Kraftwerksbereich, sondern in vielen anderen CO2-intensiven Produktionsbereichen, wie beispielsweise in der Stahlproduktion oder in der Zementindustrie, aber auch bei der Erzeugung von regenerativer Energie aus Biomasse einsetzen. Für die erfolgreiche Einführung der CCS-Technologie ist die dauerhaft sichere geologische Speicherung des abgeschiedenen Kohlendioxids (CO2) von zentraler Bedeutung. Sie wird hierzulande kontrovers diskutiert. Offenkundig werden dabei immer wieder die Sorgen der Bürgerinnen und Bürger, die um die Verlässlichkeit dieser neuen Technologie fürchten. Für eine fundierte Diskus-

sion ist eine objektive Information durch die Forschung unentbehrlich. Sie gründet auf einer breit gefächerten und unabhängigen wissenschaftlichen Expertise und erhebt den Anspruch, wertneutral »beide Seiten der Medaille« wissenschaftlich zu beleuchten. Zentrale Fragen sind dabei: Welche Chancen eröffnet die CCS-Technologie dem Umweltschutz und dem Technologiestandort Deutschland und welche Risiken ergeben sich für die Bevölkerung und die Umwelt? In dem Forschungsprogramm GEOTECHNOLOGIEN befassen sich seit dem Jahr 2005 Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler aus unterschiedlichen Fachdisziplinen und Forschungseinrichtungen mit der CO2-Speicherung. Nach vier Jahren intensiver Arbeit, die zumeist in enger Kooperation mit ausländischen Experten durchgeführt wurde, liegt mit diesem GEOTECHNOLOGIEN-Sonderband erstmals eine zusammenfassende Darstellung zu dem Stand und den Perspektiven der CO2-Speicherung in Deutschland vor. Der Bericht berücksichtigt darüber hinaus Forschungsarbeiten, die im Rahmen des COORETEC-Programms zum Thema »CO2Speicherung« gefördert werden. Mit den hier vorgestellten wissenschaftlichen Ergebnissen und Fakten will der Bericht einen Beitrag leisten zu einem offenen Diskurs über die geologische CO2-Speicherung. Die Herausgeber danken den Autorinnen und Autoren, die an der Fertigstellung des vorliegenden Berichtes mitgewirkt haben. Die Kapitel reflektieren dabei die unterschiedlichen Akzente der zahlreichen Disziplinen, die auf diesem hochaktuellen Forschungsgebiet tätig sind. Potsdam, Hannover, Karlsruhe im Oktober 2009 Ludwig Stroink, J. Peter Gerling, Michael Kühn, Frank Schilling

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»Die CCS-Technologie (Carbon Capture and Storage) kann einen wesentlichen Beitrag zur Reduktion der anthropogenen CO2Emissionen leisten. Es liegt an uns, diese technisch machbare Technologie ökologisch akzeptabel und sicher für die Bevölkerung zu nutzen.«

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Zusammenfassung – »Für den schnellen Leser«

Anthropogenes CO2 wird insbesondere dann freigesetzt, wenn Kohle, Erdöl, Erdgas oder Biomasse verbrannt werden. Heute liegt die CO2-Konzentration in der Atmosphäre mit circa 380 ppm deutlich über dem vorindustriellen Niveau von rund 280 ppm. Falls der Anstieg der anthropogenen CO2-Emissionen nicht deutlich reduziert werden sollte, erwarten die meisten Klimaexperten Konzentrationen von über 700 ppm bis Ende dieses Jahrhunderts. Die Folgen könnten eine globale Erwärmung, eine Zunahme extremer Wettersituationen und irreversible Schäden für viele Ökosysteme sein. Das Intergovernmental Panel of Climate Change (IPCC) hält eine maximale Erwärmung der mittleren Oberflächentemperatur der Erde um maximal 2 °C gegenüber der vorindustriellen Zeit für noch tolerabel. Um dieses Ziel zu realisieren, müssen die globalen CO2-Emissionen weltweit zunächst stabilisiert und bis 2050 auf etwa die Hälfte der Werte von 1990 reduziert werden. Aktuelle Prognosen zeigen, dass national wie international in den nächsten Jahrzehnten mit einem steigenden Energiebedarf zu rechnen ist. Kohle wird nach Einschätzung der Internationalen Energie Agentur (IEA) auch zukünftig eine wichtige Rolle spielen. Neben Einsparmaßnahmen, einer effizienteren Energieerzeugung und dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien gilt die Abscheidung und geologische Speicherung von CO2 (CCS: Carbon Capture and Storage) als eine wichtige Option, anthropogene CO2-Emissionen deutlich zu reduzieren. Darüber hinaus könnten die CCS-Technologien auch bei CO2-intensiven Industrieprozessen wie der Stahl- oder Zementerzeugung eingesetzt werden. Mit CCS ausgestattete Anlagen zur Erzeugung von Bioenergie würden

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gar zu »negativen CO2-Bilanzen« beitragen. CCS kann damit ein wichtiges Element im Portfolio der CO2-Vermeidungstechnologien werden, auch wenn mittelfristig regenerative Energien in Deutschland und weltweit den Energiemix dominieren werden. Durch den Export dieser Klimaschutztechnologie können sich zudem attraktive wirtschaftliche Perspektiven für die deutsche Industrie eröffnen. Die CCS-Technologie besteht aus drei Prozessschritten: CO2-Abscheidung, -Transport und -Speicherung. Sie sind eine Kette, in der jedes Glied unmittelbar in das andere greift. Die sichere CO2Speicherung ist dabei entscheidend, um die Technologie erfolgreich einsetzen zu können. Auf »benachbarten« Technologiefeldern, wie der Suche und unterirdischen Speicherung von Erdgas und Erdöl, hat Deutschland bereits eine jahrzehntelange Erfahrung und ein großes technologisches »Know-how«. Dabei werden ebenfalls hohe Sicherheitsanforderungen erfüllt. Dank dieser Wissensbasis lässt sich schon heute sagen, dass die unterirdische Speicherung von CO2 für Mensch und Umwelt generell risikoarm umgesetzt werden könnte, wenn wir verantwortlich mit dieser neuen Technik umgehen. Erste Ergebnisse an Pilotstandorten im Forschungsmaßstab sind vielversprechend. Für eine fundierte Bewertung der Technologie sind aber weitere Untersuchungen unerlässlich. Die Entwicklung und Erprobung der CCSTechnologie ist daher eine Maßnahme in dem Integrierten Energie- und Klimaprogramm der Bundesregierung mit dem Ziel, den Bau von Demonstrationskraftwerken möglich zu machen.

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In Deutschland werden Forschungs- und Entwicklungsarbeiten zur CCS-Thematik im Wesentlichen durch die beiden Bundesministerien für Bildung und Forschung (BMBF) und Wirtschaft und Technologie (BMWi) koordiniert und gefördert. Die unterirdische Speicherung von CO2 und die damit verbundenen Forschungsarbeiten werden im Wesentlichen durch das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) im Rahmen des FuEProgramms GEOTECHNOLOGIEN gefördert. Entsprechend dem interdisziplinär und institutionell breit gefächerten Ansatz sind deutschlandweit 37 Universitäten und außeruniversitäre Einrichtungen an entsprechenden Forschungsprojekten beteiligt (s. a. Kap. 2, Seite 20 ff.). Auf diese Weise wird eine unabhängige wissenschaftliche Expertise bereit gestellt. Alle Forschungsarbeiten werden in enger Abstimmung mit internationalen Forschergruppen durchgeführt. Was ist Kohlendioxid und wie wirkt es? Kohlendioxid (CO2) ist ein geruch- und farbloses Gas. Es ist lebenswichtiger Bestandteil unserer Atmosphäre und in Lebensmitteln (z. B. Mineralwasser) enthalten. Erst in höheren Konzentrationen ist CO2 gesundheitsgefährdend. Konzentrationen über 20 % können innerhalb von 20 bis 30 Minuten zum Tode führen. CO2 ist schwerer als Luft und kann sich in Bodennähe sammeln, verwirbelt aber bereits bei geringer Luftbewegung. CO2 ist weder brennbar noch explosiv. Es wird daher auch als Löschsubstanz in Feuerlöschern eingesetzt. Es handelt sich also um ein harmloseres Gas als Stadtgas oder Erdgas, die mit vergleichbarer Technologie in vergleichbaren Speichern gelagert werden. Natürliche CO2-Ausgasungen sind allgegenwärtig. So geben Böden infolge mikrobieller Aktivitäten erhebliche Mengen CO2 ab. Messungen auf landwirtschaftlich genutzten Flächen im brandenburgischen Ketzin ergaben, dass pro Jahr 4000 Tonnen CO2 pro Quadratkilometer im biogenen CO2-Kreislauf mit der Atmosphäre ausgetauscht werden.

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Speicherpotenziale in Deutschland Die Speicherung von CO2 erfolgt in der Regel in Gesteinsformationen, die mehr als 800 Meter unterhalb der Erdoberfläche bzw. des Meeresbodens liegen. Aufgrund der hier herrschenden Druck- und Temperaturverhältnisse hat das CO2 eine um etwa den Faktor 300 größere Dichte als bei Atmosphärenbedingungen. Dadurch kann der vorhandene Porenraum der Speichergesteine optimal genutzt werden. Kohlendioxid verhält sich unterhalb dieser Tiefe wie eine Flüssigkeit mit sehr geringer Viskosität. Für die geologische CO2-Speicherung in Deutschland sind – hinsichtlich ihrer Kapazitäten – (ausgeförderte) Erdgasfelder und tiefe Sole führende Gesteinsschichten (sogenannte salinare Aquifere) die mit Abstand aussichtsreichsten Speicheroptionen (s. a. Kap. 3, Seite 28 ff.). Eine CO2-Speicherung in tiefen, nicht abbaubaren Kohleflözen unter gleichzeitiger Gewinnung von Flözgas kommt in Deutschland wegen der Kohlequalitäten (geringe Permeabilitäten) und damit verknüpfter geringer Injektionsraten zurzeit nicht in Betracht. Ausgeförderte Erdölfelder sind in Deutschland in der Regel zu klein. Das CO2-Speicherpotenzial in den deutschen Erdgaslagerstätten ist von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) im Rahmen der EU-Projekte GESTCO und GeoCapacity bestimmt worden. Demnach liegt das abgeschätzte Gesamtpotenzial für 39 Erdgasfelder bei circa 2,8 Gt CO2 (1 Gigatonne = 1 Mrd. Tonnen). Die CO2-Speicherkapazität salinarer Aquifere in Deutschland wird mit 12 - 28 Gt CO2 abgeschätzt (Stand: 01.01.2006). Mit einer Sedimentmächtigkeit von regional mehr als 10000 Metern und einer Ausbreitung über den gesamten norddeutschen Raum besitzt das Norddeutsche Becken das mit Abstand größte Potenzial zur tiefen geologischen CO2-Speicherung. Darüber hinaus gibt es CO2-Speicherpotenziale im Molassebecken nördlich der Alpen, im Oberrheingraben, im Saar-Nahe-Becken, im Thüringer Becken, in der Münsterländer Oberkreidemulde und in der Hessischen Senke.

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Fazit Noch sind die bestehenden Angaben über die Speicherpotenziale in Deutschland zu ungenau. Um eine detaillierte Bilanzierung des CO2-Gesamtspeicherpotenzials im tieferen Untergrund Deutschlands vornehmen zu können, ist ein umfassendes und tiefgreifendes Verständnis zur Verbreitung und Qualität von Speicher- und Abdeckgesteinen zwingend erforderlich – und zwar in einer bundesweit einheitlichen Systematik. Daher wird gegenwärtig das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) und einem Industriekonsortium geförderte Projekt »SpeicherKataster« gemeinsam von der BGR und den Staatlichen Geologischen Diensten der Länder durchgeführt (s. a. Kap. 3, S. 28). Ein weiterer Baustein ist das kürzlich von BGR, LBEG und BSH begonnene Projekt »Geopotenzial der deutschen Nordsee«, in dem u. a. auch für diesen Raum das Speicherpotenzial erarbeitet wird. Sicherheit eines CO2-Speichers – potenzielle Leckagepfade Die derzeit technologisch wichtigste Option zur geologischen Speicherung von CO2 sind tiefliegende poröse Sandsteine. Die Poren der Sandsteine sind entweder mit Restgas (im Falle von Erdgaslagerstätten) oder mit Salzwasser, sogenannte Solen, gefüllt. Um Umweltrisiken auszuschließen, muss verhindert werden, dass entweder CO2 aus der Speicherschicht austritt oder Solen in höher gelegene Trinkwasserleiter oder Oberflächengewässer gelangen. Der Speicher muss daher durch eine oder besser gleich mehrere für Fluide und Gase sehr gering durchlässige Schichten aus Ton- oder Salzgestein abgedichtet sein (Multi-Barriere-System). Darüber hinaus ist ein Verständnis der hydraulischen Systeme über große Bereiche eine wesentliche Voraussetzung, um die Verunreinigung von Trinkwasser zu vermeiden. Entsprechend den Empfehlungen des IPCC sind nur minimale Verluste erlaubt, die nicht mehr als 0,01 Prozent pro Jahr betragen sollten, um einen effektiven Beitrag zur Reduktion des anthropogenen Ausstoßes des Treibhausgases CO2 zu erzielen. Rein rechnerisch

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bedeutet dies, dass selbst nach 1000 Jahren weniger als 10 Prozent des ursprünglich eingelagerten CO2 entwichen sein dürfen; eine Menge, die langfristig von den natürlichen CO2-Kreisläufen verarbeitet werden kann. Neben der intensiv überwachten Betriebsphase des Speichers ist daher auch die Langzeitsicherheit von Speichern zu bewerten (s. a. Kap. 9, Seite 88 ff.)

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Die Deckschichten unmittelbar über einer Speicherstruktur stellen die erste Barriere für eine CO2-reiche Gasphase dar. Modellvorstellungen über den CO2-Transport gehen davon aus, dass CO2 durch langsamen Aufstieg im porösen Speicher die »dichten« Abdeckformationen erreicht, sich darunter sammelt und lateral ausbreitet. Solche »Cap Rocks« haben im Falle von Erdölund Erdgaslagerstätten über Millionen von Jahren ihre weitgehende Dichtigkeit bewiesen. (Überkritisches) CO2 sowie kohlensäurehaltige Salzwässer reagieren mit den Tongesteinen jedoch anders als Kohlenwasserstoffe und können unter bestimmten Umständen die Dichtigkeit von Deckschichten herabsetzen, z. B. durch die Lösung von Kalzit aus kalkhaltigen Deckgesteinen (z. B. Mergel). Bei der Speicherung von CO2 sind vor allem die langsamen Reaktionen für die Langzeitsicherheit von Bedeutung (s. Kap. 5, Seite 50 ff.). Allerdings wurden bislang erst wenige experimentelle Untersuchungen zur Geschwindigkeit der möglichen Reaktionen durchgeführt. Ihnen wird in den laufenden Forschungsprojekten daher besondere Bedeutung zugemessen. Die Reaktionsraten für viele natürliche Minerale werden schon bald besser bekannt sein, so dass auch Computersimulationen für eine verlässliche Prognose von Gesteinsumwandlungen gezielter einsetzbar sind (s. Kap. 7, Seite 66 ff.). Viele Experimente, aber auch die meisten geochemischen Modellierungen, berücksichtigen ausschließlich den Einfluss von reinem CO2 auf Formationswässer sowie Speicher- und Deckgesteine. Der Einfluss von in CO2 gelösten Spurenelementen, wie SO2 und NO2, auf die Formationswässer und -gesteine, ist daher Gegenstand verschiedener Forschungsprojekte. Industriell abge-

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schiedenes CO2 enthält in geringem Maße Verunreinigungen mit N2, Ar, O2, SO2, NOx, H2S etc. Selbst Spuren von SO2 und NO2 reagieren mit den Formationswässern zu Säuren, wie Schwefeloder Salpetersäure. Sie könnten die Speichergesteine intensiver als Kohlensäure verändern. Bei Quarz-dominierten Sandsteinen und Salzschichten sind auch bei verunreinigtem CO2 keine ausgeprägten Alterationsprozesse zu erwarten (s. a. Kap. 5, Seite 50 ff.). Deckschichten können durchlässiger werden, wenn der Injektionsdruck die Festigkeit des Gesteins im lokalen Spannungsfeld überschreitet und Risse gebildet werden. Umfangreiche Kenntnisse zum geomechanischen Verhalten von Sand- und Tonsteinen konnten in der Erdöl- und Erdgasproduktion und bei der tiefen geothermischen Energiegewinnung erworben und für die geologische CO2-Speicherung genutzt werden. Hier werden Gesteine gezielt »gefract«, um die Produktionsraten zu erhöhen. Die Bedingungen zur Bildung und Ausbreitung von Rissen in Gesteinen sind daher grundsätzlich bekannt, in heterogen zusammengesetzten Gesteinsformationen aber nicht immer präzise vorherzusagen. Welchen Einfluss die Injektion von CO2 auf die Festigkeitseigenschaften von Reservoir und Deckschichten hat, wird in Forschungsprojekten derzeit untersucht. In den Speichergesteinen werden die schwachsauren und an Kohlensäure reichen Formationswässer mit zahlreichen Gesteinsbestandteilen chemisch reagieren und falls schwerlösliche Karbonate als Reaktionsprodukte entstehen, wäre das eingespeiste CO2 endgültig fixiert und für Millionen Jahre dem Kohlenstoffkreislauf entzogen. Mögliche Reaktionen zwischen CO2, Gestein und Formationswässern sind aus oberflächennahen Prozessen und experimentellen Untersuchungen bekannt. Die chemisch-mineralogischen Prozesse und petrophysikalischen Veränderungen in großen Tiefen sind Gegenstand verschiedener nationaler und internationaler Forschungsvorhaben (s. a. Kap. 5, Seite 50 ff.).

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Biogeochemische Wechselwirkungen im tiefen Untergrund, der sogenannten »tiefen Biosphäre«, und die dort vorherrschenden anaeroben Stoffwechselprozesse sind erst seit wenigen Jahren in den Fokus der Forschung gerückt. Im Zusammenhang mit der CO2-Speicherung sind die biogeochemischen Prozesse von Interesse, an denen CO2 beteiligt ist. Dies gilt im Besonderen für (i) die sekundäre Methanbildung, (ii) die CO2-fixierende Sulfatreduktion und (iii) den mikrobiellen Einfluss auf die Karbonatbildung (s. a. Kap. 6, Seite 58). Die Methanbildung interessiert unter dem Aspekt der langfristigen CO2-Umwandlung zu einem Energierohstoff. Die autotrophe Sulfatreduktion ist verknüpft mit einer unerwünschten Sauergasbildung und der Korrosion an Bohrungen. Die biogene Karbonatbildung stellt einen wesentlichen Aspekt zur Erhöhung der Speichersicherheit dar. Die Charakterisierung mikrobieller Lebensgemeinschaften im tiefen Untergrund wurde in den letzten Jahren durch neue kultivierungsunabhängige Untersuchungsmethoden vorangetrieben. In dem GEOTECHNOLOGIEN-Projekt RECOBIO wurden in tiefen erdgasführenden Formationen aktive Mikroorganismen (Archaea oder »Urmikroorganismen« und Bakterien) in den Formationswässern nachgewiesen. Die Archaeen waren nahezu vollständig den Methanbildnern zuzuordnen, die Bakterien den CO2-fixierenden, sulfatreduzierenden Formen. Im Rahmen des CO2SINK-Projekts wurden mit molekularbiologischen Methoden ebenfalls aktive Bakterien und Archaeen nachgewiesen, darunter auch verschiedene sulfatreduzierende Arten, die autotroph mit Wasserstoff und CO2 leben können. Erste Laborexperimente zeigen, dass an den Silikatmineralen der Sandsteine Wasserstoff für die Mikroorganismen zur Verfügung steht. Infolge der CO2-Einwirkung erhöht sich die Menge des verfügbaren Wasserstoffs noch. Dies ist eine wichtige Voraussetzung für die biogeochemische CO2-Transformation zu Methan (CH4) (s. a. Kap. 6, 10, Seite 58 und 104).

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Von Bedeutung für die Speichersicherheit sind auch natürliche Störungen, das heißt Flächen, die – in der Regel – verschiedene Gesteinsformationen »durchschneiden« und an denen Gesteinspakete gegeneinander versetzt sind. Störungen können bis an die Erdoberfläche reichen und möglicherweise Wegsamkeiten mit erhöhter Durchlässigkeit für CO2 darstellen. Meist zeichnen sich Störungen jedoch durch eine geringe Permeabilität aus und bilden so Fließbarrieren – beispielsweise gilt das für alle Erdölfelder in der süddeutschen Molasse. In jedem Fall ist es für die Beurteilung der Eignung eines Standorts unerlässlich, das Inventar der Störungen im Bereich des Speichers vollständig zu erfassen und zu charakterisieren. Zur Erkundung von Störungen im Untergrund werden vor allem seismische Verfahren eingesetzt. Diese in der Erdöl- und Erdgassuche etablierte Technologie wird im Rahmen des GEOTECHNOLOGIEN-Programms derzeit erfolgreich optimiert, insbesondere was das Auflösungsvermögen dieser Verfahren betrifft. Zur Erfassung geologisch junger, noch aktiver Störungen werden geodätische Verfahren und Fernerkundungsmethoden eingesetzt. Sie messen Bewegungen der Erdoberfläche, die weit unterhalb des Auflösungsvermögens seismischer Verfahren liegen. Fazit Die Reaktionsmechanismen zwischen CO2 aus Industriequellen und dem umgebenen Gestein sind bislang nur teilweise verstanden und werden daher aktiv untersucht. Angesichts der mannigfaltigen Einflussgrößen, wie der wechselnden Zusammensetzung von Gesteinen und Formationswässern, Verunreinigungen des injizierten CO2Stroms sowie unterschiedlicher Druck- und Temperaturbedingungen im Untergrund, werden derzeit weltweit geochemische Laborexperimente durchgeführt, um zu einem quantitativen Verständnis der Alterationsreaktionen in Deck- und Speichergesteinen zu gelangen. In Deutschland befassen sich insbesondere die GEOTECHNOLOGIEN-Projekte ALCATRAP, CO2-MoPa, CO2TRAP, COSONOStRA, CO2SEALS, COMICOR, CSEGR, CLEAN und COORAL (COORETEC-finanziert) mit diesem wichtigen Thema.

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Geomechanische Prozesse werden im Zusammenhang mit der CO2-Speicherung erst seit kurzem wissenschaftlich untersucht. Besondere Bedeutung kommt den Deckschichten zu, die bei Überschreitung eines maximalen Injektionsdruckes brechen können. Neben einem detaillierten Prozessverständnis können numerische Modellierungen zum komplexen Bruchverhalten im realen Untergrund helfen, die bei Speicheroperationen auftretende Mikroseismizität zu steuern und zu reduzieren. Petrophysikalische und gesteinsmechanische Untersuchungen werden u. a. in den Forschungsprojekten CO2SEALS, COSMOS, CO2-MoPa, CO2SINK, CLEAN – sowohl unter Labor- als auch unter realistischen Bedingungen vor Ort – durchgeführt.

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Die verschiedenen Prozesse der biogeochemischen Wechselwirkungen in der »tiefen Biosphäre« sind in ihren Anfängen erfasst. Es bedarf vertiefender Untersuchungen, um diese Mechanismen, insbesondere im Zusammenhang mit der CO2-Speicherung, besser zu verstehen. Zum einen, um ihre mittel- bis langfristigen Auswirkungen auf die CO2-Speicherung genauer extrapolieren zu können, zum anderen, um kurzfristige Auswirkungen im Speicherbetrieb besser zu verstehen und damit adäquat reagieren zu können. In Deutschland befassen sich u. a. die Projekte RECOBIO und COSMOS, sowie das Pilotprojekt CO2SINK mit anaeroben, mikrobiellen Stoffwechselprozessen. Prozessmodellierung zur Risikoabschätzung Die mathematische Modellierung und Simulation, wie das Gestein auf die CO2-Injektion reagiert und wie sich das CO2 im Untergrund ausbreitet, ist von fundamentaler Bedeutung für Risikoanalysen und die Beurteilung der Langzeitsicherheit eines Speichers (s. a. Kapitel 7, Seite 66 ff.). Hierzu müssen alle Transportprozesse sowie die Wechselwirkungen zwischen injiziertem CO2 und den Speicherbzw. Deckgesteinen berücksichtigt werden. Die Modellierung der CO2-Ausbreitung im Untergrund erfolgt in aller Regel auf der Basis eines Mehrphasensystems (Wasser, CO2, Gestein). Die Modellierung von Mehrphasenströmungen in porösen Medien, insbesondere im natürlichen

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Untergrund, ist in Wissenschaft und Praxis seit Jahrzehnten etabliert. Klassische Anwendungsfelder sind einerseits Erdöl- und Erdgaslagerstätten, z. B. zur Erhöhung der Produktion. Andererseits finden Modellierungen im Umweltsektor routinemäßige Anwendung, wie z. B. zur Vorhersage der Ausbreitung von Schadstoffen im Untergrund, oder bei thermisch unterstützten In-situ-Sanierungsverfahren, wie der Dampfinjektion. Bislang durchgeführte Forschungsarbeiten zur Simulation von geochemischen Prozessen bei der CO2-Speicherung konzentrierten sich hauptsächlich auf exemplarische und vereinfachte Modelle. Sie umfassen eindimensionale, zweidimensionale oder dreidimensionale Simulationen der Strömungs- und Transportvorgänge. Hierbei wird offensichtlich, dass mit zunehmender Dimensionalität und Komplexität der Geologie (MehrschichtModelle) eine Identifizierung der dominanten geochemischen Prozesse schwierig wird. Der Forschungsschwerpunkt der numerischen Modellierung liegt daher in der Weiterentwicklung und Kopplung von bestehenden Simulationsprogrammen. Für Langzeitbetrachtungen und Sicherheitsanalysen ist insbesondere eine gekoppelte thermo-hydro-mechanisch-chemische Modellierung (THMC) der beteiligten Prozesse notwendig, wie sie in dem GEOTECHNOLOGIEN-Projekt CO2MoPa und dem Pilotprojekt CLEAN durchgeführt wird. Die Zuverlässigkeit von Simulationsergebnissen hängt maßgeblich davon ab, ob ein Modell ausreichend validiert bzw. verifiziert werden kann. Besondere Bedeutung haben in diesem Zusammenhang experimentelle Daten, die unter bestmöglich kontrollierten Bedingungen erzeugt wurden. Die experimentellen Arbeiten können durch natürliche Analoga und numerische Modellvergleichsstudien ergänzt werden. Eine von der Universität Stuttgart im Rahmen des GEOTECHNOLOGIEN-Projekts BENCHMARK koordinierte Modellvergleichsstudie konnte zeigen, dass die derzeit verfügbaren Modelle in der Lage sind, die wesentlichen Prozesse übereinstimmend und mit nur kleinen Abweichungen abzubilden. Unsicherheiten in den Modellprognosen entstehen

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vorwiegend durch unterschiedliche Interpretation von Randbedingungen, Diskretisierungseffekten, Heterogenitäten und vor allem durch die Unsicherheit der Modelleingangsdaten (s. Kapitel 7, Seite 66 ff.). In dem Pilotprojekt CO2SINK am Standort Ketzin besteht die einzigartige Möglichkeit, unterschiedliche Modellieransätze und Modellierungsprogramme an den realen Vorgängen im Untergrund zu »kalibrieren« (s. a. Kapitel 10, Seite 104 ff.). Dazu wurden die verschiedenen Modellierungsergebnisse mit den realen Beobachtungen verglichen sowie das Monitoring-Konzept aufgrund der Modellvorhersagen ausgelegt. Die in den Modellen prognostizierte Ankunft des (reinst) CO2 in der ersten Beobachtungsbohrung in Ketzin (50 m Entfernung zur Injektionsbohrung) stimmt mit den realen Messungen gut überein. Damit bilden Modellierungen eine unverzichtbare Basis für die Planung des Monitoring-Ablaufes und des Injektionsregimes. Der zusätzlich vorhandene Entwicklungsbedarf auf diesem Gebiet wird aber durch die Tatsache verdeutlicht, dass die Ankunft des CO2 in der zweiten Beobachtungsbohrung im Vergleich zu der im Vorfeld durchgeführten Modellierung verspätet detektiert wurde. Viele Modelle basieren bislang auch auf reinem CO2. Für die Reaktionseigenschaften von verunreinigtem CO2 gibt es bislang erst unzureichende Datensätze. Verschiedene Forschungsprojekte widmen sich daher diesem Thema. Fazit Für eine belastbare Modellierung sind quantitative geochemische und geomechanische Eingangsdaten unerlässlich. Aktuelle Forschungsschwerpunkte liegen daher auf den im Speicher ablaufenden geochemischen Prozessen, wie z. B. der CO2-bedingten Gesteinsveränderung von Speicher- und Deckschichten, insbesondere unter dem Einfluss von verunreinigtem CO2. Geomechanische Prozesse wurden im Zusammenhang mit der CO2-Speicherung bislang zu wenig beachtet und werden daher sowohl im Labor- als auch im Feldmaßstab untersucht. Als kritisch werden die Auswirkungen des Injektionsdrucks und das unterschiedliche pe-

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trophysikalische Verhalten von CO2 und H2O auf die Speichersicherheit erachtet. Für die notwendige Kopplung von unterschiedlichen Modellen und deren geometrische Diskretisierung ist die Recheneffizienz ein weiterer relevanter Aspekt der Forschungs- und Entwicklungsarbeit. Hierbei liegen die Bestrebungen im Wesentlichen in der Entwicklung von effizienten Rechenprozeduren und der Parallelisierung zum Einsatz des Höchstleistungsrechnens, um die komplexen und interagierenden Prozesse realitätsnah simulieren zu können. Bohrlochsicherheit – Entwicklung CO2-resistenter Materialien Eine mögliche Schwachstelle in der Sicherheitskette unterirdischer CO2-Speicher sind aktive bzw. stillgelegte CO2-Injektionsbohrungen sowie alte Erdgas- oder Erdölproduktionsbohrungen, die nicht für den Zweck der langfristigen CO2-Speicherung ausgelegt sind (s. a. Kap. 8, S. 78 ff.). In erschöpften Erdgaslagerstätten – die neben salinaren Aquiferen als bevorzugte CO2-Speicherstätten in Frage kommen – müssen Altbohrungen daher besonders intensiv untersucht werden. In der Bohrindustrie liegen langjährige Erfahrungen im Umgang mit CO2 vor. Seit Jahrzehnten werden Fluide, die CO2 enthalten, sowohl produziert als auch in den Untergrund geleitet. Zur Produktionssteigerung von Erdöllagerstätten wird im Zuge sogenannter EOR-Maßnahmen (Enhanced Oil Recovery) CO2 in die ölführenden Horizonte injiziert. Weiterhin sind seit vielen Jahren Sauergaslagerstätten in Betrieb, die H2S und CO2 in teilweise höheren Anteilen enthalten. Die Industrie betreibt inzwischen Bohrungen, um die aus dem Sauergas abgetrennten sauren Bestandteile H2S und CO2 zurück in den Untergrund zu injizieren. Das insbesondere auch in Deutschland bestehende bohrtechnologische »Know-how« ist somit eine wichtige Grundlage für die sichere Langfristauslegung von CO2-Injektions- und Altbohrungen. CO2 an sich ist nicht korrosiv. Damit es zur Korrosion kommen kann, muss Wasser vorhanden sein. In Verbindung mit Wasser entsteht Kohlensäure (H2CO3). Die Kohlensäure führt bei direktem

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Kontakt mit metallischen Werkstoffen (Rohrtour) und den umliegenden Zementen zur Korrosion. Aus Falluntersuchungen lässt sich ableiten, dass bei metallischen Werkstoffen wie Stahl eine maximale Korrosion in einem Temperaturbereich von 60 bis 100 ºC stattfindet: 25 mm/Jahr bei 65 ºC und 1 MPa CO2-Druck und 250 mm/Jahr bei 82 ºC und 16 MPa CO2-Druck bei den routinemäßig verwendeten Stählen (s. a. Kapitel 8, Seite 78 ff.).

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Unter den Zementen neigen besonders die üblicherweise in der Öl- und Gasindustrie eingesetzten Portlandzemente zur Zersetzung, wenn sie sauren Gasen oder Wässern ausgesetzt werden (Karbonatisierung). Im Laborversuch liegen die Korrosionsraten bei < 0,1 bis 1,3 mm/Tag unter statischen Bedingungen und weisen eine deutliche Zeitabhängigkeit auf. Mit zunehmender Versuchsdauer verringert sich die Korrosionsrate und lässt sich durch einen diffusionskontrollierten Reaktionsprozess beschreiben. Unter dynamischen Bedingungen (Ein- und Ausspeicherungsprozesse) liegen die Korrosionsraten um zwei Größenordnungen höher. Derzeit werden verschiedene technische Lösungen geprüft, um die Langzeitsicherheit von neuen CO2-Injektionsbohrungen und ein sicheres, aber preisgünstiges Management von alten und unzureichend verfüllten Bohrungen zu gewährleisten. So werden Zementsysteme mit höherer Elastizität entwickelt, um mechanischen Spannungen entgegenzuwirken. Spezielle additive sowie Kalziumfreie bzw. Portlandzementfreie oder -arme Rezepturen erhöhen die Beständigkeit gegen Karbonatauslaugung. Selbstheilungseffekte spielen eine möglicherweise bislang unterschätzte Rolle. Aus Reaktionsprozessen resultierende Mineralneubildungen können beispielsweise Zementrisse verheilen. In Laborexperimenten wird derzeit getestet, inwieweit sich die Sicherheitsingenieure das mechanische Verhalten von Ton- und Salzgesteinen zunutze machen können. Unter erhöhten Druck- und Temperaturverhältnissen reagieren diese Gesteine plastisch und »fließen« bei entsprechender Bohrlochauslegung in Freiräume, wo sie natürliche Barrieren ausbilden (s. a. Kapitel 8, Seite 78 ff.).

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Fazit Selbstheilungseffekte müssen weiter erforscht werden. Dies geschieht in den GEOTECHNOLOGIEN-Projekten CSEGR, COSMOS und dem Pilotvorhaben CLEAN. Die Entwicklung von verbesserten metallischen Werkstoffen und Zementen muss ebenfalls weiter verfolgt werden. Von den metallischen Werkstoffen ist bekannt, dass eine Korrosion nur in Anwesenheit von Wasser stattfindet. Für die Einstellung der Feuchte im Injektionsstrom müssen daher belastbare Grenzwerte ermittelt werden. Ebenso ist bekannt, dass selbst kleinste Verunreinigungen im CO2 signifikanten Einfluss auf die Korrosionsrate haben können. Ein besseres Verständnis dieser Abhängigkeiten ist Voraussetzung für die Langzeitsicherheit, nicht nur von Bohrungen. Um das Korrosionsver-

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halten von Zementen verlässlich beurteilen zu können, sind allgemeingültige Messstandards zu entwickeln. Überwachung zukünftiger CO2-Speicher Neben der CO2-Injektion in den zukünftigen Speicher muss auch das kurz-, mittel- und langfristige Verhalten des CO2 im Untergrund genauestens beobachtet werden (s. a. Kapitel 9, Seite 88 ff.). Neben der Sicherheit während des Betriebes und in der Nachbetriebsphase muss sichergestellt sein, dass CO2 nicht wieder in die Atmosphäre gelangt. Für den verantwortungsvollen Betrieb eines geologischen CO2-Speichers ist daher ein an die lokalen Gegebenheiten angepasstes permanentes Beobachtungs- und Messprogramm erforderlich. Für die Überwachung und Beobachtung steht

Tab. 1: Auswahl von Monitoring-Verfahren für die Überwachung von Pipelines und Injektionsanlagen. Ausführliche Beschreibung in Kap. 9, S. 88 ff.

Messmethoden in der Pipeline und der Injektionsanlage

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Instrumente und ihre Funktionsweise

Druckmessung an der Injektionsstelle

Die Drucküberwachung erfolgt u. a. durch mechanische Gasmanometer, die als Zeigerinstrument aufgebaut sind. Es können auch Dehnungsmessstreifen dazu verwendet werden, druckinduzierte mechanische Deformationen in elektrische Signale umzuwandeln. Darüber hinaus können optische Verfahren genutzt werden, die druckinduzierten Deformationen präzise zu bestimmen.

Temperaturmessung in der Pipeline und an der Injektionsstelle

Zur Temperaturmessung werden verschiedene Verfahren eingesetzt. So kann die thermische Ausdehnung bestimmter Substanzen genutzt werden, um die Temperatur zu bestimmen. Dazu können klassische Flüssigkeitsthermometer eingesetzt werden, aber auch temperaturinduzierte Deformationen optisch bestimmt werden. Neben der thermischen Ausdehnung werden auch Thermometer verwendet, bei denen die Änderungen des elektrischen Widerstandes, die temperaturinduzierte Änderung des Fermi-Niveaus (Thermoelemente) oder temperaturabhängige Änderungen von Halbleitern (Thermistoren) genutzt werden. Die temperaturabhängige Änderung optischer Eigenschaften wird in Glasfaserkabeln zur Temperaturmessung genutzt. Bei CO2-Pipelines bietet es sich an, die thermodynamischen Besonderheiten von CO2 auszunutzen. Aufgrund des ausgeprägten Joule-Thomson-Effekts kommt es beim Austritt und Aufstieg von CO2 zu einer deutlichen Abkühlung des Gases in einem potenziellen Leckage-Bereich. Wird die Temperatur mithilfe von Glasfaserkabeln ortsaufgelöst überwacht, können auch kleine Leckagen im System frühzeitig erkannt und geeignete Interventionsmaßnahmen eingeleitet werden.

Mengenbestimmung an der Injektionsstelle

Zur Bestimmung der Durchflussmengen werden indirekte Methoden angewandt, die auf der Wärmekapazität (mit Thermistoren), dem Dopplereffekt (mittels Ultraschallmessungen) oder auf der Corioliskraft beruhen.

Gaszusammensetzung

Standard-Gasanalyseverfahren wie z. B. die Gasmassenspektroskopie

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Tab. 1b: Auswahl von Monitoring-Verfahren für die Überwachung von Reservoirs. Ausführliche Beschreibung in Kap. 9, S. 88 ff.

Instrumente und ihre Funktionsweise

Messmethoden im Reservoir Seismik

Die Methode beruht maßgeblich auf Änderungen der Schallgeschwindigkeiten. Wird das Wasser im Porenraum der Speichergesteine durch CO2 ersetzt, ändern sich Schallgeschwindigkeit und Dichte. Dies führt auch zu Änderungen der Diffraktions-, Absorptions- und Refraktionsprozesse, die zur Detektion der räumlichen Ausbreitung von CO2 im Untergrund genutzt werden können. Je nach angewendetem Verfahren wird ein zwei- oder dreidimensionales Abbild des Untergrundes erzeugt. Feine Strukturen lassen sich mit der Seismik nur sehr schwer – wenn überhaupt – abbilden.

Geoelektrik

Das im Porenraum eingeschlossene Salzwasser stellt einen guten elektrischen Leiter dar. Je höher der Anteil des schlechter leitenden CO2 im Porenraum wird, desto signifikanter die Änderung des elektrischen Widerstands. Diese Änderung kann zur Beobachtung der Ausbreitung genutzt werden. Es werden aktive Verfahren, wie Elektrische Widerstands-Tomographie (z. B. ERT – Electrical Resistivity Tomography), von passiven, elektromagnetischen, Verfahren unterschieden (z. B. Magnetotellurik).

Schweremessung

Wird im Porenraum Wasser mit einer Dichte von ca. 1 g/cm³ durch CO2 mit deutlich geringerer Dichte (0,3 - 0,8 g/cm³) ersetzt, ändert sich die Dichte der Gesteine und damit das lokale Schwerefeld der Erde. Direkte Messungen der Änderung der lokalen Gravitation am Boden oder vom Flugzeug (mittels Gravimeter) werden von indirekten, satellitengestützten Verfahren unterschieden.

Temperaturmessung

s. o.

Druckmessung

s. o.

Deformationsmessungen

Über In-situ-Deformationsmessungen, z. B. optische Verfahren oder Dehnungsmessstreifen, lassen sich Gesteinsdeformationen automatisiert aufzeichnen. Mit klassischen Vermessungsmethoden können durch regelmäßige Wiederholungsmessungen Deformationen in großen Gebieten beobachtet und der zeitliche Verlauf abgebildet werden. Auch GPS-Signale eignen sich, um die Deformationen in einem Gebiet zu bestimmen. Ein GPS-Monitoring kann permanent installiert oder über Wiederholungsmessungen durchgeführt werden. Satellitengestützte Verfahren – meist Radarinterferometrie – eignen sich besonders gut, um großräumige Veränderungen zu kartieren.

Geochemische/biologische Überwachung

Geochemische und biologische Verfahren werden meist auf Proben angewendet, die in flüssiger, fester oder gasförmiger Form gewonnen wurden: Bodenluftproben, Fluidproben aus Injektions- und Beobachtungsbohrungen, Boden- und Gesteinsproben (Bohrkernen) etc. Neben klassischen indirekten Untersuchungstechniken der Geochemie und Biologie werden derzeit In-situ-Untersuchungsmethoden entwickelt, die eine direkte Beobachtung der Prozesse im Untergrund erlauben. Eine Veränderung des optischen Verhaltens im Sensor, die auf Wechselwirkung zwischen dem Formationsfluid und/oder den darin enthaltenen Mikroorganismen basiert, kann gemessen werden. Diese Änderungen können über optische Fasern von der Oberfläche ausgewertet werden (z. B. pH-Messungen, CO2-Konzentrationen, Biomarker).

bereits heute eine große Anzahl hochentwickelter Technologien zur Verfügung. Sie sind in Tab. 1 dargestellt. Weitere befinden sich in der Entwicklung. Da die räumliche Auflösung und die spezifische Sensitivität der einzelnen Verfahren

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keine gesicherten Aussagen zulassen, liegt der Schlüssel eines guten Überwachungs-Konzepts in der Kombination verschiedener Ansätze. Dabei sind detaillierte geologische Vorauserkundungen und Modellsimulationen ebenso notwendig wie

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ein fundiertes Prozessverständnis und geeignete Interventionsstrategien. Fazit Auch wenn inzwischen eine Vielzahl von bewährten Technologien zur Überwachung von CO2-Speichern existiert, werden derzeit weitere – insbesondere echtzeitfähige – Verfahren entwickelt, getestet und in Pilotvorhaben eingesetzt. Sie erlauben einen immer detaillierteren Einblick in den Untergrund und die dort ablaufenden Prozesse.

