Stellen CO2-Injektionen ein Risiko für schädliche Erdbeben dar?
Wie häufig sind messbare Erdbeben im Zusammenhang mit Ölfeldarbeiten? Die Antwort ist: Äußerst selten. In einer anderen wissenschaftlichen Arbeit wurde jedoch die Möglichkeit seismischer Ereignisse infolge der Injektion von CO2 zur Stimulierung der Ölförderung aus erschöpften Ölfeldern. Da dieses Verfahren, das als Enhanced Oil Recovery (EOR) bezeichnet wird, eine wesentliche Komponente ist, um CO2-abscheidung und Speicherung (CCS) als Mittel zur Bekämpfung des globalen Klimawandels wirtschaftlich zu machen, müssen wir uns die Fakten genau ansehen. Wir wissen also Folgendes:
Am 4. November veröffentlichten die Proceedings of the National Academy of Sciences (PNAS) eine Veröffentlichung über Seismizität, die möglicherweise durch Gasinjektionen in einem westtexanischen Ölfeld ausgelöst wurde. Das untersuchte Ölfeld in der Nähe von Snyder, Texas, wird seit 1957 durch Injektionen zur Förderung angeregt. In der vorliegenden Studie berichten die Autoren über eine geringe Seismizität, die zwischen 2006 und 2011 mit 18 Erdbeben aufgezeichnet wurde. Von den 18 aufgezeichneten Ereignissen hatten 17 die Richter-Magnitude 3 (verbunden mit kaum oder gar nicht wahrnehmbaren Bodenerschütterungen) und eines die Magnitude 4,3 (Bodenerschütterungen, die Geschirr erschüttern können, aber keinen nennenswerten Schaden verursachen). Zum Vergleich: Nach Angaben des U.S. Geological Survey (USGS) gibt es weltweit schätzungsweise 1,3 Millionen Erdbeben der Stärke 2,0 bis 2,9, 130.000 Erdbeben der Stärke 3,0 bis 3,9 und 13.000 Erdbeben der Stärke 4,0 bis 5,0 pro Jahr. Keine der Seismizitäten führte zu einer Unterbrechung der Injektionen; stattdessen achteten die Betreiber besonders darauf, die Injektionsraten zu optimieren.
In der Studie wird ferner darauf hingewiesen, dass in dem benachbarten und bekannten SACROC-Feld - in derselben Stadt Snyder, Texas, in der die CO2 Überflutung seit 40 Jahren - keine keine induzierte Seismizität. Tatsächlich ist die CO2 Enhanced Oil Recovery (EOR) wurde in diesen Feldern geboren und ist seit 1971 in Betrieb. Seitdem wurden über vier Jahrzehnte Erfahrung mit CO2Management mit etwa einer Milliarde Tonnen CO2 die in diesem Zeitraum in Zehntausende von Bohrlöchern eingespritzt wurden, eineinhalb Milliarden Barrel Öl gewonnen. Es wurden jedoch nur drei bekannte Erdbeben mit einer Stärke von mehr als 4,0 während der Flutung von Ölfeldern mit Wasser aufgezeichnet, und keines davon stand in Verbindung mit CO2 Flutung in Verbindung gebracht werden, so die vollständige Übersichtüber seismische Ereignisse im Zusammenhang mit der Energietechnik in den Vereinigten Staaten, die von der Nationalen Akademie der Wissenschaften veröffentlicht wurde (NAS, 2012).
Es ist bekannt, dass winzige Erdbeben - solche, die in einer Tiefe von einem Kilometer eine Energie freisetzen, die dem Fallenlassen einer Gallone Milch auf den Boden ähnelt - mit winzigen Rissen in Verbindung gebracht werden können, die sich bilden können, um Flüssigkeiten aufzunehmen, die in die Poren des Gesteins eingespritzt werden. Eine solche Seismizität (bekannt als Mikroseismizität) ist nur mit extrem empfindlichen Instrumenten messbar und stellt weder einen Vorläufer größerer Ereignisse dar noch signalisiert sie Bewegungen auf bekannten oder unbekannten Verwerfungen. In der Tat achten die Betreiber bei der EOR darauf, dass die Gesteine nicht zu stark unter Druck gesetzt und versehentlich aufgebrochen werden, denn durch die Brüche kann CO2 die ölgefüllten Poren zu umgehen, anstatt das Öl herauszuspülen. In der Tat wird Fracking bei EOR und der Kohlenstoffspeicherung vermieden, weil es die Wirksamkeit der Ausbreitung von CO2 durch die Poren der Formation stark beeinträchtigt. Stattdessen findet EOR in einem druckarmen Reservoir statt und baut den Druck bis zur minimalen Mischbarkeit wieder auf - dem Punkt, an dem CO2 sich mit dem Öl vermischt, um es am effektivsten aus dem Gestein zu befördern. Dieser Prozess findet weit unterhalb der Bruchstelle des Gesteins statt. Bei der Kohlenstoffspeicherung konzentrieren sich die Betreiber auf die "gleichzeitige Speicherung", d. h. auf den normalen Betrieb mit zusätzlicher Überwachung und Buchführung. Wenn die Betreiber die Speicherung allein durchführen wollen, müssen sie sich nach den geltenden Vorschriften an die EPA-Regel zur Kontrolle der unterirdischen Injektion halten, die vorschreibt, dass der Frac-Druck bei 90 % der Gesteinsfestigkeit liegt.
