Welche Umweltauswirkungen hat die petrothermale Geothermie? Bei petrothermaler Geothermie sind im Vergleich zu hydrothermaler Geothermie spezielle Techniken nötig, um die natürlich vorhandene Erdwärme nutzbar zu machen. Sind mit dem Einsatz dieser Methoden Risiken für die Umwelt verbunden? Diese Frage beantwortet erstmals ein Gutachten, das die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) für das Umweltbundesamt (UBA) erstellt hat. Mit den Schwerpunkten Grundwasserschutz und induzierte Seismizität sowie der besonderen Beachtung der Reservoirerschließung untersucht das wissenschaftliche Gutachten die Bereiche, bei denen in der tiefen Geothermie die größten Risiken vermutet werden. Vor allem in der Erschließungsphase bestehen Abweichungen zwischen petrothermaler Geothermie und der konventionellen, hydrothermalen Geothermie, die in der folgenden Betriebsphase jedoch wieder nach demselben Prinzip mit einem Wasserkreislauf Wärmeenergie aus dem Untergrund gewinnen. Herausgefunden haben die BGR-Forscher, dass Unterschiede bei der Bewertung der Umweltauswirkungen im Vergleich zur Anwendung ähnlicher Erschließungsmethoden bei der Förderung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten bestehen. Dies hatte das UBA in einer Reihe von Forschungsvorhaben untersuchen lassen.
In der Arbeitshilfe der staatlichen Geologischen Dienste zur Tiefen Geothermie wird diese wie folgt definiert: "Geothermische Energie ist die in Form von Wärme gespeicherte Energie unterhalb der Oberfläche der festen Erde (VDI-RICHTLINIE 4640). Synonyme sind Erdwärme oder auch Geothermie." "Die tiefe Geothermie umfasst Systeme, bei denen die geothermische Energie über Tiefbohrungen erschlossen wird und deren Energie direkt (d.h. ohne Niveauanhebung) genutzt werden kann." Durch die Definition wird die tiefe Geothermie von der oberflächennahen Geothermie abgegrenzt, bei der die geothermische Energie dem oberflächennahen Bereich der Erde (meist bis 150 m, max. 400 m, vgl. VDI-Richtlinie 4640) entzogen wird, z.B. mit Erdwärmekollektoren, Erdwärmesonden, Grundwasserbohrungen oder Energiepfählen. Bei dieser Abgrenzung beginnt die tiefe Geothermie bei einer Tiefe von mehr als 400 m und einer Temperatur von mehr als 20 °C . Von tiefer Geothermie im eigentlichen Sinn sollte man aber erst bei Tiefen von über 1000 m und bei Temperaturen über 60 °C sprechen. Es sei aber darauf hingewiesen , dass die Übergänge zwischen den einzelnen Systemen fließend sind." Erdwärme steht generell überall und jederzeit zur Verfügung. Bei sachgerechter Bewirtschaftung ist sie praktisch unerschöpflich. Zu einem geringeren Teil (~30%) entstammt die Erdwärme der Gravitationswärme aus der Entstehung der Erde vor 4,5 Mrd. Jahren, der größere Teil (~70%) ist auf den radioaktiven Zerfall von Uran-, Thorium- und Kaliumisotopen in der Erdkruste zurückzuführen. Die Temperatur steigt mit der Tiefe im Mittel um 3 °C pro 100 m an. Die Temperaturzunahme pro Teufenabschnitt wird als Temperaturgradient bzw. geothermischer Gradient bezeichnet und in mK/m gemessen, was der Angabe °C pro km entspricht. Dieser Gradient wird durch den Wärmestrom aus der Tiefe an die Erdoberfläche verursacht. Die Wärmestromdichte beträgt in Deutschland durchschnittlich etwa 70 mW/m². Die Erschließung tief liegender Erdwärme ist mit Ausnahme tiefer Erdwärmesonden eine direkte Nutzung ohne Wärmepumpen, d.h. hier wird bei der sogenannten hydrothermalen Nutzung in großen Tiefen natürlich vorhandenes Thermalwasser oder bei petrothermalen Systemen (Hot Dry Rock -HDR-, auch als Enhanced Geothermal Systems, EGS, bezeichnet) künstlich eingebrachtes, aufgeheiztes Wasser an die Erdoberfläche gepumpt und dient sowohl der Stromerzeugung als auch der direkten Beheizung von Gebäuden (Fernwärme), siehe auch Faltblatt " Nutzung tiefer Geothermie in Hessen ". In weiten Teilen Hessens beträgt die durchschnittliche Untergrundtemperatur in 1000 m Tiefe 40-50 °C, während in der gleichen Tiefe im hessischen Teil des Oberrheingrabens (hessisches Ried) Temperaturen bis zu 90°C vorherrschen. In 3000 m Tiefe stehen durchschnittlichen Temperaturen von 110 bis 130°C im Normalfall 150°C und darüber im Oberrheingraben gegenüber. Der Oberrheingraben ist somit die einzige geologische Struktur in Hessen, in der nach jetzigem Wissensstand wegen eines erhöhten geothermischen Gradienten eine Nutzung der hydrothermalen Geothermie für die geothermische Stromerzeugung wirtschaftlich aussichtsreich ist, da hier die erforderlichen Temperaturen von mindestens 100°C bereits ab ca. 2000 m Tiefe erreichbar sind (siehe Karte geologische Strukturräume mit nachgewiesenem und vermutetem tiefengeothermischen Potenzial in Hessen ). Wichtig für die hydrothermale geothermische Nutzung ist jedoch nicht nur die Temperatur, sondern auch die natürliche Gebirgsdurchlässigkeit, damit eine möglichst hohe Förderrate ohne starke Absenkung des Wasserspiegels realisiert werden kann. Im Oberrheingraben sind relativ gute Durchlässigkeiten der in Tiefen ab 2000 m als Zielhorizont in Betracht kommenden Sedimente und Vulkanite des Rotliegend zu erwarten, so dass das Oberrheingebiet das höchste tiefengeothermische Potenzial in Hessen besitzt. Zudem ist hier die Datenlage durch zahlreiche Tiefbohrungen und Ergebnisse seismischer Untersuchungen aus der Erdöl-/Erdgaserschließung recht gut. Aber auch im übrigen Hessen ist eine tiefengeothermische Nutzung nicht ausgeschlossen. In Bereichen tektonischer Störungen können Thermalwässer in tief reichenden Zirkuationssystemen konvektiv aus der Tiefe aufsteigen und so zusätzlich zur reinen Wärmeleitung des Gesteins (Konduktion) höhere Untergrundtemperaturen als in ungestörten Gebieten bewirken. Die Karte zeigt, dass die Thermalwasservorkommen entlang des Taunus z.B. an die Taunussüdrandstörung und ihre Querstörungen gebunden sind. Im Bereich der Niederhessischen Senke gibt es trotz sehr spärlicher Daten Anhaltspunkte für Thermalwasseraufstiege, so beispielsweise in Bad Salzhausen. Auch hier können tief reichende, teilweise junge aktive Störungssysteme ähnlich wie im Oberrheingraben Aufstiegswege für Thermalwässer bilden. Die Regionen von Vogelsberg und Westerwald-Dillmulde können theoretisch ebenfalls ein erhöhtes Potenzial aufweisen. Tertiärer Vulkanismus, CO2-Aufstiege und die Vergitterung von Störungssystemen sind Anhaltspunkte hierfür. Allerdings ist hier die Datenlage noch schlechter als in der Niederhessischen Senke. Schließlich kommt für tiefe Bereiche mit kristallinen Gesteinen (Granite, Gneise), die primär nur sehr wenig wasserwegsam sind, in weiterer Zukunft auch das bis jetzt noch nicht großtechnisch etablierte HDR (Hot Dry Rock)-Verfahren in Betracht. Bei entsprechenden Bohrtiefen (ab ca. 4.500 m) können künstliche Rissysteme im Gestein durch mit hohem Druck eingepresstes Wasser ("hydraulic fracturing", "fracing") erzeugt werden und ein tiefengeothermisches Reservoir schaffen. In dem durch das HMUKLV beauftragten Forschungs- und Entwicklungsprojekt " 3-D-Modell der geothermischen Tiefenpotenziale in Hessen " wird vom Institut für angewandte Geowissenschaften IAG der TU Darmstadt und dem HLNUG gemeinsam einer detailliertere Potenzialabschätzung vorgenommen. Nachweisdaten und Informationen zum Zugang zu Detaildaten der hessischen Tiefbohrungen erhalten Sie im Rahmen des Verbundes Kohlenwasserstoffgeologie über den NIBIS-Kartenserver des Landesamtes für Bergbau, Geologie und Energie Niedersachsen (LBEG). Die KW-Bohrungsdatenbank des LBEG enthält Titel- und Fachdaten