PT Unknown AU Haase, C TI Hydrogeochemische Modellierung der CO2-Speicherung und -Leckagein geologischen Formationen: Unsicherheiten verursacht durch thermodynamische Datenbanken und numerische Codes PY 2016 PU Christian-Albrechts-Universität zu Kiel WP https://macau.uni-kiel.de/receive/diss_mods_00018714 LA de DE CO2-Speicherung; Modellierung; Codes; Datenbanken; Thermodynamik; CO2; Geochemie; CO2-Storage; Modelling; Databases; Thermodynamics; Geochemistry AB Die geologische CO2-Speicherung kann dazu beitragen Emissionen von u.a. Kohlekraftwerken zu reduzieren und dabei langfristig CO2 aus der Atmosphäre zu entfernen. Dabei wird CO2 von Kraftwerksabgasen abgeschieden und in tiefe geologische Formationen injiziert (CCS, Carbon Capture and Storage). CO2 kann in verschiedenartigen Reservoiren gespeichert werden, wofür sich ausgebeutete Erdöl- und Erdgasfelder, Kohleflöze und saline Aquifere eignen. Von diesen Reservoirtypen haben die salinen Aquifere die größte CO2-Speicherkapazität. Ab einer Tiefe von ca. 800 m ist die CO2-Speicherkapazität maximal, da CO2 in dieser Tiefe annähernd die höchste Dichte aufweist. Von den salinen Aquiferen sind überwiegend permeable Sandsteinformationen geeignet, die im Rotliegend, Buntsandstein oder Keuper auftreten. Diese permeablen Formationen müssen von undurchlässigen Schichten überlagert werden, um einen CO2-Aufstieg in oberflächennahe Grundwasserleiter oder in die Atmosphäre zu verhindern (»structural trapping«). In der Speicherformation löst sich das injizierte CO2 partiell im Formationswasser (»hydrodynamic trapping«) und wird durch Ausfällungsreaktionen in kohlenstoffhaltigen Mineralphasen festgelegt (»mineral trapping«). PI Kiel ER