CO2 Einleitungen sind in den USA gang und gäbe. Heute sind 4.000 Meilen an CO2 Pipelines an 127 Projekte angeschlossen, die jährlich über 100 Millionen Barrel Öl fördern und dabei 57 Millionen Tonnen CO2. Darüber hinaus gibt es heute über 100.000 Bohrlöcher, die mit Wasser geflutet werden, und weitere 13.000 Bohrlöcher, die mit CO2 Flutung. Nach jahrzehntelangem Betrieb wurde die Abwasserentsorgung auch nur mit acht Ereignissen in Verbindung gebracht, die von den Anwohnern tatsächlich wahrgenommen wurden und von denen keines mit nennenswerten Schäden verbunden war. Darüber hinaus werden in den Vereinigten Staaten jedes Jahr über 4 Milliarden Tonnen Flüssigkeiten in mehr als 30.000 Bohrlöchern in den Untergrund injiziert, und eine geringfügige induzierte Seismizität ist auf einige wenige Felder beschränkt. Während die Erfahrungen mit CO2Injektion für Projekte zur Kohlenstoffspeicherung gering ist, gibt es laut der NAS-Studie von 2012 keine bekannten historisch spürbaren Ereignisse und keines mit einer Stärke von 2,0 oder mehr. Warum ist das so? Die Speicherung von CO2 in Erdölfeldern geht in der Regel mit der Produktion von Wasser, Kohlenwasserstoffen und CO2 was zu einem Ausgleich des Drucks im Untergrund führt. Die "Stapelspeicherung" in Öl- und Gasfeldern unter Verwendung verbundener Soleformationen kann sich in mehrfacher Hinsicht als vorteilhaft erweisen, u. a. durch die Möglichkeit der Drucksteuerung durch Flüssigkeitsförderung.
Die induzierte Seismizität im Zusammenhang mit Öl- und Gasvorkommen ist jedoch weiterhin ein Thema, das die politischen Entscheidungsträger interessiert, nachdem die Stanford-Forscher Mark Zoback und Steve Gorelick 2012 eine Studie über die künftige Fähigkeit tiefer unterirdischer geologischer Formationen veröffentlicht haben, große Mengen an eingeleitetem CO2 aus Kraftwerken aufzunehmen. Die MIT-Forscher Ruben Juanez, Brad Hagar und Howard Herzog verfassten jedoch eine PNAS Gegendarstellung zu dieser Studie verfasst, in der sie darauf hinweisen, dass Erdbeben größtenteils in kristallinem "Grundgestein" auftreten, das unter den Tausenden von Metern Sedimentgestein liegt, in dem Öl- und Gasvorkommen vorkommen oder in dem CO2 gespeichert sein könnte. Es ist sehr unwahrscheinlich, dass Injektionen in diese Sedimentgesteine ein Erdbeben in den darunter liegenden kristallinen Grundgesteinen auslösen. CATF hat diese Studie auch auf unserer eigenen Website.
Wie lässt sich die Verursachung von Erdbeben vermeiden? Trotz des verschwindend geringen Risikos schädlicher Erdbeben durch CO2 Injektionen, müssen sorgfältige Standortauswahl, Risikoanalyse, ständige Überwachung und Injektionsmanagement wesentliche Bestandteile gesunder geologischer Kohlenstoffspeicherprojekte sein, insbesondere in seismisch aktiven Gebieten. Kohlenstoffspeicherstätten sollten sorgfältig geprüft werden, und solche, die ein hohes seismisches (oder sonstiges) Risiko bergen, sollten gemieden oder Management-Systeme eingesetzt werden. Die Überwachung von CO2Injektionen sollte das Druckmanagement und die Verfolgung des unterirdischen CO2 Fahnen im Verhältnis zu geologischen Strukturen umfassen.
Die jüngste PNAS-Veröffentlichung liefert also weitere Erkenntnisse über die Seismizität im Zusammenhang mit der unterirdischen Injektion von CO2Es ist jedoch wichtig, darauf hinzuweisen, dass die Autoren ihre Ergebnisse richtig einordnen und feststellen: "Die Tatsache, dass keine anderen Gasinjektionsstellen Erdbeben mit einer Stärke von 3 gemeldet haben, deutet darauf hin, dass es trotz der Bedenken von Zoback und Gorelick (2012) möglich ist, dass an vielen Orten großvolumige CO2 Injektion an vielen Orten keine Erdbeben auslöst."
