Geologische Speicherung ist dauerhaft: Ein FAQ mit Bruce Hill
CO2-abscheidung Technologien sind unverzichtbare Instrumente zur Verringerung der heutigen industriellen CO₂-Emissionen und ermöglichen den Übergang von fossilen Brennstoffen zu kohlenstofffreien Energiealternativen, die derzeit entwickelt werden, sowie die direkte Entfernung von CO₂ aus der Atmosphäre.
Damit CO2-abscheidung wirksam sein kann, muss die Speicherung dieser abgeschiedenen Emissionen dauerhaft sein. CO2-abscheidung kommt jetzt mit mehr als dreißig vorgeschlagenen Projekten in Schwung CO2-abscheidung Projekte die durch die 45Q-Steuergutschriften ausgelöst wurden. Dies hat zu Anfragen über geologische Optionen für die Speicherung von abgeschiedenem Kohlendioxid (CO₂) sowie zu der Frage geführt, ob das in geologischen Formationen gespeicherte CO₂ dort dauerhaft verbleibt.
In diesem Blog werde ich häufig gestellte Fragen beantworten, um zu veranschaulichen, dass die geologische CO₂-Speicherung tatsächlich eine langfristige, risikoarme und dauerhafte Reduzierung der CO₂-Emissionen ermöglicht. Eine wichtige Erkenntnis aus diesen FAQ ist die Tatsache, dass es äußerst unwahrscheinlich ist, dass gut regulierte CO₂-Injektionen in tiefe geologische Formationen bei richtig platzierten Projekten jemals in nennenswerten Mengen in die Atmosphäre gelangen werden. Für die Dauerhaftigkeit gibt es mehrere Anhaltspunkte, angefangen bei dem, was wir über Gesteine und geologische Formationen wissen. "Dauerhaft" bedeutet hier, dass das zur Speicherung eingebrachte CO₂ im Untergrund verbleibt und niemals in die Atmosphäre gelangt.
Zu FAQ springen:
- Wie funktioniert die geologische Speicherung von CO₂?
- Wie wird CO₂ eingefangen?
- Können Verwerfungen und Brüche dazu führen, dass injiziertes CO₂ an die Oberfläche wandert?
- Kann es bei der geologischen Speicherung zu einem plötzlichen Verlust von CO₂ kommen, wie z. B. bei der tragischen Katastrophe am Nios-See in Kamerun 1986, bei der Menschen ums Leben kamen?
- Wie lange bleibt das in geologischen Fallen gespeicherte CO₂ bei gut platzierten Speicherprojekten außerhalb der Atmosphäre?
- Ist die Erdgasspeicherung ein Analogon zur geologischen CO2-Speicherung?
- Welche Vorschriften gewährleisten eine sichere Lagerung?
Wie funktioniert die geologische Speicherung von CO₂?
Die einfachste Form der geologischen Speicherung findet in einem porösen Gestein statt, das von einem undurchlässigen Gestein bedeckt ist. Um unterirdische Möglichkeiten zur Speicherung großer CO₂-Mengen zu finden, müssen wir sehr tiefe - nicht weniger als eine halbe Meile tiefe - Formationen von Sedimentgestein wie Sandstein, Kalkstein und Dolomit suchen, die porös genug sind, um CO₂ zu speichern. Solche Speicherformationen befinden sich nicht direkt unter den Füßen, sie sind keine Höhlen, sondern tiefe, poröse Gesteinsschichten, die durch darüber liegende undurchlässige Gesteinsschichten eng begrenzt und vertikal von der Oberfläche getrennt sind. In der Geologie spricht man auch von Fallen innerhalb dieser Formationen, die verhindern, dass Flüssigkeiten und Gase abwandern. Es gibt verschiedene Arten von geologischen Strukturen, die CO₂ einfangen, darunter die bekannte auf dem Kopf stehende schalenartige Formation, die Geologen als Antiklinale oder Kuppel bezeichnen (siehe Abbildung unten).
