Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie klar

CO2-Speicherung

to english version:

Die dauerhafte Speicherung von Kohlendioxid (CO2) im tieferen Untergrund ist ein energie- und umweltpolitisch motiviertes Thema, das weltweit als eine Option zur Treibhausgasminderung gesehen wird. Die EU-Kommission hat darauf hingewiesen, dass die Treibhausgasemissionen der EU zu rund 30 % aus dem Kraftwerksektor stammen. Die Abscheidung von CO2 im Kraftwerksprozess und die nachfolgende Speicherung in geologischen Strukturen (Carbon [Dioxide] Capture and Storage, kurz CCS) könnte nach Ansicht der EU-Kommission und der Bundesregierung somit einen wesentlichen Beitrag leisten, die ansteigende Konzentration des Treibhausgases CO2 in der Erdatmosphäre zu reduzieren. Das Europäische Parlament und der Rat verabschiedeten am 23.4.2009 daher die Richtlinie 2009/31/EG.

Wesentliche Grundlage für die fachliche Beschreibung und den Nachweis der Langzeitsicherheit von CO2-Speichern bildet Anhang 1 der Richtlinie. Da es für die Methoden und Wege zum Nachweis der Eignung und Langzeitsicherheit von CO2-Speichern noch viele offene Fragen gibt, befassen sich seit mehreren Jahren nationale und internationale Forschungsprojekte und Expertenkreise mit standortunabhängigen Untersuchungen und Grundsatzfragen zur CO2-Speicherung.

Mittlerweile wurde das einzige nationale Forschungsprojekt zur CO2-Speicherung, das CO2SINK-Projekt in Ketzin, erfolgreich beendet. Im Rahmen des Projekts wurde seit dem 30. Juni 2008 eine Gesamtmenge von 67.271 t CO2 in einen unter einem ehemaligen Untergrundgasspeicher gelegenen salinaren Aquifer (Salzwasser führende poröse Gesteinsschichten) injiziert und gespeichert. Ziel des CO2SINK-Projekts war es, die geowissenschaftlichen Prozesse im Untergrund während und nach der CO2-Injektion zu erforschen. Im Dezember 2017 wurden die Forschungsarbeiten am Pilotstandort Ketzin abgeschlossen und der Rückbau der Bohrungen beendet.

Weltweit werden verschiedene geologische CO2-Speicheroptionen diskutiert und erprobt (siehe Abbildung):

1. Ausgeförderte Erdöl- und Erdgas-Felder
2. CO2-Injektion zur Erhöhung der Lagerstättenausbeute in Erdöl- und Erdgasfeldern
3. Tiefe salinare Aquifere (Salzwasser führende poröse Gesteinsschichten) (a) offshore (b) onshore
4. CO2-Nutzung bei der Flözgasgewinnung

Geologische und lagerstättentechnische Bewertung dieser CO2-Speicheroptionen für Niedersachsen:

Zu 1. und 2.: Lagerstätten haben ihre Gasdichtheit über Millionen von Jahren bis zum ursprünglichen Lagerstättendruck nachgewiesen. Weltweit existieren Erfahrungen für diese CO2-Speicheroptionen aus der klassischen Gasspeicherung sowie aus Projekten der Ausbeuteerhöhung in Öl-Lagerstätten, die für diese CCS-Anwendung als Grundlage dienen könnten. Niedersachsen als Erdöl- und Erdgasland verfügt über zahlreiche Öl- und Gas-Lagerstätten, die derzeit in Produktion sind. Auch aktuell wird in Niedersachsen in großflächigen Lizenzgebieten weiter auf Öl und Gas exploriert.

