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Repost: Carbon capture and Storage

Aus aktuellen Gründen und quasi als Solidaritätsnote für Daniel Lingenhöhl, dessen Kommentar zur politischen Ablehnung des CCS auf Facebook von Leuten mit viel Meinung kommentiert wird, möchte ich hier zwei ältere Beiträge (diesen und diesen) noch einmal posten. Ich persönlich denke, es gibt sehr wohl Argumente, die gegen CCS sprechen mögen, aber leider bekommt man meist nur immer die selbe dumpfe Ablehnung zu hören. Die Angst, der Kohlendioxid könne entweichen und natürlich, niemand könne sagen, was in 100 oder 1000 oder mehr Jahren sein wird. Klar, können wir nicht, jedenfalls nicht mit absoluter Sicherheit. Aber es ist ja eben nicht so, dass noch nie und nirgends auf der Welt Gase über geologische Zeiträume unter der Erde gespeichert gewesen sind. Und natürlich gibt es auch etliche Argumente, welche dafür sprechen, diese Technologie zumindest auch weiterhin im Auge zu behalten. Hierzu findet sich auf Spektrum online ein interessantes Interview mit Michael Kühn vom Geoforschungszentrum Potsdam. Doch zuerst, um die Frage zu beantworten, was CCS, aka Carbon Capture and Storage ist, hier ein kurzer Film vom British Geological Survey.

In den Diskussionen um den Klimawandel und die Rolle, welche das anthropogene CO2 darin spielt, taucht immer wieder die Idee auf, das bei der Verbrennung entstehende Kohlendioxid einfach abzuscheiden und einzulagern. In der Hoffnung, dass dadurch das Kohlendioxid lange genug dem globalen Kreislauf entzogen wird.
Rund 55% der anthropogenen Kohlendoxideinträge in die Atmosphäre gehen auf das Konto der Energiegewinnung aus fossilen Brennstoffen. Dieser Anteil steigt stetig um ungefähr 2,5 %, allen Bemühungen zum Trotz (SOLOMON et al., 2007).
Da die Menschheit also allem Anschein nicht in der Lage ist, auf die Verwendung dieser Energiequellen zu verzichten, und um die klimatischen Auswirkungen steigender Kohlendioxidgehalte der Erdatmosphäre zu mindern, wird verschiedentlich vorgeschlagen, das Kohlendioxid aus den Abgasen herauszufiltern und an einem geeigneten Ort zu lagern. Eventuell, so wird gehofft, würde diese Technik auch eine Möglichkeit darstellen, aus der Atmosphäre Kohlendioxid herauszufangen, sollten wir es nicht schaffen, die Gehalte dieses Gases auf einem vertretbaren Level zu halten. Hierzu sieht die Planung unter anderem die Verwendung von pflanzlichen Rohstoffen als Biotreibstoff vor, die während ihres Wachstums CO2 binden. Das bei der Verbrennung frei werdende Kohlendioxid würde dann aus den Abgasen herausgefiltert. Die Kosten werden von AL JUAIED & WHITMORE (2009) für das Abtrennen und komprimieren des Gases mit rund 35 bis 150 $ pro Tonne vermiedener CO2 Emissionen beziffert. Der Transport und die Lagerung würden noch einmal mit rund 20 $ zu Buche schlagen. Eine vollständige Abtrennung des Kohlendioxides könnte demnach die Elektrizitätskosten alleine in den USA um rund 50 bis 100 % erhöhen. Die tieferen Angaben gelten hauptsächlich für den Fall, dass durch fortgeschrittene Technik hier eine Kostensenkung erzielt werden kann.

Für die Endlagerung des abgeschiedenen Kohlendioxids sind mehrere Verfahren in der Diskussion.

