Speicherung von CO in Aquiferen – die Lösung unseres Klimaproblems? · 2011. 11. 16. · J.P., BMWi-CO2-Workshop, 2002 Mittlere spezifische Speicherkapazität1): Norddeutsches

Speicherung von CO2 in Aquiferen –die Lösung unseres Klimaproblems?

Vortrag im Rahmen der mündlichen Promotionsprüfung

von

Matthias Finkenrath

RWTH Aachen, 23. Juni 2005

BestandsaufnahmeCO2 und der Treibhauseffekt

Sonnenstrahlung

WWäärmerme--strahlungstrahlung

Erd-atmosphäre

Globale Mitteltemperatur in °C

ohne Treibhauseffekt (Fourier, 1827)-18

natürlicher Treib-hauseffekt, verursacht durch:

+ 3

+10

+15CH4, N2O, O3

CO2

H2O

+15,7 anthropogener Treibhauseffekt

BestandsaufnahmeCO2 und der Treibhauseffekt

CO2 ist für über 50 % des anthropogenen Klimawandels verantwortlich1)

IPCC, 2001

Jahr Jahr

IPCC, 2001

1)IPCC, Climate Change 2001

Mitteltemperatur der Nordhalbkugel (Abweichungen vom 1961-1990

Durchschnittswert)

∆T/

(°C

)

0,5

0,0

-0,5

-1,0

CO2-Konzentration in der Atmosphäre

1000 1200 1400 1600 1800 2000 1000 1200 1400 1600 1800 2000 C

O2-

Kon

zent

ratio

n/pp

m

BestandsaufnahmeEntwicklung des atmosphärischen CO2-Gehaltes

1) IPCC, Climate Change 2001; 2) EU, GHG reduction pathways in the UNFCCC Process up to 2025, 2003

0,7 °C

Verursachter glob. Temp.-

Anstieg0,1 - 0,2 m368 ppm seit 1860 durch Verbrennung von

~ 420 Gt C (fossile Brennstoffe)

Verursachter Meeresspiegel-

Anstieg

atm. CO2-Gehalt

Klimaziel: Langfristige Stabilisierung bei 550 ppm CO2Maßnahmen: globale Emissionsreduktionen um ~ 70 % bis 2100! 2)

CO2-Gehalt 1860: 280 ppmCO2-Gehalt 1860: 280 ppm

1,4 - 5,8 °C

~ 6 - 8 °C*)

0,7 °C


Anstieg

~ 1 - 2 m~ 3100 ppm (Annahme:

Kugelschale)

Bei Verbrennung aller fossilen Ressourcen und Reserven(~ 5000 GtC)1), keine Senken

0,1 - 0,2 m368 ppm seit 1860 durch Verbrennung von ~ 420 Gt C (fossile Brennstoffe)

IPCC-Prognosen bis 21001) 0,1 - 1 m490 - 1250 ppm


Anstieg

atm. CO2-Gehalt

~ 6 - 8 °C*)

0,7 °C


Anstieg

~ 1 - 2 m~ 3100 ppm (Annahme:

Kugelschale)

Bei Verbrennung aller fossilen Ressourcen und Reserven(~ 5000 GtC)1), keine Senken

0,1 - 0,2 m368 ppm seit 1860 durch Verbrennung von ~ 420 Gt C (fossile Brennstoffe)


Anstieg

atm. CO2-Gehalt

*) Annahme: 2 - 4 °C Temperaturerhöhung durch Verdopplung der CO2-Konzentration

CO2-Gehalt 1860: 280 ppm

BestandsaufnahmeTrends und Verursacher von anthropogenem CO2

1) IEA World Energy Outlook 2002

Kraftwerke 40%

Industrie 17%

Transport 21%

Haushalte u. Dienstleistungen

14%

Sonstige 8%

0

10

20

30

40

50

1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030

Jahr

CO

2-Em

issi

onen

(Gt/a

) WeltOECDEntwicklungsländer

Prognose

(Angaben weltweit 1))

CO2-Emissionen durch Verbrauch fossiler Energieträger: 24 GtCO2/a

ProblemstellungWie lässt sich die Freisetzung dieser gewaltigen CO2-Mengen vermeiden?