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»CCS eignet sich nicht nur für den Einsatz in Kraftwerken. Auch CO2-intensive Industrieprozesse, wie die Stahl- oder Zementerzeugung, sind prädestiniert für den Einsatz dieser Technologie. Mit CCS ausgestattete Anlagen zur Erzeugung von Bioenergie können sogar zu ›negativen CO2-Bilanzen‹ führen.«

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2. Einleitung

Prognosen zeigen, dass national und international in den nächsten Jahrzehnten mit einem steigenden Energiebedarf zu rechnen ist. Kohle wird nach Einschätzung der Internationalen Energie Agentur (IEA) auch zukünftig eine wichtige Rolle spielen. Neben Einsparmaßnahmen, einer effizienteren Energieerzeugung und dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien gilt die Abscheidung und geologische Speicherung von CO2 (CCS: Carbon Capture and Storage) als eine wichtige Option, anthropogene CO2-Emissionen zu reduzieren. Neben der Kohleverbrennung sind es insbesondere CO2-inten-

sive Industrieprozesse, wie die Stahl- oder Zementerzeugung, die sich für den Einsatz der CCS-Technologie eignen. Mit CCS ausgestattete Anlagen zur Erzeugung von Bioenergie könnten gar zu »negativen CO2-Bilanzen« führen. CCS könnte damit ein wichtiges Element im Portfolio der CO2-Vermeidungstechnologien sein, selbst wenn mittelfristig regenerative Energien in Deutschland und weltweit den Energiemix dominieren werden. Durch den möglichen Export dieser Klimaschutztechnologie würden sich zudem attraktive wirtschaftliche Perspektiven für die deutsche Industrie eröffnen.

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Abb. 1: Möglichkeiten der CO2-Speicherung im Untergrund

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Die CCS-Technologie besteht aus drei Prozessschritten: CO2-Abscheidung, -Transport und -Speicherung. Sie sind eine Kette, in der jedes Glied unmittelbar in das andere greift. Die kurz-, mittel- und langfristig sichere CO2-Speicherung ist dabei für den Erfolg dieser Technologie entscheidend, um das Gesamtkonzept erfolgreich umsetzen zu können. Auf »benachbarten« Technologiefeldern, wie der Suche und unterirdischen Speicherung von Erdgas und Erdöl, hat Deutschland bereits eine jahrzehntelange Erfahrung und ein großes technologisches »Know-how«. Dank dieser Wissensbasis lässt sich schon heute sagen, dass die unterirdische Speicherung von CO2 für Mensch und Umwelt generell risikoarm umgesetzt werden könnte, wenn wir verantwortlich mit dieser neuen Technik umgehen. Erste Ergebnisse von Pilotstandorten im Forschungsmaßstab sind vielversprechend. Für eine fundierte Bewertung der Technologie sind aber weitere Untersuchungen unerlässlich. Die Entwicklung und Erprobung der CCS-Technologie ist daher Teil des Integrierten Energie- und Klimaprogramms der Bundesregierung, mit dem Ziel, den Bau von Demonstrationsanlagen möglich zu machen. In Deutschland werden Forschungs- und Entwicklungsarbeiten zur CCS-Thematik im Wesentlichen durch die Bundesministerien für Bildung und Forschung (BMBF) sowie Wirtschaft und Technologie (BMWi) koordiniert und gefördert. Die unterirdische Speicherung von CO2 und die damit verbundenen Forschungsarbeiten werden durch das Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) gefördert. Entsprechend dem interdisziplinär und institutionell breit gefächerten Ansatz sind deutschlandweit 37 Universitäten und außeruniversitäre Einrichtungen beteiligt (Abb. 2). Auf diese Weise kann eine unabhängige wissenschaftliche Expertise gewährleistet werden. Die FuE-Arbeiten werden im Rahmen des Sonderprogramms GEOTECHNOLOGIEN und in enger Abstimmung mit internationalen Forschergruppen durchgeführt (s. a. Kapitel 11, S. 120 ff.).

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Das Forschungskonzept basiert auf einem modularen Vorgehen. Im Labor- und Modellmaßstab werden grundlegende Fragestellungen mit einem breiten wissenschaftlich-technologischen Forschungsansatz bearbeitet. Integrale Sicherheitskonzepte, die Entwicklung und Optimierung von Überwachungs- und Injektionstechnologien sowie ein besseres Verständnis der Speichermechanismen und Wechselwirkungen zwischen injiziertem Gas, Poreninhalt und Gestein stehen im Fokus der Forschungsverbünde aus Wissenschaft und Wirtschaft. Sie sind eng mit Pilotprojekten im Feldmaßstab abgestimmt (Stroink, 2009). In Ketzin (Brandenburg) wird derzeit Deutschlands erste Pilotanlage zur CO2-Speicherung betrieben (Forschungsvorhaben: CO2SINK). In Sachsen-Anhalt wurden im Rahmen des Pilotprojektes CLEAN 2008 erste Forschungsarbeiten begonnen. Hier soll zukünftig zu Testzwecken CO2 in ein erschöpftes Erdgasfeld injiziert werden. Ein weiteres Pilotprojekt COAST ist in Vorbereitung. Großprojekte dieser Art sind unerlässlich, um die Laborergebnisse unter natürlichen Umgebungsbedingungen zu verifizieren. Komplementär zu den Forschungsarbeiten des BMBF unterstützt das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) im Rahmen seines Forschungsprogramms COORETEC die Entwicklung neuer und verbesserter Technologien zur CO2-Abscheidung und Effizienzsteigerung zukünftiger Kraftwerke. Das Bundesumweltministerium (BMU) entwickelte 2009 gemeinsam mit dem BMWi den Gesetzentwurf für eine dauerhafte CO2-Speicherung (KSpG) und führt über das Umweltbundesamt (UBA) ergänzende Forschungsarbeiten durch.

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Uni Kiel LANU Kiel GEOMAR Kiel

FhG ISIT Itzehoe TU Hamburg Uni Hamburg

Uni Oldenburg

2 GeoZentrum Hannover* GRS Braunschweig Uni Hannover

GFZ Potsdam

FU Berlin

Uni Potsdam

TU Clausthal UFZ Leipzig Uni Göttingen DGFZ Dresden Uni Halle Wittenberg IIF Leipzig

IFINKOR Iserlohn

TU Dresden DBI Freiberg

RWTH Aachen Uni Bonn

TU Freiberg Uni Jena

Uni Bayreuth TU Darmstadt Uni Erlangen FH Nürnberg Nürnberg FhG ITWM Kaiserslautern

Uni Karlsruhe Uni Stuttgart Uni Tübingen

Uni Freiburg

CO2-Speicherung – Forschung und Entwicklung in Deutschland Grundlagenforschung Pilotprojekt CLEAN Pilotprojekt COAST

CLEAN: CO2 Largescale EGR in the Altmark Natural-gas field COAST: CO2 Aquifer Storage Technology * GeoZentrum Hannover: BGR, LBEG, LIAG

Status: Mai 2009

Abb. 2: CO2-Speicherung in Deutschland – breite Expertise für ein forschungspolitisch hochaktuelles Thema

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Tab. 2: CO2-Speicherung in Deutschland – Aktuelle Forschungsprojekte; weitere Informationen unter www.geotechnologien.de 1: EU-finanziertes Vorhaben / 2: COORETEC (BMWi)

Projekt

Laufzeit

Ziel

ALCATRAP

2008 – 2011

Ziel dieses Projektes ist es, durch die Reaktion mit alkalischen Reststoffen eine schnelle CO2-Abreicherung aus Rauchgasen zu ermöglichen. Das CO2 wird entweder direkt in Calciumkarbonat oder indirekt in alkalinitätshaltigen Lösungen gebunden. Letztere könnte in einen geeigneten (Anhydrit führenden) Aquifer verbracht werden, wo das CO2 durch anschließendes »Mineral Trapping« (mineralische Bindung) festgelegt wird.

Numerische Untersuchungen zur CO2-Speicherung – problemorientierte Benchmarks

BENCHMARK

2005 – 2008

Numerische Simulation von Prozessen der CO2-Speicherung in geologischen Formationen.

CO2-Bindung durch Mineralreaktionen in sauren Grubenwässern und Restseen des Braunkohletagebaus

CDEAL

2005 – 2008

Idee ist es, kalziumreiche Flugaschen sowie Karbonat- und Eisenschlämme gefluteter Tagebauseen mit CO2 zu injizieren. Es entstehen feste, »immobile« Mineralphasen, wie Kalzit und Siderit, die das Treibhausgas dauerhaft binden.

CHEMKIN

2005 – 2008

Ziel des Vorhabens ist es, Sensoren (optisch, elektrochemisch, massenspektrometrisch) für extreme chemische und physikalische Umgebungen zu entwickeln und zur Echtzeitüberwachung eines CO2-Speichers einzusetzen.

Optimierung der CO2-Speicherung durch Reaktion mit alkalischen Reststoffen

Echtzeitbeobachtung des chemischen und kinetischen Verhaltens von CO2 während der geologischen Speicherung

CO2 Large-Scale Enhanced Gas Recovery in the Altmark Natural Gas Field

CLEAN

2008 – 2011

Ziel ist es, die Möglichkeiten zur Steigerung der Erdgasförderung durch die Injektion von Kohlenstoffdioxid (CO2) in eine nahezu ausgeförderte Erdgaslagerstätte zu erforschen. CO2 verdrängt nicht nur das Erdgas, sondern soll anstatt seiner gespeichert werden. Im Rahmen des Pilotvorhabens sollen nahezu 100000 Tonnen CO2 in ein Teilfeld der Erdgaslagerstätte Altmark injiziert werden, um die generelle Tauglichkeit der Lagerstätte zur Injektion von CO2 zu testen.

Hochauflösende Abbilder des Untergrundes zur CO2-Lagerung mithilfe der CRS-Methode

CO2CRS

2005 – 2008

Entwicklung hochauflösender Aufsuchungs- und Überwachungstechnologien auf Basis tomographischer Methoden.

2008 – 2011

Das Projekt widmet sich der Optimierung von 3-D-seismischen Monitoringverfahren. Dazu werden mathematische Verfahren entwickelt, die die räumliche Auflösung verbessern und vor allem das Signal-Rausch-Verhältnis optimieren.

2008 – 2011

Im Rahmen des Verbundvorhabens CO2-Leckage wird an einem geeigneten Standort die Ausbreitung von Kohlendioxid in einem oberflächennahen Grundwasserleiter detailliert analysiert.

2008 – 2011

Ziel von CO2-MoPa ist es, komplexe, prozessorientierte und gekoppelte numerische Modelle zu generieren, die das Verhalten von CO2 im Untergrund realistisch beschreiben. Vor allem die geochemischen und geomechanischen Prozesse stehen im Fokus der Entwicklungen.

2008 – 2011

Abdeckschichten über potenziellen CO2-Lagerstätten kommt eine Schlüsselposition bei der Auswahl und Entwicklung von CO2-Speichern zu. Der integrierende Ansatz des Projektes wird im Labor-, Modellierungs- und Reservoirmaßstab die Mineralalteration, die Änderung des Fluidverhaltens und den Transport der Fluide in Störungs- und Bruchzonen analysieren.

seit 2004

Ziel dieses Projektes ist es, die gesamte Prozesskette eines CO2Speichers von der Beantragung über die Genehmigung bis hin zur Realisierung im Pilotmaßstab abzubilden. Die Entwicklung von Verfahren zur kurz-, mittel- und langfristigen Überwachung von geologischen CO2-Speichern steht im Mittelpunkt des Projektes.

2008 – 2011

Das Projekt zielt a) auf die Entwicklung und Untersuchung eines Niedrigemissions-Kraftwerkes, das auf der Nutzung von synthetischem Gas aus der Untertagevergasung (UTV) basiert, b) auf die CO2-Speicherung in den resultierenden Überresten der in situ umgewandelten Kohleflöze.

Auflösung und Ortung von CO2Speicherungs- und Migrationsprozessen aus 3-D-seismischen Daten

CO2-Leckageversuch in einem oberflächennahen Grundwasserleiter zur Erprobung von Monitoringkonzepten und -methoden Modellierung und Parametrisierung von CO2-Speicherung in tiefen, salinaren Formationen für Dimensionierungs- und Risikoanalysen

Abdichtungsprozesse bei der geologischen Speicherung von CO2

CO2 Storage by Injection into a Natural Saline Aquifer at Ketzin

CO2-Speicherung in in situ umgewandelten Kohleflözen

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Akronym

CO2DEPTH

CO2-LECKAGE

CO2-MoPa

CO2SEALS

CO2SINK1

CO2SINUS

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Projekt

Akronym

Laufzeit

Ziel

Innovative Strategien zur Speicherung und dauerhaften Fixierung von CO2 im Untergrund

CO2TRAP

2005 – 2008

Das Vorhaben untersucht Möglichkeiten zur dauerhaften mineralischen Bindung des flüchtigen CO2-Gases als Kalziumkarbonat und der physikalischen Bindung in stillgelegten Kohlegruben.

Innovative Strategien zur Speicherung und dauerhaften Fixierung von CO2 im Untergrund

CO2-UGS-RISK

2005 – 2008

Ziel ist es, eine formalisierte Sicherheits- und Risikoanalyse für CO2-Speicher auf der Basis der FEP-Methodik zu entwickeln.

Abdichtung von Bohrungen eines CO2-Untergrundspeichers

COBOHR

2008 – 2011

Prüfung natürlicher CO2-resistenter Materialien als Langzeitdichtung in Bohrungen.

2008 – 2011

Um die Langzeitwirkung von CO2 zu untersuchen, werden in diesem Projekt potenzielle Speichergesteine der Buntsandsteinformation analysiert, die in den vergangenen Jahrhunderten und Jahrtausenden einer natürlichen CO2-Quelle ausgesetzt waren.

Störungsbezogene CO2-Migration und ihr Einfluss auf die Speichereigenschaften

COMICOR

CO2-Reinheit für Abscheidung und Lagerung

COORAL2

2009 – 2012

Im Rahmen des Verbundprojektes sollen die Konzentrationen der Gasverunreinigungen, die für den Betrieb von CO2-Abscheideanlagen und Untergrundspeicher zulässig sind, ermittelt werden und die Möglichkeiten zu deren Beeinflussung durch den Betrieb des Kraftwerkes und der CO2-Abscheide- und Aufbereitungsprozesse dargestellt werden.

CO2SINK Reservoir Drill holes

CORDRILL2

2006 – 2008

CORDRILL war ein integriertes Teilprojekt im Rahmen von CO2SINK

CO2-Recovery, Transport, Intermediate Storage, and Conditioning

CORTIS2

2005 – 2010

CORTIS ist ein integriertes Teilprojekt im Rahmen von CO2SINK.

CO2-Lagerung und Entwicklung von Überwachungs- und Sicherheitstechnologien

COSMOS

2005 – 2008

Entwicklung von Sicherheitstechnologien und -methoden als Beitrag zum Pilotprojekt CO2SINK.

2008 – 2011

Das Vorhaben untersucht Reaktionsprozesse und Wechselwirkungen zwischen industriell abgetrenntem CO2 und potenziellen Speicher- und Deckgesteinen. Im Mittelpunkt der Untersuchungen steht das Verhalten von unreinem CO2 mit wechselnden Anteilen von Sauerstoff sowie Schwefel- und Stickoxiden.

CO2-SO2-NOx-Stimulated Rock Alteration

COSONOSTRA

CO2-Speicher-Rückbau und Abschlussmonitoring

CORA

2010 – 2013

Das Projekt CORA zielt auf die messtechnische Überwachung eines CO2-Speichers beim Rückbau und in der Nachbetriebsphase, um die Sicherheit der Langzeitspeicherung von Kohlendioxid (CO2) in salinen Aquiferen zu untersuchen.

Speicherung von CO2 und EGR in Erdgaslagerstätten

CSEGR

2005 – 2008

Machbarkeitsstudie zur zusätzlichen Erdgasproduktion (Enhanced Gas Recovery, EGR) durch CO2-Injektion in versiegende Erdgaslagerstätten.

RECOBIO

2005 – 2008

Ziel des Projektes ist es, die biogeochemischen Prozesse in tiefliegenden CO2-Speichern zu verstehen, unter besonderer Berücksichtigung der mikrobiellen Methanbildung aus CO2.

Recycling von CO2 durch mikrobielle-biogeochemische Umwandlung in Methan (CH4)

Untersuchung der biogeochemischen Transformation von gespeichertem CO2 im tiefen Untergrund

RECOBIO 2

2008 – 2011

2

Welche biogeochemischen Prozesse laufen bei der Injektion von CO2 in einen tiefen salinen Aquifer ab? Im Zentrum des Interesses stehen - die Prozesse zur Karbonatbildung und Untersuchungen ihrer mikrobiellen Katalyse, - die Auswirkungen von unreinem CO2 auf die biogeochemischen Prozesse und - die langfristige Umwandlung von CO2 in Methan.

Speicher-Kataster Deutschland 2

2008 – 2011

In dem Projekt erarbeiten die Staatlichen Geologischen Dienste von Deutschland Grundlagen für eine bundesweit einheitliche Bewertung des tiefen Untergrundes. Dazu werden Informationen über Verbreitung und Ausbildung nutzbarer Speicher- und Barrieregesteine sowie ihre geologischpetrophysikalischen Eigenschaften einheitlich und systematisch zusammengestellt.

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Tab. 3: Schwerpunkte interdisziplinärer Forschungsprojekte zur CO2-Speicherung

CO2-Speicherung in Kohleflözen

Innovative Ansätze alternativer Speichermechanismen

CO2-Speicherung und EGR

Untersuchung natürlicher Analoga

Übergeordnete Aspekte

Auswirkung von CO2 auf GW-Leiter

Langzeitsicherheit, Speicherrückbau,

FEP-Methodik

Risiko-Analysen, Leckage-Szenarien

Bohrungsintegrität, Injektionstechnik, CO2-resistente Materialien

Sicherheitskonzepte Risk-Management

Numerische Speichermodellierung CO2-Ausbreitung in Raum und Zeit

Mineral Trapping

Mikrobiologische Untersuchungen

Mineralogische, mechanische Gesteinsveränderungen

Fernerkundungstechnologien

Abschluss- und Langzeitmonitoring

Technologiesysteme für Oberflächenmessungen

Geochemische Kontrolltechnologien

Geophysikalische Kontrolltechnologien

Chemische Wechselwirkung CO2-Gestein

Integrität von SpeicherDeckgesteinen

Monitoring

ALCATRAP BENCHMARK CDEAL CHEMKIN CO2CRS CO2DEPTH CO2-Leckage CO2-MoPa CO2SEALS CO2SINUS CO2-TRAP CO2-UGS-RISK COBOHR COMICOR COSMOS COSONOStRA CORA CSEGR RECOBIO RECOBIO2

Der vorliegende Bericht befasst sich ausschließlich mit Aspekten der dauerhaften geologischen CO2Speicherung. Damit liegt erstmals für Deutschland eine umfassende und unabhängige Übersicht zum Stand der Forschung vor. Der Bericht zeigt, dass bereits heute ein umfängliches Wissen existiert, das aber hinsichtlich bestimmter Fragestellungen

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noch weiter spezifiziert und vertieft werden muss. Nach Abschluss der Forschungsarbeiten werden die Wissenschaftler ein überzeugendes Konzept vorlegen, auf dessen Grundlage eine verlässliche Bewertung der CCS-Technologie möglich ist.

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»Für die geologische CO2-Speicherung am Standort Deutschland eignen sich vor allem die beiden Speicheroptionen Erdgasfelder und tiefe Sole führende Gesteinsschichten, sogenannte salinare Aquifere.«

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Speicherpotenziale für CO2 in Deutschland J. Peter Gerling, Klaus Reinhold & Stefan Knopf Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Hannover

Die dauerhafte geologische Speicherung von Kohlendioxid (CO2) aus der Verbrennung fossiler Energieträger oder anderen Prozessen in großtechnischen Anlagen ist nach Meinung vieler Fachleute eine der Schlüsseltechnologien, um den Ausstoß von CO2 in die Atmosphäre zu verringern. Für einen hochindustrialisierten Staat wie die Bundesrepublik Deutschland ist diese Option von großer Bedeutung. Für Deutschland kommt dabei insbesondere der Standortfaktor zum Tragen: Ein relativ hoher Anteil im deutschen Energiemix resultiert aus kohlebasierter Stromerzeugung (über 45 %), wovon etwa die Hälfte aus heimischer Braunkohle erzeugt wird. Und dieser Anteil kohlebasierter Elektrizität wird möglicherweise in den kommenden Jahren angesichts des Ausstiegs aus der Kernenergie noch anwachsen – trotz der vermutlich weiterhin starken Wachstumsraten bei den regenerativen Energien. Ohne den Nachweis hinreichend großer und dauerhaft sicherer CO2-Speicher kann die CO2-Abscheidung und -Speicherung nicht implementiert werden. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) beschäftigt sich daher seit dem Jahr 2000 intensiv mit der geologischen CO2Speicherung und hat zu den Fragen der Speicheroptionen und -potenziale wiederholt Stellung genommen (z. B. Gerling & May 2001; May et al. 2003, 2005; Radgen et al. 2006; Meyer et al. 2008; Gerling 2008). Bereits frühzeitig wurden künstlich angelegte unterirdische Hohlräume aus folgenden Gründen ausgeschlossen: – wirtschaftliche Gründe (Kavernen) – sicherheitstechnische Aspekte (Kohlebergwerke, häufig zerrüttetes Deckgebirge) – vorrangige Nutzungsoptionen (Stillgelegte Salzbergwerke bieten aufgrund hervorragender Barriereeigenschaften und guter Begehbarkeit beste Voraussetzungen zur Einlagerung fester

und flüssiger Stoffe mit hohem Gesundheitsund Umweltgefährdungspotenzial). Eine CO2-Speicherung in tiefen Kohleflözen unter gleichzeitiger Flözgasgewinnung kommt in Deutschland wegen der Kohlequalitäten und damit verknüpfter geringer Injektionsraten nicht in Betracht. Ausgeförderte Erdölfelder sind in Deutschland in der Regel zu klein, oftmals zu flach gelagert und häufig in Schollen zerlegt.

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Somit verbleiben für den Standort Deutschland allein die beiden Speicheroptionen Erdgasfelder und tiefe Sole führende Gesteinsschichten (sogenannte salinare Aquifere). Erdgasfelder haben ein aus den Fördermengen und verbleibenden Reserven errechnetes Speichervolumen von 2,75 Mrd. Tonnen CO2. Sie haben ihre Langzeitsicherheit per Existenz über Millionen Jahre bereits nachgewiesen. Einzig nennenswerter Unsicherheitsfaktor sind die für die Förderung abgeteuften Bohrungen durch das überlagernde Barrieregestein. Die salinaren Aquifere sind in der Regel viel weniger durch Tiefbohrungen erkundet und demzufolge a priori in geringerem Umfang durch anthropogen verursachte Schwachstellen (Bohrungen) beeinträchtigt. Andererseits resultiert daraus ein geringerer Wissensstand über die Verbreitung und die Qualitäten der potenziellen Speichergesteine, der sich beispielsweise in der derzeitigen Abschätzung der Speicherkapazität im Bereich von 12 - 28 Mrd. Tonnen CO2 widerspiegelt. Für die zukünftigen CO2-Speichermöglichkeiten in Deutschland ist ein umfassendes und tiefgreifendes Verständnis der Verbreitung und der Qualitäten von Speicher- und Barrieregesteinen zwingend erforderlich – und zwar in einer bundesweit einheitlichen Systematik. Die Bewertung des CO2Speicherpotenzials in Deutschland hängt dabei

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von den geologischen Bedingungen, aber auch von den Methoden zur Potenzialabschätzung ab. Diesen Weg beschreiten zurzeit die BGR und die Staatlichen Geologischen Dienste der Länder. Die folgenden Ausführungen erläutern die geologischen Voraussetzungen für die Untergrundspeicherung in Deutschland, die methodischen Ansätze zur Abschätzung des Speicherpotenzials und den Status quo des Projektes zur Entwicklung eines Speicher-Katasters von Deutschland. Was ist bei der Untergrundspeicherung von CO2 zu beachten? Für eine technologische Umsetzung der dauerhaften Speicherung von CO2 sind verschiedene Optionen und Szenarien entwickelt worden. Eine Bewertung des nutzbaren Speicherpotenzials in geologischen Formationen berücksichtigt folgende Kriterien: – die physikalischen Eigenschaften des CO2, – die reservoirgeologischen Bedingungen, – die technische Realisierbarkeit. Die Veränderung der Dichte von CO2 mit der Speichertiefe ist in Abb. 3 dargestellt. Mit zunehmender Tiefe und damit einhergehend steigendem Druck und steigender Temperatur wird das Gas CO2 sukzessive verdichtet. Ab einer Tiefe von circa 800 Metern liegt das CO2 in einer physikalisch »überkritisch« genannten Phase vor und besitzt nur noch eine geringfügige Kompressibilität. Koh-

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lendioxid verhält sich unterhalb dieser Tiefe wie eine Flüssigkeit. Oberhalb dagegen existieren ungünstige Bedingungen für eine optimale Ausnutzung des Porenraums zur Speicherung großer Mengen von CO2 in geologischen Formationen. Abgesehen von diesem wirtschaftlichen Aspekt kann man prinzipiell bei größeren Speichertiefen auch eine höhere Sicherheit unterstellen. Die Nutzungsmöglichkeit potenzieller geologischer Formationen im tieferen Untergrund wird durch folgende grundlegende reservoirgeologische Kriterien bestimmt: – das Vorhandensein eines Speicherhorizontes mit ausreichender Aufnahmefähigkeit (Speicherkapazität), – das Vorhandensein einer geologischen Barriere (Deckschicht) mit sicherer langzeitwirksamer Abdichtung und Festigkeit gegenüber erhöhten Lagerstätten- bzw. Schichtdrücken, – die Verträglichkeit des zu speichernden Mediums (CO2-Strom) mit den Lagerstättenmedien und dem Speichergestein. Die Speicherkapazität eines potenziellen Speichers ist durch die volumetrischen Parameter Mächtigkeit, Verbreitung, Porosität, den physikalischen Parameter Permeabilität und die hydraulische Leitfähigkeit bestimmt. Im Allgemeinen besteht ein Zusammenhang zwischen der Porosität, der

Abb. 3: Aufgrund der herrschenden Druck- / Temperaturverhältnisse im Untergrund nimmt Kohlendioxid ab einer Tiefe von etwa 800 Metern eine hohe Dichte ein, so dass viel CO2 pro Speicherraum injiziert werden kann; Nebenbestandteile verringern die Dichte des einzuspeichernden Gases.

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Abb. 4: Zwischen Porosität und Permeabilität (Durchlässigkeit) von Gesteinen existiert ein grundsätzlich nichtlinearer Zusammenhang in der Form, dass die Gesteinsdurchlässigkeit mit zunehmender Tiefe infolge Kompaktion und geochemischer Prozesse schneller abnimmt als die Porosität.

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Permeabilität und der Speicherkapazität, so dass bei hohen Porositäten auch die Mindestanforderungen an die Durchlässigkeit erfüllt werden (Abb. 4). Die CO2-Speicherung im Untergrund führt zu einer Druckerhöhung und einer partiellen Verdrängung der Lagerstättenwässer im Aquifer. Die maximal zulässigen Speicherdrücke sind durch den geologischen Bau und die Lithologie des Deckgebirges bestimmt. Als strukturelle Schwachstellen des Deckschichtenpaketes (geologische Barriere) können Störungen, Klüfte und Alt-Bohrungen auftreten. Dabei wird die regionale Druckentwicklung im Reservoir insbesondere durch die von den Speichergesteinseigenschaften abhängigen Strömungswiderstände und vom Konzept der Speicherung bestimmt. Besondere Bedeutung kommt den Untersuchungen zu, die sich mit Reaktionsmechanismen zwischen dem zu speichernden Medium (CO2-Strom) und den im Speicher vorhandenen Medien (Fluide und Gase) sowie dem Speichergestein selbst befassen (s. dazu auch Kapitel 5, Seite 50). Wichtige Aspekte sind: – Porositäts- und Permeabilitätsreduktionen durch Ausfällung,

– Freisetzung des CO2, – Speichergesteinsauflösungen im größeren Umfang (Gerüstzerfall). Für die Bewertung der Speicherpotenziale einer Speicherstruktur sind zudem die hydrodynamischen Eigenschaften des Speicherkomplexes von Bedeutung. Dabei müssen folgende Typen unterschieden werden: – hydraulisch offene Systeme, – hydraulisch geschlossene Systeme. Hydraulisch offene und semi-offene Aquiferspeicher können dann geeignet sein, wenn der Aquiferspeicher eine ausreichende Größe besitzt, ein spezifisches Verhältnis von CO2-Aufnahme und Formationswasser berücksichtigt wird, Strömungsgeschwindigkeiten ausreichend gering sind und andere reservoirgeologische Bedingungen die sichere Speicherung von CO2 gewährleisten. Hydraulisch geschlossene Aquiferspeicher sind durch undurchlässige Gesteinsschichten oder durch »dichte« Störungssysteme allseitig gegenüber der Umgebung abgeschlossen. Die Aufnahmefähigkeit geschlossener Aquiferspeicher ist dadurch begrenzt und geringer als bei den offenen bzw. semi-offenen Aquifertypen. Die Speichervo-

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Tab. 4: Speichermechanismen und ihre Wirkungsweisen (nach Bradshaw et al. 2007)

Speichermechanismus

Wirkungsweise

Strukturell / lithologisch (physikalisch)

Freies CO2 (überkritische Phase) steigt durch Auftriebskräfte auf und wird physikalisch unterhalb des Abdeckgesteins zurückgehalten. Das CO2 wird innerhalb einer Fallenstruktur gespeichert.

Residual (physikalisch)

CO2 bleibt im Porenraum entlang der Migrationswege haften (kapillare Bindung).

Lösung (chemisch)

Das CO2 löst sich im Formationswasser.

Mineralisierung (chemisch)

CO2 reagiert mit der Gesteinsmatrix und fällt in Form stabiler Minerale (Karbonate) aus.

lumina hydraulisch geschlossener Systeme werden durch die elastischen Eigenschaften des Speichergesteins und des Formationswassers (Kompressibilität) bestimmt. Die angestrebte dauerhafte Speicherung von CO2 im tieferen Untergrund wird durch eine Kombination von physikalischen und chemischen Speichermechanismen erreicht. Es werden generell vier Speichermechanismen unterschieden, die in Tab. 4 zusammengefasst sind. Die Beziehungen zwischen diesen Mechanismen sind komplex und abhängig von den lokalen geologischen Bedingungen einer Speicherstruktur und der gewählten Injektionsstrategie. Dabei entfalten diese Mechanismen ihre effektive Wirkung nicht zeitgleich. Überwiegen während der Injektionsphase noch physikalische Mechanismen, so nimmt mit fortschreitender Dauer der CO2-Speicherung die Bedeutung chemischer Speichermechanismen zu (Abb. 5). Damit einhergehend steigt die Speichersicherheit an. Methoden zur Abschätzung des CO2-Speicherpotenzials berücksichtigen in erster Line die physikalischen Speichermechanismen, da diese während der Injektionsphase dominieren. Effekte wie Lösung und Mineralisierung werden bei der Abschätzung des CO2-Speicherpotenzials vernachlässigt und können das Speicherpotenzial zusätzlich erhöhen.

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Abschätzung des CO2-Speicherpotenzials Die zwei wichtigsten geologischen CO2-Speicheroptionen in Deutschland sind entleerte Erdgaslagerstätten und tiefe salinare Aquifere. Nachfolgend werden die bisher unsererseits applizierten Ansätze und Methoden zur Abschätzung des CO2Speicherpotenzials dieser beiden Optionen beschrieben. Erdgaslagerstätten Die Abschätzung des CO2-Speicherpotenzials für Erdgasfelder stützt sich auf vergleichsweise gute Datengrundlagen der Explorationstätigkeiten und der Förderhistorie der einzelnen Lagerstätten. Aufbauend auf diesen Daten kann das Volumen des ursprünglich im Reservoir vorhandenen Erdgases bestimmt werden. Unter der Annahme, dass in einem volumetrischen Verhältnis von 1:1 das geförderte Erdgas durch CO2 ersetzt wird, lässt sich die CO2-Speicherkapazität auf Basis der geförderten Erdgasmengen und unter Beachtung der Bedingungen im Reservoir mit folgender Formel relativ genau abschätzen:

MCO2 ρCO2r URρ ex

CO2-Speicherkapazität (Masse an CO2) CO2-Dichte unter Reservoirbedingungen ultimativ gewinnbares Erdgas (engl.: »proven ultimate recoverable gas«) Erdgas-Expansions-Faktor (engl.: »volumetric formation expansion factor«)

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Abb. 5: Effektive Wirkung bzw. Änderung der Anteile der verschiedenen Speichermechanismen mit fortschreitender Zeit (nach IPCC 2005)

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Das ultimativ gewinnbare Erdgas (URρ) setzt sich zusammen aus dem kumulativ geförderten Erdgas und den im Reservoir verbleibenden Reserven. In Deutschland werden pro Erdgasfeld allerdings nur die Zahlen zur kumulativen Erdgasförderung jährlich berichtet. Die verbleibenden Erdgasreserven eines Feldes sind den Autoren nicht bekannt und mussten daher abgeschätzt werden. Der Expansionsfaktor (ex) lässt sich aus dem Verhältnis der Erdgasdichte unter Reservoirbedingungen zur Dichte unter Normalbedingungen bestimmen. Das CO2-Speicherpotenzial in den deutschen Erdgaslagerstätten ist nach dieser Methode von der BGR erstmalig im Rahmen des EU-Projektes GESTCO bestimmt worden. Dafür sind alle Erdgasfelder betrachtet worden, die eine kumulative Erdgasförderung von mindestens 2 x 109 m3 überschritten hatten. Für das spätere EU-Projekt GeoCapacity wurden diese Abschätzungen noch einmal aktualisiert (Stand: 01.01.2006). Basierend auf der kumulativen Erdgasförderung wurde die CO2Speicherkapazität für 39 Gesamtfelder auf 2,18 Gt (Gigatonnen = Mrd. t) CO2 geschätzt. Aus dem Verhältnis der wahrscheinlichen Erdgasreserven zu der kumulativen Erdgasproduktion in Deutschland (1,29) wurden die verbleibenden Erdgasreserven der 39 Erdgasfelder abgeschätzt. Dementsprechend liegt das abgeschätzte Gesamtpotenzial der 39 Erdgasfelder bei ungefähr 2,75 Gt

CO2. Das im amerikanischen CO2-Speicheratlas (US DOE 2008) erläuterte Verfahren »production based CO2 storage estimate« (Abschätzung basierend auf der Erdgasproduktion) ist mit der angewandten Methode in Deutschland identisch. Bei der CO2-Speicherung in ehemaligen Erdgaslagerstätten sind weitere reservoirgeologische Faktoren zu beachten, die das potenzielle Speichervolumen mitbestimmen: – Verdrängbarkeit/Kompressibilität des Formationsfluids, – Porenraumkompressibilität, – regionale Druckausbreitung im Reservoir. Ist ein Erdgasreservoir hydraulisch mit einem Aquifer verbunden, so ist davon auszugehen, dass Formationswasser im Verlauf der Förderung infolge des sinkenden Lagerstättendrucks in den freiwerdenden Porenraum eindringt. Eng verbunden mit der Verdrängbarkeit des Formationsfluids ist die Bewertung der Dichtheit eines Speichers unter Beachtung der Druckentwicklung. Das Reservoir kann nur bis zum ursprünglichen Lagerstättendruck befüllt werden, sofern die Erdgasförderung nicht die Integrität des Reservoirs und des Abdeckgesteins (Cap Rock) beeinträchtigt hat. Kann die Integrität des Reservoirs auch bei einem höheren Druck gewährleistet werden, so bietet die Struktur zusätzliches Potenzial zur CO2-Spei32

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cherung. Dies kann ausgeschöpft werden, solange der kapillare Schwellendruck der abdeckenden Gesteinsschicht (Barriere) nicht überschritten wird. Ein alternatives Verfahren zur Abschätzung des CO2-Speicherpotenzials in Kohlenwasserstoff-Lagerstätten wird im amerikanischen CO2-Speicheratlas (US DOE, 2008) erläutert. Die volumetrische Abschätzung (»volumetrics-based CO2storage estimate«) basiert auf der bekannten Methode der Explorationsindustrie zur Berechnung des Lagerstätteninhalts (Original Gas In Place, OGIP). Das Speicherpotenzial wird – vereinfacht betrachtet – auf Basis der Geometrie des Speichers (flächenhafte Ausdehnung und Mächtigkeit) und der Gesteinseigenschaften abgeschätzt. Die Berechnungsformel lautet:

GCO A hn

2

φe Sw B ρCO ER

2

CO2-Speicherkapazität (Masse an CO2) Flächenhafte Ausdehnung Mächtigkeit der Erdgassäule innerhalb der Formation Mittlere Porosität über hn Durchschnittliche Wassersättigung innerhalb der Fläche A und der Mächtigkeit hn Erdgasvolumen-Umrechnungsfaktor (»formation volume factor«) CO2-Dichte unter Reservoirbedingungen Reservoireffizienz

Die Anwendung dieser Formel erfordert eine hervorragende Kenntnis der Geometrie und der Gesteinseigenschaften einer Speicherstruktur. Der Faktor ER (Reservoireffizienz) beschreibt den Anteil am ursprünglichen Lagerstätteninhalt (OGIP), der für die CO2-Speicherung nutzbar sein wird. Es ist ein reservoir- bzw. formationsspezifischer Faktor, der u. a. berücksichtigt, dass nur ein Teil des Lagerstätteninhalts gewinnbar ist (bei konventionellem Erdgas ungefähr zwischen 60 und 90 %) und durch CO2 substituiert werden kann.

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Salinare Aquifere Die CO2-Speicherung in salinaren Aquiferen erfordert im Unterschied zur Nachnutzung ausgeförderter und gut dokumentierter Erdgas-Lagerstätten die Bewertung folgender zusätzlicher geologischer Parameter: – strukturelle Situation, – Aquifertyp, – speichergeologische Bedingungen, – Deckgebirgsdichtheit. Als günstige strukturgeologische Voraussetzungen für eine CO2-Speicherung werden zurzeit vor allem Antiklinalen – vorstellbar wie ein umgedrehter Kochtopf unter Wasser – untersucht. Aber auch Aquifergebiete ohne besonders ausgebildete Fangstrukturen können die Anforderungen für eine CO2-Speicherung erfüllen, sofern die Reservoireigenschaften die Voraussetzungen der Rückhaltezeit und sicheren Speicherung erfüllen. So kann auch eine Synklinale – also eine Mulde – Bestandteil eines CO2-Speichers sein, wenn sie von Antiklinalen umgeben ist. In so einem Fall würde das CO2 aufgrund der im Vergleich zum Formationswasser geringeren spezifischen Dichte per Auftrieb aus der Synklinale in Richtung umliegender Antiklinalen migrieren. Man könnte somit das CO2 in einer Synklinale injizieren und von da aus die angrenzenden Antiklinalstrukturen befüllen. Auf dem Weg in die Scheitelbereiche der Antiklinalen wird ein Teil des CO2 per Kapillarkräfte oder durch Lösung im Formationswasser gebunden, ein weiterer Anteil durch Mineralneubildung gefangen (vgl. Abb. 5). Dieses Modell wird auch seitens der Industrie (z. B. Dose 2007) als kombinierter Speichermechanismus erwogen. Aufbauend auf den vorhandenen regionalgeologischen Kenntnissen erfolgt die Bestimmung des CO2-Speicherpotenzials salinarer Aquifere über eine volumetrische Abschätzung.

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GCO A M

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φe ρCO EF

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CO2-Speicherkapazität (Masse an CO2) Flächenhafte Ausdehnung des Speichers Mächtigkeit der Speichergesteine innerhalb einer Formation Mittlere Porosität über M CO2-Dichte unter Reservoirbedingungen Flutungseffizienz

Durch die Bestimmung der Verbreitung (A), der Mächtigkeit (M) sowie der Porosität (φe) des Speichergesteins lässt sich das Speichervolumen ermitteln. Bei Anwendung der CO2-Dichte (ρCO ) auf das Speichervolumen ergibt sich das theoretische Gesamtpotenzial für die CO2-Speicherung. Der Faktor Flutungseffizienz (EF) schränkt das theoretische Gesamtpotenzial für die CO2-Speicherung weiter ein. Die Flutungseffizienz (EF) hängt von geologischen Parametern (z. B. Aquifertyp, speichergeologische Eigenschaften) und von ökonomischen Parametern wie der gewählten Injektionsstrategie (z. B. Art und Anzahl der Injektions2r

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bohrungen) ab. Die Flutungseffizienz ist a priori nicht bekannt und kann erst nach der Injektionsphase bestimmt werden. Basierend auf der Bestimmung der regionalen Verbreitung bekannter potenzieller Speichergesteine und unter Verwendung regionaler geologischer Parameter (Mächtigkeit der Sandsteine, Porositäten etc.) ist in den letzten Jahren die CO2-Speicherkapazität salinarer Aquifere in Deutschland mit ungefähr 12 - 28 Gt CO2 abgeschätzt worden. Um eine präzisere Bilanzierung des CO2-Gesamtspeicherpotenzials im tieferen Untergrund vornehmen zu können, wird gegenwärtig das vom BMWi und einem Industriekonsortium geförderte Projekt »Speicher-Kataster Deutschland« gemeinsam von der BGR und den Staatlichen Geologischen Diensten der Länder durchgeführt.

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Das Projekt »Speicher-Kataster Deutschland« Essentielle Grundlage für die Bewertung und Bilanzierung des Speicherpotenzials ist eine fundierte Kenntnis und Einbeziehung aller verfügba-

Abb. 6: Die Staatlichen Geologischen Dienste von Deutschland erarbeiten gemeinsam im Projekt »Speicher-Kataster Deutschland« wichtige Grundlagen für eine bundesweit einheitliche Bewertung des tiefen Untergrundes.

