Langzeitsicherheitliche Bewertung der CO Untergrundspeicherung - 250_0.pdf · 2014. 9. 29. · Langzeitsicherheitliche . Bewertung der CO2-Untergrundspeicherung. Projekt CO. 2-UGS-Risk

GRS - 250

Langzeitsicherheitliche Bewertung der CO2- Untergrundspeicherung

Langzeitsicherheitliche Bewertung der CO2-Untergrundspeicherung

Projekt CO2-UGS-Risk

Abschlussbericht

Joumlrg MoumlnigKlaus-Peter Kroumlhn

Juni 2009

Anmerkung

Dieser Bericht wurde im Rahmen des Vertrages No 03 G 0622 B mit dem Bundesministerium fuumlr Bildung und Forschung (BMBF) erstellt

Die Arbeiten wurden von der Ge-sellschaft fuumlr Anlagen- und Reak-torsicherheit (GRS) mbH durch-gefuumlhrt

Die Verantwortung fuumlr den Inhalt dieser Veroumlffentlichung liegt allei-ne bei den Autoren

GRS - 250 ISBN 978-3-939355-25-0

Gesellschaft fuumlr Anlagen- und Reaktorsicherheit (GRS) mbH

DeskriptorenCO2-Untergrundspeicherung Einzelprozesse FEP Sicherheitsanalyse Szenarienanalyse

Zusammenfassung

Im Rahmen des FuE-Vorhabens wurden die langfristig moumlglichen Auswirkungen einer

CO2-Speicherung in geeigneten tiefen salinen Aquiferen untersucht und bewertet Dabei

wurde die CO2-Menge die bei einem 40-jaumlhrigen Betrieb eines modernen mit

Braunkohle betriebenen Doppelblockkraftwerkes mit 2 x 800 MW elektrischer Leistung

anfaumlllt zugrundegelegt Der Kenntnisstand zu den bei der CO2-Untergrundspeicherung

auftretenden Prozessen wurde bewertet und vorhandene Kenntnisluumlcken aufgezeigt

Mit Blick auf einen Zeitraum von Hunderten bis Tausenden von Jahren erscheint die

Normalentwicklung sicher Das komplexe Verhalten bei der CO2-Einleitung mit der

Ausbildung einer eigenen Phase die im Kontakt mit dem salinen Aquifer komplizierte

Stroumlmungsmuster aufweist wird gut verstanden Auch unter idealen Bedingungen fuumlr die

CO2-Speicherug in tiefen Aquiferen wird ein uumlberraschend groszliges Grundwasservolumen

durch den Druckanstieg infolge einer CO2-Injektion beeinflusst Im Vergleich zu diesem

Volumen ist das Volumen des injizierten CO2 sehr klein Das Speicherpotenzial eines

Standortes wird dadurch begrenzt Undichtigkeiten in dem Aquitard oberhalb des

Speichergesteins durch die CO2 entweichen kann fuumlhren zu gestoumlrten Entwicklungen

Damit diese Undichtigkeiten von der CO2-Blase uumlberhaupt erreicht werden koumlnnen

muumlssen sich diese relativ nahe an der Injektionsstelle befinden d h zum Ausschluss

dieses Szenarios muumlsste nur ein vergleichsweise kleiner Bereich geologisch besonders

gut charakterisiert werden

Bisher unbeachtet geblieben ist dagegen die Moumlglichkeit dass groumlszligere Mengen an stark

salzhaltigem Grundwasser infolge des hydraulischen Uumlberdrucks durch Undichtigkeiten

auszligerhalb dieses eng begrenzten Bereichs in houmlhere Grundwasserstockwerke oder gar

bis in die Biosphaumlre gelangen koumlnnen Die damit verbundene Versalzung houmlherer

suumlszligwasserfuumlhrender Grundwasserstockwerke koumlnnte erhebliche Schaumlden bei der

Trinkwassergewinnung oder in der Landwirtschaft verursachen Dieser Vorgang kann im

gesamten Bereich erhoumlhten hydraulischen Drucks ausgeloumlst werden der um ein

Vielfaches groumlszliger ist als die entstehende CO2-Blase Daher muumlssen aussagekraumlftige

numerische Modelle fuumlr die CO2-Injektion und -Speicherung das gesamte unter Druck

gesetzte Grundwassersystem umfassen

Abstract

Within this project the long-term effects of CO2 storage in suitable deep saline aquifers

were investigated and assessed This assessment was based on the amount of CO2 that

is produced by a modern twin-block lignite-fired coal plant with 2 x 800 MW electrical

power generation during a forty year operation The state of knowledge regarding the

processes that can occur during CO2 underground storage was evaluated and gaps in

the scientific understanding were identified

The normal evolution appears to be safe considering a time period of several hundred

and thousand of years The complex behavior during CO2 injection with the formation of

an independent CO2 phase which in contact with the saline aquifer will lead to complex

flow patterns are fairly well understood Even under ideal conditions for CO2 storage in

deep aquifers a surprisingly large groundwater volume is affected by the pressure

increase owing to the CO2 injection In comparison to this volume the volume of the

injected CO2 is very small The storage capacity of a site is limited Fractures in the

aquitard above the storage horizon which could lead to CO2 leakage result in altered

evolution scenarios of the site Such features would need to be located close to the

injection point in order to allow CO2 to reach the fractures at all In order to preclude

such a scenario only a limited area needs to be characterized well

In contrast the chance was disregarded in the past that larger amounts of saline

groundwater may leak into higher groundwater storeys through the cap rock owing to the

high hydraulic pressure The ensuing salinization of higher groundwater storeys could

impair significantly the drinking water catchment or the agriculture This process could

occur in the whole area with an enhanced hydraulic pressure This area is larger by a

multiple of the CO2 bubble Therefore meaningful numerical models for CO2 injection

and CO2 storage must consider the whole pressurized groundwater system

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 1

11 Motivation und Zielsetzung 1

12 Bedeutung einer Langzeitsicherheitsbewertung 1

2 Betriebliche Erfahrungen und Randbedingungen 5

21 Beschreibung geeigneter CO2-Speicherfaumllle 5

211 Speicherung in Kohlefloumlzen ndash Das Projekt RECOPOL 5

212 Speicherung in Kohlefloumlzen ndash Allison Unit 9

213 Speicherung in Offshore-Aquiferen ndash Sleipner-Gasfeld 13

214 Speicherung in Gasfeldern - On-shore Gasfeld In Salah 16

215 CO2-Speicherprojekte in Deutschland 18

22 Erfordernisse beim Betrieb einer Untergrundspeicheranlage 18

221 Druckgrenzen bei der Injektion 18

222 Maximaler Injektionsdruck 19

223 Optimale Bohrungsanordnung 25

224 Monitoring der Speicherdichtheit 33

3 Relevante Einzelprozesse 43

31 Vorgehensweise 43

32 Korrosionsprozesse 44

321 Betriebsphase 44

322 Endverwahrung einer Bohrung 47

323 Korrosion des Zementsteins durch CO2 51

324 Endverschluss einer CO2-Bohrung 52

33 Permeabilitaumltsverhaumlltnisse 53

34 Diffusionsverhaumlltnisse 57

35 Thermodynamische Zustandsgleichungen 58

36 FEP-Zusammenstellung 64

361 Menschliche Handlungen 66

363 Auswertung der Befragungsergebnisse 68

4 Szenarien fuumlr die CO2-Untergrundspeicherung in Aquiferen und Kohlefloumlzen 77

41 Allgemeines 77

42 Methodische Aspekte der Szenarienanalyse 77

43 Prinzipielle Wegsamkeiten fuumlr den CO2-Transport 79

431 Areale Migration durch die Deckschicht 79

432 Lineare Migration durch eine tektonische Stoumlrung 80

433 Punktuelle Migration laumlngs einer Bohrung 80

434 Laterale Migration in der Speicherschicht 81

435 Erfahrungen aus der Erdgasspeicherung 82

44 Versagensszenarien in der Betriebsphase 83

45 Szenarien fuumlr die CO2-Untergrundspeicherung in einem Aquifer 85

451 Beschreibung des Referenzszenario 86

452 Szenarien mit gestoumlrten Entwicklungen 87

46 Szenarien fuumlr nicht-abbaubare Kohlefloumlze 88

5 Bewertung von CO2-Migrationsvorgaumlngen 91

51 Bewertung der Stoumlrfallszenarien fuumlr die Betriebsphase 91

511 CO2-Eruption aus Gasbohrung 91

512 CO2-Ausbruch aus Erdboden 97

52 Szenarien fuumlr die Nachbetriebsphase bei einem Aquifer-Speicher 97

521 Modell der generischen Speichersituation 97

522 Kurzzeitige Auswirkungen der CO2-Einleitung 104

523 Langzeitauswirkungen der CO2-Einleitung 122

524 Schlussfolgerungen 132

525 Weiterer Forschungsbedarf 134

Literaturverzeichnis 139

Abbildungsverzeichnis 145

Tabellenverzeichnis 149

Anhang A Ableitung der Werte fuumlr den spezifischen Speicherkoeffizienten 151

Anhang B Spezifische FEP-Beschreibungen 153

B1 Projekt CO2Trap 153

B2 CDEAL 156

B3 RECOBIO 162

B4 CSEGR 164

B5 CO2CRS 164

B6 CHEMKIN 167

B7 BENCHMARKS 168

1 Einleitung

11 Motivation und Zielsetzung

Die langfristige unterirdische Speicherung von Kohlendioxid (CO2) mit der die

Freisetzung von Treibhausgasen in die Atmosphaumlre verringert werden kann ist fuumlr

Mensch und Umwelt mit einer Reihe von potentiellen Gesundheits- und Sicherheits-

risiken behaftet Diese Risiken sind bereits Gegenstand einer Reihe von internationalen

FampE-Projekten gewesen Die bisherigen Betrachtungen betreffen im Wesentlichen die

Aspekte der Betriebssicherheit Bewertungen der langfristigen Risiken sind nur in

wenigen Faumlllen erfolgt auch weil es bisher nur einige Standorte gibt bei denen CO2 im

groszligen Maszligstab im tiefen Untergrund gespeichert wird Da die Versenkung von CO2 im

tiefen Untergrund zunehmend als eine wichtige Handlungsoption angesehen wird

gewinnen die Aspekte der langfristigen Sicherheit und Auswirkung derartiger

Maszlignahmen an Bedeutung

Die allgemeine Zielsetzung des Projektes bestand darin eine grundlegende Vorgehens-

weise zur Durchfuumlhrung von Sicherheitsbewertungen fuumlr die Speicherung von CO2 im

tiefen Untergrund zu entwickeln die auf typische Standortsituationen in Deutschland

anwendbar ist

Umfangreiche Erfahrungen existieren weltweit und in Deutschland in der Bewertung von

langfristigen Risiken im Zusammenhang mit der Speicherung von radioaktiven Abfaumlllen

im tiefen Untergrund Die fuumlr diese Sicherheitsbewertungen verwendeten Methoden

koumlnnen in adaptierter Form auch bei der Bewertung der langfristigen Risiken von CO2-

Untergrundspeicherung eingesetzt werden

12 Bedeutung einer Langzeitsicherheitsbewertung

Fuumlr Endlager mit hochradioaktiven Abfallstoffen ist ein Sicherheitsnachweis zu fuumlhren

Ein umfassender Sicherheitsnachweis entsteht nach BAT 07 NEA 04 durch die

Zusammenfuumlhrung aller Argumente und Analysen zur Begruumlndung der Sicherheit des

Endlagersystems sowie zum Vertrauen in die Sicherheitsaussage (Safety Case) Dabei

wird in der Regel unterschieden nach Sicherheitsnachweisen fuumlr die Betriebsphase und

der Phase nach Verschluss des Endlagers (Langzeitsicherheitsnachweis)

Bestandteil des Langzeitsicherheitsnachweises ist die Langzeitsicherheitsanalyse als

standortspezifische Analyse der Funktion des Endlagersystems Sie umfasst als

Hauptschritte die Szenarienentwicklung die Konsequenzenanalyse sowie den Vergleich

der Ergebnisse mit vorgegebenen Schutzzielen

Im Schritt Szenarienentwicklung werden moumlgliche zukuumlnftige Entwicklungen des

Endlagers identifiziert und beschrieben Einer Szenarienentwicklung liegen Ziel und

Zweck eines Endlagerprojektes existierende Regularien das geologische Umfeld die

Abfalltypen das Einlagerungskonzept und ein zeitlicher Rahmen zugrunde Sie

beruumlcksichtigt insbesondere die Sicherheitsfunktionen der verschiedenen Barrieretypen

Szenarien stellen den Argumentationsrahmen fuumlr eine moumlglicherweise gewollte

einseitige Vorgehensweise oder zur Erlaumluterung von Schwaumlchen in Sicherheitsanalysen

Unter einer Szenarienentwicklung versteht man die Identifizierung ausfuumlhrliche

Beschreibung und Auswahl von moumlglichen Szenarien des Endlagersystems die fuumlr eine

verlaumlssliche Beurteilung der Sicherheit von Endlager fuumlr radioaktive Abfaumllle relevant sind

Unterschiede in der Szenarienentwicklung im Vergleich internationaler oder nationaler

Endlagerprojekte beruhen auf den sich aus den verschiedenen Wirtsgesteinen und der

sich aus den spezifischen Standorten ergebenden Voraussetzungen aber auch auf

unterschiedlichen methodischen Ansaumltzen mit eventuell vorgegebenen Regularien In

der Regel unterscheiden sich bei den verschiedenen Endlagerprojekten die verwendeten

Begriffe und ihre Definitionen NEA 01 Generell gilt aber dass die Beschreibung der

wahrscheinlichsten und erwarteten zukuumlnftigen Entwicklung des Endlagersystems und

der spezifischen Abfaumllle Bestandteil einer Szenarienentwicklung sein muss

Die im Schritt Szenarienentwicklung identifizierten Szenarien werden dann in der

Konsequenzenanalyse bewertet In der Regel werden dazu numerische Modelle verwen-

det mit denen die Einzelprozesse und Ereignisse die in dem jeweils betrachteten

Szenario eine Rolle spielen in abstrahierter Form abgebildet werden Mit der Konse-

quenzenanalyse ermittelt man quantitative Indikatoren als Bewertungsgroumlszligen auf deren

Basis die Sicherheit des Gesamtsystems (Sicherheitsindikatoren) durch Vergleich mit

entsprechenden Maszligstaumlben bewertet bzw das Verhalten des Systems (Performance-

indikatoren) besser verstanden werden kann Zur Durchfuumlhrung der numerischen

Modellrechnungen muumlssen geeignete konzeptionelle Modelle entwickelt und in

mathematische Modelle umgesetzt werden sowie die erforderlichen Modellparameter

bestimmt werden

Die hier fuumlr Endlager fuumlr radioaktive Abfaumllle im tiefen Untergrund allgemein beschriebene

Vorgehensweise wurde im Rahmen des Projektes auf die Belange der CO2-Untergrund-

speicherung adaptiert Abb 11 zeigt in allgemeiner Form die Stellung der

Szenarienentwicklung im Rahmen einer Sicherheitsnachweisfuumlhrung Das Schema

wurde fuumlr ein Endlager fuumlr hochradioaktive Abfaumllle abgeleitet MAU 07 kann aber auch

fuumlr die Belange der CO2-Untergrundspeicherung verwendet werden

Im Rahmen der Arbeiten war nicht eine Sicherheitsanalyse fuumlr einen konkreten Standort

eines CO2-Untergrundspeichers vorgesehen Vielmehr wurden methodische Aspekte

anhand einer exemplarischen Anwendung des Instrumentariums fuumlr die CO2-

Speicherung in einem tiefen Aquifer betrachtet Im Vordergrund der Bewertungen

standen dabei die langfristigen Auswirkungen es wurden aber auch Aspekte der

Betriebssicherheit betrachtet Eine weitere Zielsetzung war es schlieszliglich Luumlcken in den

fuumlr eine Sicherheitsanalyse erforderlichen Daten und Parametern sowie notwendige

methodische Weiterentwicklungen zu identifizieren

Abb 11 Allgemeines Konzept einer Sicherheitsnachweisfuumlhrung (aus MAU 07)

2 Betriebliche Erfahrungen und Randbedingungen

21 Beschreibung geeigneter CO2-Speicherfaumllle

211 Speicherung in Kohlefloumlzen ndash Das Projekt RECOPOL

2111 Allgemeine Informationen

Ziel des Projektes RECOPOL (Reduction of CO2 emission by means of CO2 storage in

coal seams in the Silesian Coal Basin of Poland) ist der Nachweis der Machbarkeit der

CO2 Speicherung in Kohle unter Europaumlischen Bedingungen bei gleichzeitiger Erhoumlhung

der Methanproduktion (ECBM-Enhanced Coal Bed Methane) Die Bohrplaumltze befinden

sich in Polen in der Naumlhe von Katowice im Schlesischen Kohlebecken und sind ca

150 m voneinander entfernt Im Rahmen des Projektes wurde eine Injektionsbohrung

niedergebracht und eine bestehende Produktionsbohrung uumlberarbeitet (siehe Abb 21)

Abb 21 Recopol-Bohrungen

2112 Speichereigenschaften

Die fuumlr die InjektionProduktion ausgewaumlhlten Kohlefloumlze liegen im Bereich der

Injektionsbohrung in einer Teufe von 1070 - 1230 m und im Bereich der Produktions-

bohrung in einer Teufe von 990 - 1150 m Die Injektion von CO2 erfolgte in drei

Kohlefloumlze mit einer Gesamtmaumlchtigkeit von ca 4 m Die initiale Permeabilitaumlt der Kohle

lag zwischen 001 - 01 mD

2113 Anlagentechnik

Das CO2 wurde als technisches Gas (-20 degC 22 bar) per Trucklieferung bereitgestellt

und in zwei Tanks gespeichert Der fuumlr die Injektion notwendige Druck (7 - 14 MPa)

wurde durch eine Kolbenpumpe erzeugt Der Pumpe ist ein Vorwaumlrmer nachgeschaltet

der die Temperatur des zu injizierenden Kohlendioxides uumlber Null degC anheben kann um

Eisbildung in der Bohrung zu vermeiden Das Arrangement der Injektionsanlage ist in

Abb 22 dargestellt

Die Obertageanlage an der Produktionsbohrung besteht im Wesentlichen aus folgenden

Komponenten

bull Wasserpumpe

bull Wassertank

bull Abscheider

bull Gas Mengenmessung

bull Fackel

Die Bohrungsausruumlstung erfolgte konventionell Es wurden keine speziellen Legierungen

bzw inhibierenden Fluide eingesetzt Die Bohrungskomplettierung ist in Abb 21

dargestellt

Abb 22 Injektionsplatz MS-3

2114 Betriebserfahrungen

Der Betrieb kann in drei Phasen untergliedert werden

1 Inbetriebnahmephase (Juli 2004)

2 Erste Injektionsphase (August 2004 - Maumlrz 2005)

3 Zweite Injektionsphase

Die Inbetriebnahmephase war durch haumlufige Starts und Stopps sowie durch die

Modifikation der Anlage gekennzeichnet In der ersten Injektionsphase wurde pro Tag

maximal eine Tonne CO2 injiziert Der Kopfdruck schwankte zwischen 70 und 120 bar

Ein kontinuierlicher Betrieb war Aufgrund der geringen Kohlepermeabiliaumlt nicht moumlglich

Um eine stationaumlre Injektion zu erreichen wurde Mitte April 2005 ein Frac realisiert Es

erfolgte die Injektion von ca 50 m3 Fluumlssigkeit und ca 3 m3 Sand Nach dem Frac war

ein kontinuierlicher Betrieb moumlglich der die zweite Injektionsphase charakterisiert Der

Kopfdruck betrug 14 MPa und das injizierte Volumen pro Tag belief sich auf ca 15 t

CO2 Die Betriebsphasen sind in Abb 23 dargestellt

Abb 23 Injektionsverlauf

Neben der Erhoumlhung der Injektivitaumlt war nach dem Frac auch ein deutlicher Anstieg der

CO2 Konzentration in der Produktionsbohrung zu verzeichnen Die CO2 Konzentration

stieg von unter 10 Vol auf uumlber 90 Vol an Eine signifikante Steigerung der

Methanproduktion die auf die CO2-Injektion zuruumlckzufuumlhren ist konnte nicht nach-

gewiesen werden Die Bilanzen des injizierten CO2 und des produzierten CH4 und des

wieder freigesetzten CO2 sind in Abb 24 dargestellt

Abb 24 Bilanzierung der CO2-Injektion und Gasproduktion

Die gespeicherte CO2 Gesamtmenge belaumluft sich auf ca 330000 m3 und entspricht in

etwa der Tagesemission eines 2000 MWel Kohlekraftwerkes Die produzierte Methan-

menge von ca 15000 m3 deckt den Jahresbedarf von fuumlnf Einfamilienhaumlusern

212 Speicherung in Kohlefloumlzen ndash Allison Unit

Ziel der CO2 Injektion in der Allison Unit ist die Steigerung der Coal Bed Methane (CBM)

Produktion Die Allison Unit befindet sich in New Mexico in der Grenzregion zu Colorado

(siehe Abb 25) Seit 1989 wird durch Burlington Resources CBM gefoumlrdert und ab 1995

wird zur Steigerung der Produktion CO2 injiziert Das Gas stammt aus dem McElmo

Dome einer natuumlrlichen CO2 Lagerstaumltte im Suumldwesten von Colorado Die Lagerstaumltte

wurde mit 44 Produktionsbohrungen angezapft und liefert pro Tag ca 31 Mio m3 CO2

Das gefoumlrderte CO2 wird durch eine 800 km lange Pipeline (Cortez Pipeline siehe

Abb 25) nach Texas transportiert um dort die Oumllproduktion zu erhoumlhen Der Verlauf der

Pipeline fuumlhrt nahe (ca 50 km) an der Allison Unit vorbei Es wurde eine Stichleitung DN

100 gelegt welche CO2 zur Allison Unit transportiert Das angelieferte CO2 wird uumlber vier

Injektionsbohrungen in die Kohle gepresst 16 Bohrungen stehen fuumlr die Methan-

produktion zur Verfuumlgung und eine Bohrung wird zu Messzwecken herangezogen

Abb 25 Lage der Allison Unit

Die Injektion erfolgt in die Fruitland Formation Die Formation hat eine Maumlchtigkeit von

13 Metern und wird durch eine Schieferschicht abgeschlossen Die Formation liegt in

einer Tiefe von 950 m und hat einen Reservoirdruck von 115 MPa

2123 Anlagentechnik

In Abb 26 ist der Aufbau der Obertageanlage einer Injektionsbohrung dargestellt Die

Obertageanlage der Injektionsbohrungen bestehen aus folgenden Komponenten

bull Vorwaumlrmer

bull Druckregler

bull SCADA-System

bull Durchflussmesser und

bull Sondenkopf

Der Vorwaumlrmer bringt das CO2 auf Reservoirtemperatur (49 degC) um mechanische

Spannungen in der Bohrungsverrohrung zu minimieren Uumlber den Druckregler wird ein

kontinuierlicher Injektionsdruck eingestellt und das injizierte Volumen wird uumlber das

Durchflussmessgeraumlt kontrolliert Die Steuerung der Komponenten erfolgt uumlber die

SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) Einheit Der Sondenkopf stellt die

Schnittstelle zwischen der Obertageanlage und der Bohrung dar

Abb 26 Obertageanlage einer Injektionsbohrung in der Allison Unit

Die Obertageanlage der Produktionsbohrungen ist zentral Das Gas aus den 16

Bohrungen wird in dieser zentralen Obertageanlage getrocknet von CO2 befreit und

verdichtet Seit dem Anstieg der CO2-Konzentration auf 15 Vol erfolgt die Abtrennung

des Kohlendioxides uumlber chemische Absorption

Die CO2-Injektionsbohrungen wurden konventionell niedergebracht Der Bohrungs-

durchmesser betraumlgt 7 ⅞rsquorsquo Fuumlr das 5 frac12rsquorsquo Casing wurden keine speziellen Legierungen

verwendet Fuumlr die Bohrungskomplettierung wurde ein Fiberglas beschichtetes 5 frac12rsquorsquo

Tubing verwendet um Korrosion zu vermeiden Der Ringraum zwischen Casing und

Tubing wurde mit einem korrosionshemmenden Fluid gefuumlllt Eine typische Bohrung ist

in Abb 27 dargestellt

Abb 27 Schema einer CO2 Injektionsbohrung in der Allison Unit

Die Kapazitaumlt der Allison Unit belaumluft sich auf 242 Mio m3 pro Quadratkilometer Uumlber

einen Zeitraum von sechs Jahren wurden ca 300000 t CO2 injiziert In der gleichen Zeit

wurden ca 23000 t CO2 produziert Es wurden also ca 277000 t CO2 in der Formation

gespeichert Der Kopfdruck lag in der Injektionsperiode bei ca 160 MPa Die initiale

Injektivitaumlt von 45000 m3d sank nach 6 Monaten auf ca 20000 m3d (siehe auch

Abb 28) Dieser Effekt wird durch sogenanntes bdquodifferential swellingldquo erklaumlrt Die

bdquoSchwellungldquo der Kohle durch die Injektion von CO2 ist groumlszliger als durch das urspruumlnglich

gespeicherte Methan und so verringert die Permeabilitaumlt

Abb 28 Injektionsverlauf (Druck Volumen) in der Allison Unit

Es wird keine obertaumlgige CO2-Uumlberwachung durchgefuumlhrt Die Betreiber gehen davon

aus dass keine unkontrollierte CO2-Abgabe an die Oberflaumlche zu erwarten ist

213 Speicherung in Offshore-Aquiferen ndash Sleipner-Gasfeld

Die erste kommerzielle CO2-Untertagespeicherung wurde im Sleipner-Feld realisiert

Das Sleipner-Feld befindet sich ca 250 km vor der Norwegischen Kuumlste Das von Statoil

aus diesem Gasfeld gefoumlrderte Erdgas enthaumllt einen hohen (ca 9 Vol) CO2 Anteil

Dieser muss um die internationalen Lieferbedingungen fuumlr Erdgas zu erfuumlllen auf ca

25 Vol reduziert werden Die Abtrennung des Kohlendioxides erfolgt auf der

Bohrplattform

Fuumlr die Entsorgung des CO2 existierten zwei Moumlglichkeiten

1 Ausblasen in die Atmosphaumlre und 2 Reinjektion in einen Aquifer uumlber dem Gasfeld

Da fuumlr die Belastung der Atmosphaumlre mit CO2 in Norwegen seit den 90er Jahren eine

Steuer (ca 50 US$tCO2) vergleichbar mit dem CO2 Emissionshandel abgefuumlhrt

werden muss entschied sich Statoil fuumlr die zweite Variante und konnte so wertvolle

Informationen uumlber die CO2-Speicherung gewinnen Die CO2-Injektion ist in Abb 29

schematisch dargestellt

Abb 29 Sleipner-Gasfeld

Die CO2 Speicherung erfolgt in lockerem Sandstein der Utsira Formation (1 - 8 Darcy)

Die Formation ist 250 m maumlchtig und wird durch eine 80 m dicke Schieferschicht

abgeschlossen Der Speicher hat eine Groumlszlige von ca 32000 m2 und befindet sich in

einer Tiefe von ca 800 - 1000 m unter dem Meeresspiegel

Die Ausbreitung des CO2 von der Injektionsstelle erfolgt nach oben gerichtet Eine

Verteilung des injizierten uumlberkritischen Kohlendioxids erfolgt an der Schieferschicht so

dass eine bdquoHutformldquo (siehe Abb 29) entsteht

Ausbreitungssimulationen haben gezeigt dass CO2 langfristig im Porenwasser geloumlst

wird und sich durch den eintretenden Dichteunterschied am Boden der Formation

sammeln wird Aus diesem prognostiziertem Verhalten wird die Langzeitsicherheit des

Speichers untermauert

2133 Anlagentechnik

Die CO2 Abtrennung erfolgt auf der Sleipner T-Plattform durch chemische Adsorption

(Abb 210) Das mit CO2 verunreinigte Erdgas wird in einer Hochdruck-Adsorptions-

kolonne mit Aminen versetzt welche das CO2 binden Das reine Erdgas wird aus dem

Prozess ausgeschleust und die mit CO2 beladenen Amine werden in einer Separations-

Kolonne durch Waumlrmebehandlung regeneriert Das abgetrennte fluumlssige CO2 wird in die

Formation gepumpt Es existiert eine Injektionsbohrung Fuumlr die Bohrung wurde ein

rostfreier Stahl eingesetzt Das 7rsquorsquo Casing ist im Bereich der Formation auf einer Laumlnge

von 100 m perforiert

Abb 210 Teil der Obertageanlage fuumlr die CO2 Injektion

Der Injektionsstart erfolgte 1996 Es werden taumlglich ca 2700 t CO2 in den Speicher

eingebracht was einer Jahresinjektion von ca 1 Mt entspricht Von Oktober 1996 bis

Anfang 2004 wurden ca 6 Mt Kohlendioxid in die Formation gepumpt Es wird erwartet

dass im Rahmen des Projektes insgesamt ca 20 Mt CO2 gespeichert werden Die

Injektion erfolgt bei einem Kopfdruck von 6 - 8 MPa

Die Uumlberwachung der CO2 Ausbreitung im Aquifer erfolgt durch seismische Messung

Vor der Inbetriebnahme wurde eine Ausgangsmessung aufgenommen die mit den

Daten von zwei weiteren Messungen (19992001) verglichen wurden Leckagen konnten

nicht identifiziert werden Die seismischen Untersuchungen wurden im Rahmen des

durch die EU kofinanzierten Projektes SACS (Saline Aquifer CO2 Storage Project ndash

1996 - 2002) durchgefuumlhrt Die Auswertung der Ergebnisse im Rahmen des Projektes

indizierten auch keine zukuumlnftig zu erwartende Leckagen

214 Speicherung in Gasfeldern - On-shore Gasfeld In Salah

Das In Salah Gasfeld befindet sich in der Algerischen Zentral-Sahara Die Speicherung

von CO2 im In Salah Gas Feld wird von einem Firmenkonsortium (Sonatrach BP and

Statoil) realisiert Es existieren starke Parallelen zu der CO2-Speicherung im Sleipner

Aquifer Das aus dem Gas Feld In Salah gefoumlrderte Erdgas enthaumllt einen hohen CO2

Anteil (ca 10 Vol) der aus kommerziellen Gruumlnden auf 03 Vol reduziert werden

muss Das anfallende CO2 wird in die den Speicher nach unten abschlieszligende

Wasserschicht injiziert (siehe Abb 211) Das Novum des Projektes ist dass die

Injektion parallel zur Erdgasproduktion ausgefuumlhrt wird

Abb 211 Injektionsschema In Salah

Die Injektion erfolgt in das Krechba Feld eines der drei Speicherfelder Das Feld ist eine

Antiklinale und das Gas fuumlhrende Reservoir ist ein Sandstein Es wird davon ausge-

gangen dass das CO2 nach dem Abbau des Erdgases in den eigentlichen Speicher

migriert

2143 Anlagentechnik

Die Obertageanlage besteht im Wesentlichen aus einer Gastrennung Gasmengen-

messung und einer Kompressorstation

Seit der Inbetriebnahme in 2004 wurden ca 12 Mio t CO2 re-injiziert Mit den durch-

gefuumlhrten Uumlberwachungsmaszlignahmen werden die folgenden drei Ziele verfolgt

bull Optimierung der Erdgasfoumlrderung

bull Uumlberwachung der CO2 Ausbreitung zur Untermauerung der Langzeitsicher-

heitsstudien

bull Fruumlherkennung von evtl Undichtheiten

215 CO2-Speicherprojekte in Deutschland

Gegenwaumlrtig (2008) wird in Deutschland die unterirdische Speicherung von CO2 im

Rahmen von FampE-Projekten durchgefuumlhrt bzw geplant

Ein FampE-Projekt der EU ist auf der Lokation des ehemaligen Erdgasspeichers Ketzin

westlich Berlins angelaufen Das Projektziel ist die Injektion von technischem CO2 uumlber

3 Bohrungen (1 Betrieb 2 Beobachtung) in den Schilfsandstein Ketzin (Teufe 600 -

700 m) und damit die Erbringung des Nachweises der CO2-Speicherbarkeit in einem On-

shore-Aquifer Der Speicherbetrieb wurde 2008 aufgenommen

Daruumlber hinaus wurde aus Bohrungen der Rhoumln im 20 Jahrhundert reines CO2 fuumlr die

Lebensmittelindustrie aus dem Rotliegenden unter dem Zechstein in ca 800 m Teufe

gefoumlrdert Die CO2-Foumlrderung ist infolge Vorratserschoumlpfung stillgelegt worden jedoch

sind nicht alle Bohrungen verfuumlllt Eine geologische CO2-Wirtschaft existiert in

Deutschland also nicht Die BGR Hannover hat an den Bohrungen geochemische

Messungen im Rahmen ihrer CO2-Projektarbeiten durchgefuumlhrt und dokumentiert Diese

CO2-Lagerstaumltten unter dem Zechstein beweisen die Langzeitstabilitaumlt geologischer

CO2-Speicher Die Bodenluftmessungen zeigen erhoumlhte CO2-Konzentrationen an

Stoumlrungen jedoch keine Anomalien oder Schwankungen an

22 Erfordernisse beim Betrieb einer Untergrundspeicheranlage

Nachfolgend werden die Randbedingungen die sich aus den betrieblichen Erforder-

nissen bei der Planung und dem Betrieb einer Untergrundspeicheranlage verschiedener

Speichertypen ergeben beschrieben Dies umfasst die Druckgrenzen die beim Einleiten

von CO2 in den Speicherhorizont beruumlcksichtigt werden muumlssen sowie die Anordnung

und Anzahl der Bohrloumlcher

221 Druckgrenzen bei der Injektion

Waumlhrend der CO2-Injektion bewegt sich der Bohrungs-Injektionsdruck an der Bohrloch-

sohle zwischen der oberen und unteren Grenze

Der maximale Injektionsdruck muss unterhalb des gebirgsmechanischen Aufreiszlig-

druckes (Fracdruckes) der Speicher- und Deckschicht unterhalb des hydrostatischen

Amplitudendruckes der geologischen Struktur und unterhalb des Aufreiszligdruckes am

Verbund Rohrschuh-Zement-Gebirge liegen Eine Druckuumlberschreitung kann zu

Injektionsgasverlusten auszligerhalb der CO2-Speicherstruktur fuumlhren wie Erfahrungen aus

der Erdgas-Untergrundspeicherung belegen

Die CO2-Injektion bewirkt einen Verdraumlngungsprozess in der Speicherschicht

bull Im Aquifer-Untergrundspeicher CO2 gegen Wasser das aus der

Speicherstruktur verpresst wird

bull In GasOumll-Reservoiren gegen den aktuellen Lagerstaumlttendruck und gegen die

teilweise vorhandenen Fluumlssigkeiten Oumll und Wasser

Die Medienverdraumlngung erfordert also einen Mindest-Injektionsdruck um den CO2-

Speicher fuumlllen zu koumlnnen

Zwischen diesen beiden Werten muss sich der Injektions-Betriebsdruck an der

Bohrungssohle bewegen der sich beim Aquifer-Untergrundspeicher um den maximalen

Druck schwankend bewegt beim GasOumll-Reservoir vom minimalen Druck bis zum

maximalen Druck kontinuierlich ansteigt Der Sohlendruck ist eine Funktion des

Bohrlochkopfdruckes und wird durch eine Berechnungsmethodik oder durch

Druckmessungen bestimmt Er liegt uumlber dem Bohrlochkopfdruck je nach den

thermodynamischen Bedingungen in der CO2-bdquoSaumluleldquo im Bohrloch Die

Bohrungsausruumlstung Casing Tubing Packer Kopf muss auf den maximalen Druck plus

Sicherheitsbeiwert dimensioniert werden

222 Maximaler Injektionsdruck

Von den 3 Komponenten

bull Fracdruck Speicher- und Deckschicht

bull Hydrostatischer Uumlberdruck der Strukturamplitude

bull Fracdruck Bohrungsschuh-Zement-Gebirge

werden die beiden ersten als relevant im Folgenden betrachtet die dritte ist so

bohrtechnisch dimensioniert dass sie sicherheitsmaumlszligig uumlber den beiden anderen liegt

2221 Fracdruck Speicher-Deckschicht

Die gebirgsmechanische Stabilitaumlt der Gesteine in der Speicher- und Deckschicht haumlngt

von deren geologisch bedingten lithomechanischen Eigenschaften ab Ein sproumldes

Gestein (reiner Sandstein Karbonate) bricht bzw reiszligt eher als ein plastisches Gestein

(Tonstein Salz) Wenn das kuumlnstliche Aufreiszligen der Speichergesteine (Fracen) von der

Bohrung aus eine flieszligstimulierende Technologie in der Oumll- und Gasfoumlrderung ist so ist

ein Fracen im CO2-Untergrundspeicher ein sicherheitsgefaumlhrdendes Ereignis Die in

Teufen tiefer 500 m erzeugten Risse verlaufen vertikal also auch in die Deckschicht(en)

hinein Daraus entsteht ein CO2-Leitkanal nach oben der die geologische Speicher-

dichtheit aufhebt und die Bergbausicherheit des CO2-Untergrundspeichers nicht mehr

gewaumlhrleistet wie in Abb 212 skizziert

Abb 212 Frac aus Speicherschicht durch Deckschicht (pS = Speicherdruck pD =

petrostatischer Druck der Deckschicht)

Deshalb muumlssen der maximale Injektionsdruck und ebenso der Speicherenddruck nach

der Betriebsphase jedenfalls unter dem kritischen Fracdruckgradienten liegen Aus

jahrzehntelanger Erfahrung der OumllGas-Foumlrderindustrie wurden die kritischen Fracdruck-

gradienten ermittelt

bull 017 barm fuumlr sproumldes Gestein (min Gradient)

bull 023 barm fuumlr plastisches Gestein (max Gradient)

Die initialen hydrostatischen Gradienten der Speicherschichtfuumlllungen Oumll Gas oder

Wasser liegen normalerweise zwischen 01 - 012 barm erreichen in Sonderfaumlllen

hoher tektonischer Einspannung auch 014 barm Der Wert 023 barm entspricht dem

Standardwert des petrostatischen Druckgradienten also der Gesteinsuumlberlagerung

Zwischen hydrostatischem und petrostatischem Gradienten ist also der betriebssichere

Injektions- wie Speicherdruck festzulegen wie in Abb 213 skizziert

Abb 213 Speicher- und Druckgradienten

Ein Gradient unter dem Minimalwert 017 bietet die notwendige Bergbausicherheit Nur

im Falle der Erdgas-Untergrundspeicherung in Salzkavernen wird auf Gradienten bis zu

20 barm gegangen um das geometrische Kavernenvolumen maximal speicherintensiv

zu nutzen Erdgas-Untergrundspeicher in Porenraumspeichern werden mit Gradienten-

spektren entsprechend der Tab 21 betrieben Weitere Beispiele solcher Druck-

gradienten sind in Abb 214 gezeigt

In jedem konkreten CO2-Speicherfall ist also der maximale Druckgradient zu bestimmen

und vom Bergamt genehmigen zu lassen Fuumlr die Bestimmung dieses Druckgradienten

steht eine Reihe von Methoden zur Verfuumlgung die fuumlr Erdgas-Untergrundspeicher

erprobt und anwendbar sind Sie bedarf deshalb keiner weiteren Entwicklung

Tab 21 Gradientenspektren fuumlr Erdgas-Untergrundspeicher

Untergrundspeichertyp Geologische Situation Gradient

Aquifer

Tiefliegend und plastische Deckschicht

Flachliegend und sproumlde Deckschicht

015 barm

013 barm

GasOumll-Reservoir Initial bis max 016 barm wenn Salz-Deckschicht vorhanden

Abb 214 Angewendete Druckgradienten in verschiedenen Laumlndern mit Erdgas-

Untergrundspeichern

2222 Hydrostatischer Uumlberdruck der Strukturamplitude

Der CO2-Injektionsdruck darf nicht zum CO2-Ausflieszligen aus der Speicherkontur (spill

point) in geologische Nachbarstrukturen fuumlhren so dass eine laterale Leckstelle ebenso

wie eine vertikale zur Speicherundichtheit und Bergsicherheitsgefaumlhrdung fuumlhrt Ein

solches bdquoUumlberdruumlckenldquo der Speicherstrukturbedingungen ist fruumlher in einigen Erdgas-