von über 30.000 Bohrlöchern. Neben KW-Explorations- und Produktionsbohrungen sind darin auch zu anderen Zwecken niedergebrachte Tiefbohrungen sowie Versenkbohrungen enthalten. Im NIBIS-Kartenserver wählen Sie als Grundkarte am besten die „OpenStreetMap Welt farbig“ und zoomen mit Mausrad nach vorne das Gebiet von Hessen heran. Durch Klick auf die Bohrung erhalten Sie Informationen. Die Hessische Energiepolitik hat sich nach Angaben des Hessischen Ministeriums für Landwirtschaft und Umwelt, Weinbau, Forsten, Jagd und Heimat (HMLU) zwei konkrete Ziele gesetzt: den Endenergieverbrauch bis 2020 um ein Fünftel zu senken und zwar durch Minimierung des Primärenergieeinsatzes und die rationelle Energienutzung und den Anteil an erneuerbaren Energien am Endenergieverbrauch erheblich zu erhöhen. Die erneuerbaren Energien sollen bis zum Jahr 2020 einen Anteil von 20 % am Endenergieverbrauch (ohne den Verkehrssektor) einnehmen. Zur Steigerung des Anteils der erneuerbaren Energien ist eine stärkere Nutzung der Solarenergie, der Biomasse, der Wasser- und Windkraft sowie der Erdwärme erforderlich. Um das Ziel "20 Prozent aus erneuerbaren Energien" zu erreichen, müssen 21 Terawattstunden pro Jahr aus Sonne, Wind, Biomasse, Wasserkraft und Geothermie gewonnen werden. Dabei liegt das Ausbauziel für die Geothermie bei 1 TWh/a. Bereits im Jahr 2005 stellte der hessische Landtag fest, dass insbesondere im Bereich des hessischen Oberrheingrabens das Potenzial besteht, um mit Tiefer Geothermie Strom erzeugen zu können und forderte die Landesregierung auf, die Potenziale der Geothermie im hessischen Oberrheingraben systematisch zu erfassen und gemeinsam mit den relevanten Akteuren in Wissenschaft und Wirtschaft der benachbarten Bundesländer und des Bundes ein Konzept zur Nutzung der Geothermie im Oberrheingraben zu erarbeiten. Grundlage für diese Einschätzung war der Sachstandsbericht des Bundestags-Ausschusses für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung zu den "Möglichkeiten geothermischer Stromerzeugung in Deutschland" vom Februar 2003 (TAB-Arbeitsbericht Nr. 84, Paschen et al. 2003). Das daraufhin gegründete hessische "Kompetenznetzwerk Tiefe Geothermie" (mit Mitgliedern aus dem Wirtschafts-und Umweltressort, dem HLNUG, der Bergbehörde beim RP Darmstadt, HessenEnergie sowie dem Institut für Angewandte Geowissenschaften der TU Darmstadt und der Hochschule Darmstadt) gelangte zur Überzeugung, dass nicht nur der Oberrheingraben, sondern ganz Hessen in die Betrachtungen einzubeziehen sei und dass in ganz Hessen eine Potenzialbewertung sowohl hinsichtlich der Stromerzeugung mit Tiefer Geothermie, als auch der Wärmenutzung unter intensiver Auswertung vorhandener und neu zu erhebender Daten sinnvoll sei. Hierbei sollten alle Nutzungsarten (hydrothermale Nutzung, petrothermale Nutzung und tiefe Erdwärmesonden) berücksichtigt werden. Die auf diesen Seiten dargestellten Informationen sind ein Resultat dieser Auswertungen. Zur Information und dem Erfahrungsaustausch von Fachleuten, der Öffentlichkeit und von Entscheidungsträgern aus Politik und Wirtschaft findet seit 2006 jährlich ein Tiefengeothermieforum mit begleitender Fachausstellung statt. Bei der Planung von Tiefengeothermieprojekten ist es unerlässlich, schon in der Frühphase ein Konzept zu der geplanten Geothermie-Nutzung, wie z. B. Zielhorizont, Erschließungsart, Stromgewinnung, Wärme-/Kältegewinnung etc., zu den möglichen Abnehmern und zur benötigten Infrastruktur zu erstellen. Mehr Das Modell soll anschauliche Informationen zum tiefengeothermischen Potenzial und zur Ausbildung des tieferen Untergrundes von Hessen als Information für die Öffentlichkeit, für politische Entscheidungsträger, für Investoren aus der Wirtschaft und insbesondere