Abschlussbericht OPTIRISS

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1 VERBUNDPROJEKT THÜRINGEN Geothermisches Verbundprojekt Thüringen-Sachsen zur Entwicklung einer risikominimierten petrothermalen Explorations- und Erschließungsmethode für geeignete mitteldeutsche Kristallingesteine (Projektteil Thüringen) Jena,

2 Autoren: JENA-GEOS : Dr. Gerold Hesse Sebastian Richling Andreas Schaubs Dynardo: Dr.-Ing. Johannes Will Dr.-Ing. Stefan Eckardt Institut für Geowissenschaften der Friedrich-Schiller- Universität Jena Prof. Dr. Kamil Ustaszewski Dr. Norbert Kasch Melanie Siegburg Manuel Thieme Qualitätsmanagement JENA-GEOS : Durch die DAP Deutsches Akkreditierungssystem Prüfwesen GmbH akkreditiertes Ingenieurbüro Die Akkreditierung gilt für die in der Urkunde aufgeführten Prüf- und Probenahmeverfahren - akkreditiert nach DIN EN ISO/IEC 17025: mit der Akkreditierung nach DIN erfüllt JENA-GEOS auch alle Anforderungen der DIN EN ISO 9001 und 9002 Förderung: gefördert von der Thüringer Aufbaubank (TAB), Erfurt Projektnummer 2012 FE Seite 2 von 118

3 Inhaltsverzeichnis 1 Zusammenfassung Einleitung Kenntnisstandsanalyse (AP 1) Petrothermale Systeme (HDR, HFR, EGS) Entwicklung der HDR/HFR-Technologie Grundlagenentwicklung und Meilensteine Methoden zur Schaffung untertägiger Wärmetauscher und Erschließung des Reservoirs Erzeugung von Rissflächen mit dem hydraulic fracturing Tools und Methoden zur Erfassung des Riss-Systems Mikroseismisches Monitoring Richtbohrverfahren Explorations- und Aufschlussmethoden (AP 2) Tiefe Geothermie Bisherige HDR-Projekte Falkenberg in der Oberpfalz Bad Urach Soultz-sous-Forêts (Elsass) Meilensteine der EGS-Technologie - Überblick Übertragbarkeit der Ergebnisse der Referenzprojekte auf beabsichtigte Projektumsetzungen in Thüringen Multiriss-Konzept Genese Magmatite Probenahme (AP 4) Übertägige Aufschlüsse Bohrung TB Suhl 1/ Bohrung FB Suhl 2/ Regionales Spannungsfeld (AP 5) Beurteilung der Orientierungen präexistenter Brüche innerhalb des granitischen Reservoirs mithilfe von Aufschluss-Analoga Abschätzung des in-situ Spannungsfelds in der Umgebung des Reservoirs Abschätzung der in-situ Spannungsrichtungen Abschätzung der in-situ Spannungsmagnituden Analysen zur slip tendency und dilation tendency Schlussfolgerungen Laborversuche (AP 6) Überblick Durchschallungsversuche Einaxiale Druckversuche Spaltzugversuche Triaxiale Druckversuche Bruchzähigkeitsmessungen Auswertung der Messergebnisse Simulationsmodell (AP 7) Prognosetool (AP 8) Ergebnisvalidierung der Modellsimulation Wirtschaftlichkeitstool Sensitivitätsanalyse Seite 3 von 118

4 11 Erschließungsmethode (AP 9) Projektphase 1 Allgemeiner Standort in Thüringen Projektphase 2 Projektskizze Projektphase 3 Voruntersuchungen und Simulation () Projektphase 4 1. Bohrung und Stimulation Projektphase 5 2. Bohrung und Zirkulationstests Projektphase 6 Fertigstellung und laufende Produktion Fazit Anlagenverzeichnis Anlage 1 Probenahmelokationen übertägiger Aufschlüsse Anlage 2 Bohrbericht TB Suhl 1/13, Anlage 3 Bohrbericht FB Suhl 2/13, Anlage 4 Dokumentation Spannungsfeldmessung FB Suhl 2/13 Anlage 5 Laborbericht Granite Thüringen, Anlage 6 Laborbericht Proben FB Suhl 2/13, Seite 4 von 118

5 1 Zusammenfassung Mit werden die fachtechnischen Schwerpunktziele A. die Energieextraktion aus tiefen heißen Gesteinsreservoiren (Petrothermie) zu optimieren und B. eine ingenieurtechnisch und ökonomisch sicher planbare petrothermale Explorationsund Erschließungsmethode zu entwickeln, verfolgt. Mitglieder des thüringischen Verbundes ( ) sind JENA-GEOS GmbH Jena, DYNARDO GmbH Weimar und die Friedrich-Schiller-Universität Jena, Institut für Geowissenschaften (Prof. Ustaszewski). Mitglieder des sächsischen Verbundes ( bis ) sind DBI - Gastechnologisches Institut ggmbh Freiberg, TU Bergakademie Freiberg, Institut für Geotechnik (Prof. Konietzky) und Institut für Tiefbohrtechnik und Fluidbergbau (Prof. Wagner). Als Steuerkreis fungierte in Sachsen das Geokompetenzzentrum Freiberg e.v. (GKZ, Herr Dr. Reimer) und für Thüringen die Thüringer Energie- und Greentech-Agentur (ThEGA, Prof. Sell) Seite 5 von 118

6 2 Einleitung Die in Deutschland zahlreich und erfolgreich durchgeführten Projektentwicklungen der Tiefen Geothermie zeigen, dass Kraftwerksprojekte derzeit grundsätzlich in frei agierender wirtschaftlicher Tätigkeit errichtet werden können. Dies gilt bisher allerdings nur für den hydrothermalen Lagerstättentyp. Im Bereich des Oberrheintalgrabens sind die Projektentwicklungen aufgrund der induzierten Seismizität des Kraftwerkes Landau und damit einhergehender administrativer Restriktionen zurückgestellt worden. Im Bereich der südlichen und westlichen bayrischen Molasse kommen Projekte derzeit ins Stocken, da wegen zu geringer hydraulischer Durchlässigkeiten keine hydrothermalen Lagerstätten erschlossen werden können und Umstellungen auf petrothermale Verfahren erwogen werden (z. B. Mauerstetten). In Thüringen und Sachsen gibt es gegenwärtig keine hydrothermalen Lagerstätten, womit die bisherigen Erfahrungen und Projektentwicklungen der hydrothermalen Tiefen Geothermie keinen direkten Anwendungsbezug zu Thüringen und Sachsen haben. Mit der Studie zu Wirtschaftlichen Nutzungsoptionen der Tiefen Geothermie in Thüringen (JENA-GEOS, 02/2011) konnte unter Berücksichtigung des aktuellen Stands der Technik (Multi-Riss- Konzept, JUNG) insbesondere anhand von Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen mit Parameterstudien belegt werden, dass selbst unter weniger günstigen natürlichen Voraussetzungen, wie diese in Thüringen und Sachsen vorherrschen, der wirtschaftliche Betrieb von petrothermalen Tiefen Geothermie-Kraftwerken möglich ist. Bei günstigen natürlichen Voraussetzungen, wie z. B. in den tiefreichenden Magmatiten in Südthüringen oder bei Granitstöcken des sächsisch-thüringischen Vogtlandes, können auch unter Berücksichtigung der Georisiken die in diesem Bereichen vernachlässigbar gering sind und ohne gewinnmindernder Projektrisiken, wirtschaftlich beachtlich gewinnbringende Verhältnisse abgeleitet werden. Analoges gilt für die Granit-Stöcke im Erzgebirge, die zur Projektauswahl und -vorbereitung Schneeberg geführt haben Obgleich zum Status quo schon wirtschaftlich lukrative Rahmenbedingungen abgeleitet werden können, sind deutschlandweit Investitionen in die petrothermale Technologie mangels Erfahrungen und Referenzen gehemmt. Investitionshemmnisse können jeweils aus finanztechnischen, fachtechnischen oder ordnungsrechtlichen Belangen heraus resultieren. Die Finanzierung von hydrothermalen Geothermie-Projekten ist wegen diverser Risiken (u. a. Fündigkeit oder Seismizität) weiterhin problematisch (Anmerkung: Fündigkeitsrisiko bezieht sich insbesondere auf hydrothermale Anwendungen, Seismizität ist in den mitteldeutschen Aufsuchungsgebieten kein limitierender Faktor). Eine weitere Erhöhung der Vergütung Seite 6 von 118

7 erscheint derzeit außer Verhältnis zu den Effekten die sich aus der Minimierung von fachtechnischen Investitionshemmnissen ergeben können, die zunächst in der derzeit nicht exakt prognostizierbaren Erfolgswahrscheinlichkeitsprognose bei der Errichtung der unterirdischen Wärmetauscherflächen besteht. Da die Petrothermie noch am Anfang des praktischen Lernprozesses steht, können für einzelne Arbeitsschritte, insbesondere für ingenieurmäßige Erschließungsverfahren zur Gestaltung des untertägigen Kraftwerkteils (Multi-Riss-Konzept) nur orientierende Bereichsangaben für Investitionskosten angegeben werden. Gegebenenfalls unkalkulierbare Rissausbreitungen müssten mit Zusatzkosten optimiert werden. Gerade wegen der petrothermalen Frac-Technologien kann mit den bisher vorliegenden Erfahrungen die Erfolgswahrscheinlichkeit (possibility of success) des Gesamtprojektes für einen Investor nicht ausreichend definiert werden. In der Behebung dieses Defizites liegt nach Auffassung der Autoren ein Schlüssel zur Aktivierung von privatwirtschaftlichen Investitionen in petrothermale Projekte der Tiefen Geothermie. Im Ergebnis des - Verbundprojektes sollen die aufgezeigten fachtechnischen Investitionshemmnisse reduziert werden. Seite 7 von 118

8 3 Kenntnisstandsanalyse (AP 1) 3.1 Petrothermale Systeme (HDR, HFR, EGS) Die Geothermie nimmt aufgrund ihrer bedarfsgerechten sowie klima- und witterungsunabhängigen Verfügbarkeit unter den Erneuerbaren Energien eine besondere Position ein. Neben den sonnengebundenen regenerativen Energien steht ein ebenso großes terrestrisch gebundenes, klima- und witterungsunabhängiges Potenzial zur Energienutzung bereit. Etwa MW el sind derzeit weltweit in geothermischen Kraftwerken installiert. Die Jahresarbeitsstunden moderner Anlagen entsprechen denen konventioneller Kraftwerke. Auch im Wärmemarkt bietet die Geothermie große Vorteile. Erschlossen werden entweder Heißwasser- oder Heißdampfvorkommen (hydrothermale Systeme) oder heiße Tiefengesteine mit geringen oder gar keinen natürlichen Wasservorkommen (petrothermale Systeme). HDR steht für Hot Dry Rock und wurde etwa 1970 geprägt, als die Vorbereitungen zum Los Alamos Projekt in den USA begannen. Das Hot-Dry-Rock-Verfahren nutzt die im kristallinen Gestein oder sedimentären Festgestein enthaltene Wärme. Hier ging man noch davon aus, dass in so großen Tiefen keine natürlichen Fluide vorhanden sein können. Da bei verschiedenen Projekten, z. B. in Soultz bis ca m und auch bis in über m bei der KTB-Tiefbohrung Windischeschenbach natürliche Fluidvorkommen entdeckt wurden, hat das Dry im Namen heutzutage nur noch historischen Charakter. Es existieren auch verschiedene andere Bezeichnungen für petrothermale Verfahren: u. a. Hot-Wet-Rock (HWR) oder Hot-Fractured-Rock (HFR). Der übergeordnete Begriff ist Enhanced Geothermal System (EGS). Aufgrund der geologischen Situation in Thüringen sind nach derzeitigem Kenntnisstand im Untergrund eher keine, für eine Stromproduktion erforderlichen Hochtemperatur- Heißwasseraquifere zu erwarten, so dass die Tiefe Geothermie in Thüringen nur mit petrothermalen Systemen erschlossen werden kann. Petrothermale Technologien nutzen heiße Gesteine dort, wo keine oder ungenügende Thermalwasservorkommen angetroffen werden. In Deutschland können dadurch rund 95 % des verfügbaren technischen Potenzials genutzt werden. Das erweitert die Möglichkeiten geothermischer Energiebereitstellung drastisch. Seite 8 von 118

9 3.2 Entwicklung der HDR/HFR-Technologie Grundlagenentwicklung und Meilensteine Wesentliche Schritte zur Entwicklung der HDR/EGS-Technologie sind beschrieben in RUMMEL ET. AL. (1992), JUNG ET. AL. (1977) und BAUMGÄRTNER & JUNG (1998). Die Zusammenstellungen zur Entwicklung und den Meilensteinen basiert auf diesen Ausführungen. Beschreibungen ab 1998 sind auf der Grundlage von weiteren jeweiligen Projektrecherchen durchgeführt worden. Der weitaus größte Teil der oberen kontinentalen Erdkruste besteht aus Gesteinsformationen mit niedriger Porosität und geringer Permeabilität. In einer Tiefe von 6 km herrscht bei einem geothermischen Gradienten von 30 K/km eine Temperatur von annähernd 200 C. Bei dem dort herrschenden Überlagerungsdruck aufgrund der Deckgebirgsformation von rund 165 MPa (1.650 bar) ist die Existenz heißer Kluftwasserfluide und deren Mobilität eingeschränkt. Das Gestein, im Allgemeinen kristallines oder metamorphes Gestein der Oberkruste, ist daher im Gegensatz zu permeablen oder stark geklüfteten Gesteinen der obersten Kruste als trocken anzusehen. Schon 1970 entwickelten Physiker des Los Alamos Scientific Laboratory (LASL) ein Konzept zur Nutzung dieses Wärmepotenzials. Aufgrund der Annahme eines trockenen" Grundgebirges nannten sie es das Hot-Dry-Rock-Konzept. Ihr Vorschlag sah vor, zwischen zwei Tiefbohrungen eine großflächige künstliche Verbindung zu schaffen, das Gebirge durch Wasserzirkulation zwischen den Bohrungen abzukühlen und so die Wärme aus der Umgebung der Verbindungsfläche zu gewinnen. Die künstlich zu schaffenden Verbindungsflächen zwischen den beiden Bohrungen, Injektionsbohrung und Extraktionsbohrung, sind als Teil eines untertägigen Wärmetauschers anzusehen. Unter Voraussetzung der Schaffung der Wärmetauscherflächen kann pro km³ heißen Untergrunds (T > 200 C) bei einer Abkühlung um 100 C ein geothermisches Kraftwerk mit einer Leistung von 30 MW el für die Dauer von 30 Jahren betrieben werden. Der Standort einer solchen Anlage wäre nahezu frei wählbar, da die im Gestein gespeicherte Erdwärme überall erschlossen werden kann. Bei dem derzeitigen Stand des Wissens ist bereits heute eine wirtschaftliche Erdwärmenutzung aus diesem System unter Anwendung des HDR/EGS-Konzeptes möglich. Aufgrund der schlechten Wärmeleitfähigkeit der Gesteine des Untergrunds sind jedoch sehr große Wärmeaustauschflächen im Untergrund notwendig (mehrere km²). Beispielsweise sind für eine zu gewinnende elektrische Leistung von 5 MW el ca.10 km² erforderlich. Hierzu Seite 9 von 118

10 könnten gegebenenfalls vorhandene, natürliche Kluft- und Rissflächen in der Tiefe einbezogen werden. Beiträge zum Großexperiment des LASL sowie zur wissenschaftlichen und technischen Erforschung des HDR-Konzepts liefern seit Mitte der 70er Jahre auch Europäer und Japaner in Form von gezielt angelegten experimentellen Systemstudien, wie z. B.: - Falkenberg Geothermik-Frac-Projekt, BRD, Urach Geothermie-Projekt, BRD, 1975 bis Geothermal Energy Project, Camborne School of Mines, Cornwall, UK, Project Mayet de Montagne, Frankreich, Fjallbäcka HDR Project, Schweden, Hijiori Geothermal Project, Japan, Europäisches Geothermik Forschungsprojekt Soultz-sous-Forets, Elsass, seit Methoden zur Schaffung untertägiger Wärmetauscher und Erschließung des Reservoirs Erzeugung von Rissflächen mit dem hydraulic fracturing Die Erzeugung großer künstlicher Riss-Systeme in mehreren tausend Metern Tiefe bei Gebirgstemperaturen von ca. 200 C stellt eine besondere Herausforderung dar. Es ist heute allgemein akzeptiert, dass das hydraulic fracturing erfolgsversprechend einzusetzen ist. Hydraulic-Fracturing wurde 1948 in der Erdölindustrie eingeführt und seitdem in über einer Million Erdöl- und Erdgasbohrungen eingesetzt, um durch Aufspalten des Speichergesteins die Ergiebigkeit der Bohrungen zu steigern. Hierbei wird mit äußerst leistungsstarken Pumpen Flüssigkeit in die Bohrungen injiziert. Erreicht der Flüssigkeitsdruck einen bestimmten kritischen Wert, so reißt das Gestein auf. In der Regel geschieht dies in Form eines axialen, bohrlochparallelen Risses, der sich senkrecht zur Richtung der geringsten Gebirgsspannung (der kleinsten kompressiven Hauptspannung) ausrichtet. Diese horizontale Gebirgsspannung ist im Allgemeinen kleiner als der Überlagerungsdruck. Bei Einsätzen in Erdöl- oder Erdgasbohrungen werden typischerweise mehrere hundert Kubikmeter Flüssigkeit mit Injektionsraten zwischen 10 und 100 l/s und Injektionsdrücken bis zu 100 MPa (1000 bar) verpresst. Dabei entstehen Risse mit Längen von einigen hundert Metern. Um die Risse nach Druckentlastung offen zu halten, werden Sand oder andere feinkörnige Substanzen als Stützmittel in die Risse gepresst. Hierzu werden geeignete gelartige Flüssigkeiten benötigt, die in der Lage sind, das Stützmittel in die Risse zu Seite 10 von 118

11 transportieren und die nach der Frac-Operation wieder dünnflüssig werden, damit anschließend das Öl oder Gas gefördert werden kann. Gleichzeitig minimieren sie den Verlust von Flüssigkeit in das Nebengestein, der letztlich die zu erzielende Flächengröße begrenzt. Die Anforderungen der HDR-Technologie an die hydraulic-fracturing-technik unterscheiden sich wesentlich von denen der Erdölindustrie. Ein Unterschied ist, dass beim HDR im Wesentlichen kristalline Gesteinsformationen vorliegen. Diese weisen im Gegensatz zu den Sedimentformationen von Erdöllagerstätten ausgedehnte natürliche Klüfte, Spalten und Risse auf, die bei der künstlichen Zirkulation sicherlich eine dominierende Rolle spielen. Die Erfahrungen des hydraulic fracturing im Kristallin zeigen, dass Wasser als Injektionsflüssigkeit ausreicht (Wasser-Frac) und keine Injektionsgele (Umweltrisiken) und Stützmittel (Kosten) verwendet werden müssen, um gute Ergebnisse bezüglich Gebirgsdurchlässigkeit zu erreichen Tools und Methoden zur Erfassung des Riss-Systems Die Kenntnis der Rissgeometrie ist vor allem für das gerichtete Durchbohren des Risses mit der Zweitbohrung, aber auch für das Verständnis der Fließvorgänge und des Wärmeaustausches, wichtig. Zum Auffinden von hydraulisch offenen oder aktiven Klüften/Rissen werden Temperatur- und Strömungsgeschwindigkeitsmessungen bei der Injektion von Wasser eingesetzt. Die Temperaturmessungen haben dabei die bessere Auflösung, so dass auch schwache Zu- oder Abflüsse detektiert werden können. Die Strömungsgeschwindigkeitsmessungen liefern unmittelbar quantitative Ergebnisse. Für die Untersuchung der Rissspuren in den Bohrungen werden im Wesentlichen zwei Verfahren angewendet: Der akustische Bohrloch-Televiewer (BHTV) tastet die Bohrlochwand mit einem Ultraschallstrahl ab. Während die glatte Bohrlochwand die Ultraschallwellen gut reflektiert, werden diese von Rissen absorbiert. Beim Abscannen der Bohrlochwand wird ein optisches Bild der Oberfläche dargestellt, auf dem Risse bis zu einer Dicke von wenigen Zehntelmillimetern noch sichtbar sind. Der Formation-Micro-Scanner (FMS) arbeitet nach dem elektrischen Verfahren. Hier wird über zahlreiche Elektroden an der Bohrlochwand der elektrische Widerstand des Gesteins an den Kontaktstellen gemessen. Wassergefüllte oder mit Bohrspülung gefüllte Risse sind sehr viel leitfähiger als das Gestein und sind daher gut zu detektieren. Der elektrische Widerstand zwischen je zwei Elektrodenpaaren wird ebenfalls in Farbe umgesetzt und zu einem Abbild der Bohrlochwand montiert. Seite 11 von 118