Zu 3: Da die Öl- und Gas-Lagerstätten in Niedersachsen für eine Speicherung des Kohlendioxids aus großen Punktquellen (z.B. Stein- oder Braunkohlekraftwerken) in der Regel zu klein sind, wären die Hoffnungsträger für entsprechende CCS-Großprojekte die tiefen salinaren Aquifere (Salzwasser führende poröse Gesteinsschichten). Aber gerade diese Horizonte bergen in Niedersachsen die meisten Probleme. Bei einer Injektion von CO2 in tiefe salinare Aquifere müsste für das zusätzlich eingebrachte Volumen i.d.R. der ursprüngliche Druck im Porenraum des salinaren Aquifers überschritten werden. Für industrielle CO2-Speicherprojekte in tiefen salinaren Aquiferen erwartet das LBEG im Speicherhorizont daher hohe Druckanstiege über große Flächen. Für einen Dichtheits-Nachweis des Systems wären dann umfangreiche und großregionale Erkundungsarbeiten zur dreidimensionalen Verbreitung und Abdichtung des Speicherhorizonts, seiner Deckschichten und Kontrollhorizonte notwendig. Zusätzlich müsste für alle Schwächezonen im Deckgebirge (mögliche Aufstiegsbahnen für CO2 oder salinare Wässer) eine Beschreibung und ein Dichtheitsnachweis erbracht werden. In Niedersachsen existieren flächendeckend aus mehreren Jahrzehnten Aufsuchung und Gewinnung von Erdöl und Erdgas über 16.000 Bohrungen. Durch diese Bohrungen und seismische Messungen wurden bereits eine Vielzahl von Gebirgsstörungen nachgewiesen. Der Kontaktbereich von Salzstöcken mit dem Einlagerungshorizont ist ebenso wie die genannten Gebirgsstörungen als mögliche Schwächezonen im Deckgebirge zu unterstellen. Nach derzeitigem Kenntnisstand des LBEG sind Dichtheitsnachweise hier zum Teil nicht flächendeckend möglich. In Niedersachsen besteht deshalb aus Sicht des LBEG auf Grund der komplexen geologischen Verhältnisse und der Vielzahl von verfüllten Altbohrungen bei großflächiger Druckbeaufschlagung eines salinaren Aquiferes keine realistische Chance für eine umfassende großflächige Beschreibung und einen dauerhaften Dichtheitsnachweis für einen CO2-Speicherkomplex. Diese Einschätzung beruht auf langjähriger Erfahrung des LBEG aus der Exploration, Produktion und Untertage-Erdgasspeicherung. Auf Grund dieser ungünstigen geologisch-lagerstättentechnischen Rahmenbedingungen könnte in Niedersachsen für eine dauerhafte CO2-Speicherung in salinaren Aquiferen kein verlässlicher Nachweis der Langzeitsicherheit in einem Antragsverfahren erbracht werden. Unter solchen Umständen wäre ein CO2-Speicher nicht genehmigungsfähig.

Die Option 4 spielt in Niedersachsen keine Rolle.

Salz-Kavernen, wie sie z.B. für die Erdgasspeicherung künstlich gesolt werden, kommen für eine dauerhafte CO2-Speicherung aus wirtschaftlichen Gründen nicht in Frage.

Das in Folge der EG-Richtlinie 2009/31/EC verabschiedete „Kohlendioxid-Speicherungsgesetz" (KSpG) vom 23.08.2012 gab den Bundesländern durch eine „Länderklausel" die Möglichkeit, eine Erprobung und Demonstration der CCS (Carbon Capture and Storage)-Technologie in bestimmten Gebieten zuzulassen oder auszuschließen. Am 14. Juli 2015 wurde ein Niedersächsisches Kohlendioxid-Speicherungsgesetz (NKSpG) verabschiedet, nach dem eine Erprobung und Demonstration der dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid im gesamten Niedersächsischen Landesgebiet unzulässig ist.


zur deutschen Version:

CO2 storage

Long-term underground geologic storage of carbon dioxide (CO2), regarded globally as an option for reducing greenhouse gases in the atmosphere, is an energy and environmental policy motivated topic. The EU Commission has pointed out that around 30% of the EU's greenhouse gas emissions originate in the fossil power plant sector. In the view of the EU Commission and the federal government, the capture of CO2 in power plant processes and its subsequent storage in geological structures (carbon [dioxide] capture and storage, CCS for short) may therefore make a substantial contribution to mitigating the increasing concentration of the greenhouse gas CO2 in the atmosphere. This led to the Directive 2009/31/EC by the European Parliament and the Council, issued on 23 April 2009 on the geological storage of carbon dioxide.

The primary foundation for the scientific description and analysis of the long-term stability of CO2 storage facilities is Appendix 1 of the directive. Because many questions relating to the methods and means of analysing the long-term stability of CO2 storage facilities remain unanswered, national and international research projects and expert working groups have been examining fundamental CO2 storage options and problems.