in der Frühphase der Planung tiefengeothermischer Projekte auch für Fachplaner bereitstellen. Mehr In Groß-Umstadt-Heubach wird seit 2011 ein vom Hessischen Landwirtschaftsministerium (HMLU) gefördertes Forschungs- und Entwicklungsprojekt der HEAG Südhessische Energie AG (HSE) zur Nutzung der Geothermie mit einer fast 800 m tiefen Erdwärmesonde betrieben. Mehr Seit dem Jahr 2007 betrieben die Überlandwerke Groß-Gerau GmbH (ÜWG) ein Projekt zur Gewinnung von Strom und Wärme aus einer bis zu 4.000 m tiefen Dublette (Förder- und Injektionsbohrung), die das hydrothermale Reservoir im Rotliegenden erschließen sollte. Mehr Die Kartendarstellungen für die Tiefengeothermie beruhen auf dem " 3-D-Modell der geothermischen Tiefenpotenziale in Hessen" ("Hessen 3 D") , das in Zusammenarbeit von HLNUG und TU Darmstadt (Institut für Angewandte Geowissenschaften), mit Förderung des hessischen Landwirtschaftsministeriums (HMLU) erstellt wurde. Folgende Themenlayer stehen zur Tiefen Geothermie zur Verfügung: Durch Klick auf das Kartensymbol wird die Karte aufgerufen. Lage von Vertikalschnitten mit Geologie sowie hydrothermalem und petrothermalem Potenzial. Durch Klick auf die Schnittlinie können die Vertikalschnitte abgerufen werden. Mehrere Themenlayer mit auf unterschiedliche Tiefenniveaus bezogenen Horizontalschnitten zur Geologie (geologischen Übersichtskarten) Mehrere Themenlayer mit den Oberflächen ("Top") stratigrafischer Einheiten, die die Basis für die geothermische Potenzialermittlung im 3-D-Modell darstellen. Mehrere Themenlayer mit flächenhaften Darstellungen und Isolinien der Temperatur in verschiedenen Tiefenniveaus Mehrere Themenlayer mit flächenhaften Darstellungen des hydrothermalen und des petrothermalen Potenzials in verschiedenen Tiefenniveaus Dr. Sven Rumohr Tel.: 0611-6939 727 Dr. Benjamin Homuth Tel. 0611-6939 303 Downloads und Links FAQ zum Thema Erdwärme/Geothermie
Das Projekt "Geologische und verfahrenstechnische Möglichkeiten der Erdwärmenutzung am Standort der Medizinischen Hochschule Hannover (MHH)" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Hochschule Bochum, Bochum University of Applied Sciences, Zentrum für Geothermie und Zukunftsenergien durchgeführt. Für die Medizinische Hochschule Hannover hat das GeothermieZentrum Bochum gemeinsam mit der GeoDienste GmbH (Garbsen) im Zeitraum von August 2007 bis März 2008 eine Vorstudie zur Einbindung der Geothermie in das Energiekonzept des Klinikums erstellt. Im Anschluss an diese Vorstudie wurde eine Wirtschaftlichkeitsanalyse erstellt, welche die petrothermale und hydrothermale Versorgung betrachtete. Vorstudie: Die Medizinische Hochschule Hannover (MHH) wird derzeit von den Stadtwerken Hannover mit den Medien Gas, Strom und Fernwärme zur Erzeugung ihrer dreigliedrigen Energieversorgung, bestehend aus Dampf, Raumwärme und Klimakälte, versorgt. Aufgrund der hydrogeologischen Situation am Standort der MHH in Hannover wird eine Einbindung der Geothermie sowohl in den Heizkreislauf (direkte Integration über Wärmetauscher) als auch in den Kälteklimakreislauf (modular betriebene Absorptionskältemaschinen) vorgeschlagen. Ziel der Einbindung ist es konventionelle, preislich fluktuierende und primärenergetisch nachteilige Energieträger, wie in erster Linie elektrischen Strom und nachrangig Fernwärme oder Gas, durch den Einsatz der Geothermie vollständig, oder im Rahmen der Leistungsfähigkeit des geothermischen Reservoirs teilweise, zu ersetzen. Wirtschaftlichkeit, CO2-Bilanz und Versorgungssicherheit stehend dabei im Vordergrund. Die Grundlastfähigkeit der Geothermie wird in der vorgeschlagenen Anlagenkonfiguration vollständig ausgenutzt. Im Bereich der Spitzenlastdeckung spielt die Geothermie daher keine Rolle. Die