12 Beide Sonden sind mit einem Kompass ausgerüstet, so dass die Lage der Rissspuren festgestellt werden kann. Beide Bohrlochsonden sind als Hochtemperaturversion bis etwa 170 C und kurzzeitig bis ca. 200 C verfügbar Mikroseismisches Monitoring Zur Ermittlung der großräumigen Rissausbreitung wurden in verschiedenen HDR-Projekten mehrere Methoden erprobt. Die besten Ergebnisse erbrachte ein seismo-akustisches Verfahren. Bei dieser Methode werden die bei der Rissausbreitung entstehenden Bruchgeräusche (mikroseismische Ereignisse) mit hochempfindlichen Seismometern (Geophonen) in speziellen Lauschbohrungen aufgezeichnet (Mikroseismisches Monitoring). Aus diesen Aufzeichnungen können die Herde der Bruchgeräusche lokalisiert werden. Die räumliche Verteilung der seismo-akustischen Herde gibt Aufschluss über die Orientierung und Größe der Rissflächen. Seit 2002 wird das Verfahren auch in Echtzeit-Monitoring durchgeführt und man kann somit gezielt in den Ablauf der Injektion eingreifen bzw. diese entsprechend der Magnituden der seismischen Ereignisse steuern. Erfolgversprechend ist auch die seismische Tomographie. Bei dieser Methode wird der zwischen zwei Bohrungen befindliche Gebirgsbereich durchschallt und Inhomogenitäten (z. B. Reflektoren) geortet. Das Verfahren wurde mit Erfolg im englischen HDR-Projekt eingesetzt Richtbohrverfahren Die Entwicklung von Richtbohrverfahren hat gerade in den letzten Jahren in der Erdölindustrie große Fortschritte gemacht. Es ist heute möglich, von einer Vertikalbohrung aus einen ganzen Fächer von Richtbohrungen mit hoher Zielgenauigkeit abzuteufen. Die Ablenkradien wurden erheblich verringert und die Bohrungen können bis in die Horizontale hinein abgelenkt werden. Solche Richtbohrverfahren können, obwohl für Sedimentgesteine entwickelt, auch im Kristallin eingesetzt werden. Gesteinstemperaturen von 200 C sind für diese Verfahren unproblematisch. Genaue Richtbohrverfahren sind notwendig, um die im Untergrund geschaffenen Wärmetauscherflächen mittels Bohrungen miteinander zu verbinden. Seite 12 von 118

13 4 Explorations- und Aufschlussmethoden (AP 2) 4.1 Tiefe Geothermie Bei der Anwendung petrothermaler Technologien erfolgt der Wärmeentzug überwiegend entlang von künstlich angelegten oder hydraulisch aufgeweiteten Bruch- und Kluftflächen (hydraulische Stimulation) in kompetenten Gesteinsverbänden. Dies setzt voraus, dass sich das Gestein mit den zur Verfügung stehenden technologischen Möglichkeiten bis zum Bruchversagen elastisch deformieren lässt bzw. vorhandene Klüfte in Abhängigkeit von den Spannungsfeldbedingungen im Gebirge öffnen lassen. Bei plastischem oder viskosem Deformationsverhalten können sich in Gesteinen keine Bruchflächen ausbilden. Bei Gesteinen die sich vornehmlich spröd-elastisch verhalten führt eine elastische Verformung rasch zum Kohäsionsverlust des Materials, d. h. zum Bruchversagen durch die Entwicklung von Brüchen oder Störungen. Zäh-elastisch reagierende Gesteine können ohne Kohäsionsverlust hohe elastische Deformation aufnehmen. Im Gegensatz dazu kann bei der duktilen Deformation ein Gestein sein elastisches Limit überschreiten und seine Kohäsion behalten, wird aber eine nicht wieder umkehrbare Veränderung seiner Form oder seines Volumens erfahren. Die duktile Deformation ist durch permanent-stetige, penetrative und kontinuierliche Verformungsänderung charakterisiert. Generell kann gesagt werden: je niedriger die Temperatur und der hydrostatische Druck und je höher die Verformungsgeschwindigkeit, desto eher verhält sich ein Gestein sprödelastisch. Andererseits, je höher die Temperatur und der hydrostatische Druck, und je niedriger die Verformungsgeschwindigkeit (oder je länger Spannung angesetzt wird), desto eher verhält sich ein Gestein duktil. Die Eignung eines Gesteinsverbandes für petrothermale Verfahren ist neben äußeren Faktoren wie z. B. Druck (Spannungsfeld, Tiefe) und Temperatur (Tiefe) insbesondere auch von der mineralogischen Zusammensetzung (Schichtsilikate/Gerüstsilikate) und von der Verteilung von Gesteinen und Mineralien zueinander (Gefüge) abhängig. Entscheidend bei der Schaffung untertägiger Wärmetauscherflächen ist, dass die mittels hydraulischer Stimulation geschaffenen Rissflächen offen bleiben. Bei spröd-harten Rissoberflächen, die eine raue Oberfläche aufweisen, hilft der self-propping-effekt beim Offenhalten der geschaffenen Rissflächen. Hierbei verschieben sich die Rissflächen nach dem Öffnen gegeneinander. Beim Reduzieren des Pumpendrucks vermindert sich die Rissweite und die Oberflächen lagern sich an Stützstellen der rauen Oberfläche an, so dass Seite 13 von 118

14 sich die Risse nicht wieder vollständig schließen und für die Zirkulation insgesamt großflächige Wasserwegsamkeiten verfügbar bleiben (Abbildung 1). Hierbei erweisen sich Gesteine, die einen hohen Anteil weicher Mineralien, wie z. B. Karbonate oder Schichtsilikate enthalten, derzeit eher als ungünstig, da diese eher weniger Potenzial für self-propping-effekte haben dürften und sich eher wieder schließen werden. Dem wird in der Erdöl-/Erdgasindustrie mit der Injektion von verschiedenartigen Stützmitteln in Gel begegnet. Gesteine, die einen hohen Anteil an harten Mineralien, wie z. B. Feldspat oder Quarz enthalten und einen hohen self-propping-effekt aufweisen, sind dagegen für die Schaffung untertägiger Wärmetauscherflächen als gut geeignet einzustufen. Für die Schaffung künstlich angelegter Bruchflächen sind spröde reagierende Gesteine wesentlich besser geeignet als Gesteine mit zähem oder weichem Charakter. Die Sprödigkeit eines Gesteins kann durch den Quotienten der Druckfestigkeit q u zur Zugfestigkeit q z beschrieben werden (Tabelle 1). Tabelle 1 Spröde bzw. zähe Gesteine in Abhängigkeit von Druckfestigkeit qu / Zugfestigkeit qz (PRINZ & STRAUß, 2006) qu / qz Gesteine sehr spröde > 20 Quarzporphyre, Granite und quarzitische Sandsteine spröde Granit, Gneis, harte Sandsteine, Kalksteine, Dolomite und Tonschiefer zäh 10-5 angewitterter Granit und Gneis, mürbe Sandsteine und Tonschiefer sehr zäh < 5 Tonsteine, Mergelsteine, Phyllite und Anhydrit Seite 14 von 118

15 Abbildung 1 Kluftöffnung und Offenhalten: Nach Öffnen der Kluft mittels hydraulischer Stimulation wirkt nach Scherung ein natürlicher Stützmechanismus zum Offenhalten hydraulisch erzeugter Risse (self-propping-effekt). Die Rissoberflächen versetzen sich durch das anisotrope Spannungsfeld bei ihrer Trennung während der Flüssigkeitsinjektion gegeneinander, so dass die ursprünglich gegenseitigen Oberflächen nicht mehr genau aneinander passen. Die Restöffnungsweite hängt von den Gebirgsspannungen S1 und S2, vom Flüssigkeitsdruck im Riss sowie vom Versatz und der Rauigkeit ab. Auf Grund des Mineralbestandes, der sehr hohen Sprödizität und den bisher vorliegenden Erfahrungen werden die Gesteinsgruppen der Granite, Syenite und Granodiorite für die Herstellung künstlicher Riss-Systeme oder der hydraulischen Stimulation vorhandener Trennflächen als die am besten geeignetsten Gesteine kategorisiert Bisherige HDR-Projekte Der Grundsätzlich Nachweis der Machbarkeit wurde an verschiedenen Standorten in unterschiedlichen Projektstadien bereits erprobt Falkenberg in der Oberpfalz Der enorme technische Aufwand für Experimente in Tiefbohrungen bei hohen Temperaturen veranlasste mehrere Forschungsgruppen in Deutschland, ein gemeinsames HDR (hot dry rock)-projekt in Flachbohrungen auszuführen, um grundlegende Fragen der Rissausbreitung Seite 15 von 118

16 in geklüfteten Gesteinen und des Wassertransports in hydraulisch induzierten Rissen zu klären. Ein Projekt in Falkenberg in der Oberpfalz wurde zwischen 1977 und 1986 ausgeführt und überwiegend vom Bundesministerium für Forschung und Technologie, zeitweise auch von der Europäischen Gemeinschaft mit insgesamt 15 Mio. DM gefördert. An dem Projekt waren die folgenden Institutionen bzw. Industrieunternehmen beteiligt: - Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, Hannover - Niedersächsisches Landesamt für Bodenforschung, Hannover - Ruhr-Universität Bochum, Institut für Geophysik - Universität Braunschweig, Institut für Geophysik - Universität München, Institut für Geophysik - Universität Clausthal, Institut für Geophysik - Universität Karlsruhe, Institut für Mineralogie - Prakla-Seismos, Hannover - Messerschmidt - Bölkow - Blohm, München Der Standort liegt 2 km westlich der Ortschaft Falkenberg im Nordteil des Falkenberger Granits, der sich wegen seiner weitständigen Klüftung und seiner Homogenität als gut geeignet erwies. Durch geophysikalische Bohrlochmessungen in den insgesamt sieben Bohrungen des 1 ha großen Versuchsareals wurde insbesondere das Kluftnetz intensiv untersucht, ehe in einer Tiefe von 250 m ein großflächiger Gesteinsriss erzeugt wurde. Im Gegensatz zu den HDR-Tiefbohrprojekten, bei denen die Rissflächen in Anlehnung an die Erdölindustrie mit massiven Frac-Tests unter Anwendung außerordentlich hoher Injektionsraten erzeugt werden, beschränkte man sich in Falkenberg auf kleine Injektionsraten und geringe Flüssigkeitsvolumina. Trotzdem konnte eine bemerkenswert große künstliche Rissfläche von m² geschaffen werden, die alle 7 Bohrungen über Entfernungen bis zu 70 m von der Injektionsbohrung miteinander verbindet. Zahlreiche hydraulische und felsmechanische Tests wurden an dieser Rissfläche ausgeführt. Erstmals konnte dabei der Zusammenhang zwischen Rissweite und Flüssigkeitsdruck im Rissinnern systematisch untersucht werden. Die Messungen zeigten, dass der Riss durch die Stützwirkung seiner Unebenheiten an der Rissoberfläche offengehalten wird. Seite 16 von 118

17 Bad Urach Die Forschungsarbeiten zur Weiterentwicklung des Hot-Dry-Rock-Verfahrens begannen 1975 am Standort Bad Urach in metamorphem Gneisgestein. In einer ersten Phase wurde die Bohrung Urach /78 auf m u. GOK mit einer Gesteinstemperatur von 143 C abgeteuft. Umfangreiche hydraulische Tests und Frac-Versuche erfolgten. Hiermit wurden damals die Voraussetzungen für die Erkundung des Hot-Dry-Rock-Konzeptes in großen Tiefen und Temperaturen bis 147 C innerhalb Europas geschaffen. In einer zweiten Phase wurde 1982/83 das bestehende Bohrloch um 150 m auf m mit einer Temperatur von 147 C vertieft und ein Einbohrloch-Zirkulationssystem getestet. Aufgrund der hohen Fließwiderstände musste in der weiteren Konzeption wieder das Doublettensystem weiterverfolgt werden. Grundlegende Erkenntnisse zum Temperaturfeld, Kluftsystem sowie Spannungsfeld und dem hydraulischem Verhalten des Gebirges konnten gewonnen werden (HÄNEL, 1982), (DIETRICH ET AL. 1987). In einer dritten Phase wurden im Rahmen einer Machbarkeitsstudie die ortsspezifischen Randbedingungen und die Infrastruktur ermittelt sowie die Gesteinsparameter mit Hilfe einer Vertiefungsbohrung auf m für die Durchführung eines Demonstrationsprojektes erkundet (TENZER, GENTER, & HOTTIN, Erkundung des kristallinen Untergrunds mit der Vertiefungsbohrung Urach 3 im Rahmen einer Machbarkeitsstudie für ein Hot-Dry-Rock- Demonstrationsprojekt, 1997). Von Dezember 2001 bis Mai 2004 wurde das HDR-Projekt Urach innerhalb des Zukunfts- Investitions-Programms (ZIP) der deutschen Bundesregierung (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit) in einer vierten Phase gefördert. Es war beabsichtigt, das untertägige System für ein HDR-Pilotkraftwerk zu errichten. Hierfür waren die Erstellung einer zweiten Bohrung und die Installation eines Wärmeaustauschers erforderlich. Seit Frühjahr 2002 bis Frühjahr 2004 wurde im bestehenden Bohrloch Urach 3 ein umfangreiches hydraulisches Testprogramm durchgeführt. Durch einen Produktionstest und Probennahmen im Bohrloch wurden die Isotopenchemie und Wasserchemie des In-situ- Fluids bestimmt. Die hydraulischen Kennwerte des natürlichen Kluftsystems wurden vor der Stimulation durch Injektionstests ermittelt. Die darauf folgende hydraulische Stimulation wurde mit einem mikro-seismischen Netzwerk überwacht. Es bestand aus fünf 3- Komponenten-Geophonen, welche in Flachbohrungen installiert wurden. Darüber hinaus wurde vorübergehend in der Thermalwasserbohrung Urach 1 ein Hydrophon eingebaut. Basierend auf einer automatischen Lokalisierungs-Software wurde erstmals eine Echtzeit- Beobachtung im Bereich der Geothermie erfolgreich durchgeführt. Während der neuntägigen Seite 17 von 118

18 hydraulischen Stimulation wurden bis zu 50 l/s injiziert. Die mikro-seismisch aktive Zone und damit die geschaffenen Wärmetauscherflächen liegt im Zentrum des offenen Bohrlochbereichs ( m u. GOK) zwischen ~3.400 und ~4.400 m u. GOK. Horizontal erstreckt sie sich in NW-SE-Richtung auf einer Fläche von über x 500 m. Der Post-Frac-Injektionstest zeigte, dass die hydraulische Transmissibilität (Maß für hydraulische Durchlässigkeit) etwa um den Faktor 100 verbessert wurde (WEIDLER, BAISCH, & TENZER, 2002). Bei der späteren Durchführung eines kombinierten Niedrigraten-Injektions- und Tracer-Tests konnte die Reservoir-Transmissibilität nochmals um etwa den Faktor 2 gesteigert werden. Die erzielten signifikanten Verbesserungen der hydraulischen Reservoir-Durchlässigkeiten demonstrieren eindrücklich, dass Risssysteme in einem metamorphen Kristallin durch angepasste Stimulationstechniken erfolgreich hydraulisch aufgeweitet werden können. Die Tiefbohrung Urach 3 ist wegen ihrer bisher äußerst niedrigen natürlichen Produktivität und der für die Auswertung und Interpretation der Resultate erforderlichen und am Standort Urach vorliegenden richtungsweisenden Basisdaten umfangreicher geologischer, hydrologischer, geothermischer und tektonischer Untersuchungen bis in Teufen von m u. GOK der einzige und bis dahin bestuntersuchte HDR-Standort in der Bundesrepublik in großen Tiefen. Die erzielten Ergebnisse sind beispielhaft für den gesamten süd- und mitteldeutschen Kristallinbereich, für die Nordschweiz und viele Regionen in Europa und weltweit (TENZER, SCHANZ, STANG, BAISCH, & WEIDLER, 2004). Leider musste das Vorhaben aus finanziellen Gründen unterbrochen werden. Ab 2005 erfolgte eine Machbarkeitsstudie zur reinen Wärmeversorgung ohne Vertiefung der Urach 4 (Endteufe m) auf der Basis des Projektstandes von Soultz-sous-Forêts (Elsass) Auf der Basis der gewonnenen HDR-Kenntnisse in den deutschen BMFT- Forschungsprojekten Falkenberg und Urach ( , ) konnten sich die deutschen HDR-Forscher am Europäischen HDR-Projekt beteiligten, das sich seit 1986 auf die Lokation Soultz-sous-Forêts (Elsass) mit Granit im Reservoirhorizont konzentriert. Die Förderung durch die Europäische Gemeinschaft und die Forschungsministerien Deutschlands, Frankreichs und Englands (zeitweise) erlaubte es, in Soultz-sous-Forêts ein HDR- System zu entwickeln, das 1997 eine thermische Leistung von ca. 10 MW lieferte (BARIA, et al., 2004), (JUNG, BAUMGÄRTNER, RUMMEL, TENZER, & TRAN-VIET, 1998). In der Folge wurde das HDR-Soultz-Projekt auch vom BMW, BMWA und BMU im Rahmen der internationalen Beteiligungen gefördert. Durch umfangreiche hydraulische Tests konnte Seite 18 von 118

19 im Rahmen der europäischen HDR-Forschung nachgewiesen werden, dass die Produktion von Wasser aus heißen Tiefengesteinen durch massive Stimulationsmaßnahmen deutlich verbessert werden kann. Im Projekt Soultz wurden in einer ersten Zirkulationsphase 1995/96 ca. 8 9 MWth technisch beherrscht. In einem Langzeittest wurden von Juli bis November 1997 ca l/s zirkuliert und kontinuierlich (mit Ausnahme von kurzzeitigen Wartungsintervallen) und bis zu 10 MWth extrahiert (Tabelle 2). Drei Bohrungen wurden bis m u. GOK abgeteuft und das Kluftnetzwerk mit massiven hydraulischen Stimulationsmaßnahmen hydraulisch verbunden (BAUMGÄRTNER, JUNG, HETTKAMP, & TEZA, 2004). In einem vertieften System bei m u. GOK konnte nach massiver hydraulischer Stimulation in 2005 eine Langzeit-Zirkulation zwischen den Bohrungen erreicht werden, die jedoch bisher nur auf dem natürlichen Auftrieb des erwärmten injizierten Wassers beruht (GÈRARD, GENTER, KOHL, LUTZ, ROSE, & RUMMEL, 2006). Die Produktionsrate der GPK 4 müsste mit einer weiteren hydraulischen Stimulation noch verbessert werden. Das modifizierte HDR-System Soultz ist für den gesamten Oberrheingraben repräsentativ. Derartige Systeme im Oberrheingraben könnten die gesamte Region mit Energie versorgen. Die Beobachtung der Druckfront des injizierten Wassers kann über seismische Beobachtungsbohrungen und ein Beobachtungsnetz an der Geländeoberfläche verfolgt werden (JUPE, JONES, DYER, & WILSON, 1998). Methoden zur Ermittlung des bestehenden Kluftsystems und der Hauptspannungsrichtung (Ausbreitungsrichtung des Wärmetauschers) sowie Ermittlung hydraulisch aktiver Klüfte stehen zu Verfügung und müssen weiterentwickelt und optimiert werden. Die obertägige Technik zur Wärme- und Stromgewinnung ist generell vor-handen. Anpassungs- und Optimierungsarbeiten sind vorzunehmen. Seite 19 von 118