RationellereEnergienutzung

Energieträger-wechsel

24 GtCO2/a,(Tendenz steigend)

CO2-Management

CO2-Abtrennung und Speicherung

Lösungsstrategien:

ProblemstellungWarum CO2-Speicherung in Aquiferen?

1) Herzog, H.J., Env. Sc. Techn., 35 (7), 2001; 2) Grimston M.C. et al., Climate Policy, 2001

GeologischeLagerstättenAquifere

Tiefseeinjektion

einige 1000 GtCO2

bis zu 1000 a

besonderesökolog. Risiko

einige 10 GtCO2

max. Dekaden (Ausnahme: Karbonate)

geringes Potential und Speicherdauer

einige 1000 GtCO2

bis zu 100.000 a

für langfristige Speicherung

bes. interessant

Land-/Forstwirtsch.Nutzung als techn. Hilfs- oder Rohstoffals Karbonat

theor. Potential1)

Speicher-dauer2)

UnterirdischOberirdisch Ozeanisch

Vergleich unterschiedlicher Speicheroptionen

Problemstellung

Weltweite Potentiale unterirdischer (geologischer) Speicher

2,5 – 660 – 150Nicht ausbeutbare Kohleflöze

6000 – 10 000

~ 900 – 1300

Geschätztes theoretisches Potential

/ GtCO21)

250 – 417

38 – 54

StatischeReichweite / a*)

Tiefe salzwasserführende Aquifere

Leere Öl-und Gasfelder

1) IPCC Draft Report 2005

*) bezogen auf 24 Gt globale CO2-Emissionen in 2002

mit Abstand größtes theoretisches CO2-Speicherpotential aller geologischen Speicher!

Warum CO2-Speicherung in Aquiferen?

Grundlegende Fragestellungen

• Wie lassen sich Aquifere grundsätzlich charakterisieren?

• Was sind die wesentlichen Speichermechanismen in Aquiferen?

• Wie lässt sich die Speicherkapazität von Aquiferen abschätzen?

• Mit welchen Kosten sind die Abtrennung und Speicherung verbunden?

• Welche Risiken gehen von der Speicherung in Aquiferen aus?

Charakterisierung von Aquiferen

1) Davis, J.B. et al., Hydrogeology, 1966; 2) Hölting, B., Hydrogeologie, 1996

Unterteilung nach Gehalt an gelösten Feststoffen („Salzen“)1)

< 1g/kg: Süßwasseraquifere> 1g/kg Salzwasseraquifere

⇒ Konfliktvermeidung mit Trinkwasser- oder landwirtschaftlicher Nutzung:Auswahl tiefer salzwasserführender („saliner“) Aquifere für CO2-Speicherung

Aquifere = wasserführende Sedimentschichten(z.B. Mergelsteine)

Deckgestein

Unterteilung nach Tiefe2)

< ~ 300 m Umsatzwässer> ~ 300 m Tiefenwässer, nicht am Wasserkreislauf beteiligt

0

50

100

150

200

-60 -40 -20 0 20 40 60 80Temperatur/°C

Dru

ck/b

ar

0

500

1000

1500

2000

Tief

e/m

Stoffdaten: NIST Webbook

Charakt. Eigenschaftenvon AquiferenTemperaturgradienten:20 – 50 °C / 1 km TiefeDruckgradient:~ 100 bar / 1 km Tiefe

kaltes Becken

warmesBecken0

50

100

150

200

-

Dru

ck/b

arCharakterisierung von Aquiferen

0 300 600 900

Dichte CO2/(kg/m³)

0

500

1000

1500

2000

0

50

100

150

200

-60 -40 -20 0 20 40 60 80Temperatur/°C

Dru

ck/b

ar

0

500

1000

1500

2000

Tief

e/m

0

50

100

150

200

-

Dru

ck/b

ar

ρCO2/(kg/m³)

1000 80

0

600

400

200

100

300

500

700

900

flüssig

gasförmig

Kritischer Punkt (KP)31 °C / 74 bar

KP

Stoffdaten: NIST Webbook


0

500

1000

1500

2000

Tief

e/m

0 300 600 900

Dichte CO2/(kg/m³)