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ren geologischen und geophysikalischen Daten und ihrer Interpretationen. Die entsprechenden Datenbestände und Informationen aus der Kohlenwasserstoff-Exploration sowie anderen lagerstättenkundlichen Untersuchungen werden in Deutschland von den zuständigen Fachbehörden der Länder erfasst und bearbeitet. Das gemeinsame Projekt aller Staatlichen Geologischen Dienste der Länder und der BGR bündelt diese Kompetenzen für die vertiefende Bearbeitung der Untergrundverhältnisse (Abb. 6). Ziel ist es, potenziell geeignete, natürliche Speicherräume im Untergrund, z. B. für eine dauerhaft sichere Speicherung von CO2, nachzuweisen. Dazu werden die Informationen zur Verbreitung und Ausbildung nutzbarer Speicher- und Barrieregesteine und ihrer geologisch-petrophysikalischen Eigenschaften bundesweit einheitlich und systematisch zusammengestellt. Die Verbreitung von potenziell geeigneten Speicher- und Barrieregesteinen ist bekanntlich an die großen Sedimentbecken in Deutschland gebunden (Abb. 7). Das mit Abstand größte Potenzial zur tiefen geologischen CO2-Speicherung besitzt das Norddeutsche Becken. Mit einer Sedimentmächtigkeit von regional mehr als 10000 m und einer Ausbreitung über den gesamten norddeutschen Raum besitzt es schon jetzt große Bedeutung für die geotechnische und energetische Nutzung des tieferen Untergrundes. Darüber hinaus gibt es CO2-Speicherpotenzial im Molassebecken nördlich der Alpen, im Oberrheingraben, im Saar-Nahe-Becken, im Thüringer Becken, in der Münsterländer Oberkreidemulde und in der Hessischen Senke. Die über diese Pauschalansprache hinaus gehende Interpretation erfolgt auf Basis der bereits weiter oben genannten Daten und Informationen. Im ersten Schritt werden Potenzialkarten bedeutender Speicher- und Barrieregesteine erarbeitet und signifikante Einzelstrukturen herausgearbeitet. Anhand der Potenzialkarten werden die Gebiete eingegrenzt, in denen die Speicher- und Barrieregesteinskomplexe für eine CO2-Speicherung geeignet sind. Unter den Begriffen Speicher- bzw. Barrieregesteinskomplex wird die Verbreitung von Formationen/Schichtfolgen verstanden, die eine 35

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stratigraphisch abgrenzbare Einheit innerhalb eines Sedimentationsraumes bilden und durch ein herausragendes Potenzial zur Speicherung von CO2 oder durch eine ausreichende Barrierewirkung charakterisiert sind. Speicherkomplexe Norddeutschlands mit bekannten Speichergesteinen in räumlicher, zeitlicher und lithologischer Variabilität findet man beispielsweise in den Formationen: – Sedimentäres Oberrotliegend, – Mittlerer Buntsandstein, – Rhät-Lias, – Dogger, – Unterkreide. Die Barrierekomplexe gewährleisten aufgrund ihrer lithologischen Eigenschaften eine sichere langzeitwirksame Abdichtung und weisen die erforderliche Festigkeit gegenüber erhöhten Lagerstätten- bzw. Schichtdrücken auf. Barrieregesteine sind Tongesteinsfolgen und Salzgesteine, die allgemein eine sehr geringe Durchlässigkeit für Fluide und Gase besitzen (Abb. 8). Bekannte Beispiele für Barrierekomplexe in Norddeutschland findet man in den Formationen: – Zechstein (Salinar), – Röt (Salinar), – Lias (Tongesteinsformationen), – Kreide (Tongesteinsformationen), – Rupel (Tongesteinsformationen). Mit Potenzialkarten werden Verbreitung, Mächtigkeit und Tiefenlage sowie die Speichereigenschaften (z. B. Porosität und Permeabilität) der Gesteinskomplexe dargestellt. Zudem werden potenziell geeignete Speicherregionen ausgewiesen und die bestehenden geologischen Informationen in einem digitalen Nachweissystem erfasst. Dadurch wird die geologische Interpretation transparent und die Verfügbarkeit von Daten dokumentiert. In der zweiten Phase des Projektes werden ausgewählte Speicherstrukturen geologisch charakterisiert. Dazu werden bestehende strukturgeologische, geochemische und mineralogische Daten im Detail ausgewertet. Auf dieser Basis können lokale Aspekte für die CO2-Speicherung erkannt und bewertet werden. Dazu werden für ein kleinräumiges Gebiet wichtige petrographische und petro-

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Abb. 7: Darstellung großer CO2Quellen und potenzieller CO2Senken in Deutschland

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physikalische Kennzahlen, die Lithologie und die Mächtigkeit der geologischen Formationen ausgewertet. Auf dieser Basis, in Einzelfällen auch durch numerische Simulationen, erfolgen Einschätzungen der Druckentwicklung im Reservoir, werden potenzielle Wegsamkeiten analysiert, die FluidGesteins-Wechselwirkung erkannt und auch technische Aspekte, wie zum Beispiel die mögliche Injektionsrate für eine Struktur, ermittelt. Mit diesen ortsspezifischen Erkenntnissen wird das Wissen zur CO2-Speicherung generell vertieft und Abschätzungen zum Speicherpotenzial in Deutschland verlässlicher. Dennoch: Letztlich kann ein

lokaler Speicher erst durch eine detaillierte Erkundung vor Ort zuverlässig bewertet werden. Eine möglichst breite Basis von qualitativ hochwertigen Grundlagendaten ist in jeder Phase der Erkundung aber von höchster Wichtigkeit, um die notwendigen Investitionen bestmöglich abzusichern. Die effiziente Verwaltung der geologischen Daten wird durch ein Geo-Informationssystem unterstützt. Dieses gewährleistet die Transparenz der Bearbeitung und ermöglicht eine nachhaltige Verwendung der Projektergebnisse. Zudem können Informationen aus anderen Sachgebieten in Form 36

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Abb. 8: Barrieregesteine (Salz, Tonsteine) sind durch signifikant geringere Gesteinsdurchlässigkeiten gegenüber potenziellen Speichergesteinen charakterisiert (Daten aus NW-Deutschland).

digitaler Daten bei der Bewertung berücksichtigt werden (z. B. Informationen über Siedlungen, Infrastruktur, Schutzgebiete, andersartige Nutzungen des tiefen Untergrundes). Die vielseitigen Einsatzmöglichkeiten eines Geo-Informationssystems werden insbesondere den multidisziplinären Anforderungen bei der Entwicklung einer verlässlichen Bilanzierung des CO2-Gesamtspeicherpotenzials unter Berücksichtigung konkurrierender Nutzungsansprüche gerecht. Das Speicher-Kataster verbindet so Methoden der Geoinformatik, der Reservoirgeologie und der Strukturgeologie, um Antworten auf geowissenschaftliche Fragestellungen zur Untergrundspeicherung anzubieten. Zusammen mit den Beiträgen der weiteren Projektpartner ermöglichen die zu erwartenden Ergebnisse des »Speicher-Katasters« eine kompetentere Beratung und Information von Politik, Wirtschaft und Öffentlichkeit durch die zuständigen Fachbehörden.

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Dauerhafte CO2-Speicherung als neue Nutzungsoption des unterirdischen Wirtschaftsraums Der unterirdische Wirtschaftsraum ist eine endliche Ressource, deren Nutzung bereits seit vielen Jahrzehnten andauert. Beispielsweise werden dem Untergrund durch den Bergbau auf Kohle, Salz, Erdöl und Erdgas nicht nur Rohstoffe entnommen. Die produzierten Lagerstättenwässer oder die bei der obertägigen Veredlung von Salzen anfallenden hochsalinen Fluide werden auch wieder in tiefe geologische Formationen reinjiziert. Seit mehr als 50 Jahren werden in Deutschland Untertage-Erdgasspeicher zur Sicherung der Erdgasversorgung bzw. als Puffer für den tages- und jahreszeitlich wechselnden Verbrauch betrieben. Als Erdgasspeicher kommen grundsätzlich entweder Poren- oder Kavernenspeicher infrage. Porenspeicher sind in der Regel ehemalige Erdöl- oder Erdgaslagerstätten, Aquifere spielen hier eher eine untergeordnete Rolle. Kavernenspeicher werden in den nur in Norddeutschland vorkommenden

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Salzstöcken angelegt, man kann sie mit unterirdischen Druckbehältern vergleichen. Letztgenannte Option wird zukünftig wohl auch eine Rolle spielen, falls man Druckluft oder auch Wasserstoff als Regelenergiepotenziale von Windparks realisieren will. Seit wenigen Jahren wird in vielen Regionen Deutschlands auch versucht, den tiefen Untergrund geothermisch zu nutzen – sei es für den Wärmemarkt oder zur Stromerzeugung. Die größten Erfolge wurden bislang im Oberrheingraben und in der Alpenvorlandmolasse erzielt. Zum einen aufgrund des deutlich erhöhten geothermischen Gradienten, zum anderen wegen der hohen Heißwasser-Zuflussraten. Dem Norddeutschen Becken wird von den Fachleuten bisher ein nur nachrangiges geothermisches Potenzial zugemessen. Andere Nutzungen des tiefen Untergrundes sind beispielsweise mit der Balneologie, der Natur-Kohlensäureproduktion oder auch der Endlagerung radioaktiver Abfälle verbunden. Die dauerhafte CO2-Speicherung im tiefen Untergrund käme als neue Technologie hinzu, die wegen der hohen Speichermengen vergleichsweise große unterirdische Areale beanspruchen würde.

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Für ein geordnetes Miteinander ist ein detailliertes Wissen über den unterirdischen Raum unentbehrlich. Das »Speicher-Kataster Deutschland« ist dafür ein wichtiger Grundbaustein, weil erstmalig eine bundesweit abgestimmte, einheitliche Systematik für die Erfassung und Beschreibung der Speicher- und Barrierekomplexe angewendet wird. Ein weiterer Baustein ist das erst kürzlich angelaufene Projekt »Geopotenzial der Deutschen Nordsee« (http://www.geopotenzial-nordsee.de), in dem u. a. für diesen Raum das Speicherpotenzial erarbeitet wird. Die Ergebnisse dieser und weiterer darauf aufbauender Projekte sind essentielle Planungsgrundlagen für Politik und Industrie – gleichzeitig wichtige Informationswerkzeuge für die Öffentlichkeit.

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»Die Menschen über einem CO2-Speicher sollen nicht nur objektiv sicher sein, sondern sich auch sicher fühlen.«

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4. Sicherheit des CO2-Speichers – potenzielle Leckagepfade und Gefährdungsabschätzung Franz May Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Hannover

Die Betrachtung möglicher Leckageszenarien und Gefährdungsabschätzungen beschränkt sich hier auf die – hinsichtlich der Speicherkapazität – technologisch wichtigste Option: die Speicherung in porösen Sandsteinen. Diese sind entweder von Restgas (Erdgaslagerstätten) oder von Solen (tiefe Aquifere) erfüllt. Im Allgemeinen wird die Speicherung in Strukturen erwogen, die eine Ausbreitung einer freien CO2-reichen Phase verhindern, z. B. Antiklinalen über Salzkissen. Diese Strukturen sollten sich in einer Tiefenlage von etwa 800 Metern oder mehr befinden, damit der vorhandene Porenraum effizient von CO2 als Fluid hoher Dichte genutzt werden kann. Umweltrisiken können nicht nur durch austretendes CO2,

einschließlich der darin enthaltenen Nebenbestandteile, sondern auch durch Solen entstehen, die aus der Speicherschicht verdrängt und in höher gelegene Süßwasseraquifere oder Oberflächengewässer gelangen könnten. Neben der intensiv überwachten Betriebsphase des Speichers ist auch die Langzeitsicherheit von Speichern zu bewerten, die über die Zeiträume üblicher technologischer Erfahrungen hinausreicht. Dies verlangt die Anwendung von Methoden des Langzeitsicherheitsnachweises, wie sie für Endlager radioaktiver Abfälle erforderlich sind, auch wenn die Risiken an sich nicht vergleichbar sind. Die methodische Vorgehensweise, wie in Abb. 9 skizziert, lässt sich aber auf die CO2-Speicherung übertragen.

FEP

Szenarien

Standorteigenschaften

Endlagerkonzept

Konzeptuelle Modelle

Detailuntersuchungen

Unsicherheiten

Numerische Modelle

Daten

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Konsequenzenanalysen - Referenzfall - Szenarien

Unsicherheitsanalyse

Probabilistische Analyse

Sensitivitätsanalyse

Abb. 9: Hauptschritte einer Langzeitsicherheitsanalyse (Brasser et al. 2008)

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Im Folgenden werden die möglichen Wege, auf denen Fluide (CO2 und Solen) aus einem Speicher entweichen können, vorgestellt, bevor auf die Einschätzung von Gefährdungen eingegangen wird.

tionen zu gelangen. Fortschritte hierzu sind aus den laufenden Forschungsprojekten CO2-MoPa, COSONOStRA, CO2SEALS, CLEAN und COORAL zu erwarten.

Mögliche Leckagepfade Deckschichten Die Deckschichten über einer Speicherstruktur stellen die erste Barriere für eine CO2-reiche Gasphase dar, welche aufgrund ihres Auftriebs oder aufgrund der Druckgradienten nach oben strebt. Als Deckschichten sind Gesteine mit einer geringen Durchlässigkeit für Fluide (Flüssigkeiten und Gase) geeignet, vor allem tonreiche Sedimente oder Salzgesteine. Zum Durchströmen einer wassergesättigten Deckschicht muss eine Gasphase die Kapillarkräfte in den Poren des Gesteins überwinden. Unterhalb eines Schwellendrucks sind die feinkörnigen Gesteine daher für die Gasphase undurchlässig. Molekulare Diffusion kann als Transportprozess für CO2 aus den tiefen Lagerstätten vernachlässigt werden. Beim Überschreiten des Schwellendrucks würde der Strömungswiderstand der feinkörnigen Gesteine dennoch nur eine geringe Leckagerate zulassen.

Deckschichten können ebenfalls undurchlässig werden, wenn der Injektionsdruck die Festigkeit des Gesteins überschreitet und Risse gebildet werden. Bei der Erdöl- und Erdgasförderung und bei der geothermischen Energiegewinnung macht man sich dies gezielt zunutze, indem Wasser unter hohem Druck in die Förderhorizonte injiziert wird. Die durch das aufreißende Gestein geschaffenen neuen Wegsamkeiten führen zu erheblich höheren Produktionsraten. Die Bedingungen zur Bildung und Ausbreitung von Rissen sind daher grundsätzlich bekannt, in natürlichen heterogenen Gesteinen aber nicht immer präzise vorherzusagen. Verlässliche Prognosen zum mechanischen Verhalten der abdeckenden Gesteinsschichten während der CO2-Injektion sind daher notwendig; nicht nur zur Steigerung der Injektivität, sondern auch zur Ermittlung des maximalen Injektionsdrucks, bis zu dem die Deckschichten intakt bleiben. Das geomechanische Verhalten potenzieller Deckschichten wird in einer Vielzahl von Forschungsprojekten – sowohl unter Labor- als auch unter realistischen Bedingungen vor Ort untersucht (s. a. Kapitel 7, Seite 66 ff.).

Chemische Reaktionen zwischen Fluiden und Mineralen der Deckschichten könnten deren hydraulische Eigenschaften allerdings nachteilig verändern, z. B. die Lösung von Kalzit aus Kalkstein oder Mergel oder die Auslaugung von Salz durch untersättigte Formationswässer. Bei der Speicherung von CO2 sind vor allem die langsamen Reaktionen, besonders die Umwandlung von Silikaten, für die Langzeitsicherheit von Bedeutung. Die Reaktionsraten für viele natürliche Minerale sind jedoch erst unzureichend bekannt. Computersimulationen, die eine verlässliche Prognose zur Gesteinsumwandlung liefern könnten, sind daher nur begrenzt einsetzbar (s. a. Kapitel 5, Seite 50 ff.). Angesichts der mannigfaltigen Einflussgrößen, wie wechselnde Zusammensetzung von Gesteinen und Formationswässern, Reinheit des CO2-Stroms sowie unterschiedliche Druck- und Temperaturbedingungen im Untergrund, sind zahlreiche geochemische Laborexperimente nötig, um zu einem quantitativen Verständnis der Alterationsreak-

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Das rasche Aufsteigen von CO2 durch die (vermuteten) Tonlagen im Utsira Sand und natürliche CO2-Austritte durch tonreiche, unverfestigte Sedimente sind bislang nicht vollständig verstanden. Offenbar treten in der Natur – neben dem durch das Darcy-Gesetz beschreibbaren Durchströmen poröser Gesteine – noch andere Transportprozesse auf, beispielsweise unter Bildung von Suspensionen aus Gas, Lagerstättenwasser und Sediment. Beispiele sind die meist Erdgas, aber auch CO2 führenden Schlammvulkane. Häufig sind derartige Gasaustritte auch an tektonische Störungen gebunden, wie Scherzonen in duktilen Sedimenten (Van Rensbergen et al. 2003). Studien dieser Transportprozesse, wie sie unter anderem in dem GEOTECHNOLOGIEN-Projekt COMICOR an natürlichen CO2-Austritten durchgeführt werden, kön-

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Abb. 10: Natürlicher CO2-Austritt in tonreichen Sedimenten des Egergrabens, Tschechien (Foto: F. May)

nen zur besseren Risikobewertung der Barriereeigenschaften unverfestigter Tongesteine beitragen. Störungen Von besonderer Bedeutung für die Speichersicherheit sind natürliche Störungen, die hydraulische »Kurzschlüsse« zwischen verschiedenen Grundwasserstockwerken ermöglichen oder Wegsamkeiten bis an die Oberfläche darstellen können. Dabei ist allerdings das ambivalente Verhalten von Störungen zu beachten: Sie können sowohl Wegsamkeiten mit erhöhter Durchlässigkeit sein als auch Fließbarrieren darstellen. Im ersten Fall sind Störungen damit ein Sicherheitsrisiko, im zweiten eine erwünschte Barriere. »Dichte« Störungen sind aber auch ein geotechnisches Hindernis in einem ansonsten homogenen Speicher und damit ein ökonomisches Risiko für den Betreiber, der eventuell mehr Bohrungen zur Befüllung eines Speichers einsetzen muss.

In jedem Fall ist es für die Beurteilung der Eignung eines Standorts unerlässlich, das Inventar der Störungen im Bereich des Speichers möglichst vollständig zu erfassen und zu charakterisieren. Bei der Speicherung in Aquiferen ist dabei auch die regionale Umgebung mit einzubeziehen, da die induzierten Druckgradienten auch in der Umgebung des Speichers zu Fluidbewegungen führen. Zur Erkundung von Störungen im Untergrund werden vor allem seismische Verfahren eingesetzt. Das Auflösungsvermögen der Verfahren wird u. a. von der Wellenlänge der Schallwellen und der benötigten Energie zum Eindringen in die Tiefe begrenzt. Verbesserungen bei der Aufnahme und Auswertung seismischer Daten dienen dem besseren Erkennen von Störungen, aber auch der Reservoirheterogenität und der Gassättigung in den Speichergesteinen. Hieran arbeiten die Forscher in den Projekten CO2CRS und CO2Depth. Insbesondere neotektonisch (in den letzten 10 Millionen Jahren) aktiven Störungen gilt das

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Augenmerk der Sicherheitsanalysen. Zur Erfassung neotektonisch aktiver Lineamente können geodätische Verfahren und Fernerkundungsmethoden eingesetzt werden, die geringe Bewegungen der Erdoberfläche erfassen und Versatzbeträge messen können, die weit unterhalb des Auflösungsvermögens seismischer Verfahren liegen. Derartige Methoden werden u. a. in den Projekten CO2SINK und CLEAN weiterentwickelt und erprobt. Neben der Kartierung der Raumlage ist die Kenntnis der hydraulischen Eigenschaften der Störungen erforderlich, um deren Leckagerisiko abzuschätzen. Interferenztests (Pump- oder Injektionsversuche in der Nähe von Störungen) sind sehr aufwendig und von begrenzter Reichweite. Daher ist die Entwicklung neuer oder die Verbesserung bestehender Verfahren zur Optimierung der hydraulischen Charakterisierung von Störungen eine technologische Herausforderung. Für neue Verfahren gäbe es, neben der Speicherung von CO2, viele weitere Einsatzmöglichkeiten bei der Nutzung des tieferen Untergrundes. Auch geologisch alte, beispielsweise durch Quarzgänge erfüllte und nicht mehr aktive Verwerfungen könnten zum Leckagepfad werden, wenn eine Änderung der Spannungsverhältnisse durch die Speicherung von CO2 zu erneuten Bewegungen entlang der alten Bruchflächen führt. Die Kenntnis der geologischen Entwicklung einer Störung, deren Festigkeit und Raumlage in Bezug zu den aktuell herrschenden Spannungen in der Erdkruste sowie die Simulation der Druckänderungen durch die CO2-Injektion sind erforderlich, um das Potenzial zur Reaktivierung von Störungen abzuschätzen. Im Rahmen des COASTProjektes sind derartige geomechanische Bewertungen von Störungen für das Explorationsgebiet Nordfriesland geplant. Speicherstrukturen Es ist Aufgabe der Speichererkundung, die Untergrundstrukturen von Speicher- und Deckschichten sorgfältig zu beschreiben. Idealerweise wird die Gasphase wie unter einer untergetauchten Käse-

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glocke zurückgehalten. Nun existieren im Untergrund keine idealen Käseglocken, bestenfalls Strukturen »2. Wahl« mit ihren natürlichen Heterogenitäten. Das bedeutet nicht, dass sie als Speicher ungeeignet sind, sondern dass ihre Beschaffenheit sorgfältig zu untersuchen ist. Die Ränder der unterirdischen »Käseglocken« sind unregelmäßig. Die sogenannten »Spillpoints« müssen genau bekannt sein, um ein unkontrolliertes Entweichen der Gasphase aus dem Speicher zu verhindern. Auch lückenhafte Deckschichten oder die lokale Reduktion ihrer Mächtigkeit stellen Sicherheitsrisiken dar. Neben der geophysikalischen Erkundung hilft die Rekonstruktion der erdgeschichtlichen Ablagerungs- und Abtragungsgeschichte, Hinweise auf mögliche Schwachstellen zu geben und gezielt danach zu suchen. Ein Beispiel hierfür sind tiefe eiszeitliche Rinnen in Norddeutschland, in denen der Rupelton (eine wichtige Barriere zwischen Sole führenden und Süßwasseraquiferen) teilweise erodiert ist. Die aerogeophysikalische Erkundung derartiger Rinnen erfolgte im BURVAL-Projekt und soll auch im Rahmen des geplanten COASTProjektes erfolgen. Die Heterogenitäten innerhalb des Speichers kontrollieren die Ausbreitung der Fluide. Die Untersuchung von fossilen Fluidsystemen in der Erdkruste zeigt, dass diese häufig hydraulisch bevorzugten Wegsamkeiten folgen. Daher ist auch die Kenntnis der internen Struktur der Speichergesteine nötig, um die Ausbreitung des CO2 vorherzusagen. So breitet sich das CO2 am Top des Utsira Sands gegenwärtig in einer schmalen Zone einseitig nach Norden aus, was aus den geologischen Modellen und Simulationen nicht vorherzusehen war. Die möglichst verlässliche Prognose der Ausbreitung von CO2 im Untergrund erfordert daher eine hochauflösende Erkundung des Speichers und des Deckgebirges. Dazu sind unter anderem seismische Methoden notwendig, wie sie in den Projekten CO2SINK, CO2ReMoVe, CO2CRS und CO2DEPTH entwickelt werden. Die unvorhergesehene Ausbreitung von CO2 kann auf Mängeln in der Speichererkundung beruhen, die direkte

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Auswirkungen auf die Speichersicherheit haben. Daher ist die technische Umsetzung der im Anhang der europäischen CCS-Richtlinie beschriebenen Erkundungsaufgaben ebenso notwendig wie die Entwicklung von Richtlinien zur Bewertung der Speichersicherheit. An der Erstellung von Regelwerken arbeitet u. a. ein Arbeitsbereich der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe. Unter dem Schirm der Deutschen Gesellschaft für Geowissenschaften (DGG) und der Deutschen Gesellschaft für Geotechnik (DGGT) wurde 2008 ein Arbeitskreis »CO2-Lagerung in geologischen Schichten« gegründet, der die Erfahrungen aus FuE-Projekten aufgreifen und Regelwerke (weiter-)entwickeln soll. Bohrungen Bohrungen werden häufig als die bedeutendsten Wegsamkeiten angesehen, über die CO2 aus einem Speicher entweichen könnte (s. a. Kap. 8, Seite 78 ff.). Im Gegensatz zur Speicherung in tiefen Aquiferen, die üblicherweise durch wenige Bohrungen aufgeschlossen sind, finden sich in erschöpften Erdgasfeldern zahlreiche Produktionsbohrungen, die teilweise bereits verfüllt sind. Insbesondere die älteren, nicht für den Zweck der langfristigen Verwahrung von CO2 ausgelegten Bohrungen werden kritisch gesehen. Allein in der Erdgaslagerstätte Altmark, in der ein Teilbereich als CO2-Pilotspeicher genutzt werden soll, wurden etwa 420 Tiefbohrungen abgeteuft. Forschungen zur Beständigkeit von Zement und Stählen, die Entwicklung neuer Verfahren unter Nutzung von Verbundmaterialien zur Verfüllung von Bohrungen und die Entwicklung von Konzepten zum Umgang mit Altbohrungen wurden/werden in den GEOTECHNOLOGIEN-Projekten CSEGR, COSMOS, COBOHR und CLEAN durchgeführt. Die Dichtigkeit verfüllter CO2-Förderbohrungen in der Vorderrhön wurde im Rahmen des EU-Projekts NASCENT durch Bodengasmessungen überprüft. Es wurden keine Hinweise auf Leckagen beobachtet. Generell ist die umfassende, gründliche Standorterkundung das Fundament für alle Sicherheitskonzepte. Die Vermeidung von Leckagerisiken und eventuell aufwendiger Gegenmaßnahmen recht-

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fertigt den hohen Aufwand (großflächige 3-DSeismik und Explorationsbohrungen) bei der Erkundung von Speicherkomplexen. Gefährdungsabschätzung Bei der Abschätzung der von einem CO2-Speicher ausgehenden Gefahr sind verschiedene Schutzgüter zu betrachten: Klima, Umwelt und Gesundheit. Klima Bilanzen zur Klimawirksamkeit der CO2-Speicherung müssen sich auf die Menge des vermiedenen Kohlendioxids beziehen, da für die Abscheidung von CO2 aus Brennstoffen oder Rauchgasen derzeit noch ein Mehrbedarf an fossiler Energie erforderlich ist. Im Vergleich zur heutigen Situation, wo 100 % des CO2 aus fossilen Brennstoffen in die Atmosphäre gelangen, sollte dessen Speicherung selbst in undichten Speichern eine positive Emissionsbilanz ergeben, da ein erheblicher Teil des injizierten CO2 im Lagerstättenwasser gelöst, in Feinporen gebunden und in Reservoirstrukturen zurückgehalten werden sollte, selbst wenn dauerhafte Leckagen nicht behoben werden könnten. Die Erstellung von umfassenden Energie- und Emissionsbilanzen zum Nachweis der »Nachhaltigkeit« einer CCS-basierten Energieerzeugung, die den Energieeinsatz und die damit verbundenen Emissionen der erforderlichen technischen Infrastruktur und die durch die CO2-Speicherung eingeschränkte Nutzung geothermischer Energie einschließen, ist bislang kaum und nur ansatzweise versucht worden. Diese Problematik wird für die Energieerzeugung insgesamt z. B. von Sarkar (2001) diskutiert. Aufgrund der – zumindest intuitiv wahrgenommenen – Nachhaltigkeitsprobleme wird CCS häufig als Brückentechnologie angesprochen. Umfassendere Energie, Emissionsund Ressourcenbilanzen wären erforderlich, um CCS mit anderen Klimaschutzmöglichkeiten zu vergleichen und um einen ökologisch optimalen Mix von Technologien zu finden, anstatt unkritisch der pauschalen Behauptung zu folgen, dass alle Technologien erforderlich sind, um Klimaschutz und Versorgungssicherheit zu vereinbaren. Hier ist die Wissenschaft gefordert, belastbare Grundlagen für die gesellschaftliche Diskussion zu liefern.

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Umwelt Die Auswirkung von natürlichen CO2-Austritten auf Ökosysteme an der Erdoberfläche ist meist auf wenige Meter bis Dekameter im Umfeld der Austrittsstellen begrenzt. Botanische und mikrobiologische Untersuchungen sind z. B. in der Umgebung des Laacher Sees von Forschern des EUExzellenznetzwerks CO2GeoNet durchgeführt worden (Jones at al. 2008). Die Erfassung und Charakterisierung der Biotope vor der CO2-Injektion wird für die Risikobewertung benötigt. Sie ist Bestandteil des standortgebundenen Verbundvorhabens CLEAN. Die Umzäunung der vegetationsfreien Gebiete im Zentrum von CO2-Austritten kann bereits ein wirksamer Schutz für die meisten Wirbeltiere sein, so wie in der Nähe des römischen Flughafens Chiampino, wo 7 t/d aus einer etwa 6000 m² großen Mofette austreten (Arts et al. 2007). Werden gasführende Klüfte, Störungen oder undichte Bohrungen an der Oberfläche von Lockersedimenten bedeckt, kann sich aufsteigendes Gas auch über größere Bereiche ausbreiten, wie z. B. im Falle der havarierten Ethen-Kaverne bei Bad Lauchstädt (Katzung et al. 1996). In derartigen Fällen ist auch die Lösung von CO2 in Grundwässern möglich. Die dadurch bedingte Versauerung an sich als auch Mineralumwandlungen oder die Mobilisierung von Elementen und Schadstoffen könnten zur Beeinträchtigung nutzbarer Grundwässer führen. Glaziale Lockersedimente überlagern große Bereiche der Speicher in Norddeutschland. Die Auswirkungen von CO2 auf flache Grundwasserleiter sollen durch geochemische Studien (CO2-MoPa) und in einem Injektionsexperiment (CO2Leckage) in Schleswig-Holstein untersucht werden. Auch der mögliche Austritt von hochkonzentrierten Solen hätte negative Auswirkungen auf die Umwelt. Deren Ausmaß wird von den Raten abhängen, mit denen gelöste Salze in Grund- oder Oberflächenwässer gelangen. Die negativen Auswirkungen sind z. B. aus der jahrelangen Einleitung von Abwässern des elsässischen Kaliberbaus in den Rhein gut bekannt. In Hessen und

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Thüringen werden Salzwässer auch in den Untergrund gepumpt, was, im kleinen Maßstab, als Analogon zum Studium von Prozessen für die Verdrängung von Salzwässern in Aquiferen dienen könnte. Gesundheit Im Mittelpunkt der öffentlichen Debatte über die Speicherung von CO2 dürfte die Gefahr für Leib und Leben der Bevölkerung über dem CO2-Speicher stehen. Erfahrungen mit dem Transport und der Speicherung von natürlichem Gas lassen jedoch vermuten, dass beispielsweise der Transport von CO2 viel anfälliger für Störungen durch menschliche Einwirkungen und Leckagen ist als der Untergrundspeicher an sich. Die Relativierung von Risiken im Verhältnis zu anderen Technologien des Klimaschutzes (wie das Explosionsrisiko einer Biogasanlage, Bodendegradation unter MaisMonokulturen oder die Endlagerung hochradioaktiver Abfälle) und zu häufig akzeptierten persönlichen oder globalen Risiken (z. B. Skisport, Übergewicht, Klimawandel) ist eine Aufgabe, der sich verantwortliche Wissenschaft nicht entziehen darf. Durch selbstkritisches Arbeiten und die Vermittlung objektiver Informationen kann sie zur Versachlichung oft polarisierter Diskussionen über Klima- und Umweltschutz beitragen. Daher ist die unabhängige Information der Öffentlichkeit über laufende Forschungen und deren Ergebnisse auch ein wichtiger Bestandteil der BMBF-geförderten Forschung. Die an sich gut bekannten Auswirkungen von CO2 auf den menschlichen Organismus hängen von der Gaskonzentration ab. Gaswarngeräte für den stationären oder mobilen Einsatz sind preiswert und kommerziell erhältlich. In Gebieten mit bekannten CO2-Gefahren ist der Umgang mit dem Gas eher pragmatisch. So nahmen Winzer nicht nur des spärlichen Lichtes wegen eine Kerze mit in den Gärkeller. Bei der Risikobewertung sollte jedoch zwischen den Betriebsstätten (Kompressorstationen, Sondenplätze) und der Erdoberfläche über den Speicherstätten unterschieden werden. Die Betriebsstätten sind in der Regel begrenzt und nicht öffentlich zugänglich. Die Personen, die dort

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Für diese Abschätzungen werden häufig numerische Simulationen genutzt, da mittels Parametervariationen eine Vielzahl von Fällen berechnet werden kann, die eine statistische Aussage zur Wahrscheinlichkeitsverteilung z. B. von Leckageraten ermöglichen (Kreft et al. 2007). Allerdings sind derartige Wahrscheinlichkeitsverteilungen oft als kritisch anzusehen, wenn sie a priori unsichere Annahmen beinhalten, zum Beispiel die unbekannten hydraulischen Eigenschaften von Störungen. Ferner lassen sich sicherheitsrelevante Aussagen in Laborexperimenten untersuchen, z. B. zu der Durchlässigkeit von Deckschichten, geochemischen Reaktionen oder zur Korrosion von Zementen und Stählen. Die Analyse natürlicher CO2-Vorkommen kann ebenfalls wertvolle Hinweise auf Alterationsprozesse von Gesteinen oder auf Umweltauswirkungen liefern (zum Beispiel die Projekte CSEGR und CO2GeoNet). Technische oder natürliche Unfälle mit Gasen, Bohrungen oder CO2 können Beispiele für Szenarien sein (IEA GHG 2006), die unter Umständen aber auch FEPs enthalten, die mit der Speicherung von CO2 nicht vergleichbar sind. Daher ist die unkritische Nutzung dieser Beispiele zur Illustration von CCS-Risiken irreführend. Eine sorgfältige Unfallanalyse sollte sowohl vergleichbare FEPs als auch Unterschiede darstellen. Alle vier verschiedenen Methoden haben ihre Berechtigung und Vor- und Nachteile (Tab. 5). Risikoabschätzungen sollten daher nicht einseitig, z. B. nur auf Computersimulationen, basieren. Generell ist jedoch die Übertragbarkeit der Ergebnisse auf reale CO2-Speicher für jede Methode begrenzt, so dass die Erfahrungen mit Pilot- und Demonstrationsprojekten (Ketzin, Altmark, Nordfriesland) mit in die Risikobewertung zukünftiger Speicherprojekte einbezogen werden müssen.

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Die Entwicklung von Prozeduren zur einheitlichen Bewertung von Speicherrisiken und deren Erprobung an konkreten Speicherstandorten sind Gegenstand aktueller Forschungs- und Entwicklungsarbeiten an den Pilot- und Demonstrationsprojekten. Da der geologische Untergrund, die Injektionsstrategie sowie die bestehenden Schutzgüter für jeden Speicherstandort unterschiedlich

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Tab. 5: Möglichkeiten zur Risikoabschätzung von CO2-Leckage-Szenarien

Methode

Vorteil

Nachteil

Computersimulationen

+ viele Parametervariationen + lange Zeiträume sind berechenbar + vergleichbare »quantitative« Wahrscheinlichkeiten

- vereinfachte Modelle - unbekannte oder unsichere Eingabewerte

Laborexperimente

+ Untersuchung realer Proben + in situ Druck-, Temperatur- und Fluidzusammensetzung möglich

- geringe Repräsentativität kleiner Proben - begrenzte Versuchsdauer - hoher Aufwand

natürliche Analoga

+ Resultate von Echtzeit-Prozessen im Originalmaßstab erhältlich + direkte Beobachtung ökologischer Auswirkungen

- eingeschränkte Auswahl von Parametersätzen (CO2-Austritte) - nur teilweise bekannte Systembedingungen bedingen zusätzlichen Untersuchungsaufwand / Unsicherheiten

CO2-Unfälle

+ direkte Beobachtung der Auswirkungen + oft gut bekannte Randbedingungen

- wenige Beispiele - z. T. nicht vergleichbare FEPs

und einzigartig sind, müssen Sicherheitsbewertungen stets standortspezifisch sein. Daher sollten Richtlinien zur Sicherheitsanalyse möglichst umfassend, aber auch so flexibel sein, dass eine Anpassung an standortspezifische Bedingungen und die Berücksichtigung von Besonderheiten möglich sind. Jede Risikoanalyse kann nur die vorhandenen Daten bei der Erstellung von Szenarien berücksichtigen. Werden zusätzliche Informationen während der Exploration oder des Speicherbetriebs bekannt, sind die Risikoanalysen zu aktualisieren. Die Menschen über einem CO2-Speicher sollen nicht nur objektiv sicher sein, sondern sich auch sicher fühlen. Daraus kann sich eventuell ein Mehraufwand für die Standorterkundung und dessen Überwachung ergeben. Daraus ergeben sich aber auch Anforderungen an die Kommunikation von Risiken. Um eine einheitliche Kommunikation der FuE-Ergebnisse der GEOTECHNOLOGIEN-Projekte und deren Bedeutung für den sicheren Betrieb möglicher CO2-Speicher zu gewährleisten, beabsichtigt das BMBF, eine zentrale Internetplattform und Informationsstelle einzurichten.

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Fazit Derzeit noch offene Fragen zum sicheren Betrieb von CO2-Speichern werden in den FuE-Projekten des GEOTECHNOLOGIEN-Programms und in internationalen Verbundprojekten untersucht. Hervorzuheben sind u. a. die Prognose hydraulischer Eigenschafen von Störungen mit geophysikalischen Verfahren, die Entwicklung eines sicheren, aber preisgünstigen Altbohrungsmanagements in Gaslagerstätten, die Prognose der Druckausbreitung und Salzwasserverdrängung im regionalen Umfeld von CO2-Speichern, die Prognose des geotechnisch nutzbaren Anteils des Porenvolumens bei sich gegenseitig beeinflussenden Aquiferspeichern oder das Verständnis der CO2-Migration durch geringpermeable Tongesteine. Entwicklungsbedarf besteht bei der Verbesserung von Überwachungs- und Messtechnologien hinsichtlich des Auflösungsvermögens, der Kosten und der Automatisierung. Die Ergebnisse der Forschung sollten in die Abstimmung umfassender, angemessener und allgemein akzeptierter technischer Regelwerke einfließen, die den Rahmen für standortspezifische Überwachungs- und Sicherheitskonzepte bilden.

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»Über Erdöl- und Erdgaslagerstätten haben tonmineralhaltige Gesteine ihre weitgehende Dichtigkeit über Millionen von Jahren bewiesen. Verdichtetes und evtl. verunreinigtes CO2 sowie kohlensäurehaltige Salzwässer reagieren mit den Tongesteinen jedoch anders als Erdgas oder Erdöl.«

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5. Chemische Wechselwirkungen zwischen injiziertem CO2 und Speichergesteinen, Deckgesteinen und salinaren Formationswässern Jörg Erzinger Helmholtz-Zentrum Potsdam, Deutsches GeoForschungsZentrum – GFZ

Für die Speicherung von Kohlendioxid werden viele Optionen diskutiert, wie z. B. das Lösen im Meerwasser, die Speicherung in tiefliegenden porösen Sandsteinen (Erdgas-, Erdöllagerstätten, salinare Aquifere), das Einbringen in Kohlelagerstätten bzw. nicht abbauwürdigen Kohleflözen oder die industrielle Mineralisierung durch die Reaktion mit Silikaten, die reich an Calcium (Ca), Magnesium (Mg) oder Eisen (Fe) sind. Für Mitteleuropa und Deutschland kommen nur die Speicherung in entleerten Erdgaslagerstätten sowie die Option mit dem größten Potenzial, die Einbringung in tiefe salinare Aquifere, in Betracht (s. a. Kapitel 3, Seite 28 ff.). Schwerpunkt dieses Beitrages sind die geochemisch-mineralogischen Aspekte, wie sie in tiefen salzwasserführenden Grundwasserleitern (salinare Aquifere) zu erwarten sind. Wie war das noch mit dem Kohlendioxid? Kohlendioxid (CO2) ist ein fast geruchloses, ungiftiges und sehr reaktionsträges Gas, welches etwas schwerer ist als Luft. Hohe Konzentrationen können zur Erstickung führen. Bei Normaldruck kann CO2 auch in fester Form vorliegen und hat dann eine Temperatur von -78,5 °C (Trockeneis). Flüssiges CO2 kann nur bei hohen Drücken existieren (> 58,5 bar bei 20 °C) und durch Komprimieren aus gasförmigem CO2 hergestellt werden. Bei Temperaturen höher als 31,1 °C (kritische Temperatur) und wenn gleichzeitig der Druck größer ist als 73,9 bar (kritischer Druck), befindet sich CO2 in einem sogenannten überkritischen oder fluiden Zustand. Bei diesen Bedingungen kann CO2 durch Komprimieren nicht mehr in den flüssigen Zustand überführt werden, sondern es wird mit steigendem Druck nur an Dichte zunehmen. Überkritisches

CO2 verhält sich einerseits wie ein Gas (Viskosität) und andererseits wie eine Flüssigkeit (Dichte). Mit zunehmendem Druck wird die Viskosität von CO2 höher oder die Fließfähigkeit geringer. Mit zunehmender Temperatur dagegen nimmt die Viskosität ab. Diese Eigenschaften sind wichtig für die Untertageinjektion von CO2. Es kommen nur Gesteinsformationen ab 800 Meter Tiefe infrage, da hier in der Regel Temperaturen > 32 °C herrschen. CO2 erreicht ab diesen Tiefen den »überkritischen« Zustand, so dass der offene, aber zunächst noch mit Salzwasser gefüllte Porenraum optimal ausgenutzt werden kann. »Unterkritische« Bedingungen sollten außerdem vermieden werden, um im Reservoir eine Trennung in eine flüssige und gasförmige Phase zu verhindern, da diese Phasenübergänge mit hohen Enthalpieänderungen (Wärmeinhalt) verbunden sind (Kaszuba et al. 2006).

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Kommt das CO2 mit Wasser in Kontakt, wird sich ein geringer Teil darin lösen, wobei mit zunehmendem Druck die Löslichkeit zunimmt. Mit zunehmender Temperatur (bis ca. 100 °C) und zunehmendem Gehalt gelöster Salze (Salinität) wird sich dagegen die Löslichkeit vermindern. Das gelöste CO2 reagiert mit Wasser und bildet Kohlensäure (H2CO3) und durch dessen Dissoziation in einem festen Verhältnis zueinander Hydronium- (H+), Hydrogenkarbonat- (HCO3-) und Karbonationen (CO32-). Die Acidität (H+-Konzentration) der Kohlensäure hängt von der gelösten Menge an CO2 ab, kann aber mit minimal pH 3,5 diejenige von z. B. Orangensaft nur wenig unterschreiten. Während Schwefelwasserstoff (H2S), der in geringen Spuren in industriell aus Rauchgasen abgetrenntem CO2 vorkommen kann, mit Wasser eine 50

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noch schwächere Säure als H2CO3 bildet, sehen die Verhältnisse bei Vorhandensein auch von geringen Spuren an Schwefeldioxid (SO2) und Stickstoffdioxid (NO2) völlig anders aus. Beide Spurengase sind wesentlich besser löslich als CO2, reagieren mit Wasser zu mittelstarken bis starken Säuren, die außerdem starke Reduktionsmittel (SO2) sind (Wiberg et al. 2007). Diese Gase – ebenso wie z. B. Kohlenmonoxid (CO) und Sauerstoff (O2) – treten nur als Spuren vermutlich im fluiden CO2 gelöst auf. Es ist zurzeit noch nicht eindeutig geklärt, welchen Einfluss sie wirklich ausüben können (siehe weiter unten im Text). Anforderungen an einen Aquiferspeicher Ein geeignetes Speichergestein muss eine hohe Permeabilität und Porosität aufweisen, damit eine hohe Injektionsrate bei möglichst geringem Kompressionsaufwand bzw. ein großes Raumangebot gewährleistet ist. Der Speicher sollte in mindestens 800 Meter Tiefe liegen (möglichst bei Temperaturen > 32 °C), damit CO2 bei hoher Dichte eingebracht werden kann. Und er sollte ein ausreichend großes Volumen haben damit sich eine industrielle Erschließung lohnt. Weiterhin muss der Aquifer, um eine langfristige Speichersicherheit bzw. Verweilzeit des Kohlendioxids im Untergrund zu gewährleisten, durch eine oder besser noch mehrere für CO2 wenig permeable Formationen aus Tonsteinen oder evtl. Salzgestein nach oben zuverlässig abgedichtet sein. Das Speichergestein sollte einerseits wenig reaktiv auf den Angriff durch Kohlensäure reagieren, damit sich die Speicherformation nicht auflöst und kollabiert. Anderseits ist eine gewisse Reaktivität nicht unerwünscht, die mit einer Vergrößerung der Porosität und Verbesserung der Injektivität verbunden sein kann. In von der Injektionsstelle entfernten Regionen kann dann möglicherweise eine Ausfällung des CO2 in Form von Karbonaten erfolgen und damit das CO2 langfristig fixiert werden. In diesem Sinne geeignete Speicheraquifere mit großem Speicherpotenzial sind in Deutschland überwiegend in Buntsandstein-Formationen des Norddeutschen Beckens anzutreffen.