Einige der dicksten und besten potenziellen Speicherformationen befinden sich in der Region des Golfs von Mexiko (an Land und vor der Küste), wo der Mississippi und sein Vorgänger über Millionen von Jahren marine Sedimentabfolgen abgelagert haben, wo der Fluss seine Sedimente im Meerwasser ablädt und das Mississippi-Delta bildet. Das Delta ist mehrere Kilometer dick, da die darunter liegende Kruste absinkt und somit mehr Ablagerungen aufnehmen kann, wenn der Mississippi seine Sandlast abwirft. Speicherformationen wie diese sind hochgradig durchlässig, haben ausreichende Zwischenräume zwischen den Körnern, die zum Teil mit Salzwasser gefüllt sind, so dass sie als geologische Schwämme dienen können. Wir bezeichnen die CO₂-Speicherung in diesen Gesteinen als saline Speicherung. Diese Formationen gewährleisten eine dauerhafte Speicherung, da sie durch sich wiederholende Abfolgen von darüber liegenden undurchlässigen Gesteinsschichten wie Schiefer oder anderen dichten, gut zementierten Gesteinsschichten gekennzeichnet sind, die von Flüssigkeiten und Gasen nicht durchdrungen werden können und als Deckgestein bezeichnet werden. Diese Verbindung von porösem Speichergestein und undurchlässigem Schiefergestein ist das Ergebnis von Jahrmillionen sich wiederholender tektonischer Prozesse und Meeresspiegelschwankungen, die zu immer flacheren und tieferen Wasserumgebungen führten. Mit diesen spektakulären Speicherformationen könnte diese Region ein Ziel für einen Großteil des abgeschiedenen CO₂ des mittleren Kontinents sein. Speicher- und Deckgesteinsequenzen können auch in nicht-marinen kontinentalen Umgebungen durch Flüsse und Seen sowie durch Wind in Wüstenumgebungen gebildet werden. Alle diese geologischen Gegebenheiten sind in der beeindruckenden Geologie des Grand Canyon vertreten. Solche abwechselnden Sandstein- und Schieferschichten wiederholen sich häufig und sind so gestapelt, dass sie sogar in mehreren Tiefen CO₂ aufnehmen können, was die Möglichkeit der so genannten gestapelten Speicherung eröffnet.
Dieser Blick auf den Grand Canyon veranschaulicht die Tiefe von einer Meile typischer CO₂-Injektionen und die dicke Überlagerung von Schichten - wiederholte Stapel von Sandsteinen, Kalksteinen und Schiefer, die größtenteils undurchlässig sind -, die das schwimmfähige CO₂ durchqueren müsste, um die Oberfläche zu erreichen. Die Speicherung des abgeschiedenen superkritischen CO₂ muss in einer Tiefe von mindestens einer halben Meile erfolgen.
Wie wird CO₂ eingefangen?
CO₂ wird auf seinem Weg durch poröses Gestein in der Formation gefangen oder eingeschlossen. Bei der geologischen Speicherung wird das abgeschiedene CO₂ nicht als Gas, sondern in einer sehr komprimierten flüssigkeitsähnlichen Form, dem sogenannten überkritischen CO₂, in poröses Gestein injiziert. In diesem Zustand ist Kohlendioxid extrem flüssig und kann leicht durch die Porenräume des Gesteins dringen, wenn es sich einer physikalischen Falle nähert. Dabei "schnappt" jedoch ein Teil des CO₂ ab, wie Geophysiker sagen, und bleibt in den Gesteinsporen eingeschlossen. Wir nennen dies Kapillar- oder Resteinschluss, weil die Kapillarwirkung das CO₂ in den Gesteinsporen zurückhält. Während sich die CO₂-Fahne, die injiziert wurde, in und durch das Gestein in die Lagerstätte bewegt, nimmt ihre Größe und Kraft ab, so dass sie nur noch bis zu einem bestimmten Punkt vordringen kann. Das CO₂ behält also nicht genug Schwung, um sich schwimmend durch eine vertikal dicke Gesteinsschicht nach oben zu bewegen. Daher trägt dieser Resteinschluss dazu bei, die Wahrscheinlichkeit zu verringern, dass CO₂ unerwartet durch eine halbe Meile porösen Gesteins und in die Atmosphäre gelangt. Zusätzlich zum Kapillarrückhalt wird das injizierte CO₂ auch in der Salzlösung der Formation gelöst. Das Löslichkeitsfallen ist wichtig, weil es das CO₂ in der freien Phase in der Sole auflöst und so das Potenzial für eine vertikale Migration in der Gasphase verringert. Wenn die CO₂-haltige Sole dicht ist, kann sie unter bestimmten Bedingungen sogar tiefer in die Formation sinken. Schließlich kann das CO₂ im Laufe der Zeit bei Vorhandensein von ausreichend Kalzium durch die Bildung von Kalziumkarbonatmineralen in der Formation verbraucht werden, je nach der lokalen geochemischen Zusammensetzung des Gesteins und der umgebenden Sole.