Kohlendioxid kann in ausgebeutete Öl- oder Gaslagerstätten gepumpt werden. Ab Tiefen von mindestens 750 m wird das Gas überkritisch. Die Technik ist weitgehend erprobt, da Kohlendioxid schon seit längerer Zeit in Öl- und Gaslagerstätten verpresst wird, um deren Ausbeutung zu verbessern.
In die gleiche Richtung geht auch die Verbringung des Kohlendioxids in salinare Grundwässer. Da auch das überkritische Kohlendioxid immer noch eine geringere Dichte als das umgebende Gestein oder die salinaren Lösungen hat, muss ein eventuelles Endlager von abdichtenden Gesteinen überdeckt sein. In diesem Fall dürfte auch die Langzeitsicherheit gewährleistet sein. Denn auch die natürlichen Öl- und Gasvorkommen oder auch werden on ihren Speichergesteinen von abdichtenden, impermeablen Deckgesteinen über geologische Zeiträume zurückgehalten. Auf diese Art können sich auch natürliche Kohlendioxidlager bilden, die ebenfalls über geologische Zeiträume stabil von der Atmosphäre abgeschlossen sind.
Ein weiterer Vorteil spricht für dieses Verfahren; das verpresste Kohlendioxid kann die Ausbeutung von Ölquellen verbessern und auf diese Art helfen, die Kosten für das Abtrennen und den Transport des Kohlendioxids zu mindern. Denn die Kosten dürften es sein welche über den Erfolg oder Nichterfolg einer Methode entscheiden.

Auch die Tiefsee wurde als Endlager vorgeschlagen. Dazu wird das Gas durch eine Pipeline entweder in die Tiefsee oder in die Sedimente des Ozeanbodens gepumpt. Die Tiefen dafür müssen 4000 m übersteigen, damit das Gas wieder überkritisch wird. In diesem Zustand ist es dichter als das Wasser und würde sich in Senken ansammeln. Eine andere Möglichkeit wäre es, das Gas in einigen hundert Metern Wassertiefe im Meereswasser aufzulösen. Das CO2-gesättigte Wasser ist schwerer als das umgebende Wasser und würde absinken. Beide Verfahren hätten aber wohl enorme Auswirkungen auf die marinen Lebensgemeinschaften. Letzteres würde zu einer beträchtlichen Versauerung der Meere beitragen.

Eine weitere Lagerungsmöglichkeit bestünde in der schlichten Tatsache, dass die Verwitterung von silikatischen Gesteinen Kohlendioxid verbraucht und als Karbonatgestein dauerhaft aus der Atmosphäre zieht. Man könnte also besonders leicht verwitterbare Minerale aus Basalten oder Peridotiten gewinnen, sie fein mahlen und anschließend die produzierten Karbonate sicher endlagern. Dabei tritt nur das Problem auf, dass der Abbau und der Transport der Ausgangsgesteine ebenso wie der Abtransport der Karbonate zusätzlich Kohlendioxid frei setzt. Abgesehen von dem Landschaftsverbrauch für die benötigten Steinbrüche. Alternativ dazu könnte man das Kohlendioxid in Wasser lösen und direkt in die Gesteine wie beispielsweise Basalt oder Peridotit hineinpumpen. Dort würde das Kohlendioxid dann mit den entsprechenden Mineralen reagieren. Als Endprodukt bilden sich Karbonatminerale. Dieser Vorgang läuft auch in der Natur ab. In vielen Peridotitgesteinen finden sich Adern aus Karbonatmineralen, die teilweise erstaunlich jung sind. So haben Messungen an Magnesiten (MgCO3) und Dolomiten (CaMg[CO3]2 )aus Adern des Samail Ophiolith im Oman ein mittleres Alter von 26 000 Jahren ergeben. Diese Karbonate sind die Verwitterungsprodukte des Peridotits, der hauptsächlich aus Olivin und Pyroxen besteht. Die Verwitterungsreaktion läuft nach folgendem Muster ab:

2 Mg2SiO4 + Mg2SiO6 + 4 H2O => 2 Mg3Si2O5(OH)4
(Mg Olivin)   (Mg-Pyroxen / Enstatit)    (Serpentin)

Mg2SiO4 + 2 CO2 => MgCO3 + SiO2
(Mg Olivin)             (Magnesit)(Quarz)

Mg2SiO4 + CaMgSi2O6 + 2 CO2 + 2 H2O =>
(Mg Olivin) (CaMg Pyroxen / Diopsid)

Mg3Si2O5(OH)4 + CaCO3 + MgCO3
(Serpentin)       (Calcit)   (Magnesit)

Untersuchungen zeigen, dass alleine im Oman 104 bis 105 Tonnen CO2 pro Jahr alleine durch Peridotitverwitterung der Atmosphäre entzogen werden. Diese Rate ließe sich durch direktes Einleiten des Kohlendioxids in Bohrlöcher und vorherigen Aufwärmen des Gesteins noch steigern. Da die Verwitterungsreaktion selber exotherm ist, erhält sie selber die notwendige hohe Temperatur im Gestein und erweitert dadurch auch den Porenraum (KELEMEN and MATTER, 2008).
Ein Pilotversuch für dieses Verfahren wird gerade in Island durchgeführt.

