Die NREL-Forscher Chad Augustine (links) und David Young haben zusammen mit dem ehemaligen Kollegen Henry Johnston die Idee untersucht, erschöpfte Öl- und Gasquellen als Reservoir für die Speicherung von Erdgas zu nutzen. Das Gas kann dann bei Bedarf freigesetzt werden, um eine Turbine zu drehen und Strom zu erzeugen. Foto von Werner Slocum, NREL.
Chad Augustine und seine Kollegen vom National Renewable Energy Laboratory (NREL) sehen Möglichkeiten, wo andere einfach ein Loch im Boden sehen.
„Es kann nicht irgendein Loch im Boden sein“, erklärte Augustine, ein Forscher der Geothermie-Forschungsgruppe des NREL.
Die Idee ist, erschöpfte Öl- und Gasquellen als Reservoir für die Speicherung von komprimiertem Erdgas zu nutzen. Bei Bedarf kann das Gas freigesetzt werden, um eine Turbine anzutreiben und Strom zu erzeugen. Der Speicher wird mit überschüssigem Strom aus dem Netz wieder aufgeladen und der Zyklus wiederholt sich, was eine potenzielle Lösung für den wachsenden Bedarf an Energiespeicherung darstellt.
Computermodelle von Wissenschaftlern des NREL und der Colorado School of Mines bestätigten die Machbarkeit der Idee.
Die Geologie schränkt andere unterirdische Speicher ein
Eine ähnliche Idee, von Menschenhand geschaffene Salzkavernen als Aufbewahrungsort für Druckluft zu nutzen, wurde vorgeschlagen und umgesetzt – aber nur an zwei Orten auf der Welt. Die Technologie ist geografisch begrenzt, da sie geologische Salzstockformationen erfordert.
Der Vorschlag, erschöpfte Öl- und Erdgasquellen zu verwenden, nutzt die Zunahme der Anzahl horizontaler, hydraulisch gespaltener oder „gespaltener“ Quellen. Die Technik, die nach Berechnungen der Energy Information Administration etwa 75 % aller neu gebohrten Brunnen in den Vereinigten Staaten ausmacht, bohrt nach unten und dann quer durch den Felsen. Dann wird Wasser mit hohem Druck in das Bohrloch gepumpt, um das Schiefergestein aufzubrechen und eingeschlossenes Öl und Erdgas freizusetzen.
David Young, ein leitender Wissenschaftler am NREL, dessen Fachgebiet Solartechnologie ist, hatte einen „Heureka“-Moment, als er auf die Idee kam, alte Öl- und Gasquellen zur Speicherung zu nutzen.
„Ich war unter der Dusche und hatte die Idee“, sagte Young. „So kam ich dazu. Ich habe gerade an diese Millionen-Dollar-Löcher im Boden gedacht. Es gab so viele von ihnen hier draußen in der Front Range, und ich dachte, wir müssen etwas mit diesen Dingern anfangen können.“
NREL-Forscher schlagen vor, Fracking-Standorte zu nutzen, die nicht mehr genutzt werden, um komprimiertes Erdgas zu speichern
Young brachte seine Idee zu Augustine. Zusammen mit Henry Johnston, einem Veteranen der Öl- und Gasindustrie, der sechs Jahre lang bei NREL arbeitete, bevor er Ende Januar in den Ruhestand ging, prüften sie die Idee im Detail. Sie veröffentlichten Ende letzten Jahres zwei Artikel, die ihre Arbeit detailliert beschreiben, und erhielten ein Patent, das das Verfahren schützt.
Horizontale Bohrlöcher sind zum Industriestandard geworden, wobei mehrere Bohrlöcher von einem einzigen Pad aus gebohrt werden. Das geförderte Volumen übersteigt das von vertikalen Bohrungen, aber die Menge an Öl und Erdgas, die von horizontalen Bohrungen gefördert wird, nimmt innerhalb kurzer Zeit ab. Aktive Wells können schnell inaktiv werden.
„Diese horizontalen Bohrlöcher erschöpfen sich schnell“, sagte Johnston, der 31 Jahre lang bei Shell Oil Co. arbeitete, bevor er zu NREL kam. „Sie können von 10 Millionen Kubikfuß pro Tag im ersten Jahr auf 3 Millionen Kubikfuß pro Tag im zweiten Jahr ansteigen, sodass sie einen Großteil ihrer Produktion frühzeitig verlieren können.“
Schließlich sind die Brunnen so erschöpft, dass es sich nicht lohnt, sie am Laufen zu halten. Diese Brunnen können dann ungenutzt bleiben oder mit Zement verstopft werden. Forscher von NREL und Mines stellten fest, dass nicht verstopfte Bohrlöcher als Reservoirs für komprimiertes Erdgas dienen könnten.
Nicht verstopfte Bohrlöcher können mit komprimiertem Erdgas injiziert werden, stellten Forscher von NREL und Mines nach der Durchführung mehrerer Runden von Computersimulationen fest. Schreiben im Zeitschrift für Energieressourcentechnologie, prognostizierten die Wissenschaftler, dass die Technologie sowohl für kurzfristige als auch für langfristige Energiespeicherung funktionieren würde. NREL-Forscher folgten dieser Novemberzeitung mit einem Artikel in iWissenschaft einen Monat später, der die potenziellen Kosten analysierte.
Augustine sagte, der nächste Schritt sei die Einrichtung eines Pilotprojekts, um die Computermodellierung in die reale Welt zu bringen. Darüber hinaus bleibt die Frage der Übertragungsleitungen.