geothermisch unterstützte Dampferzeugung findet im betrachteten Szenario keinen Eingang. Dies liegt in der internen Wärmerückgewinnung im Dampferzeuger durch den Economizer zur Vorwärmung des Speise- und Verbrauchswassers begründet. Da die Geothermie bei der Dampfherstellung nur einen geringen energetischen Beitrag leisten kann und Investitionen für ihre Anbindung an das Dampferzeugersystem entstehen, wird von der Betrachtung dieser Systeme abgesehen. Übersteigt die Bereitstellung von geothermischer Energie im Heiz- oder Kühlfall die Energienachfrage, lassen sich Pufferspeicher integrieren um diese überschüssig Energie effizient zu speichern. Bei Lastspitzen kann die Energie zurückgewonnen werden. Somit erhöht sich der geothermische Anteil an der Gesamtenergiebereitstellung. Wirtschaftlichkeitsanalyse: Hier wurden 9 verschiedene Szenarien untersucht, welche sich aufgrund ihrer Art (petrothermal / hydrothermal), der Bohrtiefe (4500 / 3000 m), ihrer Schüttung (15-50 l/s), Temperatur (115 / 160 Grad C) oder Bereitstellung (Wärme / Strom+Wärme) unterscheiden. Die höheren Investitionskosten für die petrothermalen Systeme werden durch die höhere Energieausbeute (Schüttung und Temperatur) abgefangen und diese somit wirtschaftlicher als die hydrothermalen Systeme, welche sich in der Amortisationsrechnung nur aufgrund der steigenden Energiepreise nach einigen Jahren rechnen.
Das Projekt "Stochastische Charakterisierung von diskreten Klüften in Festgestein durch hydraulische und Tracer-Tomographie" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Martin-Luther-Universität Halle-Wittenberg, Institut für Geowissenschaften und Geographie durchgeführt. Geklüftete Festgesteine haben eine große Bedeutung als Grundwasserleiter und für die petrothermale Geothermie. Eine Herausforderung ist es immer, die strukturellen Merkmale der Festgesteine und jene Kluftsysteme zu erkunden, die für Fließ- und Transportprozesse bedeutend sind. Je genauer die Charakterisierung erfolgt, umso verlässlicher können diese Prozesse mit numerischen Modellen simuliert werden. Zwar gibt es mit numerischen Modellen beeindruckende Möglichkeiten zur effizienten, realistischen, hochauflösenden und gekoppelten Simulation, allerdings lässt sich der Datenbedarf solcher Modelle durch die verfügbaren Erkundungsverfahren kaum decken. Besonders jene standortspezifischen Eigenschaften wie die Kluftgeometrien erfordern angepasste Erkundungsverfahren. Zudem werden nach erfolgreicher Erkundung auch effiziente Methoden benötigt, um die erhobenen Daten in das numerische Modell zu integrieren. Das vorliegende Projekt widmet sich der Anwendung von tomographischen Bohrlochtests mit Wasser (Druck) und Tracer (Salztracer, thermisch) zur Charakterisierung von jenen für Grundwasserfluss und Transport relevanten Klüften. Über die Kombination von Multi-Level-Tests mit mehreren Bohrlöchern wird die räumliche Rekonstruktion von Kluftgeometrien ermöglicht. Eine zentrale Innovation ist die Inversion der aufgezeichneten tomographischen Signale über ein flexibles Bayessches Verfahren, das iterativ Kluftorientierungen, -längen und Kluftdichte anpasst (Inversmodell). Es wird kombiniert mit einer effizienten numerischen Implementierung und Simulation des diskreten Kluftnetzwerks (Vorwärtsmodell). Aufbauend auf den vielversprechenden Ergebnissen aus Vorarbeiten wird das vorgestellte Diskrete-Kluftnetzwerk-Inversionsverfahren hier weiterentwickelt und zur robusten Schätzung von zwei- (2D) und dreidimensionalen (3D) Kluft-Wahrscheinlichkeiten verwendet. Dies wird sowohl über die Anwendung von synthetischen Datensätzen aus virtuellen Bohrlochtests erreicht, als auch mithilfe von Druck- und thermischen Tracerdaten aus in-situ-Experimenten in Kluftgesteinen.