20 Tabelle 2 Ergebnisse des Zirkulationstests in Soultz im Vergleich zu den weiteren HDR- Projekten. Hieraus wird sehr gut ersichtlich, dass das im Soultz-Projekt angewandte Konzept richtungweisend ist und hier die Maßstäbe für die weitere Entwicklung der HDR-Projekte gesetzt wurden (TISCHNER, PFENDER, & TEZA, 2006). Parameter Los Alamos Hijori Camborne Soultz Reservoirtiefe [m] Gesteinstemperatur [ C] Abstand der Bohrungen [m] Fließrate Produktion [l/s] Wasserverlust [%] < Fließwiderstand [MPa/(l/s)] Thermische Leistung [MW] Durchbruchsvolumen [m³] 2,5 0,3 0,6 0, Eine Pilotanlage mit einer elektrischen Leistung von 1,5 MW wurde im Sommer 2008 mit einer Energienutzung aus Teufen von m u. GOK und bei 200 C installiert und soll auf ca. 5 6 MW erweitert werden. Derzeit wird eine Temperatur von ca. 135 C für die ORC- Anlage genutzt. Die Ergebnisse im Projekt Soultz sind richtungsweisend für die geothermische Nutzung von Grabensystemen. Das Nutzungsmodell von Soultz kann aufgrund der erzielten hydraulischen Anbindung der Bohrungen an großräumige Störungssysteme Anwendung finden. Das gewählte Betriebsschema mit aktiver Förderung in der Produktionsbohrung und Reinjektion der geförderten Flüssigkeit ermöglichte einen verlustfreien Dauerbetrieb in dem hydraulisch offenen Risssystem und empfiehlt sich deshalb auch für andere HDR-Standorte, an denen die Wasserverluste meist eines der Hauptprobleme darstellten. Durch Sauerstoffaus-schluss, Filterung und Druckhaltung im Oberflächenkreislauf konnten Korrosion und Ausfällungen in den Oberflächenleitungen und Verstopfungen der Formation vermieden werden. Die in Soultz gewonnenen Erfahrungen sind direkt auf Standorte im deutschen Teil des Oberrheingrabens zu übertragen und haben auch für HDR-Standorte außerhalb dieser Grabenstruktur wie auch für die direkte Nutzung von Heißwasseraquiferen eine Bedeutung. Seite 20 von 118

21 Meilensteine der EGS-Technologie - Überblick 1970 Vorschlag des Los Alamos Scientific Laboratory (LASL), Los Alamos, New - Mexico, USA zur Nutzung der Erdwärme aus heißen trockenen Gesteinen" (hot-dry-rock) des tiefen kristallinen Untergrunds 1973 Beginn erster Bohrarbeiten und Experimente in Fenton Hill auf der Valles Caldera bis 1979 Phase I des LASL-Projekts mit Zirkulationsversuchen in 3 km Tiefe bei 195 C seit 1980 Phase II des Projekts: Vertiefung der Bohrungen auf 4,5 km u. GOK (330 C), Zirkulationsexperimente in 3,6 km u. GOK Beteiligung der BRD und Japan am Los-Alamos Projekt HDR-Machbarkeitsstudie in Japan seit 1977 Beginn von HDR-Grundlagenuntersuchungen im flachen Untergrund: - Falkenberg, BRD (bis 1986) - Cornwall, Camborne School of Mines (CSM), UK - Massif Central, Frankreich 1975/77 Beginn des Urach-Geothermik-Projekts (BRD). Abteufen der Bohrung Urach 3 auf m u. GOK MAGES-Studie zur Nutzung geothermischer Energie aus einem sog. MAGES (Man-Made-Geothermal-Energy-System); IEA, KFA Jülich, Preussag AG HDR-Untersuchungen in Mellin, Altmark in der ehemaligen DDR 1980 Vertiefung der Bohrung Urach 3 auf 3,5 km u. GOK (150 C) Vertiefung des CSM-Projekts auf 2,6 km u. GOK Tiefe (80 C) Grundlagenuntersuchungen in Le Mayet de Montagne, Massif Central, Frankreich, unter Leitung der Universität Paris, in 800 m Tiefe Beginn des deutsch-französischen HDR-Projekts in Soultz-sous-Forets, Elsass (Soultz-Projekt) 1987 Phase I des Soultz-Projekts: Abteufen einer 2 km tiefen Bohrung (140 C) und Untersuchung des Kristallins im Oberrheingraben Risserzeugungs- und Zirkulationsversuche in Hijiori, Japan (NRIPR). GAMMA- Projekt der Tohoku-Universität, Japan Seite 21 von 118

22 1989 Beitritt der CSM-Forschergruppe zum Soultz-Projekt. Gründung eines Industriekonsortiums zur Organisation und technischen Durchführung eines europäischen HDR-Demonstrationsprojekts Phase II des Soultz-Projekts: Abteufen einer 2 km tiefen und Vertiefung einer Bohrung bis 3,5 km u. GOK (160 C) und Untersuchung des Reservoirs im Kristallin (Granit) Phase III des Soultz-Projektes: Abteufen der zweiten Hauptbohrung bis m u. GOK (170 C), Produktionstests, erste Dampfproduktion in Mitteleuropa aus Kristallingesteinen, massive hydraulische Stimulation und Zirkulationsteste mit seismischem Monitoring, Schaffung eines untertägigen Wärmetauschers Phase 1 für 8 MW thermische Leistung, Machbarkeit des Verfahrens nachgewiesen ca Erste Erkundungen zum geothermischen Potenzial in Australien Phase III des Urach Projektes, Vertiefung der Bohrung Urach 3 auf m u. GOK (172 C), intensives Bohrlochmessprogramm, Erkundung der Reservoireigenschaften im Gneisgestein Soultz Projekt: Schaffung eines Untertage-Wärmetauschers zwischen GPK 1 und GPK 2 durch massive hydraulische Stimulation, weltweit größtes HDR- System, hydraulischer Langzeit-Zirkulationstest über 4 Monate, Machbarkeit nachgewiesen Vertiefung der zweiten Hauptbohrung in Soultz auf m u. GOK (201 C), hydraulische Stimulation und seismisches Monitoring 2000 Soultz-Projekt: Abteufen einer seismischen Tiefbohrung OPS 4 auf m u. GOK, Hydraulische Stimulation der 2. Hauptbohrung GPK 2 mit m³ 2000 Gründung der Geodynamics Ltd. in Australien zur Nutzung des geothermischen Potenzials. In 5 km u. GOK Tiefe werden 250 C erwartet. Machbarkeitsstudie zur Errichtung von 360 MW el und 25 Injektions- und 36 Produktionsbohrungen 2001 Planung und Vorbereitung der ersten wissenschaftlichen HDR-Pilotanlage in Soultz 2001 Planung und Vorbereitung der ersten HDR-Forschungsanlage von 1 MW in Urach Seite 22 von 118

23 2002 Abteufen der Bohrung GPK 3 (5.000 m u. GOK) in Soultz 2002 Durchführung einer massiven hydraulischen Stimulation in Bohrung Urach 3 zwischen und m u. GOK Teufe mit seismischem Echtzeitmonitoring, Schaffung Wärmetauscher Teil Hydraulische Stimulation der GPK 3 im Soultz-Projekt mit m³. Abteufen der Bohrung GPK 4 (5.000 m u. GOK) im Soultz-Projekt 2003 Urach-Projekt: Niedrigraten-Langzeitinjektion in Bohrung Urach 3 zur Erweiterung des Reservoirs mit seismischem Monitoring im Gneisgestein Abteufen Bohrung Urach 4 bis m u. GOK Teufe Soultz-Projekt: Hydraulische Stimulation der Bohrung GPK 4 Erster Langzeit-Zirkulationstest zwischen drei Bohrungen über 5 Monate, Thermalwasserproduktion von m³ aus GPK 2 und m³ aus GPK Soultz-Projekt: Vorbereitungen zur Installation der Pilotanlage Installation des geothermischen Kreislaufs und der ORC-Anlage 2008 Soultz-Projekt: Installation der 1,5 MW el ORC-Anlage Juni 2008 Start der Stromproduktion der ersten wissenschaftlichen EGS-Pilotanlage Privatwirtschaftliche EGS-Projektentwicklung im australischen Cooper-Basin für die Errichtung einer ca. 25 MW el Pilotanlage und einer MW el Industrie-Anlage mit Erkundungsbohrungen bis m u. GOK in einem granitischen Hochdruckreservoir. Lösung von hochdruckbedingten bohrtechnischen Problemen Übertragbarkeit der Ergebnisse der Referenzprojekte auf beabsichtigte Projektumsetzungen in Thüringen Hinsichtlich der Übertragbarkeit der Erkenntnisse aus bisherigen Projekten auf Thüringen zeigt sich, dass das in Thüringen zum Einsatz favorisierte Multiriss-System bisher nur in seinen wesentlichen Einzelkomponenten, insbesondere in der Erdöl-/Erdgasindustrie durchgeführt worden ist und bei bisherigen konzeptionellen geothermischen Planungen für nord- oder süddeutsche Projektevaluierungen Anwendung fand. Ein gravierender Umstand hinsichtlich Verfügbarkeit von allgemein verfügbaren Daten ist, dass diese in den meisten Projekten nicht in ausreichendem Maß zugänglich sind. Wesentliche Ausnahmen bilden die mit überwiegend öffentlichen Mitteln geförderten Seite 23 von 118

24 Projektphasen des Los Alamos-Projektes, des Soultz-Projektes, das Projekt im französischen Zentralmassiv und im englischen Camborne und der Projekte Falkenberg und Bad Urach sowie das Kristallin KTB-Forschungsprojekt. In diesen Projekten erfolgte die Entwicklung des klassischen HDR Konzeptes ein Multiriss- System war mit Ausnahme von konzeptionellen Überlegungen in Los Alamos und Bad Urach hier noch nicht vorgesehen. Ziel für Thüringer Vorhaben ist das Erreichen von ca. 100 l/s an Zirkulationsvolumen wie es auch im erweiterten Soultz-Projekt geplant ist. Dies kann nach bisherigen Erkenntnissen ingenieurmäßig eher nur durch die Erschließung mittels Multiriss-Technologie erreicht werden, anstatt mit massiver hydraulischer Stimulation in der konventionellen HDR- Technologie. Durch das EGS-Projekt Soultz-sous-Forêts liegen aus dem Oberrheingraben bereits langjährige Erfahrungen aus einem tektonisch beanspruchten Gebiet in einer Dehnungsstruktur im Granit vor. Auch im australischen Cooper-Basin-Projekt liegen Erfahrungen in einem Granit vor. Die Ergebnisse und Modellrechnungen aus einem Gneisgebirge (z. B. Bad Urach) zeigen, dass auch hier untertägige Wärmetauscherflächen geschaffen werden können. Das mechanische Verhalten von Graniten und Gneisen ist unterschiedlich, so reagieren Gneise auf eine mechanische Beanspruchung eher etwas elastischer. Die Dauer bis seismische Signale bei hydraulischer Stimulation zu registrieren sind und damit ein Scherkluftöffnungsmechanismus einsetzt, ist im Gneis länger als im Granit. Derzeit werden für ein HFR/EGS-Projekt aus geologischer Sicht sowohl granitische und metamorphe Gebirge (in Thüringen als Zielreservoirgesteine vorgesehen) als auch Sedimentgesteine als geeignet betrachtet. Über das Langzeitverhalten der Klüfte und der Gesteinsmatrix im Zuge des Betriebs einer HFR-/EGS-Anlage gibt es bislang wenige Felduntersuchungen. Praktische Zirkulations- Langzeiterfahrungen liegen in Soultz (über Auftrieb von sich untertägig erwärmendem Wasser) vor. Auch konnte in Camborne (Südwestengland) wertvolle Ergebnisse zum hydraulischen Verhalten von Wärmetauscherflächen des untertägigen Kraftwerksteils gewonnen werden. Da sich ausreichend hohe Temperaturen (min. 150 C Produktionstemperatur) in entsprechender Teufe finden und geklüftetes Gestein überall anzutreffen, bzw. störungsfreie Bereiche ingenieurmäßig erschlossen werden können, sind die Ausgangsbedingungen für ein Projekt in Thüringen und weitere Projekte als günstig anzusehen. Ein kritischer Spannungszustand der Kruste in größeren Tiefen erleichtert das Öffnen von Klüften. Eine Seite 24 von 118

25 regionale Umsetzung auf Basis der Ergebnisse in den Referenzprojekten und mit Anwendung des Multiriss-Systems kann erfolgen. Darauf aufbauend ist eine Übertragung der Ergebnisse auf Standorte mit vergleichbaren Verhältnissen über Thüringen hinaus, möglich. 4.2 Multiriss-Konzept Aufbauend auf den Erfahrungen aus bisherigen EGS-Projekten und nach jüngsten konzeptionellen Planungen für kommerzielle EGS-Anlagen im norddeutschen Raum wurde das sogenannte Multiriss-System konzipiert (JUNG & SPERBER 2009). Hierbei können in schräg abgelenkten oder subhorizontalen bzw. horizontalen Bohrlochstrecken im potenziellen Reservoirbereich multiple Einzelrisse ingenieurtechnisch geschaffen werden, die dann mit einer zweiten Bohrung in ihren Randbereichen durchörtert werden und sich somit gezielt ein untertägiges Wärmetauschersystem schaffen lässt (Abbildung 2). Das Multi- Stage Fracturing Verfahren, ursprünglich für die Erschließung von Tight-Gas-Ressourcen entwickelt, wird seit ca. 30 Jahren weltweit in der Kohlenwasserstoffexploitation erfolgreich eingesetzt. Für die ingenieurtechnische Herstellung eines solchen Systems ist es unerheblich, ob es dafür genutzt wird, Erdgas aus einer Lagerstätte in eine Förderbohrung strömen zu lassen oder ob die erzeugten Risse zur Zirkulation von Wasser genutzt werden. Grundsätzlich gilt jedoch: Je undurchlässiger das Gestein ist, und je spröder es auf Druckeinwirkung reagiert, desto besser lassen sich mit den Frac-Operationen Multiriss-Systeme schaffen, die Größenordnungen von insgesamt einigen Quadratkilometern erreichen können. Die Länge der erforderlichen Bohrlochstrecken und Anzahl der Einzelrisse kann entsprechend den Erfordernissen angepasst werden. Dies ist im Vergleich zur massiven hydraulischen Stimulation erheblich risikoärmer. Bereits 1984 erfolgten erste konzeptionelle Überlegungen bei den Stadtwerken Bad Urach, zwei Bohrungen mittels verschiedener Fracs miteinander zu verbinden. Auch im Los Alamos HDR-Projekt wies man auf die großen Vorteile des Multiriss-Systems hinsichtlich guter Durchströmbarkeit des Reservoirs und der damit verbundenen vorteilhaften höheren Energieextraktion hin (MURPHY ET AL. 1986). Die Ergebnisse der BGR im des Soultz-Projektes (TISCHNER ET AL. 2006) legen auch dar, dass aufgrund der Nachteile der massiven Stimulation hinsichtlich des Triggerns größerer seismischen Ereignissen, die schrittweise nacheinander erfolgende Stimulation von selektierten Bohrlochintervallen (Multiriss-System) das Wasservolumen pro Operation verringert werden kann (Abbildung 3). Das Ergebnis jedes Einzelrisses kann vorausberechnet und mit entsprechender Software (z. B. FRACPRO) simuliert werde. Die Gesamtproduktivität sollte die Summe aller Einzel- Seite 25 von 118

26 Frac-Operationen sein. Daher kann das Multiriss-Konzept als ein vorteilhafteres Stimulationskonzept insbesondere zur Minimierung des seismischen Risikos eingestuft werden. Gegenüber der massiven hydraulischen Stimulation zeigt die Erschließung des Untergrunds mittels Multiriss-System im Wesentlichen folgende Vorteile: - gezielte ingenieurmäßige Schaffung von multiplen einzelnen Wärmetauscherflächen - geringerer maschinentechnischer Aufwand (Pumparbeiten) bei der Schaffung der Rissflächen - geringerer erforderlicher Wasserbedarf bei der Schaffung eines Einzelrisses und geringeres druckbeaufschlagtes Gesteinsvolumen pro Riss im potenziellen Reservoirbereich - Reduktion des Leistungsbedarfs der Pumpen, da der Gesamtfließwiderstand im System durch die erforderliche Rissanzahl reduziert werden kann. - deutliche Verbesserung der nachhaltigen Energieextraktion auch bei hohen Leistungen durch Schaffung planbarer und berechenbarer Reservoirgrößen - deutliche Reduktion des seismischen Risikos für die Erzeugung von Erdstößen auch in tektonisch aktiven Bereichen Diese Vorteile sind jedoch mit höheren Kosten verbunden, die allerdings die Erfolgswahrscheinlichkeiten erheblich erhöhen, da eine gezielte ingenieurmäßige Erschließung erfolgen kann. In Tabelle 3 sind die wichtigsten Vor- und Nachteile der verschiedenen bisherigen EGS- Erschließungskonzepte sowie des Multiriss-Systems vergleichend gegenübergestellt. Das aktuellste Pilotprojekt wird derzeit von der Geo-Energie Suisse AG in Haute-Sorne (JU) in der Schweiz realisiert. Dabei soll mittels eines Multiriss-Systems in bis m Metern Teufe, bei einer erwarteten Temperatur von mindestens 150 C, eine elektrische Leistung von bis zu 5 MW erzeugt werden. Derzeit wird das seismische und hydrogeologische Monitoringsystem installiert. Laut Zeitplan soll im Jahr 2021 das Geothermiekraftwerk in Betrieb genommen werden ( Stand: ). Der Verlauf und Erfolg dieses Projektes wird ein Meilenstein für die Zukunft des Multiriss-Systems, vor allem auch in Deutschland, sein. Seite 26 von 118

27 Abbildung 2 Schema eines durch Fracs erzeugten Multiriss-Systems für die Erschließung der Vulkanite des Norddeutschen Beckens. Mittlere Gesteinsformation: Vulkanit, Hangendschicht: Rotliegend-Sandstein, Liegendschicht: Karbon-Sandstein. Die abgelenkten Horizontalstrecken der beiden Bohrungen verlaufen parallel zur Richtung der minimalen horizontalen Hauptspannung (JUNG & SPERBER 2009) Seite 27 von 118

28 Abbildung 3 Mikroseismische Punktwolke als Abbild der hydraulischen Stimulationsarbeiten des EGS-Projekts in Soultz-Sous-Forêts. Verteilung entspricht der Druckausbreitungsfront des injizierten Wassers und stellt gleichzeitig den Verlauf des untertägigen Wärmetauschers dar. Die Aufzeichnung der seismischen Mikroereignisse erfolgt mittels Detektion durch Geophone. (Quelle: EGS-PROJEKT SOULTZ-SOUS-FORÊTS 1997) Seite 28 von 118

29 Tabelle 3 Variantenvergleich des innovativen Multiriss-Systems mit bisherigen EGS-Erschließungskonzepten geothermisches Erschließungskonzept Kriterien Leistung mit Bezug zur erforderlichen Leistung von 5-10 MWel Erforderliche Zirkulationsmengen Nachhaltigkeit der Nutzung hinsichtlich Leistung Aufwand Rissart Risiko bzgl. induzierter Seismizität Planbare Dimensionierung des Leistungsbereichs und Reproduzierbarkeit Hydraulisches Spalten (Einzel- Zugriss-Konzept) z.b. Falkenberg (D), Fenton Hill bei Los Alamos (New Mexiko, USA) Werte basieren auf ersten Pilottests und Planungen 2-3 MW el F ca l/s D nachhaltig F bohrtechnisch niedrig bis moderat F pumptechnisch hoch D weitreichende, einzelne große Risse. (Risse bleiben in Folge von Scherung offen) moderat bis hoch (in tektonisch aktiven Bereichen) D relativ gut F Hydraulische Stimulation von Klüften (volumetrisches Konzept) z.b. Camborne (Cornwall, GB) Werte basieren auf ersten Pilottests und Planungen 2-3 MW el F ca l/s D nachhaltig F bohrtechnisch niedrig bis moderat F pumptechnisch hoch D präexistente Klüfte werden aufgeweitet (massiv stimuliert) hoch (in tektonisch aktiven Bereichen) D weniger gut D Störungen (Grabenkonzept) z.b. HDR-Projekt Soultz-sous-Forêts (F) Werte basieren auf ersten Pilottests und Planungen 2-5 MW el F 25 l/s realisiert; l/s erforderlich F nachhaltig F bohrtechnisch niedrig bis moderat F pumptechnisch sehr hoch D Aufweitung präexistenter Störungszonen mittels massiver hydraulischer Stimulation sehr hoch (in tektonisch aktiven Bereichen) D relativ gut F Symbole: C = + Multi-Riss-System (EGS- Engineered Geothermal System) nach Planungen und Überlegungen z.b. in Norddeutschland und Thüringen (kommt in der Kohlenwasserstoffindustrie bei der Tight Gas-Exploitation seit 30 Jahren zur Anwendung) Werte basierend auf konzeptionellen Planungen und Berechnungen 5-10 MW el und mehr möglich C ca. 100 l/s und wesentlich mehr möglich C nachhaltig auch für große Leistungen C bohrtechnisch hoch D pumptechnisch pro Einzelriss sehr gering C gezielte Schaffung vieler paralleler Einzelrisse sehr gering bis gering (in tektonisch aktiven Bereichen) C Großer Vorteil des Multi- Riss-Konzeptes, da die Einzelrissausbreitung plan- und berechenbar ist C F = 0 D = - Seite 29 von 118