0

500

1000

1500

2000Günstige Bodencharakteristik:niedrige Oberflächentemperaturniedriger Temperaturgradient(=> entschärft Konfliktpotential mit Geothermie)

Speicherung in Tiefen über1000 m nicht sinnvoll:

geringe KompressibilitätBohrkosten ~ (Tiefe)²








CO2-Einschlussmechanismen in Aquiferen1. Struktureller Einschluss

Dichteunterschiede führen zu einer aufsteigenden CO2-Blase(bei 100 bar / 30 °C: ρCO2=650 kg/m³ < ρH2O=1000 kg/m³)

Form und Beschaffenheit der Deckschicht bestimmen Dauerhaftigkeit des Einschlusses

Unbegrenzter AquiferBegrenzter Aquifer

„strukturelle Falle“Aquifer

Deck-gestein

CO2-Blase CO2-Blase

CO2-Injektionsbohrungen

Löslichkeit von CO2 in H2O deutlich größer als umgekehrt (> Faktor 10) Gesamtlöslichkeit von CO2 in H2O gering

⇒ einseitige Löslichkeit von CO2 in H2O ⇒ ideale, unendlich verdünnte Lösung

Abschätzung der Löslichkeit xw (molCO2/molH2O) über das

Gesetz von Henry

CO2-Einschlussmechanismen in Aquiferen2. Lösung im Porenwasser

1) Teng, A, et al., J. Chem. Thermodyn., 29, 1997 2) Span, R. et al. J. Phys. Chem, Ref. Data, 25, 1996.

fCO2= KH

. xw(CO2)Fugazität (fCO2

) und Henry-Konstante (KH) sind aus Tabellenwerken bekannt1)2)

1) CO2,überkritisch CO2,aq2) CO2,aq + H2O H2CO3 3) H2CO3 HCO3

- + H+

Reaktionsmechanismus:

CO2-Einschlussmechanismen in Aquiferen

CO2 in reinem Wasser

0%

2%

4%

6%

8%

10%

0 10 20 30Salzgehalt (Massen-%)

Lösl

ichk

eit (

Mas

sen-

%)

10 °C 20 °C

30 °C 40 °C

CO2 in Salzwasser 1)

Druck: 100 bar

2. Lösung im Porenwasser

1) berechnet nach: Enick, R.M. et al., Chem. Eng. Comm., Vol. 90, 1990

Löslichkeit von CO2 in Salzwasser - nimmt zu mit steigendem Druck - nimmt ab mit steigender Temperatur- nimmt ab mit steigendem Salzgehalt

Tendenz: Löslichkeit sinkt mit Tiefe des Aquifers

0%

2%

4%

6%

8%

10%

0 10 20 30 40Temperatur/°C

Lösl

ichk

eit (

Mas

sen-

%)

50 bar100 bar200 bar

CO2-Einschlussmechanismen in Aquiferen3. Mineralisation

Bildung von KarbonatenReaktionsmechanismen:

1) CO2,überkritisch CO2,aq2) CO2,aq + H2O H2CO3 3) H2CO3 HCO3

- + H+

4) HCO3- H+ + CO3

2-

5a) Ca++ + CO32- CaCO3 (Kalkspat)

5b) Ca++ + Mg++ + CO32- CaMg(CO3)2 (Dolomit)

5c) Fe++ + CO32 FeCO3 (Eisenspat)

5d) Mg++ + CO32 MgCO3 (Magnesit)

CO2-Einschlussmechanismen in AquiferenBewertungsmatrix

Sehr gering~ 2000 kgCO2/m³ 1)Nach 100 – 1000 Jahren

Mineralisation

Gering~ 35 kgCO2/m³Nach 10 – 100 Jahren

Lösung im Porenwasser

Hoch (Auftriebskräfte)