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CO2 und Formationswässer Nachdem das überkritische CO2 in die mit Salzwasser gefüllte Speicherformation gepumpt wurde, liegen zwei kaum mischbare Phasen vor: eine dichte wässrige und eine spezifisch leichte hochkomprimierte fluide (CO2) Phase. Das »überkritische« CO2 verdrängt das Salzwasser und in einer zunächst nur schmalen Übergangszone wird sich etwas CO2 im Wasser lösen. Wegen der unterschiedlichen Viskositäten und dem in des Regel heterogen aufgebauten Porenspeichers kann das CO2 die Wasserfront auch »überholen« und sich fingerartig, aber wegen des Injektionsüberdrucks zunächst nur lateral ausbreiten. Da das CO2-Fluid in der Regel eine geringere Dichte hat, wird es grundsätzlich die Tendenz haben, langsam »nach oben« aufzusteigen und sich unterhalb der abdeckenden Formation zu sammeln. Die AuftriebsFließgeschwindigkeiten werden in einem Porenspeicher eher gering sein. Mit der Zeit und mit sich vergrößernden Wasser-Fluid-Kontaktflächen werden sich zunehmende CO2-Mengen im Wasser lösen. Salzwässer, die CO2 aufnehmen, werden spezifisch schwerer und könnten nach Modellvorstellungen im Speicher wieder absinken und so einen Konvektionskreislauf zusätzlich zu den natürlichen sehr kleinen hydrologischen Fließgeschwindigkeiten (1-10 cm /Jahr) hervorrufen (Bachu & Adams 2003). Theoretisch und ohne Berücksichtigung der dazu notwendigen und kaum abschätzbaren Zeit (Hunderte bis Zehntausende Jahre?) lassen sich in einem salinaren Aquifer (250 g/l gelöste Salze) in 1000 Meter Tiefe und 40° C etwa 20 kg CO2 in 1000 Liter Wasser lösen (Enick & Klara 1990, Carroll & Mather 1992, Portier & Rochelle 2005). Damit wäre das CO2 in Lösung und fixiert (engl. solubility trapping), könnte jedoch wieder als Gas freigesetzt werden, falls die Tiefenwässer irgendwo aufsteigen und dabei der hydrostatische Druck abfällt. Bei seiner Migration durch die Formation wird vermutlich ein beträchtlicher zusätzlicher Teil des eingespeisten Kohlendioxids im Kapillarraum bzw. in kleinen Poren gasförmig zurückgehalten (engl. residual trapping). Abhängig von spezifischen Speichergesteinsbedingungen könnte dieser Prozess der CO2-Fixierung bis zu 25 % des freien Poren-

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raums umfassen (Holtz 2002). Hiermit wäre CO2 ebenfalls langfristig und sicher gespeichert. CO2 und Speichergesteine Langfristig werden die schwach-sauren und an Kohlensäure reichen Formationswässer mit zahlreichen Gesteinsbestandteilen in unterschiedlichem Ausmaß chemisch reagieren und falls schwerlösliche Karbonate als Reaktionsprodukte entstehen, wäre das eingespeiste CO2 endgültig fixiert und für Millionen Jahre dem Kohlenstoffkreislauf entzogen (engl. mineral trapping). Die möglichen CO2-Gesteins-Reaktionen sind seit langem bekannt und werden/wurden im Zusammenhang mit der Gesteinsverwitterung, der Bodenbildung oder Verkarstungsprozessen intensiv untersucht und beschrieben. Die Verhältnisse in einem Speicherreservoir unterscheiden sich nicht wesentlich, mit der Ausnahme, dass die CO2-Konzentrationen sehr viel höher sind und kein Sauerstoffüberschuss herrscht wie bei oberflächennahen Prozessen. Kohlensäure reagiert relativ rasch mit Karbonaten [CaCO3 + CO2 + H2O ⇋ Ca2+ + 2HCO3-] (Pokrovsky et al. 2005), so dass karbonatische Aquifere nicht nur wegen ihrer begrenzten Ausdehnung, ihrer geringen Volumenporosität und meist starken Klüftigkeit, sondern auch wegen der intensiven Interaktion mit CO2 nicht ernsthaft in Erwägung gezogen werden (Radgen et a. 2006). Basische Gesteine wie z. B. Basalte und Gabbros enthalten hohe Anteile an Olivinmineralen, die bei höheren Temperaturen sehr gut mit Kohlensäure reagieren und schwerlösliche Karbonate wie Magnesit (MgCO3) und Siderit (FeCO3) bilden. Das CO2 kann somit dauerhaft gebunden werden [z. B. Mg2SiO4 + 2CO2 + 2H2O ⇋ 2MgCO3 + H4SiO40 (SiO2-Ausfällung)] (Giammar et al. 2005, Kelemen & Matter 2008). Davon abgesehen, dass in Deutschland entsprechende Gesteinsformationen sehr selten sind, gelten die technischen und praktischen Schwierigkeiten, CO2 in großem Maßstab in basische Gesteine zu injizieren und sicher zu deponieren, zurzeit als nicht lösbar (keine Volumenporosität, schlechte Injektivität, starke Klüftigkeit, keine sicheren Abdeckformationen).

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Geeignete Speicheraquifere mit großem Speicherpotenzial werden in Buntsandstein-Formationen des Norddeutschen Beckens angetroffen. Die Sandsteine bestehen überwiegend aus Quarzkörnern mit variablen Anteilen an Oxiden, Feldspäten und anderen Alumosilikaten wie z. B. Illit, Chlorit und Smektit. Während Quarz von Kohlensäure nicht angegriffen wird, reagieren die Silikate z. B. zu Kaolinit und neutralisieren so das H2CO3. In der Folge können die aus basischen Alumosilikaten freigesetzten Metallkationen (Ca, Fe, Mg) schwerlösliche Karbonate bilden [CaAl2Si2O8 + 2 H2O + CO2 ⇋ CaCO3 + Al2Si2O5(OH)4] (Gunter et al. 2000; Carroll & Knauss 2005; Wigand et al. 2008). Zum Einfluss des CO2 auf Sandsteinformationen unterschiedlicher Herkunft und mineralogischer Zusammensetzung werden seit vielen Jahren experimentelle Untersuchungen durchgeführt. Sie simulieren die physiko-chemischen Untertage-Bedingungen so naturnah wie möglich. Die meisten Arbeiten dazu erfolgten seit den 1970er Jahren in den USA, weil insbesondere dort seit Jahrzehnten CO2 industriell zur tertiären Erdölförderung (Enhanced Oil Recovery, EOR) eingesetzt wurde und wird (Kaszuba et al. 2005; Duan et al. 2005; Carroll & Knauss 2005; Golubev et al. 2005).

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Aus Deutschland ist bislang nur eine experimentelle Arbeit zu diesem Thema veröffentlicht (Wigand et al. 2008), die am Deutsches GeoForschungsZentrum – GFZ an einem Geomechanik-Versuchsstand (Triaxialpresse) durchgeführt wurde. Der Einfluss von »überkritischem« CO2 und salzhaltigem Wasser auf eine Arkose (Sandstein mit 34 % Feldspäten, Glimmern und Karbonaten neben 66 % Quarz) der Buntsandstein-Formation wurde bei 60 °C und 150 bar untersucht. Nach zwei Monaten Versuchsdauer wurden die Quarzkörner nicht und die Feldspäte nur in geringem Umfang angegriffen. Die Karbonate wurden gelöst und Tonminerale wurden zum Teil neu gebildet (Abb. 11). Geochemische Modelle konnten die mineralogischen Beobachtungen und chemischen Veränderungen der Fluide im Wesentlichen nachzeichnen. Experimentelle Untersuchungen sind sehr aufwändig. Auch können nicht alle denkbaren Faktoren 52

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Abb. 11: Sekundärelektronen-mikroskopische (SEM) Aufnahmen gesteinsbildender Minerale eines Reservoir-Sandsteins aus der Buntsandstein-Formation. Die Sandstein-Probe war zwei Monate lang bei 60 °C und 150 bar einer zirkulierenden Salzwasserlauge sowie reinem »überkritischem« CO2 im Überschuss ausgesetzt. Die Versuche wurden am GFZ Potsdam an einem Geomechanik-Versuchsstand (Triaxialpresse) durchgeführt (Wigand et al. 2008). (A) K-Feldspat vor dem Experiment und (B) korrodierter K-Feldspat danach; (C) alterierter Albit nach 2 Monaten mit Tonmineralneubildung (Montmorillonit); (D) Quarz war auch nach dem Experiment noch »frisch«. (E) frischer karbonatischer Zement (Dolomit) löste sich durch den Einfluss von fluidem CO2 mit Salzwasser wie erwartet sichtlich auf (F).

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und Variablen einbezogen werden. Deshalb spielen verlässliche chemisch-mineralogische Modellierungen der Prozesse und Reaktionen eine große Rolle (s. a. Kapitel 7, Seite 66 ff.). Sie bedürfen aber in ausgewählten Fällen der experimentellen Überprüfung (Gunter et al. 2000; Xu et al. 2005). Die chemischen und mineralogischen Konsequenzen der Interaktion zwischen CO2 und dem Gestein können auch in natürlichen CO2-Reservoiren studiert werden, um z. B. experimentelle Daten oder modellierte Vorhersagen zu »überprüfen« (Moore et al. 2005; Gilfillan et al. 2009). In Deutschland arbeiten Wissenschaftler der BGR Hannover u. a. im Rahmen der EU-Projekte NASCENT und CO2GeoNet sowie in den GEOTECHNOLOGIEN-Verbundvorhaben CSEGR und COMICOR zu diesem Thema (Pearce et al. 2004; Beaubien 2008; Vosteen & May 2007). Einige Feldexperimente wurden inzwischen durchgeführt, um das CO2-Transportverhalten und chemisch-mineralogische Gas-Wasser-Gestein-Interaktionen in situ (vor Ort) zu studieren (z. B. Kharaka et al. 2006; CO2-Injektion in die Frio Formation, Texas). Die geochemischen Untersuchungen bestätigen im Großen und Ganzen die Modelle. Im Jahr 2004 begann mit »CO2SINK« das erste europäische Forschungsprogramm zur Untersuchung der geologischen Speicherung von CO2 in einem Aquiferspeicher an Land. Der Injektionsbetrieb in Ketzin startete im Juni 2008 (s. a. Kapitel 10, Seite 104 ff.). CO2 und Abdeckgesteine Modellvorstellungen und die ersten seismischen Ergebnisse des norwegischen CO2-Speicherexperiments im Sleipner-Feld zeigen, dass sich fluides CO2 durch langsamen Aufstieg im porösen Aquiferspeicher unter den »dichten« Abdeckformationen (Cap Rocks) sammelt und lateral ausbreitet (s. a.: Best Practice Manuel 2004). Über Erdöl- und Erdgaslagerstätten haben solche tonmineralhaltigen Cap Rocks ihre weitgehende Dichtigkeit über Millionen von Jahren bewiesen. Verdichtetes und evtl. überkritisches CO2 sowie kohlensäurehaltige Salzwässer reagieren mit den Tonen jedoch anders als Erdgas oder Erdöl. Im

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Norddeutschen Becken bestehen die Tonsteine (Cap Rocks potenzieller CO2-Speichergesteine) im Wesentlichen aus Quarz, Feldspäten und verschiedenen Mehrschichttonmineralen, die mit CO2 reagieren können. Falls das Ausmaß der CO2Tonstein-Interaktion signifikant ist, könnte dies auch die Porosität und Permeabilität der Tonsteine beeinflussen. So hat fluides CO2 durch das Aufnehmen von Wasser möglicherweise einen austrocknenden Einfluss auf die Tone, wodurch Schrumpfungsrisse entstehen könnten (Kaszuba 2006). Geochemische Modellierungen am Beispiel des Abdeckgesteins im Sleipner-Feld sagen aber eher eine Verringerung der Porosität und Erhöhung der Dichtigkeit voraus und sie zeigen eindeutig, dass nur die untersten Meter der oft mehrere 100 Meter mächtigen tonreichen Sedimentformation betroffen sind (Gaus et al. 2005). Allerdings gibt es kaum experimentelle Untersuchungen zur Geschwindigkeit der möglichen Reaktionen. Über die Reaktionsraten ist daher nur wenig bekannt. Wichtige Forschungsarbeiten zu diesem Thema werden in dem GEOTECHNOLOGIEN-Forschungsprojekt CO2SEALS durchgeführt. In Deutschland, aber auch international ist auf diesem Forschungsgebiet der Lehrstuhl für Geologie, Geochemie und Lagerstätten des Erdöls und der Kohle (LEK) der RWTH Aachen führend (Busch et al. 2008; Krooss et al. 2009).

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Wie verhält sich industriell abgetrenntes, möglicherweise verunreinigtes CO2? Alle Verfahren zur CO2-Abscheidung haben zum Ziel, möglichst reines CO2 zu gewinnen. Trotzdem wird das abgeschiedene CO2 in der Summe 1 bis 2 % Verunreinigungen wie N2, Ar, O2, SO2, NOx, H2S, CO etc. enthalten können. Allgemein gilt: je »sauberer« das abgeschiedene CO2, desto höher die Kosten bzw. desto geringer der Wirkungsgrad eines Kraftwerkes (BMWi 2007). Während N2 und Ar für die Lagerung von CO2 aus chemischer Sicht keine und H2S und CO nur geringe negative Einflüsse erwarten lassen, können SO2, NOx (hier: NO2) und O2 beträchtliche Auswirkungen auf die Speicher- und Deckgesteine haben. Die in diesem Beitrag erwähnten Experimente berücksichtigen ausschließlich den Einfluss von reinst-CO2 auf

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Formationswässer sowie Speicher- und Deckgesteine. Danach sind in quarzreichen Sandsteinen keine ausgeprägten Alterations- und sekundären Ablagerungsprozesse zu erwarten (z. B. Wigand et al. 2008). Erste geochemische Modellierungen mit verunreinigtem CO2 wurden (z. B. von Xu et al., 2007) durchgeführt. Der Einfluss von in CO2 gelöstem SO2 und NO2 auf die Formationswässer und Speichergesteine wurde experimentell bislang nicht untersucht. Numerische Modellierungen über das mögliche Verhalten von H2S, SO2 und NOx lassen jedoch vermuten, dass selbst Spuren von SO2 und NO2 ausreichen, um starke Säuren (schweflige Säure bzw. Schwefelsäure bzw. Salpetersäure) zu generieren (Gunter et al. 2000; Knauss et al. 2005; Palandri und Kharaka 2005; Bryant und Lake 2005; Xu et al. 2007; Crandell et al. 2008). Diese sogenannten starken Säuren verändern – zumindest theoretisch – die Speicher- und Deckgesteine sehr viel intensiver als Kohlensäure. Auch sind manche möglicherweise entstehenden Sulfate schwer löslich und können so zur Reduktion der notwendigen Porosität der Speichergesteine führen. Das Lösungsund Reaktionsverhalten von CO2, SO2 und NO2 ist thermodynamisch und kinetisch völlig unterschiedlich. So ist auch zu erwarten, dass die Formation im direkten Umfeld der Injektionsstelle intensiver beeinflusst wird als der weitere Lagerstättenbereich. Da es keine experimentellen Daten zur Reaktionskinetik und z. B. zur Diffusion der »Verunreinigungen« innerhalb der CO2-Wolke gibt, bleiben die Modellaussagen in manchen Punkten vage (Crandell et al. 2008). Palandri & Kharaka (2005) sehen das Vorhandsein auch größerer Mengen an SO2 sogar positiv. Ihren Berechnungen zufolge würden sehr viel mehr Metallionen, wie z.B. Eisen, freigesetzt, was durch die vermehrte Ausfällung von Siderit zu einer (dauerhaften) Fixierung von CO2 führen könnte. CO würde ähnliche Reduktionsprozesse befördern wie SO2. Schwefelwasserstoff (H2S) wird dagegen mit dem CO2 um z. B. Eisenionen konkurrieren. Außerdem sind die Auswirkungen von verunreinigtem CO2 auf die petrophysikalischen Parameter wie Porosität, Permeabilität sowie elastische Moduli und elektrische Leitfähig-

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keit unbekannt (s. a. Kapitel 7, Seite 66 ff.). Diese Gesteinsparameter aber sind für die geophysikalische Tiefensondierung und die Ausbreitung von CO2 im tiefen Untergrund von großer Bedeutung. Grundlegende Arbeiten zur Löslichkeit von CO2 in Wasser und salinaren Wässern bei hohen Temperaturen und Drücken wurden in den 1960er und 70er Jahren im Institut für Physikalische Chemie der Universität Karlsruhe durchgeführt. Viele Universitäten, Forschungseinrichtungen und Landesämter beschäftigen sich seither mit dem Einfluss von CO2 in oberflächennahen Verwitterungsprozessen und bei der Bodenbildung. Die chemischen Reaktionen zwischen Wasser, CO2 und Gestein sind wichtige Forschungsthemen im Zusammenhang mit der Produktion von Mineralwässern und geothermischer Energie. In den Projekten COMICOR (GEOTECHNOLOGIEN) und NASCENT (EU-Förderung) werden die Wechselwirkungen zwischen natürlichem CO2 und dem Gestein an natürlichen Analoga untersucht (u. a. von der Universität Jena und der BGR Hannover). Am Helmholtz-Zentrum Potsdam stehen dagegen die Wechselwirkungen zwischen überkritischem CO2 und dem Gestein im Fokus der Untersuchungen. Von Interesse sind die geochemisch-mineralogischen Reaktionen in tiefen salinaren Aquiferen und die sich verändernden petrophysikalischen Gesteinsparameter. In dem GEOTECHNOLOGIEN-Projekt COSONOStRA wird unter Federführung des GFZ erstmalig der chemische und petrophysikalische Einfluss von »unreinem« CO2 auf Speicherund Deckgesteine studiert. Ein Teilprojekt im BMWi-Verbundvorhaben CORRAL will sich in Zukunft ebenfalls mit diesem Thema beschäftigen (BGR und Universität Jena). Der Lehrstuhl für Geologie, Geochemie und Lagerstätten des Erdöls und der Kohle (LEK) der RWTH Aachen ist führend auf dem Gebiet der Gas-Tongestein-Interaktion. Hier werden, unter anderem in dem GEOTECHNOLOGIEN-Projekt CO2SEALS, geochemisch-mineralogische Aspekte sowie petropysikalische Parameter wie Porosität, Permeabilität und Gas-Diffussionseigenschaften von Deckgesteinen untersucht.

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Fazit Kurzfristig besteht weiterer Bedarf an experimentellen Arbeiten zur Interaktion zwischen CO2, Wasser und Gesteinen. Insbesondere der Einfluss von »unreinem« CO2 muss quantitativ besser erfasst werden. Dies gilt für die chemisch-mineralogischen Prozesse ebenso wie für petrophysikalische Veränderungen in salinaren Wässern bzw. den Speicher- und Abdeckgesteinen. Noch während oder gleich nach Abschluss der ersten CO2Injektions-Feldexperimente (z. B. CO2SINK) sollten gezielt Speicher- und Abdecker-Gesteine erbohrt, beprobt und untersucht werden, um die tatsächlich erfolgten Veränderungen qualitativ und quantitativ zu erfassen. Mittelfristig müsste ein »Best Practice Manual« entwickelt werden, in welchem die für jeden zukünftigen CO2-Speicher notwendigen Standard-Voruntersuchungen empfohlen werden. Diese Arbeiten können in Zukunft routinemäßig nicht von Universitäten und Forschungseinrichtungen geleistet werden. Es wäre deshalb sinnvoll, dass durch die gezielte Einbindung privater Geo-Ingenieurbüros in zukünftige Forschungsprojekte ein entsprechendes Know-how in Deutschland aufgebaut würde.

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»Mikroorganismen sind die einzigen Lebensformen, welche aufgrund ihrer Größe und Stoffwechseleigenschaften im tiefen Untergrund existieren können. Die Lebensformen bzw. Stoffwechselwege haben sich den dort existierenden extremen Umgebungsbedingungen angepasst.«

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6. Biogeochemische Wechselwirkungen – langfristige mikrobielle Umwandlung des gespeicherten CO2 Niels T. Hoth (1), Hilke Würdemann (2) (1) Technische Universität Bergakademie Freiberg (2) Helmholtz-Zentrum Potsdam, Deutsches GeoForschungsZentrum – GFZ, Zentrum für CO2-Speicherung

Die Injektion von überkritischem CO2 verursacht Konzentrations-, Temperatur- und Druckänderungen im Reservoir, die den natürlichen Lebensraum der mikrobiellen Biozönose beeinflussen und Änderungen in der Stoffwechselaktivität zur Folge haben. Der mikrobielle Stoffumsatz kann wiederum die Effizienz der geotechnischen Nutzung des Reservoirs als CO2-Speicher mit bestimmen. Sowohl die langfristige Festlegung von CO2 in mineralischer Form als auch die technische Durchführung der CO2-Speicherung können beeinflusst werden. Die Injektivität im bohrlochnahen Bereich und auch die Beständigkeit der verwendeten Materialien können durch mikrobielle Stoffwechselvorgänge beeinträchtigt werden. Die biogeochemischen Prozesse durch mikrobielle CO2-Umsetzung sind von besonderer Bedeutung, da gespeichertes CO2 in tiefen, geochemisch reduzierten Formationen als relevanter Elektronenakzeptor und Kohlenstoffquelle für die Mikroorganismen dienen kann. Die Bedeutung von mikrobiellen Lebensgemeinschaften in tiefen geologischen Formationen (Deep Biosphere) und damit vor allem auch von CO2-fixierenden (autotrophen) Stoffwechselwegen ist erst im letzten Jahrzehnt in den Fokus der Forschung gerückt. Kotelnikova (2002) konnte mit mikrobiologischen und isotopengeochemischen Verfahren u. a. die Aktivität von Methanbildnern (Archaea) in tiefen geologischen Einheiten nachweisen. Innerhalb des USamerikanischen Forschungsverbundes »CO2 Capture Project« wurden thermodynamische Modellierungen durchgeführt, um aufzuzeigen, welche geomikrobiologischen Prozesse bei der CO2Speicherung die relevantesten sind (Kerr 2003; Onstott 2003). Die Modellierungen erfolgten für

verschiedene geologische Formationen und Formationswässer. Von besonderer Bedeutung für die CO2-Speicherung sind demnach die Methanund Acetatbildung (Aufbau organischer Substanz) und die autotrophe Sulfat-/Schwefelreduktion.

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Stand der Forschung Mikroorganismen sind die einzigen Lebensformen, welche aufgrund ihrer Größe und ihrer Stoffwechseleigenschaften im tiefen Untergrund existieren können. Der Gesteinsporenraum ist oft nur wenige Mikrometer groß und zumeist durch eine extreme Umgebung (Salzgehalt, Temperatur etc.) gekennzeichnet. Die Lebensformen bzw. Stoffwechselwege sind an reduzierende Bedingungen (Abwesenheit von Licht und Sauerstoff) angepasst (Lovley & Chapelle 1995). Es sind Archaea (die »Urmikroorganismen«) und Bakterien zu unterscheiden. Unter den reduzierten Bedingungen im tiefen Untergrund spielen Stoffwechselprozesse wie die Sulfat- und Eisenreduktion und die Methanogenese eine wichtige Rolle. So können CO2fixierende Methanbildner mit acetotrophen Methanbildnern, Sulfatreduzierern (SRB), Eisenreduzierern (FeRB) und Fermentierern konkurrieren, aber auch kooperieren. Die vorhandene mikrobielle Biozönose sowie die Verfügbarkeit von Elektronendonatoren und Elektronenakzeptoren bestimmen Umfang und Art des CO2-fixierenden Stoffwechsels. Welch große Bedeutung die tiefe mikrobielle Biozönose und die autotrophen (CO2-reduzierenden) Stoffwechselwege haben, ist erst seit wenigen Jahren bekannt. Ein wichtiges Forschungsfeld ist in diesem Zusammenhang die langfristige biogeo58

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chemische Transformation. Im Fokus stehen hier (i) die Methanbildung, (ii) die autotrophe Sulfatreduktion und (iii) der mikrobielle Einfluss auf die Karbonatbildung. Die Methanbildung interessiert unter dem Aspekt der langfristigen CO2-Umwandlung zu einem Energierohstoff. Die autotrophe Sulfatreduktion ist verknüpft mit der Problematik der Sauergasbildung und der Korrosion an Bohrungen (s. a. Kap. 8, Seite 78) und die Karbonatbildung stellt einen wesentlichen Aspekt für die langfristige Festlegung des CO2 im Untergrund dar. Für die CO2-Fixierung benötigen die Mikroorganismen einen Elektronendonator. Hierfür kommen in der tiefen Biosphäre Wasserstoff (H2) und Acetat in Betracht. Obgleich die H2-Konzentration im tiefen Untergrund sehr viel größer ist als in oberflächennahen Grundwasserleitern, ist der H2-Gehalt in den Formationswässern verglichen mit dem Bedarf für die Methanogenese eher klein. Umfängliche Forschungsarbeiten haben jedoch gezeigt, dass die H2-Konzentration in den tiefen Formationswässern nur eine »Momentaufnahme« ist (Lovely & Godwin 1988; Hoehler et al. 1998; Kotelnikova 2002), weil das H2 schnell genutzt, bzw. umgewandelt wird. Niedrige H2-Konzentrationen sind daher kein Indikator für ein generell niedriges H2-Angebot.

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Die Charakterisierung mikrobieller Lebensgemeinschaften im tiefen Untergrund wurde in den letzten Jahren vor allem durch neue, kultivierungsunabhängige Untersuchungsmethoden vorangetrieben. Orphan et al. (2003) wiesen in einem HochTemperatur Ölfeld in Kalifornien eine mikrobielle Vielfalt nach, die von thermophilen und methanbildenden Spezies geprägt ist. Waldron et al. (2007) beschreiben Archaea (zumeist Methanbildner) entlang eines Salinitätsgradienten in hochsalinaren Wässern eines Gasfeldes. Aus Formationswässern eines japanischen Gasfeldes werden thermophile sulfatreduzierende Bakterien und methanbildende Archaea beschrieben (Fujiiwara et al. 2006), die zu einer sekundären Wasserstoffund Methanproduktion unter hohen Drücken (5 MPa) und Temperaturen (50 °C) beitragen. Die Untersuchungen im Rahmen des GEOTECHNOLOGIEN-Projektes RECOBIO konzentrierten sich auf jeweils ein aktives Gas- und Ölfeld westlich von Hannover (Gasfeld Schneeren) bzw. nördlich von Wolfsburg (Erdöllagerstätte VorhopKnesebeck). Sowohl für das Gasfeld Schneeren (Oberkarbonsandsteine) als auch für das Ölfeld Knesebeck (jurassische Dogger-β-Sandsteine) werden aktive Mikroorganismen (Abb. 12) in den Formationswässern nachgewiesen. Weiterführende molekularbiologische Untersuchungen am

Abb. 12: Nachweis von aktiven Mikroorganismen in produzierten Formationswässern – exemplarisch (links) Archaea (Ölfeld) – (rechts) Bakterien (Gasfeld)

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Standort Schneeren zeigen, dass die Archaeen nahezu vollständig den Methanbildnern zuzuordnen sind. Es wurden sowohl CO2-fixierende Archaeen (Methanoculleus spp.) als auch methylverwertende Archaeen (Methanolobus spp.) nachgewiesen. In Anreicherungsversuchen mit methanogenen Archaeen wurde eine aktive Methanbildung mit überraschend schweren 13C-Signaturen (ca. -35 bis -40 ‰ PDB) nachgewiesen. Bei den Bakterien dominieren anaerob fermentierende (Petrotoga und Thermoanaerobacterium) und CO2fixierende, sulfatreduzierende (Desulfotomaculum) Formen. Die Reaktion zwischen überkritischem CO2 und Sandsteinen eines CO2-Speichers kann zur Mobilisierung organischer Substanzen (z. B. org. Säuren, Methylalkanen) sowie zur Umbildung silikatischer Mineralphasen unter Aciditätspufferung (s. a. Kapitel 5, Seite 50 ff.) führen. Die im Rahmen der RECOBIO-Studie untersuchten Gesteine (Kassahun et al. 2007, 2008) zeigten im Kontakt mit Formationswasser unter Gasphasenabschluss eine

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kontinuierliche Freisetzung von Wasserstoff (Gleichgewichtseinstellung zwischen Feststoff- und Gasphase). Eine entscheidende Bedeutung für die Freisetzung von Wasserstoff kommt der Anwesenheit organischer Komplexbildner in der fluiden Phase zu (Kassahun et al., in prep.). Diese bewirken zusammen mit CO2 eine beschleunigte Mineralumbildung. Die größere innere Oberfläche erhöht die diffusive Freisetzung des bei der Mineralkristallisation gebildeten Wasserstoffs. Es zeigt sich somit, dass die Silikatphasen Wasserstoff für die Mikroorganismen zur Verfügung stellen und dessen Bereitstellung durch die CO2-Einwirkung noch erhöht wird. Autoklavenversuche zur biogeochemischen CO2Transformation wurden im System »Formationswasser – Standortbiozönose – Gesteinsmatrix (gemahlen) – injiziertes CO2« durchgeführt (Hoth et al. 2007, 2008). Die eingesetzte Gasphase enthielt H2. Die Versuche weisen die Relevanz von biogeochemischen Reaktionen bei der CO2-Speicherung nach. Als Hauptergebnis ist der Aufbau

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Abb. 13: Autoklavenversuche – zeitliche Entwicklung der Gehalte der im Formationswasser gelösten organischen Substanzen. Vergleich zwischen nichtsterilisiertem (biogeochemischem) und sterilisiertem (geochemischem) System. Es kommt nur im biogeochemischen System (mit Mikroorganismen) zum massiven Aufbau organischer Substanzen.

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Abb. 14: Autoklavenversuche, zeitliche Entwicklung der Gasphasen-Partialdrücke – biogeochemisches System (oben), die Nachspeisung von H2 und CO2 zu verschiedenen Zeitpunkten (notwendig auf Grund der mikrobiellen Transformation) ist an Hand der kurzfristigen Anstiege erkennbar – geochemisches System (unten), es erfolgte auf Grund fehlenden Verbrauchs keine Nachspeisung von H2, nur nach 7 und 77 Tagen wurde CO2 nachgespeist, die Druckabnahmen nach dem 8. Versuchstag resultieren lediglich aus den verschiedenen Gas- und Wasserprobenahmen (sprunghafte Abnahme).

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6 Abb. 15: Autoklavenversuche – ausgebaute Glasbehälter mit Versuchsansätzen nach Versuchsende – (links) biogeochemisches System, (rechts) geochemisches System. Nur im biogeochemischen System wird eine stark ausgebildete dunkle Alterationszone im oberen Bereich des Feststoffmaterials deutlich. Diese ist durch höhere Gehalte an organischer Substanz, Karbonat und reduzierten Schwefelverbindungen gekennzeichnet.

Abb. 16: Autoklavenversuche am Realsystem – REM-Bilder von FeS-haltigen Neubildungen in der oberen reaktiven Schicht des nichtsterilisierten Reaktors (biogeochemisches System)

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von organischen Verbindungen in der Flüssigphase durch CO2-Transformation bei Vorhandensein von H2 zu sehen (Abb. 13). Weiterhin kommt es in einigen Versuchen zur starken Sulfatreduktion. Für die in der Flüssigphase nachgewiesenen organischen Verbindungen zeigt die Kohlenstoffbilanz, dass diese aus dem injizierten CO2(g) resultieren. Es sinkt der CO2-Gaspartialdruck ebenso wie der Gesamtdruck des Systems (Abb. 14). Aufgrund der als Parallelversuche zwischen geochemischem System (sterilisiert) und biogeochemischem System (nichtsterilisiert) durchgeführten Autoklaventests ist eindeutig nachweisbar, dass diese Reaktionen durch die Stoffwechselaktivität der Standortmikroorganismen hervorgerufen werden. Im geochemischen Versuchssystem treten diese nicht auf. Im oberen Bereich der Festphase kommt es zudem zur Anreicherung von Karbonat (TIC), organischen Festphasen (TOC) und reduzierten Schwefelverbindungen (Abb. 15). Der Großteil des transformierten CO2(g) liegt jedoch als organische Substanz in der Flüssigphase vor. Hierbei sind jedoch der Zeithorizont der Versuche (Monate) und ihr Flüssigphase-Feststoff-Verhältnis (deutlich größer als in der Formation) zu beachten. Abb. 16 zeigt im Rasterelektronenmikroskop die in der oberen reaktiven Feststoffzone durch mikrobielle Sulfatreduktion neugebildeten Eisensulfidphasen. Am CO2-Speicher in Ketzin belegte die Injektivitätsminderung vor Beginn der Injektion, dass mikrobiologische Stoffwechselvorgänge die Betriebssicherheit eines Speichers erheblich beeinflussen können. Die gefundene Korrelation zwischen dem Gehalt an Feststoffen, dem gelösten organischen Kohlenstoff, den organischen Säuren und der Abnahme der Sulfat-Konzentration im bohrlochnahen Bereich weisen auf eine biologische Umsetzung der Bohrspülung hin. Nach Hydrolyse und Fermentation der organischen Bestandteile der Bohrspülung nutzten sulfatreduzierende Bakterien das bei der Vergärung gebildete Acetat, den bei der Stahlkorrosion gebildeten Wasserstoff (H2) und das Eisen (Fe2+) zur Bildung von Eisensulfid (FeS). Da neben den Edukten und Produkten des

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mikrobiellen Stoffwechsels auch die daran beteiligten Mikroorganismen (Fermentierer und Sulfatreduzierer) in vergleichsweise hoher Zellzahl gefunden wurden, ist die entscheidende Rolle der mikrobiellen Biozönose bei der Injektivitätsminderung offensichtlich. Die Injektivitätsminderung konnte mithilfe eines Lufthebeverfahrens (Stickstoff-Lift) durch Entfernung der noch in der Bohrung verbliebenen Reste der Bohrspülung und des gebildeten Eisensulfids beseitigt werden (Zettlitzer et al., subm.). Nach Ankunft des CO2 an den Beobachtungsbohrungen zeigten Fluidproben aus dem Reservoir einen Abfall des pH-Werts auf 5,5 (nach Entgasung gegen den atmosphärischen Druck) und einen Anstieg der Eisenkonzentration von 6 mg/l auf etwa 200 bis 300 mg/l (Würdemann et al., subm.). Da Eisen sowohl in den Beobachtungsbohrungen als auch im Sumpf der Injektionsbohrung in ähnlicher Konzentration gefunden wurde, stammt es vermutlich in erster Linie aus Korrosionsprozessen an der Verrohrung. Molekularbiologische Analysen der mikrobiellen Biozönose zeigten, dass fermentative und sulfatreduzierende Bakterien den Stoffwechsel im Reservoir dominieren. Diese Organismen sind dafür bekannt, dass sie u. a. an Korrosionsprozessen beteiligt sind (z. B. Lochfraß an Spundwänden). Nach fünf Monaten CO2-Exposition war die Zellzahl in Fluidproben aus der ersten Beobachtungsbohrung wieder leicht angestiegen. Zudem wurde eine deutliche Erhöhung des Anteils stoffwechselaktiver Bakterien nachgewiesen (Abb. 17). Dies belegt die hohe Anpassungsfähigkeit der Organismen an sich verändernde Umweltbedingungen (Morozova et al., subm.). Fazit In ersten Untersuchungen an realen Standorten und in realitätsnahen Laborversuchen konnten aktive Mikroorganismen und CO2-fixierende Stoffwechselprozesse nachgewiesen werden. Eine Insitu-Bereitstellung von Wasserstoff (H2) in potenziellen Speichergesteinen wurde ebenfalls nachgewiesen. Die aufgezeigten mikrobiell-biogeochemischen Prozesse veranschaulichen, dass das injizierte CO2 zu gelösten organischen Verbindungen so-

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Abb. 17: Monitoring der Zellzahlen (Gesamtzahl DAPI, stoffwechselaktive Zellen UNIV) in der ersten Beobachtungsbohrung in Filterteufe, (Ktzi 200, 640 m Tiefe): deutliche Abnahme der Zellzahlen durch die Reinigung der Bohrung durch einen N2Lift und Zunahme der stoffwechselaktiven Zellen nach 5 Monaten CO2-Exposition (Morozova et al. 2009).

6 wie zu (karbonatischen) Feststoffen umgesetzt werden kann. Ein tiefergehendes Verständnis dieser biogeochemischen Reaktionsmechanismen ist wichtig, da beispielsweise resultierende Druckabfälle in einem Speicher auch als Leckage interpretiert werden könnten. Dies gilt z. B. für die in den 60er und 70er Jahren mit Stadtgas befüllten Porengasspeicher, das sich durch sehr hohe H2-Gehalte auszeichnete. Gleichzeitig kommt es durch diese Transformationsprozesse zur langfristigen Festlegung des CO2 und damit zur Erhöhung der Sicherheit der Speicherung. Die mikrobielle Aktivität und ihre kurzfristigen Auswirkungen sind auch für den Betrieb von Injektionsbohrungen von Bedeutung, u. a. durch eine mögliche Abnahme der Permeabilität im bohrlochnahen Bereich infolge geomikrobieller Reaktionen und Sauergasbildung durch Sulfatreduktion. Es bedarf deshalb der weiteren, vertieften Untersuchung biogeochemischer Prozesse. Zum einen, um ihre mittel- bis langfristigen Auswirkungen auf die CO2-Speicherung besser extrapolieren zu können, zum anderen, um kurzfristige Auswirkungen im Speicherbetrieb besser verstehen und ihnen begegnen zu können.

Es ergeben sich folgende weitere Untersuchungsfragen, die derzeit unter anderem in dem GEOTECHNOLOGIEN-Projekt RECOBIO-2 und CLEAN bearbeitet werden: – Vertiefung des Prozessverständnisses zur Karbonatphasenbildung (Speicherkapazitätserhöhung) und Untersuchung ihrer mikrobiellen Katalyse (infolge H2-Bildung und -verbrauch sowie Oberflächenreaktionen). – Untersuchung der Auswirkung der Verbringung nicht reinen CO2 (Rauchgas-, Synthesegasverunreinigungen) auf die ablaufenden biogeochemischen Prozesse. – Untersuchung der langfristigen Umwandlung von CO2 zu organischen Verbindungen oder Methan sowie der Bereitstellung der hierfür nötigen Elektronendonatoren in silikatischen Speichereinheiten und in Bezug auf die rezente mikrobielle Methanproduktion in Kohleeinheiten. – Übertragung der erlangten Erkenntnisse, die an Öl-/Gaslagerstätten bei ca. 55 °C bzw. 80-90 °C gewonnen wurden, auf Standorte, die ca. 120 °C Lagerstättentemperatur aufweisen und speicherrelevant sind (Altmark). – Permeabilitätsverhalten – mikrobielles Clogging während der Injektionsphase im Nahbereich der Injektionsbohrungen. 64

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»Die numerische Simulation der CO2-Speicherung in geologischen Formationen ist von großer Bedeutung für die Erstellung von möglichst realitätsnahen Prognosen und Risikoanalysen.«

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7. Prozessmodellierung zur Risikoabschätzung Michael Kühn (1), Thomas Kempka (1), Holger Class (2), Sebastian Bauer (3), Olaf Kolditz (4), Uwe-Jens Görke (4), Chan-Hee Park (4), Wenqing Wang (4) (1) Helmholtz-Zentrum Potsdam, Deutsches GeoForschungsZentrum – GFZ, Zentrum für CO2-Speicherung (2) Universität Stuttgart (3) Christian-Albrechts-Universität zu Kiel (4) Helmholtz-Zentrum für Umweltforschung – UFZ, Leipzig

Die numerische Simulation der CO2-Speicherung in geologischen Formationen ist von großer Bedeutung für die Erstellung von möglichst realitätsnahen Prognosen und Risikoanalysen. Hierzu müssen alle Transportprozesse und Wechselwirkungen zwischen Speicherformation, Deckschichten und dem injizierten CO2 berücksichtigt werden. Der Entwicklungsschwerpunkt der numerischen Modellierung liegt derzeit in der Weiterentwicklung und Kopplung von bestehenden Simulationsprogrammen. Dadurch können, neben den stattfindenden advektiven und diffusiven Transportprozessen, auch hydro- und geochemische sowie geomechanische Prozesse in der Speicherformation und den umgebenden Formationen berücksichtigt werden. Die aus der Kopplung resultierenden hydro-mechanischen (H2M), hydro-mechanisch-chemischen (H2M/C) und thermo-hydro-mechanisch-chemischen (THMC) Rechenmodelle werden derzeit an die für die geologische CO2-Speicherung relevanten Prozesse adaptiert. Obwohl Gegenstand von Forschungsvorhaben, besteht in Bezug auf die Eingangsdaten weiterer Forschungsbedarf zu den Eigenschaften und geochemischen Wechselwirkungen von verunreinigtem CO2. Unzureichend sind auch die Kenntnisse über die im Speicher ablaufenden geochemischen Prozesse, wie z. B. die CO2-bedingte Gesteinsveränderung von Speicher- und Deckschichten (s. a. Kap. 5, Seite 50 ff.). Geomechanische Prozesse wurden im Zusammenhang mit der CO2-Speicherung in geologischen Formationen bisher nahezu gar nicht wissenschaftlich evaluiert. Hier besteht aufgrund der als kritisch eingeschätzten Auswir-

kungen des Injektionsdrucks auf die Speichersicherheit dringender Forschungsbedarf. Durch die im weiteren Verlauf dieses Kapitels näher erläuterte Kopplung von unterschiedlichen Modellen und die notwendige Diskretisierung der geometrischen Modelle ist die Recheneffizienz ein weiterer relevanter Aspekt der Forschungs- und Entwicklungsarbeit. Hierbei liegen die Bestrebungen im Wesentlichen in der Entwicklung von effizienten Rechenprozeduren und der Parallelisierung zum Einsatz des Höchstleistungsrechnens.