Untergrundspeichern negativ aufgetreten Die Druck-Balance gemaumlszlig Abb 215 muss

deshalb in der Speicherstruktur gewahrt bleiben

Fuumlr GasOumll-Reservoire ist die Druckbalance beim initialen Reservoirdruck gewahrt weil

das Reservoir in geologischer Zeit seine Dichtheit im Druckgleichgewicht nachgewiesen

hat Erst bei der wirtschaftlich guumlnstigsten Erhoumlhung des Speicherdruckes uumlber den

initialen Reservoirdruck zwecks vergroumlszligerter Speicherkapazitaumlt stellt sich die Frage der

Druckbalance von neuem Fuumlr Aquifer-UGS muss aus der geologischen Strukturanalyse

die Druckbalance und damit der maximale Speicherdruck als ein Hauptparameter

bestimmt und bergamtlich nachgewiesen werden Ein laterales Leck in benachbarte

unkontrollierte Strukturen loumlste die Speicherintegritaumlt auf

Abb 215 Schematische Darstellung der Druckbalance in der Speicherstruktur

Minimaler Injektionsdruck

Die CO2-Injektion erfordert die Uumlberschreitung des Verdraumlngungsdruckes des initialen

Speichermediums Im Weiteren wird der unguumlnstigste Verdraumlngungsfall Aquifer-

Untergrundspeicher unter initialen hydrostatischen Bedingungen mit Verdraumlngung von

CO2-Gas gegen Wasser angenommen Die CO2-Wasser-Verdraumlngung in der Speicher-

schicht wird bestimmt von

bull viskosen Flieszligkraumlften und

bull Phasen-Kapillarkraumlften

Letztere sind in einer hochporoumlsen und -permeablen Speicherschicht oft vernachlaumlssig-

bar Die viskosen Kraumlfte werden hauptsaumlchlich von der CO2-Injektionsrate und der

Speicherpermeabilitaumlt gemaumlszlig Darcy-Gesetz bestimmt Dadurch baut sich gemaumlszlig

Abb 216 an der Verdraumlngungsfront ein Frontdruck auf der die Verdraumlngung initiiert und

erhoumlht

Abb 216 Frontschema CO2-Wasser

Erst die Uumlberwindung des Frontdruckes fuumlhrt zur kontinuierlichen CO2-Injektion

entsprechend muss die Injektionsrate reguliert werden Zu geringe Raten starten nicht

oder unterbrechen den Verdraumlngungsprozess Andererseits muss stets kontrolliert

werden dass nicht zu hohe Injektionsraten und hoher Frontdruck ein Uumlberschreiten des

maximalen Injektionsdruckes bewirken

Die optimale Verdraumlngungsgeschwindigkeit und Frontdruckregulierung wird in der

Speicherplanung auf zwei Wegen vorgenommen

bull Laborative Stroumlmungsversuche CO2 ndash Wasser an Gesteinskernen zur

Messung der Frontbedingungen und Phasenpermeabilitaumlten

bull Simulation der Speichertechnologie in 3D-Reservoirmodellen

Diese Methodik ist aus der Erdgas-Untergrundspeicherung erprobt weshalb eine

prinzipielle Entwicklung nicht erforderlich ist Jedoch muumlssen die Modellinputs der

speziellen CO2-Thermodynamik angepasst sein

223 Optimale Bohrungsanordnung

Die CO2-Injektionsbohrungen sind so in der geologischen Speicherstruktur zu lozieren

bull eine minimale Bohrungszahl fuumlr die Injektion gebraucht wird (jede Bohrung

stellt eine Risikostelle der technischen Speicherdichtheit dar und ist eine

Kostenposition)

bull eine maximale CO2-Speicherkapazitaumlt im Porenraum erreicht wird durch eine

hohe CO2-Saumlttigung in den Poren und eine geringe Saumlttigung des initialen zu

verdraumlngenden Mediums (jede Verdraumlngung hinterlaumlsst eine Restsaumlttigung

hinter der Verdraumlngungsfront die nicht reduzierbar ist die aber durch das

optimale Injektionsregime minimiert werden muss) und

bull eine hohe Injektionsrate pro Bohrung fahrbar ist wodurch wenige Bohrungen

gebraucht werden die ein weiteres Feldleitungssystem vermeiden und

Obertage von einem Cluster ausgehen (Hochleistungsbohrungen sind heute

Horizontal- statt Vertikalbohrungen)

Auch hier kann wiederum die moderne Speichertechnologie der Erdgas-

Untergrundspeicherung adaptiert werden Beobachtungsbohrungen zur Druck- und

Medienkontrolle sind prinzipiell nicht erforderlich Sie stellen eher ein Dichtheitsrisiko

dar Die Monitoringmoumlglichkeiten in den CO2-Injektionsbohrungen sind ausreichend um

die Kontrolle der Bergbausicherheit eines CO2-Untergrundspeichers vorzunehmen

Deshalb werden Beobachtungsbohrungen hier nicht betrachtet

2231 CO2-Wasser-Verdraumlngung in Aquifer-UGS

Bei diesem Speichertyp kommt es besonders auf die moumlglichst hohe Verdraumlngungs-

wirkung an denn nach dem Durchgang der Verdraumlngungsfront ist eine spaumltere

Nachverdraumlngung des Wassers wie bei der jahreszyklischen Erdgas-Untergrund-

speicherung nicht mehr moumlglich Erfahrungen von dieser zeigen dass die Front-

saumlttigungen zwischen 40 - 60 in der einmaligen Erstverdraumlngung auftreten

(Abb 217)

Abb 217 Schematische Darstellung einer CO2-Wasser-Verdraumlngungsfront

Der Verdraumlngungswirkungsgrad ist entscheidend auch von den geologischen

Speichereigenschaften im Reservoir abhaumlngig z B

bull heterogene Permeabilitaumltsverteilung uumlber die Speichermaumlchtigkeit fuumlhrt zum

bdquoFingeringldquo der Verdraumlngungsfront mit Inselbildung hinter der Front und somit

zum geringen Verdraumlngungswirkungsgrad

bull geringere Permeabilitaumlten erhoumlhen die immobile Restwassersaumlttigung hinter

der Front wie aus den in Abb 218 dargestellten Messkurven der relativen

Permeabilitaumlten ersichtlich wird

Abb 218 Relative Permeabilitaumlten CO2-Wasser bei unterschiedlichen absoluten

Permeabilitaumlten

Die immobile Restwassersaumlttigung Swr1 bei hohen absoluten Permeabilitaumlten ist geringer

als bei niedrigen Permeabilitaumlten (Swr2) Im hochpermeablen Speicher wird also mehr

Wasser im Zweiphasenfluss CO2-Wasser verdraumlngt als im niedrigpermeablen Wichtiger

noch als die Verdraumlngungseffektivitaumlt an der Front ist die gleichmaumlszligige idealerweise

radialsymmetrische Frontausbildung uumlber die Speicherflaumlche Es ist eine homogene

CO2-Speicherldquoblaseldquo zu schaffen die keine Wasserinseln einschlieszligt Das ist durch das

sogenannte bdquoEinherdregimeldquo der sukzessiven Einschaltung von Injektionsbohrungen

waumlhrend des laufenden Injektionsprozesses gemaumlszlig Abb 219 zu gestalten

Die CO2-Injektion beginnt in der Topbohrung 1 zunaumlchst allein um eine geschlossene

CO2-Blase zu bilden Bohrung 2 wird erst dann mit der Injektion zugeschaltet wenn die

Verdraumlngungsfront durchgelaufen ist analog Bohrung 3

Abb 219 Antiklinale-Speicherstruktur in Draufsicht (Einherdregime)

Wird im Gegenteil das bdquoMehrherdregimeldquo gefahren also in alle Bohrungen die Injektion

gleichzeitig gestartet dann bilden sich separate CO2-Blasen um jede Bohrung aus die

zwischen sich Wasserinseln einquetschen die die CO2-Speicherkapazitaumlt verringern

Auch waumlhrend des Injektionsbetriebes findet dann keine gravitative Phasentrennung

CO2 ndash Wasser mehr statt weil die Kapillarkraumlfte das verhindern Das Bild des

Mehrherdregimes skizziert sich dann so (Abb 220)

Abb 220 Antiklinale-Speicherstruktur in Draufsicht (Mehrherdregime)

2232 OumllGasflutung in Lagerstaumltten

Die Nutzung von erschoumlpften OumllGas-Lagerstaumltten zur CO2-Untergrundspeicherung

bietet die Moumlglichkeit der zusaumltzlichen OumllGas-Gewinnung in einem Flutungs-

Verdraumlngungsprozess wodurch die Wirtschaftlichkeit des CO2-Untergrundspeichers

gesteigert werden kann

Fuumlr das Injektionsregime gelten dabei die analogen Grundsaumltze des Einherd- oder

Mehrherdregimes Allerdings wird die Lagerstaumltte in virtuelle Flutungsbloumlcke eingeteilt

um innerhalb der Einzelbloumlcke das Einherdregime zu fahren (Abb 221) Auf diese

Weise kann simultan uumlber mehrere Bohrungen CO2 injiziert und OumllGas gefoumlrdert

werden Die Foumlrderbohrungen werden dann auf CO2-Betrieb umgestellt wenn die CO2-

Blase durchgebrochen ist Zu den ohnehin vorhandenen Bohrungen in der OumllGas-

Lagerstaumltte werden wenige zusaumltzliche CO2-Injektionsbohrungen geteuft

Abb 221 5-Bohrungssystem in einer OumllGas-Lagerstaumltte mit CO2-Injektion

Das Beispiel eines Reservoir-Simulationsergebnisses zeigt Abb 222 fuumlr einen solchen

Flutungsblock indem die umgekehrte Verdraumlngungsrichtung von auszligen nach innen

dargestellt wird

Abb 222 5-Punkt-Bohrungssystem (4 Injektionsbohrungen auszligen 2 Foumlrderbohrungen

innen) mit Verteilung der Oumllsaumlttigung im Reservoirblock

2233 Horizontalbohrungen

Horizontalbohrungen stellen heute im Vergleich zu den Vertikalbohrungen die

leistungsfaumlhigste Bohrungstechnologie dar Moderne Erdgas-Untergrundspeicher sind

nur noch mit Horizontalbohrungen ausgeruumlstet Abb 223 skizziert diesen Vergleich Die

Injektivitaumlt einer Horizontalbohrung ist im Mittel dreimal houmlher (min - max = 2x - 10x)

gegenuumlber einer Vertikalbohrung Weil aber die Bohrkosten einer Horizontalbohrung nur

50 houmlher als fuumlr eine Vertikalbohrung sind kann im Mittel der Investaufwand fuumlr

Bohrungen in einem Untergrundspeicher halbiert werden Das ist ein bedeutender

oumlkonomischer Vorteil Der Bergbausicherheits-Vorteil von Horizontalbohrungen ist die

Minimierung der Bohrungsanzahl Jede Bohrung kann im Verbund Rohr-Zement-

Gebirge ein Dichtheitsrisiko werden weshalb die Bohrungszahl zu minimieren ist Im

guumlnstigsten Fall kann ein CO2-Untergrundspeicher mit zwei Hochleistungs-

Horizontalbohrungen betrieben werden deren Monitoring auch in der

Nachbetriebsphase sicherer und rationeller als bei vielen Vertikalbohrungen zu leisten

Abb 223 Injektivitaumltsvergleich zwischen Vertikal- und Horizontalbohrungen

Ein weiterer technisch-oumlkonomisch-oumlkologischer Vorteil liegt im Bohrungsplatz obertage

Die wenigen Horizontalbohrungen koumlnnen von einem Bohrungsnest an der

CO2-Injektionsanlage auf die Speicherflaumlche verstreut gebohrt werden wie in Abb 224

skizziert Dadurch entfaumlllt ein oberirdisches Trassensystem fuumlr Leitungen Wege und

Plaumltze das Land verbraucht und Kosten verursacht Die oumlkologische Akzeptanz fuumlr eine

kleine kompakte Ober- und Untertageanlage eines CO2-Untergrundspeichers ist dann

konfliktaumlrmer gegeben

Abb 224 Horizontalbohrungsblock in OumllGas-Lagerstaumltten

224 Monitoring der Speicherdichtheit

Die Dichtheit der Bohrungen eines CO2-Untergrundspeichers gegenuumlber einer vertikal

migrierenden CO2-Leckage wird an und nahe der Bohrung uumlberwacht Die Monitoring-

Methoden des 40-jaumlhrigen Gasspeicherbetriebes werden dabei selektiv zur Kontrolle

eines CO2-Untergrundspeichers uumlbernommen Es gibt bisher keine neue eigens fuumlr CO2

entwickelte Monitoring-Methode mit Qualitaumltssprung Es kann auch bezweifelt werden

dass demnaumlchst ein voumlllig neues aussagekraumlftiges Verfahren zusaumltzlich verfuumlgbar ist

weil auf diesem Gebiet langjaumlhrige Untersuchungen bereits stattgefunden haben Es gab

verschiedene Faumllle der Erdgas-Untergrundspeicherung mit nachgewiesenermaszligen

undichten Bohrungen in deren Konsequenz der Untergrundspeicher aufgegeben oder in

seinen Speicherparametern entscheidend reduziert werden musste Dieser wirt-

schaftliche Zwang hat fruumlhzeitig zu umfangreichen und relativ ergebnisabgeschlossenen

Forschungen gefuumlhrt

Die jahrzehntelange Erfahrung aus der Erdgas-Untergrundspeicherung fuumlhrte auch zur

gegenwaumlrtigen Schlussfolgerung Nicht jedes verfuumlgbare Monitoring-Verfahren laumlsst sich

wirtschaftlich zweckmaumlszligig einsetzen hinsichtlich Aussagekraft und Wirtschaftlichkeit hat

sich heute eine Verfahrensprioritaumlt herausgebildet Nachfolgend werden kurz

Charakteristika aller Monitoring-Methoden dargestellt und die Effektivitaumlt jeder Methode

bewertet woraus sich das Paket der Monitoring-Verfahren fuumlr CO2-UGS darstellt

2241 Beobachtungsbohrungen

Dieses Verfahren nutzt nichtbetriebene Extra-Bohrungen zur Vermessung von Speicher-

und Dichtheitsparametern Die Beobachtungsbohrungen lassen sich einteilen in

bull Speicher-Beobachtungsbohrungen in der CO2-Blase

bull Wasser-Beobachtungsbohrungen in der Speicherschicht auszligerhalb der CO2-

bull Wasser-Beobachtungsbohrungen an der Speicherstruktur-Kontur (spill point)

bull Deckgebirgs-Beobachtungsbohrungen als Indikatoren oberhalb der Speicher-

schicht

Aus dieser Aufzaumlhlung ergibt sich dass mehr Beobachtungsbohrungen als Injektions-

bohrungen existieren koumlnnen Eine Vielzahl von Beobachtungsbohrungen bringt aber

entscheidende Nachteile mit sich da

bull jede Bohrung zum Dichtheitsrisiko werden kann (in der Praxis der Untergrund-

speicherung gibt es Beispiele wo tatsaumlchlich die fuumlnffache Zahl von

Beobachtungsbohrungen im Vergleich zu den Betriebsbohrungen zur

Speicherundichtheit fuumlhrte)

bull jede Beobachtungsbohrung nur Punktmessungen im Speicherreservoir erlaubt

- ein 3D-Monitoring erfordert viele Beobachtungsbohrungen - und

bull viele Beobachtungsbohrungen die Wirtschaftlichkeit eines CO2-Unter-

grundspeichers senken oder verhindern

Die Philosophie vieler Beobachtungsbohrungen in den fruumlheren Jahrzehnten existiert

heute nicht mehr Die dynamischen Methoden des entwickelten Reservoir-Engineering

machen heute Beobachtungsbohrungen uumlberfluumlssig Moderne Erdgas-Untergrund-

speicher nutzen deshalb keine Beobachtungsbohrungen In einem CO2-Untergrund-

speicher muss erst recht die Bohrungsanzahl minimiert werden weil das langfristige

Leckage-Risiko groumlszliger als in einem Erdgas-Untergrundspeicher ist Ein Monitoring uumlber

Beobachtungsbohrungen sollte daher entfallen oder nur im Spezialfall einer besonderen

Geologie Anwendung finden

2242 Seismik

Im poroumlsen wasserfuumlhrenden Speichergestein laumlsst sich durch eine 3D- bzw 4D-

Seismik von Obertage aus die Speichergasblase identifizieren Mit diesem in den

neunziger Jahren angewendeten Verfahren kann die Verfahrensmachbarkeit

geophysikalisch-technisch nachgewiesen werden die unter den Namen bekannt sind

bull 2D seismic imaging

bull time-lapse 4D seismic

bull high resolution seismic methods

Diese Gasblasen-Seismik verlangt hohe Messkosten die die Wirtschaftlichkeit eines

Untergrundspeichers belasten Auszligerdem liefert die 3D-Reservoirsimulation mittels

erprobter reservoirmechanischer Software aumlhnlich Ergebnisse zur Gasblasen-

ausbreitung mit 5 - 10 Kosten der seismischen Messungen Solche Messungen

bestaumltigten in der Vergangenheit die Ergebnisse der Reservoirsimulation und lieferten

keine wesentlichen neuen Erkenntnisse Im gegenwaumlrtigen FE-Stadium der CO2-

Untergrundspeicherung ist diese Methode anwendbar deren Kosten fuumlr eine Routine-

anwendung auf industrielle CO2-Untergrundspeicher zu hoch sind Nur in Spezialfaumlllen

einer unkontrollierten CO2-Ausbreitung empfiehlt sich diese Seismik

2243 Reservoirsimulation

Die Reservoirmechanik der Untergrundspeicherung ist durch die breite Nutzung

verschiedener Speichermodelle bestimmt

2244 0D-Materialbilanz

Die Reservoirbetrachtung eines Untergrundspeichers als bdquoTankldquo mit mittleren Reservoir-

parametern fuumlhrt zur Massenbilanzierung in einer Druck-Masse-Relation Diese auch als

Inventarrechnung bezeichnete Methode kann einerseits zur geologisch-technischen

Betriebsfuumlhrung und andererseits zur Speicherdichtheitskontrolle (Integritaumlts-Monitoring)

genutzt werden Methodisch wird die 0D-Materialbilanz im folgenden Abb 225 skizziert

Abweichungen im Bohrungsergebnis koumlnnen u a die Ursache in Speicherver-

aumlnderungen oder Speicherundichtheiten haben Durch einen History Match Prozess

indem die berechneten Speicherdruumlcke mit den feldgemessenen auf Abweichungen

verglichen werden wird der Betrieb des CO2-Untergrundspeichers im Normal- oder

Abweichungsfall charakterisiert Bei Abweichungen wird durch weitere geologisch-

reservoirmechanische Untersuchungen die Ursache zu definieren sein

Abb 225 Schema eines 0D-Reservoirtank waumlhrend der CO2-Injektion

2245 2D3D-Reservoirmodelle

Reservoirmodelle sind das wichtigste Instrument fuumlr die Planung und das Monitoring

eines CO2-Untergrundspeichers Jeder Untergrundspeicher und jede OumllGas-Lagerstaumltte

wird heute durch ein 2D- oder 3D-Reservoirmodell dargestellt mit dem die

Betriebstechnologien simuliert werden Neben den Druck-Masse-Berechnungen analog

einem Materialbilanzmodell zur Inventarkontrolle liefert das mehrdimensionale

Reservoirmodell weitere Daten zum Monitoring des CO2-Untergrundspeichers

bull zeitabhaumlngige oumlrtliche Druckverteilungen in der Speicherschicht und im Deck-

gebirge fuumlr die CO2-Speicherblase sowie fuumlr das Randwasser im

Aquiferbereich und damit an allen Punkten wo fruumlher Beobachtungs-

bohrungen niedergebracht wurden

bull zeitabhaumlngige oumlrtliche Saumlttigungsverteilungen in der Speicherschicht

zwischen CO2 und Wasser (bzw RestgasRestoumll) womit die Konturierung der

CO2-Speichergasblase dargestellt wird und

bull Druck- und Saumlttigungsentwicklungen an und in allen existierenden Bohrungen

Durch Vorgabe von geologischen Modellen koumlnnen Speicherszenarien simuliert werden

um in Min-Max-Betrachtungen quantitative Auswirkungen auf die Speicherdichtheit bzw

-sicherheit zu demonstrieren Mittels History Match Simulationen wird der Soll-Ist-

Vergleich durchgefuumlhrt wodurch evtl CO2-Verluste im Speicher verifizierbar werden

Das Beispiel einer Erdgasblase in einem Aquifer-Untergrundspeicher zeigt Abb 226 als

zweidimensionale Draufsicht

Abb 226 Gassaumlttigungsverhalten in einem Erdgas-Aquifer-Untergrundspeicher

2246 Kopfdruckmessungen an Bohrungen

Die kontinuierliche Messung der Bohrungskopfdruumlcke liefert primaumlre Monitoring-

parameter die sowohl direkt fuumlr die Bewertung der Bohrungsdichtheit als auch indirekt

fuumlr die Anwendung des Reservoirmodells wichtige Inputs sind Wie in Abb 227

dargestellt sind die drei wichtigen Druumlcke gemeinsam mit den Temperaturen zu messen

bull Tubingdruck pT (im Injektionsbetrieb und bei Stillstand)

bull Ringraumdruck Casing ndash Tubing pR1 (als Ruhedruck falls ein Druckaufbau

eintritt besteht eine Undichtheit am Packer oder im Tubing)

bull Ringraumdruck Casing-Zementation pR2 (als Ruhedruck ein Druckanstieg

belegt eine Undichtheit im Casing oder Zementmantel)

Abb 227 Ringraummessungen bei einer CO2-Injektionsbohrung

An allen drei Druckmessraumlumen ist ebenfalls ein Gashahn zur Gasprobennahme zu

installieren um besonders in R1 und R2 evtl Gasleckagen auf ihre chemische

Zusammensetzung analysieren zu koumlnnen Aus der p-T-Messung im Tubing kann durch

ein verifiziertes Softwareprogramm vom Kopf auf die Bohrlochsohle p-T umgerechnet

werden so dass diese Parameter an der Bohrlochwand zur Speicherschicht und damit

auch am Casing Rohrschuh sowie unter dem Zementmantel R1 quantifiziert werden

koumlnnen Sohlenmessungen p-T mit am Drahtseil im Tubing einfahrbaren Messgeraumlten

sind dann nur selten erforderlich um die Rechenwerte punktweise zu bestaumltigen Jede

Einfahrt stellt auch ein Risiko eines Abrisses und Verstopfung im Tubing dar

Das dargestellte p-T-Monitoring ist in der Injektions-Betriebsphase an einem CO2-

Untergrundspeicher durchzufuumlhren In der Nachbetriebsphase sollte das Monitoring

solange erfolgen bis die Bohrung endverwahrt ist

2247 Geophysikalische Logs in Bohrungen

Dieses Logging ist ein wichtiges geologisches Erkundungstool waumlhrend und nach dem

Bohren fuumlr die Speicherschicht und das Deckgebirge Auf diese Standard-Erkundung

wird hier nicht eingegangen Wenn die Injektionsbohrungen eines CO2-Untergrund-

speichers komplettiert sind werden die Log-Moumlglichkeiten zum geologischen Monitoring

stark eingeschraumlnkt weil der Casing eingebaut und zementiert wurde der Tubing die

direkte Kontaktmoumlglichkeit zum Casing ausschlieszligt

Folgende Log-Methoden bleiben anwendbar

bull Casing Zement-Bond-Log (CBL) Wanddickenmessung (USIT)

o jedoch nur als Nullmessung vor dem Tubingeinbau um eine

Basismessung bei eventuellen spaumlteren Bohrungsreparaturen zu

besitzen Das CBL ist wichtig um die Qualitaumlt der Zementation vor der

Inbetriebnahme und eine eventuelle Nachzementation zu bewerten

bull Tubing Wanddickenmessung (USIT) zur Korrosionskontrolle

bull Speicherschicht Neutron-Logs (NL) zur CO2-Saumlttigungsmessung

o Die NL sind fuumlr das Monitoring der Speicherdichtheit nicht zwingend

erforderlich Sie geben lediglich ein Messprofil der CO2-Saumlttigung damit

der Speicherkapazitaumltsausnutzung an

Keinesfalls sollten Log-Messeinrichtungen am Casing auszligen im zu zementierenden

Ringraum installiert werden die eine einwandfreie Ringraumzementation beeintraumlchtigen

koumlnnen Eine undichte Primaumlrzementation R1 stellt ein erhebliches Risiko fuumlr die

Nutzbarkeit eines CO2-Untergrundspeichers dar

2248 Geochemische Bodenluft-Analysen

Etwa 2 m tiefe Schnuumlffelbohrungen um die Injektionsbohrungen eines CO2-Unter-

grundspeichers herum bieten die Moumlglichkeit die abgesaugte Bodenluft chemisch zu

analysieren und auf evtl CO2-Leckagen zu pruumlfen Ein solches Bodenluft-Monitoring

wurde bei den Erdgas-Untergrundspeichern (Methan-Kontrolle) vor etwa 30 Jahren

wegen Mehrdeutigkeit der Messergebnisse und unscharfer Monitoringsicherheit in

Abstimmung mit den Bergaumlmtern eingestellt Diese Methode wird bei laufenden FE-

Projekten zur CO2-Untergrundspeicherung angewendet und dient dabei eher akzeptanz-

foumlrdernd als dem eindeutigen Monitoring Bei dieser Monitoring-Methode sind

aufwaumlndige Untersuchungen zur Trennung von originaumlrem und eventuell leckiertem CO2

in der Bodenluft zu machen die fuumlr ein wirtschaftliches Routine-Monitoring an

industriellen CO2-Untergrundspeichern ausscheiden

Andere Methoden wie die Bohrkopfdruckmessungen dienen zur schnellen und

eindeutigen Detektion einer gefahrbringenden merklichen CO2-Leckage an der

Bohrung waumlhrend eine schwache ungefaumlhrliche CO2-Migration an die Oberflaumlche nicht

mit eindeutiger Sicherheit quantifiziert zu bestimmen ist Die geochemischen

Bodenluftanalysen koumlnnen nicht als sicheres und wirtschaftliches Monitoring an

Bohrungen eines CO2-Untergrundspeichers empfohlen werden

2249 Monitoring in der Nachbetriebsphase

Die vorgenannten Monitoring-Verfahren beziehen sich hauptsaumlchlich auf die Betriebs-

phase eines CO2-Untergrundspeichers bis zur maximalen Speicherfuumlllung und zum

Speicherdruck bei denen der CO2-Untergrundspeicher verfuumlllt und aufgelassen wird

Zuverlaumlssig und wirtschaftlich kann das Monitoring mit folgenden Methoden durchgefuumlhrt

werden die sich langfristig in der Praxis beim Monitoring von Erdgas-Untergrund-

speichern bewaumlhrt haben

bull Kopfdruckmessungen

bull Reservoirmodellierungen

bull Ausgewaumlhlte Bohrungslogs

Eine wichtige Anforderung an die Monitoring-Verfahren ist die Eindeutigkeit des Ergeb-

nisses Dabei sollten nur die notwendigen und nicht alle moumlglichen Verfahren eingesetzt

werden

Solange die Bohrungen in der Nachbetriebsphase zugaumlnglich bleiben und p-T-

Messwerte liefern koumlnnen ist ein aussagekraumlftiges Monitoring mit diesen Methoden

weiter moumlglich Nach dem Verfuumlllen der Bohrungen denen im Verwahrungszustand der

Bohrungskopf und die Casings bis 2 m unter Rasensohle abgeschnitten wurden existiert

keine Monitoring-Moumlglichkeit mehr Zwar lieszlige sich die Bodenluftanalyse uumlber den

Bohrplaumltzen fortsetzen jedoch muss dabei von einem nicht-aussagekraumlftigen Mess-

verfahren gesprochen werden

bull Die Dichtheit der Bohrungsverwahrung wird am Verwahrungsende begutachtet

und im Falle von Leckagen repariert Eine kurzfristige Bodenluftmessung stellt

den trivialen Nicht-Leckagefall fest weil dann die Zementation noch nicht

korrodiert ist

bull Eine langfristige Bodenluftmessung uumlber Hunderte bzw Tausende von Jahren

wenn eine Verschlusskorrosion eintreten koumlnnte bleibt wirtschaftlich

fragwuumlrdig und ist ein gegenwaumlrtig ungeloumlster juristisch-organisatorischer Fall

Eine praktisch sichere Monitoring-Methode der Nachbetriebsphase existiert also nicht

3 Relevante Einzelprozesse

31 Vorgehensweise

In die Bewertung der Sicherheit einer CO2-Untergrundspeicherung an einem konkreten

Standort muss die zukuumlnftige Systementwicklung uumlber einen langen Betrachtungs-

zeitraum einflieszligen Die unterschiedlichen denkbaren Entwicklungen werden uumlber

Szenarien beschrieben die eine Art von bdquoDrehbuchldquo darstellen wie die Prozesse in

einem Endlagersystem ablaufen Ein Szenario ist durch eine bestimmte Kombination

von Eigenschaften oder Merkmalen Ereignissen und Prozessen (abgekuumlrzt FEP

abgeleitet von den englischen Bezeichnungen Features Events und Processes)

eindeutig charakterisiert die die betrachtete zukuumlnftige Entwicklung des Endlager-

systems beeinflussen koumlnnen

Wegen der Bedeutung von FEP fuumlr die Definition von Szenarien hat auf internationaler

Ebene die NEA eine FEP-Datenbank fuumlr die Endlagerung radioaktiver Abfaumllle aufgebaut

und darauf basierend ein allgemeines Schema fuumlr die Klassifizierung eines FEP-

Katalogs abgeleitet NEA 00 Dieses Schema basiert auf Erfahrungen aus verschie-

denen Endlagerprojekten mit unterschiedlichen Abfallspezifikationen und Wirtsgesteins-

typen auf der ganzen Welt und somit auf dem internationalen Stand von Wissenschaft

und Technik Dieses Klassifizierungsschema kann als Ausgangspunkt fuumlr die Erstellung

von standortspezifischen FEP-Katalogen genutzt werden Es kann ferner als Referenz

dienen um zu pruumlfen ob wichtige FEP vergessen wurden und somit einen Beitrag

leisten dem Ziel eines moumlglichst vollstaumlndigen spezifischen FEP-Katalogs naumlher zu

kommen

Ausgehend von diesem FEP-Katalog fuumlr radioaktive Abfaumllle wurde auch ein generischer

FEP-Katalog fuumlr die Speicherung von CO2 im tiefen Untergrund erstellt der eine sehr

aumlhnliche Struktur aufweist SAV 04 Diese Datenbank kann von registrierten Nutzern

online und kostenfrei uumlber die Internet-Seite von Quintessa (wwwquintessaorg) einge-

sehen werden

Diese Datenbank diente als Ausgangs- und Referenzpunkt fuumlr die Arbeiten im Projekt

CO2-UGS-Risk Ziel war es eine umfassende Liste der fuumlr die deutschen Speicher-

optionen relevanten FEP zusammenzustellen Ein wichtiger Ausgangspunkt dafuumlr waren

die umfangreichen Betriebserfahrungen die in Deutschland und weltweit mit der

Erdgasspeicherung im Untergrund bestehen Diese Erfahrungen bieten einen guten

Ansatzpunkt um die Szenarien fuumlr eine moumlgliche CO2-Freisetzung sowie die dabei

relevanten Prozesse zu identifizieren Im Hinblick auf FEP werden die aktuellen inter-

nationalen Projekte zur CO2-Tiefenversenkung wie in den SLEIPNER-Aquifer von Statoil

in der Nordsee das RECOPOL-Projekt zur CO2-Einleitung in polnische Kohlenfloumlze das

ALLISON-USA-Projekt zur CO2-Einleitung in Kohlenfloumlze genauso ausgewertet wie die

Erfahrungen mit der CO2-Foumlrderung aus geologischen Speichern durch Tiefbrunnen

Diese Kenntnisse wurden von der Fa DBI-GTI Freiberg im Unterauftrag zusammen-

gestellt wurden

Ferner wurden die Erfahrungen und Informationen aus den im Sonderforschungsbereich

Geotechnologien bdquoNutzung des tiefen Untergrundesldquo gefoumlrderten FampE-Verbundprojekte

mit Bezug zur CO2-Speicherung ausgewertet Dazu wurde ein Fragebogen entwickelt

und an die Koordinatoren aller Verbundprojekte verteilt

32 Korrosionsprozesse

321 Betriebsphase

Die bei der CO2-Speicherung in der Betriebsphase relevanten Korrosionsprozesse sind

an das Vorhandensein von freiem Wasser gebunden Kann die Existenz von freiem

Wasser und das Auskondensieren von Wasser d h die Bildung einer waumlssrigen Phase

im Betrieb sicher ausgeschlossen werden muumlssen an die verwendeten Materialien

(Transport Verdichtung Injektion) keine besonderen Anforderungen hinsichtlich der

Korrosionsresistenz gestellt werden

Der Ablauf der Korrosionsprozesse haumlngt auch vom Reinheitsgrad des injizierten CO2-

Gases ab Die zurzeit als aussichtsreich gehandelten Separationsverfahren pre-

combustion (CO2-Extraktion durch Dampfreforming) oxy-fuel separation (O2 als

Verbrennungsgas) oder post-combustion (z B CO2-Abtrennung uumlber Waumlscher oder

Membranen) stellen ein Injektionsgas zur Verfuumlgung welches hinsichtlich der Reinheit

die Annahme der CO2-Injektion (95 CO2 5 andere Gase) legitimiert

Kohlendioxid reagiert in Anwesenheit von Wasser nach folgender Reaktionsgleichung zu

Kohlensaumlure

CO2 + H2O -gt H2CO3 (Kohlensaumlure) [31]

H2CO3 + Fe -gt FeCO3 + H2 [32]

Die entstandene Kohlensaumlure reagiert mit Eisen zu Eisencarbonat und Wasserstoff

(Gleichung 32) Durch diese Reaktion wird ein Materialabtrag ausgeloumlst der bei den

Bedingungen in der Speicherschicht (z B CO2-Partialdruck von 100 bar und T = 30 degC)

10 mma und mehr erreichen kann Neben dem ungewuumlnschten Korrosionsabtrag kann

das zweite Reaktionsprodukt der Wasserstoff unter bestimmten Bedingungen

Korrosionsprozesse induzieren bzw forcieren BOO 88

Wasserstoffbedingte Degradationsformen sind an die folgenden Voraussetzungen

gebunden

bull Praumlsenz von Wasserstoff und

bull Saubere Metalloberflaumlchen z B hervorgerufen durch dynamisch plastische

Werkstoffverformungen oder

bull Praumlsenz eines promotorenhaltigen Elektrolyten (zB H2S CO CO2 waumlssriges

Kondensat)

Werden die Voraussetzungen erfuumlllt koumlnnen Staumlhle durch folgende Degradations-

erscheinungen geschaumldigt werden

Tab 31 Formen der wasserstoffbedingten Degradation

Art der Degradation Symptome Folgen

Materialversproumldung durch Wasserstoff

Reduzierte Zaumlhigkeit HIC HSCC

HIC (hydrogen induced cracking)

Risse und Oberflaumlchen-blasen

Werkstoffversagen

HSCC (Hydrogen induced stress corrosion cracking)

Risse Werkstoffversagen

Beschleunigtes Risswachstum

Reduzierte Lebensdauer

Ausbreitung von Kaltrissen Risswachstum in der Waumlrmeeinflusszone von Schweiszlignaumlhten

Werkstoffversagen

Das wirksamste Mittel zur Vermeidung von wasserstoffinduzierter Degradation ist daher

das Ausschlieszligen der dafuumlr notwendigen Voraussetzungen Hinsichtlich der Bohrungs-

ausruumlstung bedeutet dies insbesondere die Injektion von ausreichend trockenem CO2

und durch eine geeignete Materialauswahl die CO2-bedingte Korrosion auszuschlieszligen

und damit die Praumlsenz von Wasserstoff zu verhindern Verschiedene technische Maszlig-

nahmen sind geeignet die CO2 initiierte Korrosion zu reduzieren bzw zu verhindern

auch wenn das CO2 nicht hinreichend trocken ist um eine Korrosion von konventionellen

Ausruumlstungsteilen auszuschlieszligen

bull Korrosionsinhibitoren

bull Schutzuumlberzuumlge aus unterschiedlichen Materialien

bull Kathodischer Korrosionsschutz

bull Einsatz geeigneter Materialien

Es bestehen prinzipiell vier Moumlglichkeiten um CO2-Korrosion und daraus resultierende

H2-Degradation auf ein sicherheitstechnisch vertretbares Niveau zu reduzieren

1 Erfuumlllen eines noch zu definierenden Kriteriums der ausreichenden bdquoTrockenheitldquo des zu injizierenden Mediums

2 Einsatz von hochlegierten Staumlhlen um moumlgliche CO2-Korrosion auszuschlieszligen

3 Kombination von bdquonormalenldquo Kohlenstoffstaumlhlen und hochlegierten Staumlhlen je nach Exposition mit korrosiven Medien

4 Einsatz von bdquonormalenldquo Kohlenstoffstaumlhlen in Kombination mit Inhibitoren oder Schutzuumlberzuumlgen

Aufgrund der verschiedenen Vor-Ort-Situationen kann keine allgemeinguumlltige Loumlsung fuumlr

die Untertageausruumlstung von CO2-Injektionsbohrungen definiert werden Vielmehr muss

fuumlr jeden Anwendungsfall eine technisch sichere und wirtschaftlich tragbare Loumlsung

gefunden werden

322 Endverwahrung einer Bohrung

Ein CO2-Untergrundspeicher muss langfristig auch uumlber Hunderte und Tausende von

Jahren seine Speicherintegritaumlt bewahren d h geologisch in den Deckschichten und

technisch in den Bohrungen dicht bleiben um eine Migration von CO2 in die Hydro- und

in die Biosphaumlre migrieren lassen KRE 06 Das ist gegenuumlber den Erdgas-Untergrund-

speichern eine anspruchsvollere Forderung weil die geologischen Speicherschichten

folgende Bedingungen nach einer CO2-Fuumlllung aufweisen

bull Hochdruck 100 - 200 bar

bull Temperaturen 40 - 70 degC

bull CO2-Feuchte wasserdampf-gesaumlttigt

Damit ist eine aggressive Kohlensaumlure gespeichert deren Korrosionspotenzial langfristig

kontrolliert bleiben muss Die CO2-Korrosion richtet sich auf zwei potentielle

Angriffsstellen

bull die geologische Deckschicht unmittelbar uumlber der CO2-Speicherschicht und

bull die Bohrungen zur CO2-Injektion die nach Speicherfuumlllung in bisheriger

Technologie der Erdgas-Untergrundspeicher mit Zementsuspension verfuumlllt

werden

Die geochemischen Reaktionen zwischen CO2 und den Gesteinsmineralien der Deck-

schicht(en) werden in Laborversuchen in verschiedenen Instituten untersucht Diese

Prozesse sollten aber kein hohes Risiko darstellen da CO2-Lagerstaumltten seit

geologischen Zeitraumlumen von 250 Mio Jahren existieren Die langfristige Dichtheit der

Bohrungselemente Stahlrohre und Zementstein stellt das eigentliche Problem der

sicheren Bohrungsintegritaumlt dar

Eine CO2-Bohrung ist schematisch nach Abb 31 aufgebaut Das Schutzrohr Casing

bildet die freie Bohrung und ist zum umgebenden Gebirge mit einem speziellen

Tiefbohrzement zementiert der druckfest und gasdicht sein muss Das Innenrohr Tubing

ist das Injektionsrohr das den Casing vor dem CO2 unter Druck- und Temperatur-

aumlnderungen schuumltzt Im Ringraum zwischen beiden befindet sich eine Korrosions-

schutzfluumlssigkeit die den hydrostatischen Druckausbau zwischen beiden Rohrtouren

bildet Ein Ringraumpacker mit Gummielementen schlieszligt diesen Ringraum oberhalb der