Das Projekt "Teilvorhaben: Microdrill - Abgelenkte Mikro Bohrungen und daran gekoppelte Stimulationsvorgänge in petrothermalen Reservoiren" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastruktur und Geothermie IEG durchgeführt. ZoDrEx (Zonal Isolation, Drilling and Exploitation of EGS projects) wird dazu beitragen, tiefe geothermische (EGS) Projekte, solide und wirtschaftlicher zu machen. Daher wird innerhalb dieses Projektes die komplette Anwendungskette in petrothermalen, geothermischen Systemen exemplarisch demonstriert von Bohrungen, über Komplettierung bis hin zur Anwendung und Produktion von Strom aus geothermischer Energie. Die Forschungsstätten dazu werden das Fraunhofer IEG in Bochum, das tiefe Bedretto Felslabor in der Schweiz und das geothermische Kraftwerk Rittershoffen bei Strasbourg, Frankreich sein. Innerhalb der deutschen Beteiligung in ZoDrEx sollen insbesondere bohrtechnische Vorgänge, inklusive Spülung und Stimulationsmechanische Vorgänge, in petrothermalen Systemen untersucht, angewendet und umgesetzt werden. Die Micro Bohrungen sollen sowohl als Hochdruck Jetting als auch mittels hydraulischen Perkussionssystemen erfolgen, basierend auf Coiled Tubing Technologie.
Das Projekt "Teilvorhaben: Bohrspülungstechnische Herausforderungen bezüglich ultra-saubere Spülung, Bohrlochreinigung und Reibungsminimierung" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Sirius - ES Deutschland GmbH durchgeführt. Innerhalb der deutschen Beteiligung in ZoDrEx sollen insbesondere bohrtechnische Vorgänge, inklusive Spülung und Stimulation mechanischer Vorgänge in petrothermalen Systemen untersucht, angewendet und umgesetzt werden. Sirius-ES (SIR) wird in enger Kooperation mit der Bohrfirma Anger's Söhne (HAS) zusammenarbeiten. Einerseits wird für das Bohren mit dem Fluidhammer ein Bohrspülungskonzept entwickelt, welches sich durch einen sehr geringen Feststoffgehalt von kleiner als 0,125% auszeichnet und andererseits die maximale Feststoffgröße in der Spülung auf kleiner als 50 Mikro m gehalten wird. Primär soll dazu Wasser (oder Sole) eingesetzt werden. Dazu wird Solid Control Equipment (SCE) eingesetzt, welches für die spezifische Situation für den Fluidhammer, der Bohrlokation (Bedretto Tunnel - Schweiz) und der zu bohrenden Gesteinsart abgestimmt und entsprechend adaptiert wird. Eine weitere Herausforderung liegt in der Bohrlochreinigung, welche mechanisch durch den regelmäßigen Einsatz von Spezialprodukten gewährleistet wird. Ein dritter Teilpunkt im ZoDrEx Projekt liegt in der Minimierung der Reibung zwischen Bohrgarnitur (BHA Bottom Hole Assembly) und der Bohrlochwand, welche sich aus hoch abrasivem kristallinem Gestein wie z.B. Graniten oder Gneisen aufbaut. Dies führt in weitere Folge zu einer Verringerung des Abriebes der Bohrgarnitur. Mit einer Anzahl unterschiedlicher Schmierstoffe werden vorab Labortests durchgeführt, aus denen eine Auswahl von 2-3 best in class' Schmierstoffen getroffen wird, welche anschließend bei den geplanten Bohrungen im Bedretto Tunnel getestet werden.
Das Projekt "Vorhaben: Bohrlochintegrität und Fluidleckage" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches GeoForschungsZentrum durchgeführt. Ziel des Verbundprojekts GEOSMART ist es, eine transparente und standortunabhängige Methode zur Risikobewertung von hydrothermalen und petrothermalen Tiefengeothermieprojekten sowie von Speicherprojekten auf Grundlage einer modularen Simulation des Gesamtsystems zu entwickeln. Üblicherweise wird bei Risikoanalysen zunächst eine Reihe konzeptioneller Vereinfachungen vorgenommen, um komplexe Prozesse im Rahmen probabilistischer Ansätze beschreiben zu können. Für das Projekt GEOSMART wurde ein entgegengesetzter Ansatz gewählt. Es ist beabsichtigt, die erforderlichen Prozessmodelle zunächst entsprechend dem aktuellen Stand von Wissenschaft und Technik einschließlich der Prozesskopplung zu entwickeln. Im Anschluss werden für die Prozessmodelle mittels Sensitivitätsanalysen die Schlüsselparameter identifiziert, die den größten Einfluss auf die einzelnen Risikokomponenten