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Treib- statt Klimagas

erstellt von timo_meyer zuletzt verändert: 17.11.2016 13:36 — abgelaufen

Der Einsatz von CO2 in der Erdgasgewinnung

"Zwei Fliegen mit einer Klappe" zu treffen nennt der Volksmund Methoden, die einen doppelten, nicht ursächlich miteinander verbundenen Nutzen mit sich bringen. In der Wissenschaft sind dies oft die interessanteren, weil wirtschaftsnahen Projekte. So z.B. die vom Koordinierungsbüro GEOTECHNOLOGIEN geförderte Machbarkeitsstudie CSEGR - Carbon Sequestration with Enhanced Gas Recovery. Das an der TU-Clausthal Zellerfeld angesiedelte Projekt geht der Frage nach, wie die Abscheidung und Speicherung von CO2 aus den Rauchgasen von Kraftwerken mit der verbesserten Ausbeute von Erdgaslagerstätten zu verbinden ist.

Die Verbrennung von fossilen Brennstoffen in konventionellen Kraftwerken erzeugt beträchtliche Mengen CO2, die nach ihrer Freisetzung in der Atmosphäre zum so genannten Treibhauseffekt beitragen. Trennt man das Kohlendioxid aus den Rauchgasen, lässt sich der Treibhauseffekt verringern, aber die Frage, wohin mit dem abgeschiedenen Gas, steht weiter im Raum. Eine Machbarkeitsstudie soll diese Frage gewinnbringend lösen: Durch die Verpressung von CO2 in bereits weitgehend ausgebeutete Erdgasfelder soll sowohl deren Ausbeute erhöht als auch das CO2 dauerhaft gelagert werden. Die Machbarkeitsstudie untersucht vorwiegend die beiden letzten Abschnitte des dreistufigen Vorgangs - den Transport des CO2 nach der Abscheidung in Pipelines und dessen Injektion in Gaslagerstätten.

Schema der "Carbon Sequestration with Enhanced Gas Recovery"

 

Schema der "Carbon Sequestration with Enhanced Gas Recovery" (c) TU Clausthal

Der Transport von CO2 in Pipelines gilt mittlerweile als Stand der Technik und wird in den USA vor allem im Ölstaat Texas in größerem Maßstab betrieben: Dort sind seit den 1970er Jahren ca. 2500 km CO2-Piplines in Betrieb. Seinen Weg durch die Rohrleitungen bestreitet das Treibhausgas dabei aus Gründen der Wirtschaftlichkeit in verdichteter Form. Dazu wird es verflüssigt oder in einen überkritischen Zustand gebracht, der oberhalb einer Temperatur von 31 Grad Celsius und dem 73fachen des Luftdrucks am Erdboden liegt. Jede dieser Methoden zur Verdichtung ist sehr energieaufwendig und reduziert den Wirkungsgrad des Kraftwerkes um drei bis vier Prozentpunkte. In den USA geht man u. a. deshalb davon aus, dass der Pipeline-Transport von 1 Tonne CO2 mit 3 US Dollar je 100 Kilometer Entfernung zu Buche schlägt.

An der Gaslagerstätte angekommen, wird das CO2 unter Druck in die gasführenden Erdschichten gepumpt. Dieses Verfahren erhöht den Druck in der Lagerstätte, so dass mehr Gas in kürzerer Zeit als bei der konventionellen Fördertechnik gewonnen werden kann - daher die Bezeichnung "Enhanced Gas Recovery", also "gesteigerte Gasausbeute". Das CO2 ersetzt große Teile des ursprünglichen Erdgases in der Lagerstätte und ist damit dem Klimakreislauf auch nach Ende der Gasförderung dauerhaft entzogen. In den USA werden ähnliche Verfahren bereits großtechnisch zur verstärkten Ausförderung von Erdöllagerstätten verwendet. "Technologische Erfahrungen zur Produktivitätssteigerung von Erdgaslagerstätten durch die Einspeisung von CO2 liegen dagegen bislang kaum vor. Dieses vergleichsweise neue Technologiefeld wird daher intensiv in den GEOTECHNOLOGIEN bearbeitet", so Ludwig Stroink, Leiter des Koordinierungsbüro GEOTECHNOLOGIEN.