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CO2-Ausbreitung im Untergrund Die Modellierung der CO2-Ausbreitung im Untergrund erfolgt in aller Regel auf der Basis eines Mehrphasensystems in einem porösen Medium. Die betrachteten Phasen sind die Fluide, Wasser (Salzwasser) und Kohlendioxid sowie die feste Phase, die Gesteinsmatrix. Einen großen Einfluss auf die Modellbildung hat die gewählte Skala, auf der die Prozesse im Untergrund beschrieben werden. Die meisten derzeit zur Anwendung kommenden Modelle betrachten die CO2-Ausbreitung auf der sogenannten REV-Skala (REV: Repräsentatives Elementar Volumen). Dabei werden Mittelungen über Volumina durchgeführt, deren Größe für die dabei erhaltenen charakteristischen Eigenschaften repräsentativ sein muss. Innerhalb dieser Volumina sind abgeleitete Größen wie die Phasensättigungen, die Porosität oder die Permeabilität homogen. Es werden dann auf der REV-Skala Bilanzgleichungen formuliert, die die Erhaltung von Masse, Impuls und Energie beschreiben können. Die 66

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Interaktion zwischen den Fluidphasen untereinander sowie zwischen den Fluiden und dem Gestein kann durch konstitutive Beziehungen beschrieben werden (z. B. die relative Permeabilität-SättigungsBeziehung), die in aller Regel stark nichtlinear und in der Praxis nur empirisch zu bestimmen sind. Vor allem die relative Permeabilität-Sättigungs-Beziehung ist für die Modellierung der CO2-Ausbreitung von herausragender Bedeutung. Gerade diese Beziehung weist typischerweise hysteretische Eigenschaften auf, was für die Immobilisierung von CO2 als residuale Phase (siehe unten) eine zentrale Rolle spielt, d. h. im Modell z. B. für die Beurteilung der Speichersicherheit.

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Stand der Forschung Die Modellierung von Mehrphasenströmungen in porösen Medien, insbesondere im natürlichen Untergrund, ist bereits seit mehreren Jahrzehnten in Wissenschaft und Ingenieurspraxis sehr gut etabliert. Klassische Anwendungsfelder solcher Modellkonzepte sind einerseits Öl- und Gaslagerstätten, z. B. zur Optimierung der Erdöl- und Erdgasförderung, und andererseits umweltrelevante Problemstellungen, wie z. B. die Ausbreitung von Schadstoffen im Untergrund, Grundwassergefährdungen oder thermisch unterstützte (Dampfinjektion) In-situ-Sanierungsverfahren. Ein wesentliches Element dieser Modelle ist die Erweiterung des ursprünglich von Henry Darcy (1856) für Einphasenströmungen beschriebenen Fließgesetzes auf Mehrphasenprozesse durch die Einführung der relativen Permeabilität-Sättigungs-Funktion. Dies geht zurück auf ein von Buckingham (1907) eingeführtes Konzept. Grundlegende Arbeiten zur Weiterentwicklung von Mehrphasenmodellen in porösen Medien wurden z. B. auch von Scheidegger (1974), Aziz & Settari (1979) oder Lake (1989) geleistet, meist motiviert durch Fragestellungen der Petroleumindustrie.

Die aus der beschriebenen Modellbildung entstehenden stark gekoppelten und nichtlinearen Gleichungssysteme können, je nachdem welche physikalischen Prozesse neben der reinen advektiven Ausbreitung der CO2-Phase noch berücksichtigt werden, einen aus mathematischer Sicht sehr unterschiedlichen Charakter haben. Dies ist für die Wahl der numerischen Lösungsmethoden und -algorithmen von Bedeutung. Dementsprechend sind die Recheneffizienz und damit die benötigte Rechenzeit für die derzeit existierenden Simulationsprogramme sehr unterschiedlich und es muss in jedem Einzelfall einer großskaligen Reservoirsimulation abgewogen werden, welche Prozesse für die jeweilige Fragestellung zugunsten einer realistischen Rechenzeit vernachlässigt werden können. Je komplexer und großskaliger das Modellproblem betrachtet werden muss, umso mehr müssen Maßnahmen zur Steigerung der Recheneffizienz, wie z. B. auch die Kopplung unterschiedlicher Modellkonzepte, in Betracht gezogen werden.

Die Übertragung der bewährten Modellkonzepte auf die Problemstellung der CO2-Ausbreitung im Untergrund erfolgte vorwiegend in dem vergangenen Jahrzehnt disziplinübergreifend durch Umwelt- und Reservoiringenieure. Derzeit existiert bereits eine ganze Reihe von kommerziellen Simulatoren und Forschungscodes, wobei diese hinsichtlich der im Einzelnen berücksichtigten Prozesse und damit ihrer Recheneffizienz starke Unterschiede aufweisen können.

Hinsichtlich der Zuverlässigkeit der Modelle lässt sich (wie unten erläutert) sagen, dass in der Praxis die Unsicherheit der Modelleingangsparameter mit großer Wahrscheinlichkeit gegenüber den unterschiedlichen Prognosen der einzelnen Modelle sowohl kommerzieller Software wie z. B. ECLIPSE (Schlumberger) als auch von Forschungscodes wie z. B. MUFTE (Universität Stuttgart) oder TOUGH2 (Lawrence Berkeley National Laboratory) bei Weitem überwiegt.

Die physikalischen Prozesse und ihre Raum- und Zeitskalen Bei der Modellierung von physikalischen Prozessen bei der Speicherung von CO2 im Untergrund muss beachtet werden, dass die verschiedenen Prozesse auf der jeweils betrachteten Zeitskala unterschiedlich wichtig sein können. Diese Abhängigkeit jeweils dominanter und für die Speichersicherheit wichtiger Prozesse ist schematisch in Abb. 18 dargestellt.

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Abb. 18: CO2-Speichersicherheit in Abhängigkeit der physikalischen und chemischen Prozesse sowie ihrer zeitlichen Skalen modifiziert aus IPCC (2005)

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Abb. 19: CO2-Sättigung in einem salinen Aquifer 24 Monate (links) und 49 Monate (rechts) nach Injektionsbeginn

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Während der Injektion von CO2 in ein Reservoir bestimmen vorwiegend die Eigenschaften des Mehrphasenströmungssystems die Ausbreitung (Abb. 19). Sie ist im Wesentlichen advektiv dominiert, wobei die treibenden Kräfte unterschiedlicher Art sind: viskos, bedingt durch Druckgradienten infolge der Injektion, dichtegetrieben (Auftrieb) durch die geringere Dichte des CO2 im Vergleich zum Formationswasser sowie kapillar. Die Kapillarkräfte spielen für das Mehrphasensystem insofern eine wichtige Rolle, als sie für das sogenannte residual trapping verantwortlich sind. In vielen Modellen wird dies über den Modellparameter Residualsättigung in der relativen PermeabilitätSättigungs-Funktion wiedergegeben. Bis die Ausbreitung von injiziertem CO2 nach dem Stopp einer Injektion zur Ruhe kommt, tragen auf größeren Zeitskalen noch weitere Prozesse zur Speichersicherheit bei, wie beispielsweise die Lösung von CO2 im Wasser und geochemische Vorgänge (Mineralisierung). In jedem Fall lässt sich sagen, dass diese Prozesse sich nur dort abspielen können, wo das CO2 zum jeweiligen Zeitpunkt auch vorliegt. Die möglichst genaue Vorhersage des Mehrphasenflusses in einem CO2-Speicher ist deshalb auch für die Modellierung weiterer Detailprozesse von entscheidender Bedeutung. Sehr wichtig ist dabei die korrekte Beschreibung der Fluideigenschaften in Abhängigkeit der im Reservoir gegebenen Temperatur- und Druckbedingungen. Dabei sind fehlende Daten im Hinblick auf die Fluideigenschaften von verunreinigtem CO2 ein besonderes Problem. An dieser Stelle besteht derzeit noch erheblicher Forschungsbedarf. Einige Mehrphasenmodelle sind in der Lage, auch Mehrkomponentensysteme zu beschreiben, d. h. die einzelnen Fluidphasen können aus mehreren Komponenten bestehen. Dies erlaubt z. B. die Modellierung der Lösung von CO2 in Wasser und das anschließende Absinken des dadurch schwerer gewordenen CO2-reichen Wassers. Des Weiteren lösen einzelne Simulatoren auch eine (oder mehrere) Energiegleichung(en), so dass z. B. der im Nahfeld eines Injektors evtl. auftretende JouleThompson-Effekt simuliert werden kann. Dieses

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Phänomen, bei dem sich das injizierte CO2 unter Druckentlastung ausdehnt und gleichzeitig abkühlt, könnte z. B. zu temperaturinduzierten Spannungen im Gestein führen. Während Mehrphasen- und Mehrkomponentenprozesse oftmals voll gekoppelt beschrieben und gelöst werden, wird derzeit eine Realisierung der Simulation von Mehrphasenströmung in Kombination mit geomechanischen und geochemischen Prozessen vorwiegend durch die Kopplung unterschiedlicher (spezialisierter) Modelle angestrebt. Auch bezüglich der räumlichen Skala muss die Modellierung der CO2-Ausbreitung sehr sorgfältig analysiert werden. So ist es z. B. für die Vorhersage des durch die Injektion erzeugten Drucksignals im Reservoir unverzichtbar, das Modellgebiet groß genug zu wählen, um die hydrogeologischen Randbedingungen korrekt abbilden zu können. Dazu müssen diese aber bekannt sein, was in der Praxis oft ein Problem darstellt. Modellvalidierung bzw. -verifizierung Die Zuverlässigkeit von Simulationsergebnissen hängt davon ab, ob ein Modell ausreichend validiert bzw. verifiziert werden kann. Wünschenswert sind dazu möglichst experimentelle Daten, die unter bestmöglich kontrollierten Bedingungen erzeugt werden. Da dies für die CO2-Speicherung vor allem aufgrund der benötigten sehr hohen Drücke unter Laborbedingungen nicht auf relevanter räumlicher Skala umsetzbar ist, werden vor allem Modellvergleichsstudien durchgeführt. Eine erste Studie, die sich zentral mit der Frage der CO2-Ausbreitung beschäftigte, wurde im Jahr 2001 vom Lawrence Berkeley Laboratory initiiert (Pruess et al. 2002). Dabei wurden teils sehr vereinfachte akademische Testbeispiele definiert und die von den Teilnehmern der Studie verwendeten Modelle waren noch weit von der heute implementierten Modellkomplexität entfernt. Eine neuere, von der Universität Stuttgart im Rahmen des Programms GEOTECHNOLOGIEN geplante und koordinierte Modellvergleichsstudie beinhaltet verschiedene dreidimensionale Testbeispiele auf Reservoirskala, die neben der reinen Mehrphasen-

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strömung auch Mehrkomponentenprozesse und thermische Prozesse umfassen (Class et al. 2009). Diese Studie konnte zeigen, dass derzeit verfügbare Modelle in der Lage sind, die wesentlichen Prozesse übereinstimmend und mit nur kleinen Abweichungen abzubilden. Unsicherheiten in den Modellprognosen entstehen vorwiegend durch unterschiedliche Interpretation von Randbedingungen, Gittereffekte, Heterogenitäten und vor allem durch die Unsicherheit der Modelleingangsdaten. Fazit Obwohl die Modellierung der CO2-Ausbreitung bzw. die dabei verwendeten Modellkonzepte bereits etabliert sind, muss die Prognosefähigkeit für praxisrelevante Fragestellungen verbessert werden. Wie bereits erwähnt, ist die Modellierung der durch Mehrphasenprozesse dominierten Ausbreitung des CO2 im Reservoir für alle darauf aufbauenden Prozesse essentiell. Hinsichtlich der physikalischen Modellbildung ist vor allem die Beschreibung der Fluideigenschaften bzw. Eigenschaften der Fluidphasen in Abhängigkeit ihrer Zusammensetzung zu verbessern. Des Weiteren spielen die hydraulischen Konstitutivbeziehungen eine wichtige Rolle, die für das System Wasser-CO2-Gestein noch relativ unbekannt sind und bislang meist aus Wasser-Luft-Beziehungen abgeleitet werden. Ein wichtiges Thema ist auch die Effizienzsteigerung der Diskretisierungs- und Lösungsalgorithmen bzw. die Einführung von Kopplungskonzepten, um z. B. die erforderliche Modellkomplexität besser an die relevanten Raum- und Zeitskalen anpassen zu können. Detaillierte Simulationen unter Berücksichtigung aller für die verschiedenen Speichermechanismen relevanten Prozesse auf einer praxisnahen Reservoirskala und für die Lebensdauer eines Speichers (z. B. 1000 Jahre) sind mit derzeit verfügbaren Modellen und Rechnerkapazitäten kaum realisierbar. Weiterhin muss auch die Kopplung zu Modellen, die geomechanische und geochemische Prozesse beschreiben, intensiv verfolgt werden. Ein wichtiges Einsatzgebiet der Simulationsmodelle werden Risikostudien sein. Bedingt durch große Rechenzeiten, sind MonteCarlo-Ansätze nicht realisierbar, so dass evtl. auch

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Konzepte angedacht werden müssen, die für bestimmte Fallstudien eine Modellreduktion mithilfe stochastischer Methoden ermöglichen. Geochemische Prozesse bei der CO2Speicherung in salinaren Aquiferen Stand der Forschung Die bisherigen Arbeiten zur Simulation der CO2Speicherung decken hauptsächlich den Bereich der Mehrphasenhydraulik ab. Dafür sind in der Literatur entsprechende Modelle und die notwendige Zustandsgleichung von CO2 beschrieben worden und werden weiterentwickelt. Für Langzeitbetrachtungen und Sicherheitsanalysen ist jedoch eine gekoppelte thermo-hydro-mechanischchemische Simulation (THMC) der beteiligten Prozesse notwendig (Stephanson et al. 2004). Die Literatur zur Simulation von geochemischen Prozessen im Zusammenhang mit der Speicherung von CO2 enthält bisher hauptsächlich exemplarische und vereinfachte Modelle. Geochemische Reaktionen können eine wichtige Rolle spielen, da CO2 korrosiv wirkt und somit die Eigenschaften von Brunnen, des Reservoirs und der Deckschichten beeinflussen kann. Die Bedeutung der geochemischen Prozesse wurde dabei schon sehr früh erkannt (Czernichowski-Lauriol et al., 1996). Aus ersten Feldexperimenten sind geochemische Effekte inzwischen auch experimentell nachgewiesen worden. Kharaka et al. (2006) fanden einen Rückgang des pH-Wertes und eine Zunahme der Alkalinität und der Eisenkonzentrationen im Reservoirwasser, die auf Lösungsreaktionen innerhalb kurzer Zeit nach Injektion von CO2 hinweisen. Wilson & Monea (2004) beobachteten durch Karbonatlösung verändertes Reservoirwasser im Weyburn-Projekt. Von Analogstandorten, an denen natürliches CO2 vorkommt, sind Mineralfällungen entlang der CO2-Migrationspfade bekannt (May 2005; Fischer et al. 2006; Worden 2006), wobei ein geochemisches Gleichgewicht auch in langen Zeiträumen nicht immer erreicht ist (Hazeldine et al. 2005).

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Die Simulation von geochemischen Reaktionen (und dem damit notwendig verbundenen Mehr-

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komponenten-Transport in Mehrphasensystemen) wird auf unterschiedlichen Längen- und Zeitskalen durchgeführt. Aufgaben sind dabei: – das Nachvollziehen von Laborexperimenten zur Parameter- und Prozessidentifikation (Längenskala: 1 Meter, Zeitskala: 1 Jahr), – die Simulation im Nahbereich des Zugabebrunnens zur Untersuchung der Injektivität (10 Meter, 50 Jahre), – die Simulation des Brunnens zur Untersuchung seiner Unversehrtheit (1000 m vertikal und 1 Meter horizontal, 1000 Jahre) und – die Simulation der geochemischen Prozesse im Reservoir zur Untersuchung der Langzeiteffekte bei der Speicherung und zur Sicherheitsanalyse (10 Kilometer, 10 000 Jahre). Zur Simulation dieser Prozesse sind gekoppelte Strömungs- und reaktive Transportmodelle notwendig. Nulldimensionale geochemische Simulationen (Batch) wurden dabei z. B. von Gunter et al. (1997), Gaus et al. (2004) und Xu et al. (2004) publiziert. Der Code THOUGHREACT (Xu & Pruess 2001; Xu et al. 2006) kann sowohl die thermischhydraulischen als auch geochemischen Prozesse bei der CO2-Injektion simulieren. Dabei wird die Rückwirkung der Lösungs- und Fällungsreaktionen auf die Porosität sowie die Permeabilität berücksichtigt. Der Code wurde zur Untersuchung geochemischer Prozesse eingesetzt, wie z. B. zur Austrocknung im Nahbereich einer Injektionsbohrung (Andre et al. 2007) und zur 2D-Reservoirsimulation für das Sleipner-Feld in der Nordsee (Audigane et al. 2007) oder zur Untersuchung der Deckschicht (Gherardi et al. 2007). Lagneau et al. (2005) simulierten für das Pariser Becken die geochemische Entwicklung des Dogger unter Zugabe von CO2 mit dem Code HYTEC, der jedoch nur die wässrige Phase abbildete. Johnson et al. (2004) benutzen eine Kombination der Programme NUFT, SUPCRT92 und GEMBOCHS zur Simulation der CO2-Injektion am Standort Sleipner. Bisher sind nur wenige Arbeiten zur Simulation der geochemischen Veränderung der beim Bohrungsausbau verwendeten Zemente durchgeführt worden. Jacquemet et al. (2007) simulierten dabei

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Laborexperimente. Carey et al. (2007) versuchten Feldbeobachtungen nachzuvollziehen. Der Nahbereich einer Injektionsbohrung wurde im Detail von Andre et al. (2007) untersucht. Die Autoren fanden unterschiedliche geochemische Prozesse, je nach Abstand zur Bohrung, die sich zeitlich aufgrund der Injektion verschoben. Giorgis et al. (2007) untersuchten das Ausfallen von Salzen bei der Eingabe von CO2. Ketzer et al. (2009) führen Laborexperimente zu Wasser-Gestein-CO2Wechselwirkungen an permischen Sandsteinen durch und simulieren diese anschließend numerisch mithilfe von PHREEQC. Kühn & Clauser (2006) beschreiben die mineralische Fixierung von CO2 in geothermischen Reservoiren. Im Bereich der Reservoir-Simulation sind die meisten wissenschaftlichen Arbeiten verfügbar. Diese umfassen eindimensionale (Knauss et al. 2005; Xu et al. 2005), zweidimensionale (Audigane et al. 2007; Johnson et al. 2001; White et al. 2005) oder dreidimensionale (Le Gallo et al. 2006) Simulationen der Strömungs- und Transportvorgänge. Diese Arbeiten zeigen, dass mit zunehmender Dimensionalität und Komplexität der Geologie (Mehrschicht-Modelle) und heterogen verteilten Parametern die Identifikation der dominanten geochemischen Prozesse schwierig wird. Mehrere Arbeiten befassen sich mit der Simulation der CO2-Injektion im Sleipner-Feld (Johnson et al. 2001, 2004; Audigane et al. 2007; Gaus et al. 2005). Diese Arbeiten führen zu unterschiedlichen Ergebnissen, da sie auf unterschiedlichen Modellannahmen und Parametersätzen aufbauen (Gaus et al. 2008). Es zeigt sich also, wie sensitiv die Modellergebnisse für die Eingangsdaten sind. Cantucci et al. (im Druck) berichten über geochemische Modellierungen mithilfe von PHREEQC und spezifisch angepassten Modelldaten, um die Verhältnisse des CO2 abzubilden. Gherardi et al. (2007) untersuchen mögliche Reaktionen in einer Deckschicht. Xiao et al. (2009) zeigen mithilfe von THOUGHREACT mögliche geochemische Effekte bei der CO2-Einspeicherung auf. Lewicki et al. (2007) befassen sich mit den grundsätzlichen Prozessen und Möglichkeiten bei einer Leckage,

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Wang und Jaffe (2004) sowie Zheng et al. (2009) untersuchen mögliche geochemische Veränderungen im Grundwasser.

Temperatur, dem Druck und der Lösungszusammensetzung abhängig (Gherardi et al. 2007; Oelkers & Helgeson 1988).

Fazit Zur Simulation geochemischer Prozesse muss die Zeitskala der einzelnen Reaktionen berücksichtigt werden, d. h., die Reaktionskinetik ist von großer Relevanz (Gaus et al. 2005). Dabei wird typischerweise auf eine Beschreibung nach Lasaga et al. (1994) zurückgegriffen, die drei Raten für den basischen, den neutralen und den sauren Bereich umfasst. Xu et al. (2006) und Andre et al. (2007) nutzen alle drei Bereiche, während z. B. White et al. (2005) nur den neutralen Bereich, Gaus et al. (2005) oder Langneau et al. (2005) nur den sauren Bereich beschreiben. Zur Simulation der Lösungs- und Fällungsprozesse fehlen insbesondere noch die unter den entsprechenden Bedingungen gemessenen Daten zur Parametrisierung der kinetischen Reaktionsgleichungen (Gaus et al. 2008).

Die Auswirkungen der CO2-Injektion über lange Zeiträume sind mithilfe von Szenarienmodellierungen zu ermitteln, die über den Reservoirhorizont und eventuell die Deckschicht hinausgehen. Die damit verbundene geologische und geochemische Komplexität stellt eine große Herausforderung sowohl an die konzeptionelle Modellbildung als auch an die numerische Implementierung. Im Kontext der gekoppelten THMC-Simulation sind hier die Implementierung entsprechender Methoden als auch das Höchstleistungsrechnen notwendig, um die komplexen und interagierenden Prozesse simulieren zu können.

Forschungsbedarf im Hinblick auf die geochemische Simulation besteht noch auf mehreren Feldern. Dazu gehören die Parametrisierung von kinetischen Reaktionen (Bereichsraten, reaktive Oberfläche, Modelle), was auch die notwendigen Daten umfasst. Ebenso wurde festgestellt, dass das verwendete Reaktionssystem großen Einfluss auf die Ergebnisse haben kann (Gaus et al. 2005). Die damit verbundene Unsicherheit ist groß, da eine detaillierte Charakterisierung der mineralogischen Zusammensetzung nur punktuell möglich ist, jedoch die geochemischen Prozesse in einem großen Raum stattfinden. Da die CO2-Injektion typischerweise in hochsalinare Formationswässer erfolgen wird, sollte für die geochemischen Reaktionen der Pitzer-Formalismus angewendet werden (Gaus et al. 2008). Dieser ist jedoch numerisch aufwändig und nicht alle notwendigen Koeffizienten wurden bereits experimentell bestimmt (Gaus et al. 2008). Weiterhin besteht Forschungsbedarf bezüglich der Diffusionskoeffizienten der einzelnen Spezies, da in der Deckschicht von einem diffusionsdominierten Transport auszugehen ist. Die Diffusionskoeffizienten sind unter den Bedingungen bei der CO2-Injektion von der

Geomechanische Prozesse bei der CO2-Speicherung

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Stand der Forschung Die existierende Fachliteratur zur Prozessmodellierung bei der CO2-Speicherung in geologischen Systemen ist vor allem durch die MehrphasenHydrodynamik sowie die Zustandsgleichungen von CO2 in den verschiedenen möglichen Aggregatzuständen (flüssig, gasförmig, superkritisch) geprägt, siehe z. B. Pruess & Garcia (2002). Diese Einseitigkeit resultiert im Wesentlichen daraus, dass z. B. bei der Förderung von Erdgas und Öl in erster Linie die Mehrphasen-Prozesse für das Reservoirmanagement eine dominierende Rolle spielen. In anderen Anwendungsgebieten für die Georeservoir-Simulation, wie z. B. die Endlagerung oder die Geothermie, hat man erkannt, dass insbesondere für Langzeitbetrachtungen eine gekoppelte Betrachtung der thermo-hydro-mechanisch-chemischen (THMC) Prozesse erforderlich ist (z. B. Stephansson et al. 2004; Rutqvist et al. 2008). Für die Langzeitsicherheitsbetrachtung der CO2-Speicherung gewinnt das THMC-Konzept zunehmend an Bedeutung. Insbesondere zur Rolle von transienten mechanischen Deformationsprozessen im Kontext thermischer, hydraulischer und geochemischer Vorgänge gibt es in der Literatur kaum Arbeiten.

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Seit jüngster Zeit gibt es einige Publikationen, die sich mit dem Einfluss geochemischer Prozesse auf mechanische Eigenschaften wie die Porosität beschäftigen (Kaszuba et al. 2003; Lagneau et al. 2005; Xu et al. 2006; Xiao et al. 2009). Dabei geht es im Wesentlichen um die chemische Charakterisierung von Lösungs-Fällungsreaktionen infolge der Änderung von Gleichgewichtsbedingungen bei einer CO2-Injektion und die damit verbundene Änderung des Porenraums mit entsprechenden hydraulischen Konsequenzen. Existierende Arbeiten, die sich mit geomechanischen Prozessen im Kontext der CO2-Speicherung beschäftigen, gibt es bisher nur sehr wenige. Rutqvist & Tsang (2002) betrachten H2M-Prozesse in einem stark idealisierten salinaren Aquifer. Sie verwenden eine Kopplung der numerischen Codes TOUGH2 und FLAC3D und finden heraus, dass infolge der CO2-Injektion die größten Veränderungen der effektiven Spannungen an der Aquiferbasis und dem Aquiferhangendem zu erwarten sind. Daher besteht das größte Risiko für eine Rissbildung im untersten Teil des Deckgebirges, im Kontaktbereich zum Aquifer. Durch den langsamen Intrusionsvorgang des CO2 in das Deckgebirge sind allerdings poro-elastische Prozesse zu erwarten, so dass das Deckgebirge unter diesen Umständen intakt bleiben kann. Li et al. (2006) präsentieren ein THM-Konzeptmodell, ohne jegliche Details des gekoppelten Ansatzes (Bilanzgleichungen, numerisches Verfahren) preiszugeben. Sie konzentrieren sich auf ein be-

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kanntes konstitutives elasto-plastisches (DruckerPrager) Modell und stellen heraus, dass der Injektionsdruck der kontrollierende Faktor für geomechanische Prozesse ist (fault slip conditions). In einer aktuellen Arbeit beschäftigt sich Khalili (2008) mit der Modellierung von Zweiphasenströmungen in Klüften in einer deformierbaren Gesteinsmatrix. Diese Arbeit hat zwar nicht unmittelbar etwas mit der CO2-Problematik zu tun, ist aber der aus unserer Sicht am weitesten entwickelte Stand in der Modellierung von Mehrphasen-Konsolidierungsprozessen. Khalili (2008) präsentiert ein voll gekoppeltes H2M-Modell für klüftig-poröse Medien auf der Basis des klassischen Mehrkontinua-Konzepts von Barenblatt et al. (1960). Im Rahmen der Forschungsaktivitäten am Umweltforschungszentrum Leipzig konnte nun ein voll gekoppeltes numerisches H2M-Modell entwickelt und für Prinzipstudien eingesetzt werden. Die Modellgleichungen sowie Details zum numerischen Modell sind in Wang et al. (2009a) zu finden. Zwei verschiedene Mehrphasen-Formulierungen stehen zur Verfügung: eine pp- und eine sogenannte pS-Variante (Park 2009, OpenGeoSys), die mit drei Testbeispielen überprüft wurden (Buckley-Leverett, McWorther, Liakopoulos Probleme). Abb. 20 zeigt das Prinzipmodell für den Bohrlochnahbereich. Der Speicher befindet sich in 770 m Tiefe und ist 6 m mächtig. Als Randbedingung wurde zunächst ein geschlossenes und fest eingespanntes Reservoir angenommen.

Abb. 20: Prinzip-Modell für die CO2-Injektion

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Abb. 21: Berechnete CO2-Sättigungen und vertikale Spannungen nach einer Stunde (oben) und 1000 Stunden (unten)

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Abb. 22: Zeitliche Entwicklung der CO2-Sättigungen und vertikalen Spannungen im Abstand von 20 und 50 m von der Injektionsbohrung (links) und der Einfluss der Rückkopplung der mechanischen Prozesse (rechts)

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Die ersten Berechnungsergebnisse sind in den Abb. 21 und Abb. 22 dargestellt. Aufgrund der geringeren Dichte des CO2 schichtet es sich auf dem Salzwasser auf (Abb. 21, links). Genau wie in Rutqvist & Tsang (2002) zeigen die reduzierten Vertikalspannungen am Aquifer-Top den geomechanisch kritischen Bereich auf (Abb. 21, rechts). Der Einfluss der geomechanischen Kopplung auf den Strömungsprozess ist in der Abb. 22 (links) zu sehen. Die zeitliche Entwicklung der Tangentialspannungen in Abhängigkeit vom Bohrlochabstand ist in der Abb. 22 (rechts) dargestellt. Da es sich um erste Berechnungsergebnisse handelt, deren Verifizierung z. B. durch Code-Vergleiche und Validierung durch experimentelle Befunde aussteht, soll hier keine Interpretation der Ergebnisse erfolgen. Fazit Die Bedeutung gekoppelter Prozesse (THMC) wurde auch für die CO2-Modellierung erkannt. Die Entwicklung von THMC-Codes ist nicht mehr leistbar durch einzelne Gruppen. Daher wird eine Entwicklung des THMC-Simulators als Open-SourceSoftware zusammen mit den Partnern in Kiel (CAU), Potsdam (GFZ) und Stuttgart (IWS) angestrebt. Darüber hinaus muss eine Code-Entwicklung für sicherheitsrelevante Fragestellungen wie die CO2-Speicherung ein höchstes Maß an Transparenz gewährleisten. Aufgrund des extrem hohen Rechenbedarfs von THMC-Modellen ist weiterhin die Entwicklung paralleler Algorithmen für einen Einsatz auf Höchstleistungsrechentechnik (HPC) unerlässlich (Wang et al. 2009b). Die Komplexität von THMC-Prozessen erfordert die Entwicklung von Benchmarking-Prozeduren durch geeignete Code-Vergleiche (Pruess et al. 2004; Class et al. 2009).

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»Eine Schwachstelle in der Sicherheitskette unterirdischer CO2Speicher könnten die CO2-Injektionsbohrungen sowie stillgelegte Produktionsbohrungen für Erdgas oder Erdöl sein.«

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8. Bohrlochsicherheit – Entwicklung CO2resistenter Materialien Kurt M. Reinicke, Catalin Teodoriu, Carsten Fichter TU Clausthal

Eine mögliche Schwachstelle in der Sicherheitskette unterirdischer CO2-Speicher sind aktive bzw. stillgelegte CO2-Injektionsbohrungen sowie alte Erdgasoder Erdölproduktionsbohrungen, die nicht für den Zweck der langfristigen CO2-Speicherung ausgelegt sind. In erschöpften Erdgas- oder Erdöllagerstätten – die als bevorzugte CO2-Speicherstätten in Frage kommen (s. a. Kapitel 3, Seite 28 ff.) – kann ihre Zahl leicht mehrere 100 überschreiten.

und mehr notwendig. Die sichere Langfristauslegung von CO2-Speichern erfordert daher sowohl den sicheren Betrieb der Produktions- und Injektionssysteme während der Betriebsphase (typischerweise 10 bis 50 Jahre) als auch die technische Zuverlässigkeit der Bohrungen über einen Zeitraum von 100 bis 5000 Jahren. Nur so lassen sich CO2Leckagen über die Wegsamkeit der Bohrungen ausschließen.

In der Bohrindustrie liegen langjährige Erfahrungen im Umgang mit CO2 vor. Seit Jahrzehnten werden Fluide, die CO2 enthalten, sowohl produziert als auch in den Untergrund geleitet. Zur Produktionssteigerung von Erdöllagerstätten wird beispielsweise im Zuge sogenannter EOR-Maßnahmen (Enhanced Oil Recovery) CO2 in die ölführenden Horizonte injiziert. Weiterhin sind – auch in Deutschland – seit Jahren Sauergaslagerstätten in Betrieb, die H2S und CO2 in teilweise höheren Anteilen enthalten. Die Industrie betreibt inzwischen Bohrungen, um die aus dem Sauergas abgetrennten sauren Bestandteile H2S und CO2 zurück in den Untergrund zu injizieren.

Sicherheit von Bohrungen Die Dichtigkeit eines Systems ist immer ein relativer Begriff, weil technisch kein System 100 % dicht sein kann. Die Dichtigkeit einer Bohrung oder ihre technische Integrität wird daher definiert über eine maximal zulässige Leckrate durch das Verbundsystem Casing-Zement-Formation. Die U.S. Environmental Protection Agency, EPA (1998), spricht von technischer Integrität einer Bohrung, wenn sie frei von Leckagen ist und wenn kein signifikanter Umstieg von Fluiden in einen Trinkwasserhorizont stattfindet und nennt für den Nachweis eine Reihe von Untersuchungsmöglichkeiten. Zur Beurteilung der Dichtheit von Erdgaskavernenbohrungen ist in einem SMRI-Forschungsbericht, SMRI (1996), ein Wert von 150 kg/d für die maximal zulässige Leckrate, ITE (2007), dokumentiert. Die Übertragung des Testes zur Feststellung dieser Leckrate auf CO2-Injektionsbohrungen würde in der Regel die Zerstörung eines möglicherweise intakten Verbundsystems Rohr-ZementFormation erfordern. Im Bohrloch kann CO2 über verschiedene Wege zur Erdoberfläche gelangen.

Durch Untersuchungen an Bohrungskomplettierungen und Einrichtungen von CO2EOR- und Sauergas-Projekten wurde eine Vielzahl von Informationen über auftretende Versagensprozesse und daraus entstehende Konsequenzen gewonnen. Diese Erfahrungen spielten für die Entwicklung der heute bekannten Sauergastechnologie eine entscheidende Rolle. Beim Einsatz dieser Technologien während einer Betriebsphase von circa 10 - 50 Jahren sind daher keine grundsätzlichen Probleme zu erwarten. Bei CO2-Speicherprojekten wird aber der Nachweis der Langzeitsicherheit von 1000 Jahren

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Abb. 23: Potenzielle CO2-Wegsamkeiten im Bohrloch (nach Celia et al. 2004)

Schadensmechanismen

Chemische Beanspruchung

Mechanische Korrosion

Mechanisch-thermische Beanspruchung

ZementKorrosion

Verformung

Rohr

Herstellungsdefizite

Verbundsystem Rohr-ZementGebirge

Zement

Ermüdung

Ablösung

Risse

Abb. 24: Schadensmechanismen Bohrloch

Die Schadensmechanismen, die zu den vorstehend gezeigten Fehlstellen im Verbundsystem BohrlochRohr-Zement-Formation führen, sind in Abb. 24 gezeigt. Sie untergliedern sich in drei Klassen: (i) chemische Beanspruchung, (ii) mechanisch-thermische Beanspruchung und (iii) Herstellungsdefizite.

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Chemische Beanspruchung CO2 an sich ist nicht korrosiv (Neubert 2005). Damit es zur Korrosion kommen kann, muss Wasser vorhanden sein. In Verbindung mit Wasser entsteht Kohlensäure (H2CO3). H2O + CO2 → H2CO3

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Die Kohlensäure führt bei direktem Kontakt mit metallischen Werkstoffen (Rohrtour) und den umliegenden Zementen zur Korrosion. Bei Stählen resultiert die Korrosion aus der Reaktion einer Stahloberfläche mit Kohlensäure, d. h., es handelt sich um keine direkte Reaktion mit gasförmigem CO2. Bei der metallischen Korrosion wird der Materialabtrag pro Zeiteinheit in der Korrosionsrate ausgedrückt [mm/d oder mm/a]. Die Korrosionsrate ist hauptsächlich abhängig von: – Örtlichen Temperatur- und Druckbedingungen – Gas-Wasser-Verhältnis – Fluid-Geschwindigkeit – Fließregime – Oberflächenbedingungen – Wasseransammlung, Wasserausfall aufgrund von Änderungen in Fließprofil (Krümmung, Schweißnähte) – Fluid-Einträge (Vermischungseffekte) Aus Falluntersuchungen lässt sich ableiten, dass eine maximale Korrosion in dem Temperaturbereich von 60 bis 100 ºC stattfindet. Unter diesen Bedingungen können sehr hohe CO2-Korrosionsraten auftreten: 25 mm/a bei 65 ºC und 1 MPa CO2 Druck und 250 mm/a bei 82 ºC und 16 MPa CO2 Druck (Cailly et al. 2005; Hesjevlk et al. 2003). Zur Korrosion von Zementen in sauergashaltigem Milieu (CO2 und/oder H2S) gibt es umfangreiche Literatur (Berlet-Gouédard et al. 2006; Lecolier et al. 2006; Strazisar & Kutchko 2006). Danach neigen die in der Erdöl- und Erdgasindustrie üblicherweise eingesetzten Portland-basierten Tiefbohrzementsysteme zur Zersetzung, wenn sie sauren Gasen oder Wässern ausgesetzt werden (Karbonisierung). Die chemischen Vorgänge die sich im Rahmen der Karbonisierung abspielen sind vielfach beschrieben (Krilov et al. 2000; Bruckdorfer 1986; Kuenning 1966; Verbeelk 1958). Das Endergebnis der Karbonisierung sind eine Auslaugung von zementartigem Material aus der Zementmatrix, eine Zunahme von Porosität und Permeabilität, ein Rückgang der Dichte, eine Abnahme der Festigkeit und schließlich der Verlust der Schutzwirkung für die Rohrtour.

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Die wichtigsten Einflussfaktoren auf die Rate der Zementzersetzung sind: – Typ und Menge der hydratisierten Phasen: Die Korrosionsrate nimmt mit zunehmendem Gehalt an Portlandit zu – Typ und Menge der Zementadditive: Die Korrosionsrate nimmt mit zunehmendem Gehalt an Bentonit zu (Strazisar & Kutchko 2006; Duguid et al. 2004) – Zementherstellung: Die Korrosionsrate nimmt mit zunehmendem Wasser-Zement-Verhältnis zu (Bruckdorfer 1986) – pH-Wert: Die Korrosionsrate nimmt mit abnehmendem pH-Wert zu (Lecolier et al. 2006; Scherer 2005) – Saure Phasen: Nasses superkritisches CO2 im Vergleich zu CO2 gelöst in einer wässrigen Phase (Berlet-Gouédard et al. 2006; Strazisar & Kutchko, 2006) – Kontaktbedingungen: Unter dynamischen Bedingungen ist die Korrosionsrate sehr viel größer als unter statischen Bedingungen (Scherer 2005; Van Gerven et al. 2004) – Temperatur und Druck (Strazisar & Kutchko 2006; Scherer 2005; Duguid et al. 2004) – Einwirkungsdauer: Die Korrosionsrate nimmt mit der Zeit ab (Barlet-Gouédard et al. 2006)

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Die Korrosionsraten von Zementen liegen bei < 0,1 bis 1,3 mm/d unter statischen Bedingungen. Unter dynamischen Bedingungen (Ein- und Ausspeicherungsprozesse) liegen die Korrosionsraten um zwei Größenordnungen höher. Grundsätzlich fehlt es aber bislang an einem Standard für die Durchführung experimenteller Untersuchungen, um die Langzeitbeständigkeit hydratisierter Zemente festzustellen. Das erschwert einen Vergleich der veröffentlichten Resultate. Für Sauergas- und CO2-Injektionsbohrungen werden daher generell neue Wege im Bohrungsdesign beschritten. Abhängig von der Korrosivität des Milieus sind die nachfolgenden Ansätze zu unterscheiden, um der Zementkorrosion Rechnung zu tragen: – Der Einsatz von Zementsystemen höherer Elastizität: Ein »Engineered Young´s Modulus and Expandable«-Zementsystem ist dokumentiert in Krusche et al. (2006) 80

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Abb. 25: Durch superkritisches CO2 korrodierter Stahl und Zement

– Die Nutzung von Zementsystemen mit speziellen Additiven und/oder kleineren Anteilen von Portland-Zement, um die Zementbeständigkeit zu erhöhen: Duncan und Hartford (1998) berichten über die Nutzung eines Latex-Zements. Ackervoll et al. (2005) und Lubenau (2005) berichten von Pozzolan als Zementzusatz. – Der Einsatz von Zementsystemen ohne Calcium, das durch CO2 zu einem Karbonat umgewandelt werden kann: Der Einsatz von CalciumPhosphat-Hydraten sowie Calcium-Aluminosilikaten wird berichtet von Lance Brothers (2005) für eine CO2- und eine Sauergas-Injektionsbohrung. High-Alumina-Zemente mit neu entwikkelten Fluid-Loss-Additiven finden sich in Benge & Dew (2005) – Die Nutzung neuer Zementrezepturen mit höherer Beständigkeit gegenüber CO2-Korrosion: Berlet-Gouédard (2006) berichten über die Ergebnisse experimenteller Untersuchungen von neu entwickelten Materialien mit geringen bzw. ohne Anteil von Portland-Zement. Danach verhalten sich die neuen Rezepturen relativ inert, sowohl gegenüber nassem super kritischem CO2 als auch CO2-gesättigtem Wasser. – Sorgfältig geplante, ganzheitliche Lösungen für Centralizer-Auswahl und -Platzierung, Rohreinbau, effizienter Preflush für die Spülungsverdrängung, Zementmaterialien, Qualitätskontrolle während der Zementation und Ausrüstung,

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um optimale Bedingungen für Zementation und Aushärtung zu gewährleisten. Mechanisch-thermische Beanspruchung Mit Fertigstellung einer Bohrung ist das eingebaute Verbundsystem Rohr-Zement sowohl mechanischen als auch thermischen Belastungen ausgesetzt, die mit Überschreiten der Festigkeitsgrenzen der Materialien zum Versagen oder unter dauerhafter Wechselbelastung zum Ermüdungsbruch führen können. Drückende Gesteinsschichten, zum Beispiel die im Norddeutschen Becken weit verbreiteten plastischen Salzformationen des Zechsteins, können zu Verformungen des Verbundsystems führen, bis hin zum Kollaps (Abb. 26). Während des Betriebes sind Bohrungen extrem unterschiedlichen Druck- und Temperaturbedingungen ausgesetzt. Infolge können Ablösungen (Debonding) an der Grenzfläche Gestein/Zement oder Zement/Rohr auftreten (Abb. 27). Produktionssteigernde Maßnahmen, wie EOR, EGR, können in den Bohrungen zusätzlich zu Schädigungen des Verbundsystems führen. Unvermeidbare Druckspitzen führen beispielsweise zum Aufbrechen des Gesteins, wodurch Ablösungen und Risse entstehen (Abb. 28). Erdgasbohrungen werden während der Produktion durch fallende Gasdrücke beansprucht, einhergehend mit einer Kompaktion des Lagerstättenkörpers und der Gesteine, welche die Lagerstätte überlagern.