Speicherschicht dicht ab Am Bohrungskopf ist der Ringraum oben dicht isoliert

Abb 31 Schematischer Aufbau einer Bohrung

Wichtig fuumlr die permanente Dichtheit der Bohrung ist der zementierte Ringraum Casing-

Zementsteinmantel-Gebirge Erfahrungsgemaumlszlig aus der Erdgas-Untergrundspeicherung

bestehen hier drei Problemstellen der Bohrungs(un)dichtheit (siehe Abb 32)

bull Permeabilitaumlt des Zementsteines Ein dichter Zementstein muss Gas-

Permeabilitaumlten unter 10-2 mD (Millidarcy) oder 10-17 msup2 aufweisen um eine

technisch gefaumlhrliche Gasmigration nach oben zu verhindern die gemaumlszlig Abb

31 zu einem Gaseinstroumlmen in die Geo- Hydro- und Biosphaumlre fuumlhren kann

An der Kontaktstelle CO2-Zementstein darf eine Erhoumlhung der Permeabilitaumlt

durch Zementsteinkorrosion nicht unkontrolliert fortlaufend eintreten

bull Flieszligkanaumlle nach oben durch unvollstaumlndige Zementausfuumlllung des Ring-

raumes waumlhrend der Bohrungszementage Dieser Aspekt ist relevant fuumlr die

eingesetzte Zementationstechnologie in der Bohrung und erfordert eine

vollstaumlndige Verdraumlngung der Bohrungsspuumllung durch die Zementsuspension

bull Flieszligkanal im kapillaren Ringspalt zwischen Casing und Zementstein Ein

solcher Flieszligkanal kann entstehen wenn Druck- und Temperaturaumlnderungen

auf den Casing wirken (die aber durch die Tubing-Packer-Konstruktion

fernzuhalten sind) und die Haftfestigkeit Zementstein-Casing nicht hoch genug

Von weiterer Bedeutung ist die Zementsteinqualitaumlt im Hinblick auf eine langzeitige

Dichtheit uumlber Tausende von Jahren gegenuumlber dem CO2-Angriff unter thermo-

dynamisch aggressiven Druck- Temperatur- und Feuchtebedingungen

Abb 32 Problemstellen bei der Zementierung

323 Korrosion des Zementsteins durch CO2

Die Korrosion von Zementsteinen in Bohrungen unter Einfluss von CO2 ist ausfuumlhrlich

untersucht und beschrieben ONA 84 NEL 90 Ausgangspunkt ist die Bildung von

Kohlensaumlure H2CO3 bei Loumlsung des Kohlendioxids in Wasser Etwa 1 der physikalisch

geloumlsten Kohlensaumlure dissoziiert wobei Bicarbonat und Carbonat in einem vom pH-Wert

bestimmten Verhaumlltnis entstehen Mit dem Eindringen des CO2-gesaumlttigten Wassers in

die Zementstruktur kann dissoziierte Saumlure mit Calciumhydroxid und Calcium-Silikat-

Hydratphasen (C-S-H-Gel) reagieren

Ca(OH)2 + H+ + HCO3 - rarr CaCO3 + 2H2O [33]

C-S-H-Gel + H+ + HCO3 rarr CaCO3 + Silikagel (amorph) [34]

Unter Anwesenheit von freiem CO2 folgen weitere Umsaumltze es stellen sich u a von pH-

Wert und Temperatur abhaumlngige Gleichgewichte ein

CaCO3 + CO2 + H2O harr Ca(HCO3)2 + Ca(OH)2 harr CaCO3 + H2O [35]

Als Zwischenstufe entstehen wasserloumlsliche Verbindungen die die Zementmatrix

verlassen koumlnnen Entstehendes Wasser wiederum unterstuumltzt Loumlsungsprozesse

Insgesamt ist ein Angriff auf das Calciumhydroxid und die Calcium-Silikat-Hydrat-Phase

zu verzeichnen Analytisch sind diese Veraumlnderungen gut durch dramatische

Verschiebung des Ca-Si-Verhaumlltnisses nachzuvollziehen Abb 33 zeigt die

Veraumlnderung eines Zementkernes nach vierwoumlchiger Lagerung in feuchtem

uumlberkritischem CO2 Waumlhrend links der Ausgangzustand erkennbar ist ist beim

eingelagerten Kern rechts die signifikante Veraumlnderung der Oberflaumlche dargestellt Im

Schnitt ist eine Eindringtiefe von ca 05 mm deutlich zu erkennen

Abb 33 Zementkern vor und nach Einlagerung in feuchten uumlberkritischen CO2

Die Permeabilitaumlt und Porositaumlt des Zementes steigen die Gasmigration koumlnnte

einsetzen Mit Hilfe der Roumlntgenfluoreszensspektrometrie kann gezeigt werden dass der

Ca-Gehalt von vor der Einlagerung im Vergleich zu nach der Einlagerung in CO2

abnimmt waumlhrend gleichzeitig der Silicium-Anteil drastisch ansteigt Die Form der

entstehenden Oberflaumlchenstruktur haumlngt vom Wassergehalt des CO2 und der Versuchs-

dauer ab Dieser CO2-Korrosionsprozess kann durch Additive wie Puzzolane verringert

werden Durch eine deutliche Absenkung der Permeabilitaumlt um den Faktor 10 bis 100

gegenuumlber herkoumlmmlichen Ansaumltzen wird das Eindringen von Wasser in die Struktur

verzoumlgert und die Korrosionsrate gesenkt Alternativ sind hoch aluminiumhaltige

Zemente einsetzbar die Vorteile gegenuumlber Portlandzemente aufweisen Allerdings

ergeben sich hierbei Probleme mit der gezielten Steuerung von Aushaumlrt- und

Flieszligverhalten unter Tage

324 Endverschluss einer CO2-Bohrung

Nachdem ein CO2-Untergrundspeicher vollstaumlndig gefuumlllt ist sind die Bohrungen end-

guumlltig zu verwahren und bergsicher zu verschlieszligen Dieser Verschluss muss langzeitig

dicht und integer sein d h es darf zu keiner CO2-Migration in der Bohrung nach oben

kommen AND 06

Bohrungen in Erdgas-Untergrundspeicher und GasOumll-Lagerstaumltten werden durch

wechselweise Zement und Spuumllungsbruumlcken im Casing verwahrt Das ist die von den

Bergaumlmtern genehmigte Verwahrungstechnologie die fuumlr CO2-Bohrungen infolge der

potenziellen Zementkorrosion nicht uumlbernommen werden kann

Gegenwaumlrtig bleibt noch Entwicklungsbedarf den Bohrungsverschluss so herzustellen

dass eine CO2-Korrosion an Zement und Stahlrohren nicht eintritt Bei einer Betrachtung

der langfristigen Sicherheit ist daher von der Moumlglichkeit einer Korrosion an Bohrloch-

zement und Stahlrohren auszugehen

33 Permeabilitaumltsverhaumlltnisse

Um einen sicheren Einschluss des CO2-Gases im Speicherhorizont zu gewaumlhrleisten

muss durch die geologische Situation ein schneller advektiver Transport durch die

Deckschicht nach Moumlglichkeit ausgeschlossen sein Dafuumlr sind die Permeabilitaumlts-

verhaumlltnisse in der Deckschicht ausschlaggebend Die quantitative Erfassung dieser

Sperrwirkung uumlber die Permeabilitaumlt nach dem bekannten Darcy-Gesetz stellt zugleich

ein geowissenschaftliches Problem dar auch wenn es mathematisch leicht erscheint

Fuumlr die geringpermeablen Deckschichten liegen bisher nicht ausreichend physikalisch

erforschte Stroumlmungsfunktionen und -parameter vor Die Reservoirmechanik behilft sich

hier auch noch mit der Analogieuumlbertragung des Ein- und Zweiphasenflusses aus houmlher-

permeablen Stroumlmungsversuchen

Fuumlr die Einphasenstroumlmung Gas oder Wasser lassen sich an Gesteinskernen der

Deckschicht im Labor noch die absoluten Permeabilitaumlten direkt messen Diese Labor-

messwerte stellen eine einfache Vergleichsbasis dar obwohl ihre Uumlbertragung in die

geologische Realebene bereits mit den Scaling-Problemen behaftet ist

bull Upscaling vom cmsup2-Kern auf kmsup2-Feld (Typ bdquoAreale Migration durch das

Deckgebirgeldquo)

bull keine realistische Kernentnahme aus Stoumlrungszonen machbar (Typ bdquoLineare

Migration durch eine tektonische Stoumlrungrdquo)

bull Zementstein-Permeabilitaumlt im Labor am ungestoumlrten Kern messbar aber

bedeutenderer Fall der Rissbildung und -stroumlmung nur schwer realisierbar

(Typ bdquoPunktuelle Migration laumlngs einer Bohrungldquo)

Trotz dieser Probleme wird jedoch der Reservoirmechanik Analogie aus der Gas-Oumll-

Wasser-Stroumlmung weiter gefolgt Der Kenntnisstand zu den absoluten Permeabilitaumlten

kann wie folgt zusammengefasst werden

Tab 32 Permeabilitaumlten verschiedener Schichten

Gesteinsart Absolute Permeabilitaumlt k [m2] [mD]

Bewertung

Deckschicht Steinsalz Tone Schluffsteine Silitsteine tonige Sandsteine

lt 10-21 lt 10-6 10-20 - 10-21 10-5 - 10-6 10-17 - 10-18 10-2 - 10-3 10-16 - 10-17 10-1 - 10-2 10-16 10-1

dicht dicht relativ dicht fragwuumlrdig dicht nicht dicht

Speicherschicht Sandstein kluumlftige Karbonate

10-14 - 10-12 10 - 1000 10-13 - 10-11 100 - 10000

uumlbliche Speichergesteine

Die Deckschicht ist a priori vollstaumlndig wassergesaumlttigt ausgenommen die dichte

Steinsalzschicht Damit entsteht an der Grenzflaumlche CO2-Speicherschicht zu wasser-

gesaumlttigter Salzschicht die Bedingung einer Zweiphasenstroumlmung

bull Gas Uumlberkritisches CO2 (als Gasphase betrachtet)

bull Wasser Initiale Wassersaumlttigung

Diese Zweiphasenstroumlmung wird reservoirmechanisch durch die bekannten Funktionen

quantitativ markiert

bull Relative PermeabilitaumltsfunktionenPhasenpermeabilitaumlten und

bull Kapillardruckfunktion (Verdraumlngungsdruck)

die beide von den Gas-Wasser-Saumlttigungswerten im Porenraum abhaumlngen Diese

Funktionen sind in Abb 34 und Abb 35 fuumlr einen extrem-geringpermeablen Dolomit

(k = 8sdot10-3 mD) wiedergegeben

Abb 34 Relative Permeabilitaumlten Gas-Wasser (Extrem-geringpermeabler Dolomit

k = 8sdot10-3 mD)

Diese Abbildungen geben den internationalen Stand der Labormessungen an extrem

geringpermeablen Gesteinen wieder Es gibt leider nur diese (zu) wenigen Messungen

die sich uumlber Monate bis Jahre Messzeit hinziehen Sie wurden im Rahmen der Erdgas-

gewinnung aus geringpermeablen Lagerstaumltten zusammengestellt und in einem

speziellen DGMK-FEProjekt bestaumltigt

Die Kapillardruckkurve zeigt fuumlr die Grenzflaumlche des CO2-Gases (Oberkante

Speicherschicht Sw = 0 Sg = 1) an der wassergesaumlttigten Unterkante der Deckschicht

(Sw = 1 Sg = 0) einen kapillaren Eindringdruck bzw Verdraumlngungsdruck in der

Groumlszligenordnung zwischen 200 - 300 bar Dieser Sperrdruck ist voumlllig ausreichend um

einen Gasfluss in die Deckschicht zu verhindern solange von dem deterministischen

Modell einer strikten Grenzflaumlche ausgegangen wird Dieses Modell ist in der

geologischen Realitaumlt so theoretisch nicht allein betrachtbar weil durch Fingerbildung

des Gases an der Grenzflaumlche diese stochastisch aufgeloumlst werden kann wofuumlr es

allerdings reservoirmechanisch keine Berechnungsmethoden gibt

Abb 35 Kapillardruckkurve Gas-Wasser (Extrem-geringpermeabler Dolomit k = 8sdot10-3 mD)

Deshalb wird aus dem Bild der relativen Permeabilitaumltsfunktionen folgender Modell-

ansatz entnommen

Das CO2-Gas ist an der Unterkante der Deckschicht fingerartig eingedrungen und hat

Gassaumlttigungen von Sg = 0 - 01 aufgebaut (Sw = 1 - 09) In diesem Saumlttigungsbereich

sind zwar bildgemaumlszlig keine Gasfluumlsse mehr messbar (Messgenauigkeit) so dass

bdquohinterldquo der immobilen Restgassaumlttigung von Sg = 016 Sw = 084 die relative

Gaspermeabilitaumlt Krg = 0 die relative Wasserpermeabiltitaumlt Krw = 1 sind Dennoch wird

modellmaumlszligig angenommen dass in diesem bdquoNicht-Gasfluss-Bereichldquo ein Wert Krg = 001

(also 1 der absoluten Permeabilitaumlt) vorliegt Das ist eine sehr konservative Annahme

hinsichtlich der bdquoErmoumlglichungldquo eines geringen Gasflusses d h die absolute

Sperrwirkung der Deckschicht wird zu 1 aufgehoben Dieses Modell ist erforderlich

um spaumlter deterministische Berechnungen der Migrationsszenarien durchzufuumlhren

34 Diffusionsverhaumlltnisse

An Grenzflaumlchen gleichen Drucks von Gas- und Wasserphase liegt keine Permeations-

stroumlmung (keine Advektion) vor so dass die molekulare Diffusion zur bestimmenden

Phasenstroumlmung werden kann Dieses Modell gilt fuumlr den Migrationstyp bdquoLaterale

Migration in der Speicherschichtldquo an den Strukturflanken eines CO2-Untergrund-

speichers wenn das CO2-Gas in die Randbereiche bzw Aquiferbereiche diffundieren

dort akkumulieren und eventuell gravitativ advektiv und strukturaufwaumlrts migrieren

koumlnnte

Die Berechnung dieser Diffusionsmigration wird gemaumlszlig Fickrsquoschen Gesetz vom

Diffusionsfaktor D und dem Konzentrationsgradienten bestimmt Fuumlr den Diffusionsfaktor

D liegen Labormessungen im poroumlsen Gestein vor die eine grobe Korrelation zur

Permeabilitaumlt als den wichtigsten porenraumcharakterisierenden Parameter zulassen

Allerdings bleibt auch hier der Messfundus im extrem geringpermeablen Gestein

unbefriedigend Fuumlr K-Werte lt 10-4 mD muumlssen die Korrelationsfunktionen extrapoliert

werden

Auszligerdem sind diese Kurven im trockenen Gestein aufgenommen wurden so dass nicht

die Wassersaumlttigung in den Poren sondern die Turtuositaumlt der Porenverbindung die

Diffusionsmessungen bestimmt hat

In den CO2-gasgefuumlllten Speicherschichten mit relativ hohen Permeabilitaumltswerten von

K = 10 - 1000 mD liegen Gassaumlttigungswerte zwischen 50 - 80 vor so dass die

immobilen Restwassersaumlttigungen sich unter 20 befinden In einem solchen Fall liegt

die CO2-Gaspermeabilitaumlt nahe bei der absoluten Gesteinspermeabilitaumlt so dass eine

K-Wert-Umrechnung unter solchen bdquotrockenenldquo Gesteinsbedingungen entfaumlllt und das

Diagramm in Abb 36 der Labormessungen direkt genutzt werden kann In

Diffusionszonen im bdquonassenldquo Aquiferbereich muumlsste dagegen zum Konzept der relativen

Permeabilitaumlten analog zum Deckschichtmodell zuruumlckgekehrt werden

Nach der groben Abschaumltzung des Diffusionsfaktors bleibt der naumlchste Faktor der

Konzentrationsgradient ΔC = 1 wirkt nur zu Beginn der Diffusion am CO2-Wasser-

Kontakt In der ausgebreiteten Diffusionszone reduziert sich dieser Wert auf Groumlszligen von

ΔC = 01 001 in der Mischzone CO2-Wasser in der sich somit der Diffusions-ldquoAntriebldquo

stark reduziert All diese nur kurz skizzierten Modellvorstellungen gehen quantitativ in die

folgenden CO2-Migrationsberechnungen ein

Abb 36 Korrelationsdiagramm Diffusionskoeffizient - Permeabilitaumlt fuumlr trockenes

Speichergestein (1 Mittelsandstein 2 Feinsandstein 3 silitischer

Feinsandstein 4 Messwerte von Katz 1978)

35 Thermodynamische Zustandsgleichungen

Die mathematische Beschreibung der Bewegung von Kohlenstoffdioxid in tiefen

Aquiferen ist schon dann sehr komplex wenn dabei nur die allerwesentlichsten

Prozesse beruumlcksichtigt werden

bull Multiphasen-Multikomponentenfluss von Wasser CO2 und Salz

bull Transport der geloumlsten Komponenten (Wasser und CO2)

bull Waumlrmefluss und

bull Phasenuumlbergaumlnge

Die Komplexitaumlt hat verschiedene Ursachen Bereits die gut bekannte mathematische

Beschreibung einer bdquoeinfachenldquo Zweiphasenstroumlmung beinhaltet zwei gekoppelte hoch-

gradig nichtlineare Massenerhaltungsgleichungen Im Fall der CO2-Speicherung im

Untergrund muss auszligerdem auch eine Erhaltungsgleichung fuumlr die Waumlrmeenergie geloumlst

werden Temperatureffekte werden vor allem durch die Injektion des superkritischen

CO2 das bei der Injektion eine andere als die Umgebungstemperatur aufweist durch

Phasenuumlbergaumlnge und durch die geothermische Temperaturzunahme mit der Tiefe

ausgeloumlst Nicht-isotherme Bedingungen haben zur Folge dass die Temperatur-

abhaumlngigkeiten der Parameter in den Gleichungen beruumlcksichtigt werden muumlssen Damit

werden weitere Nichtlinearitaumlten in die Gleichungen eingefuumlhrt Dasselbe gilt sinngemaumlszlig

auch fuumlr die Abhaumlngigkeiten der Parameter vom hydraulischen Druck und von der

Salinitaumlt des Grundwassers

Waumlhrend der Grad der Komplexitaumlt in den oben beschriebenen Faumlllen lediglich durch die

Parameter in den Gleichungen erhoumlht wird kann dies zusaumltzlich auch im Fall

wechselnder Phasenzustaumlnde dadurch geschehen dass unterschiedliche Gruppen von

Erhaltungsgleichungen zu loumlsen sind Wenn eine Phase durch Loumlsen oder Verdampfen

verschwindet muss die zugehoumlrige Erhaltungsgleichung ebenfalls verschwinden und

durch eine andere Gleichung ersetzt werden die die weitere Bewegung der geloumlsten

oder verdampften Masse beschreibt Und umgekehrt Um den Phasenzustand zu

kontrollieren (Phasendiagnostik) muumlssen zusaumltzliche Parameter eingefuumlhrt und waumlhrend

einer Modellrechnung staumlndig uumlberwacht werden

Bei solch komplexen Stroumlmungsvorgaumlngen ist es fuumlr eine verlaumlssliche Modellierung

unerlaumlsslich die involvierten Parameter und deren Abhaumlngigkeiten so genau wie moumlglich

zu kennen Aus diesem Grund wurde versucht ein vollstaumlndiges Set von

mathematischen Formulierungen zusammenzustellen das bei der Modellierung der

Speicherung von CO2 im Untergrund eine Rolle spielt Den Schwerpunkt bilden dabei

die entsprechenden thermodynamischen Zustandsgleichungen fuumlr Wasser und CO2 als

Funktion der Temperatur des hydraulischen Drucks und der Salinitaumlt des

Grundwassers Daneben wurde auch groszliger Wert auf die Phasendiagnostik des

Gemisches aus Wasser und CO2 gelegt Die Ergebnisse dieser Arbeiten sind im Bericht

KRO 08 zusammengefasst

Die in KRO 08 beruumlcksichtigten Groumlszligen sind in Tab 33 zusammengefasst Dabei

wurden nicht nur die Eigenschaften der reinen Stoffe ndash Wasser und CO2 ndash erfasst Bei

Wasser wurden Formulierungen einbezogen die den Einfluss von geloumlstem Salz von

geloumlstem CO2 und von gleichzeitig geloumlstem Salz und CO2 auf die jeweilige Groumlszlige

beschreiben Umgekehrt wurde auch der Einfluss von geloumlstem Wasser im

Kohlenstoffdioxid auf die jeweilige Groumlszlige untersucht Als relevante Guumlltigkeitsbereiche

fuumlr die mathematischen Formulierungen wurden die Werte aus Tab 34 zugrunde

gelegt

Tab 33 Prozesse und Parameter der CO2 Bewegung im tiefen Untergrund

Prozess Effekt Groumlszlige (Wasser und CO2)Zustandsgleichung

Stroumlmung

Advektion

Permeabilitaumlt Relative-Permeabilitaumlts-Saumlttigungsbeziehung Porositaumlt Viskositaumlt Dichte

Kapillardruck Kapillardruck-Saumlttigungsbeziehung

Phasenuumlbergang gegenseitige Loumlslichkeit Dampfdruck

Transport Diffusion

Diffusionskoeffizient Porositaumlt Tortuositaumlt

Dispersion (gegenwaumlrtig noch nicht bekannt BIE 06)

Waumlrmefluss Waumlrmeleitung

Waumlrmekapazitaumlt Waumlrmeleitfaumlhigkeit Enthalpie geothermischer Gradient

Groumlszlige Dimension Wertebereich

Druck [MPa] 01 lt p lt 30

Temperatur [degC] 10 lt T lt 100

Salzkonzentration [molkg] 0 lt NaCl

OHm2 lt 60

CO2-Konzentration [molkg] 0 lt 2

COOHm lt 10

Einen Eindruck von der Komplexitaumlt der moumlglichen Phasenzustaumlnde eines Wasser-CO2-

Gemisches gibt Abb 37 Das aus urspruumlnglich aus TOumlD 63 stammende Bild wurde in

KRO 08 mit Farben unterlegt um das Verstaumlndnis fuumlr die moumlglichen unterschiedlichen

Phasenzustaumlnde zu erhoumlhen Mit Hilfe der zuvor diskutierten Parameter Dampfdruck psat

und Loumlslichkeit L lassen sich dann im Vergleich mit dem aktuellen Druck bzw

Partialdruck p und der aktuellen Massenkonzentration X die Bedingungen fuumlr den

Phasenuumlbergang formulieren wie sie in Abb 37 zusammengestellt sind

Abb 37 Phasendiagramm eines Wasser-CO2-Gemisches (unmaszligstaumlblich)

aus TOumlD 63 Farbkodierung nach KRO 08

Abb 38 Moumlgliche Phasenzustaumlnde eines Wasser-CO2-Gemisches und Kriterien fuumlr

den Phasenuumlbergang aus KRO 08 Farbkodierung wie in Abb 37

Trotz groszliger Anstrengungen eine Sammlung der genauesten Formulierungen

zusammenzustellen ist dies aus zwei Gruumlnden nicht in jedem Fall gelungen Erstens

existieren in der Literatur fuumlr einzelne Groumlszligen weit mehr Ansaumltze als im Lauf des

Vorhabens beschafft und bewertet werden konnten Zweitens wurde deutlich dass

hinsichtlich anderer Groumlszligen durchaus noch Wissensluumlcken bestehen

bull Die Eigenschaften der reinen Stoffe Wasser CO2 und Salz sind

erwartungsgemaumlszlig gut bekannt Auch NaCl-Loumlsungen sind schon gut

untersucht worden wenngleich es Luumlcken bei sehr hohen Salinitaumlten oder

niedrigen Temperaturen gibt Sehr groszlige Unsicherheit gibt es bei der

Formulierung der Loumlsungswaumlrme die eine Komponente der Enthalpie von

Salzloumlsungen ist Die Relevanz dieser Groumlszlige ist jedoch unklar

bull Sehr wenige Hinweise konnten dagegen auf die Eigenschaften der CO2-Phase

mit geloumlstem Wasser gefunden werden Eine Ausnahme bilden dabei die

exzellenten Formulierungen fuumlr die Loumlslichkeit von Wasser aus einer reinen

Wasserphase oder aus Salzloumlsung Da die Loumlslichkeit von Wasser in CO2 sehr

gering ist wird dieser Einfluss in den numerischen Modellen haumlufig

vernachlaumlssigt z B BIE 06 Eine Rechtfertigung fuumlr diese Annahme steht

jedoch noch aus

bull Formulierungen fuumlr die Eigenschaften von reinem Wasser oder Salzloumlsung mit

geloumlstem CO2 sind ebenfalls selten z B GAR 03 Besonders der Einfluss

von CO2 auf die Viskositaumlt bei houmlheren Druumlcken ist anscheinend noch nicht

bekannt Die lange Zeit verwendete einzige Quelle fuumlr einen entsprechenden

Ansatz bezieht sich auf Tiefseebedingungen und kann deshalb keinesfalls bei

der CO2-Speicherung im Untergrund angewendet werden Aber auch der

Einfluss von CO2 auf die Waumlrmeleitfaumlhigkeit und den Dampfdruck bedarf noch

der Klaumlrung

Wie groszlig der Einfluss der fehlenden Daten und Formulierungen tatsaumlchlich ist laumlsst sich

nicht auf theoretischem Wege einschaumltzen Eine Groumlszlige wie die oben erwaumlhnte

Loumlsungswaumlrme mag zwar stark variabel sein aber vielleicht dennoch wenig Einfluss im

Vergleich zur variablen Gemischzusammensetzung haben Andererseits kann zum

Beispiel die Dichte die empfindliche Prozesse wie die dichtegetriebenen Stroumlmung oder

gar Fingering verursacht bereits bei geringster Variation Aumlnderungen des Stroumlmungs-

vorgangs herbeifuumlhren vgl ADA 02 In diesem Fall waumlre besonderer Wert auf die

realistische Wiedergabe der mathematischen Formulierung zu legen Vor dem

Hintergrund physikalisch und mathematisch komplexer Beziehungen die bei der CO2-

Speicherung eine Rolle spielen sollten diese Unsicherheiten beseitigt werden

Trotz dieser Unzulaumlnglichkeiten duumlrfte die Datensammlung in KRO 08 im Wesentlichen

den gegenwaumlrtigen Wissensstand widerspiegeln und insofern bislang einzigartig sein

als zu jeder benoumltigen Groumlszlige im Detail Ansatzfunktionen zugehoumlrige Konstanten und

Guumlltigkeitsbereiche dokumentiert sind Der Einfluss von Druck Temperatur und geloumlsten

Stoffen auf die jeweilige Groumlszlige wird zusaumltzlich durch graphische Darstellungen veran-

schaulicht

36 FEP-Zusammenstellung

Eine generische FEP-Datenbasis fuumlr die geologische CO2-Untergrundspeicherung

wurde von SAV 04 erstellt Diese Datenbasis wurde auf der Basis einiger Experten-

treffen zusammengestellt in denen wichtige FEP und relevante Szenarios diskutiert

wurden Die Autoren wiesen zu Recht darauf hin dass ein generischer FEP-Katalog nur

als vorlaumlufig angesehen werden kann Er kann aber als Ausgangsbasis fuumlr die Erstellung

eines spezifischen FEP-Katalogs fuumlr einen bestimmten Standort oder ein konkretes

Projekt zur CO2-Untergrundspeicherung dienen Im Laufe eines solchen Projektes

werden in der Regel zusaumltzliche Informationen zum Standort oder zu Prozessablaumlufen

ermittelt so dass der FEP-Katalog gegebenenfalls uumlberarbeitet werden muss Die

Datenbasis und damit auch die davon abgeleiteten FEP-Kataloge weisen eine

hierarchische Struktur auf in der die einzelnen FEP Kategorien Klassen und Unter-

klassen zugeordnet sind Die generelle Struktur ist in Tab 35 erlaumlutert

Tab 35 Allgemeine Struktur der FEP-Datenbasis

Kategorie Klassen Beschreibung

0 ndash Bewertungsbasis

Mit diesen FEP werden die Rand-bedingungen fuumlr die Bewertung fest-gelegt Dabei wird angegeben was und warum es bewertet werden soll Damit koumlnnen leicht die fuumlr die aktuelle Bewertung zu beruumlcksichtigenden FEP bestimmt werden und auch die FEP die auszligerhalb der jetzigen Zielsetzung der Bewertung liegen

1 ndash Externe Faktoren

1 ndash Geologische Faktoren 2 ndash Klimatische Faktoren 3 ndash Zukuumlnftige menschliche

Handlungen

Mit diesen FEP werden die natuumlrlichen und menschlichen Faktoren beschrie-ben die auszligerhalb des Systemgebie-tes liegen Diese FEP sind besonders fuumlr die Ableitung der Szenarien fuumlr die Entwicklung des Gesamtsystem von Bedeutung

2 ndash CO2-Speicherung

1 ndash Betriebsphase 2 ndash Nachbetriebsphase

Mit diesen FEP werden betriebliche Aspekte des betrachteten Speicherkonzeptes sowie der Aspekte der Nachbetriebsphase detailliert

3 ndash CO2-Eigenschaften

1 ndash CO2-Eigenschaften 2 ndash CO2-Wechselwirkungen 3 ndash CO2-Transport

FEP die im Zusammenhang mit der weiteren Verhalten des eingeleiteten Fluids stehen Die Eigenschaften koumlnnen sich dabei sehr stark zwischen den Bedingungen an der Oberflaumlche oder in groszliger Tiefe unterscheiden und eine groszlige Anzahl physikalischer und chemischer Prozesse kann von Bedeutung sein

4 ndash Geosphaumlre

1 ndash Geologie 2 ndash Fluide 3 ndash Geochemie 4 ndash Ressourcen

In diesen FEP wird der Ist-Zustand zur Geologie Hydrogeologie und Geochemie des Speichersystems vor dem Beginn der CO2-Untergrund-speicherung beschrieben

5 ndash Bohrloumlcher

1 ndash Bohrlocherstellung und -komplettierung

2 ndash Abdichtungen und vergessene Bohrloumlcher

FEP die sich mit der Aumlnderung des Systems durch menschliche Handlungen beschaumlftigen Dabei werden Bohrloumlcher betrachtet die fuumlr die Untergrundspeicherung und andere Zwecke (zB menschliches Eindringen) erforderlich sind werden betrachtet

6 ndash Umwelt

1 ndash terrestrisches Umfeld 2 ndash marines Umfeld 3 ndash Menschliche

Handlungen

Diese FEP sind von Bedeutung wenn CO2 in die dem Menschen zugaumlngliche Biosphaumlre zuruumlckkehrt Die Umwelt und das menschliche Verhalten in diesem Umfeld muss beschrieben werden

7 ndash Einwirkungen

1 ndash Systemverhalten 2 ndash Einwirkung auf die

Umgebung 3 ndash Einwirkung auf Flora

und Fauna 4 ndash Einwirkung auf

Menschen

FEP mit Bezug zum Maszligstab fuumlr die Sicherheitsbewertungen bzw die Bewertung des Systemverhaltens Dabei kann es sich um Einwirkungen auf den Menschen die Flora und Fauna sowie auf die Umgebung insgesamt handeln

361 Menschliche Handlungen

Eine Reihe von FEP beschaumlftigt sich mit den Auswirkungen eines zukuumlnftigen mensch-

lichen Handelns Im Allgemeinen wird davon ausgegangen das die Kenntnisse zu dem

Untergrundspeicher und das Vorhandensein von Bohrungen einige Zeit erhalten bleibt

Bei der Endlagerung radioaktiver Abfaumllle wird in Deutschland davon ausgegangen dass

das Wissen um das Endlager uumlber einen Zeitraum von 500 Jahren erhalten bleibt und

den handelnden Personen zugaumlnglich ist AKS 08 Zukuumlnftige Generationen muumlssen

daher die Verantwortung fuumlr willentliche Aktionen uumlbernehmen die in Kenntnis des

Untergrundspeichers und seines Gefaumlhrdungspotentials unternommen werden Solche

FEP werden in einem FEP-Katalog uumlblicherweise nicht behandelt

Zukuumlnftige menschliche Handlungen koumlnnen aber die Sicherheit eines Untergrund-

speichers beeintraumlchtigen und sind daher im Rahmen eines Langzeitsicherheits-

nachweises zu behandeln Es gibt aber keine wissenschaftliche Grundlage fuumlr eine

belastbare Prognose der menschlichen Gesellschaft ihrer Handlungsweisen und ihrer

technologischen Faumlhigkeiten uumlber einen Zeitraum hinaus der mehr als ein paar

Generationen umfasst AKS 08 Generell werden daher Verhaltensweisen der Gesell-

schaft und der Stand von Wissenschaft und Technik entsprechend der heutigen

Situation unterstellt

Ein zukuumlnftiges unbeabsichtigtes Eindringen ist nicht auszuschlieszligen Da die geolo-

gische Situation die Speicherung von CO2 zulaumlsst ist vorstellbar dass auch zukuumlnftige

Generationen aumlhnliche Konzepte verfolgen entweder um bestimmte Gase von der

Atmosphaumlre fernzuhalten oder um Gase aus wirtschaftlichem Interesse zu speichern Mit

Ausnahme des Wissenserhalts sind Gegenmaszlignahmen gegen das unbeabsichtigte

Eindringen nur begrenzt moumlglich

Da eine belastbare Prognose der menschlichen Gesellschaft und ihrer Handlungen fuumlr

die Zeit in der von einem unbeabsichtigten menschlichen Eindringen ausgegangen

werden muss nicht moumlglich ist koumlnnen derartige Handlungen nicht im Rahmen der

systematischen Szenarienentwicklung mit anschlieszligender quantitativer Konsequenzen-

analyse beruumlcksichtigt werden Vielmehr ist im Rahmen eines Langzeitsicherheits-

nachweises eine gesonderte Behandlung dieser Thematik erforderlich Bei der

Endlagerung radioaktiver Abfaumllle werden im internationalen Rahmen in der Regel

bestimmte stilisierte Szenarien auf Basis des heutigen Kenntnisstandes definiert und

ihre Auswirkungen die auf Grund der Verletzung der einschlusswirksamen geologischen

Barriere und der Schaffung einer direkten Wegsamkeit vom Endlagernahbereich bis zur

Biosphaumlre erheblich sein koumlnnen separat bewertet

362 Vorgehensweise

Da kein konkreter Standort im Rahmen des Projektes CO2-UGS-Risk betrachtet worden

ist basiert der FEP-Katalog auf generischen Annahmen zum Speichersystem und dem

Speicherkonzept Vor diesem Hintergrund waumlre eine ganze Reihe von FEP nur in allge-

meiner Weise zu beschreiben Derartige Beschreibungen sind aber bereits in der

generischen FEP-Datenbasis SAV 04 enthalten Daher richtete sich das Hauptaugen-

merk der Projektarbeiten darauf relevante Informationen zu verschiedenen FEP

zusammenzutragen die sich aus der Bearbeitung in diesem Projekt und den anderen

Verbundprojekten des Schwerpunktes Erkundung Nutzung und Schutz des unter-

irdischen Raumes im Rahmen des BMBFDFG-Sonderprogramms GEOTECH-

NOLOGIEN

Dazu wurde ein Fragebogen erstellt und an alle Koordinatoren der Verbundvorhaben

verschickt mit der Bitte zum einen generelle Informationen zu den Projekten und

Kommentare zu der uumlbermittelten FEP-Liste zu liefern als auch wenn moumlglich konkrete

FEP-Beschreibungen aus ihrer Sicht zu liefern

363 Auswertung der Befragungsergebnisse

Die einzelnen Projekte im Schwerpunkt weisen sehr unterschiedliche Zielrichtungen auf

Bei manchen geht es vorrangig um Weiterentwicklungen von Mess- und Detektions-

methoden Andere beschaumlftigen sich mit einem CO2-Speicherung in einer konkreten

Situation waumlhrend in anderen wiederum Laboruntersuchungen oder theoretische

Untersuchungen im Vordergrund stehen Dementsprechend fielen die Antworten sehr

heterogen aus

Die Ergebnisse der Befragung werden zusammenfassend dargestellt Antworten aus

den Projekten CO2Trap CDEAL RECOBIO CSEGR CO2CSR CHEMKIN und

BENCHMARKS wurden erhalten und beruumlcksichtigt Bei einigen Antworten traten nach

Ansicht der Autoren Missverstaumlndnisse bei den Befragten auf Die entsprechenden

Antworten werden hier nicht aufgefuumlhrt

Art des untersuchten Speichertyps

Tab 36 In den verschiedenen Projekten untersuchter Speichertyp

Projekt Speichertyp CO2Trap Versalzene Aquifere (geothermale Reservoire) pelitisches

Hutgestein Kohlengrube CDEAL Mineralbindung (Carbonatausfaumlllung) RECOBIO Leergefoumlrderte Oumll- und Gasfelder Aquifer CSEGR Natuumlrliches Gasreservoir CO2CRS Alle Arten von Speichersystemen im Untergrund CHEMKIN Versalzene Aquifere BENCHMARKS Versalzene Aquifere Gasfelder

Fehlende Daten

Die Antworten bezogen sich jeweils konkret auf das Projekt Die Zahlen in Klammern

geben die Bedeutung der fehlenden Daten (3 = hoch 1 = niedrig) an

Tab 37 In den verschiedenen Projekten identifiziertes Datendefizit

Projekt Fehlende Daten CO2Trap ndash PermeabilitaumltPorositaumlt der geschaumldigten Formationszonen des

Kohlebergwerks (3) ndash Integritaumlt des Hutgesteins uumlber den aktiven Bergbaugebieten (3) ndash Zugaumlnglichkeit von residualen Kohlevolumina und

Schaumldigungszonen (3) ndash Verbindungen zwischen Grubenbereichen (2) ndash Zuflussrate nach Abwerfen des Bergwerkes (1) ndash Detaillierte strukturgeologische Informationen (seismische

Daten) von potentiellen Geothermalreservoiren (1) CDEAL ndash Exakte Abmessungen des Aschekoumlrpers in dem die

Carbonatbildung stattfinden sollte (3) ndash Fruumlhere Zusammensetzung des Flugaschekoumlrpers (1)

RECOBIO Detaillierte mineralogische Charakterisierung der reaktiven Mineral-phasen in Sandsteinreservoiren insbesondere Daten zu ihrem effektiven kinetischen Reaktionsverhalten Die theoretische Basis ist die Datenzusammenstellung durch Marini (2007)

CSEGR ndash Daten zur Mischung von CO2 mit natuumlrlichem Gas ndash Grenzdruumlcke fuumlr die Ton-Gestein-Zwischenschicht

CO2CRS 4D seismische Daten z B Zeitraffer-Messungen zur Verfolgung der CO2Gas-Migration im Untergrund waumlhrend des Einleitvorgangs sind sehr wichtig fuumlr das betriebliche Monitoring (3)

CHEMKIN Keine Spezifische Daten zum Standort Ketzin sind verfuumlgbar BENCHMARKS -

Vollstaumlndigkeit der FEP-Liste

Zu diesem Aspekt gab es Anmerkungen und Anregungen zur Aufnahme weiterer FEP

Diese betrafen

bull Die Bedeutung der Wechselwirkungen von CO2 mit den reaktiven Gesteins-

mineralen mit Einfluss auf Carbonatausfaumlllung H2-Bildung und damit fuumlr das

Verhalten der reaktiven Fluidfront Dieser Aspekt beruumlhrt auch die FEPs

3210 3213 und 43 In diesem Zusammenhang wurde angeregt den Aspekt

Geochemische Reaktionen und Mineralogie deutlicher zu machen

bull Es wurde vorgeschlagen das FEP 136 in zwei Unter-FEP aufzuteilen (1361

ndash Bergbauaktivitaumlten 1362 ndash Speicheraktivitaumlten) da beide Taumltigkeiten

dieselbe Bedeutung haben

Im Allgemeinen sind in der Liste alle FEP enthalten die in den einzelnen Verbund-

vorhaben betrachtet werden

Untersuchte FEP

In Tab 38 sind die spezifischen FEP aufgelistet die nach Angaben der Befragten in den

einzelnen Verbundvorhaben untersucht werden Zur Vereinfachung wird dabei nur die

FEP-Nummer aufgefuumlhrt

In Tab 39 ist der generische FEP-Katalog aufgefuumlhrt Wenn dazu auch spezifische

