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Dr.-Ing. Yves Gensterblum

1. Preis des Jahres 2014

CBM and CO2-ECBM related sorption processes in coal

Institut für Geologie, Geochemie und Lagerstätten des Erdöls und der Kohle der RWTH Aachen

Dr.-Ing. Yves GensterblumDr.-Ing. Yves Gensterblum

Der weltweite Energieverbrauch steigt kontinuierlich. Erdgas stellt wegen seiner hohen Energiedichte und des vergleichsweise geringen Kohlenstoffanteils eine ausgezeichnete Alternative zu Erdöl und Kohle dar. Wegen des Rückgangs der Förderung aus konventionellen Gaslagerstätten, ist die Erkundung und Nutzung unkonventioneller Erdgaslagerstätten in den letzten Dekaden zunehmend in den Fokus gerückt. Die Injektion von CO2 in unkonventionelle Lagerstätten wird aufgrund theoretischer Betrachtungen als Möglichkeit zur Steigerung der Methangasausbeute gesehen. Zugleich könnte das verwendete CO2 auf diese Weise durch Adsorption dauerhaft gespeichert werden. Die Identifizierung und Erforschung der molekularen Prozesse bei der Sorption an organischem Material verschiedener thermischer Reifestadien und der Einfluss von Wasser auf die Sorption, am Beispiel der Flözgasförderung sind Gegenstand dieser Doktorarbeit.
Einleitend würde eine umfassende Literaturstudie zur Sorption von CO2 und CH4 an Kohlen und dem Einfluss von sorbiertem Wasser durchgeführt und veröffentlicht. Die CO2 und CH4 Sorptionskapazität von trockenen Kohlen hat einen parabolischen Verlauf mit zunehmender Reife mit einem Minimum bei ca. 1% bis 1.2% Vitrinitreflektion. Bei feuchten Kohlen beobachtet man eine lineare Abhängigkeit zwischen CH4 und CO2 Sorptionskapazität und der Reife der Kohle. Die detaillierten Trends werden im ersten einleitenden Kapitel vorgestellt.
Auf der Basis dieser Literaturstudie wurde ein Messplan entwickelt, mit der Zielsetzung, die CH4 und CO2 Sorptionsprozesse, den Einfluss von sorbiertem Wasser und die dazugehörigen thermodynamischen Grundgrößen wie Enthalpie und Entropie zu bestimmen. Aus diesen Messdaten und publizierten molekulardynamischen Simulationen konnte ein molekulares Konzept entwickelt werden, das die experimentellen Beobachtungen zu den Sorptionsprozessen sowie den Einfluss von sorbiertem Wasser auf diese Prozesse erklärt.
Zur Bearbeitung dieser wissenschaftlichen Fragestellungen wurden CH4 und CO2 Sorptionsisothermen an verschiedenen thermisch-reifen Kohlen bestimmt. Die Nähe der Messbedingungen zu den kritische Kenngrößen (Druck und Temperatur) von CO2 stellt eine mess- und regelungstechnische Herausforderung dar. Um eine hohe Qualität und reproduzierbarkeit der Sorptionsisothermen sicherzustellen wurde eine zwei-phasige internationale Vergleichsstudien (Ringversuche) unter Beteiligung verschiedener internationaler Arbeitsgruppen durchgeführt. In der ersten Phase konnten grundlegende methodische Probleme geklärt und ausgeräumt werden. In der zweiten Phase standen die Eigenschaften und experimentelle Schwierigkeiten von natürlichen Kohleproben im Vordergrund. In mehreren Workshops wurden Empfehlungen und methodische Optimierungsmöglichkeiten für die Bestimmung der CO2 Sorptionskapazität von Kohlen erarbeitet. Die Ergebnisse der Studien sind in Kapitel 2 und 3 erläutert.
Mit dieser verbesserten Methode wurde der Messplan, welcher auf der Basis der einführenden Literaturstudie aus dem ersten Kapitel erarbeitet wurde, durchgeführt. Die Ergebnisse und Schlussfolgerungen werden in Kapitel 4 erläutert. Zusammenfassend läßt sich Schlussfolgern, die sauerstoffenthaltenden Funktionalen-Gruppen sind für die sorbtiven Eigenschaften von unreifen Kohlen verantwortlich. Verschwinden diese durch zunehmende Inkohlung mit zunehmender Kohlereife, verschwinden auch der Effekt das durch bereits sorbiertes Wasser die CH4 und CO2 Sorptionskapazität reduziert wird.
Im fünften Kapitel werden die experimentellen Ergebnisse detailliert vorgestellt und diskutiert.
In Kapitel 6 wird ein Konzept für die Anwendung der experimentellen Daten und ihren thermodynamischen Grundgrößen im Rahmen der geologischen Entwicklung einer unkonventionellen Gaslagerstätte gezeigt. Der Fokus hierbei, liegt auf der thermodynamischen Abschätzung von Methangassättigung, Förderpotential sowie dem CO2 Speicher- und Stimulationspotential. Aus diesen, ausschließlich auf thermodynamischen Überlegungen basierenden Ergebnissen, lässt sich ableiten, dass Kohleflöze in Sedimentbeckensysteme mit niedrigen thermischen Gradienten generell besser für die Förderung von Methan geeignet sind. Im relevanten Temperatur- und Druckbereiche ist der dominante Speichermechanismus die Sorption von Methan. In der offenen Porosität komprimiertes sowie gelöstes Gas stellen dagegen nur geringe bzw. vernachlässigbare Speicherkapazitäten für Methan zur Verfügung. Drittens, um die gleiche Menge Methan zu fördern benötigt man bei Lagerstätten mit unreiferen Kohlen eine geringere Absenkung des Porendrucks als bei höher reifen Kohlen. Abschließend lässt sich aus den thermodynamischen Betrachtungen folgern, dass eine erhebliche Untersättigung eines Kohleflözes mit Methangase allein durch die beckengeschichtliche Hebung in den meisten Fällen nicht zu erwarten ist.


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