30 5 Genese Magmatite aus THIEME, 2015 Im Zusammenhang mit dem -Verbundprojekt wurde von Herrn Manuel Thieme am Institut für Geowissenschaften der Friedrich-Schiller-Universität Jena, unter Leitung von Prof. Dr. Kamil Ustaszewski, eine Masterarbeit mit dem Thema Thermochronologische Untersuchungen an Granitoiden des Thüringer Hauptgranit und Rotliegendformationen im Thüringer Wald und seinem südwestlichen Vorland erarbeitet. Folgender Abschnitt stammt aus dieser Arbeit. Unter den zur Variszischen Orogenese syn-frühpostkinematischen Magmatiten der Mitteldeutschen Kristallinzone kann man zweierlei Arten unterscheiden: Eine zentrale Zone mit oft migmatogen-synkinematischer Tendenz im Ruhlaer Kristallin und eine südöstliche Zone von Flankenintrusionen mit zum Teil nur schwach kinematischer Prägung und größerem Intrusionsweg. Für den in der vorliegenden Arbeit betrachteten Teil des Thüringer Waldes sind nur die zweiteren bedeutend, die als Thüringer Hauptgranit bezeichnet werden (SEIDEL, 2003). Der Thüringer Hauptgranit ist eine Zusammenfassung granitoider Magmatite, die zwischen dem Südostkontakt des Thüringer Waldes mit epizonal deformiertem Paläozoikum zwischen Ilmenau, Themar und Ruhlaer Kristallin verbreitet sind. Die Übergangsbereiche sind dabei durch Rotliegendbedeckung nicht aufgeschlossen. Die Verbreitung des hauptsächlich im Gebiet um Suhl/Zella-Mehlis und östlich davon zutage tretenden Thüringer Hauptgranits unter seiner Rotliegendbedeckung ist nach NW durch Tiefbohrungen bei Georgenthal und Übertagevorkommen bei Steinbach-Hallenberg zumindest lokal belegt. Bei Gehtles, im Basementaufschluss des sogenannten Kleinen Thüringer Wald, streicht eine biotitreiche Varietät des Thüringer Hauptgranits aus (ERHARDT, 1970). Der Chemismus gestaltet sich zumeist heterogen von hornblendeführenden quarzdioritischen Typen über granodioritische bis zu leukokraten Typen mit zumeist mittelgroßen Kristallen. Zusätzlich gibt es leukokrate Nachschübe und Aplitgänge mit deutlich kleineren Kristallen. Nach BANKWITZ & KAEMMEL (1958) liegen anhand der Verbandsverhältnisse zu Formationen bekannten Alters am SE- Rand des Thüringer Waldes konkordante, frühpostkinematische Intrusionen. BEHR (1966) beschreibt dem Thüringer Hauptgranit ähnliche Vorkommen im NW Vorland bei Neudietendorf, Ettersberg (bei Weimar) und Sprötau. ZEH & BRÄTZ (2000) geben den Aufstieg des Hauptanteils des Thüringer Hauptgranits bei Ruhla mit 337 ± 3 Ma an (Viséum, Unterkabon/Mississippium), mit folgenden Rotliegendzeitlichen Intrusionen zwischen 300 und 275 Ma. BRÄTZ (2000) nennt 350 ± 4 Ma, in beiden Seite 30 von 118

31 Fällen ist die Bildung aber spätkinematisch zur Variszischen Orogenese. In die Zeit zwischen 300 und 275 Ma fällt auch der Aufstieg eines diskordant zum Thüringer Hauptgranit liegenden Intrusivkörpers an der SW-Randstörung des Thüringer Waldes bei Silbach, des aplitischen Schleusetalgranit (ERHARDT, 1970, SEIDEL, 2003). Die granitoiden Vorkommen im Umkreis von Suhl / Zella-Mehlis sind bisher undatiert. Die Dachpartien der prä- bis frührotliegendzeitlichen Intrusivkörper sind durch starke oberkarbonische Denudation meist nicht erhalten. Im Oberkarbon (tieferes Stefan) liegt der Thüringer Hauptgranit durch eine fortschreitende Exhumierung des Thüringer Waldes spät- bis postkinematisch zur Variszischen Orogenese schließlich frei, so dass er besonders im mittleren Anteil des Thüringer Waldes eine tiefgründige Verwitterung erfährt. Seite 31 von 118

32 6 Probenahme (AP 4) Zur Erreichung der Projektziele war es erforderlich, unverwittertes Probenmaterial für Laboruntersuchungen zu gewinnen. Im Bohrloch und an den Gesteinsproben wurden verschiedene geologische und geophysikalische Untersuchungen durchgeführt, um validierte Kennwerte für die Rissausbreitungssimulationen zu erhalten. 6.1 Übertägige Aufschlüsse Die Proben für die Laboruntersuchungen, welche im Gesteinsmechanischen Labor der Technischen Universität Bergakademie Freiberg durchgeführt wurden, stammen aus dem Gelände bereitgestellt vom Institut für Geowissenschaften der Friedrich-Schiller-Universität Jena und der JENA-GEOS -Ingenieurbüro GmbH. Dabei handelt es sich um bereits bearbeitete Gesteinswürfel mit einer Kantenlänge von 10 cm und Handstücke von granitoiden Gesteinen aus Südthüringen (insgesamt vier Varietäten). Die Textur der Gesteine ist im Allgemeinen richtungslos. Die Datenblätter zu den Feldproben sind in Anlage 1 dokumentiert. 6.2 Bohrung TB Suhl 1/13 Der Bohransatzpunkt wurde im Ergebnis der Auswertung vorliegender Altunterlagen wie z. B. der zahlreichen Erkundungsbohrungen für die Tunnel- und Brückenbauwerke der A71 sowie der Grundstücksverfügbarkeit ausgewählt. Es war bekannt, dass der Granit im Standortbereich von einer Verwitterungsdecke von bis zu 20 m überdeckt ist. Auch Verwitterungstaschen von bis zu 40 m sind dem vorliegenden Kenntnisstand zu Folge lokal nicht vollständig auszuschließen. Auf dieser Grundlage wurden die Bohrarbeiten geplant und ausgeschrieben. Geplant war das Abteufen einer vollständig gekernten Bohrung mit einer Gesamtteufe bis zu 250 m. Am begannen die Bohrarbeiten, nachdem der Bohrplatz eingerichtet, die notwendigen Auflagen erfüllt und alle Genehmigungen erteilt wurden. Im Folgenden sind die einzelnen Etappen der Bohrarbeiten verkürzt zusammengefasst: Beginn der Bohrarbeiten am : Trockenbohren bis 12,00 m Teufe, danach Umstellung auf Seilkernbohrverfahren mit 146 mm Bis Nachverrohrung bis 43,50 m Teufe aufgrund mehrfacher Bohrlochinstabilitäten Aufgrund der brüchigen Gesteinsbeschaffenheit Zementation der Strecke von 81,00 45,00 m am mit anschließender Aushärtung und Aufbohrung der Zementation Am nachführen der Verrohrung bis 47,00 m Teufe Seite 32 von 118

33 Bohrstand am bei 106,00 m Teufe, Gestein inhomogen und zersetzt Zementation von 124,00 118,00 m Teufe am Am Nachführung der Verrohrung bis 68,50 m Teufe Einstellen der Bohrarbeiten am bei 127,50 m Teufe, Grund dafür ist der anhaltende Zersetzungsgrad des Gesteins, Spülverlust sowie der Nachfall des Bohrloches bis 95,4 m Zementation der Strecke von 118,00 95,00 m Teufe geophysikalische Messungen im Bohrloch am Am 02. und Rückverfüllung des Bohrloches mit Zementsuspension und Baustellenrückbau Tabelle 4 Angaben zur Lage der Bohrung TB Suhl 1/13 Bundesland Kreis Gemeinde Thüringen Suhl Stadtbereich Suhl Am Schießstand Stadt Suhl Gemarkung Flur 69 Flurstück 35 Rechtswert Hochwert Ansatzhöhe Endteufe 503,00 m NN 124,00 m In der Bohrung wurde eine 4-Arm-Kaliber-, eine Gamma-Ray und eine Gamma-Gamma- Messung durchgeführt. Die Ergebnisse sind in dem der Anlage 2 beigefügten Bohrbericht dokumentiert. 6.3 Bohrung FB Suhl 2/13 Da die Bohrung TB Suhl 1/13 aufgrund einer nicht vorhersehbaren, störungsgebundenen, tiefreichenden Verwitterungszone abgebrochen werden musste, wurde die Durchführung einer Ersatzbohrung an einem ca. 900 m südlich gelegeneren Bohrpunkt geplant und durchgeführt. Am begannen die Bohrarbeiten, nachdem der Bohrplatz eingerichtet, die notwendigen Auflagen erfüllt und alle Genehmigungen erteilt wurden. Im Folgenden werden die einzelnen Etappen der Bohrarbeiten kurz dargestellt. Beginn der Bohrarbeiten am : verrohrtes Trockenbohren (178 mm Durchmesser) mit Schappe (160 mm Durchmesser); Teufe 3 m u. GOK Am : Teufe 5 m u. GOK, Zementation aufgrund hohen Spülungsverlustes : Verrohrung bis 3 m u. GOK; Teufe: 15 m u. GOK : Erreichen der Endteufe von 55,2 m u. GOK, Abschluss der Bohrarbeiten Seite 33 von 118

34 : nach durchgeführten Bohrlochmessungen Räumung des Bohrplatzes und Verfüllung des Bohrloches Tabelle 5 Angaben zur Lage der Bohrung FB Suhl 2/13 Bundesland Thüringen Kreis Suhl Gemeinde Stadtbereich Suhl Gemarkung Stadt Suhl Flur 50 Flurstück 85/55 Rechtswert Hochwert Ansatzhöhe 512,00 m NN Endteufe 55,20 m In dieser Bohrung wurde ein 4-Arm-Kaliber-, eine Gamma-Gamma- und eine Neutron- Neutron-Messung, sowie optische und akustische Bohrlochscans und hydraulische Tests durchgeführt. Das Probenmaterial aus der FB Suhl 2/13 wurde anschließend im gesteinsmechanischen Labor der Technischen Universität Bergakademie Freiberg auf verschiedene Gesteinsparameter untersucht (siehe Kapitel 8 Laborversuche (AP 6)). Der Bohrbericht ist der Anlage 3 beigefügt. Seite 34 von 118

35 7 Regionales Spannungsfeld (AP 5) 7.1 Beurteilung der Orientierungen präexistenter Brüche innerhalb des granitischen Reservoirs mithilfe von Aufschluss-Analoga Die Mitteldeutsche Kristallinzone im Freistaat Thüringen (Mitteldeutschland) stellt einen Teil des europäischen Variszischen Orogens dar und enthält große Vorkommen von Graniten aus dem Viséum (ca. 345 Ma), welche lokal von vulkanischen und sedimentären Gesteinen aus dem Perm bis in die Mitteltrias mit einer Mächtigkeit von bis zu 3 km überlagert werden (Abbildung 4 und Abbildung 5). Ein geothermischer Gradient von bis zu 36 C km -1 lässt darauf schließen, dass solche Granitkörper ab einer Tiefe von > 4 km wirtschaftlich nutzbare Hot-Dry-Rock Reservoire bilden (Abbildung 6). Um die Wahrscheinlichkeit der Reaktivierung präexistenter Brüche bei hydraulischer Stimulation eines Reservoirs zu bestimmen, wurden Slip- und Dilatationstendenz-Analysen durchgeführt (MORRIS ET AL. 1996). Dazu wurden die Orientierungen präexistenter Brüche von 14 Granitaufschlüssen entlang der Südrandstörung der Mitteldeutschen Kristallinzone bestimmt. Zusätzlich wurde die Orientierung von 192 Permischen magmatischen Gängen berücksichtigt, die den Granit durschlagen (Abbildung 7). Die Untersuchungen zeigen vorherrschend NW-SO-streichende Brüche (hauptsächlich Klüfte, Extensionsbrüche, Gänge und untergeordnet spröde Störungen), deren Maximum bei 030/70 (Fallrichtung/Fallwinkel) liegt (Abbildung 8 und Abbildung 9). Seite 35 von 118

36 Abbildung 4 Geologische Karte des südwestlichen Thüringer Waldes und dem südwestlich angrenzendem Vorland. Der potentielle EGS-Standort in der Nähe von Meiningen ist gekennzeichnet. Die Übersichtskarte unten links zeigt das Untersuchungsgebiet innerhalb Deutschlands. Seite 36 von 118

37 Abbildung 5 Geologischer Profilschnitt durch das Untersuchungsgebiet (verändert nach ANDREAS, 2014). Nach Südwesten nimmt die Mächtigkeit oberkarbonischen bis mitteltriassischer Überlagerung zu; hier wird das Top des granitischen Basements (Viséum) in einer Tiefe von mindestens > 2,65 km erwartet. Siehe Abbildung 4 zur Lage der Profilspur. Seite 37 von 118

38 Abbildung 6 Erwartete stratigraphische Abfolge am potentiellen EGS-Standort nahe Meiningen (Lokation siehe Abbildung 4) mit der Projektion der stratigraphischen Informationen sowie Temperatur-Log der Bohrung Thüringen Süd 1/1963. Schätzungen unterhalb 3,7 km Tiefe fußen auf deren linearer Extrapolation. (Temperaturverteilung mit Genehmigung von GDF Suez E&P Deutschland GmbH reproduziert.) Seite 38 von 118

39 Abbildung 7 Geologische Karte des Untersuchungsgebiets mit Lage jener Aufschlüsse, an denen Messungen von Bruchorientierungen im karbonischen Grundgebirge und in triassischen Sedimenten durchgeführt wurden. Die Rosen-Diagramme außerhalb der Karte zeigen die Häufigkeitsverteilung der Bruchorientierungen an allen Aufschlüssen in Intervallen von 10 gleichen Streichens. Seite 39 von 118

40 Abbildung 8 Geologische Karte der Granitvorkommen mit Lage aller untersuchter Aufschlüsse, an denen Bruchmessungen unternommen wurden (grüne Punkte, markiert). Die Rosen- Diagramme am linken Rand der Karte zeigen die Häufigkeitsverteilungen von Brüchen im Granit mit einem Maximum des Streichens zwischen 290 und 300 ; die Rosen- Diagramme der rechten Seite verweisen auf die Häufigkeitsverteilung der permischen Gänge mit einem Maximum des Streichens zwischen 310 und 320 (kompiliert aus geologischen Karten 1:25,000 des deutschen GK25 Atlas). Seite 40 von 118

41 Abbildung 9 Flächentreue Projektionen (untere Halbkugel) von Polpunkten zu Bruchflächen (links) und Störungsflächen (rechts) im granitischen Grundgebirge (siehe Abbildung 8 für Lage der Aufschlüsse). Konturmaxima zeigen die jeweils häufigsten Orientierungen an. 7.2 Abschätzung des in-situ Spannungsfelds in der Umgebung des Reservoirs Abschätzung der in-situ Spannungsrichtungen Der World Stress Map 2008 (HEIDBACH ET AL., 2008) entnommene Daten (Abbildung 10 und Tabelle 6) erlauben eine Beurteilung der Richtungen der größten und kleinsten horizontalen Hauptspannung SH max and Sh min. Basierend auf diesen Daten schätzen wir folgende Orientierungen ab: SH max 150/00 Sh min 060/00 Mangels ausreichender Daten bleibt die Beurteilung des vorherrschenden Verformungsregimes (Aufschiebungs- oder Blattverschiebungstektonik) mehrdeutig. Zur Abschätzung der in-situ Spannungsmagnituden (Kapitel 7.2.2) wurden daher zwei gegensätzliche Spannungsfälle A und B angenommen, wie im Folgenden dargelegt wird. Seite 41 von 118

42 Abbildung 10 Karte des Freistaats Thüringen und angrenzender Gebiete mit vorhandenen maximalen horizontalen Spannungsorientierungen (SHmax) aus der World Stress Map database 2008 (HEIDBACH ET AL., 2008). Die mangelnde Datendichte zuverlässiger insitu Spannungsdaten im weiteren Umfeld des Untersuchungsgebiets (rotes Rechteck) ist offensichtlich. Seite 42 von 118

43 Tabelle 6 Verfügbare in-situ Spannungsdaten innerhalb des in Abbildung 10 gezeigten Gebiets, welche für die Abschätzung der maximalen horizontalen Spannungsrichtung SHmax benutzt wurden. Im oberen Teil sind die Daten entsprechend der Datenqualität sortiert (Qualität A am besten, Qualität D am schlechtesten). Im unteren Teil sind die Daten nach der Tiefe sortiert. Abkürzungen: BO = borehole breakouts, FMF = focal mechanism formal inversion, FMS = focal mechanism single inversion, HF = hydraulic fracture, MW = Mittelwert, NF = normal faulting, OC = overcoring, SHmax = maximum horizontal stress, SS = strike-slip faulting, TF = thrust faulting. SS Qual. Daten-ID - Art des Spannungsindikators - (SHmax Azimut)* SHmax Azimut MW SS Qual. A CZE23-FMF-(148)* DEU122-BO-(160)* DEU322-HF-(156)* 155 SS Qual. B DEU318-HF-(149)* DEU354-FMF-(172)* 161 SS Qual. C DEU277-FMS-(158)* DEU37-FMS-(158)* DEU41-OC-(122)* 146 SS Qual. D DEU123-HF-(160)* DEU124-HF-(160)* DEU4-FMS-(129)* DEU91-OC-(130)* 145 MW (SS_A-D): 150 NF Qual. Daten-ID - Art des Spannungsindikators - (SHmax Azimut)* SHmax Azimut MW NF Qual. B DEU332-HF-(156)* 156 NF Qual. C DEU92-OC-(152)* 152 MW (NF_B-C): 154 TF Qual. Daten-ID - Art des Spannungsindikators - (SH Azimut)* SHmax Azimut MW TF Qual. A DEU320-HF-(125)* DEU331-HF-(161)* DEU339-HF-(173)* 153 TF Qual. B DEU323-HF-(147)* DEU333-HF-(130)* 139 MW (TF_A-B): 146 covariance: 226 standard deviation: 15 SH(max): 150 SS depth Daten-ID - Art des Spannungsindikators - (SHmax Azimut)* SHmax Azimut MW SS bis 500 m CZE23-FMF-(148)* DEU322-HF-(156)* DEU41-OC-(122)* DEU91-OC-(130)* 139 SS bis 2000 m DEU318-HF-(149)* DEU4-FMS-129)* 139 SS bis 6000 m DEU123-HF-(160)* DEU124-HF-(160)* DEU354-FMF-(172)* 164 SS bis 9000 m DEU122-BO-(160)* DEU37-FMS- (158)* DEU277-FMS-(158)* 159 MW of all SS: 150 Seite 43 von 118