FEP-Beschreibungen erstellt wurden bzw weitere Informationen vorliegen ist hinter

dem Namen des FEP in eckigen Klammern die jeweilige Bezugsstelle in diesem Bericht

angegeben Die konkreten FEP-Beschreibungen die von den einzelnen Vorhaben

geliefert worden sind sind im Anhang B dokumentiert

Tab 38 Untersuchte FEP

FEP CDEAL CO2Trap RECO-BIO

CSEGR CO2CSR CHEM-KIN

BENCH-MARKS

138 x 211 x 212 x 213 x 217 x x 219 x 222 x x 31 x 313 x 324 x 329 x 3211 x 3212 x 3213 x x x 3217 x 3218 x 3219 x 33 x 331 x 335 x 414 x 418 x 4110 x 4111 x x 4116 x 43 x x 722 x 723 x 726 x 734 x

Tab 39 Generischer FEP-Katalog

Kat Klasse FEP FEP-Name

1 EXTERNE FAKTOREN

11 Geologische Faktoren

111 112 113 114 115 116 117

Neotektonik Vulkanismus und magmatische Aktivitaumlt Seismizitaumlt Hydrothermale Aktivitaumlt Hydrologische und hydrogeologische Aumlnderungen durch geologische Aumlnderungen Groszligraumlumige Erosion Meteoriteneinschlag

12 Klimatische Faktoren

121 122 123 124 125 126 127 128

Globaler Klimawandel Regionale und lokale Klimaaumlnderungen Aumlnderungen des Meeresspiegel (TransgressionRegression) Permafrost Inlandsvereisung Warmzeiten Hydrologische und hydrogeologische Aumlnderungen durch Klimawandel Auswirkungen des Klimawandels

13 Zukuumlnftige menschliche Handlungen [Kap 361]

131 132 133 134 135 136 137 138 139 1310

Menschlicher Einfluss auf den Klimawandel Motivation und Kenntnisstand Soziale und institutionelle Entwicklungen Technologische Entwicklungen Bohraktivitaumlten Bergbau und andere Untergrundaktivitaumlten Menschliche Aktivitaumlten an der Erdoberflaumlche Wasserbewirtschaftung [Kap B21] Einfluss des gespeicherten CO2 auf den zukuumlnftigen Betrieb Explosionen und Unfaumllle

2 CO2-Speicherung

21 Betriebsphase

211 212 213

Speicherkonzept [Kap B22 22 521] CO2-Mengen Injektionsraten [Kap B23 521] CO2-Zusammensetzung [Kap B24]

Kat Klasse FEP FEP-Name 214 215 216 217 218 219 2110

Mikrobielle Kontamination Betriebsablauf Behoumlrdliche Uumlberwachung in der Betriebsphase Monitoring in der Betriebsphase [Kap B25 224] Qualitaumltssicherung Unfaumllle und ungeplante Ereignisse [Kap B26] Uumlberdruumlcken

22 Nachbetriebsphase

221 222 223 224 225

Behoumlrdliche Uumlberwachung in der Nachbetriebsphase Monitoring in der Nachbetriebsphase [Kap B27 B53] Aufzeichnungen und Markierungen Reversibilitaumlt Abhilfemaszlignahmen

3 CO2-EIGENSCHAFTEN -WECHSELWIRKUNGEN UND -TRANSPORT

31 CO2-Eigenschaften [Kap B72 35]

311 312 313

Physikalische Eigenschaften des CO2 CO2-Phasenverhalten CO2-Loumlslichkeit und Speziation in waumlssrigen Loumlsungen [Kap B28]

32 CO2-Wechselwirkungen

321 322 323 324 325 326 327 328 329 3210 3211 3212 3213 3214 3215 3216 3217 3218

Einfluss der Erhoumlhung des Reservoirdrucks auf die Deckschicht Einfluss der Druckerhoumlhung auf die Reservoirfluide [Kap 5223 5226 5232] Wechselwirkungen mit Kohlenwasserstoffen Verdraumlngung von versalzenen Formationsloumlsungen [Kap B54] Mechanische Prozesse und Bedingungen Induzierte Seismizitaumlt Absenkung und Hebung der Erdkruste Thermische Effekte am Injektionsort [Kap 35] Wasserchemie [Kap B29] Wechselwirkungen von CO2 mit chemischen Barrieren [Kap 323] Sorption und Desorption von CO2 [Kap B11 211] Freisetzung von Schwermetallen [Kap B210] Mineralphasen [Kap B12 B211 B31] Gaschemie Gasabtrennung Gashydrate Biogeochemie [Kap B32] Mikrobielle Prozesse

Kat Klasse FEP FEP-Name 3219 Aufnahme von CO2 durch Biomasse

33 CO2-Transport [Kap B72 33 34 35 522]

331 332 333 334 335 336 337

Advektion von freiem CO2 [Kap B212] Auftriebs-induzierte Stroumlmung Verdraumlngung von Formationsfluiden Aufloumlsung in Formationsfluiden Transport in der waumlssrigen Phase [Kap B213] CO2-Freisetzungsprozesse [Kap 43] Co-Migration anderer Gase

4 GEOSPHAumlRE

41 Geologie

411 412 413 414 415 416 417 418 419 4110 4111 4112 4113 4114 4115 4116

Geographische Lage Natuumlrliche Ressourcen Reservoirart [Kap 21] Reservoirgeometrie [Kap B55] Reservoirnutzung Hutgestein und Deckschicht Zusaumltzliche Abdichtungen Lithologie [Kap B13] Unregelmaumlszligigkeiten Heterogenitaumlten [Kap B214] Stoumlrzonen und Kluumlfte [Kap B14 B56] Nicht-detektierte Merkmale Vertikaler geothermischer Gradient [Kap 5212] Formationsdruck [Kap 5211] Gebirgsspannungen und mechanische Eigenschaften Petrophysikalische Eigenschaften [Kap B15]

42 Fluide

421 422 423

Fluideigenschaften [Kap 35 5213] Hydrogeologie Kohlenwasserstoffe

43 Geochemie [Kap B16]

44 Ressourcen

5 BOHRLOumlCHER

51 Erstellung und Komplettierung

511 512 513

Schaumlden in der Formation Bohrlochausbau und -komplettierung [Kap 322] Uumlberarbeitung von Bohrloumlchern

Kat Klasse FEP FEP-Name 514 515

Beobachtungsbohrungen [Kap 2241] Bohrlochdaten

52 Bohrlochabdichtungen und -stilllegung [Kap B71]

521 522 523 524 525

Verschlieszligen von Bohrloumlchern Versagen der Abdichtung [Kap 32] CO2-Ausbruch [Kap 44 51] Vergessene Bohrloumlcher Bodenkriechen um Bohrloumlcher

6 NEAR-SURFACE ENVIRONMENT

61 Terrestrisches Umfeld

611 612 613 614 615 616 617 618

Topographie und Morphology Boumlden und Sedimente Erosion und Ablagerung Atmosphaumlre und Wetter Hydrologische Situation und Wasserbilanz Oberflaumlchennahe Aquifere und Oberflaumlchengewaumlsser Terrestrische Flora und Fauna Terrestrisches oumlkologisches System

62 Marines Umfeld

621 622 623 624 625

Kuumlstenlinien Lokale Ozeanographie Marine Sedimente Marine Flora und Fauna Marines oumlkologisches System

63 Menschliches Verhalten [Kap 361]

631 632 633 634 635 636

Menschliches Verhalten Ernaumlhrung und Nahrungsmittelverarbeitung Lebensart Land- und Wassernutzung Gesellschaftliches Charakteristika Gebaumlude

7 EINWIRKUNGEN

71 Systemverhalten

711 Verlust des Einschlusses

72 Einwirkung auf die Umwelt

721 722 723

Kontamination des Grundwassers Einwirkung auf Boumlden und Sedimente [Kap B215] Freisetzung in die Atmosphaumlre [Kap B216]

Kat Klasse FEP FEP-Name 724 725 726 727 728

Einwirkung auf die Nutzung von Bodenschaumltzen Veraumlnderungen der Hydrologie und Hydrogeologie Veraumlnderungen der Geochemie [Kap B217] Seismizitaumltsaumlnderungen Veraumlnderungen der Topographie der Erdoberflaumlche

73 Einwirkung auf Flora und Fauna

731 732 733 734 735

Erstickungseffekte CO2ndashEffekte auf Pflanzen und Algen Oumlkotoxikologie von Verunreinigungen Oumlkologische Effekte [Kap B218] Veraumlnderungen des mikrobiellen Systems

74 Einwirkungen auf den Menschen

741 742 743 744

Gesundheitseinwirkungen durch CO2 Toxizitaumlt von Verunreinigungen Einwirkungen durch CO2-Ausbruch [Kap 51] Einwirkungen durch oumlkologische Veraumlnderungen

4 Szenarien fuumlr die CO2-Untergrundspeicherung in Aquiferen und Kohlefloumlzen

41 Allgemeines

Eine zentrale Voraussetzung fuumlr die CO2-Speicherung in geologischen Formationen ob

abgebaute Gas- oder Oumlllagerstaumltte oder Aquiferstruktur bildet die geologische Einheit

von Speicherschicht in der das CO2 im Porenraum akkumuliert werden kann und von

Deckschicht als Sperre gegen eine CO2-Aufstieg in die Geo-Hydro-Bio-Sphaumlre Nur in

diesem Schicht-Tandem ist eine CO2-Speicherung gegeben

Die CO2-Untergrundspeicherung weist dabei eine geotechnische Spezifik gegenuumlber der

seit 40 Jahren betriebenen Untergrundspeicherung von verschiedenen Gasen auch mit

CO2-Gehalt auf Das CO2 wird unter hohem Druck gleich oder uumlber dem hydro-

statischen Schichtdruck permanent gespeichert Damit ist ein allseitiger Druckgradient

aus der Speicherschicht in das Deckgebirge auch in das weniger risikobehaftete

Liegende (houmlherer initialer Druck) gegeben der Ursache fuumlr eine CO2-Migration nach

oben sein koumlnnte

Demgegenuumlber weist die Gasspeicherung das risikoentlastende Merkmal auf dass

waumlhrend eines Jahres (Sommer ndash Winter) der Druck zwischen Maximal- und

Minimalwert schwankt im Jahresmittel meist der initiale hydrostatische Druck herrscht

Jedenfalls wird die Deckschicht periodisch druckentlastet und kann ihre initiale

Sperrwirkung falls sie verletzt wurde regenerieren Im Mittel bildet sich also kein

Druckgradient und damit keine Migrationswirkung nach auszligen auf Im Fall der

abgebauten Gas- oder Oumlllagerstaumltte in der der Lagerstaumlttendruck allgemein weit unter

dem initialen-hydrostatischen Druck liegt ist der Druckgradient nach innen in die

Speicherschicht gerichtet so dass eine Migration ausgeschlossen ist

42 Methodische Aspekte der Szenarienanalyse

Die zukuumlnftige Entwicklung eines CO2-Untergrundspeichers kann uumlber eine lange Zeit

nur mit groszligen Ungewissheiten prognostiziert werden da sie von einem komplexen

Wechselspiel vieler Prozesse und Systemmerkmale abhaumlngt Ferner wird die

Entwicklung des Gesamtsystems maszliggeblich durch das Auftreten von Ereignissen und

den Zeitpunkt ihres Eintretens bestimmt Angaben fuumlr die Eintrittswahrscheinlichkeit

bestimmter Ereignisse bzw den Zeitpunkt ihres Eintretens sind in der Regel schwierig

Im Rahmen von langzeitsicherheitsanalytischen Betrachtungen werden daher die

Auswirkungen verschiedener potentieller Entwicklungen in Form von definierten

Szenarien betrachtet Jedes Szenario beschreibt dabei eine moumlgliche zukuumlnftige

Entwicklung des Speicherstandortes uumlber den Betrachtungszeitraum unter genau

festgelegten Randbedingungen Diese Szenarien bestehen aus dem Zusammenwirken

einer eindeutigen Menge von bestimmten Merkmalen (Features) Ereignissen (Events)

und Prozessen (Processes) die in der Regel in einem FEP-Katalog zusammengestellt

werden

Wegen der Ungewissheiten in der Eintrittswahrscheinlichkeit bestimmter Ereignisse ist

es auch schwierig den einzelnen Szenarien quantitative Werte fuumlr deren Eintritts-

wahrscheinlichkeit zuzuordnen In vielen Laumlndern begnuumlgt man sich daher mit einer

halbquantitativen Einteilung in Wahrscheinlichkeitsklassen wie

bull wahrscheinliche Entwicklungen

bull weniger wahrscheinliche Entwicklungen

bull sehr unwahrscheinliche bzw auszuschlieszligende Entwicklungen

Die Ableitung der einzelnen Szenarien und die Angabe von Eintrittswahrscheinlichkeiten

bzw die Zuordnung zu Wahrscheinlichkeitsklassen erfolgt durch Expertenschaumltzung und

muss im Einzelfall fuumlr einen konkreten Standort durch standortspezifische Fakten

untermauert werden Es gibt kein Verfahren mit dem mit Hilfe eines Algorithmus aus

einem FEP-Katalog ein Szenario abgeleitet werden kann

Fuumlr die unterschiedlichen moumlglichen Entwicklungen und ihrer Beschreibung uumlber

Szenarien haben sich in der Fachwelt verschiedene Begriffe etabliert So wird auch bei

der Endlagerung radioaktiver Abfaumllle u a von der Normalentwicklung gesprochen bei

der die einzelnen Komponenten eines Barrieresystems auslegungsgemaumlszlig funktionieren

Dies wird haumlufig auch als erwartete Entwicklung bzw als Referenzszenario bezeichnet

Dem sind die abweichenden Entwicklungen gegenuumlber zu stellen In der Regel handelt

es sich dabei um Entwicklungen bei denen eine oder mehrere Barrieren durch

Veraumlnderungen oder Einwirkungen ihre Funktion einbuumlszligen Aus diesem Grund werden

derartige Szenarien auch als Stoumlrfall- oder Versagensszenarien bezeichnet

Eine Typisierung von Szenarien erfolgt aber auch dadurch dass eine Unterscheidung

zwischen Szenarien die aus natuumlrlichen und endlagerbedingten Prozessen entwickelt

sind und solchen die im Zusammenhang mit einem moumlglichen zukuumlnftigen Eindringen

des Menschen in das Endlager oder der Entwicklung der Biosphaumlre bestehen

Festzustellen ist dass es eine verbindliche allgemein guumlltige Definition fuumlr die

verschiedenen Arten von Szenarien gibt

In der Praxis der Sicherheitsanalyse werden haumlufig Szenarien mit aumlhnlich ablaufenden

Entwicklungen zu Szenariengruppen zusammengefasst und durch ein repraumlsentatives

Szenarium abgebildet Dabei sollte darauf geachtet werden dass die Auswirkungen aus

dem repraumlsentativen Szenarium auf die Sicherheitsfunktionen des Endlagersystems

abdeckend fuumlr die Gruppe sind

Basierend auf den heutigen Erfahrungen insbesondere zur Untergrundspeicherung von

Erdgas bzw zu den verschiedenen CO2-Speicherprojekten werden in den folgenden

Abschnitten einige relevante Szenarien abgeleitet und verbal beschrieben Dazu gehoumlrt

eine Identifizierung wichtiger Prozesse und Einflussgroumlszligen Die modellhafte Bewertung

der Auswirkungen der verschiedenen Szenarien ist im folgenden Kapitel dargestellt

43 Prinzipielle Wegsamkeiten fuumlr den CO2-Transport

Fuumlr einen CO2-Untergrundspeicher lassen sich im Gedankenmodell vier Migrationstypen

entwickeln die in den folgenden Abschnitten dargestellt sind

431 Areale Migration durch die Deckschicht

Wenn die Sperrwirkung der Deckschicht die hauptsaumlchlich durch die natuumlrlichen

Permeabilitaumltsverhaumlltnisse bestimmt wird nicht ausreicht kann eine CO2-Migration aus

der Speicherschicht flaumlchenartig einsetzen Dieser Migrationstyp ist in Abb 41 skizziert

Die areale Migration kann die houmlherliegenden Schichten und die Oberflaumlche erreichen

Abb 41 Areale Migration durch das Deckgebirge

432 Lineare Migration durch eine tektonische Stoumlrung

In einer Stoumlrungszone kann die initiale Sperrwirkung der Deckschicht zerstoumlrt bzw

reduziert werden Die Stoumlrung kann zur Migrationsbahn werden (Abb 42)

Abb 42 Lineare Migration durch eine tektonische Stoumlrung

433 Punktuelle Migration laumlngs einer Bohrung

Die notwendigen Injektionsbohrungen eines CO2-Untergrundspeichers durchoumlrtern die

Deckschicht Ihre nachtraumlgliche Wiederabdichtung mit Rohren und Zementsteinen

zwischen diesem und dem Deckgebirge ist ein technischer Vorgang ohne Risikofreiheit

Besonders die empfindliche Ringraumzementation und deren langzeitige Standfestigkeit

stellen einen Risikofaktor dieses Typs dar welcher in Abb 43 skizziert ist

Abb 43 Punktuelle Migration laumlngs einer Bohrung

434 Laterale Migration in der Speicherschicht

Die CO2-bdquoSpeicherblaseldquo bildet in den Flanken der Speicherschicht einen CO2-Wasser-

Kontakt aus an dem sich einen Konzentrationsgradient des CO2 in den wasser-

fuumlhrenden Porenraum nach auszligen bei annaumlhernder Druckgleichheit CO2-Wasser bildet

Damit kann eine CO2-Diffusion einsetzen die hauptsaumlchlich von den Diffusions-

verhaumlltnissen Gas-Wasser im poroumlsen Stoff abhaumlngt und als Typ skizziert wird

(Abb 44)

Abb 44 Laterale Migration in der Speicherschicht

435 Erfahrungen aus der Erdgasspeicherung

40 Jahre Erdgasspeicherung im tiefen Untergrund haben einen Erfahrungsstock

gebildet der es erlaubt die dargestellten generischen CO2-Ausbreitungstypen hinsicht-

lich ihrer prinzipiellen Bedeutung einzuschaumltzen Diese sind in Tab 41 kurz angegeben

Tab 41 Typpriorisierung anhand der Erfahrungen aus der Gasspeicherung

Typ Erfahrung Risiko Kommentar

Areal kein Negativfall existent Reduzierung durch reduzierbaren Speichermaxdruck

Nur hypothetischer Fall ohne Praxis-erfahrung

Linear kein direkter Nachweisfall Begrenzte Migration zwischen Nachbarschichten unterhalb Deckschicht nachgewiesen

Reduzierung durch reduzierbaren Speichermaxdruck

Bedingte Praxiserfahrung ohne UGS-Betriebsstoumlrung hypothetischer CO2-Typ

Punktuell Verschiedene Negativfaumllle bis 1990 aufgetreten Bohrungsintegritaumlt ist UGS-Schwachstelle

Reparatur und Sekundaumlrabdichtung ist kostentreibende Technologie

Einige UGS erfordern Bohrungsreparatur Schwerpunkttyp eines CO2-UGS

Lateral Diffusionsstroumlmung nicht nachgewiesen = UGS unbedeutend Konvektionsstroumlmung durch Uumlberdruumlckung aufgetreten

kein Hypothetischer Fall

Die geologischen Migrationstypen bdquoArealldquo bdquoLinearldquo und bdquoLateralldquo stellen aus der

Erfahrung der Untergrundspeicherung von Erdgas keinen unkontrollierbaren Risikofall

Der bohrtechnische Typ bdquoPunktuelle Migrationldquo hat zu Standardtechnologien der

Bohrungsreparatur gefuumlhrt die allerdings an die Bedingungen eines aggressiven CO2

angepasst werden muumlssen Dieser Typ der langzeitigen Bohrungsintegritaumlt muss

besonders betrachtet werden

44 Versagensszenarien in der Betriebsphase

In den folgenden Abschnitten werden die hinsichtlich der Bohrungsintegritaumlt relevanten

Versagensszenarien dargestellt und hinsichtlich ihres Risikos diskutiert Eine CO2-

Eruption aus einer Speicherbohrung ist der groumlszligte anzunehmende Unfall einer CO2-

Untergrundspeicherung auf dessen Verhinderung alle technischen Mittel ausgerichtet

sind Dennoch sind trotz aller Sorgfalt und Absicherung gegen CO2-Eruptionen zwei

Eruptionsszenarien theoretisch zu betrachten die auch bei der Erdgas-Untergrund-

speicherung in der Vergangenheit bereits aufgetreten sind

bull Fall 1 ndash Gasstrahl aus Bohrung

Bei diesem Szenario kommt es zu einem vertikalen Gasausstroumlmen aus den

Bohrungsrohren bei abgetrenntem Bohrungskopf (siehe Abb 45)

bull Fall 2 ndash Gasstrahl aus Erdboden

Hierbei kommt es zu einem schlammvulkanartigen Gasausstroumlmen am

Erdboden infolge geologischer Leckkanaumlle nach Abb 46

Fall 1 wird durch die Technologie bdquoUntertage-Sicherheitsventil im Tubing 20 - 50 m unter

Rasensohleldquo praktisch verhindert Theoretisch kann dieser Fall jedoch denkbar

auftreten wenn

bull waumlhrend des Teufens einer Neubohrung auf einen druckgefuumlllten CO2-

Untergrundspeicher ein Gasausbruch bei nicht installiertem Untertage-

Sicherheitsventil auftritt oder

bull durch gewaltsames Entfernen des Bohrkopfes (durch Terroranschlag

Flugzeugabsturz u auml) und paralleles Versagen des Untertage-

Sicherheitsventils der Ausstroumlmungsweg frei ist

Fall 2 tritt dann ein wenn in der druckgefuumlllten Bohrung an den Bohrungsrohren starke

Undichtheiten bzw Bruchstellen ein Einstroumlmen von CO2 in houmlher liegende Schichten

ermoumlglichen in denen der dann hohe CO2-Gasdruck zum Frac (vertikales Aufreiszligen der

Erdschichten bis zur Oberflaumlche) und Gasausbruch am Erdboden fuumlhrt

Abb 45 Versagensszenario bdquoGasstrahl aus Bohrungldquo

Abb 46 Versagensszenario bdquoGasstrahl aus Erdbodenldquo

45 Szenarien fuumlr die CO2-Untergrundspeicherung in einem Aquifer

Das Referenzszenario beschreibt uumlblicherweise die normale zu erwartende Entwicklung

des Speicherstandortes bei dem es zu keinem Versagen von Barrieren kommt

Zusaumltzlich werden in der Regel verschiedene denkbare Stoumlrfallszenarien betrachtet die

gestoumlrte Entwicklungen oder nicht erwartete Merkmale des Systems beschreiben

einschlieszliglich der Bildung von Kluumlften bzw Stoumlrungszonen aufgrund mechanischer

Spannungen das von Menschen verursachte Eindringen in den Speicherhorizont und

eine CO2-Leckage uumlber nicht festgestellte Wegsamkeiten oder durch technische

Abdichtungen umfassen Die Identifizierung solcher gestoumlrten Entwicklungen ist

besonders wichtig da diese Szenarien zu nachteiligeren Konsequenzen fuumlhren koumlnnten

als das die normale Entwicklung beschreibende Szenario

Da im Projekt CO2-UGS-Risk die methodischen Grundlagen ermittelt wurden und keine

Sicherheitsanalyse fuumlr einen konkreten Standort durchgefuumlhrt wurde kann hier nichts zu

den Wahrscheinlichkeiten der genannten Szenarien gesagt werden Auch ist es

denkbar dass bestimmte Szenarien an einem realen Standort nicht auftreten koumlnnen

bzw an realen Standorten weitere Stoumlrfallszenarien zu beruumlcksichtigen sind

451 Beschreibung des Referenzszenario

Das Referenzszenario zeichnet sich durch folgende Merkmale und Ablaumlufe aus

bull Das CO2 wird in einem tiefen poroumlsen Aquifer gespeichert der fuumlr eine

technische Nutzung wegen seiner groszligen Teufe bzw seiner Salinitaumlt nicht von

Interesse ist

bull CO2 wird unter hohem Druck als Fluid eingeleitet (d h in fluumlssigem oder gas-

foumlrmigem Zustand)

bull Der Druck wird so gewaumlhlt dass es nicht zu einem unkontrollierten lateralen

CO2-Fluszlig kommt

bull Die technischen Einrichtungen funktionieren bestimmungsgemaumlszlig Es kommt

zu keinem Versagen der Bohrung selbst oder der Bohrlochauskleidung aus

Zement

bull Die Deckschicht ist fuumlr CO2 kaum durchlaumlssig d h dass CO2 in vertikaler

Richtung nur durch langsame Diffusion bzw Advektion aus dem

Speicherhorizont entweichen kann Kluumlfte die houmlhere hydraulische

Leitfaumlhigkeiten als die Deckschicht aufweisen sind nicht anzutreffen

bull Das eingeleitete CO2 verdraumlngt in horizontaler Richtung salzhaltiges Wasser

aus dem Aquifer

bull Das CO2 wird in dem Aquifer gespeichert d h es kann in horizontaler

Richtung nicht entweichen Das bedeutet dass ein Grenzvolumen an CO2

nicht uumlberschritten wird das durch den so genannten Spill Point der

geologischen Struktur bestimmt wird

bull Das CO2 wird teilweise in dem salzhaltigen Grundwasser geloumlst Genauso

kommt es zu einem Loumlsen von Wasser in der CO2-Fluidphase

452 Szenarien mit gestoumlrten Entwicklungen

Die Beschreibung der Szenarien mit gestoumlrten Entwicklungen entspricht in vielen

Einzelheiten der Situation des Referenzszenarios Es sind aber zusaumltzliche Prozesse

oder Merkmale zu beruumlcksichtigen bzw es laufen bestimmte Prozesse anders ab Im

Folgenden werden nur die Unterschiede zur Situation des Referenzszenarios hervor-

gehoben

Szenario ndash Ausbildung einer Kluft

bull Es kommt zu einer spannungs- bzw Erdbeben-induzierten Ausbildung einer

Kluft Der CO2-Transport aus dem Speicherhorizont in houmlher gelegenen

Gesteinsschichten erfolgt entlang der Kluft durch die Deckschicht erheblich

schneller als durch diffusiven Transport (Ausbreitungstyp bdquoLineare Migration

durch eine tektonische Stoumlrungldquo)

Szenario ndash Existenz einer nicht entdeckten hydraulisch wirksamen Kluft

bull Dieses Szenario unterscheidet sich nur durch den Zeitpunkt des

Wirksamwerdens der Kluft von dem zuvor genannten Szenario Da es sich um

eine existente Stoumlrung handelt ist die hydraulische Wirksamkeit von Anfang

an gegeben Eine Beruumlcksichtigung anderer Prozesse als im vorgenannten

Szenario ist nicht notwendig

Szenario ndash Versagen der Bohrlochabdichtung

bull Eine weitere moumlgliche gestoumlrte Entwicklung besteht im Versagen der

technischen Abdichtung des Bohrloches durch das die Einleitung erfolgt

wodurch es zu einem direkten Aufstieg von CO2 kommt (Ausbreitungstyp

bdquoPunktuelle Migration laumlngs einer Bohrungldquo)

Szenario ndash Versagen der aumluszligeren Bohrlochabdichtung

bull Durch Korrosion des Zements im Ringraum des Bohrlochs kommt es zu einer

Umlaumlufigkeit uumlber die CO2 direkt nach aufsteigen kann (Ausbreitungstyp

46 Szenarien fuumlr nicht-abbaubare Kohlefloumlze

Kohlefloumlze deren Abbau zur Energietraumlgergewinnung als nicht wirtschaftlich einge-

schaumltzt wird stellen neben Gasfeldern und Aquiferformationen eine der drei fuumlr die CO2-

Speicherung vielversprechendsten Senken dar Ihr Potential in Deutschland wird auf

5500 Mt geschaumltzt (siehe auch Tab 42)

Tab 42 Gasspeicherpotentiale in Deutschland MAY 03

Speichertyp Kapazitaumlt Gasfelder 2560 Mt Aquifere 33000 Mt Kohlefloumlze 5500 Mt Gesamt 41 Gt

Praxisbeispiele wie die Verpressung von CO2 in die Allision Unit in den USA mit dem Ziel

der Steigerung der Produktion von Methan (CBM) zeigen dass in Kohlefloumlzen

erhebliche Mengen an CO2 gespeichert werden koumlnnen Im Zeitraum von 1996 bis 2001

wurden ca 03 Mt CO2 in der Allison Unit verpresst welche eine Permeabilitaumlt von ca

116 mD bei einem Druck von ca 110 bar aufweist PEK 02 Fuumlr eine wirtschaftliche

Speicherung von CO2 untertage sind Permeabilitaumlten von 1 - 10 mD notwendig Ist die

Permeabilitaumlt des Speichermediums geringer werden mehr bzw teurere Bohrungen

(Horizontalbohrungen) benoumltigt Aufgrund der starken Kompaktierung der Kohle in

Europa liegen die initialen Permeabilitaumlten zwischen 001 - 01 mD Nach stimulierenden

Maszlignahmen zB Fracing koumlnnen Durchlaumlssigkeiten von 1 - 10 mD erreicht werden

wobei ein CO2-Durchbruch zwischen Injektions- und Produktionsbohrung unbedingt

vermieden werden muss Weiterhin kann der Einsatz von Hochleistungsbohrungen

(Horizontalbohrungen) die Injektivitaumlt verbessern jedoch liegen keine praktischen

Erfahrungen uumlber die Anwendungen von Horizontalbohren zur CO2-Speicherung vor

KRE 05

Aufgrund der geringen initialen Permeabilitaumlten der Kohle in Europaumlischen Lagerstaumltten

und ersten Untersuchungen des bdquoSwelling Effectldquo welcher durch die Injektion von CO2 in

die Kohle hervorgerufen wird und die Durchlaumlssigkeit der Kohle gegenuumlber CO2

drastisch verringern kann (bis zu Faktor 50) werden Kohlefloumlze fuumlr die CO2-Untertage-

speicherung in Europa als sekundaumlre Moumlglichkeit betrachtet Die Speicherung in

ausgebeuteten Gasfeldern und Aquiferen verspricht eine deutlich houmlhere Effizienz Eine

detaillierte Untersuchung der Kohlefloumlze als potentielles Speichermedium im Rahmen

dieses Berichtes erfolgt daher nicht

5 Bewertung von CO2-Migrationsvorgaumlngen

In diesem Kapitel werden die Auswirkungen der in Kapitel abgeleiteten Szenarien auf

der Grundlage von quantitativen Modellergebnissen bewertet

51 Bewertung der Stoumlrfallszenarien fuumlr die Betriebsphase

511 CO2-Eruption aus Gasbohrung

Das Szenario bdquoGasstrahl aus Gasbohrungldquo (Fall 1) fuumlhrt zu einer Ausbreitung einer CO2-

Wolke in der Atmosphaumlre und an der Erdoberflaumlche Deren Auswirkungen wurden

mittels der Software TECJET von der Firma TECHNICA simuliert die seit laumlngerer Zeit

fuumlr Sicherheitsbetrachtungen an Erdgasbohrungen angewendet wird

Das Dispersions-Modell enthaumllt die Stroumlmungsmechanismen

bull Turbulente Stroumlmung eines Gasstrahls am Austrittspunkt

bull Einwirkung der Windgeschwindigkeit auf die Strahlachse und

bull passive Gauszlig-Dispersion ab groumlszligeren Distanzen

Das Modell realisiert Dichteunterschiede der Gasarten und die sich aumlndernden

thermodynamischen Fluideigenschaften von Gasmischungen innerhalb der Gasfahne

Allerdings beruumlcksichtigt TECJET nicht den Thermodynamik-Wechsel eines CO2-Gases

zu CO2-Eis also keinen Phasenwechsel Hierzu waumlre eine Softwareergaumlnzung

erforderlich die fuumlr Modellverifizierung mit aufwaumlndigen Laborversuchen begleitet

werden muumlsste Die gegenwaumlrtige Vernachlaumlssigung eines evtl Phasenwechsels geht

konservativ in die Ausbreitungsberechnungen der CO2-Gasfahne ein weil somit evtl

eine groumlszligere Gasmenge fuumlr die Gasfahne bereitsteht und kein Massenverlust infolge

Eisniederschlag eintritt Die fuumlr die Berechnungen unterstellten Bohrungsparameter sind

in Tab 51 zusammengefasst und die Randbedingungen fuumlr die betrachteten

Eruptionsszenarien sind in Tab 52 zusammengestellt

Tab 51 Bohrungsparameter

Parameter Wert

Tiefe 1000 m

Reservoirdruck 150 bar

Reservoirtemperatur 45 degC

Casing-Tubing-Innendurchmesser 110 - 60 mm

Ausstroumlmtemperatur 9 degC

Umgebungstemperatur 20 degC

Tab 52 Randbedingungen der Eruptionsszenarien

Szenario Vertikale Eruptionsrate Q [m3h]

Windgeschwindigkeiten [ms]

Tubing-Eruption 15000 0 - 16

Casing-Eruption 70000 4

Bohrkeller-Leckage 15000 4

5111 Simulationsergebnisse der Eruptionsszenarien

Bei der Modellierung der vorgenannten drei Eruptionsszenarien ergeben sich nach-

folgende Berechnungsergebnisse fuumlr die Ausbreitung einer eruptierenden CO2-Wolke in

der Atmosphaumlre und am Erdboden

Tubing-Eruption

Das koumlnnte der Fall eines zerstoumlrten Bohrungskopfes und eines gleichzeitig

versagenden Untertagesicherheitsventils im Tubing sein Die CO2-Wolke breitet sich

gemaumlszlig Abb 51 aus Der hohe Ausstroumlmimpuls am Bohrungskopf (Distanz 0) laumlsst den

CO2-Strahl vertikal in die Atmosphaumlre schieszligen bis zu einer Houmlhe von ca 50 m Der

Durchmesser des Strahles mit der Geringkonzentration von 1 CO2 in Luft betraumlgt bei

Windstille maximal nur 6 m Diese bdquoCO2-Saumluleldquo wird also am Boden in der Biosphaumlre

nicht wirksam und merkbar

Mit steigenden Windgeschwindigkeiten bis zum Sturm biegt der CO2-Strahl immer mehr

um in Richtung der Windgeschwindigkeit und verduumlnnt sich dabei immer staumlrker

Dadurch wird seine Aufstiegshoumlhe immer geringer bis auf minimal 10 m Eine CO2-

Konzentration unter 1 tritt auch im Sturmfall unterhalb 2 m Houmlhe vom Erdboden in

Bohrungsnaumlhe nicht auf Insgesamt zeigt dieses Szenarium fuumlr den Menschen am

Erdboden keine Gefaumlhrdung Die Ausweitung auf eine langsame bodennahe Luftfahrt

(Ballon Helikopter) ist nur punktuell und kontrollierbar im realen Fall durch

entsprechende Luftwarnung

Abb 51 Berechnung der CO2-Ausbreitung bei einer Tubing-Eruption

Casing-Eruption

Das koumlnnte der Fall einer tubing- und packerlosen Bohrung mit zerstoumlrtem oder

demontiertem Bohrungskopf sein Abb 52 zeigt die berechnete CO2-Wolkenausbreitung

bei einer mittleren Windgeschwindigkeit von 4 ms

Abb 52 Berechnung der CO2-Ausbreitung bei einer Casing-Eruption

Die uumlber siebenfach houmlhere Eruptionsrate bewirkt gegenuumlber der Tubing-Eruption einen

staumlrkeren Ausstroumlmimpuls am Bohrungskopf (Distanz 0) weshalb der maximale

Durchmesser der Eruptionswolke auf ca 10 m ansteigt aber immer noch relativ gering

bleibt Der staumlrkere Ausstroumlmimpuls laumlsst die Aufstiegshoumlhe (bei einer Wind-

geschwindigkeit von 4 m) ansteigen auf fast 40 m verglichen mit knapp 20 m bei der

geringeren Tubing-Eruption in Abb 51

Auch in diesem schwereren Eruptionsszenario besteht am Erdboden keine CO2-Gefahr

selbst in Bohrungsnaumlhe Die Sicherheit der Biosphaumlre ist analog zur schwaumlcheren

Tubing-Eruption gegeben

Bohrkeller-Leckage

Dieses Szenario simuliert eine Leckrate von der Groumlszlige der Tubing-Eruption innerhalb

des Bohrkellers (Q = 15000 msup3h) Zu einem solchen Szenario koumlnnte es bei einem

Casing-Leck im Bohrkeller kommen wenn die Leckrate uumlber eine Bruchstelle seitlich

ohne Vertikalimpuls sich im Bohrkeller entspannt und das CO2 flaumlchenfoumlrmig austritt

Abb 53 Berechnung der CO2-Ausbreitung bei einer Bohrkeller-Leckage

Der vertikale Ausstroumlmimpuls fehlt hier weshalb die CO2-Wolke nicht in die Houmlhe steigt

sondern sich mit dem Wind ausbreitet und am Boden entlang kriecht (die in der

Abbildung leicht unter Erdboden 0 abfallende Gasfahne ergibt sich rechnerisch weil die

Software TECJET fuumlr Austrittimpulse gt 0 programmiert ist) Die CO2-Verduumlnnung in der

Luft von lt 1 erreicht in diesem Fall eine lineare Distanz von 35 m damit einen

Abstand von der Bohrung der innerhalb des Bereiches der obertaumlgigen Injektionsanlage

an der Injektionsbohrung liegt In diesem Bereich sind also die speziellen betrieblichen

Sicherheitsmaszlignahmen der Injektionsanlage zu aktivieren um die Betriebsmannschaft

zu schuumltzen Die auszligerhalb der nach Bergamts-Vorschriften zu ziehenden

Sicherheitskreise fuumlr den Bevoumllkerungsschutz werden nicht beruumlhrt so dass eine

Gefaumlhrdung nicht eintritt

5112 Bewertung der Eruptionsszenarien

Aus den Eruptionsberechnungen lassen sich folgende Sicherheitsmerkmale ableiten

bull Eine CO2-Bohrungseruption unter hohem Druck bzw Ausstroumlmimpuls verlaumluft

analog der einer Erdgaseruption Der CO2-Strahl steigt vertikal auf oder wird

bei hohen Windgeschwindigkeiten houmlchstens dabei abgelenkt Eine Wolke

gefahrdrohender CO2-Konzentration am Erdboden tritt nicht auf Ein

zwingender Bevoumllkerungsschutz ist nicht notwendig Die Eruption wird an der

Bohrung mit den uumlblichen technischen Bekaumlmpfungsmaszlignahmen beseitigt

bull Eine impulsfreie (-arme) Leckage an der Bohrung selbst im wie hier

uumlberdimensionierten Leckratenfall bleibt in den Sicherheitszonen fuumlr

Gasspeicherbohrungen die gemaumlszlig bdquoRundverfuumlgung des Landesbergamt

Clausthal-Zellerfeld vom 30112005 uumlber Sicherheitsabstaumlnde von

Bohrungen hellipldquo wie folgt festgelegt sind

ISK = 100 m

Innerer Sicherheitskreis fuumlr Abstand von bewohnten baulichen Anlagen

im Auszligenbereich oumlffentlichen Verkehrsanlagen und aumlhnlich zu

schuumltzenden Gegenstaumlnd In diesen Sicherheitskreisen treten dann die

betrieblichen Sicherheitsmaszlignahmen fuumlr die Betriebsmannschaft ein

ASK = 200 m

Aumluszligerer Sicherheitskreis fuumlr Abstand von Bebauungsgebieten

(geschlossene Bebauung)