Nach der Injektion sorgen verschiedene Abfangmechanismen dafür, dass das CO₂ nicht an die Oberfläche gelangt. Stratigraphisches Trapping ist das physikalische Einfangen von CO₂ unter undurchlässigen Schichten wie Schiefer. Residual Trapping ist die fortschreitende Immobilisierung von CO₂, das durch Kapillardruck in Poren eingeschlossen wird, während die Gasfahne das Gestein durchquert. Solubility Trapping ist CO₂, das durch Auflösung im salzhaltigen Formationswasser eingeschlossen wird. Mineralieneinschluss ist die langfristige Bildung von Mineralien in bestimmten Formationen, wie z. B. Kalksteinen oder mit Kalzit verkitteten Sandsteinen. Quelle: IPCC, 2005.
Können Verwerfungen und Brüche dazu führen, dass injiziertes CO₂ an die Oberfläche wandert?
Verwerfungen und Brüche können ein Risiko für das gespeicherte CO₂ darstellen, wenn sie einen Weg um Fallen herum an die Oberfläche bieten. In älteren Gesteinen können vorhandene Verwerfungen und Brüche jedoch mit Mineralien aufgefüllt oder mineralisiert sein, so dass sie tatsächlich hervorragende Fallen darstellen, wenn undurchlässige Formationen tektonisch an durchlässige Formationen stoßen. Wenn also bei einer geologischen Untersuchung zur Vorbereitung eines Speicherprojekts eine Verwerfung auftaucht, ist es wichtig zu bestimmen, um welche Art von Verwerfung es sich handelt. Strenge Vorschriften, die eine solche detaillierte geologische Untersuchung vorschreiben, sind unerlässlich, um solche Merkmale zu identifizieren und zu bestimmen, ob sie unter den zu erwartenden Injektionsbedingungen durchlässig oder undurchlässig sind.
Wenn eine Durchlässigkeit wahrscheinlich ist oder wenn in der Nähe ein Erdbebenrisiko besteht, kann - und sollte - ein Standort nicht für eine Speichergenehmigung in Frage kommen. Die US-amerikanischen Vorschriften zur Kontrolle der unterirdischen Injektion bieten diesen Schutz, indem sie die Identifizierung und Überwachung aller potenziell durchlässigen Verwerfungen und Brüche vorschreiben.
Kann es bei der geologischen Speicherung zu einem plötzlichen Verlust von CO₂ kommen, wie z. B. bei der tragischen Katastrophe am Nios-See in Kamerun 1986, bei der Menschen ums Leben kamen?
Kohlendioxid ist im Gegensatz zu seinem Bruder Kohlenmonoxid (CO) nicht direkt giftig für den Menschen, wenn es in die Umgebungsluft freigesetzt wird, es sei denn, die Freisetzung ist katastrophal - sehr schnell und in extrem hohen Mengen. Wie oben kurz erläutert und in meinem Blogbeitrag ausführlicher dargestellt, fand die katastrophale Freisetzung aus dem Nios-See unter ganz anderen Bedingungen statt, als dies bei gebundenem CO₂ der Fall wäre. Sie wurde durch sehr große Mengen an entweichendem vulkanischem CO₂ verursacht, das sich im kalten Wasser auf dem Grund des jungen Sees konzentrierte und eingeschlossen wurde und wahrscheinlich infolge eines Erdbebens freigesetzt wurde.
Geysire sind ein greifbares Beispiel für schnelle Freisetzungen von CO₂, die weit über das hinausgehen, was jemals aus einer Lagerstätte freigesetzt werden würde; wer einmal im Yellowstone-Nationalpark war, kann zusehen, wie CO₂ und Wasser aus dem Old Faithful regelmäßig aus der Erde sprudeln, ohne dass Erstickungsgefahr besteht.
Wie lange bleibt das in geologischen Fallen gespeicherte CO₂ bei gut platzierten Speicherprojekten außerhalb der Atmosphäre?