44 NF Tiefe Daten-ID - Art des Spannungsindikators - (SHmax Azimut)* SHmax Azimut MW NF bis 500 m DEU332-HF-(156)* DEU92-OC-(152)* MW all NF: 154 TF Tiefe Daten-ID - Art des Spannungsindikators - (SHmax Azimut) SHmax Azimut MW TF bis 500 m DEU320-HF-(125)* DEU323-HF-(147)* DEU339-HF-(173)* DEU331-HF-(161)* DEU333-HF-(130)* 146 MW of all TF: Abschätzung der in-situ Spannungsmagnituden Im Anschluss an die Abschätzung der in-situ-spannungsrichtungen erfolgte eine Berechnung effektiver in-situ Spannungen in einer Reservoirtiefe von 4,5 km. Dies geschah unter der Annahme eines Anderson schen Spannungsfeldes, bei welchem eine der drei Hauptspannungsrichtungen senkrecht zur Erdoberfläche steht (ANDERSON, 1951). Der Überlagerungsdruck Sv auf Reservoirtiefe wird berechnet aus Sv = ρgz [1] wobei die durchschnittliche Dichte der überlagernden Gesteinssäule darstellt (kg m -3 ), g die Schwerebeschleunigung (9,81 m s -2 ) und z die Reservoirtiefe in m. Die Annahme einer Dichte von 2500 kg m -3 ergibt Sv = 110 MPa. Der Porenfluiddruck Pf wird abgeschätzt aus P f = ρ f gz [2] wobei ρ f die Dichte des Porenfluids darstellt. Die Annahme eines hochsalinaren Fluids (15 % Salinität) ergibt ρ f = 1080 kg m-3 und einen Porenfluiddruck Pf = 47 MPa. Das Verhältnis von Porenfluiddruck Pf zum Überlagerungsdruck Sv,, wird ausgedrückt durch λ = Pf ρgz [3] und deutet im betreffenden Fall hydrostatische Bedingungen an ( = 0,43). Seite 44 von 118

45 Unter der Annahme, dass die Spannungen im betreffenden Krustenniveau maximal gleich groß sein können wie kritische Grenzspannungen, die Reibungsgleiten auf präexistenten Brüchen herbeiführen würden (SIBSON 1974, 1985), können die effektiven größten und kleinsten horizontalen Spannungen, die auf das Reservoir einwirken, wie folgt abgeschätzt werden: σ1 Pf σ3 Pf = ( μ μ) 2 [4] Hierbei sind σ1 und σ3 die jeweils größte und kleinste Hauptspannung (σ1, σ2, σ3, mit σ1 σ2 σ3) und µ ist der Reibungskoeffizient. In unseren Betrachtungen wurde µ = 0,85 gesetzt, da dies als repräsentativer Wert für Überlagerungsdrücke bis 200 MPa angesehen wird (BYERLEE, 1978), welche Überlagerungsmächtigkeiten von 5 bis 6 km entsprechen. Mittels obiger Beziehungen können nun bei einer Zuweisung von SH max = σ1, Sh min = σ2 und Sv = σ3 für ein Überschiebungsregime ( reverse faulting, Fall A in Abbildung 11), bzw. SH max = σ1, Sv = σ2 und Sh min = σ3 für ein blattverschiebendes Regime ( strike-slip, Fall B in Abbildung 11) die effektiven Spannungsmagnituden auf Reservoirtiefe berechnet werden (Abbildung 11). 7.3 Analysen zur slip tendency und dilation tendency Die Parameter slip tendency und dilation tendency (MORRIS ET AL., 1996; zu Deutsch etwa Scherversagenstendenz resp. Tendenz zur Dilatanz ) erlauben die Erfassung der Wahrscheinlichkeit der Reaktivierung präexistenter Brüche in einem Spannungsfeld. Die slip tendency T s ist das Verhältnis von Scherspannung zu Normalspannung auf einer Bruchfläche: T s = τ σ n [5] Die dilation tendency T d gibt die Wahrscheinlichkeit des Versagens eines Bruches als Extensionskluft unter Dilatanz (d. h. Aufweitung ) in einem 3D Spannungsfeld und berechnet sich wie folgt: T d = σ 1 σ n σ 1 σ 3 [6] Seite 45 von 118

46 Abbildung 11 Spannungspolygon mit abgeschätzten Spannungsmagnituden auf einer Reservoirtiefe von 4.5 km am potentiellen EGS Standort Meiningen, basierend auf dem Konzept von MOOS und ZOBACK (1990). Zwei mögliche Fälle A (Überschiebungsregime) und B (Blattverschiebungsregime) wurden betrachtet. Seite 46 von 118

47 Abbildung 12 Illustration des Effekts von Porenfluiddrücken und der Größe der Differentialspannung auf den Modus elastischen Bruchversagens in Gesteinen (modifiziert nach TWISS AND MOORES, Structural Geology, 2 nd ed., Freeman, 2007). Aus letzterer Gleichung sieht man, dass höhere T d von kleineren Differentialspannungen σ 1 σ 3 begünstigt wird. Intuitiv kann dies anhand Abbildung 12 abgelesen werden. Die Berechnungen wurden mit der Software 3DStress durchgeführt. Berechnet wurden die slip tendency und dilation tendency für die beiden wahrscheinlichsten Spannungsfälle (Fall A und B, Abbildung 13). Diese Analysen erlauben eine Abschätzung des zu erwartenden Modus, in welchem präexistente Brüche reaktiviert werden könnten. In beiden Spannungsfällen A und B weist die vorherrschende Bruchorientierung bei ca. 030/70 (siehe Abbildung 9) eine maximal mögliche slip tendency von etwa 0,5 auf (Abbildung 13, links), wohingegen die dilation tendency in beiden Fällen wesentlich geringer auszufallen scheint (Abbildung 13, rechts). Dies impliziert, dass der wahrscheinlichste Modus des Versagens präexistenter Brüche der Orientierung 030/70 jener eines blattverschiebenden Scherversagens mit rechtssinniger Relativbewegung wäre, insbesondere im Fall einer hydraulischen Stimulation des Reservoirs. Seite 47 von 118

48 Abbildung 13 Ergebnisse der slip und dilation tendency Analysen (MORRIS ET AL. 1996) für die betrachteten Spannungsfälle A (obere Reihe) und B (untere Reihe) am potentiellen EGS Standort Meiningen. Die Farbkodierung repräsentiert die slip tendency (linke Spalte) bzw. die dilation tendency (rechte Spalte) für den jeweiligen Spannungsfall. Zur Übersicht sind die Konturen der Datendichte gemessener Störungen im Granit gezeigt (Abbildung 9, rechts). Die Analysen legen nahe, dass im gegenwärtigen Spannungsfeld die jeweils vorherrschenden Bruchorientierungen im granitischen Basement eine hohe Tendenz zum Scherversagen zeigen (slip tendency) und daher eine erhöhte Wahrscheinlichkeit aufweisen, bei der hydraulischen Stimulation einer Produktionsbohrung reaktiviert zu werden. Berechnungen wurden mit 3DStress durchgeführt ( Seite 48 von 118

49 7.4 Schlussfolgerungen Um sicherzustellen, dass im Rahmen einer Stimulationsbohrung Fluidwegsamkeiten innerhalb eines größtmöglichen Gesteinsvolumens erzeugt werden und Fluide nicht etwa entlang präexistenter Brüche verteilt werden, sollte der Bohrpfad idealerweise einen Verlauf im größtmöglichen Winkel zu den vorherrschenden Brüchen aufweisen, d. h. subhorizontal und NO-SW-verlaufend. Abbildung 14 Abschätzung der wahrscheinlichsten zu erwartenden Kinematik reaktivierter Brüche der Orientierung 030/70 im granitischen Basement, veranschaulicht für den Spannungsfall B (Blattverschiebung). Seite 49 von 118

50 8 Laborversuche (AP 6) 8.1 Überblick Im Zuge des bundeslandübergreifenden Forschungsverbundprojektes wurde eine Vielzahl von Proben im gesteinsmechanischen Labor der Technischen Universität Bergakademie Freiberg hinsichtlich der gesteinsphysikalischen Eigenschaften untersucht. Für den Typfall Meiningen/Suhl wurde, um eine bessere Datengrundlage zu schaffen, eine gekernte Forschungsbohrung in Suhl abgeteuft und hinsichtlich verschiedenster Parameter beprobt und getestet. Die bestimmten gesteinsphysikalischen Eigenschaften aus den Proben, die Versuchsergebnisse aus dem Bohrloch in Suhl und die Untersuchungsergebnisse des Institutes für Geowissenschaften der Friedrich-Schiller- Universität in Jena bezüglich des lokalen Spannungsfeldes, dienen den drei Modellierer- Teams als Grundlage für die Simulation von stimulierten Risssystemen im Untergrund. Aus den zu prüfenden Gesteinen wurden zunächst zylindrische Prüfkörper hergestellt. An diesen wurden anschließend verschiedene Versuche durchgeführt: Durchschallungsversuche, einaxiale Druckversuche und Spaltzugversuche. Als wesentlicher Bestandteil der Untersuchungen zum Typfall Meiningen wurde im Herbst 2013 die gekernte Forschungsbohrung Suhl 2/13 in Suhl (Südthüringen) abgeteuft. Aus dem gewonnenen Kern das Gestein wird dem Thüringer Hauptgranit zugeordnet wurden Proben aus verschiedenen Teufen beprobt. Zusätzlich zu den erwähnten Laborversuchen wurden an diesem Material triaxiale Druckversuche und Bruchzähigkeitsmessungen bzw. im Bohrloch selbst hydraulische Tests durchgeführt. Die Ergebnisberichte der verschiedenen Laboruntersuchungen sind in den Anlagen 5 und 6 beigefügt. Des Weiteren wurde der Bohrbericht der Bohrung FB Suhl 2/13 sowie die Ergebnisberichte der hydraulischen Tests herangezogen. Seite 50 von 118

51 8.2 Durchschallungsversuche Die Durchschallungsversuche wurden gemäß dem Prüfverfahren für Naturstein Bestimmung der Geschwindigkeit der Schallausbreitung (DIN EN 14579: 2005) und gemäß dem Prüfverfahren für Naturstein Bestimmung des dynamischen Elastizitätsmoduls (durch Messung der Resonanzfrequenz der Grundschwingung; DIN EN 14146: 2004) durchgeführt. Die Ergebnisse der Messungen sind in Tabelle 7 und Tabelle 8 dargestellt. Für die Durchschallungsversuche wurden der Ultraschall-Generator USG21 Geotron-Elektronik und der Transienten-Recorder TRB 4000 verwendet. Tabelle 7 Ergebnisse der Durchschallungsversuche; die Probe bezeichnet eine Varietät gemäß JENA-GEOS ; B hergestellt aus einem bearbeiteten Gesteinswürfel, W hergestellt aus einem Handstück; der gestrichene Wert ist ein Ausreißer Probe Prüfkörper Geschwindigkeit P-Welle vp [m/s] Dyn. Elastizitätsmodul Edyn [kn/mm²] Dyn. Poissonzahl 19 W ,43 0,23 19 W ,99 0,22 19 B ,46 0,15 19 B ,44 0,15 19 B ,34 0,02 19 B ,17 0,19 Mittelwert ,31 0,16 Variationskoeffizient 0,05 0,15 0,44 20 W ,66 0,15 20 B ,69 0,14 20 B ,92 0,19 20 B ,80 0,21 20 B ,83 0,18 Mittelwert ,78 0,17 Variationskoeffizient 0,03 0,09 0,15 21 B ,43 0,21 21 B ,21 0,19 21 B ,97 0,20 21 B ,25 0,22 Mittelwert ,97 0,21 Variationskoeffizient 0,01 0,02 0,06 23 W ,09 0,37 23 B ,70 0,15 23 B ,49 0,21 23 B ,20 0,16 23 B ,00 0,19 Mittelwert ,10 0,18 Variationskoeffizient 0,04 0,07 0,13 νdyn [-] Seite 51 von 118

52 Tabelle 8 Ergebnisse der Durchschallungsversuche der Proben aus der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13 Probe Index Prüfkörper Teufe [m u. GOK] Geschwindigkeit P-Welle vp [m/s] Dyn. Elastizitätsmodul Edyn [kn/mm²] Dyn. Poissonzahl FB Suhl 16,00- H2 2/13 16, ,87 0,12 FB Suhl 16,45- A1 2/13 16, ,83 0,18 FB Suhl 43,00- B2 2/13 43, ,14 0,15 FB Suhl 52,00- A1 2/13 52, ,46 0,17 FB Suhl 52,00- B1 2/13 52, ,07 0,18 Mittelwert ,67 0,16 Standardabweichung 98 1,88 0,02 Variationskoeffizient 0,02 0,03 0,14 νdyn [-] Der (statische) Elastizitätsmodul beschreibt den Zusammenhang zwischen Spannung und Dehnung während der Verformung eines festen Körpers unter linear elastischem Verhalten. Der dynamische Elastizitätsmodul wird hingegen bei dynamischen Prozessen angewendet. Die Poissonzahl ist eine elastische Konstante des Materials. Analog zum Elastizitätsmodul gilt die dynamische Poissonzahl für dynamische Prozesse. 8.3 Einaxiale Druckversuche Die einaxialen Druckversuche wurden gemäß den Technischen Prüfvorschriften für Boden und Fels im Straßenbau TP BF-StB, Teil C1 (Ausgabe 2004), Einaxiale Druckversuche an zylindrischen Gesteinsprüfkörpern mit dem Prüfgerät TIRAtest durchgeführt. Je nach Durchmesser der Prüfkörper wurden verschiedene Messversuche unternommen. Bei Prüfkörpern mit einem Durchmesser größer 45 mm konnten einaxiale Druckversuche mit Längs- und einfacher Querdehnungsmessung mit Zyklen angewendet werden. Diese bestanden aus 2 Versuchsteilen: Versuchsteil 1: Lastzyklen mit 3 Be- und Entlastungsvorgängen; Wegmesssystem WAP (Messung über Probenwegaufnehmer direkt am Prüfkörper) Versuchsteil 2: Monoton ansteigende Belastung bis zum Bruch; Wegmesssystem WAK (Messung des Traversenwegs unter Berücksichtigung der Maschinensteifigkeit) Seite 52 von 118

53 Die Laststufen der Lastzyklen im Versuchsteil 1 wurden so gewählt, dass die Prüfkörper vorwiegend im elastischen Bereich belastet wurden und kein Bruch der Proben eintrat. Es konnten daher Verformungsmessaufnehmer direkt an den Prüfkörper montiert werden. Vor Versuchsteil 2 wurden die Messaufnehmer von den Prüfkörpern montiert, um diese beim Probenbruch vor Beschädigung zu schützen. Bei Prüfkörpern mit einem Durchmesser kleiner 45 mm konnten lediglich einaxiale Druckversuche mit Längsdehnungsmessungen mit Zyklen durchgeführt werden. Diese geringen Durchmesser sind auf das begrenzt verfügbare Probenmaterial zurückzuführen. Dadurch konnte ein Schlankheitsgrad von größer 2,0 für alle Prüfkörper realisiert und Aussagen zur Verformbarkeit des Probenmaterials getroffen werden. Der Schlankheitsgrad ist das Verhältnis von der Länge zum Durchmesser der Prüfkörper. Auch hier wurde das Wegmesssystem WAK eingesetzt. Die Belastungsrate betrug 5 MPa/min. In Tabelle 9 und Tabelle 10 sind die Ergebnisse der einaxialen Druckversuche dargestellt. Seite 53 von 118

54 Tabelle 9 Ergebnisse der einaxialen Druckversuche; die Probe bezeichnet eine Varietät gemäß JENA-GEOS ; B hergestellt aus einem bearbeiteten Gesteinswürfel, W hergestellt aus einem Handstück; der gestrichene Wert ist ein Ausreißer Probe Prüfkörper Durchmesser d [mm] Länge l [mm] Rohdichte ρb [g/cm³] Wassergehalt w [%] Einaxiale Druckfestigkeit σu [N/mm²] Verformungsmodul V(40-60) [kn/mm²] Elastizitätsmodul E(25-75) [kn/mm²] Poissonzahl ν(25-75) [-] 19 W-1 49,9 111,0 2,68 0,18 132,74 65,91 66,70 0,16 19 W-2 49,9 112,2 2,68 0,18 156,12 64,99 66,54 0,20 19 B-1 45,9 89,3 2,60 0,18 83,81 59,45 61,33 0,15 19 B-2 40,9 86,5 2,61 0,26 128,55 46,06 42,04-19 B-3 40,2 88,1 2,68 0,20 87,03 43,45 44,88-19 B-4 40,9 87,3 2,60 0,26 99,29 36,51 35,67 - Mittelwert 2,64 0,21 114,59 52,73 52,86 0,17 Variationskoeffizient 0,01 0,17 0,23 0,21 0,24 0,13 20 W-1 49,9 111,0 2,76 0,13 112,82 64,82 67,00 0,16 20 B-1 41,0 92,5 2,70 0,10 114,34 47,51 46,38-20 B-2 45,0 92,9 2,78 0,10 81,09 55,50 57,86 0,15 20 B-3 40,8 90,8 2,72 0,12 87,44 37,76 38,78-20 B-4 40,5 91,2 2,77 0,10 126,69 48,26 45,61 - Mittelwert 2,75 0,11 104,48 50,77 51,13 0,16 Variationskoeffizient 0,01 0,11 0,17 0,18 0,20 0,03 21 B-1 46,0 91,3 2,67 0,08 125,50 57,18 57,89 0,15 21 B-2 41,0 91,8 2,68 0,20 134,24 50,96 50,40-21 B-3 41,0 90,1 2,68 0,18 62,85 22,82 22,30-21 B-4 41,0 89,6 2,68 0,19 145,34 49,67 50,36 - Mittelwert 2,68 0,16 116,98 45,16 45,24 0,15 Variationskoeffizient 0,00 0,30 0,27 0,29 0,30 0,00 23 W-1 40,8 106,7 2,54 0,33 40,00 13,48 17,86 0,35 23 B-1 45,9 92,1 2,67 0,05 94,63 47,24 51,29 0,11 23 B-2 40,9 90,7 2,69 0,11 118,02 40,61 35,90-23 B-3 40,9 89,7 2,72 0,09 96,72 39,58 39,53-23 B-4 40,7 90,8 2,69 0,12 143,93 49,45 50,26 - Mittelwert 2,69 0,09 113,33 44,22 44,25 0,11 Variationskoeffizient 0,01 0,29 0,18 0,10 0,15 0,00 Seite 54 von 118

55 Tabelle 10 Ergebnisse der einaxialen Druckversuche der Proben aus der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13 Probe Index Prüfkörper Teufe [m u. GOK] Durchmesser d [mm] Länge l [mm] Rohdichte ρb [g/cm³] Einaxiale Druckfestigkeit σu [N/mm²] Verformungsmodul V(40-60) [kn/mm²] Elastizitätsmodul E(25-75) [kn/mm²] Poissonzahl ν(25-75) [-] FB Suhl 16,00- H2 2/13 16,45 39,1 101,8 2,77 139,18 46,80 69,75 0,08 FB Suhl 16,45- A1 2/13 16,60 48,7 101,3 2,78 153,48 52,88 73,03 0,10 FB Suhl 43,00- B2 2/13 43,60 39,2 102,6 2,75 131,36 45,73 66,20 0,09 FB Suhl 52,00- A1 2/13 52,25 47,7 82,9 2,80 166,09 47,50 74,00 0,09 FB Suhl 52,00- B1 2/13 52,25 48,9 102,0 2,75 127,67 44,00 70,01 0,09 Mittelwert 2,77 143,56 47,38 70,60 0,09 Standardabweichung 0,02 14,33 2,99 2,75 0,01 Variationskoeffizient 0,01 0,10 0,06 0,04 0,07 Seite 55 von 118

