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Speicherstätten für die dauerhafte Einlagerung von verdichtetem CO2 können sowohl an Land (Onshore) als auch unter dem Meeresboden (Offshore) liegen.
Am besten eignen sich für den dritten und letzten Schritt der CCS-Prozesskette unterirdische Gesteinsschichten in Tiefen ab 800 Metern wie salzhaltige Gesteinsformationen oder Öl- und Gaslagerstätten.
Die Auswahl einer Lagerstätte hängt von verschiedenen Faktoren ab: unter anderem wie weit sie von den CO2-Quellen – wie zum Beispiel Kraftwerken – entfernt und welche Infrastruktur bereits vorhanden ist oder aufgebaut werden müsste. Das wichtigste Kriterium ist allerdings die geologische Beschaffenheit einer Lagerstätte. Im Zuge einer Machbarkeitsprüfung werden im Vorfeld die Lagerkapazität, die Dichte und Stabilität des umliegenden Gesteins und die Dauerhaftigkeit einer Lagermöglichkeit untersucht. Diese Überprüfung des Untergrunds ist aufwendig und kann einige Monate bis mehrere Jahre dauern. Die Technik und das Wissen über geologische Speicherung sind bereits aus der Öl- und Gasexploration
sowie -förderung bekannt. Dazu gehören Bohrungen, Einleitungstechnik und die Kenntnis um die Dynamik und Mineralogie der Lagerstätten, deren Überwachung und Risikomanagement sowie die 3D-Seismik. Mit ihr erstellen Geologen mithilfe von Schallwellen dreidimensionale Abbildungen der Erdschichten.
Speicherung in Salinen Aquiferen
Saline Aquifere sind Salzwasser führende, poröse Gesteinsschichten. Liegen sie tiefer als 800 Meter unterhalb der Erdoberfläche und werden durch eine gasundurchlässige Deckschicht abgeschlossen, eignen sie sich für die dauerhafte Lagerung von CO2. Über eine Injektionsbohrung wird das CO2 in die Salzwasser führende Formation gepumpt und dort von den Poren des Gesteins wie von einem Schwamm aufgesogen. Dabei löst sich das CO2 im Wasser – ähnlich wie beim Mineralwasser – und verringert so den PH-Wert des Wassers. Das Wasser wird sauer und löst aus dem porösen Gestein die Salze heraus. Diese reagieren wiederum mit dem CO2 und es entstehen mineralische Verbindungen wie Kalzit. Angesichts der vielen und großen Saline Aquifere-Vorkommen weltweit sind sie eine der vielversprechenden Speicheroptionen für CO2.
Speicherung in Erdölfeldern
Bereits seit Jahrzehnten wird CO2 bei der Erdölförderung eingesetzt. Lässt der natürliche Lagerstättendruck, durch den das Erdöl nach oben fließt, nach, kann durch das Einpressen von CO2 der Druck erhöht werden. Das CO2 verdrängt das Erdöl, verbleibt in den Poren des Speichergesteins zurück und löst sich im Wasser, das sich unterhalb des Erdöls angesammelt hat. Der Ölfluss wird wieder angekurbelt und die Ausbeute des Erdölfeldes erhöht. Dieses Verfahren wird Enhanced-Oil-Recovery (EOR) genannt. Nach der Versiegelung der Bohrlöcher ist das CO2 in der ehemaligen Öllagerstätte eingeschlossen. Allerdings eignet sich dieses Verfahren in Deutschland angesichts der geringen Kapazitäten heimischer Erdölfelder nur begrenzt. In den USA hingegen werden zum Beispiel jährlich rund 30 Millionen Tonnen CO2 zur Steigerung der Ölausbeute mit dem EOR-Verfahren in Öllagerstätten gepresst. Dazu transportieren amerikanische Energieunternehmen in großem Maßstab CO2 durch 2.500 Kilometer lange Pipelines zu den Ölfeldern nach Texas.
Speicherung in Erdgasfeldern
Genauso wie bei der Erdölförderung erhöht das Einpressen von CO2 den Druck bei der Erdgasförderung und steigert so die Ausbeute einer Erdgaslagerstätte. Das Verfahren wird Enhanced-Gas-Recovery (EGR) genannt. Die Nutzungsdauer der vorhandenen Infrastruktur, etwa der Rohrleitungen oder des Bohrlochbestands, ließe sich über die Förderdauer hinaus für weitere CO2-Einspeisung verlängern. Da Erdgas sowie auch Erdöl vor der Förderung seit Millionen von Jahren dicht in einer Falle abgeschlossen waren, ist auch das CO2 nach der Versiegelung der Bohrlöcher sicher dort verschlossen. Im Gegensatz zu der Speicherung von CO2 in Erdölfedern ist diese Methode aufgrund der größeren Gasvorkommen in Deutschland eine Option zur CO2-Speicherung hierzulande. Das weltweit größte Onshore-Speicherprojekt im Zusammenhang mit der Erdgasförderung betreibt BP mit ihren Partnern im algerischen In Salah.
Lagerung von CO2
Wie bereits während der Einspeisung wird auch nach der Einlagerung das Verhalten des CO2 in der Lagerstätte kontinuierlich durch verschiedene Beobachtungsverfahren überwacht. Dazu gehören unter anderem seismische Messungen, Beobachtungsbohrungen und geochemische Analysen.
Das CO2 geht in den tiefen Gesteinsformationen über die Jahre entweder feste mineralische Verbindungen ein oder löst sich zu einem großen Teil im Wasser, das infolge seiner Dichte an den Grund der Lagerstätte sinkt. Damit verringern sich fortwährend der Anteil an freiem CO2 in der Lagerstätte und zusätzlich die Gefahr von Leckagen. Bildet sich dennoch ein Leck, tritt das CO2 nur langsam an die Oberfläche und vermischt sich dort mit der Umgebungsluft.
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