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Seismizität und Kohlenstoffspeicherung: MIT antwortet auf Zoback

Dezember 19, 2012

In der Dezember-Ausgabe 2012 der Proceedings of the National Academy of Sciences (PNAS) wurde ein veröffentlichter Brief der MIT-Forscher Ruben Juanez, Howard Herzog und Brad Hagar mehrere stichhaltige geophysikalische Gegenargumente zu einem PNAS-Perspektiven-Beitrag der Stanford-Forscher Mark Zoback und Steve Gorelick von 2012. Die beiden hatten die Durchführbarkeit der Sequestrierung kommerzieller Mengen von abgeschiedenem CO2 aufgrund des damit verbundenen potenziellen Risikos induzierter Seismizität in Frage gestellt. Zoback und Gorelick vertraten die Ansicht, dass ein Großteil des tiefen Grundgebirges in Nordamerika unter kritischer Spannung steht - ein Punkt, an dem eine Störung, wie z. B. kommerzielle CO2-Injektionen, zum Versagen und zu induzierter Seismizität führen könnte.

In ihrer Antwort erwidern Juanez et al. jedoch, dass die meisten Erdbeben-Hypozentren (der Brennpunkt des Gesteinsbruchs und des Erdbebens im Untergrund) viel tiefer liegen als die salzhaltigen Formationen, die CO2 für die Speicherung aufnehmen würden, und dass die Gesteinseigenschaften in der flachen Kruste eher Spannungen als Brüche begünstigen würden. Darüber hinaus weisen sie darauf hin, dass in stark seismisch belasteten Gebieten, wie z. B. in Südkalifornien, geologische Fallen seit Millionen von Jahren schwimmfähiges CO2 gespeichert haben. Schließlich weisen Juanez et al. darauf hin, dass das von Zoback und Gorelick angeführte Beispiel des Mountaineer-Projekts nicht repräsentativ für die vielen ausgezeichneten salinen Formationen ist, die kommerzielle Mengen an abgeschiedenem CO2 aufnehmen könnten, und dass die Auswahl des Standorts für eine erfolgreiche Speicherung entscheidend ist. Zoback und Gorelick antworteten zwar mit einem weiteren Brief, in dem sie die Ansichten von Juanez et al. widerlegten, aber es ist wichtig, hier hinzuzufügen, dass es in der Debatte um viel mehr geht als um Gesteinsmechanik (siehe unseren Blog vom Juni 2012).

Während sich diese gesunde wissenschaftliche Debatte auf die geophysikalischen Aspekte der Injektion kommerzieller CO2-Mengen in salzhaltige Aquifere konzentriert, gibt es noch eine Reihe weiterer Überlegungen, die in einen rationalen Dialog über die Fähigkeit der nordamerikanischen Geologie zur kommerziellen Kohlenstoffspeicherung einbezogen werden müssen. So könnte beispielsweise die Injektion von CO2 in erschöpfte Erdöllagerstätten mit bekannten Kapazitäten, Injektionsmöglichkeiten und Infrastrukturen viele Jahrzehnte lang CO2 speichern. Einem Bericht der National Academy of Science aus dem Jahr 2012 zufolge gab es keine Fälle von menschlich wahrnehmbarer induzierter Seismizität durch CO2-Injektionen im Zusammenhang mit der verbesserten Ölgewinnung, die in Texas und anderswo seit vier Jahrzehnten erfolgreich durchgeführt wird.

Darüber hinaus sind diese erschöpften Ölfelder häufig mit Soleformationen verbunden, die eine großvolumige "Stapelspeicherung" ermöglichen, d. h. eine gesteuerte CO2-Injektion und -Lagerung in Sandsteinen oder Karbonatgesteinen über oder unter den Förderabschnitten der Ölfelder. Weitere Speicheroptionen sind Offshore-Reservoirs an der Golfküste, die derzeit von der Universität Texas untersucht werden, oder die Steuerung des Drucks unterirdischer Reservoirs durch die Produktion von Wasser aus der Formation, so dass die Reservoirs nie einen kritischen Spannungszustand erreichen. Darüber hinaus schreiben die EPA-Vorschriften für die geologische Sequestrierung vor, dass die Betreiber das CO2 bei einem Druck injizieren müssen, der nicht zum Versagen des Gesteins führen würde. Alles in allem sollten die Regulierungsbehörden zwar darauf achten, dass es nicht zu signifikanter induzierter Seismizität kommt, doch gibt es über die geophysikalischen Daten hinaus zahlreiche Beweise dafür, dass die umfangreichen geologischen Ressourcen Nordamerikas viele Jahrzehnte lang CO2 aufnehmen können.

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