56 8.4 Spaltzugversuche Zur Durchführung der Spaltzugversuche wurden aus den Handstücken und Blöcken aus dem Gelände (Bezeichnung W ) kreiszylindrische Prüfkörper hergestellt. Mit Hilfe des Prüfgerätes MTS 20/M wurden Messungen gemäß den Technischen Prüfvorschriften für Boden und Fels im Straßenbau TP BF-StB, Teil C10 (Ausgabe 2008), Indirekter Zugversuch an Gesteinsproben Spaltzugversuch durchgeführt. Bei Versuchsdauern zwischen 2 und 5 Minuten betrug die Belastungsrate 0,05 mm/min. Bei Probe 23 sind die im Vergleich zu den anderen Proben geringen Festigkeitswerte und deren Schwankung auf die vorhandene Klüftung und Verwitterungsspuren zurückzuführen. Tabelle 11 und Tabelle 12 zeigen die Ergebnisse der Spaltzugversuche. Tabelle 11 Ergebnisse der Spaltzugversuche; die Probe bezeichnet eine Varietät gemäß JENA- GEOS ; W hergestellt aus einem Handstück Probe Prüfkörper Durchmesser d [mm] Länge l [mm] Rohdichte ρb [g/cm³] Wassergehalt w [%] Spaltzugfestigkeit σt,sp [N/mm²] 19 W-1 49,7 25,3 2,68 0,14 9,49 19 W-2 49,9 25,3 2,67 0,14 10,99 19 W-3 49,9 25,3 2,68 0,14 9,78 19 W-4 49,9 25,3 2,66 0,20 13,47 19 W-5 49,9 25,4 2,62 0,20 7,66 19 W-6 49,9 25,3 2,68 0,12 10,12 19 W-7 49,9 25,5 2,67 0,13 9,68 Mittelwert 2,67 0,15 10,17 Variationskoeffizient 0,01 0,20 0,16 20 W-1 49,9 25,8 2,73 0,19 9,29 20 W-2 49,9 25,8 2,74 0,18 13,68 20 W-3 49,9 25,8 2,75 0,09 12,98 Mittelwert 2,74 0,15 11,98 Variationskoeffizient 0,00 0,29 0,16 23 W-1 49,9 26,8 2,34 0,32 6,11 23 W-2 49,9 26,8 2,41 0,41 30,80 23 W-3 49,9 26,8 2,48 0,40 3,83 23 W-4 48,6 25,5 2,60 0,33 5,41 23 W-5 49,9 26,6 2,37 0,36 2,21 23 W-6 49,9 26,4 2,52 0,33 6,47 23 W-7 49,8 25,1 2,51 0,42 3,39 23 W-8 49,9 25,2 2,51 0,44 3,74 Mittelwert 2,47 0,38 4,28 Variationskoeffizient 0,03 0,12 0,33 Seite 56 von 118

57 Tabelle 12 Ergebnisse der Spaltzugversuche der Proben aus der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13 Probe Index Prüfkörper Teufe [m u. GOK] Durchmesser d [mm] Länge l [mm] Rohdichte ρb [g/cm³] Wassergehalt w [%] Spaltzugfestigkeit σt,sp [N/mm²] 8.5 Triaxiale Druckversuche Für die triaxialen Druckversuche wurden ausschließlich Proben aus dem Bohrkern der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13 verwendet. Zuvor wurden, aus Gründen der Vergleichbarkeit, an diesen Proben ebenfalls Durchschallungs- und einaxiale Druckversuche durchgeführt. Der Ergebnisse dieser Versuche sind in Tabelle 13 und Tabelle 14 aufgelistet. Tabelle 13 Ergebnisse der Durchschallungsversuche der Proben für die triaxialen Druckversuche aus der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13 FB Suhl 16,00- A 2/13 16,45 49,2 25,4 2,82 0,10 17,00 FB Suhl 16,00- B 2/13 16,45 49,4 25,2 2,87 0,05 15,69 FB Suhl 16,00- C 2/13 16,45 49,4 25,4 2,85 0,05 14,75 FB Suhl 16,00- D 2/13 16,45 49,3 25,4 2,79 0,07 9,67 FB Suhl 16,00- E 2/13 16,45 49,3 25,6 2,84 0,04 7,36 FB Suhl 16,00- F 2/13 16,45 49,3 25,4 2,88 0,05 8,67 Mittelwert 12,19 Standardabweichung 3,74 Variationskoeffizient 0,31 Prüfkörper Dyn. Rohdichte Geschwindigkeit Teufe [m Elastizitätsmodul Index ρb [g/cm³] P-Welle vp [m/s] u. GOK] Edyn [kn/mm²] G2 16,00-16,45 2, ,72 0,12 C2 43,00-43,60 2, ,88 0,14 A2 16,45-16,60 2, ,18 0,20 A2 43,00-43,60 2, ,13 0,15 B2 52,00-52,25 2, ,71 0,19 A2 52,00-52,25 2, ,55 0,19 Mittelwert 2, ,20 0,17 Standardabweichung 0, ,32 0,03 Variationskoeffizient 0,01 0,02 0,03 0,18 Probe FB Suhl 2/13 FB Suhl 2/13 FB Suhl 2/13 FB Suhl 2/13 FB Suhl 2/13 FB Suhl 2/13 Dyn. Poissonzahl νdyn [-] Seite 57 von 118

58 Tabelle 14 Ergebnisse der einaxialen Druckversuche der Proben für die triaxialen Druckversuche aus der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13 Probe Index Prüfkörper Teufe [m u. GOK] Länge l [mm] Durchmesser d [mm] Elastizitätsmodul E(25-75) [kn/mm²] Poissonzahl ν(25-75) [-] Bei den triaxialen Druckversuchen wird von allen Seiten Druck auf die Probe ausgeübt. In diesem Fall bestand der Versuch aus drei Druckstufen. Diese sind, zusammen mit dem resultierenden Verformungsmodul und der Poissonzahl, in Tabelle 15 dargestellt. Tabelle 15 Ergebnisse der triaxialen Druckversuche der Proben aus der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13 Probe Index Prüfkörper Manteldruckstufe 1 Teufe [m u. GOK] Manteldruck σ3 [N/mm²] Verformungsmodul V [kn/mm²] Poissonzahl ν [-] FB Suhl 16,00- G2 2/13 16,45 101,9 39,1 77,40 0,08 FB Suhl 43,00- C2 2/13 43,60 102,2 39,1 72,71 0,10 FB Suhl 16,45- A2 2/13 16,60 99,7 39,2 75,97 0,10 FB Suhl 43,00- A2 2/13 43,60 102,0 39,1 70,04 0,10 FB Suhl 52,00- B2 2/13 52,25 101,0 39,1 84,65 0,10 FB Suhl 52,00- A2 2/13 52,25 86,2 39,3 84,94 0,10 Mittelwert 77,62 0,10 Standardabweichung 5,59 0,01 Variationskoeffizient 0,07 0,01 FB Suhl 16,00- G2 2/13 16,45 2,50 71,45 0,18 FB Suhl 43,00- C2 2/13 43,60 5,00 63,48 0,18 FB Suhl 16,45- A2 2/13 16,60 5,00 70,46 0,21 FB Suhl 43,00- A2 2/13 43,60 10,00 63,21 0,16 FB Suhl 52,00- B2 2/13 52,25 20,00 69,81 0,20 FB Suhl 52,00- A2 2/13 52,25 30,00 68,88 0,19 Mittelwert 67,88 0,19 Standardabweichung 3,30 0,02 Variationskoeffizient 0,05 0,09 Seite 58 von 118

59 Probe Index Prüfkörper Manteldruckstufe 2 Teufe [m u. GOK] Manteldruck σ3 [N/mm²] Verformungsmodul V [kn/mm²] Poissonzahl ν [-] Probe Index Prüfkörper Manteldruckstufe 3 Teufe [m u. GOK] Manteldruck σ3 [N/mm²] Verformungsmodul V [kn/mm²] Poissonzahl ν [-] FB Suhl 16,00- G2 2/13 16,45 5,00 69,98 0,24 FB Suhl 43,00- C2 2/13 43,60 7,50 63,52 0,24 FB Suhl 16,45- A2 2/13 16,60 7,50 71,74 0,24 FB Suhl 43,00- A2 2/13 43,60 15,00 61,86 0,20 FB Suhl 52,00- B2 2/13 52,25 25,00 66,37 0,25 FB Suhl 52,00- A2 2/13 52,25 35,00 66,10 0,24 Mittelwert 66,60 0,24 Standardabweichung 3,42 0,02 Variationskoeffizient 0,05 0,07 FB Suhl 16,00- G2 2/13 16,45 10,00 69,15 0,25 FB Suhl 43,00- C2 2/13 43,60 10,00 58,91 0,31 FB Suhl 16,45- A2 2/13 16,60 10,00 69,21 0,27 FB Suhl 43,00- A2 2/13 43,60 20,00 60,36 0,21 FB Suhl 52,00- B2 2/13 52,25 30,00 64,59 0,26 FB Suhl 52,00- A2 2/13 52,25 40,00 61,88 0,27 Mittelwert 64,02 0,26 Standardabweichung 4,03 0,03 Variationskoeffizient 0,06 0,11 Seite 59 von 118

60 8.6 Bruchzähigkeitsmessungen Die Bruchzähigkeit ist ein Maß des Widerstandes des Gesteins gegen instabilen Rissfortschritt. Der kritische Spannungsintensitätsfaktor K IC ist der Kennwert eines Materials, bei dem der instabile Rissfortschritt einsetzt. Tabelle 16 Ergebnisse der Bruchzähigkeitsmessungen der Proben aus der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13 Probe Index Prüfkörper Teufe [m u. GOK] Durchmesser d [mm] Länge l [mm] Bruchkraft Fmax [kn] Bruchzähigkeit KIC [MPa*m 1/2 ] FB Suhl 52,25- A 2/13 52,55 74,3 29,9 12,11 1,08 FB Suhl 52,25- B 2/13 52,55 74,2 25,9 11,46 1,24 FB Suhl 52,25- C 2/13 52,55 74,1 29,9 12,12 1,09 FB Suhl 52,25- D 2/13 52,55 74,3 31,6 19,71 1,64 FB Suhl 52,25- E 2/13 52,55 74,2 31,3 17,44 n. b. Mittelwert 1,26 Standardabweichung 0,23 Variationskoeffizient 0, Auswertung der Messergebnisse Aus den Ergebnissen der verschiedenen Messungen lässt sich ein Unterschied zwischen den verschiedenen Gesteinsvarietäten erkennen. Probe 23 weißt sowohl Klüftung als auch eine beginnende Verwitterung auf. Dies spiegelt sich vor allem in der Spaltzugfestigkeit, aber auch beim dynamischen und statischen Elastizitätsmodul wider. Die höchsten Festigkeiten im dynamischen und statischen Elastizitätsmodul, der einaxialen Druckfestigkeit und der Spaltzugfestigkeit besitzt das frische Gestein aus der Forschungsbohrung TB Suhl 2/13. Seite 60 von 118

61 9 Simulationsmodell (AP 7) Numerische Simulationen bei Dynardo wurden für zwei Typfälle durchgeführt. Diese Typfälle wurden gemeinsam mit den Projektpartnern definiert. Sie charakterisieren im Wesentlichen die zu erwartenden geologischen Randbedingungen bei der Generierung des Wärmetauschers eines Tiefengeothermie-Kraftwerkes in Sachsen, Typfall Freiberg, und Thüringen, Typfall Meiningen. Für die numerische Analyse wurden von den einzelnen Projektbeteiligten unterschiedliche Simulationsumgebungen verwendet. Dynardo setzt eine Eigenentwicklung, den hydraulic-fracturing Simulator, für die Simulation der Generierung des Wärmetauschers ein. Diese basiert auf der kommerziellen Simulations-Software ANSYS. ANSYS ist das weltweit am häufigsten eingesetzte FEM Berechnungsprogramm der Kontinuumsmechanik. Dynardo hat dieses Programm für drei-dimensionale Simulationen des gekoppelten hydraulisch-mechanischen Problems der Risserzeugung in Gesteinen mittels hydraulischer Stimulation um spezielle Materialgesetze, Elementformulierungen und APDL-Makros erweitert. Der schematische Ablauf einer solchen Simulation ist in Abbildung 15 dargestellt. Abbildung 15 Gekoppelte hydraulisch-mechanische Simulation Ein wesentlicher Bestandteil dieser Simulationsumgebung ist die sehr umfangreiche Parametrisierung des Modells. Diese umfasst neben der Modellgeometrie, z. B. der Gesteinsschichtung, den mechanischen und hydraulischen Gesteinsparametern auch das Design der Bohrungen, z. B. Tiefe, Anzahl und Lage der Perforationen (Übergang vom Bohrloch in das Gestein), und die Art der hydraulische Stimulation, z. B. Fluidvolumen und Pumpraten. Damit wird es möglich sowohl den Einfluss von Unsicherheiten im Gestein, z. B. in den Festigkeiten, als auch der Bohrlochanordnung auf die Rissausbreitung zu untersuchen und die wichtigen Eingabeparameter herauszufiltern. Für beide Typfälle wurde jeweils in einem ersten Schritt ein parametrisiertes Referenzmodell erstellt und numerisch untersucht. Anschließend wurden in einem zweiten Schritt diese Modelle in Sensitivitätsstudien eingesetzt. Im Folgenden sollen die wesentlichen Ergebnisse dieser Untersuchungen dargestellt werden. Seite 61 von 118

62 Abbildung 16 zeigt für den Typfall Freiberg das Dynardo-Modell für die Simulation der Generierung des Wärmetauschers. Abbildung 16 Typfall Freiberg Modellgeometrie In einer horizontalen Bohrung wird das Gestein nacheinander in mehreren Stufen hydraulisch stimuliert. Dabei wird davon ausgegangen, dass im ausgebauten Bohrloch der Wassereintritt in den Fels mittels eines Perforierungsringes im Bohrlochausbau (zementierter Ausbau) definiert wird. Der Abstand zwischen den Stufen (Stages) beträgt 100 m. Die Perforationen der Injektionsbohrung liegen in 4943 m Teufe am unteren Ende einer 1000 m mächtigen Granitschicht. Die Granitschicht wird durch zwei Gneisschichten begrenzt. Tabelle 17 fasst die mechanischen Parameter der einzelnen Gesteinsschichten zusammen. Die Parameter des intakten Gesteins wurden durch die TU Bergakademie Freiberg bereitgestellt. Um Anisotropien in den Gesteinsfestigkeiten zu berücksichtigen, wurden von Dynardo zusätzliche Trennflächen eingefügt. Diese weisen im Vergleich zu dem intakten Gestein eine deutlich geringere Festigkeit aus. Es wird daher angenommen, dass sich während der hydraulischen Stimulation der Großteil der Risse entlang dieser Trennflächen ausbildet. Die Berücksichtigung dieser Festigkeitsunterschiede ist daher unbedingt erforderlich. Während im Gneis eine nahezu horizontale Trennfläche (10 Neigung) abgebildet wird, werden im Granit zwei an dem initialen Spannungsfeld ausgerichtete vertikale Trennflächen eingeführt. Seite 62 von 118

63 Tabelle 17: Typfall Freiberg - mechanische Materialparameter Parameter Granit Gneis intaktes Gestein Trennflächen intaktes Gestein Trennflächen Dichte [kg/m³] E-Modul [GPa] Querdehnzahl [-] Zugfestigkeit [MPa] Reibungswinkel [ ] Kohäsion [MPa] Dilatanzwinkel [ ] Das In-situ Spannungsfeld wurde ebenfalls durch die TU Bergakademie Freiberg bereitgestellt. Für den initialen Porenwasserdruck wurde von Dynardo die hydrostatische Wassersäule angenommen. Abbildung 17 zeigt die im Modell realisierten Initialzustände als Verlauf über die Tiefe. initialer Porenwasserdruck initiale effektive Spannungen Abbildung 17 Typfall Freiberg Initialzustände. In einem ersten Schritt wurde ein Einzelriss untersucht. Dazu wurden 5000 m³ Wasser mit einer konstanten Rate von 5 m³/min verpresst. Die Gesamtpumpzeit betrug 1000 Minuten. Abbildung 18 (links) zeigt den Druckverlauf am Übergang von der Bohrung in das Gestein. Zunächst muss ein relativ hoher Druck aufgebaut werden um den Riss zu initiieren. Der Rissfortschritt erfolgt dann bei deutlich geringerem Druck. Weiterhin ist ein leichtes Abfallen des Druckes über die Zeit zu beobachten, welches mit dem Höhenwachstum des Risses und der damit verbundenen Verringerung der Initialspannungen an der Rissspitze zu erklären ist. Nach dem Ende des Pumpvorgangs ist ein Abfall des Druckes sichtbar. Seite 63 von 118

64 Perforationsdruck Rissgeometrie am Ende der Simulation Abbildung 18 Typfall Freiberg Ergebnisse der Simulation eines Einzelrisses. Die finale Rissgeometrie ist in Abbildung 18 (rechts) dargestellt. Wie erwartet, hat sich der Riss entlang der Trennfläche ausgebildet, welche senkrecht zu der minimalen horizontalen Initialspannung steht. Es kommt zu einen kombinierten Zug- und Scherversagen der Trennfläche. Die Rissausbreitung erfolgt nahezu ausschließlich im Granit, wobei sowohl Höhen- als auch Breitenwachstum zu beobachten ist. Tabelle 18 zeigt für die Simulationen der einzelnen Projektbeteiligten einen Vergleich der wichtigsten Rissparameter. Trotz der sehr unterschiedlichen Simulationsumgebungen, konnten ähnliche Ergebnisse erreicht werden. Tabelle 18: Typfall Freiberg Vergleich der Rissgeometrien für den Einzelriss Dynardo DBI (MFrac) TU Bergakademie Freiberg (3DEC) Risshöhe [m] (600 abgestützt) 661 Risshalblänge [m] mittlere Öffnungsweite [cm] In einem nächsten Schritt wurde für das Einzelrissmodell des Typfalls Freiberg eine Sensitivitätsstudie bezüglich der Reservoir-Unsicherheiten mit optislang durchgeführt. Dazu wurden die Unsicherheiten in den mechanischen und hydraulischen Materialparametern und in den In-situ Spannungszuständen erfasst und entsprechende Variationsbereiche definiert. Zusätzlich wurden noch Parameter des Pumpvorgangs variiert. Tabelle 19 fasst die zu variierenden Parameter und die zugehörigen Variationsbereiche zusammen. Seite 64 von 118

65 Tabelle 19: Typfall Freiberg Variationsbereiche der Sensitivitätsstudie am Einzelrissmodell Parameter min max Referenz Gradient des initialen Porenwasserdruckes [kpa/m] Gradient der minimalen horizontalen Initialspannung im Granit [kpa/m] E-Modul Granit [GPa] Querdehnzahl Granit [-] Druckfestigkeit Granit [MPa] Reibungswinkel Granit [ ] Zugfestigkeit Granit [MPa] Dilatanzwinkel Granit [ ] initiale Permeabilität des Granits [m²] 5E-18 10E-18 5E-18 JRC (Oberflächenrauhigkeit der Trennfläche) [-] Fluidvolumen [m³] Pumprate [m³/min] Bei den Festigkeiten des Granits handelt es sich um Festigkeiten des intakten Gesteins. Die Parameter der Trennflächen wurden analog zum Referenzmodell in Abhängigkeit von diesen Parametern bestimmt und variieren dementsprechend auch. Da der Spannungsgradient nur im Granit variiert wird, ändert sich in jedem Design der Spannungssprung am Übergang zwischen Granit und Gneis. Außerdem wurde in der Sensitivitätsstudie die Perforation in einer Tiefe von 4900 m angenommen. Insgesamt wurden 76 Designs berechnet und mit optislang ausgewertet. Als Antwortgrößen wurden die Rissgeometrie beschreibende Parameter definiert. Abbildung 19 Sensitivitätsstudie Typfall Freiberg Gesamthöhe des Risses Abbildung 19 zeigt die Auswertung für die Gesamthöhe des erzeugten Risses. Diese variiert zwischen 441 und 1062 m. Auf der linken Seite sind der Coefficient of Prognosis (CoP) und die zugehörigen wichtigen Eingangsgrößen dargestellt. Auf der rechten Seite ist das zugehörige Ersatzmodell (Metamodell optimaler Prognosefähigkeit - MOP) für die Gesamtrisshöhe in Abhängigkeit von den beiden wichtigsten Parametern, Kohäsion und E- Modul, dargestellt. Seite 65 von 118

66 CoP und MOP sind optislang-ergebnisse der Korrelationsanalyse zwischen Eingangs- und Ausgangsvariation. Dabei repräsentiert das MOP das Korrelationsmodell, welches die bestmögliche Vorhersagefähigkeit der Ergebnisvariation, ausgedrückt durch den CoP, darstellt. Der CoP weist aus, dass die Variation der Risshöhe mittels des bestmöglichen Korrelationsmodels zu 65 % durch Variation der Eingangsgrößen erklärt werden kann. Dabei wird die Gesamtrisshöhe vor allem durch die Kohäsion des Granits, den E-Modul des Granits und das gepumpte Fluidvolumen beeinflusst. Für den Wärmetauscher ist nicht die Gesamthöhe des Risses sondern das Höhenwachstum entscheidend, da für den Betrieb die zweite Horizontalbohrung in einem gewissen Abstand über der ersten Horizontalbohrung platziert werden muss. Das Höhenwachstum wird über die Tiefe der höchsten Risskoordinate ausgedrückt. Die Auswertung dieses Parameters ist in Abbildung 20 dargestellt. Die höchste Risskoordinate variiert im Bereich von 4001 und 4753 m Teufe. Dies entspricht einem Höhenwachstum von 147 bis 899 m. Damit wird im Design mit dem maximalen Höhenwachstum die Grenze zwischen Granit und der oberen Gneisschicht erreicht aber nicht durchbrochen. Abbildung 20 Sensitivitätsstudie Typfall Freiberg Höhenwachstum des Risses Abbildung 20 zeigt, dass das Höhenwachstum überwiegend durch die Kohäsion des Granits, den E-Modul des Granits und das Pumpvolumen beeinflusst wird. Das bedeutet, dass durch eine Verringerung der Unsicherheiten in den Materialparametern des Granits die Genauigkeit der Vorhersage des Höhenwachstums erhöht werden kann. Zusätzlich kann das Höhenwachstum durch das gepumpte Fluidvolumen eingestellt werden. Seite 66 von 118