In diesen Sicherheitskreisen treten dann die betrieblichen Sicherheits-

maszlignahmen fuumlr die Betriebsmannschaft ein

Damit laumlsst sich das Fazit ziehen dass Bohrungen eines CO2-Untergrundspeichers fuumlr

den Bevoumllkerungsschutz auszligerhalb der bergjuristisch vorgegebenen Sicherheitskreise

keine Zusatzmaszlignahmen zu den bekannten eines Erdgas-Untergrundspeichers

erfordern

512 CO2-Ausbruch aus Erdboden

Dieses Szenario ist in den moumlglichen Ausbruchparametern zahlenmaumlszligig nicht zu

definieren weil diese Geysire die unterschiedlichsten Ausbruchsformen annehmen

koumlnnen Qualitativ laumlsst sich allerdings eingrenzen dass die Ausbruchsstaumlrke geringer

als bei einer Bohrungseruption mit Freistrahl aus den Rohren und in seiner

Ausbreitungsform analog der Bohrungseruption zu betrachten ist Damit sind die

Auswirkungen der CO2-Ausbreitungen aumlhnlich der im Szenario Eruption aus

Gasbohrung und somit von diesen Aussagen umfasst Dieser Fall ist also kein separates

Sicherheitsszenarium sondern nur ein anderes Ursachenszenarium

52 Szenarien fuumlr die Nachbetriebsphase bei einem Aquifer-Speicher

521 Modell der generischen Speichersituation

5211 Geologisches Umfeld

Fuumlr die hier beschriebenen Modellrechnungen wurde ein stark vereinfachtes Modell fuumlr

einen CO2-Untergrundspeicher in einem Aquifer erstellt das nachfolgend beschrieben

wird Dabei war es nicht das Ziel eine denkbare geologische Situation fuumlr einen solchen

Untergrundspeicher im Detail mit den verschiedenen Gesteinsschichten vom

Speicherhorizont bis an die Erdoberflaumlche abzubilden

Als Speicherhorizont dient eine Sandsteinformation die in einer Tiefe zwischen 1500 m

und 1700 m liegt Die Sandsteinformation liegt eingebettet zwischen zwei Schichten mit

gering permeablen Gesteinen Vereinfachend wird angenommen dass die unten

liegende Gesteinsschicht hydraulisch undurchlaumlssig ist (Permeabilitaumlt Null) Uumlber dem

Speicherhorizont befindet sich eine Tonsteinformation als Deckgestein mit einer

Maumlchtigkeit von 100 m Fuumlr das Szenario der normalen Entwicklung wird angenommen

dass das Deckgestein homogen und vollstaumlndig intakt ist Fuumlr die Stoumlrfallszenarien

werden dagegen Risszonen mit einer Permeabilitaumlt wie fuumlr den Sandstein angenommen

um einen hydraulische Anbindung an die houmlher gelegenen Gesteinsschichten zu

schaffen Fuumlr saumlmtliche Eigenschaften der Tonformation wurden typische Werte gewaumlhlt

Uumlber dem Tonstein-Aquitard befindet sich im Modell eine Schieferschicht ein Gestein

mittlerer Permeabilitaumlt Weder fuumlr diese Gesteinsschicht noch fuumlr houmlher gelegene

Gesteinsformationen werden im Modell Maumlchtigkeiten festgelegt da diese Schichten in

den hier dargestellten Modellrechnungen nicht beruumlcksichtigt werden Auch hier wurden

fuumlr den Schiefer charakteristische Werte gewaumlhlt

Ein wichtiger Aspekt des Modells der aber oft nicht angemessen beruumlcksichtigt wird ist

die laterale Ausdehnung der Speicherformation Dies ist darauf zuruumlckzufuumlhren dass

sich die meisten Untersuchungen auf den Porenraum konzentrieren der zur Aufnahme

des injizierten CO2 benoumltigt wird Bei der Einleitung des CO2 wird aber gleichzeitig ein

entsprechendes Volumen an Grundwasser verdraumlngt Bei der normalen Entwicklung des

Systems wird das Grundwasser dadurch komprimiert und der Porenraum weitet sich

gleichzeitig auf In VDM 06 wird gezeigt dass das von der entstehenden Druckwelle

betroffene Grundwasservolumen das Volumen des injizierten CO2 um ein Mehrfaches

uumlbersteigt Um diesem Aspekt in realistischer Weise Rechnung zu tragen wurde fuumlr das

generische Modell ein Gebiet von 295 x 295 km mit einem offenen vertikalen Modellrand

gewaumlhlt

In Bezug auf die CO2-Speicherung werden fuumlr die Speicherformation eher guumlnstige

Werte angenommen Ein spezifischer Speicherkoeffizient wurde ebenfalls abgeleitet

Dieser Parameter ist nuumltzlich fuumlr analytische Modelle wird aber uumlblicherweise bei Zwei-

Phasenfluss-Rechnungen nicht benoumltigt Daher sind Daten schwer zu bekommen Die

Wahl des spezifischen Wertes fuumlr die hier beschriebenen Modellrechnungen wird im

Anhang A im Detail beschrieben Alle Parameterwerte fuumlr die verschiedenen im Modell

beruumlcksichtigten Gesteinsschichten sind in Tab 53 zusammengestellt

Tab 53 Charakteristische Gesteinsparameter fuumlr die Modellrechnungen

Gesteinsparameter Speicherschicht Aquitard uumlberlagerndes Gestein

Porositaumlt [-] 020 010 015

spezifischer Speicherkoeffzient [1m]

residuale Loumlsungssaumlttigung [-] 020

residuale Gassaumlttigung[-] 005

absolute Permeabilitaumlt [msup2] 10-12 10-18 10-15

relative Permeabilitaumlt van Genuchten Parameter n=25

Kapillardruck Eindringdruck [Pa] Parameter λ [-]

Brooks-Corey

22104 055

3106 055

Gesteinsdichte [kgmsup3] Waumlrmeleitfaumlhigkeit [J(m K s)] Waumlrmekapazitaumlt [J(kg K)]

2600 27 750

Die Druckerhoumlhung im Grundwasser wird naturgemaumlszlig durch laterale geschlossene

Modellraumlnder erheblich verstaumlrkt Im Bezug auf die Modellrechnungen wird daher

zwischen zwei Arten von geologischen Situationen fuumlr den CO2-Speicherhorizont unter-

schieden die schematisch in Abb 54 dargestellt sind Einem lateral bdquounendlichenldquo und

einem lateral begrenzten Speicherhorizont Fuumlr beide Situationen wurden Modell-

rechnungen durchgefuumlhrt deren Ergebnisse in den folgenden Abschnitten dargestellt

bdquounendlicherdquo Ausdehnung begrenzte horizontale Ausdehnung

Abb 54 Unterschiedliche geologische Situationen fuumlr die CO2-Speicherformation

gelb Speicherformation grau Aquitarde schwarz undurchlaumlssige

Stoumlrungen

5212 Temperatur

Aufgrund des Waumlrmetransportes vom heiszligen Erdinneren zur Erdoberflaumlche nimmt die

Temperatur in der Erdkruste mit der Tiefe zu Mit Ausnahme der oberen 10 Meter in

denen saisonale Temperaturaumlnderungen auftreten ist diese Temperaturzunahme

annaumlhernd linear von der Erdoberflaumlche bis zu einer Tiefe von einigen Kilometern Fuumlr

die Ermittlung einer tiefenabhaumlngigen Temperatur werden Daten zur durchschnittlichen

Oberflaumlchentemperatur und zum geothermischen Temperaturgradienten benoumltigt

In Deutschland liegen die durchschnittlichen Temperaturen in einer Tiefe von 10 m bei

8 degC bis 10 degC ZIM 91 und der durchschnittliche geothermische Temperaturgradient bei

30 degCkm WIK Im Gegensatz dazu liegt der durchschnittliche globale Temperatur-

gradient nach ZIM 91 bei 25 degCkm Der geothermische Temperaturgradient haumlngt von

der lokalen Geologie ab und kann daher erheblich von dem Durchschnittswert

abweichen Fuumlr den Standort des generischen Untergrundspeichers in Deutschland wird

ein Wert von 30 degCkm angesetzt

5213 Fluidparameter

Neben den Parametern fuumlr den Waumlrmefluss gibt es drei Kategorien von geohydro-

logischen Parametern die fuumlr die Modellierung des Zweiphasenflusses im Untergrund

benoumltigt werden

bull Parameter die nur von der poroumlsen Gesteinsmatrix abhaumlngen

bull Parameter die nur vom Fluid abhaumlngen und

bull Parameter die von der poroumlsen Gesteinsmatrix und dem Fluid abhaumlngen

Parameter der ersten und dritten Kategorie sind bereits in Tab 53 aufgefuumlhrt Werte fuumlr

die Fluidparameter koumlnnen dagegen absolut angegeben werden da sie von Temperatur

Druck und Salinitaumlt des Grundwassers abhaumlngen und sich waumlhrend der CO2-Injektion

erheblich aumlndern koumlnnen Selbst im Fall der ungestoumlrten Entwicklung des Systems

variieren die Parameter mit der Tiefe

Um einen Eindruck zur Groumlszlige und Variation dieser Parameter zu vermitteln wurde mit

Hilfe von Gleichungen die in KRO 08 zusammengestellt wurden typische Werte fuumlr die

generische Speichersituation unter ungestoumlrten Bedingungen berechnet Fuumlr diesen

Zweck wurden zunaumlchst Temperatur Druck und Salinitaumlt mit der gebotenen Vorsicht

abgeleitet

bull Die Temperatur kann mit Hilfe des geothermischen Gradienten abgeschaumltzt

werden (siehe vorangegangener Abschnitt)

bull Es gibt keine Methode den Wert der Grundwassersalinitaumlt in einem tiefen

Aquifer vorherzusagen Neben anderen lassen es die Ergebnisse von

Untersuchungen fuumlr tiefe Sandsteinschichten DIC 69 sinnvoll erscheinen von

einer mittleren Salzkonzentration im Grundwasser des Speicherhorizontes

auszugehen

bull Der Fluiddruck entspricht im Prinzip dem hydrostatischen Druck in der Tiefe

Dabei ist problematisch dass die Veraumlnderung der Grundwassersalinitaumlt mit

der Tiefe von Ort zu Ort unterschiedlich sein kann Eine lineare Zunahme der

Salinitaumlt mit der Tiefe wurde fuumlr eine groszlige Vielfalt von geologischen

Bedingungen beobachtet BRE 82 DIC 69 KLI 91 Auf der anderen Seite gibt

es Standorte an denen diese generellen Zusammenhaumlnge nicht gelten Fuumlr

den Modellstandort wird davon ausgegangen dass die CO2-Speicherung in

einem Grundwasser mit erheblicher Salinitaumlt erfolgt In erster Naumlherung ist

daher die Annahme einer linearen Zunahme der Salinitaumlt mit der Tiefe von

Suumlszligwasserbedingungen bis zur Salinitaumlt im Speicherhorizont gerechtfertigt

auszugehen

bull Wasser expandiert mit zunehmender Tiefe wegen der Temperaturzunahme

Andererseits wird es wegen des steigenden hydrostatischen Drucks

komprimiert Unter den angenommenen Bedingungen wird die thermische

Expansion des Wassers nicht durch die Kompressibilitaumlt allein kompensiert so

dass es bei konstanter Salinitaumlt zu einer instabilen Dichteschichtung kommt

bull Das Erreichen eines Gleichgewichtszustandes mit der Zeit bedeutet deshalb

dass ein Salinitaumltsgradient uumlber die Tiefe die von der Temperatur verursachten

Effekte der Dichteverringerung kompensiert Mit Hilfe der mathematischen

Gleichungen fuumlr die Wasserdichte in KRO 08 laumlsst sich zeigen dass ein

Salinitaumltsgradient von ungefaumlhr 00005 mol(kgmiddotm) ausreicht um die

Temperatur- und Druckeffekte bis zu einer Tiefe von mindestens 3000 m

auszugleichen Dies bedeutet dass mindestens diese Salinitaumltsaumlnderung mit

der Tiefe erforderlich ist um stabile Gleichgewichtszustaumlnde aufrecht zu

erhalten

bull Ein Salinitaumltsgradient von 00019 mol(kgmiddotm) ergibt sich mit den Annahmen

einer Salinitaumlt von 3 molkg in einer Tiefe von 1600 m und einer linearen

Zunahme von der Erdoberflaumlche Dieser Gradient ist viermal groumlszliger als der

minimale Gradient so dass fuumlr das Modell von stabilen Anfangsbedingungen

auszugehen ist

Auf Basis dieser Uumlberlegungen wurden Fluidparameter fuumlr spezifische Tiefen mit Hilfe

von in KRO 08 angegebenen Formeln berechnet und in Tab 54 zusammengestellt

Tab 54 Charakteristische Fluidparameter bei unterschiedlichen Tiefen

Eingangsdaten Tiefe [m] 1500 1600 1700 durchschnittliche Temperatur an der Erdoberflaumlchen [degC]

geothermischer Gradient [degCkm] 30 Temperatur [degC] 54 57 60 Salzkonzentration [molkg] 28 30 32 hydrostatischer Druck [MPa] 154 165 175 Fluidparameter Salzloumlsung CO2 Dichte [kgmsup3] 1078 1082 1086 675 676 676 Viskositaumlt [Pa s] 70 68 67hellip(10-4) 536 538

540hellip(10-5) Loumlslichkeit [molkg] 0702 0679 0659

(CO2) 00016 00017 00017 (H2O)

thermische Leitfaumlhigkeit [J(m K s)]

0630 0632 0634 00686 00690 00693

Waumlrmekapazitaumlt [J(kg K)] 3770 3744 3718 3095 2955 2816 Diffusionskoeffizient [msup2s] 42 45 47 (10-9) 42 hellip 46 (10-9)

(Abschaumltzung) Dampfdruck [Pa] 13540 15494

17674 (superkritisch)

5214 CO2-Injektion

Ein typisches modernes Kraftwerk mit einer Doppelblockanlage und einer elektrischen

Leistung von 2 x 800 MWel das mit Steinkohle betrieben wird erzeugt ca 10 Millionen

Tonnen CO2 pro Jahr Dies entspricht einer durchschnittlichen Produktionsrate an CO2

von 317 kgs Unter den spezifischen Bedingungen die fuumlr den Sandstein als Speicher-

horizont im generischen Modell unterstellt wurden entspricht diese Produktionsrate

einem CO2-Volumenstrom von 0466 msup3s Bei einer Betriebsdauer des Kraftwerkes von

40 Jahren benoumltigt das zu injizierende CO2-Volumen einen Porenraum von 588 Millionen

Kubikmetern

522 Kurzzeitige Auswirkungen der CO2-Einleitung

5221 Allgemeine Betrachtungen

Die Einleitung von CO2 in einen tiefen Aquifer fuumlhrt an der Injektionsstelle zu einem

hydraulischen Uumlberdruck gegenuumlber dem oumlrtlichen hydrostatischen Druck Dieser

Uumlberdruck wird durch den Verdraumlngungswiderstand des Wassers verursacht und

entwickelt sich anfaumlnglich nur lokal da die Kompressibilitaumlt des Grundwassers und der

Gesteinsmatrix zu einer endlichen Geschwindigkeit der resultierenden Druckwelle fuumlhrt

Zu spaumlteren Zeiten vergroumlszligern sich sein Wert und der Bereich in dem dieser Uumlberdruck

besteht Dieser Bereich wird bdquoEinflussbereich der Injektionldquo genannt und er kennzeichnet

das Ausmaszlig in dem der Aquifer von der CO2-Einleitung beeinflusst wird Auszligerdem ist

der maximale Uumlberdruck ist von besonderem Interesse da die strukturelle Integritaumlt der

Gesteinsmatrix nicht durch einen zu hohen hydraulischen Druck beeintraumlchtigt werden

Derzeit liegen kaum Informationen zur Groumlszlige des Einflussbereiches der Injektion vor

Diese Groumlszlige kann aber von Bedeutung sein wenn CO2 an mehr als einer Stelle in

denselben Aquifer eingeleitet wird Wenn der Einflussbereich einer Injektionsstelle sich

mit dem Einflussbereich einer anderen Injektionsstelle uumlberlappt fuumlhren die sich

uumlberlagernden Druckerhoumlhungen zu einer gegenseitigen Beeinflussung der CO2-

Injektionen Der erforderliche Injektionsdruck der sich bei einer konstanten

Injektionsrate bereits ohne Beeinflussung durch andere Injektionen zwangslaumlufig im

Laufe der Zeit erhoumlht wuumlrde daruumlber hinaus noch weiter ansteigen moumlglicherweise

sogar bis zu einem Punkt bei dem kein CO2-Einleitung mehr moumlglich ist

Auf der Basis des im vorigen Kapitel beschriebenen Referenzfalls werden nachfolgend

der erforderliche Injektionsdruck und der Einflussbereich der Injektion ermittelt Einfache

Approximationen der realen Situation werden dafuumlr verwendet Die Bedeutung der

Parameter in den verwendeten mathematischen Modellen wird durch die Betrachtung

verschiedener Varianten des Referenzfalls eingeschaumltzt Die Modellrechnungen

beschraumlnken sich auf horizontale Speicherformationen die hydraulisch dicht gegenuumlber

den uumlberlagernden und unterliegenden Gesteinsschichten sind Auszligerdem wird eine

besondere Variante mit einer zusaumltzlichen lateralen dichten Modellgrenze betrachtet

Moumlgliche Konsequenzen die sich aus einer hydraulischen Verbindung zu houmlher

gelegenen Aquiferen bzw sogar zur Gelaumlndeoberflaumlche ergeben werden am Ende

dieses Abschnitts theoretisch diskutiert

5222 Mathematisches Modell

Bei Vernachlaumlssigung von Dichteeffekten des Fluids und unter Verwendung des Darcy-

Gesetzes kann die CO2-Einleitung durch die Kontinuumsgleichung beschrieben werden

( ) qhKthSs =nablasdotsdotnablaminus

partpart

h Standrohrspiegelhoumlhe [m]

Ss spezifischer Speicherkoeffizient [1m]

K hydraulische Leitfaumlhigkeit [ms]

q volumetrische Fluidquelle [msup3(msup3 s)]

t Zeit [s]

Der spezifische Speicherkoeffizient wird als konstant angesetzt und das poroumlse Medium

wird als homogen und isotrop angenommen Unter diesen Bedingungen ist die hydrau-

lische Leitfaumlhigkeit ein Skalar Nach Division von Gleichung 51 durch den Speicher-

koeffizienten ergibt sich eine Diffusionsgleichung mit einem zusaumltzlichen Quellterm

ss Sqh

nablasdotsdotnablaminus

partpart

Analytische Loumlsung

In CAR 59 werden viele analytische Loumlsungen der Waumlrmetransportgleichung fuumlr ver-

schiedene Modellgebietsgeometrien Anfangs- und Randbedingungen aufgefuumlhrt

( ) rvKtvc =nablasdotprimesdotnablaminus

partpartρ

ρ Dichte [kgmsup3]

c spezifische Waumlrmekapazitaumlt [J(kg K)]

v Temperatur [K]

Krsquo Waumlrmeleitfaumlhigkeit [J(m K s)]

r Waumlrmequelle [J(msup3 s)]

Die Loumlsungen gelten offensichtlich auch fuumlr die Ausbreitung eines Uumlberdrucks in einem

homogenen Aquifer

Ein einfaches aber gutes Abbild der CO2-Einleitung ist eine Punktquelle mit konstantem

Einstrom in eine Ebene konstanter Dicke wie in Abb 55 dargestellt Dies entspricht

einer gleichmaumlszligigen Verteilung des Einstroms uumlber die Dicke des Aquifers Zwei

Extremfaumllle fuumlr die Loumlsungsdomaumlne sind hier von Interesse die unendliche Ebene und

eine begrenzte Scheibe mit einer Injektion in der Mitte Fuumlr dieses Problem findet sich in

CAR 59 leider keine explizite Loumlsung Die naumlchstbeste Approximation ndash die

eindimensionale Loumlsung fuumlr einen unendlichen Stab ndash wird daher hier verwendet

Abb 55 Analytisches 2D-Modell

5223 Ergebnisse zum Referenzfall

Die fuumlr den Referenzfall geltenden Werte fuumlr die Fluidparameter und Injektionsraten sind

im vorstehenden Kapitel beschrieben Basierend auf diesen Daten liefert die analytische

Loumlsung gemaumlszlig CAR 59 fuumlr eine konstante Punktquelle in einer unendlichen Ebene den

Uumlberdruck als Funktion der Zeit und des Abstandes zum Injektionsort Die Ergebnisse

sind in Abb 56 dargestellt

Es ist ersichtlich dass der Bereich in dem ein erhoumlhter hydraulischer Druck herrscht mit

der Zeit zunimmt Der maximale Uumlberdruck der am Ort der CO2-Einleitung herrscht

steigt mit der Zeit an um einen konstanten Druckgradienten und damit eine konstante

Injektionsrate aufrechtzuerhalten Im Referenzfall erhoumlht sich der erforderliche

Injektionsdruck nach 40 Jahren CO2-Injektion auf 3 MPa Uumlber einen Bereich von 75 km

liegt der Druck um mehr als 01 MPa uumlber dem normalen Druck im Speicherhorizont Im

Vergleich dazu fuumlllt das eingeleitete CO2 den Porenraum einer zylindrischen Scheibe

aus Sandstein mit einem Radius von 2164 m wobei die zusaumltzliche Komprimierung des

CO2 durch den Uumlberdruck vernachlaumlssigt wurde

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

surfaceCO2-injection

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

2D -model

Abb 56 Entwicklung des Uumlberdrucks fuumlr den Referenzfall

5224 Ergebnisse der Rechnungen zu 2D-Varianten

Vier Hauptvarianten des Referenzfalls mit je einem veraumlnderten Parameterwert werden

nachfolgend naumlher betrachtet Die bereits fuumlr den Referenzfall verwendete analytische

Loumlsung fuumlr eine Punktquelle in einer unendlichen Ebene wurde erneut benutzt

Verglichen werden die Kurven mit den berechneten Uumlberdruumlcken nach 40 Jahren bei

konstanter Injektion Der erforderliche maximale Injektionsdruck sowie die Groumlszlige des

Einflussbereiches kann aus diesen Kurven abgelesen werden Als Kriterium fuumlr die

Ermittlung der Grenze des Einflussbereiches dient hier eine Druckerhoumlhung um 01 MPa

nach 40 Jahren Die Ergebnisse der Modellrechnungen sind in Tab 55 zusammen-

gestellt Dabei sind in den Spalten fuumlr die Varianten nur die jeweils veraumlnderten

Parameterwerte angegeben

100 101 102 103 104 1050

31 h24 h30 d1 a10 a40 a

Tab 55 Parameter und Ergebnisse fuumlr den Referenzfall und die 2D-Varianten

Reffall Varianten

1a 1b 2 3 4a 4b

Hydraulische Leit-faumlhigkeit [10-5 ms]

15 015 0015

Spezifischer Speicherkoeffizient [10-6 1m]

Einstromrate [msup3s]

0466 0047

Aquiferdicke [m]

200 100 40

Erforderlicher Injektionsdruck [MPa]

30 27 240 030 33 60 15

Einflussbereich [km]

75 51 23 2 236 102 136

In Variante 1 wird die hydraulische Leifaumlhigkeit K und damit der ldquoDiffusionskoeffizientrdquo

KSs variiert Da fuumlr den Referenzfall eine verhaumlltnismaumlszligig hohe hydraulische Leit-

faumlhigkeit angesetzt wurde werden hier nur geringere Werte betrachtet In Variante 1a

liegt die hydraulische Leitfaumlhigkeit bei K = 10-6 ms und in Variante 1b bei K = 10-7 ms

Daher verringert sich der Einflussbereich der Injektion auf 51 km bzw auf 23 km

Gleichzeitig erhoumlht sich der erforderliche Injektionsdruck auf 27 MPa in Variante 1a und

bis auf 240 km in Variante 1b (siehe Abb 57)

Abb 57 Berechneter Uumlberdruck nach 40 Jahren fuumlr den Referenzfall und Variante 1

Der Einfluss der Injektionsrate kann anhand der Ergebnisse fuumlr die Variante 2 bewertet

werden In dieser Modellvariante liegt die Injektionsrate nur bei einem Zehntel des

Wertes des Referenzfalls Offensichtlich haumlngt der Uumlberdruck in linearer Weise von der

Injektionsrate ab Der erforderliche Injektionsdruck faumlllt auf 03 MPa wie in Abb 58 zu

sehen Im Gegensatz dazu nimmt die Groumlszlige des Einflussbereiches uumlberproportional ab

und betraumlgt nur noch 2 km

Mit Variante 3 wird der Einfluss eines verringerten spezifischen Speicherkoeffizienten Ss

untersucht Dieser Parameter bestimmt nicht nur den Koeffizienten KSs in Gleichung 51

wie in Variante 1 sondern auch den Quellterm qSs Die Kompressibiltaumlt der

Gesteinsmatrix wird in dieser Variante vernachlaumlssigt um dem Umstand Rechnung zu

tragen dass der Speicherhorizont in groszliger Tiefe liegt und damit einem hohen

lithostatischen Druck ausgesetzt ist Der spezifische Speicherkoeffizient bezieht sich auf

einen Wert der theoretisch von der Kompressibilitaumlt des Grundwassers allein abhaumlngt

Der spezifische Speicherkoeffizient ist deshalb in dieser Variante im Vergleich zum

Referenzfall kleiner Nach den Ergebnissen zu Variante 1 wuumlrde eine Erhoumlhung des

bdquoDiffusionskoeffizientenldquo KSs den erforderlichen Injektionsdruck verringern Dieser

100 101 102 103 104 10510-1

102variant 1avariant 1b2-d base case

Effekt wird aber nach den Ergebnissen zu Variante 2 durch den erhoumlhten Quellterm

teilweise kompensiert Der berechnete erforderliche Injektionsdruck von 33 MPa liegt

daher nur geringfuumlgig uumlber dem Wert fuumlr den Referenzfall Der Einflussbereich der

Injektion ist dagegen mehr als dreimal so groszlig wie im Referenzfall (siehe Abb 59)

In Variante 4 wird der Einfluss der Maumlchtigkeit des Speicherhorizontes auf die Modell-

ergebnisse untersucht Da dieser Parameter beim Referenzfall bereits einen hohen Wert

aufweist wurden auch hierbei nur geringere Maumlchtigkeiten betrachtet In Variante 4a

betrug die Maumlchtigkeit 100 m und in Variante 4b sogar nur 40 m Dadurch wird das

Speichervolumen in unmittelbarer Nachbarschaft der Einleitstelle ebenfalls verringert

waumlhrend das gesamte Speichervolumen nach wie vor unbegrenzt ist Ein groumlszligerer

Einflussbereich der Injektion wurde daher erwartet Die berechneten Ergebnisse liegen

bei 102 km fuumlr Variante 4a und bei 136 km fuumlr Variante 4b Abb 510 zeigt auszligerdem

dass der maximale Uumlberdruck auf Werte von 6 MPa bzw 15 MPa ansteigt

100 101 102 103 104 10510-1

102variant 22-d base case

100 101 102 103 104 10510-1

5225 Ergebnisse fuumlr 1D-Varianten

In diesem Abschnitt werden die Ergebnisse der Modellrechnungen zu Variante 5 dem

Fall mit dem begrenzten Speichervolumen dargestellt In einer solchen Speicher-

situation steigt der hydraulische Druck viel schneller als in einer unendlich groszligen Ebene

sobald die Kompressionsfront die Grenzen des Modellgebietes erreicht hat

Da die am besten geeignete Loumlsung des Modellproblems ndash eine zweidimensionale

Loumlsung ndash nicht verfuumlgbar ist wurde mit der Annahme eines 1D-Modellgebietes eine

weitere Modellvereinfachung eingefuumlhrt Um einen Vergleich mit den Ergebnissen der

2D-Rechnungen zu ermoumlglichen wurde unter Verwendung der analytischen Loumlsung fuumlr

einen halbunendlichen Strahl ein eindimensionaler Referenzfall analog dem 2D-

Referenzfall definiert Er enthaumllt die zusaumltzliche Bedingung dass in den 1D- und 2D-

Modellen der erforderliche Injektionsdruck denselben Wert aufweisen soll

Diese Bedingung wurde durch die Anpassung der Querschnittsflaumlche erfuumlllt Bei einem

Wert von 76 Millionen Quadratmetern ergibt sich eine gute Uumlbereinstimmung Waumlhrend

der erforderliche Injektionsdruck beim 2D-Referenzfall bei 30 MPa liegt wurde ein Wert

von 301 MPa fuumlr den 1D-Referenzfall berechnet Die Querschnittsflaumlche entspricht

einem Rechteck mit einer Houmlhe von 200 m der Houmlhe des Speicherhorizontes und einer

Breite von 38 km Die Breite des Rechtecks ist damit 190-mal groumlszliger als dessen Houmlhe

Die Unterschiede in den Ergebnissen fuumlr den 1D- und 2D-Referenzfall sind in Abb 511

dargestellt und zeigen den Effekt der Modelldimensionalitaumlt Im 2D-Modell erhoumlht sich

das Volumen des komprimierten Grundwassers quadratisch mit dem Abstand der

Kompressionsfront zur Einleitstelle waumlhrend das Volumen im 1D-Modell nur linear

ansteigt Das im Zeitbereich ∆t injizierte CO2-Volumen ∆V verursacht daher im 2D-

Modell einen geringeren Uumlberdruck als im 1D-Modell Folglich nimmt der fuumlr den

Einflussbereich der Injektion ermittelte Wert von 75 km im 2D-Fall auf 160 km im 1D-

Referenzfall zu

Mit Hilfe des angepassten Wertes fuumlr die Querschnittsflaumlche beim 1D-Referenzfall wurde

die analytische Loumlsung fuumlr einen endlichen Stab mit einer Quelle an einem Ende und

einer geschlossenen Modellgrenze an beiden Enden fuumlr Variante 5 angepasst

Anschlieszligend wurden die Ergebnisse fuumlr den halbunendlichen Strahl und den

begrenzten Stab verglichen Fuumlr die Laumlnge des Stabes wurde ein Wert von 300 km

gewaumlhlt damit sich die Druckwelle auch nach 40 Jahren vollstaumlndig innerhalb des

Modellgebietes befindet Beim Vergleich der Ergebnisse zum 1D-Referenzfall wurden

keine signifikanten Unterschiede festgestellt

Abb 511 Uumlberdruumlcke nach 40 Jahren fuumlr den 1D- und 2D-Referenzfall

Variante 5 ist in Variante 5a mit einer Laumlnge des Modells von 100 km und in Variante 5b

mit einer Laumlnge von 20 km unterteilt Bei Variante 5a kann ein moderater Einfluss der

geschlossenen Modellraumlnder beobachtet werden Der fuumlr Variante 5a berechnete Druck

uumlberschreitet den Druck im 1D-Referenzfall um 047 MPa am geschlossenen Modellrand

und nur um 006 MPa am Modellrand wo die Injektion erfolgt Bei Variante 5b uumlber-

steigen die Druumlcke an den beiden Modellraumlndern die entsprechenden Werte fuumlr den 1D-

Referenzfall um 587 MPa bzw 55 MPa Die Ergebnisse sind in Abb 512 dargestellt

0 50000 100000 1500000

31-d base case2-d base case

Die verwendeten Parameterwerte und die Ergebnisse fuumlr die 1D-Varianten sind in

Tab 56 zusammengestellt Auch hier sind fuumlr die Varianten nur die jeweils geaumlnderten

Parameterwerte wiedergegeben Bei der Bewertung der Ergebnisse ist der quadratische

Zusammenhang zwischen dem Radius im analogen 2D-Modell und dem verfuumlgbaren

Porenvolumens zu beruumlcksichtigen Die resultierenden maximalen Uumlberdruumlcke in einem

gespannten Aquifer reagieren deshalb empfindlicher auf die Veraumlnderung des Radius r

im 2D-Modell als auf eine Veraumlnderung des Abstandes r im 1D-Modell

0 50000 100000 1500000

Tab 56 Parameter und Ergebnisse fuumlr die Referenzfaumllle und die 1D-Varianten

Referenzfall Varianten

2D 1D 5a 5b

Hydraulische Leitfaumlhigkeit [10-5 ms]

Spezifischer Speicher-koeffizient [10-6 1m]

Injektionsrate [msup3s]

Aquiferdicke [m]

Modellausdehnung [m] Modellquerschnitt [m2]

Erforderlicher Injektions-druck [MPa]

30 301 307 85

75 160 - -

Druck an geschlossener Modellgrenze [MPa]

- - 094 807

5226 Zusammenfassung der kurzzeitigen Effekte

Allgemeine Befunde

Waumlhrend des Betriebs eines konventionellen Kraftwerkes wird CO2 mit einer mehr oder

weniger konstanten Rate erzeugt Mit dieser Rate ist das anfallende CO2 in den tiefen

Untergrund zu injizieren In einem numerischen Modell kann dies einfach mit einer

konstanten Flussrandbedingung repraumlsentiert werden Wenn der tiefe Aquifer keine

hydraulische Verbindung zur Erdoberflaumlche aufweist erhoumlht sich der Druck im Speicher-

horizont kontinuierlich mit der Zeit Auszligerdem dehnt sich mit der Zeit auch der

Einflussbereich der Injektion aus Beide Effekte haumlngen von folgenden Parametern ab

Eigenschaften der Speicherformation

bull Hydraulische Leitfaumlhigkeit

bull Storativitaumlt

bull Dicke

bull laterale Ausdehnung

Parameter der CO2-Injektion

bull Injektionsrate

bull Dauer

Die Ergebnisse der analytischen Modelle zeigen dass der Uumlberdruck und der Einfluss-

bereich der Injektion umgekehrt proportional mit den genannten Eigenschaften fuumlr die

Speicherformation aber direkt proportional mit den aufgefuumlhrten Injektionsparametern

zunehmen

Referenzfaumllle

Die in diesem Bericht definierten Referenzfaumllle charakterisieren eine Speicherformation

mit guumlnstigen Eigenschaften Dies ist auf die hohen Werte fuumlr die

bull Dicke der Speicherformation

bull die laterale Ausdehnung und

bull die hydraulische Leitfaumlhigkeit

zuruumlckzufuumlhren Auszligerdem fuumlhrt der hohe lithostatische Druck zu einer hohen

Sicherheitsmarge fuumlr den hydraulischen Uumlberdruck Allerdings verringert der hohe

lithostatische Druck auch den spezifischen Speicherkoeffizienten wodurch der Einfluss-

bereich der Druckwelle vergroumlszligert wird Dies ist von Bedeutung da bereits beim

Referenzfall ein Einflussbereich von 75 km ermittelt wurde

Erforderliche Injektionsdruumlcke

Die Ergebnisse zu den Varianten 2 und 4 belegen dass der maximale Uumlberdruck oder

der erforderliche Injektionsdruck direkt proportional von der Injektionsrate und umgekehrt

proportional von der Dicke des Speicherhorizontes abhaumlngen Nach den Ergebnissen fuumlr

Variante 1 besteht ein ungefaumlhr linearer Zusammenhang zwischen dem Uumlberdruck und

der hydraulischen Leitfaumlhigkeit Begrenzungen im Speichervolumen die mit Variante 5

untersucht wurden fuumlhren zu einer komplexen Beziehung zwischen dem Uumlberdruck und

der Groumlszlige der Speicherformation Noch ausgepraumlgter ist dies fuumlr die Beziehung

zwischen Druck und dem spezifischen Speicherkoeffizient wie die Ergebnisse fuumlr

Variante 3 belegen Die groumlszligten Abweichungen zu den Ergebnissen des Referenzfalls

wurden bei der Variation der hydraulischen Leitfaumlhigkeit beobachtet Die hydraulische

Leitfaumlhigkeit beeinflusst den maximalen Uumlberdruck zwar nur linear aber sie umfasst

einen sehr groszligen Bereich moumlglicher Parameterwerte

Der fuumlr den Referenzfall ermittelte Wert von 3 MPa fuumlr den maximalen Uumlberdruck nach

40 Jahren kann aufgrund der starken Modellvereinfachungen nur einen groben Anhalts-

punkt fuumlr die Situation an einem tatsaumlchlichen Standort fuumlr einen CO2-Untergrund-

speicher liefern Allerdings scheint der Effekt einer kontinuierlichen Druckerhoumlhung von

Bedeutung fuumlr den aufzubringenden Injektionsdruck sowie fuumlr die strukturelle Integritaumlt

der Deckschicht zu sein In diesem Zusammenhang ist zu beachten dass mit den

gewaumlhlten Parameter fuumlr den Referenzfall eine guumlnstige Speichersituation beschrieben

wird Die Modellrechnungen zu einigen Varianten mit weniger guumlnstigen Parameter-

werten lieferten erheblich houmlhere Druumlcke Mit einer durchschnittlichen Dichte der den

Speicherhorizont uumlberlagernden Gesteinsformationen von 2000 kgmsup3 ergibt sich ein

lithostatischer Druck am oberen Rand des Aquifers von 30 MPa Dieser Wert wird bei

Variante 1a fast und bei Variante 4b zur Haumllfte erreicht waumlhrend er in Variante 1b sogar

uumlberschritten wird

Anhand der Ergebnisse der stark vereinfachenden Modellrechnungen fuumlr einige der hier

betrachteten Varianten lassen sich Fragen zum Konzept der CO2-Einleitung bzw zur

Integritaumlt der Deckschicht ableiten In allen hier untersuchten Faumlllen wurde nur ein

Parameter im Vergleich zum Referenzfall variiert Bei einem Zusammentreffen mehrerer

unguumlnstiger Einfluumlsse koumlnnten sich die Ergebnisse noch erheblich verschlechtern Es ist

aber wegen der komplexen nicht-linearen Zusammenhaumlnge unmoumlglich vorherzusagen

wie sich diese unguumlnstigen Einfluumlsse addieren Modellrechnungen fuumlr spezifische Stand-

ortverhaumlltnisse muumlssen daher mit geeigneten Datensaumltzen wiederholt werden

Einflussbereich der Injektion

Der Einflussbereich der Injektion ist fuumlr die Planung von Einleitkampagnen von

Bedeutung Die Modellrechnungen zeigen dass der Einflussbereich mit steigender

Injektionsrate (Variante 2) mit der hydraulischen Leitfaumlhigkeit (Variante 1) und

theoretisch bei einer Reduzierung der Modelldimensionalitaumlt von 2D auf 1D anwaumlchst Er

nimmt ab mit steigender spezifischen Speicherkoeffizienten (Variante 3) und einer

kleineren Dicke des Aquifers (Variante 4) Bei keiner dieser Varianten zeigte sich eine

einfache Relation zwischen den variierten Parameterwerten und der berechneten Groumlszlige

des Einflussbereiches Auszliger bei extremen Parameterwerten liegt der Einflussbereich

zwischen 50 km und 150 km Es zeigt sich dass das Ausmaszlig des Einflussbereiches

nicht einfach vorhersagbar ist

Selbst unter guumlnstigen Bedingungen weist der Einflussbereich einen Radius von

ungefaumlhr 75 km auf Dieser Bereich umfasst damit eine Flaumlche von 17670 km2 Im

Vergleich dazu reicht der Porenraum bereits in einem Bereich von 147 km2 aus um die

CO2-Menge die uumlber einen Zeitraum von 40 Jahren von einem typischen Kraftwerk

erzeugt wird aufzunehmen Unter der weiteren Annahme dass Speicherformationen

entsprechend der Referenzspeicherformation gleichmaumlszligig uumlber ganz Deutschland

(357092 km2) verteilt vorkommen ergibt sich dass bereits bei 20 raumlumlich gut verteilten

CO2-Untergrundspeicheranlagen gegenseitige Beeinflussungen vor dem Ende der 40-

jaumlhrigen Betriebsphase auftreten (siehe Abb 513)

Da in der Speicherformation nur ein begrenzter hydraulischer Uumlberdruck zulaumlssig ist

koumlnnen das theoretisch vorhandene CO2-Speichervolumen und das praktisch nutzbare