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Herstellungsdefizite Viele der in Bohrungen beobachteten Integritätsprobleme sind nicht auf mechanische oder chemische Belastungen, sondern auf Herstellungsdefizite zurückzuführen (Abb. 29). Fehlstellen im System »Rohr« können ihre Ursache haben in – unsachgemäßer Materialauswahl – unsachgemäßer Verbinderauswahl – unzureichender Qualitätssicherung bei der Rohrund Verbinderherstellung – falscher Verschraubung – falschen Verbinderfetten

Abb. 26: Kollabiertes Doppelrohr durch Druckbelastung plastisch reagierender Gesteine (Salzgesteine)

Abb. 27: Schadenbilder für Zemente (Creel 2006)

Abb. 28: Zementversagen bei 310 bar Innendruck (Creel 2006)

Fehlstellen im System »Zement« können Folge sein von – falscher Zementrezeptur (Korrosionsbeständigkeit, Formationsverträglichkeit) – unzureichender Zementation (mangelnde Zentrierung, Feststoffsedimentation, freies Wasser) – mangelhafter Bohrlochreinigung (Filterkuchen) – Zementschrumpfung – unzureichender Abbindezeit vor Fortsetzung des Bohrvorganges

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Bohrlochanforderungen und Bohrlochsicherheit Die Verwendung von Bohrungen zur CO2-Speicherung erfordert den Nachweis ihrer mechanischen Integrität. Demnach dürfen – Bohrungen im Injektions-Betrieb keine signifikanten Leckagen im Casing, Tubing oder Zement aufweisen. Darüber hinaus dürfen keinerlei signifikante CO2-Ströme in einen Trinkwasserhorizont oder zur Oberfläche hin messbar sein, – in stillgelegten CO2-Injektionsbohrungen der nachbetrieblichen Phase weder signifikante CO2-Ströme in einen Trinkwasserhorizont oder zur Oberfläche hin messbar sein. Als Grenzwert für die Definition einer »signifikanten Leckage« wird die Verwendung einer volumetrischen Rate von 50 l(in situ)/d vorgeschlagen. Diese Rate reflektiert die Erfahrungen der Erdgasspeicherindustrie. Sie ist darüber hinaus mit der heutigen Technologie nachweisbar. Schlüsselfaktoren zur Erreichung und Gewährleistung mechanischer Integrität sind Design, Herstellung, Betrieb und Verfüllung von Bohrungen innerhalb des Spei-

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Abb. 29: Herstellungsdefizite in der Zementation (Creel 2006)

chereinzugsbereiches. Die Frage von Bohrlochanforderungen und Bohrlochsicherheit stellt sich je nach Bohrungstyp aber ganz unterschiedlich dar (s. Abb. 30). Altbohrungen Bei der Bewertung der mechanischen Integrität von Altbohrungen ist der Schlüsselfaktor der aktuelle Zustand der Bohrung (Verrohrung und Zementation). Die Bewertung und der Umgang mit Altbohrungen sollten nach folgendem Schema durchgeführt werden: – Erfassung und Bewertung – Reparatur auffälliger Bohrungen – Verfüllung nicht zu reparierender Bohrungen Das Untersuchungsprogramm zur Erfassung und Bewertung des Bohrungszustandes sollte eine belastbare Feststellung der Integrität von Tubing, Casing und Zement ermöglichen und eine Basis liefern, mit der künftige Veränderungen festgestellt werden können. Tubing- und Casing-Integrität sollten über die volle Länge nachgewiesen werden. Bohrungen mit signifikanter Korrosion sollten er-

neuert, Casing-Abschnitte mit signifikanter Korrosion repariert werden. Soweit noch keine Vorgaben im geltenden gesetzlichen Regelwerk vorhanden sind, muss die zuständige Behörde im Einzelfall bei der Beschreibung der akzeptablen Kriterien rechtzeitig eingebunden werden, um eine Genehmigungsfähigkeit des Projektes zu gewährleisten. Neubohrungen Neubohrungen müssen den späteren betrieblichen Bedingungen (Raten, Druck, Temperaturen, Fluidzusammensetzung und Säurekapazität, Betriebsdauer etc.) und möglichen Versagensszenarien Rechnung tragen (Karman & Wildenborg 2006). In Injektionsbohrungen, in die CO2 in trockenem, superkritischem Zustand (scCO2) injiziert wird, gibt es kein signifikantes Risiko metallischer Korrosion, da die Korrosionsrate in Gegenwart von trockenem scCO2 sehr gering ist. Hierbei sollte die Auslegung nach folgenden Gesichtspunkten durchgeführt werden: – Werkstoffauswahl für Verrohrung und Zementation

Bohrungen

Altbohrungen

Neubohrungen

Bohrungsverfüllung

Prävention statt Reparatur

alte verfüllte Bohrungen

Abb. 30: Unterscheidung nach Bohrungsarten

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neu zu verfüllende Bohrungen

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– Fließquerschnittdimensionierung – Einbauten (z. B. Untertagesicherheitsventil) – Injektion von Inhibitoren. Verfüllte Bohrungen Die Aufgabe, den Zustand bereits verfüllter Bohrungen zu beurteilen, ist in der Regel schwierig. Die größte Herausforderung ist hierbei die Beschaffung repräsentativer Informationen. Information, die verfügbar ist, ist nicht notwendigerweise repräsentativ für den aktuellen Zustand. Es ist einfach zu verlangen, dass alle in der Vergangenheit verfüllten Bohrungen aufgebohrt und neu verfüllt werden müssen, wie z. B. vorgeschrieben in Alberta, IEA (2007). Die Auswirkungen einer solchen Regelung auf die Wirtschaftlichkeit von CO2-Projekten wären katastrophal. Für die meisten Projekte wäre eine solche Forderung das Aus. Der Verweis auf die weitreichenden wirtschaftlichen Konsequenzen kann und darf andererseits aber nicht Freibrief sein, nichts zu tun. Als Kompromiss wird in IEA (2007) vorgeschlagen, für alle Bohrungen innerhalb des CO2-Speichergebietes eine gewichtete Risikobewertung durchzuführen. Abhängig vom Ergebnis wären Bohrungen mit höherem Leckagerisiko zu sanieren. Für Bohrungen mit geringerem Risiko wäre ein Monitoring um diese Bohrungen herum ausreichend. Für die Umsetzung dieses Vorschlages, der grundsätzlich unterstützt wird, sind weitere Diskussionen erforderlich, denn Risiko – definiert als die Wahrscheinlichkeit des Eintretens eines negativen Ereignisses multipliziert mit dessen wahrscheinlichen Folgen – ist ein relativer Begriff. Für die Umsetzung dieses Vorschlages sind weitere Abstimmungen erforderlich. Für eine Risikobewertung sollte die verfügbare Bohrungsinformation strukturiert aufgenommen und integriert werden. Die Bewertung des Risikos sollte vorgenommen werden auf Basis eines umfassenden Verständnisses von – Bohrungszustand zum Zeitpunkt der Verfüllung – Art der Verfüllung – Herstellungsverfahren der Bohrung – Bohrungsgeometrie – Historie der Bohrung

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– verwendeten Materialien (Werkstoffe und Zemente) – Geologie unter besonderer Berücksichtigung der Korrosion des Zementmantels der primären Zementation der Bohrungsverrohrung. Zu verfüllende Bohrungen Bohrungsverfüllungen in (potenziellen) CO2-Injektionsgebieten sind mit der größten Sorgfalt zu planen und vorzunehmen. Am Anfang der Arbeiten muss die Sichtung und Bewertung relevanter Bohrungsinformationen stehen. Relevante Bohrungsinformationen in diesem Zusammenhang sind nach Ohio EPA (2005) – Unterlagen über die Herstellung der Bohrung, Reparaturen und Veränderungen – Unterlagen über die Produktions-/Injektionshistorie und ggf. Auffälligkeiten – Analysedaten für Formation und Fluide – Aktueller Zustand der Bohrung.

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Basierend auf den Bewertungsergebnissen sollten detaillierte Planungen vorgenommen werden für die Vorbereitung der Bohrung zur Verfüllung, Auswahl des Verfüllungsmaterials, seine Platzierung und das begleitende Monitoring der Verfüllung. Hierbei sind die Auflagen der Bergbehörde zu beachten. Für eine strukturierte Durchführung wird empfohlen, die aufgenommene Information für eine Bewertung zu integrieren. Für die Verfüllung muss Material eingesetzt werden, dessen Widerstandsfähigkeit gegenüber CO2-Korrosion durch Langzeitversuche nachgewiesen ist. Für die Zwischenräume zwischen den Zementstopfen ist das Einbringen von Dickspülungen zu erwägen, die über CO2-resistente Feststoffanteile verfügen und zu einem möglichst kompakten Festkörper aussedimentieren (Wittke 1991-3, 1991-6). Für die Auslegung ist die Nutzung eines risikobasierten Verfahrens, wie in Jammes (2007) dokumentiert, zu erwägen. In Bohrungsabschnitten mit fraglicher Zementintegrität sind ein Ziehen/Fräsen der Rohre oder die Bohrlochunterschneidung und eine Zementstopfen-Platzierung zwischen den Bohrlochwänden eine überlegenswerte Alternative. In Boh84

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rungen, in denen über dem Zielhorizont plastische Salze und/oder Tone angetroffen wurden, sollte die Aktivierung einer natürlichen Barriere überlegt werden. Durch Fräsen des Casings und Unterschneiden des Bohrloches in den Bereichen, in denen plastisches Salz oder Ton angetroffen wurde, würden die Voraussetzungen geschaffen, das Salz oder Ton in das Bohrloch kriechen zu lassen und so eine natürliche Barriere zu schaffen. Die Möglichkeiten einer solchen Barrierebildung werden zurzeit an der TU Clausthal untersucht. Es versteht sich von selbst, dass Planung und Ausführung der Verfüllung angemessen zu dokumentieren und zu archivieren sind, damit sie jederzeit zugänglich sind. Fazit Für die CO2-Speicherung kommen poröse und permeable Schichten im geologischen Untergrund Norddeutschlands in Frage. Dieser ist durch die Erdöl- und Erdgasindustrie bereits umfänglich exploriert worden (> 22000 Tiefbohrungen). Es gibt kaum ein Gebiet, in dem es keine Tiefbohrungen gibt. Die Beurteilung der Dichtigkeit dieser bereits existierenden und zum großen Teil verfüllten Tiefbohrungen stellt die größte Herausforderung dar. Bei der Beurteilung dieser Bohrungen spielen Selbstheilungseffekte eine große Rolle, z. B. Sedimentationsprozesse, Setzungsprozesse der Formation, Salzkriechen, aber auch die Mineralneubildung in Zementrissen unter dem Einfluss von CO2, wie in der Bauindustrie beobachtet. Diese Effekte werden nicht ausreichend verstanden und müssen weiter erforscht werden. Zum Teil geschieht dies im Rahmen des nationalen Pilotprojekts CLEAN (CO2 Largescale EGR in the Altmark Natural-gas field). Für die Beurteilung der Integrität von Tiefbohrungen bietet sich eine Reihe von Verfahren sowohl deterministischer als auch probabilistischer Art an: Features-Events-Processes-Methodik, SAMCARDS, Nachweisführung Schacht Konrad, Schlumberger-OXAND-Methodik. Im Rahmen des Verbundvorhabens CLEAN soll ein transparentes, praktikables Verfahren zur Feststellung und Bewertung aktueller und künftiger Bohrungsinte85

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grität entwickelt werden, das auch Selbstheilungseffekte berücksichtigt. Der Wunsch nach besseren metallischen und nicht metallischen Werkstoffen und Verfahren in der Herstellung von Bohrungen ist natürlich richtig und sollte mit Nachdruck weiterverfolgt werden. Daneben sollten jedoch auch Untersuchungen zum Verhalten der traditionellen, in der Vergangenheit eingesetzten Materialien durchgeführt werden, wenn diese mit CO2 in Berührung kommen. Eigene Untersuchungen zeigen, dass das Korrosionsverhalten des Zementes nicht nur durch die Zementrezeptur bestimmt wird, sondern in entscheidendem Maße auch durch die Vorbereitung der zu untersuchenden Laborproben, wie z. B. die Aushärtung der Proben und das Milieu, in dem die Aushärtung stattfindet, aber auch Druck und Temperatur während der Versuchsdurchführung. Ein Vergleich und die Bewertung der in der Literatur dokumentierten Ergebnisse mit nur einer »Langzeitmessung« (90 Tage) werden dadurch erschwert, dass es keine Messstandards gibt. Die Wertung der Langzeitmessung leidet unter den wenig präzisen Angaben zu Zementrezeptur, Probenvorbereitung und Testbedingung. Die Abhängigkeiten der Zementkorrosion sollten weiter untersucht und echte Langzeitmessungen vorgenommen werden. Von den metallischen Werkstoffen ist bekannt, dass eine Korrosion das Vorhandensein von Wasser voraussetzt. Für die Einstellung der Feuchte im Injektionsstrom wäre ein belastbarer Grenzwert für die kritische Feuchte wünschenswert. Ebenso ist bekannt, dass selbst kleinste Verunreinigungen im CO2 signifikanten Einfluss auf die Korrosionsrate haben können. Für die Optimierung der CO2Abtrennung ist ein besseres Verständnis dieser Abhängigkeiten Voraussetzung. Für Speicherhorizonte mit überlagernden Salzschichten ist eine inerte und impermeable Bohrungsverfüllung durch Salzkriechen zum Bohrungsstopfen möglich, was im Rahmen des Projektes CLEAN untersucht wird. Für Horizonte ohne Salzschichten im Hangenden sind andere Multibarriere-Konzepte zu entwickeln und zu testen.

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»Es gibt keinen Eingriff in die Natur, der ohne Risiko ist – dies gilt in besonderem Maße auch für die Nutzung des Untergrundes. Ein geeignetes Überwachungs-Konzept erlaubt es, die Risiken zu minimieren und damit die Sicherheit für Mensch und Umwelt zu erhöhen.«

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9. Monitoring, Überwachung zukünftiger CO2-Speicher Frank R. Schilling Karlsruher Institut für Technologie – KIT

Es gibt keinen Eingriff in die Natur, der ohne Risiko ist – dies gilt in besonderem Maße auch für die Nutzung des Untergrundes; sei es zur Förderung von Erdöl und Erdgas, bei Bauwerken im Untergrund, bei der Gewinnung geothermischer Energie oder bei geologischen Kohlendioxid-, Erdgasoder Druckluftspeichern. Ein geeignetes Überwachungskonzept erlaubt es aber, die Risiken zu minimieren und damit die Sicherheit für Mensch und Umwelt zu erhöhen. Für den verantwortungsvollen Betrieb eines geologischen CO2-Speichers ist ein verlässliches Monitoring-Programm erforderlich, das jeweils an die lokalen Gegebenheiten angepasst wird. Dafür stehen bereits heute hochentwickelte Technologien zur Verfügung (DOE/NETL-Report 2009), die ständig optimiert werden. Zudem werden gezielt neue Verfahren entwickelt, die nicht nur in der CO2Speicherung einsetzbar sind. Da die räumliche Auflösung und spezifische Sensitivität einzelner Systeme keine gesicherten Aussagen zulassen, liegt der Schlüssel eines guten Monitoring-Konzepts in der Kombination verschiedener Ansätze. Dazu sind neben detaillierten geologischen Vorauserkundungen und Modellsimulationen ein fundiertes Prozessverständnis und geeignete Interventionsstrategien wichtige Voraussetzungen. Die Sicherheit solcher Anlagen hängt aber auch von den Personen ab, die den Speicher betreiben und überwachen. Deshalb sind gut ausgebildete Spezialisten und ein unabhängiges Kontrollsystem unverzichtbar im Umgang mit der wertvollen und nicht vermehrbaren Ressource Untergrund. Da das Speicherrisiko nach Beendigung der CO2-Injektion an den Staat übergeht, ist es selbstverständlich,

dass die Öffentlichkeit von Anfang an informiert wird und Zugang zu Daten erhält. Ein offener Datenzugang zu allen Beobachtungsdaten hilft, die Sicherheit signifikant zu erhöhen. Eine umfangreiche Risikobewertung und darauf aufbauende Sicherheitskonzepte – Risk-Assessment – sind für jede technische Installation in Deutschland vorgeschrieben. Für die gesamte Prozesskette, angefangen von der Planung über den Aufbau und die Nutzung bis hin zum Abschluss der Arbeiten, müssen für jeden Schritt eine entsprechende Risikobewertung und ein geeigneter Gefahrenabwehrplan vorliegen. Das gilt selbstverständlich auch für die Abscheidung, den Transport, die Injektion und langfristige Lagerung von CO2 im Untergrund und wurde am Standort Ketzin mit einem multiplen, unabhängigen Risk-Assessment und darauf aufbauenden Gefahrenabwehrplänen beispielhaft umgesetzt (s. a. Kap. 10, S. 104 ff.).

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Dieser Beitrag gibt einen Überblick über Möglichkeiten des geotechnischen Monitorings von CO2Speichern. Im Vordergrund stehen die wichtigsten Prinzipien und Technologien, die zur Risikominimierung von Mensch und Umwelt eingesetzt werden können. Im »European Trading System« ETS erhält das Gas CO2 einen Wert. Dem Speicherbetreiber erwachsen daraus nur dann ökonomische Vorteile, wenn er nachweist, dass das Gas langfristig und sicher im Untergrund verbleibt. Dies stellt an SpeicherÜberwachung ganz neue Herausforderungen, die in diesem Beitrag ebenfalls vorgestellt werden.

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Transport- und Injektionsmonitoring Wichtig beim Transport und bei der Injektion von CO2 sind die beiden Aspekte Sicherheit für Mensch und Umwelt (Health Safety Environment, HSE) und die Reduktion von CO2-Emissionen in die Atmosphäre. Neben dem Transport mit LKWs – die aufgrund der begrenzten Tonnagen vornehmlich bei Pilot- und Demoanlagen eingesetzt werden – und mit dem Schiff wird zukünftig vermutlich die größte Menge CO2 über Pipelinesysteme transportiert werden. Für einen sicheren Transport und die sichere Injektion müssen die Qualität des CO2 bekannt sein sowie die Drücke, Temperaturen und Injektionsraten sicher geregelt werden können. Chemische Zusammensetzung/Qualitätskontrolle Die Gaszusammensetzung hat einen direkten Einfluss auf die Korrosion der Transport- und Injektionsanlagen, aber auch auf Fluid-Gesteinswechselwirkungen im Untergrund (s. a. Kap. 5, Seite 50 ff.). Deshalb ist eine genaue Kenntnis der Gaszusammensetzung eine wichtige Randbedingung für einen sicheren Speicherbetrieb. In der Regel sind die Zusammensetzungen des Mediums gut bekannt. Dennoch sollte die Gaszusammensetzung regelmäßig – kontinuierlich oder stichprobenartig – untersucht werden. Zur Qualitätssicherung eignen sich Standard- Gasanalyseverfahren wie z. B. die Gasmassenspektroskopie. Da die Gaszusammensetzung für das ETS-System in Deutschland von der Deutschen Emissionshandelsstelle (DEST) ohnehin überwacht wird, kann dabei auf das bereits vorliegende »Know-how« der DEST zurückgegriffen werden. Druckmessung Beim Transport kann mit Druck- und Durchflussmessern die Dichtheit der Systeme überprüft werden. Die Überwachung kann dabei mit denselben Methoden erfolgen, wie dies bei Erdgastransporten oder beim Transport technischer Gase Stand der Technik ist. Starke Druckschwankungen müssen dabei vermieden werden. Um Drücke zu messen, werden Deformationen, die durch Druckänderungen verursacht werden, genutzt. Im Rahmen des Hookeschen Gesetzes gilt, dass die Deformation

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proportional zur angelegten mechanischen Spannung (z. B. Druck) ist. Die Drucküberwachung erfolgt u. a. durch mechanische Gasmanometer, die als Zeigerinstrument aufgebaut sind. Hierbei wird durch eine druckinduzierte Verformung einer Membran oder Röhre ein Zeiger bewegt. Der Druckwert kann bei diesen Druckmessern z. B. durch Schleifkontakte an einem elektrischen Widerstand abgegriffen und so als elektrisches Signal weiterverarbeitet werden. Dehnungsmessstreifen können dazu verwendet werden, um in einer elektronischen Brückenmessanordnung druckinduzierte mechanische Deformationen eines Rohres in elektrische Signale umzuwandeln. Darüber hinaus können optische Bragg-Gitter genutzt verwendet werden, die druckinduzierten Deformationen einer Glasprobe präzise zu bestimmen. Dabei wird die Änderung eines Interferenzmusters ausgewertet. Temperaturmessung Um den bohrlochnahen Bereich nicht durch thermische Spannungen zu schädigen bzw. thermische Belastungen zur gezielten Beeinflussung der Injektivität zu nutzen, muss die Temperatur bei der Injektion präzise gemessen und gesteuert werden können. Zur Temperaturmessung werden im Rahmen der CO2-Speicherung verschiedene Verfahren eingesetzt. So kann die thermische Ausdehnung verschiedener Substanzen genutzt werden, um die Temperatur zu bestimmen. Dazu können klassische Flüssigkeitsthermometer eingesetzt werden, aber auch temperaturinduzierte Deformation optisch über Bragg-Gitter bestimmt werden. Neben der thermischen Ausdehnung werden auch Thermometer verwendet, bei denen die Änderungen des elektrischen Widerstandes (Widerstandsthermometer – z. B. Pt 100), die temperaturinduzierte Änderung des Fermi-Niveaus (Thermoelemente) oder temperaturabhängige Änderungen von Halbleitern (Thermistoren) genutzt werden. Die temperaturabhängige Änderung des Raman-Effekts wird in DTS-Glasfaserkabeln (Distributed Temperature Sensing) zur Temperaturmessung genutzt. Die Temperaturmessung in DTS-Systemen basiert auf der Temperaturabhängigkeit der Raman-Verschiebung, die bei

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gepulsten Lasern über die Signallaufzeit einem Ort zugeordnet werden kann. Zur Überwachung von CO2-Pipelines bietet es sich darüber hinaus an, die thermodynamischen Besonderheiten von CO2 auszunutzen. Aufgrund des ausgeprägten Joule-Thomson-Effekts bei CO2 kommt es beim Austritt von CO2 durch die Expansionsarbeit bei der Druckreduktion zu einer deutlichen Abkühlung des Gases. Wird die Temperatur mithilfe von DTS-Glasfaserkabeln (Distributed Temperature Sensing) ortsaufgelöst überwacht, können auch kleine Leckagen im System frühzeitig erkannt und geeignete Interventionsmaßnahmen eingeleitet werden. Mengenbestimmung Die Bestimmung der Durchflussmessungen ist für eine sichere Injektion, für die Steuerung der Injektionsanlage und für den Nachweis der eingelagerten CO2-Mengen eine Grundvoraussetzung. Um eine ausreichende Genauigkeit bei der Bestimmung der Gasdurchflussmessungen zu erzielen, werden meist indirekte Methoden zur Bestimmung angewandt, die auf der Wärmekapazität (mit Ther-

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mistoren), dem Dopplereffekt (mittels Ultraschallmessungen) oder auf der Corioliskraft beruhen. Die letztere Methode wird z. Z. in Ketzin eingesetzt um die Durchflussmengen zu bestimmen. Reservoir-Monitoring Bei der Überwachung von Reservoiren im Untergrund kann auf die jahrzehntelange Erfahrung und ein großes »Know-how« der Energieindustrie im Bereich Erdöl-/Erdgasförderung und -Speicherung zurückgegriffen werden. Zur Lagerstättenkontrolle eignen sich physikalische (DOE/NETL-Report 2009), chemische und biologische Verfahren. Hinzu kommen Überwachungsmethoden aus dem Weltraum. Natürliche Speicher sind direkt nur punktuell über Bohrungen zugänglich. Ansonsten können nur indirekte Abbildungsverfahren eingesetzt werden, welche die Veränderungen verschiedener physikalischer und mechanischer Eigenschaften im Untergrund nutzen, um die dort ablaufenden Prozesse mehrdimensional abzubilden. Aus dem bekannten Portfolio können geeignete Monitoring-Verfahren gewählt oder auch zusätzliche Methoden entwikkelt und eingesetzt werden.

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Abb. 31: Bohrloch-Kopf – Beispiel CO2SINK in Ketzin

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Um eine langfristig sichere Verwahrung des CO2 im Untergrund sicherzustellen, müssen der Speicher während des gesamten Injektionsbetriebes überwacht und die Prozesse im Untergrund untersucht werden. Mithilfe des Reservoir-Monitorings werden die Injektionsparameter so angepasst, dass Schädigungen im Deckgestein-Reservoir-System vermieden werden und eine optimale Füllung des Porenraumes gewährleistet wird. Auch nach Abschluss der Injektionsphase muss der Speicher weiter beobachtet und mit einem öffentlich zugänglichen, intelligenten Langzeit-Monitoring überwacht werden. Letzteres erscheint vor dem Hintergrund bedeutsam, dass nach vorliegender EURichtlinie die Verantwortung für die Speicher langfristig an den Staat – und damit an die Allgemeinheit – übergehen soll. Ein transparenter Datenzugang kann helfen, die Sicherheit zu erhöhen. Vor Injektionsbeginn Vor Beginn der Injektion sollte – so weit wie möglich – für jedes Monitoring-Verfahren eine Basislinie bestimmt werden (Förster et al. 2006). Damit wird eine Bezugsgröße und Grundlage für die nachfolgenden Untersuchungen geschaffen. Wird bei einzelnen Verfahren z. B. eine jährliche Variation erwartet, sollten Basislinienmessungen auch mindestens für den Zeitraum eines Jahres durchgeführt werden. Dies gilt zum Beispiel für oberflä-

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chennahe chemische und biologische Untersuchungen, aber auch für geophysikalische Messungen an der Oberfläche, wenn diese z. B. eine erhebliche Temperaturabhängigkeit besitzen bzw. stark mit der Lage des Grundwasserspiegels oder der Bodenfeuchte variieren. Um die Sicherheit von Bohrungen nachweisen zu können, sind umfangreiche, in der Kohlenwasserstoffindustrie genutzte Verfahren notwendig (Environmental Protection Agency 1998). Dazu werden vor dem Einbringen und nach Einbau der Verrohrung mit speziellen Bohrlochmessgeräten (Logging-Werkzeuge) verschiedene Eigenschaften bestimmt (Prevedel et al. 2009), die später auch bei Wiederholungsmessungen wichtige Informationen zur Bohrloch-Stabilität und -Sicherheit liefern. Die Sensoren werden in der Regel an einem Kabel in das Bohrloch gebracht (Wire-Line-Logging) und die Messungen in einem am Logging-Werkzeug befindlichen Datenspeicher gesichert bzw. die Signale über ein Messkabel an die Oberfläche übertragen. Ziel der Loggingverfahren ist es, aus der Messung elektrischer, akustischer, elektromagnetischer, radioaktiver und weiterer Eigenschaften möglichst viele Informationen über die geologischen, mineralogischen und physikalisch-chemischen Eigenschaften der Gesteine und Porenfluide zu gewinnen (Erzinger et al. 2006). Erst durch eine kombinierte Auswertung der Methoden kommt

Abb. 32: Jährliche Variation der natürlichen CO2-Emisionen aus dem Boden (grüne Punkte). Die Temperatur ist als blaue Linie dargestellt. Die jährliche Variation der CO2-Emissionen kann auf Temperaturänderungen zurückgeführt werden. (Projekt CO2SINK – M. Zimmer pers. Mitteilung, GFZ-Potsdam)

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es zu einer petrophysikalisch aussagekräftigen Interpretation der Beobachtungen zu Porosität, Permeabilität, Gesteinszusammensetzung, elastischem Verhalten, Deformationseigenschaften, Wassersättigung etc. Das Logging bildet eine wesentliche Grundlage für einen nachhaltigen Speicherbetrieb. Folgende Loggingverfahren können im Rahmen der geologischen CO2-Lagerung eingesetzt werden: Lage des Wasserpegels: Über Widerstandsänderungen kann mit einem Lot die Lage des Wasserstandes in der Bohrung bestimmt werden. (In Luft hoher Widerstand, im Wasser geringerer Widerstand). Bohrlochdimensionen: Mit einem Kaliberlog wird der Querschnitt der Bohrung als Funktion der Tiefe abgebildet. Dazu wird mechanisch die Bohrlochwand abgetastet und neben der Tiefe auch die Orientierung des Werkzeuges aufgezeichnet. Damit können Ausbrüche im Bohrloch, aber auch Bereiche mit hoher Deformationsrate abgebildet werden. Elektrischer Widerstand – Resistivity Logs: Die elektrische Leitfähigkeit im Bohrloch wird über meist vielpolige Widerstandsmessungen in Gleichund Wechselstromverfahren erfasst. Die Widerstandsmessung des Fluids im Bohrloch gibt u. a. Auskunft über den Salzgehalt der angetroffenen Fluide. Damit lassen sich z. B. technische Fluide des Bohrprozesses von Formationsfluiden unterscheiden. Das elektrische Widerstandsverhalten der Gesteine kann über die Verteilung von Fluiden im Porenraum Auskunft geben und ist sensitiv auf kleine Risse im Gestein, die durch Fluide vernetzt sind (diese Beobachtungen sind komplementär zu den Informationen über die elastischen und radioaktiven Eigenschaften). Elastische Eigenschaften – Sonic Logs: Über Schallmessungen (meist im Ultraschallbereich) können die elastischen Eigenschaften des bohrlochnahen Bereiches untersucht und damit auch die Qualität der Zementation der Verrohrung überprüft werden. Die elastischen Eigen-

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schaften sind materialspezifisch und geben darüber hinaus Informationen über Porositäten in Gesteinen und im Zement (diese Beobachtungen sind komplementär zu den Informationen aus Resistivity- und γ-Log). Radioaktive Eigenschaften: Sowohl die natürliche Radioaktivität als auch durch radioaktive Quellen angeregte Sekundärstrahlung liefern wichtige Hinweise über den Porenraum und die Gesteinszusammensetzung der umgebenden Gesteine. Magnetische Eigenschaften: Die magnetischen Eigenschaften geben Auskunft über den Mineralbestand und die Orientierung verschiedener Gesteinsschichten. Darüber hinaus können unter günstigen Bedingungen über die charakteristische Magnetisierung Altersinformationen der Gesteine gewonnen werden. Mud-Logging: Neben der elektrischen Leitfähigkeit werden hier meist die Temperatur und der Druck simultan aufgezeichnet. Daraus können die Zusammensetzung des Bohrloch-Fluids abgeschätzt und Druck und Temperatur im Reservoir bestimmt werden. Zusätzlich können Gasproben während des Bohrens entnommen und damit die Gaszusammensetzung im Fluid bestimmt werden.

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NMR-Logs: Mithilfe der Nuklearen Magnetischen Resonanz (NMR) werden Wechselwirkungen von hochfrequenten elektromagnetischen Wellen mit Wasserstoffatomen ausgewertet. Diese erlauben eine Charakterisierung des Porenraumes und der Grenzflächeneigenschaften zwischen Fluid und Gestein. Gesteinsfestigkeit, Spannungsfeld: Um die Gesteinsfestigkeit im natürlichen Spannungsfeld zu bestimmen, können Bereiche des Abdeckgebirges hydraulisch getrennt werden (mittels zweier Packer) und der Druck in diesem Bereich bis zum Frac-Druck (bei dem das Gestein lokal aufbricht) erhöht werden. Um das Abdeckgebirge nicht zu sehr zu belasten, kann dabei

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auch der Druck getestet werden, der später (inkl. Sicherheitsmarge) im Speicher maximal auftreten kann, ohne das Gestein zu zerstören. Fluid-Proben: Zur geochemischen, mineralogischen und mikrobiologischen Bestimmung der Fluidzusammensetzung können in der Tiefe Proben genommen werden. Dazu können Durchflussprobennehmer (die durchströmt werden und dann eine Probe sicher einschließen) und Autoklaven (die das Probenmaterial unter Fluiddruckbedingungen an die Erdoberfläche bringen) eingesetzt werden. Mit einem doppelten Rohr, welches im untersten Bereich über ein Ventil U-förmig verbunden ist (sog. Utube), können Fluidproben an die Oberfläche »gepumpt« werden. Wird im Rohr der Druck reduziert, fließt über das Ventil Flüssigkeit in das Doppelrohr. Anschließend wird N2 oder Ar-Gas in das eine Rohr gepresst und dadurch die Fluidprobe im anderen Rohr nach oben gedrückt. Die so gewonnenen Proben können anschließend analysiert werden.

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Gas-Proben: Wird anstelle des Ventils in einer U-Tube eine semipermeable Membran (welche nur Gase, aber keine Flüssigkeiten durchlässt) angebracht, gelangt durch die Membran Gas in das Rohr, welches permanent mit Ar gespült wird. Mit einem Gas-Membran-Sensor (GMS) kann mit einer hohen zeitlichen Auflösung die Gaszusammensetzung bestimmt werden. Gesteinsproben: Während des Bohrens können mit speziellen Bohrmeißeln Bohrkerne geborgen werden. Injektionsphase Während der Injektionsphase besteht das höchste Risiko eines ungewollten Entweichens von CO2 in die Atmosphäre, da während der Injektionsphase die höchsten Drücke (insbesondere im bohrlochnahen Bereich) auftreten. Um mögliche Undichtheiten frühzeitig erkennen zu können, müssen insbesondere der bohrlochnahe Bereich und geologische Störungszonen überwacht werden. Da-

Abb. 33: Logging-Tools des ICDP am GFZ-Potsdam (www.gfz-potsdam.de)

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rüber hinaus müssen die Beobachtungen mit den numerischen Simulationen verglichen und die Reservoirmodelle an die Beobachtungen angepasst werden – »history matching« (s. a. Kapitel 7, Seite 66 ff.). Seismik Mithilfe seismischer Wellen lässt sich der Untergrund, ähnlich einer Ultraschalluntersuchung, abbilden. Im Gegensatz zur medizinischen Ultraschalluntersuchung werden in der Seismik elastische Wellen mit großen Wellenlängen verwendet, da die kurzwelligen Ultraschallwellen im Gestein zu stark absorbiert werden. Die Auflösung der Seismik hängt vom angewendeten Verfahren und der Wellenlänge der seismischen Wellen ab. Neben den Primärwellen, die sich wie Schallwellen in der Luft ausbreiten, werden dabei in Festkörpern auch Scherwellen und Oberflächenwellen beobachtet. Die Abbildungsverfahren beruhen auf der Beobachtung von Änderungen der Schallgeschwindigkeit sowie Diffraktions-, Absorptions- oder Refraktionsprozessen. Wird im Untergrund das Wasser im Porenraum der Gesteine durch CO2 ersetzt,

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ändern sich Schallgeschwindigkeit und Dichte. Dies führt auch zu Änderungen der Diffraktions-, Absorptions- und Refraktionsprozesse, die zur Detektion der räumlichen Ausbreitung von CO2 im Untergrund genutzt werden können (Juhlin et al. 2007). Mithilfe seismischer Verfahren lassen sich Strukturen sehr genau abbilden. Feine Strukturen lassen sich jedoch nur sehr schwer – wenn überhaupt – identifizieren. Viele Verfahren erlauben es, horizontale Strukturen sehr präzise aufzulösen, während vertikal stehende Strukturen oft nicht oder nur eingeschränkt abgebildet werden. Mithilfe verschiedener Methoden, die ein zweioder dreidimensionales Abbild des Untergrundes erlauben, können die seismischen Verfahren – von der Oberfläche aus (aktive und passive Methoden), – zwischen Bohrlöchern (z. B. Cross-Hole-Methode oder passive Methoden) und – von der Oberfläche ins Bohrloch hinein (aktive Methoden) eingesetzt werden (Giese et al. 2009). Bei aktiven Verfahren werden durch kleine Spren-

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Abb. 34: 3-D-seismische Untersuchungen des größten europäischen CO2-Speichers (Sleipner-Feld vor Norwegen – www.statoilhydro.com). Pro Jahr werden hier ca. 1 Mio. Tonnen CO2 gespeichert. Bereiche mit starkem Farbkontrast zeigen den Bereich, an welchem CO2 im Porenraum nachgewiesen werden kann.

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gungen, Fallgewichte oder Vibratoren Schallwellen erzeugt, die den Untergrund durchdringen. Dabei kann das Wellensignal flächenhaft (3-D-Seismik) oder entlang von Linien (2-D-Seismik) angeregt und aufgezeichnet werden. Werden 3-D-seismische Experimente wiederholt, kann aus dem zeitlichen Versatz die Ausbreitung von CO2 im Untergrund verfolgt werden (Abb. 32). Bei 3-Dseismischen Verfahren wird ein möglichst engmaschiges Netz über dem Untersuchungsgebiet ausgelegt. Werden entlang von Linien seismische Untersuchungen durchgeführt, erhält man einen zweidimensionalen Schnitt durch den Untergrund. Diese Verfahren sind wesentlich günstiger als eine komplette 3-D-Seismik. Werden mehrere 2-D-seismische Experimente sternförmig ausgelegt, erhält man eine kostengünstige Pseudo 3-D-Seismik. Durch Wiederholungsmessungen kann hier auch die Ausbreitung von CO2 im Untergrund betrachtet werden. Bei passiven Verfahren werden Schallwellen für die Experimente genutzt, die nicht für das Experiment angeregt wurden. Dabei kann es sich um die Nutzung von Erdbebenwellen, durch Menschen verursachten »Lärm« (z. B. Fahrzeuge in der Stadt) oder natürliche Geräuschquellen (z. B. Gezeitenströmungen) handeln. Neben den klassischen Abbildern der Seismologie kann auch die Veränderung des Frequenzspektrums (des Rauschens) als Information genutzt werden. Verfahren die das »Seismische Rauschen« nutzen, befinden sich momentan noch in einer Test- und Entwicklungsphase. Passive Experimente sind hervorragend geeignet, die Reaktivierung von Störungen zu detektieren und abhängig vom Untergrund die Ausbreitung des CO2 und die vorauseilende Druckwelle zu verfolgen. Zwischen zwei Bohrungen können aktive seismische Untersuchungen direkt im Bereich des Reservoirs durchgeführt werden (Cross-Hole-Messungen). Die darüber liegenden Gesteinsschichten haben einen geringen Einfluss auf die Beobachtung. In der Regel kann so nur eine 2-D-Seismik durchgeführt werden. Oberflächenmessungen müssen zwar durch die darüber liegenden Ge-

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steinsschichten »blicken«, erlauben aber die Untersuchung größerer Bereiche – in 2-D, Pseudo-3D und 3-D. Vertical Seismic Profiling (VSP) versucht die Vorteile von Oberflächenexperimenten und CrossHole-Seismik zu kombinieren. Eine Quelle regt an der Oberfläche seismische Wellen an (bei Oberflächenanregung kann mehr Energie in den Boden gebracht werden, als dies bei einer Anregung im Bohrloch möglich ist). Durch Variation der Tiefe (im Bohrloch) der Seismometer(-ketten) wird ein Schnitt durch das Gebirge erzeugt. Wird von verschiedenen Richtungen bezogen auf das Bohrloch eine seismische Welle angeregt, kann eine 3-D-Auswertung erfolgen. Moving Source Profiling (MSP) ist mit dem VSP verwandt. Hier wird jedoch die Quelle an der Oberfläche bewegt und die Beobachtung mit einer Seismometer-Kette im Bohrloch erfolgt an derselben Stelle. Hier kann durch eine sternförmige Anordnung der MSP-Linien an der Oberfläche eine 3-D-Seismik im bohrlochnahen Bereich erhalten werden. Geoelektrik: Das größte bekannte Speicherpotenzial besitzen nach heutigem Kenntnisstand, tiefliegende Sandsteine, bei denen der Porenraum mit Salzwasser gefüllt ist, sogenannte salinare Aquifere (s. a. Kap. 3, Seite 28 ff.). Die Gesteinsmatrix kann annäherungsweise als Isolator gelten, das im Porenraum vernetzte Salzwasser stellt dagegen einen guten elektrischen Leiter dar. Wird im Porenraum der gute Leiter durch den schlechten Leiter CO2 ersetzt, ändert sich der elektrische Widerstand signifikant. Diese Änderung kann zur Beobachtung der Ausbreitung des CO2 genutzt werden (Christensen et al. 2006). Meist erlauben geoelektrische Verfahren eine sehr sensitive Beobachtung von Änderungen im Untergrund, die genaue Leitfähigkeitsverteilung im Untergrund ist dagegen meist schlechter aufzulösen (Ramirez et al. 2006).

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Wird aktiv mit einer Stromquelle Strom in den Boden eingebracht, spricht man von aktiver Geoelektrik. Spannungsänderungen werden meist mit Elektrodenarrays beobachtet. Man spricht in diesem Fall von einer Elektrischen WiderstandsTomographie (ERT – Electrical Resisitvity Tomography). Dies kann von der Oberfläche zur Oberfläche, zwischen Bohrlöchern und zwischen Oberfläche und Bohrloch geschehen. Die Elektroden können permanent in Bohrungen installiert oder als »Logging-Tools« zeitweise in ein Bohrloch eingebracht werden. Geoelektrische Verfahren können bei dauerhafter Installation auch als Permanent-Monitoring betrieben werden. Die Anregung kann mit Gleichstrom oder Wechselstrom erfolgen. Bei passiven geoelektrischen Verfahren wird das natürliche elektromagnetische Wechselfeld genutzt, welches über Induktion Ströme im Untergrund indiziert, welche von Oberflächendetektoren beobachtet werden können. Zusätzliche Elektroden können auch in den Untergrund eingebracht werden, um die räumliche Auflösung des Verfahrens weiter zu erhöhen. Die Auflösung der passiven Verfahren hängt stark von der Messdauer und der Stationsdichte der Magnetotellurik-Stationen ab. Temperaturmessung: Temperaturmessungen können dazu verwendet werden, die Fließbewegungen im Untergrund zu beobachten (Freifeld et al. 2009). Durch den starken Joule-Thomson-Effekt eignen sich Temperaturmessungen auch zur Detektion von Leckagen entlang der Bohrungen. Temperaturmessungen geben Hinweise zum Aggregatzustand des CO2 im Bohrloch und bohrlochnahen Bereich und können auch zur Qualitätssicherung der Zementation von Bohrungen eingesetzt werden. Druckmessung: Der Reservoir-Druck ist eine entscheidende Größe, um eine sichere CO2-Speicherung zu gewährleisten. Neben Reservoir-Druckmessungen direkt im Injektionsbereich helfen zusätzliche Druckmessungen in Beobachtungsbohrungen, die hydrauli-

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schen Bedingungen im Untergrund besser zu verstehen. Zusätzliche Druckmessungen in darüber liegenden Aquiferen ermöglichen es, hydraulische Verbindungen zwischen verschiedenen Bereichen im Untergrund zu beobachten und dabei mögliche Leckage-Pfade rechtzeitig zu detektieren. So können frühzeitig Bereiche identifiziert werden, durch die es zur Versalzung von Grundwasser kommen könnte. Schweremessung: Wird im Porenraum Wasser mit einer Dichte von ca. 1 g/cm³ durch ein CO2-Fluid mit deutlich geringerer Dichte (0,3 - 0,8 g/cm³) ersetzt, ändert sich die Dichte des Gesamtkomplexes Gestein-Fluid im Untergrund und damit die lokale Schwere. Je nach Größe der Speicher können diese vom Boden, Flugzeug oder Satelliten aus beobachtet werden. Aus den hydraulischen Modellen können Dichteverteilungen im Untergrund abgeleitet und mit den Schwerebeobachtungen verglichen werden. Umgekehrt können aber auch die Schweremessungen als Eingangsparameter von Reservoirmodellen verwendet werden, um diese zu kalibrieren. Bei der Schweremessung werden Boden-gestützte Verfahren von Weltraum-gestützten Verfahren unterschieden.