Öl- und Gasvorkommen sind ein gültiges Analogon, um die Dauerhaftigkeit geologischer Ablagerungen zu demonstrieren, da sie seit Millionen von Jahren in geologischen Formationen eingeschlossen sind. Das Öl und Gas, das wir aus geologischen Formationen gewinnen, ist seit Millionen, zehn Millionen und in einigen Fällen sogar seit mehreren hundert Millionen Jahren eingeschlossen. Und sie würden noch Dutzende oder Hunderte von Millionen Jahren länger dort liegen, wenn wir sie nicht anzapfen würden. Wie CO₂ sind diese Kohlenwasserstoffe im Verhältnis zu Wasser schwimmfähig, und da sie sich aus der Zersetzung von Schiefergestein über extrem lange geologische Zeiträume hinweg bilden, bewegen sie sich schwimmend durch das Gestein, bis sie von einer darüber liegenden Gesteinsschicht eingeschlossen werden und die Pools bilden, aus denen wir sie jetzt fördern.
Stark schwimmfähiges Erdgas und Erdöl ist über Millionen von Jahren in geologischen Strukturen wie dieser Antiklinale eingeschlossen. Andere Fallen sind Verwerfungen und stratigraphische Fallen, die poröses Gestein unter undurchlässigem Gestein aneinanderreihen. Illustration: Geologie des San Joachin Valley.
Wie ich in meinem 2013 mit meinen Kollegen Susan Hovorka vom University of Texas Bureau of Economic Geology und Steve Melzer, einem bekannten EOR-Berater, verfassten Papier " Geologic Carbon Storage Though Enhanced Oil Recovery" (Geologische Kohlenstoffspeicherung durch verbesserte Ölgewinnung) zusammenfasse, verfügen die USA über ein halbes Jahrhundert Erfahrung mit CO₂-Injektionen in den Untergrund und mit dem Management von Ölfahnen. CO₂ wird seit einem halben Jahrhundert von der Ölindustrie zur Steigerung der Ölförderung eingesetzt, da es hartnäckiges Öl aus Feldern mobilisieren und freisetzen kann, die mit konventionellen Methoden ausgebeutet worden sind. Wir nennen dies Enhanced Oil Recovery oder EOR. Die mehr als 50-jährige Erfolgsbilanz der EOR-Industrie ist ein weiterer deutlicher Beweis für die geringe Wahrscheinlichkeit signifikanter CO₂-Verluste durch Leckagen. Ungefähr 65 Millionen Tonnen CO₂ werden derzeit durch mehr als 5.000 Meilen Pipelines in den USA zu EOR-Projekten transportiert, die seit Jahrzehnten sicher betrieben werden. Die Betreiber von EOR-Projekten zahlen für CO₂ und behandeln es als wertvollen Rohstoff, dessen Verlust sie durch Rückgewinnungs- und Recyclingverfahren, Leckvermeidung und die Verfolgung des CO₂ im Untergrund minimieren bzw. ausschließen wollen. Eine solche Verfolgung kann die Ausrüstung von Bohrlöchern mit Drucksensoren umfassen, die die Zentrale sofort über Probleme bei der Injektion und Produktion informieren, so dass diese sofort behoben werden können. Bei der EOR wird das CO₂ nach einem Muster gehandhabt, bei dem eine Injektionsbohrung in der Regel von vier Förderbohrungen umgeben ist, wodurch eine Niederdruckzone entsteht, in die das injizierte CO₂ fließt, wodurch das CO₂ im Feld gehalten und zu den Förderbohrungen gezogen wird. Recyclingsysteme fangen das im Öl enthaltene CO₂ wieder auf und injizieren es erneut, wodurch nach und nach praktisch das gesamte ursprünglich injizierte CO₂ gespeichert wird. Wenn die Injektion eingestellt wird, entspannt sich der Formationsdruck, und die injizierten Flüssigkeiten erreichen schließlich ein Gleichgewicht mit dem umgebenden Gestein.