Speichervolumen erheblich voneinander abweichen wie anhand der analytischen

Modellrechnungen dargelegt Dieses Problem verstaumlrkt sich wenn mehr als eine

Injektionskampagne in denselben Speicherhorizont durchgefuumlhrt wird Deshalb ist es

offenbar notwendig parallele Einleitkampagnen zu beruumlcksichtigen selbst wenn sie an

raumlumlich sehr weit voneinander entfernt liegenden Stellen bzw zeitlich versetzt erfolgen

Bei der Planung einer neuen CO2-Untergrundspeicherung ist daher eine Charak-

terisierung der hydrogeologischen Eigenschaften des gesamten Grundwassersystems

sowie der bisherigen CO2-Einleitungen unumgaumlnglich Geeignete Modellvereinfachun-

gen koumlnnen bei umfassender Kenntnis des hydrogeologischen Grundwassersystems

abgeleitet werden insbesondere wenn im Falle von Stoumlrfallszenarien Kredit vom

Ruumlckhaltepotential houmlher gelegener Speicherhorizonte genommen werden soll

Abb 513 Theoretische Einflussbereiche nach dem 2D-Referenzfall von 19 gleichzeitig

gestarteten CO2-Injektionen in Deutschland nach 40 Jahren Betrieb

Bei all diesen theoretischen Uumlberlegungen wird davon ausgegangen dass keine

Stoumlrungen vorhanden sind oder aktiviert werden koumlnnen die den Speicherhorizont mit

houmlher gelegenen Aquiferen hydraulisch verbinden Bei Vorliegen einer solchen Stoumlrung

koumlnnte CO2 den Speicherhorizont verlassen Es wuumlrde dann entweder unterhalb von

houmlher gelegenen Deckschichten (Aquitarden) wieder gespeichert werden oder es koumlnnte

11 12 13

14 15 16

17 18 19

bis zur Biosphaumlre gelangen und somit ein Gefaumlhrdungspotential fuumlr das dortige Leben

darstellen Mit diesem Aspekt befassten sich vorrangig bisherige Untersuchungen zu

Stoumlrfallszenarien

Viel geringere Beachtung wurde dem Aspekt gewidmet dass hydraulische Verbindun-

gen zu houmlher gelegenen Gesteinsschichten auch zu einer aufwaumlrts gerichteten

Stroumlmung von versalzenen Grundwaumlssern fuumlhren koumlnnen wenn im Speicherhorizont

durch die Einleitung von CO2 ein zusaumltzlicher Druck aufgebaut wird Dies kann zu

Problemen fuumlhren selbst wenn die geologische Stoumlrung von der CO2-Gasblase niemals

erreicht wird Auch wenn damit keine unmittelbaren Gesundheitsgefahren einhergehen

koumlnnte es zu Problemen bei der Wasserversorgung kommen Anzahl Form Ort und

hydraulischer Widerstand derartiger hydraulischer Verbindungen bestimmen wie viel

versalzenes Grundwasser aus der Speicherformation herausgedruumlckt wird Eine

Quantifizierung des dadurch moumlglichen Schadens erfordert daher genaue standort-

spezifische Daten die nicht im Rahmen dieses Projektes erhoben werden koumlnnen

Randbedingungen der numerischen Modelle

Die Standard-Randbedingungen fuumlr den Grundwasserfluss ermoumlglichen nur die

Festlegung eines hydrostatischen Druckes an den Modellraumlndern (Dirichlet-Bedingung)

oder die Festlegung eines bestimmten konstanten Flusses uumlber die Modellraumlnder

(Neumann-Bedingung) wobei dieser Fluss auch Null betragen kann Im Fall eines

Aquifers der hydraulisch vollstaumlndig von dichten Gesteinen umschlossen ist sind

Neumann-Bedingungen geeignet

Gemaumlszlig allgemeiner Praxis werden entsprechend des erwarteten hydrostatischen Drucks

Dirichlet-Druckrandbedingungen fuumlr die seitlichen vertikalen Modellraumlnder festgelegt

Die physikalische Interpretation einer solchen Randbedingung ist dass auszligerhalb dieser

Raumlnder kein weiterer hydraulischer Widerstand gegen die Stroumlmung bis zu den ober-

flaumlchennahen Aquiferen existiert Diese Praxis ist daher nur sinnvoll wenn der

Einflussbereich der CO2-Injektion vollstaumlndig durch das Modell abgedeckt ist Ansonsten

waumlre der Widerstand gegen die Wasserverdraumlngung zu niedrig Das Modell muss daher

den gesamten von der Injektion beeinflussten Bereich der Speicherformation umfassen

um die Stroumlmungsprozesse korrekt zu beschreiben

523 Langzeitauswirkungen der CO2-Einleitung

Dieser Abschnitt beschaumlftigt sich mit der Prozess-level-Modellierung der CO2-Injektion

einschlieszliglich des langfristigen Verhaltens des CO2 in der Speicherformation Dafuumlr

wurde nur eine Haumllfte eines symmetrischen vertikalen 2D-Modells entsprechend der

Spezifikationen die in den voranstehenden Abschnitten beschrieben sind definiert Im

Gegensatz zum analytischen Modell wird in diesem Modell das CO2 am Boden des

Sandstein-Aquifers uumlber eine Laumlnge von 50 m eingeleitet Ein zweiter Unterschied ist

dass der Aquifer nur eine horizontale Ausdehnung von 20 km aufweist Der untere

Modellrand und die beiden seitlichen vertikalen Modellraumlnder sind undurchlaumlssig (no-

flow-Randbedingung) In Abb 514 ist das Modell schematisch dargestellt Die Anfangs-

und Randbedingungen sind in Tab 57 zusammengestellt Die Gesteins- und

Fluidparameter sind im Abschnitt 521 beschrieben

Abb 514 Prozess-level Modell

constant pressure zero CO2-saturation

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

Tab 57 Anfangs- und Randbedingungen fuumlr das Referenzmodell

Anfangsbedingungen CO2 -Saumlttigung Sg 0 10-9 Wasserdruck pw 0 pw 0 = patm - 1182z [Pa] Temperatur T0 T0 = 29815 - 003z [K] Randbedingungen westlicher Modellrand qg = 0 qw = 0 Jh= 0 oumlstlicher Modellrand qg = 0 qw = 0 Jh= 0 noumlrdlicher Modellrand Sg = 10-9 pw = patm T = 29815 K suumldlicher Modellrand auszliger fuumlr 0ltxlt60 m

qg = 0 qw = 0 Jh= 0 qg = -002 kg(m s) qw = 3840 J(m s) Jh= 0

Andere Parameter Erdbeschleunigung g 981 mssup2 Atmosphaumlrischer Druck patm 101 350 Pa

Die Modellrechnungen wurden mit dem Code MUFTE_UG durchgefuumlhrt der in

Kooperation zwischen Arbeitsgruppen an der Universitaumlt Stuttgart HEL 98 und der

Universitaumlt Heidelberg BAS 97 entwickelt wurde Eine Variante des Referenzfalls mit

einem offenen Rand auf der rechten Seite (oumlstlicher Modellrand) wurde ebenfalls

untersucht um den Einfluss ungeeigneter Randbedingungen zu zeigen Daneben

wurden zwei Modelle fuumlr Szenarien mit gestoumlrten Entwicklungen betrachtet bei denen

die Existenz von hydraulisch wirksamen Kanaumllen zwischen dem Speicherhorizont und

houmlher gelegenen Aquiferen unterstellt wurde

Die Ergebnisse der Modellrechnungen werden in Form von CO2-Saumlttigungen und CO2-

Massenanteilen in der Salzloumlsung dargestellt Beide Werte werden gleichzeitig jeweils

fuumlr einen Teilbereich des gesamten Modellgebiets zu fuumlnf charakteristischen Zeitpunkten

dargestellt Die CO2-Saumlttigung wird in diskreten Isolinien wiedergegeben waumlhrend die

CO2-Massenanteile in der Salzloumlsung farblich codiert dargestellt sind

5231 Ergebnisse der numerischen Modellrechnungen

Referenzfall

Zu Anfang der 40-jaumlhrigen Injektionsphase beginnt CO2 als separate Phase zu flieszligen

nachdem die CO2-Saumlttigung in der Naumlhe der Einleitstelle den Wert der residualen

Gassaumlttigung uumlberschritten hat Das CO2 steigt wegen der geringeren Dichte auf und

sammelt sich an der Unterseite der Aquitardschicht an wo es sich lateral weiter

ausbreitet Am unteren Rand der CO2-Blase loumlst sich CO2 in der waumlssrigen Phase

Durch diesen Prozess erhoumlht sich die Dichte der salzhaltigen Loumlsung wodurch abwaumlrts

gerichtete Stroumlmungsvorgaumlnge in der Loumlsung initiiert werden

Das versalzene Grundwasser im Speicherhorizont wird durch die CO2-Blase verdraumlngt

Im Verbindung mit dem horizontalen Einschluss des Aquifers fuumlhrt dies zu zwei

Konsequenzen Der Fluiddruck erhoumlht sich da das Grundwasser die Speicherformation

nicht so schnell uumlber den uumlberlagernden Aquitard verlassen kann wie das CO2

eingeleitet wird Es ergeben sich in den Modellrechnungen maximale Uumlberdruumlcke uumlber

den hydrostatischen Druck von bis zu 10 MPa nach 40 Jahren Auszligerdem wird durch die

Verdraumlngung eine Grundwasserbewegung initiiert durch die Grundwasser unter die

CO2-Blase gedruumlckt wird Waumlhrend das CO2 von der Injektionsstelle weg stroumlmt flieszligt

Salzloumlsung unterhalb der CO2-Blase auf die Injektionsstelle zu und stellt damit ein

zusaumltzliches Grundwasservolumen fuumlr die Aufloumlsung von CO2 zur Verfuumlgung Am Ende

der Injektionsphase ist deshalb ein recht groszliges Grundwasservolumen stark an CO2

gesaumlttigt (siehe erste Darstellung in Abb 515)

Wenn die CO2-Injektion nach 40 Jahren eingestellt wird beginnt das Fingering der CO2-

reichen Salzloumlsung unterhalb der CO2-Blase Der Uumlberdruck im Speicherhorizont nimmt

exponentiell ab Dieser Prozess dauert im Modell ca 100 Jahre Da die Kompressibilitaumlt

des uumlberkritischen CO2 viel houmlher als diejenige von versalzenem Grundwasser ist fuumlhrt

der Druckabbau dazu dass sich die CO2-Blase in dieser Zeit ausdehnt Wegen der

relativ hohen Dichte im Vergleich zu der von Salzloumlsung weist diese Ausdehnung eine

nennenswerte abwaumlrts gerichtete Bewegungskomponente auf Salzloumlsung wird daher

aus den Bereichen unterhalb der CO2-Blase verdraumlngt wodurch sich eine groszlige

Konvektionszelle ausbildet die die CO2-Blase horizontal zusammendruumlckt

Abb 515 Ergebnisse der Modellrechnungen fuumlr den Referenzfall (CO2-Saumlttigung Sg

und Massenanteil 2COwX des geloumlsten CO2)

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 3000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Dieser Prozess wird durch die Beobachtung bestaumltigt dass das in der Salzloumlsung

geloumlste CO2 mit einer nennenswerten oumlstlich gerichteten Geschwindigkeitskomponente

(in Richtung des rechten Modellrandes) unter die CO2-Blase migriert Der zweite Plot in

Abb 515 zeigt dass lokale Konvektionszellen die durch instabile Dichteschichtungen

verursacht werden durch diesen Prozess verstaumlrkt werden

Nach ca 100 Jahren Modellzeit (dritter Plot in Abb 515) uumlberwiegen die Auftriebskraumlfte

des CO2 die abnehmende Kraft der Konvektionszelle so dass es erneut zu einer

lateralen Ausdehnung der CO2-Blase kommt Die maximale Ausdehnung der CO2-Blase

von 2075 m wird nach 208 Jahren Modellzeit erreicht (vierter Plot in Abb 515) Zu

diesem Zeitpunkt reichen das CO2 als separate Phase sowie das im Grundwasser

geloumlste CO2 ungefaumlhr gleich weit in den Speicherhorizont hinein

Von diesem Zeitpunkt an schrumpft die CO2-Blase raumlumlich und in Bezug auf die

Saumlttigung durch die Loumlsung von CO2 im Grundwasser Der fuumlnfte Plot in Abb 515 zeigt

die Situation nach 350 Jahren Modellzeit wenn die CO2-Blase sich langsam aufloumlst und

CO2-reiche Salzloumlsung abwaumlrts sinkt Die in den Modellrechnungen ermittelten

komplexen Flieszligmuster halten offenbar eine gewisse weitere Zeit an

Nach den Modellrechnungen gelangt CO2 bereits waumlhrend der Einleitung als separate

Phase in den Aquitard Trotz der hohen Uumlberdruumlcke im Speicherhorizont wird nur eine

CO2-Saumlttigung unterhalb des Wertes fuumlr die residuale CO2-Saumlttigung erreicht Die CO2-

Phase im Aquitard ist deshalb immobil Zur selben Zeit erreicht geloumlstes CO2 auch die

Deckschicht ebenfalls in sehr geringen Mengen wie Abb 516 zu entnehmen ist

Varianten mit offenem rechten Modellrand

Wenn der Modellrand auf der rechten Seite offen ist findet keine Behinderung der

lateralen Ausdehnung der CO2-Blase statt Die sich daraus ergebenden Konsequenzen

koumlnnen zum Ende der CO2-Einleitung beobachtet werden (erster Plot in Abb 516 dabei

wird eine andere Skala als in Abb 515 verwendet)

bull Die Gasblase hat eine Breite von ca 2100 m waumlhrend im Referenzfall nur ein

Maximalwert von 1400 m erreicht wurde

bull Es gibt nur eine vernachlaumlssigbare Bewegung von Salzloumlsung und daher wird

nur eine geringe Menge an CO2 geloumlst und unter die Gasblase transportiert

bull Der maximale Uumlberdruck uumlber dem hydrostatischen Druck betraumlgt nur 02

Zum Ende der Injektion faumlllt der Uumlberdruck praktisch sofort auf Null Deshalb kann sich

im Gegensatz zum Referenzfall keine Konvenktionszelle ausbilden Aufgrund der Auf-

triebskraumlfte breitet sich die CO2-Blase weiter aus (zweiter und dritter Plot in Abb 516)

Ihre maximale Ausdehnung betraumlgt 3325 m und wird nach 169 Jahren Modellzeit

erreicht Das leichte abwaumlrts gerichtete Fingering der CO2-reichen Salzloumlsung zeigt an

das unmittelbar nach dem Ende der CO2-Injektion nur in begrenztem Maszlige eine horizon-

tale Wasserbewegung stattfindet Dasselbe gilt auch fuumlr spaumltere Zeiten (vierter und

fuumlnfter Plot in Abb 516)

Ein genauerer Blick auf die Verteilung der Konzentrationen an geloumlstem CO2 nach 350

Jahren Modellzeit laumlsst einige interessante Schlussfolgerungen im Hinblick auf die

ablaufenden Transportprozesse zu Im Fall der Variante mit offenem Modellrand fuumlhrt

nur die Diffusion zu einem nennenswerten aufwaumlrts gerichteten Transport von geloumlstem

CO2 in den Aquitard da nur vernachlaumlssigbare Uumlberdruumlcke waumlhrend der Injektion

aufgebaut werden Anscheinend kann das geloumlste CO2 innerhalb von 350 Jahren nicht

die Deckschicht erreichen Dagegen tritt im Referenzfall zusaumltzlich eine advektive

aufwaumlrts gerichtete Transportkomponente auf die durch den hohen Uumlberdruck verur-

sacht wird Geloumlstes CO2 erreicht deshalb die Deckschicht allerdings in einer sehr

geringen Konzentration Der Einfluss der Advektion kann durch einen Vergleich der

beiden Plots in Abb 517 abgeleitet werden Beide Modellausschnitte weisen dieselbe

raumlumliche Skala auf Die Kontourlinien der CO2-Saumlttigung zeigen dieselben Werte wie in

den Abb 515 und Abb 516 Zwar sind Unterschiede wahrnehmbar sie uumlberschreiten

aber keinen nennenswerten Betrag

Abb 516 Ergebnisse der Modellrechnungen fuumlr die Variante mit offenem Modellrand

(CO2-Saumlttigung Sg und Massenanteil von geloumlstem CO2)

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 4000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

x= 3000 m

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Referenzfall

Variante mit offenem Modellrand

Abb 517 Vergleich der CO2-Saumlttigung Sg und des Massenanteil an geloumlstem CO2 fuumlr

den Referenzfall und die Variante mit offenem Modellrand (gleiche Laumlngen-

skala fuumlr beide Modelle)

Varianten mit vertikalen Kanaumllen hoher Permeabilitaumlt zwischen den Aquitarden

Zwei weitere Varianten mit einem vertikalen Kanal zwischen Speicherhorizont und

Deckgestein wurden ebenfalls untersucht Der Kanal hatte eine Breite von 50 m und

dieselbe Permeabilitaumlt wie das Speichergestein Damit stellte er einen hydraulischen

Kurzschluss zwischen dem unter hydraulischen Druck gesetzten Speichergestein und

dem Deckgestein dar In Variante c1 befand sich der Kanal bei einer Entfernung von

x = 450 m vom linken Modellrand und in Variante c2 in einer Entfernung von

x = 1050 m Die CO2-Blase erreichte den Kanal in Variante c1 nach 13 Jahren und in

Variante c2 nach 38 Jahren wie in Abb 518 dargestellt ist Da das

Geschwindigkeitsfeld durch den Hochpermeabilitaumltskanal gegenuumlber dem Referenzfall

veraumlndert ist stimmen auch diese Ankunftszeiten in den Varianten c1 und c2 nicht mit

den Zeiten im Referenzfall uumlberein

0020002000022E-052E-062E-072E-082E-09

Abb 518 Fluss durch den Hochpermeabilitaumltskanal Uumlberlagerung der Varianten c1

und c2

In beiden Faumlllen bewegte sich die CO2-Blase sehr schnell durch den Aquitard und

benoumltigte nur zwei weitere Jahre um die 100 m Deckgestein zu durchstroumlmen und den

oberen Modellrand zu erreichen Die dort festgelegten Dirichlet-Randbedingungen fuumlr

den Druck und die CO2-Konzentration widersprachen den folgenden Stroumlmungs- und

Transportprozessen so dass die Ergebnisse fuumlr spaumltere Zeitpunkte nicht mehr zu

interpretierbar waren

Unter den Annahmen dass das homogene Deckgestein bis an die Erdoberflaumlche

heranreicht und dass der Aufstieg der CO2-Blase nur durch den Auftrieb bestimmt wird

wuumlrde die Blase etwa 26 Jahre nach Eintritt in den Hochpermeabilitaumltskanal die

Erdoberflaumlche erreichen Tatsaumlchlich koumlnnen derartig einfache geologische

Bedingungen nicht erwartet werden Ferner kann der CO2-Aufstieg durch weitere

physikalische Vorgaumlnge wie etwa den Phasenuumlbergang vom uumlber- zum unterkritischen

Zustand stark beeinflusst werden z B PRU 03 Die hier geschaumltzten 26 Jahre bis zum

Durchbruch an der Erdoberflaumlche koumlnnen daher nicht mehr als ein schwacher

Anhaltspunkt fuumlr die tatsaumlchlich benoumltigte Zeit sein

In beiden Varianten war der berechnete maximale Uumlberdruck uumlber dem hydrostatischen

Druck praktisch identisch bis zu dem Zeitpunkt zu dem die CO2-Blase den oberen

Modellrand erreicht Zu diesem Zeitpunkt war der maximale Uumlberdruck in Variante c2

fast erreicht Er betrug 26 MPa in Variante c1 und 28 MPa in Variante c2

12 37 years

16 41 years15 40 years14 39 years13 38 years

contour lines for 1 saturation of CO2for variants c1c2

5232 Zusammenfassung der Langzeiteffekte

Die Ergebnisse der Modellrechnungen fuumlr den Referenzfall eines vertikalen 2D-Modells

bestaumltigen die Ergebnisse der physikalisch vereinfachten analytischen 1D-Modelle fuumlr

einen raumlumlich begrenzten Speicheraquifer mit einer Ausdehnung von 20 km (Variante

5b im Abschnitt 5225) Nach 40 Jahren CO2-Einleitung wurde im 2D-Modell eine

Druckerhoumlhung um 10 MPa uumlber den hydrostatischen Druck ermittelt Im Vergleich dazu

lieferte das 1D-Modell Werte zwischen 80 und 85 MPa Im 2D-Modell dauert der

Ruumlckgang der Druckwerte auf die Anfangswerte zweieinhalb Mal laumlnger als die

Injektionsperiode

Wegen des hohen Uumlberdrucks dringt CO2 in den Aquitard als separate Phase ein

allerdings nur in einem sehr geringen Maszlig Eine advektive Komponente in der aufwaumlrts

gerichteten Bewegung des geloumlsten CO2 durch den Aquitard kann durch Vergleich mit

der Variante mit offenem Modellrand identifiziert werden Dies betrifft aber nur eine sehr

geringe CO2-Menge da der Uumlberdruck waumlhrend der Injektionsphase kontinuierlich

ansteigt und sofort danach wieder abfaumlllt und damit nur fuumlr eine begrenzte Zeit wirksam

Waumlhrend des Zeitraums des erhoumlhten hydraulischen Drucks fuumlhrt der horizontale

Einschluss des Aquifers zu komplexen transienten Stroumlmungsmustern Dies gilt fuumlr die

Grundwasserbewegung genauso wie fuumlr die Bewegung der CO2-Blase Diese Effekte

werden nicht beobachtet wenn am vertikalen Modellrand der der Injektionsstelle

gegenuumlber liegt ein vorgegebener hydrostatischer Druck herrscht Lediglich das

generelle Phaumlnomen einer instabilen Dichteschichtung mit anschlieszligendem Fingering

unterhalb der CO2-Blase tritt wegen der CO2-Loumlsung im Grundwasser auf Die maximale

Druckerhoumlhung uumlber dem hydrostatischen Druck liegt im Fall der Variante mit einer

offenen Modellgrenze uumlber die Loumlsung abflieszligen kann bei 02 MPa

Die Anwesenheit eines Kanals hoher Permeabilitaumlt durch einen Aquitard verringert den

maximalen Uumlberdruck im Speicherhorizont erheblich Aus der Geschwindigkeit mit der

die CO2-Blase aufwaumlrts stroumlmt laumlsst sich uumlberschlagsmaumlszligig die Zeit abschaumltzen bis die

CO2-Blase die Erdoberflaumlche erreicht Die Modellergebnisse zu den Varianten liefern

eine Geschwindigkeit von 50 m pro Jahr

524 Schlussfolgerungen

Die Normalentwicklung der CO2-Speicherung in geeigneten tiefen salinen Aquiferen

erscheint mit Blick auf einen Zeitrahmen von hunderten bis tausenden von Jahren

sicher CO2 breitet sich als eigene Phase unter dem Aquitard auch nach Beendigung der

Injektion noch solange aus bis die Massenverluste durch Loumlsung im Grundwasser die

horizontale Ausbreitung infolge der Auftriebskraumlfte ausgleichen Die CO2-reiche Loumlsung

sinkt wegen der erhoumlhten Dichte in komplexen Stroumlmungsmustern zu Boden bis die

CO2-Blase aufgeloumlst ist Sofern keine weiteren Effekte wie zum Beispiel Mineralisierung

wirken die eine permanente Bindung des CO2s im Untergrund garantieren muss

langfristig jedoch davon ausgegangen werden dass das gesamte CO2 durch Diffusion

wieder bis zur Erdoberflaumlche aufsteigen kann

Auch unter idealen Bedingungen fuumlr die CO2-Speicherung in tiefen Aquiferen wird ein

uumlberraschend groszliges Grundwasservolumen durch den Druckanstieg infolge einer CO2-

Injektion beeinflusst Im Vergleich zu diesem Volumen ist das Volumen des injizierten

CO2s sehr klein Dieser Effekt begrenzt das Speicherpotenzial eines Aquifers

betraumlchtlich Die Nutzung eines tiefen Aquifers fuumlr die CO2-Speicherung muss daher

nicht nur im Hinblick auf die zu speichernde Masse sondern auch im Hinblick auf den

jeweiligen Injektionsort und die Reihenfolge der Injektionen sorgfaumlltig geplant werden

Das Problem der Beschaumldigung des Wirtsgesteins durch die hohen hydraulischen

Druumlcke als auch die moumlglichen Konsequenzen an der Erdoberflaumlche (Hebungen oder

Senkungen) wurden bisher noch nicht behandelt

Alle diese Betrachtungen basieren auf der Annahme eines idealen Speichersystems mit

einem vollstaumlndig intakten Aquitard oberhalb des Speichergesteins Undichtigkeiten in

diesem Aquitard durch die CO2 aus dem Speicherhorizont entweichen kann sind schon

fruumlhzeitig als Szenario einer gestoumlrten Entwicklung erkannt und untersucht worden

muumlssen sich diese relativ nahe an der Injektionsstelle befinden Unter diesen

Umstaumlnden muumlsste nur ein vergleichsweise kleiner Bereich geologisch besonders gut

charakterisiert werden

bis an die Erdoberflaumlche gelangen koumlnnen Die damit verbundene Versalzung houmlherer

suumlszligwasserfuumlhrender Grundwasserstockwerke koumlnnte erhebliche Schaumlden bei der Trink-

wassergewinnung oder in der Landwirtschaft verursachen Besonders problematisch ist

dabei dass dieser Vorgang im gesamten Bereich erhoumlhten hydraulischen Drucks

ausgeloumlst werden kann der um ein Vielfaches groumlszliger ist als die entstehende CO2-

Offensichtlich sind mit der CO2-Speicherung in tiefen Aquiferen unabhaumlngig von der

Qualitaumlt des Aquitards untersuchungswuumlrdige Probleme verbunden Sofern der Aquitard

hydraulisch dicht ist muss mit hohem Uumlberdruck waumlhrend der Injektionsphase und

entsprechenden Konsequenzen fuumlr die mechanische Integritaumlt des Wirtsgesteins

gerechnet werden Dieses Problem verschaumlrft sich erheblich fuumlr einen horizontal

begrenzten Aquifer denn der Uumlberdruck wird gegenuumlber einem lateral bdquounbegrenztenldquo

Aquifer nicht nur erheblich groumlszliger sondern erstreckt sich auch mehr oder weniger in

voller Houmlhe uumlber das gesamte Speichergestein Ist der Aquitard dagegen hydraulisch

undicht bleibt der Druck vergleichsweise niedrig da in diesem Fall CO2 oder

hochsalines Grundwasser in houmlhere geologische Schichten ausgepresst werden

Unter diesen Umstaumlnden kann es keine Empfehlung fuumlr die ideale Groumlszlige eines

Speicheraquifers geben Hinsichtlich der strukturmechanischen Probleme waumlre ein

moumlglichst ausgedehnter Aquifer empfehlenswert hinsichtlich der Probleme der moumlg-

lichen Grundwasserversalzung ein moumlglichst eingegrenzter Aquifer Unabhaumlngig vom

aktuellen Fall muss aber grundsaumltzlich eine engmaschige hydrogeologische Charak-

terisierung fuumlr das gesamte Gebiet erfolgen das von der Druckerhoumlhung im

Speicheraquifer betroffen ist

Aus den gleichen Gruumlnden muumlssen aussagekraumlftige numerische Modelle fuumlr die CO2-

Injektion und -speicherung das gesamte unter Druck gesetzte Grundwassersystem

umfassen Offensichtlich koumlnnen die realen Bedingungen in verkleinerten Modell-

gebieten nicht korrekt durch Randbedingungen beschrieben werden Trotzdem ist die

uumlberwaumlltigende Mehrheit der bislang erstellten numerischen Modelle lediglich darauf

ausgelegt die Bewegung der CO2-Phase und ggf des CO2-reichen Grundwassers zu

verfolgen Es entspricht allgemeiner Praxis an denjenigen vertikalen Modellraumlndern die

der Injektion gegenuumlber stehen hydrostatische Druckrandbedingungen vorzusehen

Dadurch wird an diesen Stellen ein hydraulischer Kurzschluss an die Erdoberflaumlche

beschrieben und die Stroumlmungsvorgaumlnge jenseits der Modellgrenzen werden ignoriert

Dies reflektiert sicherlich nicht das reale Verhalten eines Speichersystems

Um die Entwicklung des hydraulischen Drucks im Modell realistisch zu wiedergeben zu

koumlnnen muss das Modell nicht nur den Speicherhorizont sondern auch die oberhalb

liegenden geologischen Formationen bis zur Erdoberflaumlche umfassen Dies bedeutet

dass zumindest ein vertikales axisymmetrisches 2-D-Modell erforderlich ist Da dies

aller Wahrscheinlichkeit nach mit starken Vereinfachungen verbunden ist wird zur

Aufloumlsung von Unsymmetrien insbesondere durch die Geologie moumlglicherweise aber

auch durch komplexe Injektionsanordnungen ein echtes 3-D-Modell erforderlich werden

525 Weiterer Forschungsbedarf

5251 Normale und gestoumlrte Entwicklung

Es erscheint sehr nuumltzlich das Problem der CO2-Speicherung im Untergrund in zwei

Kategorien aufzuteilen die normale und die gestoumlrte Entwicklung des CO2-Lagers da

die mit der gestoumlrten Entwicklung verbundenen physikalischen Prozesse erheblich

komplexer sind als die bei der Normalentwicklung Waumlhrend die Stroumlmungsvorgaumlnge bei

der Normalentwicklung als Zweiphasenstroumlmung von Salzloumlsung und superkritischem

CO2 ausreichend gut beschrieben werden koumlnnen koumlnnen in einer gestoumlrten

Entwicklung auch Drei-Phasen-Zustaumlnde eintreten wenn CO2 in houmlhere geologische

Schichten aufsteigt In letzterem Fall werden

bull eine zusaumltzliche Erhaltungsgleichung

bull eine sehr viel anspruchsvollere Phasendiagnostik fuumlr das Eintreten von

Phasenuumlbergaumlngen

bull thermodynamische Formulierungen die auch den (unterkritischen) gas-

foumlrmigen und fluumlssigen Zustand von CO2 umfassen und

bull kompliziertere und uumlberwiegend unbekannte Zustandsgleichungen fuumlr den

Dreiphasenfluss

erforderlich Der Guumlltigkeitsbereich der thermodynamischen Zustandsgleichungen muss

in diesem Fall Temperaturen bis hinab zur durchschnittlichen Temperatur der Erdober-

flaumlche von 10 degC und Druumlcke bis hinab zum Atmosphaumlrendruck umfassen Bei der

Normalentwicklung sind hingegen nur Temperaturen oberhalb von 35 degC und Druumlcke

oberhalb von 8 MPa von Interesse fuumlr sich die das CO2 im superkritischen Zustand

befindet

Auszligerhalb des Aufgabenbereichs dieses Vorhabens aber sicherlich relevant fuumlr weiter-

fuumlhrende Modellierungen der gestoumlrten Entwicklung ist das Problem noch niedrigerer

Temperaturen die sich aufgrund des Joule-Thomson Effekts einstellen koumlnnen und die

bei CO2 oder auch Wasser zu einem Uumlbergang vom fluumlssigen in den festen Zustand

fuumlhren koumlnnen Die Bildung von CO2-Hydraten oder Eis fuumlhrt zu einer Behinderung der

aufsteigenden CO2-Blase und zur Dispersion PRU 03 was letztlich wiederum

Auswirkungen auf die Sicherheitsbetrachtungen hat Die notwendige Anpassung von

Mehrphasencodes auf dieses spezielle Problem ist zurzeit noch in der Entwicklung und

noch nicht anwendungsreif

5252 Zweiphasenflusseigenschaften

Neuere Untersuchungen haben gezeigt dass die hydrogeologische Charakterisierung

von Gesteinsschichten im Hinblick auf den Zweiphasenfluss nicht nur von der

Gesteinsmatrix sondern auch uumlber die Fluideigenschaften von den in-situ

vorherrschenden Bedingungen abhaumlngen Da die Fluidkombination Salzloumlsung und CO2

im tiefen Untergrund erst seit vergleichsweise kurzer Zeit untersucht wird existieren

Messungen und Erfahrungen in der Wahl angemessener Zustandsgleichungen bis jetzt

nur in begrenztem Umfang Wie bereits erwaumlhnt existieren anscheinend keine Daten fuumlr

die Zustandsgleichungen eines Dreiphasenflusses der sich unter Umstaumlnden beim

Aufstieg des CO2 einstellen kann

Vom mathematischen Standpunkt aus betrachtet sind genaue Zustandsgleichungen fuumlr

den Zweiphasenfluss wegen der hochgradigen Nichtlinearitaumlt der beschreibenden

Gleichungen wie auch deren Kopplung von groszliger Bedeutung fuumlr ein verlaumlssliches

Stroumlmungsmodell Ein wichtiger Teilaspekt bei der CO2-Ausbreitung ist die Residual-

saumlttigung fuumlr das CO2 Einerseits ist diese Groumlszlige bestimmend fuumlr die Menge an

physikalisch immobilisiertem CO2 am Ende der CO2-Blase nach Abschaltung der

Injektion und damit auch fuumlr die Mobilitaumlt der verbleibenden Blase Andererseits ist der

Wert der Residualsaumlttigung Aumlnderungen infolge Aumlnderungen der in-situ Bedingungen

unterworfen Dies erschwert eine zutreffende Wahl dieses Wertes Das Problem

verschaumlrft sich fuumlr gestoumlrte Entwicklungen bei denen CO2 aus dem Speicherhorizont

nach oben hin entweicht

Vor dem Hintergrund der Komplexitaumlt der beteiligten Stroumlmungsprozesse und den

Unsicherheiten die durch Heterogenitaumlten in groszligraumlumigen Modellgebieten verursacht

werden muss der hydrogeologischen Charakterisierung mit Blick auf den Zweiphasen-

fluss eine hohe Prioritaumlt eingeraumlumt werden

5253 Dichtestroumlmung

Waumlhrend der letzten Jahre hat sich herausgestellt dass die Loumlsung von CO2 und der

anschlieszligende Transport von geloumlstem CO2 in der Wasserphase ein relevanter Effekt

ist der zu einer Erhoumlhung der Langzeitsicherheit der CO2-Speicherung im Untergrund

beitraumlgt Nachdem sich das injizierte CO2 unter dem Boden des Aquitards gesammelt

hat und beginnt sich lateral auszubreiten wird die Dichte der Salzloumlsung unmittelbar

unterhalb der CO2-Blase durch Loumlsung geringfuumlgig erhoumlht Diese geringe Dichte-

zunahme fuumlhrt zu einer instabilen Schichtung von schwererer Loumlsung uumlber leichterer

Loumlsung In einer solchen Situation genuumlgt die leichteste Stoumlrung um eine dichte-

getriebene abwaumlrts gerichtete Stroumlmung in Form von sich verlaumlngernden bdquoFingernldquo in

Gang zu setzen Dieses sogenannte bdquoFingeringldquo ist ein sich selbst erhaltender Prozess

da die Abwaumlrtsbewegung der CO2-gesaumlttigten Salzloumlsung weniger gesaumlttigte Loumlsung in

einer Art Konvektionszelle aufwaumlrts treibt wo die Loumlsung von CO2 die konvektive

Bewegung wiederum weiter antreibt

Offensichtlich ist dieses Fingering ein extrem empfindlicher Prozess der massiv von drei

Faktoren beeinflusst wird

bull die physikalischen Parameter

o Dispersion

o Diffusion

bull die Modellgeometrie und

bull die numerischen Bedingungen insbesondere das Gitter

Da die Dichtedifferenzen zwischen reiner Salzloumlsung und CO2-gesaumlttigter Salzloumlsung

nur wenige Kilogramm pro Kubikmeter ausmachen ist die verursachte advektive Flieszlig-

geschwindigkeit sehr gering Dementsprechend ist der Einfluss der molekularen

Diffusion im Vergleich zur hydrodynamischen Dispersion vergleichsweise hoch Eine

gute Wiedergabe beider Prozesse im Modell ist daher stark wuumlnschenswert

Konvektive Stroumlmung haumlngt stark von der Schichtdicke und im Fall lateral begrenzter

Stroumlmungsgebiete auch von der horizontalen Ausdehnung des Gebietes ab ZIE 82

Dieses Phaumlnomen ist bereits sehr gut fuumlr homogene Modellgebiete untersucht worden

Die Komplexitaumlt der entstehenden Stroumlmung kann jedoch noch erheblich durch

Inhomogenitaumlten der Gesteinsmatrix vergroumlszligert werden

Der letzte Punkt betrifft die grundsaumltzlich groszlige Herausforderung die die numerische

Simulation von Vorgaumlngen unter physikalisch instabilen Bedingungen darstellt Eines der

groumlszligten Probleme koumlnnte dabei der Nachweis sein dass die gefundene Loumlsung

unabhaumlngig vom verwendeten Gitternetz ist da eine extrem hohe Gitteraufloumlsung

erforderlich ist um die entstehenden Konvektionszellen mit hinreichender Genauigkeit

darzustellen

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Anhydrit Dissertation Fakultaumlt VI ndash Bauingenieurwesen und Angewandte

Geowissenschaften der Technischen Universitaumlt Berlin 1991

Abbildungsverzeichnis Abb 11 Allgemeines Konzept einer Sicherheitsnachweisfuumlhrung (aus MAU 07) 4