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Deformationsmessung: Durch die Injektion von CO2 in den Untergrund kommt es zu Deformationen – im Wesentlichen Hebungen – im Bereich des Reservoirs. Die Deformationen und Hebungen können über FiniteElement-Berechnungen vorhergesagt werden. Dazu werden Gesteinskenngrößen, wie Elastizitätsmodul oder Gesteinsfestigkeitswerte, benötigt. Zusätzlich sind die Druckentwicklung im Reservoir und die räumliche Anordnung der geologischen Strukturen für die Modellierung und Interpretation von Deformationsmessungen notwendig (s. a. Kap. 7, Seite 66 ff.). Dabei müssen elastische, plastische und kataklastische (bruchhafte) Deformationen berücksichtigt werden. In einem geregelten Speicherbetrieb muss eine bruchhafte Deformation des Deckgebirges verhindert werden. Ein Deformations-Monitoring kann die Qualität der verwendeten Modelle überprüfen

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und kritische Prozesse, wie spontane Deformationen, identifizieren helfen. Sie liefern dadurch einen wesentlichen Beitrag zur Speichersicherheit. Um die natürliche Deformation von der anthropogen induzierten Deformation unterscheiden zu können, werden beim Deformations-Monitoring Basislinienmessungen benötigt, die über einen ausreichend – abhängig von der geotektonischen Situation – langen Zeitraum vor Injektionsbeginn durchgeführt werden müssen. Deformationen lassen sich in situ beobachten, wenn in das Gestein Deformationssonden eingebaut werden. Über Deformationsmessungen – z. B. optische Verfahren oder Dehnungsmessstreifen – lassen sich die Deformationen automatisiert aufzeichnen. Ein solches strukturintegriertes Monitoring erlaubt die Einbindung der Messungen in ein Echtzeitüberwachungssystem, um bei kritischen Beobachtungen automatisiert Alarm geben zu können. Mit klassischen Vermessungsmethoden können durch regelmäßige Wiederholungsmessungen Deformationen in großen Gebieten beobachtet und der zeitliche Verlauf abgebildet werden. Auch GPS- Signale eignen sich, um die Deformationen in einem Gebiet zu bestimmen. Ein GPS-Monitoring kann permanent installiert oder über Wiederholungsmesskampagnen durchgeführt werden. Satelliten – gestützte Verfahren – meist Radarinterferometrie – eignen sich besonders gut, um großräumige Veränderungen zu kartieren. Mikrobiologische Messungen: Durch das Einbringen großer CO2-Mengen in das Reservoir kommt es zu geochemischen und mikrobiologischen Reaktionen. Diese können zu technischen Problemen bei der Injektion (Verstopfung von Filtern oder Porenraum durch anorganische oder organische Mineralausfällungen) oder auch zu Lösungs- bzw. Fällungsprozessen im Gestein und Formationswasser (Karbonatauflösung, Karbonatausfällung, Lösung von CO2 im Formationswasser) führen. Welche Reaktionen ablaufen, hängt dabei von den physiko-chemischen Randbedingungen ab, insbesondere von der Geochemie der Fluide und der Mineralogie der Gesteine.

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Einige der Reaktionen sind gewünscht (Ausfällung von Karbonaten), andere sollten möglichst vermieden werden (z. B. Auflösung karbonatischer Deckgebirge). Eine genaue Überwachung der biologischen und geochemischen Prozesse im Untergrund ist deshalb unabdingbare Voraussetzung eines gewissenhaften Reservoir-Monitorings (s. a. Kap. 6, Seite 58 ff.). Erste Untersuchungen haben gezeigt, dass die Änderung der Lichtabsorption durch Veränderung der Chlorophyll-Konzentration in Pflanzen ein möglicher Bioindikator für erhöhte CO2-Gehalte in der Luft über einem Speicher sein könnte. Geochemische und biologische Untersuchungen im Grundwasser sollten alle CO2-Speicheraktivitäten begleiten (s. a. Kap. 6, S. 58 ff.). Je nach Mineralogie in der Umgebung der Grundwasserhorizonte können erhöhte CO2 Konzentrationen zu einer Beeinflussung der mikrobiellen Aktivität und zur Mobilisierung und Demobilisierung von gelösten Stoffen im Grundwasser führen. Geochemische und biologische Verfahren werden meist auf flüssige, feste oder gasförmige Proben angewendet: Bodenluftmessungen, Fluidproben aus Injektions- und Beobachtungsbohrungen, Untersuchungen an Böden und Gesteinsproben (Bohrkernen). Neben klassischen Untersuchungstechniken der Geochemie und Biologie werden verstärkt auch In-situ-Untersuchungsmethoden entwickelt, die eine direkte Beobachtung der Prozesse im Untergrund erlauben. Eine Veränderung des optischen Verhaltens im Sensor, die auf einer Wechselwirkung zwischen dem Formationsfluid und/oder den darin enthaltenen Mikroorganismen basiert, kann gemessen werden. Diese Änderungen können über optische Fasern von der Oberfläche aus ausgewertet werden (z. B. pHMessungen, CO2-Konzentrationen, Biomarker). Ende der Injektion Nach Beendigung der Injektionsphase können alle Monitoring-Verfahren, die für die Injektionsphase angewendet wurden, weitergeführt werden. Werden der Speicher verschlossen und die Bohrungen verfüllt, ist der Zugang zum Reservoir und den

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darüber liegenden Schichten nicht mehr gegeben. Deshalb sollte mit der Verfüllung der Bohrungen so lange gewartet werden, bis ausreichend Informationen zum Verhalten des Reservoirs und der darüber liegenden Cap Rocks gesammelt sind. Darüber hinaus sollten nicht alle Bohrungen sofort verschlossen werden, sondern zumindest einige Beobachtungsbohrungen – insbesondere die Beobachtungsbohrungen in dem über dem Reservoir liegenden Aquifer – noch längere Zeit offen gehalten werden. Beim Verschluss der Bohrungen – Abandonment – wird die im Bohrloch installierte Sensorik meist zerstört. Deshalb ist beim Abandonment zu prüfen, welche Sensorik beim Verfüllen der Bohrung mit eingebaut werden soll, um auch nach dem Bohrlochverschluss ausreichend Informationen über die kritischen Parameter im Untergrund und im reservoirnahen Bereich zur Verfügung zu haben. Dabei sollte berücksichtigt werden, dass tief eingebaute Sensorik als Schwachstelle im Abandonment zu einem erhöhten Leckagerisiko führen kann. Bei gewöhnlichen Energiespeichern werden die Reservoire und Kavernen nach Beendigung der Speicherung geleert. Bei der CO2-Lagerung hingegen muss der Speicher unter Druck verschlossen und die Dichtigkeit des Speichers langfristig nachgewiesen und überwacht werden, um das Risiko für Mensch, Umwelt und Klima so gering wie möglich zu halten. Der Abschluss eines Speichers unter Druck ist in der Öl- und Gasindustrie bei Bohrlochproblemen bereits gängige Praxis. Ein LangzeitMonitoring ist dabei auch möglich. Um aber eine effektive, halb- bzw. vollautomatische Überwachung sicherzustellen, sind weitere F&E-Anstrengungen erforderlich. Deutschland besitzt bereits heute eine ausgewiesene Expertise in diesem Bereich, die es für die Zukunft auszubauen gilt. Langzeit-Monitoring Auch wenn das Risiko der Speicherung nach Beendigung des Speicherbetriebes normalerweise zurückgeht, ist eine langfristige Überwachung und Beobachtung notwendig. Auch hier können prinzipiell alle Monitoring-Verfahren, die für die Injektionsphase angewendet wurden, weitergeführt

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werden. Um kosteneffizient zu sein, sollte sich das Langzeit-Monitoring auf kritische Parameter fokussieren. Welche Parameter im Einzelfall besonders sensitiv sind bzw. aus sicherheitstechnischen Überlegungen heraus weiter gemessen werden sollen, ergibt sich aus der Erfahrung, die während des Speicherbetriebes gesammelt wurde. Für eine langfristige regionale bzw. globale Überwachung geologischer CO2-Speicher eignen sich in erster Linie Satelliten-gestützte Verfahren. Sie können ein weltweit vergleichbares Langzeit-Monitoring sicherstellen. Dies scheint gerade vor dem Hintergrund des geplanten CO2-Zertifikate-Handels unerlässlich. Spezielle Satellitenmissionen, die mit Hyperspektral-Spektrometern, hochpräzisen Gravimetern und/oder Radarinterferometern ausgestattet sind, bieten sich an. Auch wenn heute bereits eine Vielzahl von Technologien zur Verfügung steht, werden auch in Zukunft weitere, echtzeitfähige Monitoring-Verfahren entwickelt, getestet und eingesetzt, um die Prozesse im Untergrund besser zu verstehen.

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Ein exemplarisches Monitoring-Konzept Für jede Speicherlokation muss das Monitoring maßgeschneidert werden! Bei dem nachfolgend beschriebenen »exemplarischen Monitoring-Konzept« handelt es sich um ein virtuelles Beispiel, anhand dessen die technologischen Möglichkeiten und ihre Kombination diskutiert werden sollen. Es dient lediglich der besseren Veranschaulichung! Die Kürze der Abhandlung erlaubt nur einzelne Themen anzureißen, nicht jedoch Details darzustellen. Der virtuelle Speicher ist durch folgende Randbedingungen charakterisiert: – Es wird von einem Multibarrieren-System ausgegangen. – Ein salinarer Aquifer soll als Speicher genutzt werden. – Der Tiefenbereich des Reservoirs liegt zwischen 2000 und 2200 m (CO2 liegt dort als überkritische Phase mit einer Dichte von ca. 0,7 g/cm³ vor). – Es handelt sich um ein nichtverritztes Gebirge (d. h., es existieren keine Altbohrungen bzw. alter Bergbau).

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Vor Injektionsbeginn wurde eine groß angelegte 3-D-Untersuchung durchgeführt. Die Auswertung zeigt, dass die Störungen in den abdeckenden Gesteinen (Cap Rocks) einen Versatz haben, der deutlich geringer ist als die Dicke der Cap-RockSchichten (Multibarrieren!). Bei den Bohrungen wurden Bohrkerne gezogen und Untersuchungen des Formationswassers durchgeführt. Die Reservoirgesteine haben eine Permeabilität von > 500 mDarcy und bestehen aus einem Sandstein, der silikatisch gebunden ist. Die abdeckenden Schichten besitzen eine Permeabilität < 1 mDarcy. Sie sind arm an Karbonaten. Störungen sind durch Rekristallisationen »ausgeheilt«. Hydro-Frac-Experimente zeigen, dass die Gesteine beim vorliegenden Spannungsfeld einem zusätzlichen Druck von bis zu 50 bar standhalten. Die Untersuchungen zeigen, dass es sich um einen geeigneten Speicherort handelt, da keine kritischen chemischen Reaktionen mit dem Deckgebirge zu erwarten sind, ein Multibarrieren-System für eine erhöhte Sicherheit sorgt, die Permeabilität der Speichergesteine für die Injektion ausreichend ist und die Störungen vermutlich keine Wegsamkeit für CO2 darstellen. Das Reservoir-Gestein hat vereinzelt feldspatreiche Linsen. An einer Stelle befindet sich eine basische Vulkanitlage, dadurch kann langfristig ein Ausfällen von Karbonatmineralen (z. B. Kalk, Siderit) erwartet werden. Diese Mineralreaktionen erhöhen die Sicherheit des Speichers. Der Speicher liegt unter einem landwirtschaftlich genutzten Bereich mit mehreren landwirtschaftlichen Betrieben. Welche Risiken sind nun zu betrachten, und was muss das Monitoring leisten, um eine verlässliche Speicherkontrolle zu garantieren? Folgende technische Installationen sind notwendig: (i) Um eine mögliche Reaktivierung einer Störung beobachten zu können, ist in mehreren (!) Beobachtungsbohrungen eine passive Seismik permanent zu installieren. Damit kann ortsaufgelöst der Ort möglicher Reaktivierungen von Störungszonen beobachtet werden. Interventionsmaßnahme bei Beobachtungen von kritischer Seismizität: Injektion stoppen – dadurch fällt der Druck sofort ab; dann den Druck ggf.

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noch zusätzlich reduzieren (CO2 kontrolliert abblasen). In Zukunft muss der maximale Injektionsdruck dann außerdem deutlich (z. B. 10 %) unterhalb jenen Druckes gehalten werden, der bei der Reaktivierung der Störung geherrscht hat. (ii) Beobachtungsbohrungen zur Fluid-Probenahme in den ersten Aquifer oberhalb des Speichers (ggf. zusätzlich Permanentsensorik – U-Tube, GMSSensor, optische Sensoren) und Monitoring von geochemischen und biologischen Prozessen sowie Druckmessungen. Sollten Druckänderungen in dieser Tiefe beobachtet werden, ist von einer hydraulischen Verbindung zwischen den Schichten auszugehen (entweder durch den Speichervorgang generiert oder schon immer vorhanden). Interventionsmaßnahme bei kritischen Beobachtungen von unkontrollierten Druckvariationen im Aquifer: Wird ein kritischer Wert überschritten, sofort die Injektion stoppen – dadurch fällt der Druck ab. Ggf. Druck reduzieren (CO2 kontrolliert abblasen). In Zukunft muss der maximale Injektionsdruck deutlich (z. B. 10 %) unterhalb des Druckes gehalten werden, welcher zur hydraulischen Verbindung geführt hat. Wird eine Leckage beobachtet, kann über gezielte Bohrungen und sogenannte »Schleierinjektionen« die Permeabilität der Störung deutlich herabgesetzt werden. Dazu müssen CO2-resistente Materialien eingesetzt werden. Momentan verwendet man dabei vor allem organische Materialien, deren Langzeitstabilität in der Gegenwart erhöhter CO2-Konzentrationen unbekannt ist. Schleierinjektionen bei CO2-Speichern sind ein interessantes Forschungsthema. (iii) Ist die Sprunghöhe der Störungen geringer als die Dicke der Cap-Rock-Schichten, sind regelmäßige seismische Wiederholungsmessungen notwendig, mit denen auch die Ausdehnung der CO2-Wolke im Untergrund (CO2-Plume) beobachtet werden kann. Sie ergeben automatisch ein Bild über Änderungen der Sprunghöhe. In den meisten Fällen erlaubt das oben beschriebene passive seismische Monitoring die Beobachtung einer Reaktivierung von Störungen. Es sind aber, gerade in idealen Cap-Rock-Gesteinen, die ein elasto-plastisches Deformationsverhalten zeigen, aseismische

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Deformationen im Cap Rock, insbesondere im Bereich von Störungen, möglich. Interventionsmaßnahmen bei einer aseismischen kritischen Veränderung sehen aus wie im vorherigen Absatz beschrieben. (iv) Elektronische CO2-Gaswarngeräte werden, wenn nötig, in Gebäuden installiert und mit einem Alarmsystem verbunden (akustisch und optisch mit Warnlicht). Über eine Funkverbindung wird die Warnung automatisch an ein Leitsystem weitergeleitet. Ergebnis: erhöhte Sicherheit für die Bewohner – höher als ohne CO2Speicherbetrieb! Interventionsmaßnahmen bei erhöhten CO2-Konzentrationen im Keller: Ventilation des Kellers, Ursachenforschung (Gärprozess oder CO2 aus dem Speicher – Gärprozesse sind der wahrscheinlichste Grund für die erhöhten CO2-Konzentrationen). Installation einer aktiven und passiven Entlüftung, um zukünftig eine Erhöhung der CO2-Konzentrationen zu verhindern. Ist eine Wegsamkeit für CO2 aus dem Speicher an die Oberfläche Grund der erhöhten CO2-Konzentration, können die unter (ii) beschriebenen Interventionsmaßnahmen geprüft und eingesetzt werden.

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ggf. stilllegen, sofern kritische Schwermetall-Konzentrationen beobachtet wurden. Werden erhöhte Werte festgestellt, muss zunächst Ursachenforschung betrieben werden, denn nicht nur der Speicherbetrieb kann zu einer Veränderung im Grundwasserbereich führen (es ist wesentlich wahrscheinlicher, dass früher vergrabener Müll im Boden oder eine unsachgemäß betriebene KFZWerkstatt zu den beobachteten Veränderungen führen). Wird z. B. eine nahe gelegene Mülldeponie als Ursache ausgemacht, muss diese entsprechend gesichert und saniert werden. Auch die Klimaerwärmung der Erde könnte zu einer Erhöhung der CO2-Konzentrationen im Grundwasser führen, da durch höhere Temperaturen auch die Bioaktivität erhöht wird (auch dieser Prozess ist wesentlich wahrscheinlicher als die Verunreinigung durch den Speicherbetrieb). Klassische Bodensanierungsverfahren können eingesetzt werden, wenn die Schwermetall-Konzentrationen im Grundwasser kritische Werte erreicht. Die zusätzliche – regelmäßige – Überwachung des Grundwassers führt zu einer erhöhten Sicherheit, da Umweltbeeinträchtigungen aus verschiedensten Quellen detektiert werden und geeignete Interventionsmaßnahmen schneller getroffen werden können.

(vi) Ähnlich wie bei der Aufklärung von Straftaten mithilfe von Genanalysen lassen sich die Organismen im Grundwasser untersuchen. Mithilfe der PCR-Analyse werden dabei die Biozönose über ein »Fingerprint-Verfahren« bestimmt und Veränderungen der Lebensgemeinschaften im Untergrund aufgezeichnet.

(vii) Zum Monitoring des CO2-Speichers werden neben drei abgelenkten Injektionsbohrungen sieben Beobachtungsbohrungen in verschiedene Tiefen abgeteuft. Drei Beobachtungsbohrungen erreichen dabei den Speicher, während die anderen vier Bohrungen die Aquifere oberhalb des untersten Cap Rocks erreichen (Abb. 35). In allen Beobachtungsbohrungen können Fluid-Proben genommen und Logging-Tools eingesetzt werden. Die Qualität der technischen Installationen wird mit Logging-Tools und Drucktests vor Injektionsbeginn überprüft. Interventionsmaßnahmen bei signifikanter Abweichung vom geplanten Injektionsregime: Wird ein Druck bei der Injektion erreicht, der oberhalb eines Schwellenwertes liegt (s. o.), wird die Injektion sofort gestoppt.

Interventions-Sofortmaßnahme: Trinkwasserbrunnen in der Umgebung sofort untersuchen und

(viii) Außerhalb der Injektionsverrohrung (Injektionsstrings) wird ein DTS-Kabel montiert, um

(v) Regelmäßiges biologisches und geochemisches Monitoring von Fluidproben aus Brunnen. Aus den Laborexperimenten zur Mobilisierung in unserem hypothetischen Beispiel ist bekannt, dass ein Metall (z. B. Zink) sich im Untersuchungsgebiet besonders sensitiv auf eine Erhöhung der CO2Konzentration auswirkt. Dieses Element wird bei der Überwachung als »Proxy« verwendet.

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Leckagen rechtzeitig beobachten zu können. Interventionsmaßnahme bei kritischen Beobachtungen: Wird eine Leckage festgestellt, wird die Injektion unterbrochen und der Injektionsstring ersetzt. Handelt es sich um eine größere Leckage außerhalb der Verrohrung, wird die Bohrung saniert. Die Sanierung kann vom Einbau spezieller Packer bis hin zum kompletten Verschluss der Bohrung reichen (Abandonment). (ix) Die Bohrkeller aller Bohrungen, die in den Speicherhorizont reichen, werden mit automatischen CO2-Detektoren bestückt und mit der Leitstelle verbunden. Interventionsmaßnahme bei kritischen Beobachtungen: Wird eine erhöhte CO2-Konzentration festgestellt, wird eine Ursachenforschung betrieben. Am Wahrscheinlichsten ist eine Leckage in den oberirdischen Installationen, die dann durch eine Sanierung der Bohrung behoben werden muss. Kommt das CO2 aus dem Speicher, können die unter (vii) beschriebenen Interventionsmaßnahmen ergriffen werden. (x) Alle Bohrungen werden bei der letzten Rohrtour mit einem Smart-Casing-Konzept außerhalb der Verrohrung ausgestattet. Neben jeweils fünf Elektroden werden in drei verschiedenen Tiefen optische Seismometer eingebaut. Damit werden ein passives seismisches Array aufgebaut, eine Widerstandstomographie ermöglicht und Temperaturmessungen über die optischen Zuleitungskabel zu den Seismometern (DTS) möglich. In vier Beobachtungsbohrungen werden zusätzlich Breitbandseismometer einzementiert (passives seismisches Netz – siehe i). Drei weitere Breitbandseismometer werden in Brunnen (ca. 50 m Tiefe) permanent eingebaut, um die Beeinflussung von Oberflächenlärm auf die Messung zu reduzieren. Die Beobachtung der Ausbreitung des CO2 ist wichtig, um die Reservoirmodellierungen zu überprüfen und die Modelle an der Realität auszurichten. Interventionsmaßnahmen: Wird eine Leckage in der Bohrung detektiert, werden die unter (vii) beschriebenen Sanierungsmaßnahmen durchgeführt. (xi) Die Kopfdrücke aller Beobachtungsbohrungen werden permanent überwacht. Werden Drücke

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beobachtet, die nicht von den Modellen vorhergesagt wurden, wird ein Alarm ausgelöst Interventionsmaßnahmen: Bei Alarm wird die Injektion gestoppt und die Ursache für die unerwartete Druckentwicklung gesucht. Ein Wiederanfahren des Speicherbetriebes kann erst nach erfolgreicher Ursachenforschung erfolgen (dies gilt auch für alle Punkte, bei denen als Interventionsmaßnahme bei kritischen Beobachtungen der sofortige Stopp der Injektion notwendig war). (xii) Eine Bohrung ist in der Nähe einer Störung abgeteuft worden. Dort werden Deformationsmesseinrichtungen eingebaut, um Gebirgsdeformationen in situ beobachten zu können. Interventionsmaßnahmen: Wird eine Deformation über einem aus der geomechanischen Modellierung bekannten Grenzwert beobachtet, wird die Injektion sofort gestoppt. Weitere Interventionsmaßnahmen siehe unter (i). (xiii) Mit Radarinterferometrie, klassischer Vermessung und GPS-basierten Beobachtungen wird die Oberflächendeformation in halbjährlichem Rhythmus bestimmt. Die Beobachtungen werden mit den Modellvorhersagen verglichen, die Modelle entsprechend angepasst. Interventionsmaßnahme bei kritischen Beobachtungen: Bei unerwartet starken Deformationen (Grenzwert muss vorher festgelegt werden) wird das Injektionsregime überprüft oder die Injektion gestoppt. Nach Ende der Injektion sollte das Monitoring-Programm noch für mindestens drei Jahre weitergeführt werden – und, je nach Abklingverhalten des Druckes im Reservoir, weitergeführt werden. Nach Beendigung der Injektion reduziert sich der Druck im Reservoir. Die Sicherheit des Speichers nimmt mit der Zeit zu. Sukzessive können die Intervalle der Wiederholungsmessungen (3-D-Seismik, Geomechanisches Monitoring) verlängert werden. Verhält sich das Reservoir erwartungsgemäß, können die bis ins Reservoir abgeteuften Bohrungen mit einem speziellen Verschluss abgeschlossen werden (Abandonment). Es wird 50 Meter der Verrohrung im Cap Rock ausgefräst, ein drei Meter dicker Salz-Plug gesetzt, darüber eine Zementation mit CO2-resistenteren Zementen (fein-

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körnige Füllermaterialien mit einer optimierten Korngrößenverteilung als Salzzement eingebracht) durchgeführt. Wie ein optimales Abandonment für spezifische Situationen aussieht, ist zur Zeit Gegenstand von FuE-Vorhaben. (xiv) In die Zementation werden langzeitgeeignete Monitoringtechniken eingebaut (Widerstandsmessungen, DTS und TDR). Die einzementierten Monitoring-Verfahren stellen ein erhöhtes Leckage-Risiko dar. Deshalb beginnen die Sensoren ca. 15 m oberhalb der tiefsten Stelle der Zementation. Interventionsmaßnahmen bei Beobachtung von Undichtigkeiten: Bei beobachteten Undichtigkeiten wird die Bohrung aufgearbeitet (aufgebohrt und neu verschlossen).

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Langzeit-Monitoring: Im Prinzip könnten alle Monitoring-Techniken weitergeführt werden. Dies gilt insbesondere für die CO2-Warngeräte in den Kellern, Deformationsmessungen mit Satelliten sowie die Untersuchungen der Grundwasserbrunnen. Nach Beendigung des Speicherbetriebes nimmt das Risiko, das von dem Speicher ausgehen könnte, kontinuierlich ab. Die Hauptrisiken für die Bevölkerung und die Umwelt entstehen vermutlich durch Einflüsse, die primär nicht mit dem Speicherbetrieb in Verbindung stehen (z. B. Beeinträchtigung des Grundwassers durch Mülldeponien oder Oberflächendeformationen durch Karsthöhlen). Das durch den Speicherbetrieb aufgebaute Monitoring-Netz kann dazu genutzt werden, sowohl die durch den Speicherbetrieb hervorgerufenen Veränderungen zu beobachten, als auch andere Risiken langfristig zu verfolgen und die Sicherheit der Bevölkerung insgesamt zu erhöhen.

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Abb. 35: Brunnenbohrungen (nur eine ist dargestellt) erreichen den Grundwasser-Aquifer. Die Beobachtungsbohrung vom Typ I reicht bis zu dem salinaren Aquifer, welcher sich direkt oberhalb des untersten Cap Rocks (III) befindet. Beobachtungsbohrungen vom Typ II erreichen das Reservoir. Die Injektionsbohrung ist abgelenkt; im abgelenkten Bereich ist die Bohrung perforiert. Durch die längere perforierte Strecke (verglichen mit einer Vertikalbohrung) kann eine höhere Injektionsrate bei geringen Überdrücken realisiert werden. Links: Anordnung der Injektions- und Beobachtungsbohrungen. Rechts: Schematischer Schnitt durch den Untergrund. Es handelt sich um ein Multibarrieren-System (mehrere Cap-RockSchichten, die durch salinare Aquifere getrennt sind). Die CO2-Verteilung im Untergrund ist blau dargestellt (CO2Plume).

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10. Pilotprojekte zur CO2-Speicherung in Deutschland Zur Validierung der Laborergebnisse und Erhebung verlässlicher Speicherdaten sind neben den grundlagenorientierten, auf den Labormaßstab konzentrierten Untersuchungen auch Feldversuche unter realistischen, d. h. natürlichen, Speicherbedingungen notwendig.

CO2SINK – erstes europäisches Untertagelabor zur geologischen Speicherung von CO2 Hilke Würdemann (1), Michael Kühn (1), Fabian Möller (1), Günter Borm (2), Frank R. Schilling (2) und die CO2SINK-Group (1) Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches GeoForschungsZentrum – GFZ, Zentrum für CO2-Speicherung (2) Karlsruher Institut für Technologie – KIT

Zusammenfassung Mit dem EU-Projekt CO2SINK (CO2 Storage by Injection into a Natural Saline Aquifer at Ketzin, www.co2sink.org) als Nukleus entwickelte sich das Untertagelabor in Ketzin zum ersten – und bisher einzigen – realisierten geologischen CO2-Speicherprojekt auf dem europäischen Festland. Ziel des vom Deutschen GeoForschungsZentrum geleiteten Verbundvorhabens ist es, die gesamte Prozesskette von der Beantragung über die Genehmigung bis hin zur Realisierung abzubilden. Die Entwicklung von Verfahren zur kurz-, mittel- und langfristigen Überwachung von geologischen CO2Speichern steht im Mittelpunkt des Projektes. Der Standort Ketzin, nur wenige Kilometer vor den Toren Berlins, wurde so zu einem Anziehungspunkt für Forscher, Politiker und Interessierte aus Deutschland, Europa und der gesamten Welt. Für das Forschungs- und Entwicklungsvorhaben in Ketzin wurde das weltweit umfangreichste Monitoring-Programm konzipiert und mithilfe nationaler Projekte (GEOTECHNOLOGIEN-Projekte COS-

MOS und CHEMKIN sowie COORETEC-Projekte CORDRILL und CORTIS) und europäischer Projekte (CO2SINK, CO2ReMoVe und GRASP) sowie der EUROGIA-Projekte COSMOS II & III finanziell unterstützt. Zur Vorerkundung fanden umfangreiche geologische, geophysikalische und petrophysikalische Untersuchungen statt. Während der Bohrphase wurden Kerne von Deckgebirge und Reservoir erbohrt und untersucht, Fluidproben analysiert sowie hydraulische Untersuchungen durchgeführt. Die Injektionsbohrung und die zwei Beobachtungsbohrungen sind mit einer sogenannten Smart-Casing-Technologie bestückt, die speziell für dieses Experiment entwickelt wurde und simultan die Temperatur im Untergrund, den elektrischen Widerstand sowie das Wärmeleitverhalten im Untergrund erfasst.

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Dem Genehmigungsverfahren ging eine umfangreiche Risikoanalyse voraus, in deren Rahmen die Risiken von Transport, Zwischenspeicherung, Injektionsanlage und geologischem Speicher durch unterschiedliche Forschergruppen aus dem In-

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und Ausland unabhängig untersucht wurden. Weder der Eigner des Speichers (Verbundnetzgas AG, VNG) noch der bergrechtlich Verantwortliche (GFZ) waren in diese Risk-Assessments involviert. Nachdem unabhängige Assessments sowie die Experten von VNG und GFZ und das für die Genehmigung zuständige Bergamt zu dem Ergebnis kamen, dass eine Speicherung von CO2 in Ketzin zu keinem wesentlich erhöhten Risiko führt, wurde im Sommer 2008 mit der Injektion von CO2 in den Untergrund begonnen.

Im Projekt CO2SINK ist es gelungen, CO2 sicher zu injizieren, die Ausbreitung im Untergrund zu verfolgen und ein umfangreiches Risk-Assessment zu implementieren. Das Untertagelabor CO2SINK soll auch in den nächsten Jahren genutzt werden, um neuartige Monitoring-Techniken zu testen, Aussagen über die Genauigkeit der Methoden zu erhalten, die Nachhaltigkeit der Speicherung zu erforschen sowie den sicheren Verschluss eines CO2Speichers und ein innovatives »Post-Closure Monitoring«-Konzept anzuwenden.

In einem Jahr Speicherbetrieb wurden bisher rund 20000 t CO2 (Stand: 1. September 2009) bei einer maximalen Injektionsrate von 3 t/Std. in die Stuttgart-Formation injiziert. Die Ausbreitung des CO2 im Untergrund wird gaschemisch, geoelektrisch, seismisch und thermisch verfolgt. Das Monitoring-Programm wird durch geochemische und biologische Untersuchungen von Fluid- und Gesteinsproben sowie verschiedene Bohrlochmessverfahren (Logging) ergänzt. Die Ankunft von freiem CO2 in den beiden Beobachtungsbohrungen erfolgte nach injizierten CO2-Mengen von rund 500 bzw. 11000 t. Wie in den hydrodynamischen Modellierungen vorausgesagt, erreichte das CO2 nach wenigen Wochen die erste Beobachtungsbohrung. Das geoelektrische Monitoring (ERT) der CO2-Ausbreitung zeigt eine deutliche Zunahme des Widerstands im Untergrund mit zunehmender Injektionsmenge. Eine erste Auswertung weist auf eine Hauptausbreitung in NW-SERichtung hin. Dies stimmt mit der verzögerten Ankunft des CO2 in der zweiten Beobachtungsbohrung überein. Die Druckentwicklung im Reservoir liegt im erwarteten Bereich.

Zu Beginn des Projektes wurde mit den beteiligten Partnern vereinbart, dass alle Ergebnisse in Ketzin öffentlich zugänglich gemacht werden. Umfangreiche Informationsaktivitäten (lokal, regional, national, weltweit) begleiten das Projekt von Anfang an. Die gute Kooperation mit der Bevölkerung in Ketzin, insbesondere mit Herrn Bürgermeister Lück und der Stadtverordnetenversammlung, hat das Projekt erst möglich gemacht.

Die Geometrie der CO2-Ausbreitung ließ sich in der zeitlichen Veränderung der seismischen Crosshole-Tomographie noch nicht abbilden. Dies liegt vermutlich an der zum Zeitpunkt der Wiederholungsmessungen sehr geringen Injektionsmenge, der geringen Mächtigkeit der mit CO2 gefüllten Schichten und dem anisotropen Fluss im Untergrund sowie an den bisher angewendeten Auswertealgorithmen.

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Einführung Im Rahmen des CO2SINK-Projektes werden alle Prozesse, die bei der Speicherung von CO2 im Untergrund ablaufen, wissenschaftlich untersucht. Nach heutigem Kenntnisstand besitzen Sandsteinschichten, deren Porenräume mit Salzwasser gefüllt sind, das größte Speicherpotenzial. Deshalb wurde für den Forschungsspeicher ein salinarer Aquifer gewählt, um dort unter realistischen Bedingungen diese Speichertechnologie zu untersuchen. Das Untertagelabor CO2SINK (Abb. 36) liegt 20 km westlich von Berlin in der Nähe der Havelstadt Ketzin (Abb. 37). Auf einem Industriegelände der Verbundnetzgas AG wurde das Speicherprojekt entwickelt und unter Bergrecht genehmigt. Das Genehmigungsverfahren entspricht weitgehend den Anforderungen der europäischen CCS-Speicherrichtlinie. Die Entwicklung geeigneter technologischer Verfahren für eine sichere und effektive Injektion von CO2 und die Entwicklung und Optimierung verschiedener Überwachungs-Technologien stehen im Fokus der Forschungsarbeiten in Ketzin. Aus dem Vergleich zwischen den Ergebnissen der

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Abb. 36: Das CO2SINKUntertagelabor

technischen Anwendung und den Vorhersagen der Computersimulation können entscheidende Hinweise für die Optimierung der numerischen Modellierung abgeleitet werden. Ziel der Untersuchungen ist die Definition der Anforderungen für eine langfristige und sichere Einlagerung von CO2 im Untergrund in Bezug auf die geologische Struktur und das Überwachungs-Programm (Borm & Förster 2005). Das CO2SINK-Konsortium umfasst 18 Partner aus neun europäischen Ländern und wird vom Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches GeoForschungsZentrum GFZ koordiniert. Zählt man die Partner aus den Forschungsprojekten, die in Ketzin arbeiten, dazu, sind mehr als 50 Institutionen (Universitäten, Forschungseinrichtungen, KMU, Industrie) am Projekt beteiligt. Voraussetzung für den Beginn der Arbeiten vor Ort war ein umfangreiches Genehmigungsverfahren, welches neben dem Bergamt auch die Obere und Untere Wasserschutzbehörde, die Umweltbehörde, das Landratsamt und die Stadt Ketzin einbezog. Dabei wurde dem Umweltschutz, dem Emissionsschutz und dem Landschaftsschutz hohe Priorität eingeräumt. So wurden Beobach-

tungsstationen für geophysikalische Untersuchungen beispielsweise nicht in Schutzgebiete gelegt. Dank der Kooperation mit den Bürgern vor Ort konnten innerhalb weniger Jahre umfangreiche seismische (Juhlin et al. 2007), geochemische (Zimmer et al. 2009), biologische (Morozova et al. 2009) und geologische (Förster et al. 2009) Untersuchungen durchgeführt werden. Zudem wurde das Untertagelabor eingerichtet (Prevedel et al. 2008) und 2008 schließlich mit der CO2-Injektion begonnen.

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Zur Errichtung des CO2SINK-Untertagelabors wurden eine Injektionsbohrung und zwei Beobachtungsbohrungen in die Stuttgart-Formation bis auf ca. 800 Meter Teufe niedergebracht. Die Bohrungen sind in einer L-förmigen Geometrie aufgestellt und – entsprechend dem Smart-Casing-Konzept – mit einer umfangreichen Sensorik versehen (Prevedel et al. 2008; Giese et al. 2009). Die permanent installierte Sensorik befindet sich im Wesentlichen außerhalb der letzten Verrohrung (5 ½ Zoll) in den Bereichen der Deckschicht und des Reservoirs. Sie ist einzementiert und damit direkt mit dem umliegenden Gestein verbunden. Zu den Smart-Casing-Sensoren gehören pro Bohrung 15 Elektroden zur Widerstandsbestimmung und ein

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Abb. 37: Lage des CO2SINKPilotexperiments in der Nähe von Ketzin (bei Berlin)

faseroptisches ortsauflösendes Temperaturmesskabel (DTS). In der Injektionsbohrung ist zusätzlich ein Heizkabel installiert und in Reservoirteufe ein optischer Druck- und Temperatursensor. In allen Bohrungen werden Fluidproben für geochemische und biologische Untersuchungen gewonnen und in den Beobachtungsbohrungen seismische Sender und Empfänger sowie Bohrlochsonden (Logging-Tools) eingesetzt (s. a. Kap. 9, S. 88 ff.). Die Injektionsanlage besitzt zwei jeweils 50 t fassende CO2-Tanks und ist für eine Injektionsrate von 300 bis 3250 kg CO2/Stunde ausgelegt. Injektionsdruck, Injektionstemperatur und Injektionsrate werden permanent überwacht und geregelt. Im Zuge des Injektionsbetriebs könnte eine Permeabilitätsreduktion im bohrlochnahen Bereich zu einer Erhöhung des erforderlichen Injektionsdruckes über den sicherheitstechnisch erlaubten Maximaldruck führen. In der Erdöl- und Erdgasindustrie wird der Maximaldruck in der Regel 10 bis 20 % niedriger als der beim Formationsdrucktest (Leak-off-Test) bestimmte Wert festgelegt. Als Präventionsmaßnahme wurde vor Beginn der CO2-Injektion eine 6%ige KCl-Lösung injiziert

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(KCl-Slug), um eine CO2-induzierte Salzausfällung durch Trocknungseffekte zu vermeiden. Geologische und hydrogeologische Charakterisierung Der Speicher in Ketzin liegt in der Stuttgart-Formation, die in der Trias (ca. 230 Mio. Jahre vor heute) als Flussablagerung gebildet wurde und deshalb als stark heterogen angenommen und modelliert wird (Frykman et al. 2006). Die gesamte Formation hat eine Mächtigkeit von 80 Metern, wovon circa 20 Meter permeable und poröse Sandsteine sind (Porenvolumen 15 bis 26 Vol.%). Sie bilden den eigentlichen Speicher (Förster et al. 2006). Das darüber liegende Deckgebirge besteht aus tonreichen Ablagerungen mit sehr geringer Permeabilität und hoher Festigkeit. Bohrkernuntersuchungen und zwei- sowie dreidimensionale seismische Untersuchungen (2-D- und 3-D-Seismik) bestätigten das für die Speicherung angenommene geologische Profil und belegen die starke Heterogenität (Juhlin et al. 2007). Hydraulische Tests in allen drei Bohrungen liefern neben den geologischen und geophysikalischen Messungen wichtige Informationen für die numerische Mo-

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dellierung des Speicherverhaltens. Eine Auswertung (Bohrlocheinzelauswertung) lieferte für den Sandsteinhorizont eine mittlere Permeabilität zwischen 50 und 100 mDarcy und gab Hinweise auf die Existenz von weniger durchlässigen Bereichen nahe der Injektionsbohrung. Geophysikalisches Monitoring Um die Aussagefähigkeit verschiedener Monitoring-Techniken vergleichen zu können (Giese et al. 2009), wurde für das CO2SINK-Projekt das umfangreichste Monitoring-Programm weltweit konzipiert (Abb. 38). Neben 2-D-, -Pseudo-3D-SternExperimente und 3-D-Seismik-Experimenten, die von der Oberfläche aus durchgeführt werden, können die Ergebnisse in Ketzin mit Crosshole (zwischen den Bohrlöchern) und VSP/MSP (Vertical Seismic Profiling/Moving Source Profiling)-Untersuchungen kombiniert werden. Auch die VSP/MSP-Untersuchungen sind in 2-D und 3-D auswertbar. Bei allen seismischen Verfahren werden Wiederholungsmessungen durchgeführt, um die zeitliche Änderung der Eigenschaften im Untergrund abhängig von der CO2-Ausbreitung abbilden zu können. Darüber hinaus werden passive seismische Experimente an der Oberfläche und im Bohrloch ausgeführt. Der Standort in Ketzin bietet die Möglichkeit, die Experimente zur Bestimmung

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der räumlichen Auflösung der CO2-Wolke durchzuführen, Auswertemethoden (Processing) zu optimieren und neue Verfahren zu testen. Die im Rahmen des Smart-Casing-Konzeptes außerhalb der Verrohrung angebrachten Elektroden können für eine 3-D-Tomographie des Raumes zwischen den Bohrungen eingesetzt werden. Um auch den Bereich außerhalb der Bohrungen abbilden zu können, werden die Crosshole-Messungen durch Oberflächen-Oberflächen-Messungen und Oberflächen-Untergrund-Messungen ergänzt. Die komplementären seismischen und geoelektrischen Datensätze sollen gemeinsam ausgewertet werden, um noch genauere Einblicke in die Prozesse zu gewinnen. Mit den DTS-Messungen können die Wärmetransporteigenschaften im direkten Umfeld der Bohrungen beobachtet und damit Fließbewegungen abgebildet werden. Darüber hinaus können die Beobachtungen genutzt werden, um die Qualität der Zementation zu überprüfen und Leckagen im Bereich der Bohrungen zu detektieren Die Ankunft von gasförmigem CO2 in den Beobachtungsbohrungen wurde mithilfe eines im Rahmen des GEOTECHNOLOGIEN-Projektes CHEMKIN entwickelten Gas-Membran-Sensors (GMS) beobachtet. Dieser erlaubt eine kontinuierliche Bestimmung der Gaszusammensetzung

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Abb. 38: Überblick über die Überwachungsaktivitäten am CO2SINK-Untertagelabor. Bezeichnung der Verfahren – siehe Text.