~ 700 kgCO2/m³Sofort nach der Injektion

Struktureller Einschluss

relatives Leckagerisiko

max. Speicherdichte

HauptwirksamkeitMechanismus

1) Xu, T. et al., Appl. Geochem. 10, 2004

Primärer Speichermechanismus: Struktureller Einschluß von reinem CO2

Langfristig Lösung im Porenwasser und Mineralisation => Erhöhung der Speichersicherheit







Theoretische Speicherkapazität (tCO2): MCO2,theor

= V . ρCO2 = A . h . ρCO2

Abschätzung der CO2-Speicherkapazität

1) May, F. et al., Z. Angew, Geol., 1, 2003

Aquifer

Deck-gestein

nicht nutzbare Gesteinsschicht, erfasst über Speicher-anteil S = (nutzbares Sedimentvolumen) / V [95-100 %]

CO2-Injektions-bohrung Verbreitungsfläche A (km²)

mittlere Porosität φ[10-20 %]

Flutungseffizienz ηF = (durch CO2geflutetes Volumen) / V [20 %]

mittlere Mächtigkeit h [bis 0,5 km]

[Angaben in Klammern: Typische Werte für deutsche Aquifere in ca. 1 km Tiefe]1)

Strukturfallenanteil ε [5-20 %]

CO2-Blase

Effektive Speicherkapazität (tCO2): MCO2,eff

= MCO2,theor. ηNutzungsgrad

ε . S . φ . ηF ~ 0,3 %

Abschätzung der CO2-Speicherkapazität

Quelle: 1)

Norddeutsches Becken

Nordalpines Molassebecken

Oberrheingraben

nutzbare Aquifere in ~ 1 km Tiefe

1) May, F. et al., GHGT 7 Conf. Proc., 2004 2) Gerling. J.P., BMWi-CO2-Workshop, 2002

Mittlere spezifische Speicherkapazität1):Norddeutsches Becken: ~ 0,2 MtCO2

/km²Restliche Aquifergebiete: ~ 0,08 MtCO2

/km²

Gesamtkapazität1): 20 ± 8 GtCO2

Gesamt-CO2-Emissionen: ~ 850 Mio tCO2/aEmissionen großer Punktquellen2):~ 450 Mio tCO2/a

Statische Reichweite der Kapazität in Bezug auf die Hauptpunktquellen: ca. 40 Jahre

Situation in DeutschlandCO2-Punktquellen






• Welche Risiken gehen von ihr aus?

Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

spez. CO2-Vermeidungskosten: K [€/tCO2]

spez. Stromgestehungskosten: S [€/MWh]

spez. CO2-Emissionen E [tCO2/MWh])(

)(

AbtrennungCOmitRef.

Ref.AbtrennungCOmit

2

2

−

−

−

−=

EE

SSK

13691Kapitalkosten [Mio. €/a]

4736Stromgestehungskosten [€/MWh]0,070,67CO2-Emissionen [tCO2

/MWh]8477Brennstoffkosten (1,8 €/GJ) [Mio. €/a]

15001000Investkosten [€/kW]4650Wirkungsgrad [%]

Kraftwerk mit 90 % CO2-Abtrennung

Referenz-Kraftwerk

Annuitätenmethode: Zins: 7,5 %, Abschreibung 30 a, fixe Kosten 31,5 €/kW, var. Kosten 2,5 bzw. 5 €/MWh

spez. CO2-Vermeidungskosten für die CO2-Abtrennung:KCO2-Abtrennung = 18,8 €/tCO2

(Schwankungsbreite: 15 - 50 €/tCO2)1)

1) IPCC Draft report, 2005

Beispiel: Steinkohlekraftwerk, 1 GWel, Baujahr 2020, 6000 Volllaststunden/a


1) Karstad, O., Proc. Workshop on Carbon Dioxide Capture and Storage, 2002; 2 Bolland O. et al., Adv. Env. Res., Vol 7, 2003, 3) IPCC 2005; 4)

Hendriks, C. et al.: Ecofys Report EEP0, 2002; 5)Benson, S.M. et al, Proc. of GHGT-7 Conf., 2004

Zu speichernde CO2-Menge: 3,6 Mio tCO2/a

Spez. Kosten der CO2-Verdichtung (110 bar inkl. Dehydrierung) - Investitionskosten: 100 €/(tCO2