Abb 21 Recopol-Bohrungen 5

Abb 22 Injektionsplatz MS-3 7

Abb 23 Injektionsverlauf 8

Abb 24 Bilanzierung der CO2-Injektion und Gasproduktion 9

Abb 25 Lage der Allison Unit 10

Abb 26 Obertageanlage einer Injektionsbohrung in der Allison Unit 11

Abb 27 Schema einer CO2 Injektionsbohrung in der Allison Unit 12

Abb 28 Injektionsverlauf (Druck Volumen) in der Allison Unit 13

Abb 29 Sleipner-Gasfeld 14

Abb 210 Teil der Obertageanlage fuumlr die CO2 Injektion 15

Abb 211 Injektionsschema In Salah 17

Abb 212 Frac aus Speicherschicht durch Deckschicht (pS = Speicherdruck

pD = petrostatischer Druck der Deckschicht) 20

Abb 213 Speicher- und Druckgradienten 21

Untergrundspeichern 22

Abb 215 Schematische Darstellung der Druckbalance in der Speicherstruktur 23

Abb 216 Frontschema CO2-Wasser 24

Abb 217 Schematische Darstellung einer CO2-Wasser-Verdraumlngungsfront 26

Permeabilitaumlten 27

Abb 219 Antiklinale-Speicherstruktur in Draufsicht (Einherdregime) 28

Abb 220 Antiklinale-Speicherstruktur in Draufsicht (Mehrherdregime) 29

Abb 221 5-Bohrungssystem in einer OumllGas-Lagerstaumltte mit CO2-Injektion 30

Abb 222 5-Punkt-Bohrungssystem (4 Injektionsbohrungen auszligen 2 Foumlrder-

bohrungen innen) mit Verteilung der Oumllsaumlttigung im Reservoirblock 31

Abb 223 Injektivitaumltsvergleich zwischen Vertikal- und Horizontalbohrungen 32

Abb 224 Horizontalbohrungsblock in OumllGas-Lagerstaumltten 33

Abb 225 Schema eines 0D-Reservoirtank waumlhrend der CO2-Injektion 36

Abb 226 Gassaumlttigungsverhalten in einem Erdgas-Aquifer-Untergrundspeicher 37

Abb 227 Ringraummessungen bei einer CO2-Injektionsbohrung 38

Abb 31 Schematischer Aufbau einer Bohrung 49

Abb 32 Problemstellen bei der Zementierung 50

Abb 33 Zementkern vor und nach Einlagerung in feuchten uumlberkritischen CO2 52

Abb 34 Relative Permeabilitaumlten Gas-Wasser (Extrem-geringpermeabler

Dolomit k = 8sdot10-3 mD) 55

Abb 35 Kapillardruckkurve Gas-Wasser (Extrem-geringpermeabler Dolomit

k=8sdot10-3 mD) 56

Abb 36 Korrelationsdiagramm Diffusionskoeffizient - Permeabilitaumlt fuumlr

trockenes Speichergestein (1 Mittelsandstein 2 Feinsandstein

3 silitischer Feinsandstein 4 Messwerte von Katz 1978) 58

aus TOumlD 63 Farbkodierung nach KRO 08 61

Abb 38 Moumlgliche Phasenzustaumlnde eines Wasser-CO2-Gemisches und

Kriterien fuumlr den Phasenuumlbergang aus KRO 08 Farbkodierung

wie in Abb 37 62

Abb 41 Areale Migration durch das Deckgebirge 80

Abb 42 Lineare Migration durch eine tektonische Stoumlrung 80

Abb 43 Punktuelle Migration laumlngs einer Bohrung 81

Abb 44 Laterale Migration in der Speicherschicht 81

Abb 45 Versagensszenario bdquoGasstrahl aus Bohrungldquo 84

Abb 46 Versagensszenario bdquoGasstrahl aus Erdbodenldquo 85

Abb 51 Berechnung der CO2-Ausbreitung bei einer Tubing-Eruption 93

Abb 52 Berechnung der CO2-Ausbreitung bei einer Casing-Eruption 94

Abb 53 Berechnung der CO2-Ausbreitung bei einer Bohrkeller-Leckage 95

Abb 54 Unterschiedliche geologische Situationen fuumlr die CO2-Speicher-

formation gelb Speicherformation grau Aquitarde schwarz

undurchlaumlssige Stoumlrungen 100

Abb 55 Analytisches 2D-Modell 107

Abb 56 Entwicklung des Uumlberdrucks fuumlr den Referenzfall 108

Abb 57 Berechneter Uumlberdruck nach 40 Jahren fuumlr den Referenzfall und

Variante 1 110

Variante 2 111

Variante 3 112

Variante 4 112

Abb 511 Uumlberdruumlcke nach 40 Jahren fuumlr den 1D- und 2D-Referenzfall 114

Variante 5 115

Abb 513 Theoretische Einflussbereiche nach dem 2D-Referenzfall von 19

gleichzeitig gestarteten CO2-Injektionen in Deutschland nach 40

Jahren Betrieb 120

Abb 514 Prozess-level Modell 122

Abb 515 Ergebnisse der Modellrechnungen fuumlr den Referenzfall

(CO2-Saumlttigung Sg und Massenanteil 2COwX des geloumlsten CO2) 125

Abb 516 Ergebnisse der Modellrechnungen fuumlr die Variante mit offenem

Modellrand (CO2-Saumlttigung Sg und Massenanteil von geloumlstem CO2) 128

Abb 517 Vergleich der CO2-Saumlttigung Sg und des Massenanteil an geloumlstem

CO2 fuumlr den Referenzfall und die Variante mit offenem Modellrand

(gleiche Laumlngenskala fuumlr beide Modelle) 129

Abb 518 Fluss durch den Hochpermeabilitaumltskanal Uumlberlagerung der

Varianten c1 und c2 130

Tabellenverzeichnis Tab 21 Gradientenspektren fuumlr Erdgas-Untergrundspeicher 22

Tab 31 Formen der wasserstoffbedingten Degradation 46

Tab 32 Permeabilitaumlten verschiedener Schichten 54

Tab 33 Prozesse und Parameter der CO2 Bewegung im tiefen Untergrund 60

Tab 35 Allgemeine Struktur der FEP-Datenbasis 65

Tab 36 In den verschiedenen Projekten untersuchter Speichertyp 68

Tab 37 In den verschiedenen Projekten identifiziertes Datendefizit 69

Tab 38 Untersuchte FEP 71

Tab 39 Generischer FEP-Katalog 72

Tab 41 Typpriorisierung anhand der Erfahrungen aus der Gasspeicherung 82

Tab 42 Gasspeicherpotentiale in Deutschland MAY 03 88

Tab 51 Bohrungsparameter 92

Tab 52 Randbedingungen der Eruptionsszenarien 92

Tab 53 Charakteristische Gesteinsparameter fuumlr die Modellrechnungen 99

Tab 54 Charakteristische Fluidparameter bei unterschiedlichen Tiefen 103

Tab 55 Parameter und Ergebnisse fuumlr den Referenzfall und die 2D-Varianten 109

Tab 56 Parameter und Ergebnisse fuumlr die Referenzfaumllle und die 1D-Varianten 116

Tab 57 Anfangs- und Randbedingungen fuumlr das Referenzmodell 123

Anhang A Ableitung der Werte fuumlr den spezifischen Speicher-koeffizienten

Neben dem spezifischen Speicherkoeffizienten Ss der in Verbindung mit der Konti-

nuumsgleichung eingefuumlhrt wurde (siehe Abschnitt 5222) ist in der Literatur ein

dimensionsloser Speicherkoeffizient S zu finden Beide Koeffizienten sind uumlber die

folgende Formel verknuumlpft

S Speicherkoeffizient [-]

H Aquifermaumlchtigkeit [m]

In LOH 05 wird fuumlr den spezifischen Speicherkoeffizienten Ss ein Orientierungswert

von 33 10-6 1m angegeben Es wird angenommen dass dieser Wert an der Grenze

zwischen einem zerkluumlfteten und einem intakten Gestein liegt DOM 72

Statt den Wert fuumlr den spezifischen Speicherkoeffizienten experimentell zu bestimmen

kann er auch theoretisch aus der Kompressibilitaumlt des Fluids und der Gesteinsmatrix

uumlber

( )βαρ Φ+= gS fs [A2]

ρf Fluiddichte [kgmsup3]

g Erdbeschleunigung [mssup2]

α Kompressibilitaumlt der Gesteinsmatrix [1Pa]

β Kompressibilitaumlt des Fluids [1Pa]

Φ Porositaumlt [-]

HSS s= [A1]

abgeleitet werden Die folgenden Werte fuumlr die Parameter in Gleichung A2 sind fuumlr die

in diesem Bericht dargestellten Faumllle anwendbar

bull Dichte ρ = 1100 kgmsup3

bull Porositaumlt Φ = 02

bull Kompressibilitaumlt des Fluids β = 5middot10-10 1Pa

bull Erdbeschleunigung g = 981 mssup2

In Tab A1 sind einige Werte fuumlr den Speicherkoeffizienten S den spezifischen

Speicherkoeffizienten Ss und die Kompressibilitaumlt α des Sandsteins aus der Literatur

zusammengestellt

Tab A1 Daten aus der Literatur zum spezifischen Speicherkoeffizienten

Speicherkoeffizient S [-]

spezifischer Speicherkoeffizient Ss [1m]

Ss aus Kompressibilitaumlt a [1m]

10-4 5 10-7 SCH 99 51 10-5 bis 51 10-3 25 10-7 bis 25 10-5 RIC 89 5 10-5 bis 5 10-3 25 10-7 bis 25 10-5 HOumlL 84

LOH 05

19 10-4 bis 46 10-4 1 10-6 bis 23 10-6 DUN 05 33 10-6 to 69 10-5

(gekluumlftet)

lt 33 10-6 (intakt)

DOM 72

a=10-9 1Pa rarr Ss =12 10-5

KOH 92

3 10-7 bis 3 10-5 DAW 92

a =14 hellip 25 1011

Ss =12 13 10-6

TRA 05

33 10-6 LOH 05 a =0 rarr Ss =108 10-6

Auf Basis all dieser Informationen wird ein durchschnittlicher Wert von 5middot10-6 1m fuumlr den

spezifischen Speicherkoeffizienten einer Sandsteinformation in einer Tiefe zwischen

1500 m und 1700 m festgelegt

Anhang B Spezifische FEP-Beschreibungen

Nachfolgend sind spezifische FEP-Beschreibungen die die verschiedenen Verbund-

vorhaben bei der Beantwortung des Fragebogens geliefert haben dokumentiert Da der

Fragebogen englisch war sind auch die Antworten in englischer Sprache Auf eine

Uumlbersetzung wurde hier verzichtet um die Inhalte nicht zu veraumlndern

B1 Projekt CO2Trap

B11 FEP 3211 ndash Sorption and desorption of CO2

B12 FEP 3213 ndash Mineral phase

FEP name Sorption and desorption of CO2 FEP number 3211 description of FEP sorption behaviour of coal (and other Microporous materials)

offers a large (and safe) storage option relevance to performance and safety

Since sorption processes are rather low performance is not ideal however compared to other storage options sorption of gases to Microporous materials offers a relatively safe option

time constraints Before and during storage operation sorption processes may change during continuous injection

interaction with other FEPs

Interaction with permeability decreases due to coal swelling

important references Siemons N Busch A (2007) Measurement and interpretation of supercritical CO2 adsorption on various coals International Journal of Coal Geology 69 229 - 242 Busch A Gensterblum Y Krooss BM (2007) High-pressure sorption of nitrogen carbon dioxide and their mixtures on Argonne Premium Coals Energy and Fuels 21 1640 - 1645

reports This FEP will be discussed in detail in the final report of the Geotechnologien Program

FEP name Mineral phase FEP number 3213 description of FEP Mineral trapping of dissolved CO2 via transformation of

anhydrite into calcite relevance to performance and safety

Important process regarding storage safety dependent on the availability of anhydrite in the reservoir

time constraints Predominantly during but also after storage operation interaction with other Interaction with FEPs related to geochemical processes in the

B13 FEP 418 ndash Lithology

B14 FEP 4111 ndash Faults and Fractures

FEP name Faults and fractures FEP number 4111 description of FEP Creation of fractures during active mining is a major concern

for subsequent CO2 injection in abandoned coal mines relevance to performance and safety

Fractures and faults reduce the safety of CO2 operations in abandoned coal mines significantly

time constraints during entire storage operation interaction with other FEPs

important references - reports This FEP will be discussed in detail in the final report of the

Geotechnologien Program

FEPs reservoir changes in petrophysical properties of the reservoir e g permeability and porosity

important references Kuumlhn M Clauser C (2006) Mineralische Bindung von CO2 bei der Speicherung im Untergrund in geothermischen Reservoiren Chemie Ingenieur Technik 78(4) 425 - 434 doi 101002cite200600019

reports Several intermediate reports and the final report of the CO2TRAP project

FEP name Lithology FEP number 418 description of FEP Lithology of the reservoir rock availability of reactive mineral

phases (anhydrite) as a source for Ca-ions which react with CO2 to calcite

relevance to performance and safety

time constraints Predominantly during but also after storage operation interaction with other FEPs

Interaction with FEPs related to the characterisation of the reservoir rock changes in petrophysical properties of the reservoir e g mineralogical composition eg 413 reservoir type 418 lithology

B15 FEP 4116 ndash Petrophysical properties

FEP name Petrophysical properties FEP number 4116 description of FEP permeability and porosity of formation damage zone in

abandoned coal for estimating injectivityaccessibility and CO2 storage potentials

not relevant for safety but for calculation of storage potential

time constraints before injection pilot in order to estimate economical aspects and storage quantities

important references reports This will be reported as mainly unknown since no ldquohardrdquo data

available

B16 FEP 43 ndash Geochemistry

FEP name Geochemistry FEP number 43 description of FEP Laboratory study of natural anhydrite (CaSO4) dissolution

kinetics regarding to mineralogical conversion of CO2 into calcite (CaCO3) in saline aquifers of geothermal reservoirs The idea includes the combination of CO2 sequestration with geothermal heat production by pumping CO2 into the geothermal water

relevance to Dissolution kinetics of anhydrite is relevant for estimation of

FEP name Petrophysical properties FEP number 4116 description of FEP Governs the hydraulic parameters of the reservoir and thus

also the spatio-temporal development of reaction fronts etc relevance to performance and safety

time constraints During and after storage operation interaction with other FEPs

interaction with FEPs related to the characterisation of the reservoir rock eg 413 reservoir type 418 lithology

performance and safety

storage potential Mineralogical conversion of CO2 into CaCO3 is very safe compared to sequestration of gaseous CO2 because especially in long term CaCO3 is harmless to the environment and no leakage problems exist

time constraints The study of dissolution kinetic will be finished in 2008 interaction with other FEPs

important references Dissolution studies of synthetic anhydrite in saline solutions Blount C and Dickson F (1969) The solubility of anhydrite (CaSO4) in NaClmiddotH2O from 100 to 450 degC and 1 to 1000 bars In Geochimica et Cosmochimica Acta 33 227-245 Newton R and Manning C (2005) Solubility of anhydrite CaSO4 on NaClmiddotH2O solutions at high pressures and temperatures Application to fluid-rock interaction In Journal of Petroleum 46 710 - 716 Power W Fabuss B and Satterfield C (1964) Transient solubilities in the calcium sulphate-water system In Journal of Chemical amp Engineering Data 9 437 - 442 Power W Fabuss B and Satterfield C (1966) Transient solute concentrations and phase changes of calcium sulphate in aqueous sodium chloride In Journal of Chemical amp Engineering Data 11 149 - 154 Dissolution of anhydrite in high undersaturated solutions Barton A and Wilde N (1971) Dissolution rates of polycrystalline samples of gypsum and orthorhombic forms of calcium sulphate by a rotating disc method In Transactions of the Faraday Society 67 3590 - 3597 Kontrec J Kralj D and Brecevic L (2002) Transformation of anhydrous calcium sulphate into calcium sulphate dehydrates in aqueous solutions In Journal of Crystal Growth 240 203 - 211

reports Stanjek H Vosbeck K Waschbuumlsch M and Kuumlhn M (2008) Anhydrite dissolution kinetics In preparation

B2 CDEAL

B21 FEP 138 ndash Water management

FEP name Water management FEP number 138 description of FEP high (acid) groundwater flow possible dissolution of calcite

possible re-acidification of the former acid mine lake relevance to performance and safety

time constraints 1 - 20 yr

important references reports

B22 FEP 211 ndash Storage concept

FEP name Storage concept FEP number 211 description of FEP Storage concept = storage of CO2 in form of minerals

mineral trapping carbonate precipitation relevance to performance and safety

time constraints interaction with other FEPs

important references reports final report CDEAL (072008)

B23 FEP 212 ndash CO2 quantities injection rate

FEP name CO2 quantities injection rate FEP number 212 description of FEP amount of trapped CO2 depending on existing ash body

chemical characteristic of the ash body (cation release) carbonate precipitation depending on pH-value in pore water lt-gt depending on injection rate duration and CO2 partial pressure

B24 FEP 213 ndash CO2 composition

FEP name CO2 composition FEP number 213 description of FEP CO2 composition ~ partial pressure of CO2 relevance to performance and safety

212 (before and during injection)

important references reports Milestone report CDEAL

final report CDEAL (072008)

B25 FEP 217 ndash Pre-closure monitoring of storage

FEP name Pre-closure monitoring of storage FEP number 217 description of FEP Monitoring of possible outgassing of CO2 through the ash

body surface (eg outgassing near the mantle of the injection lance aerial outgassing)

time constraints during and after injection (weeks) interaction with other FEPs

Please indicate the time frame in which this FEP has to be considered

B26 FEP 219 ndash Accidents and unplanned events

FEP name Accidents and unplanned events FEP number 219 description of FEP Fracturing of the ash body and following outgassing relevance to performance and safety

B27 FEP 222 ndash Post-closure monitoring of storage

FEP name Post-closure monitoring of storage FEP number 222 description of FEP Monitoring drillings for investigation of the carbonate

precipitation within the framework of the pilot experiment relevance to performance and safety

time constraints

B28 FEP 313 ndash CO2 solubility and aqueous speciation

FEP name CO2 solubility and aqueous speciation FEP number 313 description of FEP CO2 solubility in pore water and lake water ndash pH

temperature dependencies in natural systems relevance to performance and safety

B29 FEP 329 ndash Water chemistry

FEP name Water chemistry FEP number 329 description of FEP Influence of CO2 on water chemistry of the lake water

above the ash body carbonate precipitation within the ash body and diffusing CO2- and HCO3- species influence the water chemistry - formation of a buffering system ndash pH value becomes constant protection against new acid groundwater and a further pH decrease

time constraints Months - years interaction with other FEPs

B210 FEP 3212 ndash Heavy metal release

FEP name Heavy metal release FEP number 3212 description of FEP Heavy metal release through turbulence and CO2-injection relevance to performance and safety

time constraints minute - months interaction with other FEPs

important references reports Milestone-report CDEAL

FEP name Mineral phase FEP number 3213 description of FEP Calcite dolomite precipitation relevance to performance and safety

B212 FEP 331 ndash Advection of free CO2

FEP name Advection of free CO2 FEP number 331 description of FEP Possible if not all CO2 is stored as carbonate or HCO3-

degassing of free CO2 relevance to performance and safety

time constraints Minutes - years interaction with other FEPs

B213 FEP 335 ndash Water mediated transport

FEP name Water mediated transport FEP number 335 description of FEP Dissolved CO2 in pore water relevance to performance and safety

B214 FEP 4110 ndash Heterogeneities

FEP name Heterogeneities FEP number 4110 description of FEP Heterogeneities of the ash body concerning permeability

Ca- Mg-content pH-value of the pore water relevance to performance and safety

B215 FEP 722 ndash Impacts on soils and sediments

FEP name Impacts on soils and sediments FEP number 722 description of FEP Changes in mineral composition of the sediments

carbonation relevance to performance and safety

B216 FEP 723 ndash Release to the atmosphere

FEP name Release to the atmosphere FEP number 723 description of FEP Possible if degassing out of the surface of the ash body and

degassing through the water layer relevance to performance and safety

time constraints interaction with other

FEPs important references reports

B217 FEP 726 ndash Modified geochemistry

FEP name Modified geochemistry FEP number 726 description of FEP See 723 relevance to performance and safety

B218 FEP 734 ndash Ecological effects

FEP name Ecological effects FEP number 734 description of FEP Buffering system in lake water neutral pH-value

development of new ecosystem relevance to performance and safety

B3 RECOBIO

B31 FEPs 3213 ndash Mineral phase and 43 geochemistry

FEP name ldquomineral phaserdquo and ldquogeochemistryrdquo ndash this FEPs can not be split - I donrsquot understand the concept of differences between this two FEPs

FEP number 3213 and 43 description of FEP Investigation of reactive mineral phases procedure for

specific sequential extraction Investigation of H2-insitu supply on silicate mineral surfaces

relevance to a) Understanding of reactive mineral phases is important for

performance and safety the behaviour of the reactive fluid front also important for carbonate formation b) important for all microbial and so biogeochemical interactions

time constraints Middle to long term interaction with other FEPs

Different FEP in 32 (eg 329 10 1112171819) and 33

important references Graupner T Kassahun A Rammlmair D et al [2007] Formation of sequences of cemented layers and hardpans within sulfide-bearing mine tailings (mine district Freiberg Germany) APPLIED GEOCHEMISTRY Vol 22 Pages 2486 - 2508 part of that is the sequential extraction procedure KASSAHUN A HOFFMANN M amp HOTH N [2007a]ldquo Abiotic H2 generation supporting microbial CO2 transformation in geological storage unitsrdquo Geophysical Research Abstracts 9 11531 Kassahun A Hoffmann M Hoth N [2007b] Hydrogen generation at clay minerals of sandstone cements GEOCHIMICA ET COSMOCHIMICA ACTA Volume 71 Pages A468 - A468

reports There will be detailed results in the final RECOBIO report especially in the part of DGFZ - also journal papers are in preparation

B32 FEPs 3217 ndash Biogeochemistry 3218 ndash Microbial processes and

3219 ndash Biomass uptake of CO2

FEP name ldquobiogeochemistryrdquo ldquomicrobial processesrdquo and ldquobiomass uptake of CO2rdquondash this FEPs are strongly linked

FEP number 3217 18 19 description of FEP Investigation of CO2 induced changes of the microbial

biocenosis of the storage site reservoirs and the linked resulting biogeochemical processes

important for biogeochemical transformation uptake of CO2 and pressure regime of the reservoir

Different FEP in 32 (eg 329 10 111213) and 33 and 43

important references HOTH N SCHLOumlMANN M KASSAHUN A GLOMBITZA F amp HAumlFNER F [2005] bdquoRecycling of sequestrated CO2 by microbial-biogeochemical transformation in the deep subsurfaceldquo Geotechnologien Science Report 6 14 - 27 HOTH N KASSAHUN A EHINGER S MUSCHALLE T SEIFERT J amp SCHLOumlMANN M [2007] bdquoThe impact of sequestrated CO2 on the deep microbial biocenosis of two German oil and gas reservoirsrdquo Geotechnologien Science Report 9 89 - 98

HOTH N EHINGER S MUSCHALLE T SEIFERT J FREESE C amp SCHLOumlMANN M [2007] bdquoA long-term trans-formation of sequestrated CO2 by deep microbial biocenosisrdquo Geophysical Research Abstracts 9 10805

reports Their will be detailed results in the final RECOBIO report especially in the part of TUBAF - also journal papers are in preparation

B4 CSEGR

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B5 CO2CRS

B51 FEP 203 ndash Site assessment data generation and evaluation

FEP name Site assessment data generation and evaluation FEP number 203 [ see 51 f) ] description of FEP Many problems of CO2 subsurface storage are avoided by a

proper initial site assessment that leads to the acceptance or rejection of certain proposed sites respectively This site assessment will normally require additional data that has to be measured and evaluated

time constraints The time frame comprises the site selection phase which normally should be in the order of a decade before the development of the subsurface storage

Increasing the initial knowledge of the subsurface reservoir and ensuring the absence of certain risks by a proper initial site assessment will improve predictions for most other FEPs of category 4

important references See below (FEP 4111 Faults and fractures) reports CO2CRS final report

The project CO2CRS as summarized in the final report provides a methodology for improving the reservoir description from seismic data that is suited for initial storage site assessment

FEP name Pre-closure monitoring of storage FEP number 217 description of FEP Monitoring of the CO2 migration in the subsurface during

injection including the detection of early leakage relevance to performance and safety

time constraints The time frame extends during storage with permanent measurements or regular measurements with repetition intervals up to one or more years

This FEP will interact with other FEPs of the pre-closure storage phase of class 21

important references Arts R Chadwick Eiken Thibeau Nooner 2008 Ten years experience of monitoring CO2 injection in the Utsira Sand at Sleibner offshore Norway First Break 26(1) 65 - 72

reports CO2CRS final report The project CO2CRS as summarized in the final report provides a methodology for improving the reservoir description from seismic data that is suited for pre-closure monitoring of subsurface CO2 storage

FEP name Post-closure monitoring of storage FEP number 222 description of FEP Monitoring of the CO2 migration in the subsurface after

injection including the detection of gradual leakage relevance to performance and safety

time constraints The time frame starts after storage with permanent measurements or regular measurements with repetition intervals up to decades

This FEP will interact with other FEPs of the post-closure storage phase of class 22

reports CO2CRS final report The project CO2CRS as summarized in the final report provides a methodology for improving the reservoir description from seismic data that is suited for post-closure monitoring of subsurface CO2 storage

B54 FEP 324 ndash Displacement of saline formation fluids

FEP name Displacement of saline formation fluids FEP number 324 description of FEP Displacement of saline formation fluids is understood here as

replacement by CO2 relevance to performance and safety

time constraints The change in physical properties of the storage formation after fluid replacement by CO2 must be monitored throughout the pre- and post-closure phases of subsurface storage

Different physical properties of CO2 and the replaced saline formation fluids allows to detect the CO2 migration by direct or indirect measurements and thus influences the monitoring FEBs 217 and 222

important references Pruessmann Coman Endres Trappe 2004 Improved imaging and AVO analysis of a shallow gas reservoir by CRS Leading Edge 23 p 915 - 918

reports CO2CRS final report The project CO2CRS as summarized in the final report provides the 3D CRS AVO methodology for detecting and monitoring CO2 in the subsurface

B55 FEP 414 ndash Reservoir geometry

FEP name Reservoir geometry FEP number 414 description of FEP The reservoir geometry is an important constraint for the

reservoir capacity and for the injection strategy relevance to performance and safety

time constraints The reservoir geometry has to be considered during the storage site assessment in order to determine whether the capacity is sufficient for economic use and during CO2 injection

The reservoir geometry has an effect on most other FEBs of the storage site assessments in class 20 [see 51 f)] and of the pre-closure incjection phase in class 21

important references Juhlin Giese Zinck-Joslashrgensen Cosma Kazemeini Juhojuntti Luumlth Norden Foumlrster 2007 3D baseline seismics at Ketzin Germany the CO2SINK project Geophysics Vol 72 No5 p B121 - B132

reports CO2CRS final report The project CO2CRS as summarized in the final report provides a methodology for improved imaging of the reservoir in time and depth and thus for improved resolution of the reservoir geometry

B56 FEP 4111 ndash Faults and fractures

FEP name Faults and fractures FEP number 4111 description of FEP Faults and fractures are important for the reservoir seal

efficiency and thus for the reservoirs suitability for subsurface storage It may also influence the storage capacity (permeability and porosity) of the reservoir

time constraints Faults and fractures have to be considered during the storage site assessment in order to determine whether the seal is effective and in the monitoring of possible leakage zones during and after CO2 injection

Faults and fractures have an effect on most other FEBs of the storage site assessment phase in class 20 [ see 51 f) ] and of the pre- and post-closure phases in classes 21 and 22

important references Endres Lohr Trappe Samiee Thierer Krawczyk Tanner Oncken Kukla 2008 Quantitative fracture prediction from seismic data Petroleum Geoscience Paper accepted for publication Trappe Coman Gierse Robinson Owens Moslashller Nielsen 2005 Combining CRS technology and sparse 3D seismic surveys - a new approach to acquisition design 67th EAGE Conference expanded abstracts Madrid

reports CO2CRS final report The project CO2CRS as summarized in the final report provides a methodology for improved imaging of the reservoir in time and depth and thus for improved resolution of faults

B6 CHEMKIN

(not answered)

B7 BENCHMARKS

B71 FEP 52 ndash Borehole seals and abandonment

FEP name Borehole seals and abandonment FEP number 52 description of FEP leakage through an abandoned well plume evolution and

migration through the well into above-lying formations relevance to performance and safety

high relevance for safety

time constraints As long as mobile CO2 phase is present probably several decades after stop of injection

Mainly dependent on the rates of processes that lead to trapping by solubility and mineralization (FEPs 31 32 42 43)

important references Ebigbo A H Class and R Helmig CO2 Leakage through an Abandoned Well Problem-Oriented Benchmarks Computational Geosciences 11(2)103-115 2007 Nordbotten J M Celia S Bachu and H Dahle Semi-Analytical Solution for CO2 Leakage through an Abandoned Well Environmental Science and Technology 39(2)602 - 611 2005

reports see reference above

B72 FEP 31 ndash CO2 properties and 33 ndash CO2 transport (in the reservoir)

FEP name CO2 properties and CO2 transport (in the reservoir) FEP number 31 33 description of FEP CO2 plume evolution in a saline reservoir with finite

dimensions until reaching a spill point and initiating CO2 release Concurrent consideration of multiphase flow processes (advection of free CO2 and buoyancy-driven) and CO2 dissolution in formation waters

relevance for issues of storage capacity and safety

time constraints same as above probably several decades after stop of injection

same as above mainly dependent on the rates of processes that lead to trapping by solubility and mineralization (FEPs 31 32 42 43)

important references reports It is planned to publish the results of a code intercomparison

study in a peer-reviewed journal in the second half of 2008

Schwertnergasse 150667 KoumllnTelefon +49 221 2068-0 Telefax +49 221 2068-888

Forschungsinstitute85748 Garching bMuumlnchenTelefon +49 89 32004-0Telefax +49 89 32004-300

Kurfuumlrstendamm 20010719 Berlin Telefon +49 30 88589-0Telefax +49 30 88589-111

Theodor-Heuss-Straszlige 438122 BraunschweigTelefon +49 531 8012-0 Telefax +49 531 8012-200

wwwgrsde

Gesellschaft fuumlr Anlagen- und Reaktorsicherheit(GRS) mbH

ISBN 978-3-939355-25-0

Einleitung

Motivation und Zielsetzung

Bedeutung einer Langzeitsicherheitsbewertung

Betriebliche Erfahrungen und Randbedingungen

Beschreibung geeigneter CO2-Speicherfaumllle

Speicherung in Kohlefloumlzen ndash Das Projekt RECOPOL

Allgemeine Informationen

Speichereigenschaften

Anlagentechnik

Betriebserfahrungen

Speicherung in Kohlefloumlzen ndash Allison Unit



Anlagentechnik

Betriebserfahrungen

Speicherung in Offshore-Aquiferen ndash Sleipner-Gasfeld



Anlagentechnik

Betriebserfahrungen

Speicherung in Gasfeldern - On-shore Gasfeld In Salah



Anlagentechnik

Betriebserfahrungen

CO2-Speicherprojekte in Deutschland

Erfordernisse beim Betrieb einer Untergrundspeicheranlage

Druckgrenzen bei der Injektion

Maximaler Injektionsdruck

Fracdruck Speicher-Deckschicht

Hydrostatischer Uumlberdruck der Strukturamplitude

Optimale Bohrungsanordnung

CO2-Wasser-Verdraumlngung in Aquifer-UGS

OumllGasflutung in Lagerstaumltten

Horizontalbohrungen

Monitoring der Speicherdichtheit

Beobachtungsbohrungen

Seismik

Reservoirsimulation

0D-Materialbilanz

2D3D-Reservoirmodelle

Kopfdruckmessungen an Bohrungen

Geophysikalische Logs in Bohrungen

Geochemische Bodenluft-Analysen

Monitoring in der Nachbetriebsphase

Relevante Einzelprozesse

Vorgehensweise

Korrosionsprozesse

Betriebsphase

Endverwahrung einer Bohrung

Korrosion des Zementsteins durch CO2

Endverschluss einer CO2-Bohrung

Permeabilitaumltsverhaumlltnisse

Diffusionsverhaumlltnisse

Thermodynamische Zustandsgleichungen

FEP-Zusammenstellung

Menschliche Handlungen

Vorgehensweise

Auswertung der Befragungsergebnisse


Fehlende Daten


Untersuchte FEP

Szenarien fuumlr die CO2-Untergrundspeicherung in Aquiferen und Kohlefloumlzen

Allgemeines

Methodische Aspekte der Szenarienanalyse

Prinzipielle Wegsamkeiten fuumlr den CO2-Transport

Areale Migration durch die Deckschicht

Lineare Migration durch eine tektonische Stoumlrung

Punktuelle Migration laumlngs einer Bohrung

Laterale Migration in der Speicherschicht

Erfahrungen aus der Erdgasspeicherung

Versagensszenarien in der Betriebsphase

Szenarien fuumlr die CO2-Untergrundspeicherung in einem Aquifer

Beschreibung des Referenzszenario

Szenarien mit gestoumlrten Entwicklungen

Szenarien fuumlr nicht-abbaubare Kohlefloumlze

Bewertung von CO2-Migrationsvorgaumlngen

Bewertung der Stoumlrfallszenarien fuumlr die Betriebsphase

CO2-Eruption aus Gasbohrung

Simulationsergebnisse der Eruptionsszenarien

Bewertung der Eruptionsszenarien

CO2-Ausbruch aus Erdboden

Szenarien fuumlr die Nachbetriebsphase bei einem Aquifer-Speicher

Modell der generischen Speichersituation

Geologisches Umfeld

Temperatur

Fluidparameter

CO2-Injektion

Kurzzeitige Auswirkungen der CO2-Einleitung

Allgemeine Betrachtungen

Mathematisches Modell


Ergebnisse zum Referenzfall

Ergebnisse der Rechnungen zu 2D-Varianten

Ergebnisse fuumlr 1D-Varianten

Zusammenfassung der kurzzeitigen Effekte

Allgemeine Befunde

Referenzfaumllle




Langzeitauswirkungen der CO2-Einleitung

Ergebnisse der numerischen Modellrechnungen

Referenzfall



Zusammenfassung der Langzeiteffekte

Schlussfolgerungen

Weiterer Forschungsbedarf

Normale und gestoumlrte Entwicklung

Zweiphasenflusseigenschaften

Dichtestroumlmung


Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Anhang A Ableitung der Werte fuumlr den spezifischen Speicherkoeffizienten


Projekt CO2Trap

CDEAL

RECOBIO

CSEGR

CO2CRS

CHEMKIN

BENCHMARKS

Langzeitsicherheitliche Bewertung der CO2-Untergrundspeicherung

Projekt CO2-UGS-Risk

Abschlussbericht

Joumlrg MoumlnigKlaus-Peter Kroumlhn

Juni 2009

Anmerkung

Dieser Bericht wurde im Rahmen des Vertrages No 03 G 0622 B mit dem Bundesministerium fuumlr Bildung und Forschung (BMBF) erstellt

Die Arbeiten wurden von der Ge-sellschaft fuumlr Anlagen- und Reak-torsicherheit (GRS) mbH durch-gefuumlhrt

Die Verantwortung fuumlr den Inhalt dieser Veroumlffentlichung liegt allei-ne bei den Autoren

GRS - 250 ISBN 978-3-939355-25-0

Gesellschaft fuumlr Anlagen- und Reaktorsicherheit (GRS) mbH

Zusammenfassung

Abstract

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 1

41 Allgemeines 77

B2 CDEAL 156

B3 RECOBIO 162

B4 CSEGR 164

B5 CO2CRS 164

B6 CHEMKIN 167

B7 BENCHMARKS 168

1 Einleitung

anwendbar ist

bestimmt werden

2113 Anlagentechnik

Abb 22 dargestellt

Komponenten

bull Wasserpumpe

bull Wassertank

bull Abscheider

bull Fackel

dargestellt

2123 Anlagentechnik

bull Vorwaumlrmer

bull Druckregler

bull SCADA-System

bull Sondenkopf

Bohrplattform

2133 Anlagentechnik

migriert

2143 Anlagentechnik

heitsstudien

Aquifer

015 barm

013 barm

Untergrundspeichern

erhoumlht

Kostenposition)

(Abb 217)

Permeabilitaumlten

dargestellt wird

schicht

2242 Seismik

werden

korrodiert ist

31 Vorgehensweise

kommen

sehen werden

gestellt wurden

321 Betriebsphase

Kohlensaumlure

gebunden

Kondensat)

Werkstoffversagen

gefunden werden

Angriffsstellen

werden

kommen AND 06

Deckgebirgeldquo)

Bewertung

lt 10-21 lt 10-6 10-20 - 10-21 10-5 - 10-6 10-17 - 10-18 10-2 - 10-3 10-16 - 10-17 10-1 - 10-2 10-16 10-1

10-14 - 10-12 10 - 1000 10-13 - 10-11 100 - 10000

k = 8sdot10-3 mD)

ansatz entnommen

koumlnnte

werden

gelegt

Stroumlmung

Advektion

Transport Diffusion

OHm2 lt 60

COOHm lt 10

jedoch noch aus

der Klaumlrung

schaulicht

Handlungen

6 ndash Umwelt

Handlungen

Menschen

362 Vorgehensweise

NOLOGIEN

heterogen aus

Fehlende Daten

Diese betrafen

Untersuchte FEP

BENCH-MARKS

1 EXTERNE FAKTOREN

111 112 113 114 115 116 117

121 122 123 124 125 126 127 128

131 132 133 134 135 136 137 138 139 1310

2 CO2-Speicherung

21 Betriebsphase

211 212 213

221 222 223 224 225

311 312 313

321 322 323 324 325 326 327 328 329 3210 3211 3212 3213 3214 3215 3216 3217 3218

331 332 333 334 335 336 337

4 GEOSPHAumlRE

41 Geologie

411 412 413 414 415 416 417 418 419 4110 4111 4112 4113 4114 4115 4116

42 Fluide

421 422 423

44 Ressourcen

5 BOHRLOumlCHER

511 512 513

521 522 523 524 525

611 612 613 614 615 616 617 618

62 Marines Umfeld

621 622 623 624 625

631 632 633 634 635 636

7 EINWIRKUNGEN

71 Systemverhalten

721 722 723

731 732 733 734 735

741 742 743 744

41 Allgemeines

oben sein koumlnnte

werden

(Abb 44)

auftreten wenn

Interesse ist

CO2-Fluszlig kommt

Zement

aus dem Aquifer

gehoben

KRE 05

Parameter Wert

Tiefe 1000 m

Tubing-Eruption

Casing-Eruption

Bohrkeller-Leckage

ISK = 100 m

ASK = 200 m

erfordern

gewaumlhlt

Brooks-Corey

22104 055

3106 055

2600 27 750

Stoumlrungen

5212 Temperatur

5213 Fluidparameter

benoumltigt werden

abgeleitet

auszugehen

erhalten

auszugehen ist

(CO2) 00016 00017 00017 (H2O)

0630 0632 0634 00686 00690 00693

5214 CO2-Injektion

Kubikmetern

partpart

t Zeit [s]

ss Sqh

partpart

partpartρ

ρ Dichte [kgmsup3]

v Temperatur [K]

homogenen Aquifer

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

2D -model

100 101 102 103 104 1050

31 h24 h30 d1 a10 a40 a

Reffall Varianten

1a 1b 2 3 4a 4b

15 015 0015

0466 0047

Aquiferdicke [m]

200 100 40

30 27 240 030 33 60 15

75 51 23 2 236 102 136

100 101 102 103 104 10510-1

Referenzfall zu

0 50000 100000 1500000

2D 1D 5a 5b

Aquiferdicke [m]

30 301 307 85

75 160 - -

- - 094 807

Allgemeine Befunde

bull Dicke

bull Injektionsrate

bull Dauer

zunehmen

Referenzfaumllle

11 12 13

14 15 16

17 18 19

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

Referenzfall

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 3000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 4000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

x= 3000 m

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Referenzfall

0020002000022E-052E-062E-072E-082E-09

und c2

12 37 years

Injektionsperiode

Dreiphasenfluss

befindet

o Dispersion

o Diffusion

darzustellen

271 2002

Programme 10012006

Science 1(1) S 27-40 1997

Maumlrz 1988

Michigan 1991

Chem Geol 4 pp 361-370 1969

16 Juni 2005

Sugar Land TX 1990

York 1989

Geologie 45 (1999) 1 1999

k=8sdot10-3 mD) 56

wie in Abb 37 62

Variante 1 110

Variante 2 111

Variante 3 112

Variante 4 112

Variante 5 115

Jahren Betrieb 120

uumlber

Φ Porositaumlt [-]

HSS s= [A1]

zusammengestellt

LOH 05

19 10-4 bis 46 10-4 1 10-6 bis 23 10-6 DUN 05 33 10-6 to 69 10-5

(gekluumlftet)

lt 33 10-6 (intakt)

DOM 72

a=10-9 1Pa rarr Ss =12 10-5

KOH 92

3 10-7 bis 3 10-5 DAW 92

a =14 hellip 25 1011

Ss =12 13 10-6

TRA 05

33 10-6 LOH 05 a =0 rarr Ss =108 10-6

B1 Projekt CO2Trap

available

B2 CDEAL

time constraints

B3 RECOBIO

B4 CSEGR

B5 CO2CRS

B6 CHEMKIN

(not answered)

B7 BENCHMARKS

wwwgrsde

ISBN 978-3-939355-25-0

Einleitung








Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen










Horizontalbohrungen



Seismik

Reservoirsimulation

0D-Materialbilanz







Vorgehensweise

Korrosionsprozesse

Betriebsphase









Vorgehensweise



Fehlende Daten


Untersuchte FEP


Allgemeines





















Geologisches Umfeld

Temperatur

Fluidparameter

CO2-Injektion









Allgemeine Befunde

Referenzfaumllle






Referenzfall




Schlussfolgerungen




Dichtestroumlmung



Tabellenverzeichnis



Projekt CO2Trap

CDEAL

RECOBIO

CSEGR

CO2CRS

CHEMKIN

BENCHMARKS

Zusammenfassung

Abstract

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 1

41 Allgemeines 77

B2 CDEAL 156

B3 RECOBIO 162

B4 CSEGR 164

B5 CO2CRS 164

B6 CHEMKIN 167

B7 BENCHMARKS 168

1 Einleitung

anwendbar ist

bestimmt werden

2113 Anlagentechnik

Abb 22 dargestellt

Komponenten

bull Wasserpumpe

bull Wassertank

bull Abscheider

bull Fackel

dargestellt

2123 Anlagentechnik

bull Vorwaumlrmer

bull Druckregler

bull SCADA-System

bull Sondenkopf

Bohrplattform

2133 Anlagentechnik

migriert

2143 Anlagentechnik

heitsstudien

Aquifer

015 barm

013 barm

Untergrundspeichern

erhoumlht

Kostenposition)