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im Untergrund. Daher konnte der zeitliche Verlauf der Ankunft des CO2 und der Tracer-Gase in den Beobachtungsbohrungen genau aufgezeichnet werden. Geochemisches und mikrobiologisches Monitoring Im Rahmen der Forschungsarbeiten in Ketzin werden grundlegende Untersuchungen zu den komplexen Wechselwirkungen zwischen Biozönose, Fluid und Gestein durchgeführt. Sie sollen helfen, das geowissenschaftliche Verständnis in Bezug auf den Einfluss chemischer und biologischer Prozesse zu verbessern. Durch die Injektion von überkritischem CO2 kommt es zu Konzentrations-, Temperatur- und Druckänderungen im Reservoir. Diese Änderungen im natürlichen Lebensraum der mikrobiellen Biozönose können zu Änderungen in der Stoffwechselaktivität führen, die wiederum die Effizienz der geotechnischen Anwendung beeinflussen kann (s. a. Kap. 6, S. 58 ff.). Sowohl die Injektivität im bohrlochnahen Bereich (z. B. Sulfidbildung infolge von organischem Eintrag über Bohrspülungen) und die Permeabilität im Reservoir (z. B. Calcit- und Dolomitbildung) als auch die Beständigkeit der verwendeten Materialien (Zementund Stahlkorrosion) können durch chemische Reaktionen und mikrobielle Stoffwechselvorgänge beeinflusst werden. Der Einfluss der Injektion von reinem CO2 auf die Biozönose und dessen Wechselwirkung mit dem Speichergestein werden in situ über die Entnahme von Fluidproben und in Langzeitexperimenten im Labormaßstab unter Insitu-Bedingungen untersucht. Dabei wurden die anzuwendende Tiefenprobenahmetechnik und der Einsatz von Markierungsstoffen zur Beurteilung der Probenqualität erfolgreich erprobt und geeignetes Probenmaterial (Fluide und Kerne) aus der Stuttgart-Formation für die Charakterisierung der autochthonen Biozönose und Material zur Durchführung der Langzeitversuche gewonnen (Wandrey et al. 2009). Neben den Untersuchungen zu den Wechselwirkungen zwischen Biologie und CO2-Speicherung erlauben die Untersuchungen neue Einblicke in die biologischen Vorgänge in den tiefen Reservoiren.

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Modellierung Die Vorgänge im Untergrund wurden mit einer Vielzahl unterschiedlicher Modellierungsansätze und Modellierungsprogramme vorhergesagt. In Ketzin bestand die einzigartige Möglichkeit, die Vorhersagbarkeit zu testen (Kühn et al. 2009). Dazu wurden die verschiedenen Modellierungsergebnisse mit den realen Beobachtungen verglichen sowie das Überwachungskonzept aufgrund der Modellvorhersagen ausgelegt. Die Übereinstimmung der prognostizierten Ankunft des CO2 in der ersten Beobachtungsbohrung stimmt mit den Beobachtungen gut überein. Damit bildeten die Modellierungen eine verlässliche Basis für die Planung des Monitoring-Ablaufes und des Injektionsregimes. Erste Ergebnisse Im Rahmen des CO2SINK-Projektes in Ketzin konnte ein CO2-Speicher erfolgreich aufgesucht, unter Bergrecht bewilligt und erschlossen werden (Schilling et al. 2009; Würdemann et al. 2009). Die kurz vor Beginn des Speicherbetriebs festgestellte Injektivitätsminderung in der Injektionsbohrung wurde durch die biologische Umsetzung der Bohrspülung und die damit verbundene Bildung von Eisensulfid verursacht. Sie konnte mithilfe eines Gashebeverfahrens (N2-Lift) beseitigt werden (Zettlitzer et al. 2009). Mit dem kontinuierlichen Betrieb des Speichers wurde Ende Juni 2008 begonnen. Das Anfahrregime, die Stoppprozedur und die Injektion arbeiten problemlos und erlauben eine sichere Handhabung der Injektion. In einem Jahr Speicherbetrieb wurden bisher rund 20000 t CO2 (Stand: 1. September 2009) bei einer maximalen Injektionsrate von 3 t/Stunde in die Stuttgart-Formation injiziert. Die Verläufe des Injektionsdrucks in Reservoirteufe und der Kopfdrücke an den Beobachtungsbohrungen entsprachen dem erwarteten Verhalten. Die festgestellten Erhöhungen des Injektionsdrucks konnten mit der sukzessive gesteigerten Injektionsrate und -menge im Verlauf der Inbetriebnahme des Speichers erklärt werden. Negative Effekte einer Salzausfällung (Halite Scaling) wurden daher bisher nicht beobachtet. Im Verlauf des Injektionsbetriebes ist

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der Injektionsdruck von 66 bar auf rund 75 bar angestiegen. Damit liegt das CO2 im Nahbereich der Injektionsbohrung im überkritischen Zustand vor (Dichte 0,25 g/cm3). Der mithilfe von Bohrlochmessungen bestimmte Druck- und Temperaturverlauf in Reservoirteufe zeigt, dass nach einem Jahr Speicherbetrieb der Druck in beiden Beobachtungsbohrungen so weit erhöht wurde, dass das CO2 hier ebenfalls in überkritischem Zustand vorliegt (Würdemann et al. 2009). Die Ankunft des freien CO2 an den Beobachtungsbohrungen konnte mithilfe des GMS-Sensors sicher und mit hoher Zeitauflösung verfolgt werden. Direkt nach Ankunft des als Markierungsstoff eingesetzten Kryptons stieg die CO2-Konzentration kontinuierlich an. Der Anstieg verlief in der ersten Beobachtungsbohrung steiler als in der zweiten (112 m Abstand), was auf die deutlich unterschiedlichen Verweilzeiten im Reservoir zurückgeführt werden konnte (Zimmer et al. 2009). Nach Ankunft des CO2 an den Beobachtungsbohrungen zeigten Fluidproben aus dem Reservoir einen Abfall des pH-Werts auf 5,5 (nach Entgasung gegen den atmosphärischen Druck) und einen Anstieg der Eisenkonzentration auf Werte von etwa 6 mg/l auf 200 bis 300 mg/l. Da Eisen sowohl in den Beobachtungsbohrungen als auch im Sumpf der Injektionsbohrung in ähnlicher Konzentration gefunden wurde, stammt es vermutlich in erster Linie aus Korrosionsprozessen an der Verrohrung. Molekularbiologische Analysen der

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mikrobiellen Biozönose zeigten, dass fermentative und sulfatreduzierende Bakterien den Stoffwechsel im Reservoir dominieren, die in die beobachteten Korrosionsprozesse involviert sein könnten. Nach einer vorübergehenden Reduktion der detektierten Zellzahl ist diese nach fünf Monaten CO2-Exposition wieder leicht angestiegen. Zudem wurde eine deutliche Erhöhung des Anteils stoffwechselaktiver Bakterien nachgewiesen. Dies belegt die hohe Anpassungsfähigkeit der Organismen an die sich verändernden Umweltbedingungen (Morozova et al. 2009). Die Ausbreitung des CO2 im Reservoir wurde mit geoelektrischen Verfahren verfolgt. Erste Ergebnisse des geoelektrischen Monitorings (Surfacedownhole ERT) deuten auf einen anisotropen Fluss mit einer Hauptrichtung NW-SE im Untergrund hin. Diese Beobachtung stimmt mit der erwartungsgemäßen Ankunft an der ersten Beobachtungsbohrung und der verzögerten Ankunft des CO2 an der zweiten Beobachtungsbohrung überein und wird auch durch die Interpretation der geologischen Profile gestützt. Petrographische und mineralogische Analysen an Bohrkernen und Bohrlochmessungen deuten darauf hin, dass die zweite Beobachtungsbohrung am Rand eines höher permeablen Bereichs liegt. Die Auswertung der seismischen Untersuchungen dauert noch an und hat bisher keine eindeutigen Signale der Ausbreitung geliefert. Dies ist vermutlich darauf zurückzuführen, dass sich aufgrund des geoelek-

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Abb. 39: Injektionsrate (rote Punkte) und gespeicherte CO2-Menge (blaue Linie)

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Abb. 40: Erste – vorläufige – Ergebnisse des CO2SINK-Experimentes. Die Hauptfließrichtung des CO2 im Untergrund ist NW-SE (elektrische Widerstandstomographie). Die Ausbreitung zwischen der Injektionsbohrung und den Beobachtungsbohrungen kann über die elektrische Crosshole-Tomographie beobachtet werden. Die seismischen Abbildungen zeigen bisher kein eindeutiges Bild. Druck- und Temperaturverläufe in den Bohrlöchern zeigen, dass das CO2 in Reservoir-Teufe im Bereich der Injektionsbohrung und ersten Beobachtungsbohrung als überkritisches Fluid vorliegt (Würdemann et al. 2009).

trisch beobachteten anisotropen Flusses zum Zeitpunkt der seismischen Crosshole-Messung nur wenig CO2 zwischen den beiden Beobachtungsbohrungen befand und zudem die Mächtigkeit der mit CO2 gefüllten Speicherhorizonte bezogen auf die Länge der seismischen Wellen gering ist. Ausblick Um die Aussagen zur Ausbreitung des CO2 im Untergrund zu verifizieren, werden in diesem Jahr neben den bisher durchgeführten geophysikalischen Untersuchungen (Surface-downhole ERT, Crosshole ERT und Crosshole Seismik) weitere seismische Verfahren wie VSP, MSP und die 3-D-Seismik zur besseren Erfassung der Geometrie der CO2-Ausbreitung (CO2-Wolke) eingesetzt. Eine gemeinsame Auswertung der verschiedenen geophysikalischen Untersuchungen, Modellierungen und Laborversuche soll eine Aussage liefern, die neben der räumlichen Ausdehnung auch Informationen zur Menge und Verteilung des Gases im Untergrund enthält. Außer den bisher eingesetzten Verfahren zur geochemischen, mikrobiologischen und geophysikalischen Beobachtung der CO2-Ausbreitung sollen in einem Folgeprojekt zusätzlich passive Methoden zur Bestimmung der Mikroseismizität eingesetzt werden. Sie dienen zur Identifikation einer Reaktivierung von Störungen und zur indirekten Detektion der Ausbreitung der Druckfront im Unter-

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grund und möglicher Rissbildungen während der CO2-Verpressung und damit indirekt der Bestimmung der CO2-Ausbreitung. Der Einsatz der Magnetotellurik soll zur Abbildung des CO2-Plumes und des Reservoirs in größerer Entfernung von den Einspeisepunkten genutzt werden. Weiterhin soll die Radar-Interferometrie (InSAR) zur Erfassung von Oberflächendeformationen, die durch die CO2-Injektion auftreten können, eingesetzt werden. Die Auswirkungen von Begleitstoffen im Speichergas auf Ausfällungs- und Korrosionsprozesse sollen im Labor und in situ erforscht werden. U. a. soll CO2 aus einer Oxyfuel-Anlage zur Injektion eingesetzt werden. Des Weiteren ist das Abteufen einer weiteren Forschungsbohrung geplant, um das geophysikalische Monitoring zu optimieren, die Störungscharakterisierung im rezenten Spannungsfeld zu intensivieren und zugleich auch den Verschluss einer Bohrung bei laufendem Speicherbetrieb zu testen. Damit ein ausreichender Zeitraum für die Erprobung von Verfahren zur Stilllegung und Überwachung der Bohrung zur Verfügung steht, ist geplant, die Injektionsmenge auf bis zu 100000 t CO2 zu erhöhen. Dies würde zugleich auch erlauben, intensive Untersuchungen zur Korrelation zwischen der Injektionsmenge und der zeitlichen Veränderung der CO2-Ausbreitung durchzuführen.

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CLEAN – Ein F&E-Verbundvorhaben zur Erhöhung des Ausbringegrades von gasförmigen Kohlenwasserstoffen durch die Injektion von Kohlenstoffdioxid (CO2) Michael Kühn (1), Maja Tesmer (1), Robert Meyer (2) & CLEAN-Partner (1) Helmholtz-Zentrum Potsdam, Deutsches GeoForschungsZentrum – GFZ, Zentrum für CO2-Speicherung (2) GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH, Lingen

Einleitung und Zielsetzung Das Verbundvorhaben CLEAN – CO2 Large-Scale Enhanced Gas Recovery in the Altmark Natural Gas Field – ist ein Forschungs- und Entwicklungsvorhaben (F&E) von 16 Institutionen der deutschen Wissenschaft und Wirtschaft. Das F&E wird vom Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) seit Juli 2008 teilfinanziert und hat eine geplante Laufzeit von drei Jahren. Das Verbundvorhaben CLEAN hat zum Ziel, Möglichkeiten der Mobilisierung konventionell nicht förderbarer Erdgasmengen und somit eine Steigerung der Erdgasförderung durch die Injektion eines Förderfluids in die nahezu ausgeförderte Erdgaslagerstätte Altmark zu erforschen (Enhanced Gas Recovery – EGR). Als Förderfluid wird Kohlenstoffdioxid (CO2) eingesetzt, welches nicht nur das Erdgas verdrängt, sondern anstatt seiner gespeichert wird (Carbon Capture & Storage – CCS). Im Rahmen des Pilotvorhabens sollen nahezu 100000 Tonnen CO2 zur Erhöhung der Erdgasförderung in das hydraulisch und strukturell isolierte Teilfeld Altensalzwedel injiziert werden, um die generelle Tauglichkeit der Lagerstätte zur Injektion von CO2 zu testen. CO2 hat aufgrund der Verbrennung fossiler Energieträger (z. B. Kohle) den weltweit größten Anteil an anthropogen verursachten Treibhausgasen. Aus diesem Grund leistet das F&E-Vorhaben CLEAN zusätzlich einen wichtigen wissenschaftlichen Beitrag auf dem Weg der Reduzierung anthropogener Emissionen von Treibhausgasen. Ergänzend wird durch eine

Abb. 41: Logo des Verbundvorhabens CLEAN

gesteigerte Ausbeute des umweltfreundlichen Rohstoffes Erdgas aus der Altmarklagerstätte ein strategisch wichtiger Beitrag für eine importunabhängige Versorgungssicherheit auf regionaler Ebene geleistet.

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Die Forschungsschwerpunkte des Verbundvorhabens CLEAN Der Forschungsschwerpunkt von CLEAN liegt in der Untersuchung, Beschreibung und Bewertung aller mit der CO2-Injektion verbundenen Prozesse. Folgende wissenschaftliche, wirtschaftliche und ökologische Fragen sollen u. a. beantwortet werden: – Wie sind die ökonomischen und technischen Erfolgsaussichten einer EGR-Maßnahme in der Altmark zu bewerten? – Mit welcher Technologie kann CO2 kostengünstig, effektiv und langfristig sicher in den Untergrund gebracht werden? – Wie kann die Integrität (Unversehrtheit) ehemaliger Förderbohrungen während und nach einer CO2-Injektion technisch überwacht und gewährleistet werden?

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– Welche hydraulischen, geomechanischen und geochemischen Prozesse werden durch die Injektion von CO2 beeinflusst und wie können diese erfasst, dargestellt und durch Modelle vorhergesagt werden? – Wie lässt sich die Injektion und Ausbreitung des CO2 technisch überwachen? Das Untersuchungsgebiet Das CLEAN-Untersuchungsgebiet umfasst einen Teil der Erdgaslagerstätte Altmark (Teilfeld Altensalzwedel) und befindet sich in Sachsen-Anhalt, südlich von Salzwedel (Abb. 42). Der Betreiber und Bergwerkseigentümer dieser Erdgaslagerstätte ist die GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH. Generell bietet die Altmärkische Rotliegend-Gaslagerstätte gute geologische und infrastrukturelle Erfolgsaussichten zur Umsetzung von sowohl EGR mittels CO2 als auch für eine langfristige, sichere Speicherung von CO2. Die Vorteile dieser Gaslagerstätte sind: (i) die sehr mächtigen und von Natur aus gasdichten Salzformationen des Zechsteins im direkten Hangenden der Lagerstätte, (ii) der sehr hohe Erkundungsgrad der Lagerstätte, (iii) die guten bis befriedigenden Reservoirparameter der gasführenden Schichten und nicht zu-

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letzt (iv) der überwiegend stark abgesenkte Schichtdruck. Aufgrund der generell als gut zu bewertenden speichertechnischen Voraussetzungen gepaart mit dem derzeit verfügbaren, einzigartig großen Gesamtspeicherpotenzial in Westeuropa bieten die Altmärkischen Gasfelder sehr gute Voraussetzungen für ein EGR/CCS-Projekt mit besonders hohen Erfolgsaussichten. Im Rahmen des CLEAN-Pilotvorhabens werden das Teilfeld Altensalzwedel (Größe ca.14 km2), in dem die CO2-Testinjektion stattfinden soll, sowie dessen angrenzendes Umfeld (Größe ca. 30 km2) untersucht. Das Pilotfeld Altensalzwedel ist eine strukturell und hydraulisch eigenständige Teilstruktur (Hochscholle) der Lagerstätte. Zwölf Tiefenbohrungen erschließen das sedimentäre Rotliegende als Speichergestein in Tiefen von > 3400 m. Dieses besteht aus mehreren speicherfähigen Silt- und Sandsteinlagen, die durch Tonlagen getrennt sind. Das Reservoir wird von im Durchschnitt mehreren hundert Metern mächtigen Zechsteinsalzen überlagert. Die rezenten Reservoirtemperaturen und -drücke liegen bei etwa 125 °C bzw. 30 bis 50 bar, während vor Beginn der Gasförderung initiale Schichtdrücke

Abb. 42: Lage des Untersuchungsgebietes und der darin stehenden Bohrungen einschließlich der Teilstruktur Altensalzwedel (Simulations-Modell) und des angrenzenden Umfeldes (Geo-Modell) in Sachsen-Anhalt

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von ca. 425 bar vorlagen. Etwa 90 % der für das Teilfeld Altensalzwedel ermittelten Gasvorkommen sind bereits gefördert. Das Verbundvorhaben CLEAN und seine Themenverbünde Das Verbundvorhaben wird vom Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches GeoForschungsZentrum in enger Abstimmung mit dem Sonderprogramm für GEOTECHNOLOGIEN koordiniert. Fünf Themenverbünde bilden das Gerüst für das Verbundvorhaben und werden von dem/der verantwortlichen ThemenverbundsprecherIn im Lenkungsausschuss vertreten (Abb. 43). Die Themenverbünde bearbeiten und erforschen folgende Themenfelder: – Öffentliche Akzeptanz, – Technikumsanlage zur Injektion von CO2, – Bohrungsintegrität, – Geowissenschaftliche Prozessbeschreibung, – Umwelt- und Prozessmonitoring. Die Mehrzahl der Themenverbunde untergliedert sich in weitere Projekte, denen jeweils ein(e) Pro-

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jektveranwortliche(r) vorsteht. Bis zu fünf Projekte sind in einem Themenverbund zusammengefasst. Im Themenverbund »Technikumsanlage« und »Öffentliche Akzeptanz« wurde auf eine weitere Untergliederung verzichtet. Ein Lenkungsausschuss unterstützt den Koordinator bei der Durchführung des Vorhabens und trifft sich mindestens zwei Mal jährlich. Er besteht aus dem Koordinator, den Themenverbundsprechern sowie Vertretern des Lagerstätteneigentümers (GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH). Als Gäste sind der für die Lieferung des CO2 zuständige Industriepartner (Vattenfall Europe) und ein Repräsentant des Sonderprogramms GEOTECHNOLOGIEN vertreten. Der Themenverbund: Öffentliche Akzeptanz Die öffentliche Akzeptanz ist eine der wichtigsten Voraussetzungen für eine allseitig zufriedenstellende, erfolgreiche Durchführung des Verbundvorhabens CLEAN. Aktuell sind das Wissen und die Einschätzung von EGR als eine mögliche zukünftige CCS-Technologie bei dem größten Teil der Gesellschaft in Deutschland nur wenig ausgeprägt, wie eine vom Bundesministerium für Wirt-

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Abb. 43: Organigramm des Verbundvorhabens CLEAN

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schaft und Technologie (BMWi) finanzierte Studie zeigt1. Laut dieser Studie leitet sich daraus der Anspruch ab, durch Aufklärung die Vor- und Nachteile dieser Technologie sachlich darzulegen. Die Ergebnisse der Studie zeigen, dass zum Erreichen einer breiten gesellschaftlichen Akzeptanz der CCS-Technologie in erster Linie neutrale und transparente Informationen sowie glaubwürdige Informationsvermittler unentbehrlich sind. Nur durch eine allgemein verständliche, fundierte und strategisch abgestimmte Öffentlichkeitsarbeit kann ein in der Bevölkerung derart konträr diskutiertes Thema wissenschaftlich und technisch fundiert dargestellt werden und der Öffentlichkeit die Möglichkeit gegeben werden, sich objektiv und sachlich zu informieren. Der Themenverbund Öffentliche Akzeptanz wird im Rahmen des Pilotvorhabens CLEAN sowohl regional als auch national maßgeblich dazu beitragen, dass eine gesellschaftliche Wahrnehmung und Risikobewertung der EGRund CCS-Thematik aufgebaut und gefördert wird. Aufgaben des Themenverbunds Der Themenverbund Öffentliche Akzeptanz hat folgende Aufgaben: – durch Presseinformationen, Podiumsdiskussionen und Interviews alle themenrelevanten Informationen an alle Interessenten heranzutragen sowie das allgemeine Interesse der Gesellschaft an der EGR/CCS-Technologie zu wecken, – Organisation und Durchführung von Informationsveranstaltungen in öffentlichen Räumen,

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– Aufbau einer internetbasierten, virtuellen Informationsplattform in Zusammenarbeit mit dem BMBF, – Einrichtung eines Informationszentrums in der Altmark inklusive der Bereitstellung und des Designs von Informationsmaterialien und Exponaten sowie – Sicherstellung einer sachlichen Aufklärung, Beratung und Information der BürgerInnen durch wissenschaftliches Personal des Informationszentrums. Der Themenverbund: Technikumsanlage zur Injektion von CO2 Die Technikumsanlage besitzt eine Schlüsselfunktion innerhalb des F&E-Vorhabens CLEAN. Sie ist Voraussetzung dafür, dass die wissenschaftlichen und technischen Kernfragen erforscht und die wissenschaftlichen Ziele erreicht werden können. Durch den Betrieb der Anlage und die damit verbundene CO2-Injektion ist im realen Feldversuch zu verifizieren, dass: 1. durch die Injektion des Förderfluids CO2 konventionell nicht mehr förderbare Erdgasmengen mobilisiert und gefördert werden können, 2. sich die Gesteinsschichten im Pilotfeld Altensalzwedel für eine langfristige und ökologisch sichere CO2-Speicherung eignen sowie 3. die beim Betrieb einer CO2-Konditionierungsund Injektionsanlage gewonnenen Erfahrungen für Folgeprojekte verwertbar sind.

Abb. 44: Impressionen zum Themenverbund »Öffentliche Akzeptanz«

1 Sozioökonomische Begleitforschung zur gesellschaftlichen Akzeptanz von Carbon Capture and Storage (CCS) auf nationaler und internationaler Ebene – Abschlussbericht. – Pfad: http://www.wupperinst.org/de/projekte/proj/uploads/tx_wiprojekt/Akzeptanz-CCS-Endbericht.pdf (Mai 2009)

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Bislang gibt es keine industriellen EGR-Vorhaben, bei denen CO2 im Förderkreislauf eine wirtschaftlich attraktive Rolle einnimmt. Aufgrund der bislang geringen Bedeutung dieser Thematik ist wenig über begleitende Prozesse und Problematiken bekannt. Erste Anhaltspunkte liefern unter anderem Nordseeprojekte wie beispielsweise das Projekt »K12-B« (Betreiber GDF SUEZ E&P Netherlands), bei dem das im Erdgas enthaltene und dementsprechend bei der Gewinnung mit geförderte CO2 abgetrennt und in denselben Erdgashorizont reinjiziert wird. Grundsätzlich unterscheidet sich die Technikumsanlage zur Injektion von CO2 von solchen Beispielen, da erstmals das bei der Energiegewinnung durch Kohleverbrennung industriell anfallende CO2 im Rahmen von EGR dazu dienen soll, die Ausbeute einer nahezu ausgeförderten Erdgaslagerstätte zu erhöhen. Durch die Technikumsanlage (Abb. 45) werden alle weiteren anlagen- und betriebsbezogenen Forschungs- und Entwicklungsprojekte und -arbeiten realitätsbezogen integriert. Aufgaben des Themenverbunds Bei der Installation und dem Betrieb der Technikumsanlage werden folgende Arbeitsschritte unter standortspezifischen und pilotcharakteristischen Bedingungen durchgeführt bzw. erforscht: – Übernahme des aus einem Pilotkraftwerk abgetrennten CO2 und Konditionierung des CO2 zur Nutzung als EGR-Förderfluid, – Betrieb der Konditionierungsanlage einschließlich der Injektionsleitungen und der injektionsbedingten Untersuchung und Optimierung des Verfahrensprozesses,

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– Injektion des CO2 in den Rotliegend-Speicher der Teilstruktur Altensalzwedel zur Erprobung und Bewertung verschiedener Injektionsregime, – Erfassung der Platznahme des CO2 in der Lagerstätte, Bewertung der Injektivität der Bohrungen und des unmittelbar angrenzenden Speicherbereichs, – Teilfeldbezogene Bewertung des EGR-Effektes sowie Messung und Nachweis der prognostizierten gesteigerten Erdgasausbeute. Der Themenverbund: Bohrungsintegrität Der Themenverbund Bohrungsintegrität ist ein unentbehrlicher Bestandteil des gesamtheitlichen Ansatzes des F&E-Vorhabens CLEAN. Jede Erdgasbohrung stellt einen anthropogenen Eingriff in die von Natur aus gasdicht abgedeckten Lagerstättenstrukturen dar. Sie ist per se ein Artefakt und dementsprechend ein möglicher Risikofaktor. Aus diesem Grund ist die Analyse und Bewertung des jeweiligen Bohrungszustandes ein sehr entscheidendes Eignungs- und auch Sicherheitskriterium für die Nutzung einer Lagestätte (s. a. Kap. 8, S. 78 ff.). In Hinblick auf einen Einsatz von EGR bei simultaner CO2-Speicherung muss für jede abgeteufte Bohrung deren Dichtigkeit, ihre aktuelle und langfristige Standfestigkeit sowie, für bereits verfüllte Bohrungen, ihr dauerhaft sicherer Bohrungsverschluss gewährleistet werden. Dabei müssen die in Zeit und Raum veränderlichen Druck- und Temperaturverhältnisse für jede Bohrung berücksichtigt werden. Den in der Altmark mächtigen Salzpaketen des Zechsteins kommt hierbei aufgrund ihrer plastischen Gesteinseigenschaften (Salzkriechen) eine besondere Bedeutung zu, da sie eine Bohrung natürlich abdichten können (Abb. 46).

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Abb. 45: Schematische und reale Darstellung der obertägigen Konditionierungsanlage des Themenverbundes »Technikumsanlage zur Injektion von CO2«. Planung (links), Durchführung (rechts)

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Aufgaben des Themenverbunds Zur Lösung der genannten Problematik werden vom Themenverbund Bohrungsintegrität Analyseund Bewertungsmethodiken entwickelt und erstmalig im Pilotfeld Altensalzwedel angewendet. Die Aufgaben des Themenverbunds fokussieren sich auf nachfolgende wissenschaftliche und technische Arbeitsbereiche: – Entwicklung wissenschaftlicher Methoden zur Erfassung des qualitativen Bohrungszustandes in Hinblick auf dessen langfristige Eignung für eine sichere und ökologisch unbedenkliche CO2-Speicherung, – Entwicklung wissenschaftlicher Konzepte und Szenarien für mögliche CO2-Leckagen, – Entwicklung von Monitoringprogrammen und Gegenmaßnahmen zur Vermeidung, Reparatur und Bekämpfung von Leckagen sowie – Entwicklung eines dauerhaften geologischen Verschlusskonzepts von Bohrungen. Der Themenverbund: Geowissenschaftliche Prozessbeschreibung Der Themenverbund Geowissenschaftliche Prozessbeschreibung legt seinen Forschungsschwerpunkt auf die umfassende geowissenschaftliche Charakterisierung des geologischen Gesamtsystems der Reservoirgesteine, Fluide und des Deckgebirges sowie aller durch die CO2-Injektion induzierten Prozesse. Er gliedert sich in drei Projekte: – Gesteins- und Fluidcharakterisierung, – Geo-Modellierung und numerische Prozesssimulation sowie – projektübergreifendes Daten-Management-System und 3-D-Visualisierung für Prozess-Simulation und Überwachung (Abb. 47).

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Die Arbeiten im Themenverbund fokussieren auf ein verbessertes, ganzheitliches Systemverständnis der bei der CO2-Injektion bzw. -Speicherung ablaufenden physiko-chemischen Vorgänge. Diese Prozesse laufen gekoppelt in verschiedenen räumlichen und zeitlichen Skalen ab. Sie werden signifikant von den strukturgeologischen, hydrogeologischen und hydraulischen Bedingungen, den sich ändernden Fluid- und Gesteinseigenschaften, dem Temperaturfeld sowie dem Injektionsregime beeinflusst. Aufgaben des Themenverbunds Im Themenverbund werden für die geowissenschaftliche Systemanalyse die verschiedenen relevanten Untersuchungs- und Modellskalen miteinander verknüpft. Diese umfassen: (i) Laboruntersuchungen, (ii) die Erfassung von Bohrungs- und »Nah-Feld«-Effekten und (iii) die mesoskalige (regionale) Charakterisierung, Darstellung und Modellierung der Teilstruktur Altensalzwedel (Reservoir, Deckgebirge) sowie des Lagerstättenumfeldes. Die wesentlichen Arbeitsschritte sind nachfolgend zusammengefasst: – Aufbau eines effizienten, ganzheitlichen DatenManagement-Systems zur optimalen Vernetzung der Themenverbundmitglieder als Voraussetzung einer ganzheitlichen geowissenschaftlichen Systemanalyse, – Durchführung von Laboruntersuchungen zu CO2-spezifischen Fluid- und Gesteinseigenschaften mit und ohne Einwirkung von überkritischem CO2, – Durchführung von numerischen Simulationen zur Quantifizierung der Prozesse und Verifizierung der Algorithmen anhand von Gelände und Labordaten sowie

Abb. 46: Aufgaben des Themenverbundes »Bohrungsintegrität«: (i) Analyse und Evaluierung möglicher Undichtigkeiten für CO2Leckagen (links) und (ii) Entwicklung von Techniken eines natürlichen Bohrungsverschlusses (rechts)

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Abb. 47: Aufgaben des Themenverbundes »Geowissenschaftliche Prozessbeschreibung«: Gesteinsuntersuchungen, Systemmodellierung, Datenmanagement (von links nach rechts)

– Entwicklung von Visualisierungsmethoden zur Darstellung und Analyse von Prozessdaten. Der Themenverbund Umwelt- und Prozessmonitoring Die Ziele des Themenverbundes Umwelt- und Prozessmonitoring sind die Entwicklung und Erprobung von Überwachungsmethoden und die Ableitung eines Umwelt- und Betriebsmonitoringkonzeptes. Die Konzepte berücksichtigen die folgenden Räume: – das Reservoir sowie das überlagernde Deckgebirge, – die oberflächennahen Grundwasserleiterkomplexe und die ungesättigte Zone. Der Themenverbund erfasst alle umweltrelevanten Prozesse, die durch die Injektion von CO2 hervorgerufen werden. Die oberflächennahen Untersuchungen beobachten denkbare Gefährdungspfade und Risiken für den äußerst unwahrscheinlichen, aber trotzdem zu berücksichtigenden Fall einer CO2-Migration an die Erdoberfläche. Zudem werden die in den oberen Bodenschichten stattfindenden natürlichen Gasumwandlungs- und Neubildungsprozesse untersucht. Aufgaben des Themenverbunds Die Entwicklung eines Konzepts für das Betriebsmonitoring findet in enger Zusammenarbeit mit

dem Lagerstättenbetreiber GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH statt, welcher über vierzigjährige Förderbetriebserfahrung verfügt. Im Bereich des Reservoir- und Umweltmonitorings sind bislang noch keine allgemeinen Konzepte entwickelt worden, die EGR-Maßnahmen bei gleichzeitiger Speicherung von CO2 beschreiben. Die Aufgaben des Themenverbunds lassen sich wie folgt skizzieren: – Entwicklung und Erprobung von Methoden zum Prozessmonitoring für die genannten Gebiete sowie Durchführung des jeweiligen Monitorings: · geophysikalisches Monitoring (Seismik, Druck, Temperatur), · chemisches Monitoring (Analysen von Fluidund Gasproben), · Erfassung mikrobiologischer Prozesse und der mikrobiellen Biozönosen, · Durchführung von Bodengasmessungen. – Erfassung der natürlich und anthropogen verursachten Schwankungsbreiten der jeweiligen Parameter und möglicher Indikatoren vor und während der EGR-Maßnahme. – Bewertung der verschiedenen Methoden im Hinblick auf die natürlichen und anthropogen verursachten Bandbreiten der erfassten Parameter in Raum und Zeit sowie – Identifizierung, Ausweisung und Dokumentation der für ein EGR-Monitoring relevanten Parameter und Indikatoren.

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Abb. 48: Aufgaben des Themenverbundes »Bohrungsintegrität«: (i) Analyse und Evaluierung möglicher Undichtigkeiten für CO2Leckagen (links) und (ii) Entwicklung von Techniken eines natürlichen Bohrungsverschlusses (rechts)

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»Die geologische Speicherung von CO2 ist nicht nur in Deutschland ein wichtiges Forschungsthema. Weltweit wurde eine Vielzahl von nationalen und internationalen Initiativen und Pilotprojekten auf den Weg gebracht.«

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11. Internationale Aktivitäten Ludwig Stroink Geschäftsstelle GEOTECHNOLOGIEN, Potsdam

Die geologische Speicherung von CO2 ist nicht nur in Deutschland ein Thema. Weltweit wurde eine Vielzahl von nationalen Initiativen und Pilotprojekten auf den Weg gebracht (Abb. 52). – »CATO – CO2 Capture and Storage in the Netherlands« ist das nationale CCS-Forschungsprogramm der Niederlande mit einem Vier-JahresBudget von cirka 25 Millionen Euro. Im April 2008 ging in Rotterdam die erste Demonstrationsanlage zur CO2-Abscheidung (mit postcombustion-Technologie) an den Start. Unter Federführung des französischen Energieunternehmens GDFSUEZ (früher: Gaz de France) und niederländischer Forschungsinstitutionen wurde vor der holländischen Küste zudem das Pilotvorhaben K12B realisiert. Hier wurde weltweit erstmals der Versuch unternommen durch die Injektion von CO2 zusätzliche Erdgasreserven zu mobilisieren (Enhanced Gas Recovery, EGR). – Ähnlich wie im Fall GDFSUEZ haben auch andere internationale Energiekonzerne die Initiative ergriffen und konkrete Forschungs- und Demonstrationsvorhaben gestartet: Beispiele sind die Projekte In Salah in der algerischen Sahara (BP, STATOIL, Sonatrach) oder Lacq in Südfrankreich (TOTAL). – Die britische Regierung unterstützt die Entwicklung von CCS seit 2004 mit cirka 7,5 Millionen Euro. In der Planung befindet sich derzeit ein 1 Milliarde Euro teures CCS-Demonstrationsprojekt, das gemeinsam mit Industriepartnern errichtet werden soll.

– Der norwegische Energiekonzern Statoil-Hydro und seine Partner betreiben bereits seit 1996 die CO2-Speicherung über dem Sleipner-Gasfeld südwestlich der norwegischen Küste: In die unverfestigten Sande der »Utsira Formation«, circa 1000 Meter unterhalb des Meeresbodens, werden etwa 1 Million Tonnen CO2 injiziert, das dem geförderten Erdgas zuvor als unerwünschte Verunreinigung entzogen wurde. Aufgrund der in Norwegen üblichen CO2-Steuer ist die kostenintensive Technologie auch wirtschaftlich attraktiv; offenbar so sehr, dass das Unternehmen und seine Partner in der nördlichen Barentssee – im Snøhvit-Gasfeld – eine weitere Anlage in Betrieb genommen haben. Hier sollen in den nächsten Jahren, bei jährlich ungefähr 700000 Tonnen, insgesamt mehr als 20 Millionen Tonnen CO2 in 2500 Meter unter dem Meeresboden liegende Sandsteine injiziert werden. – Im kanadischen Weyburn wird seit 2000 eine Pilotanlage betrieben, die erstmals CO2 aus einer Industrieanlage für EOR-Maßnahmen benutzt. Durchschnittlich 1,8 Millionen Tonnen CO2 werden jährlich in eine nahezu erschöpfte Erdöllagerstätte eingepumpt. Während das umweltschädliche CO2 auf Dauer in den zerklüfteten Kalksteinen verbleiben soll, erwarten die Betreiber, am Ende der Versuchsphase 2015 zusätzlich 130 Millionen Barrel Öl gefördert zu haben.

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– In den USA plant die Regierung, insgesamt circa 3 Milliarden US-Dollar in die Förderung der CCS-Technologie zu investieren. Derzeit fördert das Department of Energy im Rahmen seines »Carbon Sequestration Partnership Programs« verschiedene Pilotprojekte zu Abscheidung, Transport und Speicherung von CO2. Regionale Partnerschaften zwischen öffentlicher Hand

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und Unternehmen entwickeln hier landesweite Best-Practice-Beispiele, um nationale Regulatorien erarbeiten zu können. Allein im Rahmen des restrukturierten Future-Gen-Programms will die US-Regierung in den nächsten Jahren cirka 1,3 Milliarden US-$ in die Entwicklung der CCSTechnologie investieren, davon bereits 290 Mio. US-$ in 2009. – Neben Nordamerika und Europa entwickelt sich Australien zu einem weiteren regionalen Schwerpunkt der internationalen CCS-Forschung. Unter Federführung des Cooperative Research Centre for Greenhouse Gas Technologies (CO2CRC) wird hier neben dem seit April 2008 operierenden Otway-Projekt (Injektion von bis zu 100000 Tonnen eines CO2-reichen Gases in ein erschöpftes Erdgasfeld) derzeit eines der weltweit größten Demonstrationsprojekte zur CO2-Injektion vorbereitet. Ab 2012 sollen auf einer vorgelagerten Insel an der NW-Küste Australiens pro Jahr circa 3-4 Millionen Tonnen CO2 in das Gorgon-Gasfeld injiziert werden. Im April 2009 wurde in Canberra das Global Carbon Capture and Storage Institute (GCCSI) eröffnet, das mit einer Anschubfinanzierung von 100 Millionen Australischen Dollar (circa 60 Mio. Euro) ausgestattet ist. Weltumspannend sind die Forschungsaktivitäten im Rahmen des »Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF)« und des »Greenhouse Gas R&D-Programme« der Internationalen Energie Agentur (IEA; http://www.cslforum.org; http://www.ieagreen.org.uk). Deutschland ist Mitglied in beiden internationalen Initiativen. Darüber hinaus stehen deutsche Forschungsgruppen in engem Kontakt zu ihren internationalen Kollegen, so dass heute ein weltweites Innovationsnetzwerk wissenschaftlich-technologischer Kooperationen besteht.

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b) Abb. 49: a, b) Übersicht weltweiter Pilot- und Demonstrationsvorhaben zur geologischen CO2-Speicherung

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12. Literaturverzeichnis

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GEOTECHNOLOGIEN Science Reports – Already published/Editions

No. 1 Gas Hydrates in the Geosystem – Status Seminar, GEOMAR Research Centre Kiel, 6–7 May 2002, Programme & Abstracts, 151 pages. No. 2 Information Systems in Earth Management – Kick-Off-Meeting, University of Hannover, 19 February 2003, Projects, 65 pages. No. 3 Observation of the System Earth from Space – Status Seminar, BLVA Munich, 12–13 June 2003, Programme & Abstracts, 199 pages. No. 4 Information Systems in Earth Management – Status Seminar, RWTH Aachen University, 23– 24 March 2004, Programme & Abstracts, 100 pages. No. 5 Continental Margins – Earth’s Focal Points of Usage and Hazard Potential – Status Seminar, GeoForschungsZentrum (GFZ) Potsdam, 9–10 June 2005, Programme & Abstracts, 112 pages. No. 6 Investigation, Utilization and Protection of the Underground – CO2-Storage in Geological Formations, Technologies for an Underground Survey Areas – Kick-Off-Meeting, Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) Hannover, 22–23 September 2005, Programme & Abstracts, 144 pages.

No. 7 Gas Hydrates in the Geosystem – The German National Research Programme on Gas Hydrates, Results from the First Funding Period (2001–2004), 219 pages. No. 8 Information Systems in Earth Management – From Science to Application, Results from the First Funding Period (2002–2005), 103 pages. No. 9 1. French-German Symposium on Geological Storage of CO2, Juni 21./22. 2007, GeoForschungsZentrum Potsdam, Abstracts, 202 pages. No. 10 Early Warning Systems in Earth Management – Kick-Off-Meeting, Technical University Karlsruhe, 10 October 2007, Programme & Abstracts, 136 pages. No. 11 Observation of the System Earth from Space – Status Seminar, 22–23 November 2007, Bavarian Academy of Sciences and Humanities, Munich, Programme & Abstracts, 194 pages. No. 12 Mineral Surfaces – From Atomic Processes to Industrial Application – Kick-Off-Meeting, 13–14 October 2008, Ludwig-Maximilians-Universtität, Munich, Programme & Abstracts, 133 pages. No. 13 Early Warning Systems in Earth Management – Status Seminar, 12–13 October 2009 Technische Universität München, Programme & Abstracts, 165 pages.

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Die dauerhafte geologische Speicherung von CO2 in Deutschland – Aktuelle Forschungsergebnisse und Perspektiven

Carbon Capture and Storage (CCS) kann zukünftig eine Schlüsselrolle im Portfolio der CO2-Vermeidungstechnologien spielen. Von zentraler Bedeutung ist die dauerhaft sichere geologische Speicherung des abgeschiedenen Kohlendioxids (CO2). In der öffentlichen Diskussion werden immer wieder die Sorgen der Bürgerinnen und Bürger offenkundig, die um die Verlässlichkeit dieser neuen Technologie fürchten. Für eine sachlich fundierte Diskussion ist die objektive Information durch die Forschung unentbehrlich. In Deutschland gründet sie auf einer breit gefächerten wissenschaftlichen Expertise, die den Anspruch erhebt, die verschiedenen Aspekte dieser neuen Technologie unabhängig zu erörtern. Zentrale Fragen sind dabei: Welche Chancen eröffnet die CCS-Technologie dem Klimaschutz und dem Technologiestandort Deutschland und welche Risiken ergeben sich für die Bevölkerung und die Umwelt? Seit 2005 befassen sich im Rahmen des vom Bundesministerium für Bildung und Forschung (BMBF) geförderten Forschungsprogramms GEOTECHNOLOGIEN, Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler aus unterschiedlichen Fachdisziplinen und Forschungseinrichtungen mit der CO2-Speicherung. Mit diesem GEOTECHNOLOGIEN-Science Report liegt erstmals eine zusammenfassende Darstellung zum Forschungsstand und den Perspektiven der CO2-Speicherung in Deutschland vor. Der Bericht berücksichtigt auch Forschungsarbeiten, die im Rahmen des COORETEC-Programms, des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie (BMWi) zum Thema »CO2-Speicherung« gefördert werden.

Science Report

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GEOTECHNOLOGIEN

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Die dauerhafte geologische Speicherung von CO2 in Deutschland

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GEOTECHNOLOGIEN Science Report

Die dauerhafte geologische Speicherung von CO2 in Deutschland – Aktuelle Forschungsergebnisse und Perspektiven

No. 14

ISSN: 1619-7399

No. 14