Kohlendioxid kann auch direkt in Kohlenflöze verpresst werden. Dabei wird es von der Oberfläche der Kohle adsorbiert, wo es anhaftendes Methan verdrängt. Dieses Methan bietet anschließend die Möglichkeit, es als Energiequelle zu nutzen. Im San Juan Becken wurde 1996 auf diesem Weg 100 000 Tonnen CO2 gespeichert.
Wie bei den Kohlenflözen gibt es auch die Möglichkeit, Kohlendioxid in Methanhydrat-haltige Sedimente beispielsweise am Meeresboden oder im Permafrost. Hier soll das Kohlendioxid die Methanmoleküle in der Hydratstruktur ersetzen und ein stabiles CO2-Hydrat bilden. Das Methan kann dann als Energiequelle genutzt werden.

Wie aber sieht es mit der Langzeitsicherheit aus? Immerhin muss das Kohlendioxid über einen sehr langen Zeitraum (mindestens 10 000 Jahre) aus dem Kohlenstoffkreislauf entfernt bleiben. Auf der anderen Seite gibt es auch Fälle, in denen Kohlendioxid aus natürlichen Quellen über geologische Zeiträume bis in den Millionen Jahre Bereich sicher abgeschlossen wurde, wie im Colorado Becken (GILFILLAN et al., 2008; HASZELDINE et al., 2005).

Wenn das Kohlendioxid in Tiefen über 750 m gepumpt wird, muss sein Druck so hoch sein, dass die Unterschiede zwischen gas und Flüssigkeit verschwimmen, es wird überkritisch. Damit nimmt auch seine Dichte zu, so dass Kohlendioxid in einer Tiefe von 800 m nur noch ein zehntel des Volumens einnimmt als wenn man es in eine Tiefe von nur 250 m einbringt. Dennoch ist seine Dichte immer noch geringer als die des umgebenden Gesteins, und in Folge wird das Kohlendioxid aufsteigen. Es ist also auch eine nach oben abdichtende Gesteinsschicht notwendig. Diese abdichtenden Schichten stellen auch eine der Vorbedingungen für das Entstehen von Öl- und Gasquellen dar. An Schwächezonen könnte Kohlendioxid weiter aufsteigen, wofür es ebenfalls einige natürliche Beispiele gibt, wie beispielsweise am Green River Becken in Utah (HASZELDINE et al., 2005). Der hohe Druck, mit dem das Gas in die Speichergesteine gepresst wird, erfordert eine vorherige Berechnung der Sicherheit der abdichtenden Gesteine. Dies wird aber schon heute routinemäßig gemacht, da Ölfirmen sowohl Wasser als auch Kohlendioxid in die Ölfelder pressen, um deren Ausbeutung zu beschleunigen. Eines der Ölfelder, in dem man mit dieser Technik die längste Erfahrung hat, ist das Sleipner Feld (KORBOL and KADDOUR, 1995). Hier hat das geförderte Erdgas einen hohen Anteil an Kohlendioxid, der seit 1996 abgetrennt und in salinare Grundwässer eingeleitet wird, insgesamt pro Jahr rund 1 Million Tonnen CO2 , bis heute ohne Probleme.
Die Speicherkapazitäten der ausgebeuteten Öl- und Gaslagerstätten und der salinaren Grundwässer dürften insgesamt für mindestens 50 bis 100 Jahre ausreichen (BICKLE, 2009).
Bei der CO2-Speicherung in Grundwasserleitern besteht immer die Möglichkeit, dass der der natürliche Grundwasserkreislauf die CO2-gesättigten Lösungen wieder an die Oberfläche bringt. Daher ist es ungemein wichtig, hier die hydrogeologischen Verhältnisse zu erkunden. Die Mobilität von kohlensäurehaltigen Lösungen wird aber auch durch eine Reihe natürlicher Prozesse herabgesetzt, wie zum Beispiel durch den Kapillareffekt. Wenn überkritisches CO2 durch ein Speichergestein fließt, bleiben rund 10 bis 35 % der Porosität mit CO2 gefüllt. Dieser Effekt lässt sich noch durch das gleichzeitige Einbringen salzhaltiger Lösungen steigern (QI et al., 2009). Dabei wird umso mehr Kohlendioxid gespeichert, je weiter es im Gestein wandern kann. Mit der Zeit wird das CO2 dann in den salzhaltigen Wässern gelöst. Je weiter die das Kohlendioxid in der Lösung wandert, desto besser wird die Speicherung, da eine Lösung mit rund 5 Gew.-% Kohlendioxid rund 1 % dichter ist als eine Salzlösung, die an CO2 ungesättigt ist. Durch konvektive Bewegung der Lösung kann, je nach Menge der Grundwässer und Strömungsgeschwindigkeit, eine ca. 50 m dicke CO2 Schicht in rund 10 Jahren komplett gelöst werden (ENNIS-KING and PATERSON, 2005). Bei gleichzeitiger Einbringung von Salzlösung sollte diese Methode eine sichere Lagerung des Kohlendioxids gewährleisten (LEONENKO and KEITH, 2008).
Zusätzlich können Reaktionen zwischen dem CO2 -haltigem Wasser und dem Speichergestein zu einer, wenn auch langsamen, zusätzlichen Speicherfähigkeit führen. Die dabei ablaufenden Prozesse sind dieselben, die über den Weg der chemischen Verwitterung Kohlendioxid der Atmosphäre entziehen und als Karbonatgesteine im Meer ausfällen. Dabei wird in geologischen Zeiträumen der CO2 -Gehalt der Atmosphäre kontrolliert. Modellrechnungen und Versuchen zu Folge können im Laufe von 10 000 Jahren bis zu 25 % des eingebrachten Kohlendioxids durch Ausfällung von Karbonaten festgelegt werden(KAMPMAN et al., 2009; KHARAKA et al., 2006; KNAUSS et al., 2005). Hier ist aber noch ein erheblicher Forschungsbedarf festzustellen (WHITE and BRANTLEY, 2003).
Hilfreich ist die Ausfällung von Karbonatmineralen auch in Hinsicht auf die Bedenken, dass das Kohlendioxid auch in die abdichtenden Gesteinsschichten eindringen und diese auf längere Sicht durchlässig machen könnte. Es gibt nur wenige Untersuchungen zu dem Thema an Gesteinen unter natürlichen Bedingungen. LU et al. (2009) konnten für das Miller Ölfeld in der Nordsee aufzeigen, dass ein natürliches CO2 Reservoir in 80 Millionen Jahren nur um 12 m in eine abdichtende Gesteinsschicht eingedrungen war.