Meanwhile, the only active national CO2 storage research project, the CO2SINK project in Ketzin, has been successfully completed. Here, since June 2008 a quantity of 69.271 tons of CO2 has been injected and stored in a saline aquifer (salt water-bearing porous rock-reservoir) beneath a former underground gas storage facility. The aim of the CO2SINK project was to investigate the geoscientific processes in the subsurface during and after CO2 injection. In December 2017 the scientific activities at the Ketzin pilot site and the plugging of wells have been completed.

A number of different geological CO2 storage options are being discussed and tested around the world (see Figure 1):

1. Depleted oil and gas fields

2. CO2 injection for enhancing oil and gas recovery (CO2EOR or CO2EGR)
3. Deep saline aquifers (salt water-bearing formation) (a) offshore (b) onshore
4. CO2 utilisation in coal bed methane production

Geological and reservoir-related evaluation of these CO2 storage options for Lower Saxony:

To 1 and 2: Reservoirs have been gas-tight for millions of years, sometimes retaining the original reservoir pressure. Experience transferable to these CO2 storage options is available from traditional underground gas storage projects as well as EOR projects (enhance oil recovery) by using CO2-flooding , which may serve as a basis for these CCS applications. In Lower Saxony there are numerous oil and gas fields, some depleted and some currently in production. Even now the activity in oil and gas exploration is widely taking place in many licensed claims territories in Lower Saxony.

To 3: Because the oil and gas reservoirs in Lower Saxony are generally too small to store CO2 from large point sources (such as hard- or lignite-fired power stations), the perspective for such large CCS projects rest on the deep saline aquifers (salt water-bearing porous formation). But it is precisely these horizons that are associated with the greatest problems in Lower Saxony. If CO2 was injected into deep, saline aquifers, the initial pressure in the pore space of the saline aquifer as a rule would increase to accommodate the additional CO2 volume. For industrial CO2 storage projects in deep saline aquifers, LBEG therefore anticipates high pressure increases over large areas in the storage horizon. In order to analyse the CO2 integrity of the system, comprehensive and large-scale investigations would be necessary to establish the three-dimensional expansion of the CO2-plume and saline water as well as the sealing properties of the storage horizon, the caprock, and the overlying observed horizons. In addition, any weak zones in the overburden (possible leakage paths for CO2 or saline water) would need to be described and an integrity analysis performed. More than 16,000 wells resulting from several decades of oil and gas exploration and production are spread across Lower Saxony. These wells and seismic surveys have already identified numerous geological faults. The contact zone between salt domes and the CO2-sequestration horizon is assumed to be a zone of weakness, similar to the geological faults. According to the information currently available to LBEG, integrity analyses are not currently possible for the entire area, which is required for a large-scale CCS-project. From the point of view of LBEG there is therefore no realistic prospect of a comprehensive, large-scale description and a long-term integrity analysis for a CO2 storage complex, given large-scale pressurisation of a saline aquifer, because of the complex geological conditions and the large number of abandoned wells. This assessment is based on LBEG's many years of experience in exploration, production and underground gas storage. As a result of these unfavourable geological/reservoir engineering conditions, it would not be possible to reliably demonstrate the long-term integrity of CO2 storage in saline aquifers in an application procedure in Lower Saxony. Under these conditions a CO2 storage facility would not be approvable.

Option 4 is irrelevant in Lower Saxony.

Salt caverns, such as those created artificially for gas storage, are not economically viable for long-term CO2 storage.

In Germany the above EU directive is implemented in the national act Gesetz zur Demonstration der dauerhaften Speicherung von Kohlendioxid (Kohlendioxid-Speicherungsgesetz - KSpG) since 24th August 2012 for geological storage of CO2. It enables each federal state to allow or to exclude CO2 storage in certain regions. In July 2015 the government passed the Lower Saxony Carbon Dioxide Storage Act (NKSpG). The law ensures that there will be no permanent storage of carbon dioxide (CO2) in Lower Saxony.


Möglichkeiten der CO2-Speicherung (nach CO2CRC)  

Möglichkeiten der CO2-Speicherung. Blau: injiziertes bzw. gespeichertes CO2; rot: produziertes Erdgas/Erdöl.

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