In der Bundesrepublik bestehen vor allem Kapazitäten zur verstärkten Erdgasförderung - die Speicherkapazität der heimischen Erdgaslagerstätten wird auf etwa 2560 Megatonnen CO2 geschätzt. Dies entspricht ca. der 250fachen Jahresemission an CO2 eines modernen Braunkohlenkraftwerkes. Die Machbarkeitsstudie geht zwei Fällen nach, die sich in der Art der Lagerstätte und der CO2-Quelle unterscheiden: So dient ein Braunkohlekraftwerk der Vattenfall Europe AG in Sachsen-Anhalt als CO2-Quelle und die bis zu ca. 300 Kilometer entfernt gelegene Erdgaslagerstätte Salzwedel-Peckensen der Erdöl und Erdgas GmbH in der Altmarkt als Lagerstätte. Die Lagerstätte in der geologischen Formation "Rotliegend" ist die größte deutsche Festlandlagerstätte überhaupt. Ihre Ausbeute begann 1969 und überschritt 1988 mit einer Jahresförderung von 12Mrd. Kubikmeter ihren den Höhepunkt. Die Lagerstätte hätte daher auch die Kapazität, die Gesamtlaufzeit-Emissionen eines modernen Kohlekraftwerks von ca. 10 Megatonnen pro Jahr aufzunehmen. Der zweite Fall der Machbarkeitsstudie ist die Kombination einer in ca. 100 km Entfernung geplanten Erdgasaufbereitungsanlage der E.on Ruhrgas AG (Größenordnung der geschätzten CO2-Jahresemission: mehrere hunderttausend Tonnen) mit der 1966 in einer Bundsandsteinschicht erschlossenen Erdgaslagerstätte der Wintershall AG im niedersächsischen Barrien.

Die TU Clausthal und die BGR Hannover verknüpfen für die Machbarkeitsstudie ihre Kompetenzen in den Bereichen der technischen Anforderung der unter- und oberirdischen Anlagen, der durch die Verpressung im Lagerstättenwasser und Gesteinsschichten ausgelösten hydrodynamischen, geochemischen, geologischen und physikalischen Prozesse, sowie der Beurteilung der Wirtschaftlichkeit des EGR-Verfahrens. "Die konkreten Rahmenbedingungen der Fallbeispiele, die wir in der Machbarkeitsstudie untersuchen, sind noch nicht in allen Details endgültig festgelegt", so Dr.-Ing. Rüdiger Meyn vom Institut für Erdöl- und Erdgastechnik der TU Clausthal. Hier würden Faktoren wie die geologische Struktur der Lagerstätte, der Salzgehalt des Lagerstättenwassers sowie Temperatur- und Druckbedingungen unter Tage eine große Rolle spielen, erläutert der Experte weiter. Nicht zu vergessen die Verbesserung einer angemessenen Separations- und Injektionstechnologie. "Durch die Druckerhöhung in der Lagerstätte können möglicherweise auch Förderprobleme, die durch Wasserzufluss in die Förderbohrungen oder Salzausfällungen in der Lagerstätte auftreten können, signifikant reduziert werden. Hierzu ist es erforderlich, den Verdrängungsprozess zwischen CO2 und Erdgas in der Lagerstätte zu optimieren und die Vermischung der Gase zu minimieren, da im ausgeförderten Erdgas nur geringe CO2 Anteile toleriert werden können." Rüdiger Meyn ist sich sicher: "Da liegt noch viel Arbeit vor uns."

MA, iserundschmidt 09/2006


Weitere Informationen zur Machbarkeitsstudie CSEGR finden Sie hier.

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