Gut gelegene und sorgfältig geführte EOR-Speicherprojekte mit Überwachung, Berichterstattung und Überprüfung wie Core Energy in Michigan und Occidental Petroleum in Texas (und einige andere) tragen zur Speicherung von CO₂ bei, während sie gleichzeitig Öl produzieren. Ein Vorteil der EOR-basierten CO₂-Sequestrierung ist, dass der Untergrund bekannt ist, ebenso wie die Einfangmechanismen und die Kapazität des Feldes. Das Risiko von Leckagen besteht bei Feldern mit alten, unbekannten, schlecht verschlossenen Bohrungen. Das Risiko von Altbohrungen muss jedoch nach den unten beschriebenen US-Vorschriften bei der Erstellung des Überwachungs-, Berichterstattungs- und Verifizierungsplans(MRV) untersucht werden, der für geologische Speicher im Rahmen des Greenhouse Gas Reporting Program erforderlich ist. In den letzten zehn Jahren wurde in der Presse über mehrere bedeutende Pannen bei stillgelegten Bohrungen berichtet, z. B. in Mississippi (2007, 2011) und Texas (2015). Obwohl einige Umweltschäden durch das Abfließen von CO₂-haltiger Ölsole an die Erdoberfläche entstanden, wurden große CO₂-Volumenverluste nicht öffentlich gemeldet. Außerdem wurden diese Leckagen schnell entdeckt und behoben, und es wurden hohe Geldstrafen gezahlt. Eine kalifornische Studie deutet darauf hin, dass diese Art von Versagen der alten Bohrlöcher höchstwahrscheinlich zu einem frühen Zeitpunkt der CO₂-Überflutung auftrat, als die CO₂-Fahne die unzureichend stillgelegten Bohrlöcher erreichte. Infolgedessen werden Leckagen aus stillgelegten Altbohrungen wahrscheinlich frühzeitig entdeckt und behoben. Bei einem schlecht gemanagten EOR-Projekt könnte das Risiko einer CO₂-Migration aus dem Projekt heraus bzw. außerhalb des Pachtgebiets zu CO₂-Verlusten führen, in vielen Fällen in die Pachtgebiete anderer Unternehmen. Der Verlust von Öl und CO₂ aus einem Projekt könnte zwar ein Problem für die Betreiber darstellen, kann aber durch die Überwachung des Gleichgewichts der Muster - die eingespritzten Flüssigkeiten müssen mit den produzierten Flüssigkeiten übereinstimmen - und durch Wasservorhänge (eingespritztes Wasser an den Rändern einer EOR-Anlage, um den CO₂-Ausstrom aus dem Feld zu blockieren) während der Projektlaufzeit gesteuert werden. Zu Zwecken der Kohlenstoffbilanzierung wird die Abwanderung außerhalb des Feldes als ausgetretenes CO₂ gezählt, obwohl das CO₂ möglicherweise nie vollständig in die Atmosphäre gelangt, wenn die Abwanderung unterhalb der Abscheidesequenz erfolgt.
CO₂, das bei der Ölförderung eine Meile tief verpresst und recycelt wird, wird in Systemen zur verbesserten Ölgewinnung gespeichert, wie in dieser Abbildung des Core Energy-Projekts in Michigan, einem von der EPA genehmigten Überwachungs- und Speicherprojekt. Unter Berücksichtigung der Lebenszyklusanalyse wird netto CO₂ gespeichert, selbst wenn das CO₂ aus dem fossilen Brennstoff berücksichtigt wird.
Ist die Erdgasspeicherung ein Analogon zur geologischen CO₂-Speicherung?
Die Erdgasspeicherung bietet in der Tat ein weiteres nützliches Analogon, das zeigt, wie CO₂ nach der Injektion eingeschlossen bleibt. Tatsächlich werden derzeit im Rahmen des US-Erdgasspeicherprogramms drei Billionen Kubikfuß Erdgas in geologischen Formationen gespeichert. Erdgas wird gespeichert, indem es in geologische Speicherformationen (eine Kombination aus tiefen Salzkavernen, Salzlagerstätten und erschöpften Ölfeldern) injiziert wird. Im Gegensatz zu der bei CCS-Projekten vorgesehenen dauerhaften Speicherung bleibt das Erdgas sicher, bis es je nach Bedarf abgerufen wird. Die erste unterirdische Erdgasspeicheranlage wurde 1915 errichtet. In den Vereinigten Staaten gibt es 415 geologische Erdgasspeicher und 17.500 Bohrlöcher. Diese strategischen Reserven enthalten über 3 Billionen Kubikfuß Erdgas, die in den letzten 25 Jahren routinemäßig verwaltet wurden. Das National Energy Technology Laboratory veröffentlichte 2019 einen Bericht mit dem Titel Unterirdische Erdgasspeicherung - analoge Studien zur geologischen Speicherung von CO₂ der zu dem Schluss kommt: "...die Erfahrung hat gezeigt, dass große Gasmengen sicher unterirdisch und über lange Zeiträume gespeichert werden können, wenn die entsprechenden Best Practices umgesetzt werden. Die Speicherung von CO₂ in unterirdischen geologischen Formationen im kommerziellen Maßstab sollte ebenfalls machbar sein, wenn vergleichbare Best Practices nachgewiesen werden." Der Bericht identifiziert veraltete Brunnenkonstruktionen als Ursache für die seltenen, aber bekannten Leckagen, zu denen auch Aliso Canyon im Jahr 2015 gehörte, und verdeutlicht, wie wichtig es ist, verlassene Brunnen zu identifizieren und zu sanieren, sowie die heutigen robusten Anforderungen an die Konstruktion von Brunnen für die Speicherung von CO₂.