haben. Die Abhängigkeit der Risikokomponenten von den Schlüsselparametern wird dann in Form von Wertetabellen bzw. Antwortfunktionen abgebildet und an ein zentrales Systemsimulationsmodell übergeben, mit dem die Wahrscheinlichkeitsverteilung für die einzelnen Risikokomponenten berechnet wird. Die Schnittstelle über die Wertetabellen bzw. Antwortfunktionen stellt die wesentliche Vereinfachung dar und ermöglicht eine probabilistische Simulation komplexer Modelle. Der entscheidende Vorteil gegenüber herkömmlichen Risikoanalysen besteht darin, dass die relevanten Prozesse nicht auf Grundlage stark vereinfachter Modelle abgebildet werden, was die Genauigkeit von Prognosen deutlich erhöht. Das Projekt GEOSMART gliedert sich in fünf Arbeitspakete. Im Rahmen des ersten Arbeitspaketes wird mit Hilfe des Programmpaketes GoldSim ein zentrales Systemsimulationsmodell entwickelt, an das sämtliche Prozessmodelle über Schnittstellen gekoppelt werden. Das zweite Arbeitspaket befasst sich mit einem Prozessmodell zur Integrität des Deckgebirges und den Auswirkungen von unkontrolliertem Risswachstum im Rahmen der hydraulischen Stimulation. Hierfür sind gekoppelte strömungsmechanische Simulationen vorgesehen. Im dritten Arbeitspaket wird die Migration von Fluiden aus einem Reservoir über geologische Schwächezonen betrachtet. Dabei wird mit dem Prozessmodell insbesondere der Stoff- und Wärmetransport quantifiziert. Änderungen des Spannungsfeldes und die dadurch möglicherweise induzierte Seismizität stehen im Zentrum des vierten Arbeitspaketes. Es ist geplant, mit einem Prozessmodell Wertetabellen für die Eintrittswahrscheinlichkeit solcher Ereignisse und Erschütterungskarten zu liefern. Im fünften Arbeitspaket wird die Integrität von Bohrungssystemen untersucht. Unter Berücksichtigung aller relevanten Prozesse erfolgt die Quantifizierung von Fluidleckagen für das Gesamtsystem Bohrung mithilfe gekoppelter numerischer Simulationen. (Text gekürzt)
Das Projekt "Vorhaben: Numerische Simulation der induzierten Seismizität am Beispiel eines Erdgasspeichers sowie eines petrothermalen und eines hydrothermalen Geothermiestandortes" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von RWTH Aachen University, Institut für Geomechanik und Untergrundtechnik, Lehrstuhl für Geotechnik im Bauwesen durchgeführt. Die belastbare Quantifizierung von Risiken der Nutzung des tiefen geologischen Untergrundes zur geothermischen Energiegewinnung und Speicherung von Energieträgern wird als entscheidender Faktor für die zukünftige Akzeptanz dieser Technologien eingeschätzt und erlangt damit eine immer größere Bedeutung. Zur systematischen Risikoabschätzung und als Werkzeug zur Minimierung von Umweltauswirkungen greift GEOSMART als anwendungsorientierte Grundlagenforschung aktuelle und zukünftige Herausforderungen auf, sodass eine allgemein anwendbare Methodik für Risikoanalysen geschaffen wird. Basierend auf den im BMBF-Forschungsprojekt CO2RINA erarbeiteten Methoden und international bewährten Ansätzen verfolgt GEOSMART das Ziel der Entwicklung einer integrierten Vorgehensweise zur Durchführung von Risikoanalysen im Bereich der hydrothermalen und petrothermalen Energiegewinnung sowie der Speicherung von Fluiden im tiefen geologischen Untergrund. Hierbei ist die gekoppelte Prozesssimulation unter Berücksichtigung von Mehrphasenströmung, Geomechanik, Geochemie und Wärmetransport ein wesentlicher Bestandteil. Der innovative Ansatz von GEOSMART besteht dabei im konsequent modularen Aufbau unter Nutzung klar definierter Schnittstellen zwischen den Einzelmodulen, welche jeweils unterschiedliche Risiken quantitativ beschreiben. Die Anwendung und Validierung erfolgen auf der Grundlage real existierender Standorte und ermöglichen somit die konsistente Überführung des gesamten für einen Standort vorhandenen Wissens in Risikoanalysen. Im Gegensatz zu üblichen Risikoanalysen kommen somit keine vereinfachten Ansätze zum Tragen, sondern die Umsetzung einer physikalisch konsistenten Integration gekoppelter 'state of the art'-Prozess- bzw. -Detailmodelle.