.a) 1)

- Energieaufwand: 0,33 GJel/tCO22) KCO2-Verdichtung = 0,9 €/tCO2

(0,5 - 1 €/tCO2)

Spez. Kosten der CO2-Speicherung KCO2-Speicherung = 2,2 €/tCO2(1,5-5 €/tCO2

)4)

Spez. Kosten für CO2-Monitoring KCO2-Monitoring = 0,15 €/tCO2(0,1-0,2 €/tCO2

)5)

KCO2-Transport = 1,7 €/tCO2(1,2 - 4,2 €/tCO2

)3)

- geschätzte mittlere Entfernung zum Aquifer: 200 km, Pipelinekapazität 15 Mio tCO2

/a

0

0.5

1

1.5

0 10 20 30MtCO2/a

€/t C

O2/

100k

m

Untere Grenze (onshore)Obere Grenze (onshore)

Spez. Kosten für Pipeline-Transport

CO2-Transportkosten (inkl. O&M und Zwischenverdichtung)

Quelle: 3)


Monitoring1%

Speicherung9%

Verdichtung 4%

Transport 7%

Abtrennung79%

Aufteilung der CO2-Vermeidungskosten

⇒ Abtrennungskosten dominieren die CO2-Vermeidungskosten

⇒ Stromgestehungskosten erhöhen sich durch CO2-Vermeidung um ~ 50 % (5,0 €ct/kWh im Vergleich zu 3,6 €ct/kWh im Referenzfall)

⇒ K = 24 €/tCO2 (18-60 €/tCO2)Spez. CO2-Vermeidungskosten insgesamt:







RisikobetrachtungUmweltrisiken- schleichende Freisetzung von CO2- plötzliche lokale Freisetzung von CO2 durch

- Erdbeben - plötzliche Ausgasung - Reaktion aggressiver kohlensaurer Lösungen mit

Bohrverschlüssen- Versauerung / Verunreinigung der Aquifere

Konfliktfelder- potenzieller Konflikt mit Nutzung geothermaler Energie- rechtliche Probleme: Wasserhaushaltsgesetz, Kreislaufwirtschafts-

und Abfallgesetz- fehlende Sicherheits- und Überwachungsrichtlinien - öffentliche Akzeptanz

1) Best Practice Manual from Saline Aquifer CO2 Storage Prpject, 2002

RisikobetrachtungMonitoring: Beispiel Sleipner (norwegische Nordsee)

In Betrieb seit 1996Speicherung von 1 Mio t CO2 /aCO2-Steuer in Norwegen: 30 €/tCO2Deckgestein

Utsira-Formation

Erdgasfeld

CO2-Injektion

~1000 m

~1500 m

Sleipner A Plattform

2001 1999 1996Utsira-

Deckgestein

CO2-Injektionspunkt

Monitoring mittels Seismik1)

⇒ CO2-Monitoring in Erprobung

⇒ Nachweis der langfristigen Speichersicherheit noch nicht erbracht

Zusammenfassung

enormes theoretisches CO2-Speicherpotential in Aquiferen, tatsächlich nutzbare Kapazitäten sind deutlich geringer und nur schwer abschätzbar

aufgrund hoher Kosten sind ökonomische Anreize etwa durch Emissionssteuern für wirtschaftlichen Einsatz unabdingbar

grundsätzliche technische Machbarkeit gezeigt

langfristige Speichersicherheit ist ungeklärt

Bedarf an Forschung und gesellschaftlicher Grundsatzent-scheidung

Fazit

Die Speicherung von CO2 in Aquiferen ist aus heutiger Sicht nichtdie Lösung unseres Klimaproblems.

Den noch ausstehenden Nachweis einer langfristigen Speichersicherheit vorausgesetzt, kann sie während einer Übergangsphase, in der nicht auf fossile Energieträger verzichtet werden kann, allerdings einen Teilbeitrag zur Reduzierung klimarelevanter Gase in der Atmosphäre leisten.

Die Anwendung von CO2-Abtrennung und -speicherung ist mit hohen Kosten verbunden.

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