„Das andere, was wir brauchen, ist eine gute Studie darüber, wie viele neue Bohrlöcher da draußen sind, die für diese Technologie gut geeignet wären“, sagte er.
Die Zahl der aktiven Horizontalbohrungen ist von etwa 9.000 im Jahr 2000 auf über eine Viertelmillion im Jahr 2017 sprunghaft angestiegen.
Das Büro für geothermische Technologien des Energieministeriums, das die von Augustine und seinen Kollegen durchgeführte Forschung finanzierte, investiert separat in die mögliche Nutzung inaktiver Brunnen für Geothermie.
Ein konzeptionelles Schema des Energiespeichersystems mit alten Brunnen zur Energiespeicherung. Illustration von Al Hicks, NREL
Idee zuerst auf Sendung berührt
Die NREL-Forscher erwogen zunächst, Druckluft in die alten Brunnen einzublasen. Augustine nahm diese Idee 2016 im Rahmen des Energy I-Corps-Programms des Energieministeriums auf. Das Programm hilft Forschern, den potenziellen Markt für ihre Technologie zu bestimmen. Was Augustinus entdeckte, war das Hinzufügen von Luft in eine Erdgasquelle, die das Risiko birgt, eine Explosion auszulösen. Außerdem: „Wenn es wieder herauskommt, wird es mit Erdgas vermischt sein. Was machst du damit?”
Sie entschieden sich für Erdgas aufgrund seiner Verfügbarkeit und Kompatibilität mit der Lagerstätte.
„Wir wollen das Programm mit Erdgas starten, weil es einfach ist und ich denke, dass die Leute, denen die Brunnen gehören, viel einfacher an Bord kommen würden“, sagte Young. „Irgendwann, wenn Sie die Idee bewiesen haben, wechseln Sie allmählich zu einem anderen Gas, um das System zu betreiben. CO2 würde funktionieren. Stickstoff würde funktionieren. Wasserstoff. Wenn Sie CO verwenden2 das könnte auch Teil eines Kohlenstoffabscheidungskreislaufs sein.“
Die Verwendung von Druckluft als Energiespeicher erfordert zusätzliche Schritte, darunter das Kühlen der Luft nach der Kompressionsstufe und das Vorwärmen vor dem Ablassen. Der Bau von Projekten, die Druckluft verwenden, kann Jahre dauern und Hunderte von Millionen Dollar kosten. Durch die Nutzung vorhandener Bohrlöcher kann innerhalb weniger Monate ein Pilotstandort, der Erdgas verwendet, für einige Millionen Dollar installiert werden, schätzten die Wissenschaftler.
Ihre Berechnungen zeigen, dass die Verwendung von komprimiertem Erdgas zur Stromerzeugung je nach Temperatur und Druck im Bohrloch eine Leistung von Hunderten von Kilowatt bis zu fast einem Megawatt erzeugen kann.
Die als REFRAES (für REpurposed FRAcked wells for Energy Storage) bezeichnete Technologie beruht auf einem Vier-Phasen-Prozess. Im ersten Schritt wird das Gas mit konstant fließendem Bohrlochdruck in die Lagerstätte injiziert, um Energie zu speichern. Anschließend wird der Brunnen verschlossen, damit das Gas nicht entweichen kann. Anschließend wird das Gas aus der Lagerstätte mit konstantem Druck zur Stromerzeugung gefördert. Schließlich gibt es eine Erholungsphase, während der der Brunnen wieder verschlossen ist.
Nach der Erholungsphase wird der Speicherzyklus wiederholt.
Kurzfristig kann das Verfahren sechs Stunden Strom liefern. Bei längerem oder saisonalem Bedarf können die Forscher nach Berechnungen 90 Tage Strom anbieten.
„Die saisonale Energiespeicherung ist sehr, sehr begrenzt“, sagte Young. „Es gibt nur wenige Technologien, die das können. Pumpspeicherkraftwerke wären eines davon. Diese Technologie stellt eine Möglichkeit dar, eine sehr langfristige Speicherung zu ermöglichen, also freuen wir uns über diesen Teil davon.“
Pumpspeicherkraftwerke, bei denen bergab fließendes Wasser Strom erzeugt, können 70–85 % der gespeicherten Energie zurückgeben. NREL-Forscher berechneten die Effizienz von REFRAES auf etwa 40 %–70 %. Die nivellierten Kosten für die Speicherung von Erdgas könnten bei 80 bis 270 US-Dollar pro Megawattstunde liegen, während sie für Pumpwasserkraft bei 225 US-Dollar liegen.
Ein weiterer Vorteil der REFRAES-Technologie gegenüber Pumpspeicherkraftwerken und den dafür erforderlichen zwei Stauseen ist ihre Erweiterbarkeit. Mit mehreren Bohrlöchern, die an einem einzigen Standort gebohrt werden, kann die Methode zur Speicherung von Erdgas nach Bedarf erweitert werden, indem zusätzliche Löcher angebunden werden, sagte Augustine. Kann ein einzelner Brunnen beispielsweise 500 Kilowatt Energie speichern, erhöht jeder weitere Brunnen die verfügbare Speicherkapazität.
„Ich denke, das ist etwas, das wichtig zu wissen ist“, sagte Augustine. „Es kann nach Bedarf skaliert werden.“
Artikel mit freundlicher Genehmigung von Nationales Labor für erneuerbare Energien.
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