Al-Juaied, M. and Whitmore, A., 2009. Realistic Costs of Carbon Capture. Discussion Paper 2009-05. Belfer Center for Science and International Affairs, Cambridge, Massachusetts.

Bickle, M. J., 2009. Geological Carbon Storage. Nature Geoscience 2, 815-818.

Ennis-King, J. and Paterson, L., 2005. Role of Convective Mixing in the Long-Term Storage of Carbon Dioxide in Deep Saline Formations. SPE Journal 10, 349-356.

Gilfillan, S. M. V., Ballentine, C. J., Holland, G., Blagburn, D., Sherwood Lollar, B., Stevens, S., Schoell, M., and Cassidy, M., 2008. The noble gas geochemistry of natural CO2 gas reservoirs from the Colorado Plateau and Rocky Mountain provinces, USA Gechimica et Cosmochimica Acta 72, 1174-1198.

Haszeldine, R. S., Quinn, O., Emgland, G., Wilkinsom, M., Shipton, Z. K., Evans, J. P., Heath, J., Crossey, L., Ballentine, C. J., and Graham, C. M., 2005. Natural Geochemical Analogues for Carbon Dioxide Storage in Deep Geological Porous Reservoirs, a United Kingdom Perspective. Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP 60, 33-49.

Kampman, N., Bickle, M., Becker, J., Assayag, N., and Chapman, H., 2009. Feldspar dissolution kinetics and Gibbs free energy dependence in a CO2-enriched groundwater system, Green River, Utah Earth and Planetary Science Letter 284, 473-488.

Kelemen, P. B. and Matter, J., 2008. In situ carbonation of peridotite for CO2 storage Proceedings of the National Academy of Sciences 105, 17295 - 17300.

Kharaka, Y. K., Cole, D. R., Hovorka, S. D., Gunter, W. D., Knauss, K. G., and Freifeld, B. M., 2006. Gas-water-rock interactions in Frio Formation following CO2 injection:

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