Abbildung 2-7 aus dem NETL-Bericht 2019 zeigt Erdgasspeicher in den USA nach Typ und Speichergröße.
Welche Vorschriften gewährleisten eine sichere Lagerung?
Trinkwasser- und Luftverschmutzungsvorschriften in den USA stellen sicher, dass die CO₂-Speicherung dauerhaft ist. Genauer gesagt sind zwei Vorschriften der Schlüssel zur Sicherheit von CO₂, sobald es zur Sequestrierung verpresst worden ist. Die erste ist die Programm zur Kontrolle unterirdischer Injektionen (UIC)Teil des Safe Drinking Water Act (SDWA), der vom EPA-Büro für Wasser in Zusammenarbeit mit den Staaten verwaltet wird. Im Rahmen dieses Programms wurde 2010 eine spezielle Brunnenklasse für die geologische Sequestrierung von CO₂ eingerichtet. Die UIC-Klasse VI umfasst Anforderungen zur Identifizierung hochwertiger geologischer Formationen mit geringem Risiko durch gründliche geologische Untersuchungen und Injektionstests, eine strenge Konstruktion und mechanische Integrität der Injektionsbohrungen, Anforderungen an die CO₂-Injektion (z. B. Begrenzung des Injektionsdrucks auf 90 Prozent des Drucks, der zum Aufbrechen der Formation und des Deckgesteins führen würde), betriebliche Überwachung und Berichterstattung nach der Injektion sowie Anforderungen an die Standortschließung. Ergänzt wird die UIC-Klasse VI durch die Bestimmungen des Clean Air Act Programm zur Berichterstattung über Treibhausgase, Unterabschnitt RR die eine geologische Analyse zur Identifizierung und Überwachung möglicher Leckagepfade in die Atmosphäre sowie eine jährliche Berichterstattung und Buchführung vorschreibt. Bei der geologischen Speicherung muss die Integrität des Einschluss- oder Rückhaltesystems im Bereich des erhöhten Drucks oder des schwimmenden CO₂ durch die Bewertung potenzieller Leckagepfade nachgewiesen werden, wie z. B. fehlerhafte bestehende Bohrungen (bei der Speicherung in erschöpften Ölfeldern) oder natürliche Leitungen wie durchlässige Risse oder Verwerfungen.
Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die inhärenten Eigenschaften der Gesteinsformation und der Kohlenstoffspeicheranaloga in Verbindung mit den behördlichen Anforderungen für die Planung, Injektion, Speicherung und Überwachung von injiziertem CO₂ darauf hindeuten, dass eine gut platzierte geologische Speicherung langfristig ein geringes Risiko darstellt und dauerhaft ist. Leckagen aus dem Projekt werden eine seltene Ausnahme und von begrenztem Ausmaß sein, und zwar aufgrund unseres Wissens über die Physik der geologischen Speicherung von injiziertem CO₂, jahrzehntelanger Erfahrung mit der Injektion von CO₂ und anderen analogen Stoffen sowie bestehender behördlicher Vorschriften für die Auswahl und den Betrieb von CO₂-Injektions- und -Speicherstätten, einschließlich der Anforderungen an den Bau von Injektionsbohrungen und die mechanische Integrität. Dies ist die Dauerhaftigkeit, die erforderlich ist, um die CO₂-Reduktionsziele zu erreichen, die die geologische Speicherung für aufgefangene CO₂-Emissionen bietet.