67 Abbildung 21 Sensitivitätsstudie Typfall Freiberg Tiefenwachstum des Risses Eine weitere Fragestellung im Typfall Freiberg ist, ob der Riss in die untere Gneisschicht wächst. Dazu wurde das Tiefenwachstum des Risses, welche über die Tiefe der untersten Risskoordinate repräsentiert wird, als Antwortgröße definiert. Die Auswertung der Sensitivätsstudie bezüglich des Tiefenwachstums ist in Abbildung 21 dargestellt. Die maximale Rissausdehnung nach unten variiert zwischen 4967 und 5452 m Teufe. Die Grenze zwischen der Granit- und der unteren Gneisschicht liegt bei 5000 m. Ist das Tiefenwachstum größer als 5000 m, wächst der Riss in den Gneis. Das Tiefenwachstum wird vor allem vom initialen Spannungszustand beeinflusst. Da sich ein deutliches Risswachstum in den Gneis für ein Tiefengeothermie-Kraftwerk negativ auswirken könnte, wäre es sinnvoll, durch eine genauere Messung des In-situ Spannungszustandes die Unsicherheit in diesem zu reduzieren und damit die Prognosegenauigkeit für das Tiefenwachstum zu erhöhen. Zusätzlich zu den Einzelrissuntersuchungen, wurden für den Typfall Freiberg Multirisssimulationen durchgeführt. Dazu wurden jeweils mit einem Abstand von 100 m vier Perforationen definiert und nacheinander stimuliert. Die Ausrichtung der Bohrung orientiert sich am In-situ Spannungsfeld, sodass ein Risswachstum senkrecht zur Bohrung zu erwarten ist. Die Perforationen werden nacheinander jeweils für 1000 min mit einer Rate von 5 m³/m stimuliert. Zwischen den Pumpphasen wird eine Pause von 30 min angenommen. Abbildung 22 zeigt die Pumprate und die daraus resultierende Druckentwicklung an den Perforationen des Bohrlochs. Der Einfluss einer bereits stimulierten Perforation auf die nächste Perforation ist deutlich sichtbar. Der Perforationsdruck erhöht sich von der ersten zur vierten Stage, da durch die Rissbildung im Nahbereich die Gebirgsdruckspannung erhöht wird. Dieser Effekt wird als stress shadowing (Druckschatteneffekt) bezeichnet. In Abbildung 23 sind für verschiedene Zeitschritte die Elemente dargestellt, welche das mit den Perforationen verbundene Netzwerk von wasserführenden Trennflächen repräsentieren. Es kommt zu einer von der Perforation ausgehenden vertikalen Rissausbreitung. Anhand der Seite 67 von 118

68 unterschiedlichen Rissgeometrien ist deutlich erkennbar, dass es infolge des stress shadowing Effektes zu einem Ausweichen der Risse kommt. Pumprate (Input) Porenwasserdruck an der Perforation (Output) Abbildung 22 Multirisssimulation Typfall Freiberg Pumprate und Perforationsdruck Ende des Pumpvorgangs in Stage 1 Ende des Pumpvorgangs in Stage 4 Abbildung 23 Multirisssimulation Typfall Freiberg Elemente mit wasserführenden Trennflächen und Verbindung zu einer Perforation Für Thüringen wurden zunächst zwei Typfälle, Meiningen und Suhl, durch Jena-GEOS definiert. Auf Grund der Ähnlichkeit beider Typfälle, wurden diese zu einem gemeinsamen Typfall Meiningen/Suhl zusammengefasst. Die In-situ Zustände, initialer Porenwasserdruck und initiale Spannungsverteilung, wurden durch die FSU Jena bereitgestellt. Die Materialeigenschaften basieren zum einen auf einer von Jena-GEOS durchgeführten Literaturrecherche, zum anderen auf experimentellen Untersuchungen der TU Bergakademie Freiberg. Die Proben dafür stammen aus im Rahmen des Projektes durchgeführten oberflächennahen Probebohrungen in Suhl und vergleichend aus übertägigen Gesteinsaufschlüssen in Südthüringen. Basierend auf diesen Bohrungen und verschiedenen Kartierungsarbeiten in Südthüringenwurde von der FSU Jena ein repräsentatives Kluftsystem abgeleitet. Seite 68 von 118

69 TF 1 TF 2 TF 3 TF 4 Abbildung 24 Typfall Meiningen/Suhl Orientierung der Trennflächensysteme Tabelle 20: Typfall "Meinigen/Suhl" - Materialparameter des Granits Parameter intaktes Gestein Trennflächen TF 1 TF 2 TF 3 TF 4 E-Modul [GPa] 77.6 Querdehnzahl [-] 0.1 Zugfestigkeit [MPa] Reibungswinkel [ ] Kohäsion [MPa] Dilatanzwinkel [ ] Streichwinkel [ ] Fallwinkel [ ] initiale Permeabilität [µd] 9.1 Im Typfall Meiningen/Suhl wird der Riss in 4500 m Teufe innerhalb einer homogenen Granitschicht initiiert. Das Dynardo-Modell bildet die Granitschicht in einer Teufe zwischen 2900 und 5600 m ab. Die verwendeten Gesteinsparameter sind in Tabelle 20 zusammengefasst. Im Modell werden vier Trennflächensysteme im Granit berücksichtigt. Diese zeichnen sich durch eine deutlich geringere Festigkeit als das intakte Gestein aus. Abbildung 24 zeigt die Orientierung der einzelnen Trennflächen. Die im Modell realisierten In-situ Zustände sind in Abbildung 25 dargestellt. initialer Porenwasserdruck initiale effektive Spannungen Abbildung 25 Typfall Meiningen/Suhl Initialzustände Seite 69 von 118

70 Für den Typfall Meiningen/Suhl wurde das Multiriss-Konzept untersucht. Dazu wurden im Referenzmodell drei Perforationen im Abstand von 100 m platziert. Die Horizontalbohrung wurde am initialen Spannungsfeld in Richtung der maximalen horizontalen Initialspannung ausgerichtet. Analog zum Typfall Freiberg wurden in die Perforationen jeweils nacheinander 5000 m³ Fluid mit einer Rate von 5 m³/min gepumpt. Zwischen den Pumpvorgängen wurde eine Pause von 30 min angenommen. Die Pumpraten und die daraus resultierende Druckentwicklung an den Perforationen ist in Abbildung 26 dargestellt. Der Einfluss eines bereits erzeugten Risses auf die Druckentwicklung stress shadowing - Effekt, ist auch hier erkennbar. Pumprate (Input) Porenwasserdruck an der Perforation (Output) Abbildung 26 Multirisssimulation Typfall Meiningen/Suhl Pumprate und Perforationsdruck Für den Riss in der ersten Perforation ist ein deutlich geringerer Druck notwendig als für die Generierung der Risse in der zweiten und dritten Perforation. Dieser Effekt ist auch in der im Abbildung 27 dargestellten Rissausbreitung erkennbar. Alle drei Risse zeigen ein deutliches vertikales Wachstum. In horizontaler Richtung kommt es zu einem gegenseitigen Ausweichen der Risse. Weiterhin ist die plastische Aktivität im Modell dargestellt. Daraus lässt sich die Art des Versagens ableiten. Im Referenzmodell wird die 3. Trennfläche aktiviert und es kommt zu Scherversagen in dieser Trennfläche. Seite 70 von 118

71 Risssystem am Ende der Simulation Versagensmode Abbildung 27 Multirisssimulation Typfall Meiningen/Suhl Risssystem und plastische Aktivitäten Für den Typfall Meiningen/Suhl wurde ebenfalls eine Sensitivitätsstudie durchgeführt. Zusätzlich zu den Unsicherheiten in den Reservoir-Parametern, der Variation des Pumpvolumens und der Pumprate wurde auch der Einfluss des Designs der Bohrungen bzw. des Wärmetauschers untersucht. So wurde beispielsweise die horizontale Ausrichtung der Bohrung bezüglich des initialen Spannungsfeldes bzw. des Trennflächensystems und die Neigung der Bohrung variiert. Die untersuchten Parameter und die zugehörigen Variationsbereiche sind in Tabelle 21 zusammengefasst. Insgesamt wurden im Rahmen der Sensitivitätsstudie 100 Designs erzeugt und berechnet. In der Auswertung wurden zunächst die Parameter, z. B. Höhe, Breite oder Oberfläche, der Einzelrisse als Antwortgrößen untersucht. Abbildung 28 zeigt die Auswertung für Gesamthöhe des Risses an der ersten Perforation. Abbildung 28 Sensitivitätsstudie Typfall Meiningen/Suhl Gesamthöhe des Risses an der ersten Perforation Seite 71 von 118

72 Tabelle 21: Typfall "Meiningen/Suhl" Variationsbereiche der Sensitivitätsstudie Parameter min max Referenz Initialzustand Gradient des initialen Porenwasserdruckes [kpa/m] k0 - Verhältnis der minimalen Horizontal- zur Vertikalspannung [-] shmaxratio Verhältnis der maximalen Horizontalspannung [-] Materialparameter E-Modul Granit [GPa] Druckfestigkeit Granit [MPa] Reibungswinkel Granit [ ] Dilatanzwinkel Granit [ ] Trennflächenfestigkeit im Verhältnis Festigkeit des intakten Gesteins [%] Pumpenparameter Fluidvolumen (Stimulation, pro Perforation) [m³] Pumprate (Stimulation, pro Perforation) [m³/min] Produktionsrate (Gesamtbohrung) [l/s] Bohrlochparameter Gesamtlänge der Horizontalstrecke [m] Abstand zwischen den Perforationen [m] horizontale Ausrichtung der Bohrung (im Uhrzeigersinn von Nord) [ ] vertikale Neigung der Horizontalstrecke (0 bedeutet waagerecht) [ ] Diese variiert zwischen 673 und 2404 m. Die Variation kann mittels des MOP zu 61 % durch die Variation der Eingabeparameter erklärt werden, wobei das gepumpte Fluidvolumen deutlich den größten Einfluss hat. An der zweiten Perforation, Abbildung 29, variiert die Gesamtrisshöhe von 206 bis 2404 m. Im Vergleich zur ersten Perforation hat sich die Erklärbarkeit mittels des MOP auf 57 % leicht verringert. Außerdem wird das Risswachstum nicht nur durch das gepumpten Fluidvolumen ( SlurryVolume ) sondern auch die Horizontalausrichtung der Bohrung ( Well_Azimuth ), dem E-Modul des Granits ( YoungsModulus ) und das initiale Spannungsfeld ( K0 ) deutlich beeinflusst. Abbildung 29 Sensitivitätsstudie Typfall Meiningen/Suhl Gesamthöhe des Risses an der zweiten Perforation Seite 72 von 118

73 Dies ist vor allem mit dem stress-shadowing -Effekt zu erklären. Zusätzlich zu den Einzelrissen, wurde die Geometrie des generierten Wärmetauschers parametrisiert und daraus entsprechende Antwortgrößen abgeleitet. Für die Förderung aus dem Wärmetauscher müssen die Einzelrisse mittels einer zweiten Bohrung (Förderbohrung) miteinander verbunden werden. Es wurde angenommen, dass diese Bohrung parallel zur ersten Bohrung nach oben verschoben ist. Der vertikale Abstand ergibt sich aus dem für das Design größtmöglichen Abstand, wenn dann mit der Förderbohrung alle drei Einzelrisse verbunden werden. Abbildung 30 Sensitivitätsstudie Typfall Meiningen/Suhl vertikaler Abstand zwischen beiden Bohrungen Abbildung 30 zeigt die Auswertung dieser Antwortgröße. Der mögliche Abstand der Injektions- und Förderbohrung variiert zwischen 483 und 1914 m. Die Variation kann mittels des MOP zu 55 % durch die Variation der Eingangsgrößen erklärt werden. Dabei hat das gepumpte Fluidvolumen ( SlurryVolume ) und die Anisotropie in den initialen Spannungen ( K0 ) den größten Einfluss. Bei der hier betrachteten Größe handelt es sich um den Abstand der aufgrund des generierten Risssystems maximal möglich ist. Beim Design eines optimierten Tiefengeothermie-Kraftwerkes wird der letztendlich zu realisierende Abstand zwischen den Bohrungen durch weitere Parameter, z. B. den Temperaturgradienten im Gebirge, beeinflusst und daher vermutlich geringer ausfallen. Für die Wärmeproduktion ist die durchströmte Oberfläche des Wärmetauschers entscheidend. Vereinfachend wurde diese mit der Rissoberfläche zwischen den beiden Bohrungen gleichgesetzt. Zum Ermitteln einer maximal möglichen Wärmetauscherfläche wurde die zweite Bohrung, wie oben beschrieben, im durch das generierte Risssystem maximal möglichen Abstand zur ersten Bohrung platziert. Zunächst wurden die durchströmten Oberflächen der drei Einzelrisse berechnet. Anschließend wurde basierend auf der Gesamtlänge der Horizontalstrecke und des Perforationsabstandes die Anzahl der möglichen Risse bestimmt und die durchströmte Oberfläche der drei Einzelrisse auf die Seite 73 von 118

74 Wärmetauscherfläche der Gesamtbohrung hochgerechnet. Abbildung 31 zeigt die Auswertung dieser Größe. Die maximale Gesamtwärmetauscherfläche variiert zwischen 2 und 16 Millionen m². Die Variation ist mittels MOP zu 79 % durch die Variation der Eingabeparameter erklärbar. Wichtige Parameter sind dabei zum einen der Perforationsabstand ( Stage_Distance ) und die Gesamtlänge der Horizontalstrecke ( Horizontal_Well_Length ), da diese die Anzahl der möglichen Risse definiert. Zum anderen wird die Wärmetauscherfläche durch die Anisotropie im initialen Spannungsfeld ( K0 ) deutlich beeinflusst. Da sowohl Reservoir-Unsicherheiten als auch Designparameter die Wärmetauscherfläche beeinflussen, kann einerseits die Prognosegenauigkeit durch eine Reduzierung der Unsicherheiten, z. B. durch eine genauere Bestimmung des vorliegenden initialen Spannungsfeldes, reduziert werden. Andererseits kann durch entsprechende Wahl der Designparameter, z. B. durch eine entsprechende Wahl des Rissabstandes, die zu generierende Wärmetauscherfläche zuzüglich Ihrer Unsicherheit aus Reservoir- Unsicherheiten abgeschätzt werden. Abbildung 31 Sensitivitätsstudie Typfall Meiningen/Suhl Wärmetauscherfläche Seite 74 von 118

75 10 Prognosetool (AP 8) Das Prognosetool besteht nunmehr aus einer eigenständigen Softwarelösung in Form eines Excel-Plug-Ins, welches die Eingangsgrößen der Rissausbreitungssimulation und deren Effekte auf die Stromerzeugungs-Gestehungskosten in einen Zusammenhang setzt. Das Zusammenhangsmodell basiert auf den Ergebnissen des für das Multi-Riss-Konzept entwickelten DYNARDO-Simulators am Beispiel des Typfalls Meiningen/Suhl und dem hiermit interagierenden Gestehungskosten-Tool von JENA-GEOS. Vorteil der eigenständigen Softwarelösung besteht in der Unabhängigkeit vom rechenzeitintensiven DYNARDO-Simulator. Im Rahmen von Arbeitspaket 8 erfolgte die Verbesserung des Tools zur Wirtschaftlichkeitsberechnung. In der Arbeitsgruppe Wirtschaftlichkeit (DBI / JENA-GEOS ) wurden die unterschiedlichen Methoden der Wirtschaftlichkeitsberechnung abgeglichen und verbessert. In dem durch JENA-GEOS aufgebauten Tool zur Wirtschaftlichkeitsberechnung sind ca. 100 Parameter zu berücksichtigen. Im Rahmen der gemeinsamen Bearbeitung konnten im JENA-GEOS -Tool die bisherigen, empirischen Parameter der langfristigen Reservoirabkühlung und der Temperatur- und Druckänderung der vertikalen Förder- und Injektionsbohrungen durch die von DBI erstellten numerischen Simulationsergebnissen (COMSOL) ersetzt werden. Unter Einbeziehung von Nachauftragnehmerleistungen wurden u. a. ein Risiko- und Chancenbaum inklusive der Prognose von Eintrittswahrscheinlichkeiten entwickelt und eine erste Schätzungen der zu erwartenden Kosten im Ereignisfall sowie mögliche Maßnahmen und Kosten der Risikominimierung abgeleitet. Daraus wurde eine Risiko- und Chancenanalyse zur Ermittlung der Erfolgswahrscheinlichkeit des Projekts sowie der potentiellen Risikokosten durchgeführt und Wirtschaftlichkeitsberechnungen auf der Basis der Risikobewertung für ein Steuerungsinstrument der Unternehmung insbesondere im Hinblick auf das cash-flow-management vorgenommen Ergebnisvalidierung der Modellsimulation Für die Validierung der Ergebnisse wurde an der Probebohrung in Suhl ein hydraulischer Stimulationstest (oberflächennah) durchgeführt. Dieser wurde mit dem Dynardo-Simulator nachgerechnet. Im Modell wurde eine 30 m starke Granitschicht in einer Teufe zwischen 30 und 60 m abgebildet. Für die Simulation des hydraulischen Stimulationstests wurde in 42 m Teufe eine Perforation platziert. Die verwendeten Materialparameter und die Ausrichtung der Trennflächen sind in Tabelle 22 zusammengefasst. Bei den Werten in Klammern handelt es sich um modifizierte Parameter einer Vergleichsrechnung. Die initialen Porenwasserdruck- und Spannungszustände sind in Abbildung 32 dargestellt. Seite 75 von 118

76 Tabelle 22: hydraulischer Stimulationstest Suhl Materialparameter des Granits Parameter intaktes Gestein Trennflächen TF 1 TF 2 TF 3 TF 4 E-Modul [GPa] 47.6 Querdehnzahl [-] 0.23 Zugfestigkeit [MPa] (0.7) Reibungswinkel [ ] Kohäsion [MPa] (1.9) Dilatanzwinkel [ ] Streichwinkel [ ] Fallwinkel [ ] initiale Permeabilität [md] 7.0 (0.009) initialer Porenwasserdruck initiale effektive Spannungen Abbildung 32 Hydraulischer Stimulationstest Suhl Initialzustände Abbildung 33 zeigt die Druckentwicklung an der Perforation. Im Vergleich zum gemessenen Druck ( Golder_ref ) sind zwei Simulationen dargestellt. Die beste Übereinstimmung ( MiniBestFit ) wurde mit einem Modell erreicht, bei dem eine sehr hohe initiale Permeabilität von 7 md angenommen wurde. In diesem Modell kommt es zu einer sehr geringen Rissbildung im Bereich der Perforation. Diese kann für die Durchlässigkeitsentwicklung des Modells vernachlässigt werden. Die Ergebnisse lassen sich damit erklären, dass bei diesem hydraulischen Stimulationstest im oberflächennahen Bereich die Durchlässigkeit des vorhandenen offenen Kluftsystems bereits so groß ist, dass das gepumpte Wasser ohne nennenswerte weitere Rissbildung im Kluftsystem aufgenommen werden kann. Damit ist ein für die hydraulische Stimulation erforderlicher deutlicher Druckaufbau nicht möglich. In einer zweiten Simulation ( TUBAF_Parameter ) wurde die initiale Permeabilität deutlich auf 9 µd verringert. Dies entspricht der zu erwartenden Durchlässigkeit im Granit in 4500 m Teufe. Durch die geringere initiale Durchlässigkeit kann das gepumpte Wasser nicht einfach abfließen und es kommt zu einem deutlichen Druckaufbau. Erst durch die Rissbildung, gekennzeichnet durch die Abnahme des Druckes, erhöht sich die Durchlässigkeit und das Wasser kann im Risssystem eingelagert werden. Seite 76 von 118