Das Projekt "Teilvorhaben A: Petrothermale Potenziale und mitteltiefe Potenziale zur Wärmenutzung und Speicherung" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Technische Universität Darmstadt, Institut für Angewandte Geowissenschaften durchgeführt. Das Verbundvorhaben 'Hessen 3D 2.0: 3D-Modell der geothermischen Tiefenpotenziale von Hessen' zielt auf eine bessere Abschätzung des Fündigkeitsrisikos für geothermische Bohrungen in Hessen gegliedert auf folgende Forschungsziele: a) Prognose der petrothermalen Potenziale zur geothermischen Stromerzeugung und Heizwärmegewinnung auf Basis geologisch-geothermischer 3D Modelle des Grundgebirges von Hessen, b) Prognose der mitteltiefen Potenziale für die geothermische Direktwärmeversorgung und saisonale Wärmespeicherung mit offenen und geschlossenen geothermischen Systemen. c) Aufbau einer Datenbank geothermischer Kennwerte der relevanten Gesteinseinheiten d) Geol. 3D-Strukturmodellierungen des Grund- und Deckgebirges von Hessen e) Aufbau geologisch-geothermischer 3D-Modelle zur geothermischen Potenzialausweisung f) Modellierung der Untergrundtemperaturverteilung von Hessen g) Anknüpfung der Potenzialmodelle an Modelle der Wärmesenken. Im Fokus des Teilvorhabens A, stehen die o. g. Ziele a.) (=TP I), b.) (=TP II), c.) und d.). Um diese Ziele zu erreichen werden die geothermischen Datenbanken aus dem 'Hessen3D'-Projekt um Untersuchungen der thermophysikalischen und felsmechanischen Eigenschaften erweitert. Zudem wird das bestehende 3D-Modell in Bezug auf die Modelleinheiten Grundgebirge sowie die Deckgebirgseinheiten so untergliedert, das lithologiespezifische Kennwerte dem geothermischen Modell zugewiesen werden können und das geothermische Potenzial besser zu lokalisieren und quantifizieren ist. Mit Hilfe der bestehenden Untergrundtemperaturmodelle und einer weiterentwickelten Potenzialausweisungsmethodik werden die petrothermalen und mitteltiefen Potenziale prognostiziert. Im Subprojekt Hydrochemie wird eine Datenbank hydrochemischer Reservoirparameter aufgebaut.
Das Projekt "Teilvorhaben B: Untergrundtemperaturmodell von Hessen und Neubewertung der tiefen und mitteltiefen geothermischen Potenziale Hessens" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Helmholtz-Zentrum Potsdam Deutsches GeoForschungsZentrum durchgeführt. Das Verbundvorhaben 'Hessen 3D 2.0: 3D-Modell der geothermischen Tiefenpotenziale von Hessen' zielt auf eine bessere Abschätzung des Fündigkeitsrisikos für geothermische Bohrungen in Hessen. Dazu sollen in drei Teilprojekten die existierenden Datenbanken zu petrophysikalischen Eigenschaften (z.B. Gesteinswärmeleitfähigkeit) erweitert und verbesserte geothermische Untergrundmodelle erstellt werden. Im Mittelpunkt dieses 'Teilvorhabens III' stehen 3D numerische Wärmetransportsimulationen, mit deren Hilfe die Einflüsse der im Untergrund variierenden Gesteinseigenschaften und der konkurrierenden Wärmetransportmechanismen (konduktiv oder gekoppelt konduktiv-konvektiv unter Berücksichtigung von Grundwasserfluss) auf die Temperaturverteilung quantifiziert werden. Dieser physikalisch-numerische Ansatz wird eine gegenüber dem Vorgängerprojekt 'Hessen 3D' deutlich verbesserte Qualität der Temperatur- und Potenzialvorhersage bieten. Entsprechend der skalenabhängigen Einflussfaktoren werden im 'Teilvorhaben III' nacheinander und aufeinander aufbauend (1) rein konduktive Temperaturmodelle für ganz Hessen, (2) konduktiv-konvektive Temperaturmodelle für ganz Hessen und (3) lokale (strukturell höher auflösende) konduktiv-konvektive Temperaturmodelle erstellt. Diese thermischen Modelle werden die in den Teilvorhaben I und II erstellten 3D Untergrundmodelle und gemessenen petrophysikalischen Kennwerte direkt integrieren. Abschließend soll die geothermische Potenzialverteilung für ganz Hessen berechnet und mithilfe des für Frankfurt a. M. existierenden virtuellen 3D Stadtmodells auch lokal abrufbar und damit für die Planung dortiger geothermischer Bohrungen direkt nutzbar gemacht werden.
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