(Abb 217)

Permeabilitaumlten

dargestellt wird

schicht

2242 Seismik

werden

korrodiert ist

31 Vorgehensweise

kommen

sehen werden

gestellt wurden

321 Betriebsphase

Kohlensaumlure

gebunden

Kondensat)

Werkstoffversagen

gefunden werden

Angriffsstellen

werden

kommen AND 06

Deckgebirgeldquo)

Bewertung

lt 10-21 lt 10-6 10-20 - 10-21 10-5 - 10-6 10-17 - 10-18 10-2 - 10-3 10-16 - 10-17 10-1 - 10-2 10-16 10-1

10-14 - 10-12 10 - 1000 10-13 - 10-11 100 - 10000

k = 8sdot10-3 mD)

ansatz entnommen

koumlnnte

werden

gelegt

Stroumlmung

Advektion

Transport Diffusion

OHm2 lt 60

COOHm lt 10

jedoch noch aus

der Klaumlrung

schaulicht

Handlungen

6 ndash Umwelt

Handlungen

Menschen

362 Vorgehensweise

NOLOGIEN

heterogen aus

Fehlende Daten

Diese betrafen

Untersuchte FEP

BENCH-MARKS

1 EXTERNE FAKTOREN

111 112 113 114 115 116 117

121 122 123 124 125 126 127 128

131 132 133 134 135 136 137 138 139 1310

2 CO2-Speicherung

21 Betriebsphase

211 212 213

221 222 223 224 225

311 312 313

321 322 323 324 325 326 327 328 329 3210 3211 3212 3213 3214 3215 3216 3217 3218

331 332 333 334 335 336 337

4 GEOSPHAumlRE

41 Geologie

411 412 413 414 415 416 417 418 419 4110 4111 4112 4113 4114 4115 4116

42 Fluide

421 422 423

44 Ressourcen

5 BOHRLOumlCHER

511 512 513

521 522 523 524 525

611 612 613 614 615 616 617 618

62 Marines Umfeld

621 622 623 624 625

631 632 633 634 635 636

7 EINWIRKUNGEN

71 Systemverhalten

721 722 723

731 732 733 734 735

741 742 743 744

41 Allgemeines

oben sein koumlnnte

werden

(Abb 44)

auftreten wenn

Interesse ist

CO2-Fluszlig kommt

Zement

aus dem Aquifer

gehoben

KRE 05

Parameter Wert

Tiefe 1000 m

Tubing-Eruption

Casing-Eruption

Bohrkeller-Leckage

ISK = 100 m

ASK = 200 m

erfordern

gewaumlhlt

Brooks-Corey

22104 055

3106 055

2600 27 750

Stoumlrungen

5212 Temperatur

5213 Fluidparameter

benoumltigt werden

abgeleitet

auszugehen

erhalten

auszugehen ist

(CO2) 00016 00017 00017 (H2O)

0630 0632 0634 00686 00690 00693

5214 CO2-Injektion

Kubikmetern

partpart

t Zeit [s]

ss Sqh

partpart

partpartρ

ρ Dichte [kgmsup3]

v Temperatur [K]

homogenen Aquifer

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

2D -model

100 101 102 103 104 1050

31 h24 h30 d1 a10 a40 a

Reffall Varianten

1a 1b 2 3 4a 4b

15 015 0015

0466 0047

Aquiferdicke [m]

200 100 40

30 27 240 030 33 60 15

75 51 23 2 236 102 136

100 101 102 103 104 10510-1

Referenzfall zu

0 50000 100000 1500000

2D 1D 5a 5b

Aquiferdicke [m]

30 301 307 85

75 160 - -

- - 094 807

Allgemeine Befunde

bull Dicke

bull Injektionsrate

bull Dauer

zunehmen

Referenzfaumllle

11 12 13

14 15 16

17 18 19

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

Referenzfall

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 3000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 4000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

x= 3000 m

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Referenzfall

0020002000022E-052E-062E-072E-082E-09

und c2

12 37 years

Injektionsperiode

Dreiphasenfluss

befindet

o Dispersion

o Diffusion

darzustellen

271 2002

Programme 10012006

Science 1(1) S 27-40 1997

Maumlrz 1988

Michigan 1991

Chem Geol 4 pp 361-370 1969

16 Juni 2005

Sugar Land TX 1990

York 1989

Geologie 45 (1999) 1 1999

k=8sdot10-3 mD) 56

wie in Abb 37 62

Variante 1 110

Variante 2 111

Variante 3 112

Variante 4 112

Variante 5 115

Jahren Betrieb 120

uumlber

Φ Porositaumlt [-]

HSS s= [A1]

zusammengestellt

LOH 05

19 10-4 bis 46 10-4 1 10-6 bis 23 10-6 DUN 05 33 10-6 to 69 10-5

(gekluumlftet)

lt 33 10-6 (intakt)

DOM 72

a=10-9 1Pa rarr Ss =12 10-5

KOH 92

3 10-7 bis 3 10-5 DAW 92

a =14 hellip 25 1011

Ss =12 13 10-6

TRA 05

33 10-6 LOH 05 a =0 rarr Ss =108 10-6

B1 Projekt CO2Trap

available

B2 CDEAL

time constraints

B3 RECOBIO

B4 CSEGR

B5 CO2CRS

B6 CHEMKIN

(not answered)

B7 BENCHMARKS

wwwgrsde

ISBN 978-3-939355-25-0

Einleitung








Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen










Horizontalbohrungen



Seismik

Reservoirsimulation

0D-Materialbilanz







Vorgehensweise

Korrosionsprozesse

Betriebsphase









Vorgehensweise



Fehlende Daten


Untersuchte FEP


Allgemeines





















Geologisches Umfeld

Temperatur

Fluidparameter

CO2-Injektion









Allgemeine Befunde

Referenzfaumllle






Referenzfall




Schlussfolgerungen




Dichtestroumlmung



Tabellenverzeichnis



Projekt CO2Trap

CDEAL

RECOBIO

CSEGR

CO2CRS

CHEMKIN

BENCHMARKS

Zusammenfassung

Abstract

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 1

41 Allgemeines 77

B2 CDEAL 156

B3 RECOBIO 162

B4 CSEGR 164

B5 CO2CRS 164

B6 CHEMKIN 167

B7 BENCHMARKS 168

1 Einleitung

anwendbar ist

bestimmt werden

2113 Anlagentechnik

Abb 22 dargestellt

Komponenten

bull Wasserpumpe

bull Wassertank

bull Abscheider

bull Fackel

dargestellt

2123 Anlagentechnik

bull Vorwaumlrmer

bull Druckregler

bull SCADA-System

bull Sondenkopf

Bohrplattform

2133 Anlagentechnik

migriert

2143 Anlagentechnik

heitsstudien

Aquifer

015 barm

013 barm

Untergrundspeichern

erhoumlht

Kostenposition)

(Abb 217)

Permeabilitaumlten

dargestellt wird

schicht

2242 Seismik

werden

korrodiert ist

31 Vorgehensweise

kommen

sehen werden

gestellt wurden

321 Betriebsphase

Kohlensaumlure

gebunden

Kondensat)

Werkstoffversagen

gefunden werden

Angriffsstellen

werden

kommen AND 06

Deckgebirgeldquo)

Bewertung

lt 10-21 lt 10-6 10-20 - 10-21 10-5 - 10-6 10-17 - 10-18 10-2 - 10-3 10-16 - 10-17 10-1 - 10-2 10-16 10-1

10-14 - 10-12 10 - 1000 10-13 - 10-11 100 - 10000

k = 8sdot10-3 mD)

ansatz entnommen

koumlnnte

werden

gelegt

Stroumlmung

Advektion

Transport Diffusion

OHm2 lt 60

COOHm lt 10

jedoch noch aus

der Klaumlrung

schaulicht

Handlungen

6 ndash Umwelt

Handlungen

Menschen

362 Vorgehensweise

NOLOGIEN

heterogen aus

Fehlende Daten

Diese betrafen

Untersuchte FEP

BENCH-MARKS

1 EXTERNE FAKTOREN

111 112 113 114 115 116 117

121 122 123 124 125 126 127 128

131 132 133 134 135 136 137 138 139 1310

2 CO2-Speicherung

21 Betriebsphase

211 212 213

221 222 223 224 225

311 312 313

321 322 323 324 325 326 327 328 329 3210 3211 3212 3213 3214 3215 3216 3217 3218

331 332 333 334 335 336 337

4 GEOSPHAumlRE

41 Geologie

411 412 413 414 415 416 417 418 419 4110 4111 4112 4113 4114 4115 4116

42 Fluide

421 422 423

44 Ressourcen

5 BOHRLOumlCHER

511 512 513

521 522 523 524 525

611 612 613 614 615 616 617 618

62 Marines Umfeld

621 622 623 624 625

631 632 633 634 635 636

7 EINWIRKUNGEN

71 Systemverhalten

721 722 723

731 732 733 734 735

741 742 743 744

41 Allgemeines

oben sein koumlnnte

werden

(Abb 44)

auftreten wenn

Interesse ist

CO2-Fluszlig kommt

Zement

aus dem Aquifer

gehoben

KRE 05

Parameter Wert

Tiefe 1000 m

Tubing-Eruption

Casing-Eruption

Bohrkeller-Leckage

ISK = 100 m

ASK = 200 m

erfordern

gewaumlhlt

Brooks-Corey

22104 055

3106 055

2600 27 750

Stoumlrungen

5212 Temperatur

5213 Fluidparameter

benoumltigt werden

abgeleitet

auszugehen

erhalten

auszugehen ist

(CO2) 00016 00017 00017 (H2O)

0630 0632 0634 00686 00690 00693

5214 CO2-Injektion

Kubikmetern

partpart

t Zeit [s]

ss Sqh

partpart

partpartρ

ρ Dichte [kgmsup3]

v Temperatur [K]

homogenen Aquifer

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

2D -model

100 101 102 103 104 1050

31 h24 h30 d1 a10 a40 a

Reffall Varianten

1a 1b 2 3 4a 4b

15 015 0015

0466 0047

Aquiferdicke [m]

200 100 40

30 27 240 030 33 60 15

75 51 23 2 236 102 136

100 101 102 103 104 10510-1

Referenzfall zu

0 50000 100000 1500000

2D 1D 5a 5b

Aquiferdicke [m]

30 301 307 85

75 160 - -

- - 094 807

Allgemeine Befunde

bull Dicke

bull Injektionsrate

bull Dauer

zunehmen

Referenzfaumllle

11 12 13

14 15 16

17 18 19

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

Referenzfall

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 3000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 4000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

x= 3000 m

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Referenzfall

0020002000022E-052E-062E-072E-082E-09

und c2

12 37 years

Injektionsperiode

Dreiphasenfluss

befindet

o Dispersion

o Diffusion

darzustellen

271 2002

Programme 10012006

Science 1(1) S 27-40 1997

Maumlrz 1988

Michigan 1991

Chem Geol 4 pp 361-370 1969

16 Juni 2005

Sugar Land TX 1990

York 1989

Geologie 45 (1999) 1 1999

k=8sdot10-3 mD) 56

wie in Abb 37 62

Variante 1 110

Variante 2 111

Variante 3 112

Variante 4 112

Variante 5 115

Jahren Betrieb 120

uumlber

Φ Porositaumlt [-]

HSS s= [A1]

zusammengestellt

LOH 05

19 10-4 bis 46 10-4 1 10-6 bis 23 10-6 DUN 05 33 10-6 to 69 10-5

(gekluumlftet)

lt 33 10-6 (intakt)

DOM 72

a=10-9 1Pa rarr Ss =12 10-5

KOH 92

3 10-7 bis 3 10-5 DAW 92

a =14 hellip 25 1011

Ss =12 13 10-6

TRA 05

33 10-6 LOH 05 a =0 rarr Ss =108 10-6

B1 Projekt CO2Trap

available

B2 CDEAL

time constraints

B3 RECOBIO

B4 CSEGR

B5 CO2CRS

B6 CHEMKIN

(not answered)

B7 BENCHMARKS

wwwgrsde

ISBN 978-3-939355-25-0

Einleitung








Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen










Horizontalbohrungen



Seismik

Reservoirsimulation

0D-Materialbilanz







Vorgehensweise

Korrosionsprozesse

Betriebsphase









Vorgehensweise



Fehlende Daten


Untersuchte FEP


Allgemeines





















Geologisches Umfeld

Temperatur

Fluidparameter

CO2-Injektion









Allgemeine Befunde

Referenzfaumllle






Referenzfall




Schlussfolgerungen




Dichtestroumlmung



Tabellenverzeichnis



Projekt CO2Trap

CDEAL

RECOBIO

CSEGR

CO2CRS

CHEMKIN

BENCHMARKS

Abstract

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 1

41 Allgemeines 77

B2 CDEAL 156

B3 RECOBIO 162

B4 CSEGR 164

B5 CO2CRS 164

B6 CHEMKIN 167

B7 BENCHMARKS 168

1 Einleitung

anwendbar ist

bestimmt werden

2113 Anlagentechnik

Abb 22 dargestellt

Komponenten

bull Wasserpumpe

bull Wassertank

bull Abscheider

bull Fackel

dargestellt

2123 Anlagentechnik

bull Vorwaumlrmer

bull Druckregler

bull SCADA-System

bull Sondenkopf

Bohrplattform

2133 Anlagentechnik

migriert

2143 Anlagentechnik

heitsstudien

Aquifer

015 barm

013 barm

Untergrundspeichern

erhoumlht

Kostenposition)

(Abb 217)

Permeabilitaumlten

dargestellt wird

schicht

2242 Seismik

werden

korrodiert ist

31 Vorgehensweise

kommen

sehen werden

gestellt wurden

321 Betriebsphase

Kohlensaumlure

gebunden

Kondensat)

Werkstoffversagen

gefunden werden

Angriffsstellen

werden

kommen AND 06

Deckgebirgeldquo)

Bewertung

lt 10-21 lt 10-6 10-20 - 10-21 10-5 - 10-6 10-17 - 10-18 10-2 - 10-3 10-16 - 10-17 10-1 - 10-2 10-16 10-1

10-14 - 10-12 10 - 1000 10-13 - 10-11 100 - 10000

k = 8sdot10-3 mD)

ansatz entnommen

koumlnnte

werden

gelegt

Stroumlmung

Advektion

Transport Diffusion

OHm2 lt 60

COOHm lt 10

jedoch noch aus

der Klaumlrung

schaulicht

Handlungen

6 ndash Umwelt

Handlungen

Menschen

362 Vorgehensweise

NOLOGIEN

heterogen aus

Fehlende Daten

Diese betrafen

Untersuchte FEP

BENCH-MARKS

1 EXTERNE FAKTOREN

111 112 113 114 115 116 117

121 122 123 124 125 126 127 128

131 132 133 134 135 136 137 138 139 1310

2 CO2-Speicherung

21 Betriebsphase

211 212 213

221 222 223 224 225

311 312 313

321 322 323 324 325 326 327 328 329 3210 3211 3212 3213 3214 3215 3216 3217 3218

331 332 333 334 335 336 337

4 GEOSPHAumlRE

41 Geologie

411 412 413 414 415 416 417 418 419 4110 4111 4112 4113 4114 4115 4116

42 Fluide

421 422 423

44 Ressourcen

5 BOHRLOumlCHER

511 512 513

521 522 523 524 525

611 612 613 614 615 616 617 618

62 Marines Umfeld

621 622 623 624 625

631 632 633 634 635 636

7 EINWIRKUNGEN

71 Systemverhalten

721 722 723

731 732 733 734 735

741 742 743 744

41 Allgemeines

oben sein koumlnnte

werden

(Abb 44)

auftreten wenn

Interesse ist

CO2-Fluszlig kommt

Zement

aus dem Aquifer

gehoben

KRE 05

Parameter Wert

Tiefe 1000 m

Tubing-Eruption

Casing-Eruption

Bohrkeller-Leckage

ISK = 100 m

ASK = 200 m

erfordern

gewaumlhlt

Brooks-Corey

22104 055

3106 055

2600 27 750

Stoumlrungen

5212 Temperatur

5213 Fluidparameter

benoumltigt werden

abgeleitet

auszugehen

erhalten

auszugehen ist

(CO2) 00016 00017 00017 (H2O)

0630 0632 0634 00686 00690 00693

5214 CO2-Injektion

Kubikmetern

partpart

t Zeit [s]

ss Sqh

partpart

partpartρ

ρ Dichte [kgmsup3]

v Temperatur [K]

homogenen Aquifer

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

2D -model

100 101 102 103 104 1050

31 h24 h30 d1 a10 a40 a

Reffall Varianten

1a 1b 2 3 4a 4b

15 015 0015

0466 0047

Aquiferdicke [m]

200 100 40

30 27 240 030 33 60 15

75 51 23 2 236 102 136

100 101 102 103 104 10510-1

Referenzfall zu

0 50000 100000 1500000

2D 1D 5a 5b

Aquiferdicke [m]

30 301 307 85

75 160 - -

- - 094 807

Allgemeine Befunde

bull Dicke

bull Injektionsrate

bull Dauer

zunehmen

Referenzfaumllle

11 12 13

14 15 16

17 18 19

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

Referenzfall

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 3000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 4000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

x= 3000 m

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Referenzfall

0020002000022E-052E-062E-072E-082E-09

und c2

12 37 years

Injektionsperiode

Dreiphasenfluss

befindet

o Dispersion

o Diffusion

darzustellen

271 2002

Programme 10012006

Science 1(1) S 27-40 1997

Maumlrz 1988

Michigan 1991

Chem Geol 4 pp 361-370 1969

16 Juni 2005

Sugar Land TX 1990

York 1989

Geologie 45 (1999) 1 1999

k=8sdot10-3 mD) 56

wie in Abb 37 62

Variante 1 110

Variante 2 111

Variante 3 112

Variante 4 112

Variante 5 115

Jahren Betrieb 120

uumlber

Φ Porositaumlt [-]

HSS s= [A1]

zusammengestellt

LOH 05

19 10-4 bis 46 10-4 1 10-6 bis 23 10-6 DUN 05 33 10-6 to 69 10-5

(gekluumlftet)

lt 33 10-6 (intakt)

DOM 72

a=10-9 1Pa rarr Ss =12 10-5

KOH 92

3 10-7 bis 3 10-5 DAW 92

a =14 hellip 25 1011

Ss =12 13 10-6

TRA 05

33 10-6 LOH 05 a =0 rarr Ss =108 10-6

B1 Projekt CO2Trap

available

B2 CDEAL

time constraints

B3 RECOBIO

B4 CSEGR

B5 CO2CRS

B6 CHEMKIN

(not answered)

B7 BENCHMARKS

wwwgrsde

ISBN 978-3-939355-25-0

Einleitung








Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen










Horizontalbohrungen



Seismik

Reservoirsimulation

0D-Materialbilanz







Vorgehensweise

Korrosionsprozesse

Betriebsphase









Vorgehensweise



Fehlende Daten


Untersuchte FEP


Allgemeines





















Geologisches Umfeld

Temperatur

Fluidparameter

CO2-Injektion









Allgemeine Befunde

Referenzfaumllle






Referenzfall




Schlussfolgerungen




Dichtestroumlmung



Tabellenverzeichnis



Projekt CO2Trap

CDEAL

RECOBIO

CSEGR

CO2CRS

CHEMKIN

BENCHMARKS

Abstract

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 1

41 Allgemeines 77

B2 CDEAL 156

B3 RECOBIO 162

B4 CSEGR 164

B5 CO2CRS 164

B6 CHEMKIN 167

B7 BENCHMARKS 168

1 Einleitung

anwendbar ist

bestimmt werden

2113 Anlagentechnik

Abb 22 dargestellt

Komponenten

bull Wasserpumpe

bull Wassertank

bull Abscheider

bull Fackel

dargestellt

2123 Anlagentechnik

bull Vorwaumlrmer

bull Druckregler

bull SCADA-System

bull Sondenkopf

Bohrplattform

2133 Anlagentechnik

migriert

2143 Anlagentechnik

heitsstudien

Aquifer

015 barm

013 barm

Untergrundspeichern

erhoumlht

Kostenposition)

(Abb 217)

Permeabilitaumlten

dargestellt wird

schicht

2242 Seismik

werden

korrodiert ist

31 Vorgehensweise

kommen

sehen werden

gestellt wurden

321 Betriebsphase

Kohlensaumlure

gebunden

Kondensat)

Werkstoffversagen

gefunden werden

Angriffsstellen

werden

kommen AND 06

Deckgebirgeldquo)

Bewertung

lt 10-21 lt 10-6 10-20 - 10-21 10-5 - 10-6 10-17 - 10-18 10-2 - 10-3 10-16 - 10-17 10-1 - 10-2 10-16 10-1

10-14 - 10-12 10 - 1000 10-13 - 10-11 100 - 10000

k = 8sdot10-3 mD)

ansatz entnommen

koumlnnte

werden

gelegt

Stroumlmung

Advektion

Transport Diffusion

OHm2 lt 60

COOHm lt 10

jedoch noch aus

der Klaumlrung

schaulicht

Handlungen

6 ndash Umwelt

Handlungen

Menschen

362 Vorgehensweise

NOLOGIEN

heterogen aus

Fehlende Daten

Diese betrafen

Untersuchte FEP

BENCH-MARKS

1 EXTERNE FAKTOREN

111 112 113 114 115 116 117

121 122 123 124 125 126 127 128

131 132 133 134 135 136 137 138 139 1310

2 CO2-Speicherung

21 Betriebsphase

211 212 213

221 222 223 224 225

311 312 313

321 322 323 324 325 326 327 328 329 3210 3211 3212 3213 3214 3215 3216 3217 3218

331 332 333 334 335 336 337

4 GEOSPHAumlRE

41 Geologie

411 412 413 414 415 416 417 418 419 4110 4111 4112 4113 4114 4115 4116

42 Fluide

421 422 423

44 Ressourcen

5 BOHRLOumlCHER

511 512 513

521 522 523 524 525

611 612 613 614 615 616 617 618

62 Marines Umfeld

621 622 623 624 625

631 632 633 634 635 636

7 EINWIRKUNGEN

71 Systemverhalten

721 722 723

731 732 733 734 735

741 742 743 744

41 Allgemeines

oben sein koumlnnte

werden

(Abb 44)

auftreten wenn

Interesse ist

CO2-Fluszlig kommt

Zement

aus dem Aquifer

gehoben

KRE 05

Parameter Wert

Tiefe 1000 m

Tubing-Eruption

Casing-Eruption

Bohrkeller-Leckage

ISK = 100 m

ASK = 200 m

erfordern

gewaumlhlt

Brooks-Corey

22104 055

3106 055

2600 27 750

Stoumlrungen

5212 Temperatur

5213 Fluidparameter

benoumltigt werden

abgeleitet

auszugehen

erhalten

auszugehen ist

(CO2) 00016 00017 00017 (H2O)

0630 0632 0634 00686 00690 00693

5214 CO2-Injektion

Kubikmetern

partpart

t Zeit [s]

ss Sqh

partpart

partpartρ

ρ Dichte [kgmsup3]

v Temperatur [K]

homogenen Aquifer

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

2D -model

100 101 102 103 104 1050

31 h24 h30 d1 a10 a40 a

Reffall Varianten

1a 1b 2 3 4a 4b

15 015 0015

0466 0047

Aquiferdicke [m]

200 100 40

30 27 240 030 33 60 15

75 51 23 2 236 102 136

100 101 102 103 104 10510-1

Referenzfall zu

0 50000 100000 1500000

2D 1D 5a 5b

Aquiferdicke [m]

30 301 307 85

75 160 - -

- - 094 807

Allgemeine Befunde

bull Dicke

bull Injektionsrate

bull Dauer

zunehmen

Referenzfaumllle

11 12 13

14 15 16

17 18 19

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

Referenzfall

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 3000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 4000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

x= 3000 m

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Referenzfall

0020002000022E-052E-062E-072E-082E-09

und c2

12 37 years

Injektionsperiode

Dreiphasenfluss

befindet

o Dispersion

o Diffusion

darzustellen

271 2002

Programme 10012006

Science 1(1) S 27-40 1997

Maumlrz 1988

Michigan 1991

Chem Geol 4 pp 361-370 1969

16 Juni 2005

Sugar Land TX 1990

York 1989

Geologie 45 (1999) 1 1999

k=8sdot10-3 mD) 56

wie in Abb 37 62

Variante 1 110

Variante 2 111

Variante 3 112

Variante 4 112

Variante 5 115

Jahren Betrieb 120

uumlber

Φ Porositaumlt [-]

HSS s= [A1]

zusammengestellt

LOH 05

19 10-4 bis 46 10-4 1 10-6 bis 23 10-6 DUN 05 33 10-6 to 69 10-5

(gekluumlftet)

lt 33 10-6 (intakt)

DOM 72

a=10-9 1Pa rarr Ss =12 10-5

KOH 92

3 10-7 bis 3 10-5 DAW 92

a =14 hellip 25 1011

Ss =12 13 10-6

TRA 05

33 10-6 LOH 05 a =0 rarr Ss =108 10-6

B1 Projekt CO2Trap

available

B2 CDEAL

time constraints

B3 RECOBIO

B4 CSEGR

B5 CO2CRS

B6 CHEMKIN

(not answered)

B7 BENCHMARKS

wwwgrsde

ISBN 978-3-939355-25-0

Einleitung








Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen










Horizontalbohrungen



Seismik

Reservoirsimulation

0D-Materialbilanz







Vorgehensweise

Korrosionsprozesse

Betriebsphase









Vorgehensweise



Fehlende Daten


Untersuchte FEP


Allgemeines





















Geologisches Umfeld

Temperatur

Fluidparameter

CO2-Injektion









Allgemeine Befunde

Referenzfaumllle






Referenzfall




Schlussfolgerungen




Dichtestroumlmung



Tabellenverzeichnis



Projekt CO2Trap

CDEAL

RECOBIO

CSEGR

CO2CRS

CHEMKIN

BENCHMARKS

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 1

41 Allgemeines 77

B2 CDEAL 156

B3 RECOBIO 162

B4 CSEGR 164

B5 CO2CRS 164

B6 CHEMKIN 167

B7 BENCHMARKS 168

1 Einleitung

anwendbar ist

bestimmt werden

2113 Anlagentechnik

Abb 22 dargestellt

Komponenten

bull Wasserpumpe

bull Wassertank

bull Abscheider

bull Fackel

dargestellt

2123 Anlagentechnik

bull Vorwaumlrmer

bull Druckregler

bull SCADA-System

bull Sondenkopf

Bohrplattform

2133 Anlagentechnik

migriert

2143 Anlagentechnik

heitsstudien

Aquifer

015 barm

013 barm

Untergrundspeichern

erhoumlht

Kostenposition)

(Abb 217)

Permeabilitaumlten

dargestellt wird

schicht

2242 Seismik

werden

korrodiert ist

31 Vorgehensweise

kommen

sehen werden

gestellt wurden

321 Betriebsphase

Kohlensaumlure

gebunden

Kondensat)

Werkstoffversagen

gefunden werden

Angriffsstellen

werden

kommen AND 06

Deckgebirgeldquo)

Bewertung

lt 10-21 lt 10-6 10-20 - 10-21 10-5 - 10-6 10-17 - 10-18 10-2 - 10-3 10-16 - 10-17 10-1 - 10-2 10-16 10-1

10-14 - 10-12 10 - 1000 10-13 - 10-11 100 - 10000

k = 8sdot10-3 mD)

ansatz entnommen

koumlnnte

werden

gelegt

Stroumlmung

Advektion

Transport Diffusion

OHm2 lt 60

COOHm lt 10

jedoch noch aus

der Klaumlrung

schaulicht

Handlungen

6 ndash Umwelt

Handlungen

Menschen

362 Vorgehensweise

NOLOGIEN

heterogen aus

Fehlende Daten

Diese betrafen

Untersuchte FEP

BENCH-MARKS

1 EXTERNE FAKTOREN

111 112 113 114 115 116 117

121 122 123 124 125 126 127 128

131 132 133 134 135 136 137 138 139 1310

2 CO2-Speicherung

21 Betriebsphase

211 212 213

221 222 223 224 225

311 312 313

321 322 323 324 325 326 327 328 329 3210 3211 3212 3213 3214 3215 3216 3217 3218

331 332 333 334 335 336 337

4 GEOSPHAumlRE

41 Geologie

411 412 413 414 415 416 417 418 419 4110 4111 4112 4113 4114 4115 4116

42 Fluide

421 422 423

44 Ressourcen

5 BOHRLOumlCHER

511 512 513

521 522 523 524 525

611 612 613 614 615 616 617 618

62 Marines Umfeld

621 622 623 624 625

631 632 633 634 635 636

7 EINWIRKUNGEN

71 Systemverhalten

721 722 723

731 732 733 734 735

741 742 743 744

41 Allgemeines

oben sein koumlnnte

werden

(Abb 44)

auftreten wenn

Interesse ist

CO2-Fluszlig kommt

Zement

aus dem Aquifer

gehoben

KRE 05

Parameter Wert

Tiefe 1000 m

Tubing-Eruption

Casing-Eruption

Bohrkeller-Leckage

ISK = 100 m

ASK = 200 m

erfordern

gewaumlhlt

Brooks-Corey

22104 055

3106 055

2600 27 750

Stoumlrungen

5212 Temperatur

5213 Fluidparameter

benoumltigt werden

abgeleitet

auszugehen

erhalten

auszugehen ist

(CO2) 00016 00017 00017 (H2O)

0630 0632 0634 00686 00690 00693

5214 CO2-Injektion

Kubikmetern

partpart

t Zeit [s]

ss Sqh

partpart

partpartρ

ρ Dichte [kgmsup3]

v Temperatur [K]

homogenen Aquifer

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

2D -model

100 101 102 103 104 1050

31 h24 h30 d1 a10 a40 a

Reffall Varianten

1a 1b 2 3 4a 4b

15 015 0015

0466 0047

Aquiferdicke [m]

200 100 40

30 27 240 030 33 60 15

75 51 23 2 236 102 136

100 101 102 103 104 10510-1

Referenzfall zu

0 50000 100000 1500000

2D 1D 5a 5b

Aquiferdicke [m]

30 301 307 85

75 160 - -

- - 094 807

Allgemeine Befunde

bull Dicke

bull Injektionsrate

bull Dauer

zunehmen

Referenzfaumllle

11 12 13

14 15 16

17 18 19

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

Referenzfall

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 3000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 4000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

x= 3000 m

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Referenzfall

0020002000022E-052E-062E-072E-082E-09

und c2

12 37 years

Injektionsperiode

Dreiphasenfluss

befindet

o Dispersion

o Diffusion

darzustellen

271 2002

Programme 10012006

Science 1(1) S 27-40 1997

Maumlrz 1988

Michigan 1991

Chem Geol 4 pp 361-370 1969

16 Juni 2005

Sugar Land TX 1990

York 1989

Geologie 45 (1999) 1 1999

k=8sdot10-3 mD) 56

wie in Abb 37 62

Variante 1 110

Variante 2 111

Variante 3 112

Variante 4 112

Variante 5 115

Jahren Betrieb 120

uumlber

Φ Porositaumlt [-]

HSS s= [A1]

zusammengestellt

LOH 05

19 10-4 bis 46 10-4 1 10-6 bis 23 10-6 DUN 05 33 10-6 to 69 10-5

(gekluumlftet)

lt 33 10-6 (intakt)

DOM 72

a=10-9 1Pa rarr Ss =12 10-5

KOH 92

3 10-7 bis 3 10-5 DAW 92

a =14 hellip 25 1011

Ss =12 13 10-6

TRA 05

33 10-6 LOH 05 a =0 rarr Ss =108 10-6

B1 Projekt CO2Trap

available

B2 CDEAL

time constraints

B3 RECOBIO

B4 CSEGR

B5 CO2CRS

B6 CHEMKIN

(not answered)

B7 BENCHMARKS

wwwgrsde

ISBN 978-3-939355-25-0

Einleitung








Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen










Horizontalbohrungen



Seismik

Reservoirsimulation

0D-Materialbilanz







Vorgehensweise

Korrosionsprozesse

Betriebsphase









Vorgehensweise



Fehlende Daten


Untersuchte FEP


Allgemeines





















Geologisches Umfeld

Temperatur

Fluidparameter

CO2-Injektion









Allgemeine Befunde

Referenzfaumllle






Referenzfall




Schlussfolgerungen




Dichtestroumlmung



Tabellenverzeichnis



Projekt CO2Trap

CDEAL

RECOBIO

CSEGR

CO2CRS

CHEMKIN

BENCHMARKS

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung 1

41 Allgemeines 77

B2 CDEAL 156

B3 RECOBIO 162

B4 CSEGR 164

B5 CO2CRS 164

B6 CHEMKIN 167

B7 BENCHMARKS 168

1 Einleitung

anwendbar ist

bestimmt werden

2113 Anlagentechnik

Abb 22 dargestellt

Komponenten

bull Wasserpumpe

bull Wassertank

bull Abscheider

bull Fackel

dargestellt

2123 Anlagentechnik

bull Vorwaumlrmer

bull Druckregler

bull SCADA-System

bull Sondenkopf

Bohrplattform

2133 Anlagentechnik

migriert

2143 Anlagentechnik

heitsstudien

Aquifer

015 barm

013 barm

Untergrundspeichern

erhoumlht

Kostenposition)

(Abb 217)

Permeabilitaumlten

dargestellt wird

schicht

2242 Seismik

werden

korrodiert ist

31 Vorgehensweise

kommen

sehen werden

gestellt wurden

321 Betriebsphase

Kohlensaumlure

gebunden

Kondensat)

Werkstoffversagen

gefunden werden

Angriffsstellen

werden

kommen AND 06

Deckgebirgeldquo)

Bewertung

lt 10-21 lt 10-6 10-20 - 10-21 10-5 - 10-6 10-17 - 10-18 10-2 - 10-3 10-16 - 10-17 10-1 - 10-2 10-16 10-1

10-14 - 10-12 10 - 1000 10-13 - 10-11 100 - 10000

k = 8sdot10-3 mD)

ansatz entnommen

koumlnnte

werden

gelegt

Stroumlmung

Advektion

Transport Diffusion

OHm2 lt 60

COOHm lt 10

jedoch noch aus

der Klaumlrung

schaulicht

Handlungen

6 ndash Umwelt

Handlungen

Menschen

362 Vorgehensweise

NOLOGIEN

heterogen aus

Fehlende Daten

Diese betrafen

Untersuchte FEP

BENCH-MARKS

1 EXTERNE FAKTOREN

111 112 113 114 115 116 117

121 122 123 124 125 126 127 128

131 132 133 134 135 136 137 138 139 1310

2 CO2-Speicherung

21 Betriebsphase

211 212 213

221 222 223 224 225

311 312 313

321 322 323 324 325 326 327 328 329 3210 3211 3212 3213 3214 3215 3216 3217 3218

331 332 333 334 335 336 337

4 GEOSPHAumlRE

41 Geologie

411 412 413 414 415 416 417 418 419 4110 4111 4112 4113 4114 4115 4116

42 Fluide

421 422 423

44 Ressourcen

5 BOHRLOumlCHER

511 512 513

521 522 523 524 525

611 612 613 614 615 616 617 618

62 Marines Umfeld

621 622 623 624 625

631 632 633 634 635 636

7 EINWIRKUNGEN

71 Systemverhalten

721 722 723

731 732 733 734 735

741 742 743 744

41 Allgemeines

oben sein koumlnnte

werden

(Abb 44)

auftreten wenn

Interesse ist

CO2-Fluszlig kommt

Zement

aus dem Aquifer

gehoben

KRE 05

Parameter Wert

Tiefe 1000 m

Tubing-Eruption

Casing-Eruption

Bohrkeller-Leckage

ISK = 100 m

ASK = 200 m

erfordern

gewaumlhlt

Brooks-Corey

22104 055

3106 055

2600 27 750

Stoumlrungen

5212 Temperatur

5213 Fluidparameter

benoumltigt werden

abgeleitet

auszugehen

erhalten

auszugehen ist

(CO2) 00016 00017 00017 (H2O)

0630 0632 0634 00686 00690 00693

5214 CO2-Injektion

Kubikmetern

partpart

t Zeit [s]

ss Sqh

partpart

partpartρ

ρ Dichte [kgmsup3]

v Temperatur [K]

homogenen Aquifer

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

cap rock

aquifer1500 m

1700 m

2D -model

100 101 102 103 104 1050

31 h24 h30 d1 a10 a40 a

Reffall Varianten

1a 1b 2 3 4a 4b

15 015 0015

0466 0047

Aquiferdicke [m]

200 100 40

30 27 240 030 33 60 15

75 51 23 2 236 102 136

100 101 102 103 104 10510-1

Referenzfall zu

0 50000 100000 1500000

2D 1D 5a 5b

Aquiferdicke [m]

30 301 307 85

75 160 - -

- - 094 807

Allgemeine Befunde

bull Dicke

bull Injektionsrate

bull Dauer

zunehmen

Referenzfaumllle

11 12 13

14 15 16

17 18 19

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

1700 m

Cap rock

Aquifer

1500 m

CO2-Injektion

Aquitard

1300 m

Model domain

1400 m

width 20 km

no-flow

Referenzfall

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 3000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

t= 70 a

t= 40 a

x= 0 m

x= 1000 m

x= 4000 m

x= 2000 m

t= 100 a

t= 220 a

t= 350 a

x= 3000 m

Level Sg12 05511 0510 0459 048 0357 036 0255 024 0153 012 0051 001

00260024002200200180016001400120010008000600040002

Referenzfall

0020002000022E-052E-062E-072E-082E-09

und c2

12 37 years

Injektionsperiode

Dreiphasenfluss

befindet

o Dispersion

o Diffusion

darzustellen

271 2002

Programme 10012006

Science 1(1) S 27-40 1997

Maumlrz 1988

Michigan 1991

Chem Geol 4 pp 361-370 1969

16 Juni 2005

Sugar Land TX 1990

York 1989

Geologie 45 (1999) 1 1999

k=8sdot10-3 mD) 56

wie in Abb 37 62

Variante 1 110

Variante 2 111

Variante 3 112

Variante 4 112

Variante 5 115

Jahren Betrieb 120

uumlber

Φ Porositaumlt [-]

HSS s= [A1]

zusammengestellt

LOH 05

19 10-4 bis 46 10-4 1 10-6 bis 23 10-6 DUN 05 33 10-6 to 69 10-5

(gekluumlftet)

lt 33 10-6 (intakt)

DOM 72

a=10-9 1Pa rarr Ss =12 10-5

KOH 92

3 10-7 bis 3 10-5 DAW 92

a =14 hellip 25 1011

Ss =12 13 10-6

TRA 05

33 10-6 LOH 05 a =0 rarr Ss =108 10-6

B1 Projekt CO2Trap

available

B2 CDEAL

time constraints

B3 RECOBIO

B4 CSEGR

B5 CO2CRS

B6 CHEMKIN

(not answered)

B7 BENCHMARKS

wwwgrsde

ISBN 978-3-939355-25-0

Einleitung








Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen




Anlagentechnik

Betriebserfahrungen










Horizontalbohrungen



Seismik

Reservoirsimulation

0D-Materialbilanz







Vorgehensweise

Korrosionsprozesse

Betriebsphase









Vorgehensweise



Fehlende Daten


Untersuchte FEP


Allgemeines





















Geologisches Umfeld

Temperatur

Fluidparameter

CO2-Injektion









Allgemeine Befunde

Referenzfaumllle






Referenzfall




Schlussfolgerungen




Dichtestroumlmung



Tabellenverzeichnis



Projekt CO2Trap

CDEAL

RECOBIO

CSEGR

CO2CRS

CHEMKIN

BENCHMARKS

Documents

Langzeitsicherheitliche Bewertung der CO Untergrundspeicherung - 250_0.pdf · 2014. 9. 29. · Langzeitsicherheitliche . Bewertung der CO2-Untergrundspeicherung. Projekt CO. 2-UGS-Risk