Das halte ich für eine sehr gewagte Behauptung, weil es da
eine Reihe von entscheidenden Unterschieden gibt. Erdgas
besteht beispielsweise nicht nur aus Methan, sondern auch aus
höhermolekularen Kohlenwasserstoffen, die in der Lagerstätte
flüssig vorliegen und in denen sich das Methan löst.
Eigentlich ist es genau andersrum. Aufgrund der Temperatur sind die Ketten trotzdem vergleichsweise kurz (etwa bis C12). Wenn wir also nicht grade über eine Gaslagerstätte im Topbereich eines Ölvorkommens reden, sind die höhermolekularen Stoffe im Gas gelöst und kondensieren erst während der Förderung im Förderstrang. Ein Vorgang, der so problematisch ist, dass wir ihn bei der Simulation von Lagerstätten auch immer mit einberechnen müssen. Die Stoffe, die bereits in der Lagerstätte selber als Fluid vorliegen, können ohnehin nicht gefördert werden und stellen bei Modellierungen nur insofern ein Problem dar, als dass sie die Reibung und Durchströmungseigenschaften des Systems verändern.
Davon abgesehen bleibt das Gestein über der gaslagerstätte bei
der Förderung nicht unverändert stehen, sondern es senkt sich
ab und wird bei der Einpressung von CO2 wieder angehoben. Da
kann man nicht einfach davon ausgehen, dass es anschließend
noch genauso dicht ist, wie vorher.
Im Grund schon. Sicherlich gibt es aufgrund der Druckveränderungen im Reservoir Verschiebungen. Wenn man die Lagerstätte aber ‚vernünftig‘ abbaut, so geschehen diese Verschiebungen nur sehr allmählich. Man versucht also die Absenkungstrichter entlang des Förderstranges möglichst gering zu halten um sich nicht das Wasser vom GWC nach oben zu saugen. Die Absenkung geht also im Idealfall flächendeckend und gleichmäßig von statten. Typische stauende Schichten, wie Tonlagen oder Salzlagen verhalten sich unter solchen Umständen und Temperaturen deutlich duktil.
Immerhin lehrt die
Erfahrung aus der Geothermie, dass es bei solchen Aktionen zu
geologischen Aktivitäten bis hin zu mittelschweren Erdbeben
kommen kann.
Das sind allerdings völlig andere Fälle. Fakt ist: Wenn ich blöd genug bin Wasser in eine Anhydritschicht zu pumpen bekomme ich Probleme. Wenn ich einfach so Wasser in einen Granit injeziere kann ich eine Seismizität induzieren. Will sagen: Es sind nicht per sé Erfahrungen aus der Geothermie auf die du dich da beziehst, sondern Erfahrungen aus dem Hydrofraccing-Bereich. Das ist ne ganz andere Hausnummer, als ein ehemaliges Reservoir zu befüllen.
Es macht auch einen gewaltigen Unterschied, ob Methan oder
Kohlendioxid ausgast. Beide verhalten sich physikalisch und
chemisch vollkommen unterschiedlich. So kann Kohlendioxid
beispielsweise Kaltwassergeysire erzeugen oder Schadstoffe aus
dem Gestein lösen und an die Oberfläche transportieren, die
gegenüber Methan inert sind.
Damit hast du sicherlich recht. Allerdings ist die Reaktion auf typische Sperrschichten gleich. Sowohl Methan als auch CO2 reagieren nicht mit Tonmineralen oder Salzen. CO2 kann unter Umständen mit Feldspäten reagieren und dort in geringem Maße Metallkationen lösen. Aber dafür gibt es ja die Simulationen für daß Maß an ausströmendem CO2.
Auch die Frage, was mit dem
Wasser passiert, dass während der Einpressung vom CO2
verdrängt wird, dürfte im Vorfeld nich so leicht zu klären
sein.
Ist eigentlich nicht kompliziert, wenn die Gaslagerstätte vorher in Betrieb war. Über die Drückhistorie während der Förderung bekommt man einen sehr genauen Eindruck sowohl über die Lage des GWC als auch über die Drücke und die Einströmraten des Aquifers. Man kann das also recht gut simulieren.
Wir reden hier immerhin über Speicher in 3-4 km Tiefe.
Du vielleicht. Andere reden von Lagerstätten ab 800 Meter
Tiefe und es sind nicht nur erschöpfte Gaslagerstätten, die
man dafür nutzen will.
Gut, da gebe ich dir recht. Es gibt noch andere Lagerungskonzepte als in Gaslagerstätten, aber von denen halte ich nicht viel. Meines Wissens sind aber die meisten der derzeit aktiven CO2-Verpressungsprojekte in Europa auf Gaslagerstätten ausgelegt.
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