77 Abbildung 33 Minifrac "Suhl" Pumprate und Druckentwicklung an der Perforation In der im AP 7 beschriebenen Sensitivitätsstudie für den Typfall Meiningen/Suhl wurde zunächst die Rissgenerierung betrachtet. Für eine Kostenabschätzung eines tiefengeothermischen Kraftwerkes ist weiterhin der hydraulische Widerstand des Wärmetauschers wichtig, da dieser sich unter anderem bei der Auslegung der erforderlichen Pumpen auswirkt. Um den hydraulischen Widerstand abzuschätzen, wurde im Anschluss an die numerische Analyse der Generierung des Wärmetauschers (Risssimulation), für jedes Design der Betrieb des Kraftwerks simuliert. Dazu wurde in einem ersten Schritt die zweite Horizontalbohrung im maximal möglichen Abstand in das numerische Modell eingebracht. Demzufolge unterscheidet sich der Abstand von Design zu Design. Vereinfachend wurde die zweite Bohrung über Druckrandbedingungen realisiert. In einem zweiten Schritt wird das System über die zweite Bohrung entlastet, d. h. der durch die hydraulische Stimulation in den Rissen vorherrschende hohe Druck wird auf die hydrostatische Wassersäule an der zweiten Bohrung abgesenkt. Es kommt zu einem Rückfluss des eingeschlossenen Fluids und zu einer teilweisen Schließung der Risse. Dies kann zu einer deutlichen Verringerung der Durchlässigkeit führen. In einem dritten Schritt wird dann der eigentliche Betrieb des Wärmetauschers berechnet. Dazu wird in der ersten Bohrung (unten), der sogenannten Injektionsbohrung, Wasser hineingepumpt. Die Injektionsrate wurde bereits bei der Generierung der Designs, vgl. AP 7, als Eingabeparameter berücksichtigt. Diese variiert für das Gesamtsystem zwischen 80 und 120 l/s. Basierend auf der Gesamtanzahl der generierten Risse wird die Injektionsrate für den Einzelriss berechnet, wobei vereinfachend angenommen wird, dass durch alle Risse das gleiche Volumen gepumpt wird. Abbildung 34 zeigt für das Referenzmodell den Druckverlauf über die gesamte Simulationszeit. Zu Beginn Seite 77 von 118

78 der Simulation werden die Risse nacheinander mittels hydraulischer Stimulation generiert. Dies führt zu einer deutlichen Erhöhung des Druckes. Nachdem die Risse erzeugt wurden, wird das System entlastet und der Druck geht auf den Druck resultierend aus der Wassersäule in der Bohrung zurück. Mit Beginn der Produktion erhöht sich der Druck im Wärmetauscher wieder. Im Vergleich zur Rissgenerierung ist die Druckerhöhung deutlich geringer. Nach einer gewissen Zeit stellt sich während der Produktion ein stationärer Fließzustand ein. Damit verbunden nähert sich der Druck asymptotisch einen konstanten Wert an. Gesamtsimulation (hydraulische Stimulation, Entlastung, Produktion) Produktion im Detail Abbildung 34 Typfall Meiningen/Suhl Druckentwicklung an der Perforation im Referenzmodell der Sensitivitätsstudie Als Kenngröße für den hydraulischen Wiederstand des Wärmetauschers wird die Erhöhung des Perforationsdruckes der Injektionsbohrung, die sich nach 3 Tagen Produktion einstellt, verwendet. Dabei wird über alle Perforationen gemittelt. Es sei darauf hingewiesen, dass eine große Unsicherheit bei dieser Simulation die Reibung im Wärmetauscher während des Betriebes ist. Für die Sensitivitätsstudie wurden die Fluidparameter so eingestellt, dass sich im Referenzmodell eine mittlere Druckerhöhung von 6 MPa (60 bar) einstellt. Eine weitere Kalibrierung des Modells an Messwerten ist für eine prognosefeste Vorhersage des hydraulischen Widerstandes des Wärmetauschers unbedingt notwendig. Da diese Modifikation der Fluidparameter in allen Designs identisch ist, kann diese Kenngröße dennoch in der Sensitivitätsstudie als Antwortgröße verwendet werden und repräsentiert die relative Änderung des hydraulischen Widerstandes des Wärmetauschers. Für die in Abbildung 35 dargestellte Auswertung dieser Größe ist die Veränderung der Druckerhöhung über die Designs entscheidend. Die Druckerhöhungen variieren in der Sensitivitätsstudie zwischen 43 und 230 bar. Diese Variation kann zu 88 % durch die Variation der Eingangsgrößen erklärt werden. Die Druckerhöhung wird vor allem durch den Perforationsabstand und die Länge der Horizontalstrecke, d. h. der Anzahl der generierten Risse, beeinflusst. Erwartungsgemäß zeigt auch die Variation der Produktionsrate von 80 bis Seite 78 von 118

79 120 l/s einen Einfluss auf den hydraulischen Widerstand, aber es wird auch deutlich, dass die Dimensionierung des Wärmetauschers letztendlich entscheidend für den hydraulischen Widerstand sein wird. Abbildung 35 Sensitivitätsstudie Typfall Meiningen/Suhl Druckerhöhung während der Produktion Die in der Sensitivitätsstudie untersuchten Variationsbereiche von Design-Parametern und Reservoir-Unsicherheiten resultieren in einer deutlichen Variation der für den Betrieb des tiefengeothermischen Kraftwerkes signifikanten Ergebnisgrößen: maximal möglicher Abstand zwischen Injektions- und Produktionsbohrung, der maximal durchströmten Wärmetauscherfläche und hydraulischer Widerstand des Wärmetauschers. Das Design des Wärmetauschers kann im Wesentlichen mit den wichtigsten Design-Parametern, Gesamtlänge der Horizontalstrecke und Abstand zwischen den Perforationen und Fluidvolumen der Stimulierung, optimiert werden. Diese Parameter definieren die Anzahl der generierten Risse und die Wärmetauscherfläche. Zusätzlich sollte der vertikale Abstand zwischen beiden Bohrungen optimiert werden, da diese direkt mit der durchströmten Wärmetauscherfläche zwischen Injektions- und Produktionsbohrung korreliert. Zusätzlich zum Perforationsabstand, welcher großen Einfluss auf den stress-shadowing -Effekt (gegenseitiges Ausweichen der Risse) hat, wird die Risshöhe durch die Pumprate und das gepumpte Volumen beeinflusst. Wird im Betrieb das Fluid in der unteren Bohrung injiziert sollte bei der Optimierung der Lage der Produktionsbohrung beachtet werden, dass diese sich auf die Temperatur des geförderten Fluids auswirkt. In der Sensitivitätsstudie war der Einfluss der Ausrichtung der Bohrung erheblich geringer als die des Perforationsabstandes und der Gesamtlänge der Horizontalbohrung. Vorrangegangene Sensitivitätsstudien haben gezeigt, dass die Ausrichtung der Bohrung das Risswachstum beeinflusst. Es wird daher empfohlen, zunächst die Haupt-Design-Parameter für den Wärmetauscher zu definieren und danach das Risswachstum durch Anpassung der Bohrrichtung weiter zu verbessern. Seite 79 von 118

80 Bei den Reservoir-Unsicherheiten hat das initiale Spannungsfeld, insbesondere die Anisotropie (K0) des Spannungsfeldes den größten Einfluss. Hier wird empfohlen, diese Unsicherheit durch In-situ Spannungsmessungen während der Erkundung des Reservoirs und während der Bohrvorgänge zu reduzieren. Die numerischen Simulationen sind insgesamt sehr aufwändig. Daher sollen für die Vorabschätzung der Erfolgswahrscheinlichkeit die ermittelten Ersatzmodelle (MOP) verwendet werden. Diese beschreiben den funktionalen Zusammenhang zwischen wichtigen Eingangsparametern und der entsprechenden Ergebnisgröße. Dazu ist es erforderlich, dass diese Ersatzmodelle eine gute Prognosefähigkeit aufweisen. Mit optislang können solche Ersatzmodelle, metamodel of optimal prognosis (MOP), generiert und ihre Prognosefähigkeit bestimmt werden. In der Sensitivitätsstudie waren die Gesamtfläche des Wärmetauschers und die Druckerhöhung währende des Betriebes wichtige Ergebnisgrößen. Basierend auf 81 Designs wurde für beide Ergebnisgrößen jeweils ein Ersatzmodell im Variationsbereich der Reservoir-Unsicherheiten und der Designparameter erstellt. Für die Gesamtfläche des Wärmetauschers kann das Ersatzmodell die Variation zu 80 % erklären. Bei der Druckerhöhung während des Betriebes sind es fast 90 %. Dementsprechend ist die Prognosefähigkeit in beiden Ersatzmodellen hoch bis sehr hoch. Es ist zu beachten, dass diese Prognosefähigkeit nur innerhalb der Variationsbereiche der Eingangsgrößen gilt. Basierend auf diesen Ergebnisgrößen und den zugehörigen Eingangsgrößen können weitere funktionale Zusammenhänge für wichtige Design-Parameter, Kosten und den Ertrag des Kraftwerkes abgeleitet werden. So werden Parameter die das Rissdesign beeinflussen, z. B. Gesamtlänge der Horizontalbohrung, Anzahl der Perforationen, gepumptes Fluidvolumen und Pumprate, bei der Abschätzung der Kosten für die Bohrung und der hydraulischen Stimulation berücksichtigt. Parameter für den Betrieb des tiefengeothermischen Kraftwerkes, wie Produktionsrate, mittlere Tiefe der Injektionsbohrung und thermischer Gradient, werden dazu verwendet um den Energieertrag und die erforderlichen Kosten für die Pumpen abzuschätzen. Mit den erzeugten Ersatzmodellen können alle wichtigen Korrelationen zwischen Reservoir- Parametern und Rissdesignparametern auf der einen Seite und Wärmetauscherfläche, Kosten und Energieertrag auf der anderen Seite mit einer hohen Prognosequalität bestimmt werden. Damit können diese zusammen mit Kosten- und Produktionsfunktionen zur Optimierung des Wärmetauscher-Designs unter Berücksichtigung der Rissgenerierung, des zu erwartenden Ertrages und der zugehörigen Kosten eingesetzt werden. Seite 80 von 118

81 10.2 Wirtschaftlichkeitstool Eine Grundlage zur Bewertung des Erfolges liefert die Wirtschaftlichkeit des Gesamtsystems, dargestellt als Gestehungskosten für die erzeugte elektrische Energie in ct/kwh. In der Arbeitsgruppe Wirtschaftlichkeit (DBI / JENA-GEOS ) wurden die unterschiedlichen Methoden der Wirtschaftlichkeitsberechnung abgeglichen und verbessert. In dem durch JENA-GEOS aufgebauten Tool zur Wirtschaftlichkeitsberechnung sind ca. 100 Parameter zu berücksichtigen. Im Rahmen der gemeinsamen Bearbeitung konnten im JENA-GEOS -Tool die bisherigen, empirischen Parameter der langfristigen Reservoirabkühlung und der Temperatur- und Druckänderung der vertikalen Förder- und Injektionsbohrungen durch die von DBI erstellten numerischen Simulationsergebnissen (COMSOL) ersetzt werden Sensitivitätsanalyse Die Sensitivitätsanalyse dient dazu das Verhalten von Parametern untereinander, deren Zusammenhang und die Auswirkung von Parameterschwankungen in Bezug auf die Zielgröße darzustellen. Dabei ist die Varianz der Zielgröße wesentlich von der Varianz der Parameterschwankungen und deren Zusammenhang untereinander abhängig. Zur Durchführung einer Sensitivitätsanalyse existiert eine Vielzahl an Verfahren, die im grundsätzlich in lokale und globale Sensitivitätsanalysen sowie Screening Methoden unterschieden werden können (SALTELLI, 2000). Da in dem Wirtschaftlichkeitstool von JENA-GEOS etwa 100 Parameter Eingang finden und deren Verhalten untereinander im Rahmen des -Verbundprojektes untersucht werden sollte, fanden in diesem Fall sogenannte Monte-Carlo-Simulationen, eine Variante der globalen Sensitivitätsanalysen, Anwendung. Zwar wird ein deutlich höherer Rechenaufwand als bei anderen Verfahren betrieben, jedoch lässt sich damit der gesamte Parameterraum mit beliebig vielen Parameterschwankungen und -kombinationen beschreiben. Die Monte-Carlo-Simulation ist ein stochastisches Verfahren bei dem mit Hilfe der Wahrscheinlichkeitstheorie Fragestellungen numerisch gelöst werden. Grundlage ist dabei das Gesetz der großen Zahlen. Die Problemlösung mittels Monte-Carlo-Simulation basiert auf sehr häufig durchgeführten Zufallsexperimenten. Die Werte bzw. Proben für die Monte- Carlo-Simulation werden über das advanced latin hypercube sampling ermittelt. In dieser statistischen Methode werden die Parameterwerte einer multidimensionalen Verteilung plausibel gewählt, sodass maximal eine Probe je Reihe und Spalte vorkommt. Damit werden Seite 81 von 118

82 doppelt vorkommende Werte ausgeschlossen und eine gleichmäßige Verteilung der Stichproben innerhalb des untersuchten Wertebereichs gewährleistet. Seite 82 von 118

83 11 Erschließungsmethode (AP 9) Die Tiefe Geothermie in petrothermalen Systemen steht derzeit am Anfang der Nutzung ihres riesigen Potenzials zur Strom- und Wärmegewinnung. Weltweit sind nur wenige EGS- Kraftwerke in Betrieb. Aufgrund der dadurch fehlenden Erfahrungen in diesem Bereich und der gleichzeitig sehr hohen Investitionskosten ist ein umfangreiches Risiko-Management und -Prognose wichtig. Dieses muss die Planungs- und die Betriebsphase eines solchen Tiefen Geothermie-Projektes umfassen. Das Risiko eines Ereignisses besteht in dessen Eintrittswahrscheinlichkeit und dem resultierenden Schadensausmass: Risiko = Eintrittswahrscheinlichkeit x Schadensausmass Das Schadensausmass eines Ereignisses kann sowohl durch die fortschreitende Forschung als auch durch neue Technologien prognostiziert und reduziert werden. Die Eintrittswahrscheinlichkeit eines unerwünschten Ereignisses wird auch durch Erfahrung also die steigende Nutzung von EGS verbessert werden (SASS ET AL., 2009). In einem Risiko bzw. Chancenbaum werden für jeden Projektteil, z. B. die Bohrung, alle möglichen, eintretbaren Risiken, deren Eintrittswahrscheinlichkeit und das resultierende Schadensausmass dargestellt. Die JENA-GEOS -Ingenieurbüro GmbH besitzt ein EXCEL-basiertes Wirtschaftlichkeitstool, welches von Dr. Helmut Tenzer entworfen wurde. Während des - Verbundprojektes wurde dieses Tool um eine Vielzahl von Parametern wesentlich erweitert, der heutigen Stand der Technik eingearbeitet und angepasst. In dieses Werkzeug gehen nunmehr rund 100 Parameter aus 5 Kategorien ein, um die Zielgröße der Gestehungskosten und den gesamten Kapitaldienst über 20 Jahre zu berechnen. Aus diesem Grund wird hier der Ansatz gewählt, die Risiken zu monetarisieren, d. h. die Parameter des Wirtschaftlichkeitstools mit realen Unsicherheiten zu betrachten. Mit der Software optislang der Dynardo GmbH können diese Parameter und deren Unsicherheiten innerhalb des Wirtschaftlichkeitstools einer statistischen Analyse unterzogen werden. Diese besteht aus einer Monte-Carlo-Simulation auf Basis eines advanced latin hypercube sampling mit 200 Testreihen. Das Programm optislang stellt diese Parameter gegeneinander und gegenüber der Zielgrößen dar. Das Ergebnis dieser Betrachtung des Wirtschaftlichkeitstools ist die statistische Verteilung der Zielgröße Gestehungskosten, visualisiert u. a. als Histogramm der Zielgröße Gestehungskosten. Es ergibt sich eine annähernde Normalverteilungskurve über dem Histogramm. Liegen mindestens 80 % der Einzelstichproben unterhalb der 25 Cent/kWh el - Seite 83 von 118

84 Finanztech Untertage Geotech Grenze, welche der derzeitigen EEG-Einspeisevergütung für geothermisch erzeugten Strom entspricht, bedeutet dies akzeptable Projektrisiken, liegt er oberhalb dieser Grenze ist von zu hohen Projektrisiken auszugehen und Änderungen der Projektspezifikation zwingend notwendig. Je größer der Anteil der Normalverteilungskurve unterhalb der EEG- Einspeisevergütung ist, desto größer ist auch die Erfolgswahrscheinlichkeit des gesamten Projektes. Von JENA-GEOS wurde untersucht inwiefern sich die Projektrisiken und deren Unsicherheiten bzw. die Erfolgswahrscheinlichkeit über die Projektphasen ändern. Mit jeder Projektphase, z. B. die Projektskizze oder die 1. Bohrung, können verschiedene Parameter festgelegt oder Unsicherheiten eingegrenzt werden Projektphase 1 Allgemeiner Standort in Thüringen In Projektphase 1 besteht kein konkreter Bezug zu einem Projektstandort. Sie dient im Wesentlichen dazu, die allgemeinen Unsicherheiten, wie sie in Thüringer Standorten möglich sind, zu untersuchen. Dabei wurden 63 Parameter innerhalb bestimmter, sinnvoller Wertebereiche unter Anwendung einer Monte-Carlo-Simulation und des advanced latin hypercube sampling mit 500 Testreihen variiert (Tabelle 23). In den Betrachtungen wurden bislang keine Fördermittel, abgesehen von der EEG-Einspeisevergütung, beachtet. Diese hätten in jedem Fall einen positiven Einfluss auf die Risiken und damit die Wirtschaftlichkeit eines Projektes. Tabelle 23 Übersicht zu den variierten Parametern samt Wertebereich der Projektphase 1 Wertebereich Parameter Richtwert Einheit von bis Bohrstrecke vertikal 5.000,00 m 4.000, ,00 Bohrstrecke horizontal 1.500,00 m 1.000, ,00 Mittlere Jahresbodentemperatur 8,00 C 6,00 10,00 Geothermischer Gradient 3,30 K/100 m 2,70 3,40 Reservoirabkühlung 7,80 K/20 a 6,00 12,30 Zirkulationsrate 100,00 l/s 80,00 120,00 Temperatur - Auslauf Kraftwerk 70,00 C 65,00 75,00 Fluidabkühlung beim Aufstieg 4,00 K 0,00 8,00 Spezifische Wärmekapazität Fluid 4,00 J/(g*K) 3,80 4,18 Dichte Fluid 0,98 g/cm³ 0,94 1,00 Unsicherheit Wirkungsgrad Kraftwerk -2,00 % -4,00 1,00 Jahresvolllaststunden 7.500,00 h/a 7.000, ,00 Bohrkosten vertikal 2,00 (Faktor) 1,80 2,30 Bohrkosten horizontal 2,00 (Faktor) 2,00 2,40 Bohroperating 0,25 Mio. 0,20 0,30 Seite 84 von 118

85 Betriebskosten Kapitaldienst Finanztech Übertage Wertebereich Parameter Richtwert Einheit von bis Seismikbohrungen 0,15 Mio. 0,10 0,20 Anzahl Seismikbohrungen 3,00-3,00 6,00 Basisinjektionstest 0,10 Mio. 0,50 1,50 Hydraulische Stimulation 6,00 Mio. 5,00 7,50 Seismisches Monitoring 0,30 Mio. 0,25 0,35 Hydraulische Tests 0,10 Mio. 0,05 0,15 Zirkulationstests mit Tracer 0,60 Mio. 0,55 0,65 Planungen 1,50 Mio. 1,00 2,00 Seismikerkundung 2,50 Mio. 2,00 3,00 Messungen 0,50 Mio. 0,25 0,75 Sonstiges 0,50 Mio. 0,25 0,75 Versicherung 2,00 Mio. 0,00 5,00 Kosten Kraftwerk 3,00 Mio. /Mwel 2,50 3,50 Kühlung 0,30 Mio. 0,25 0,35 Steuerung Kraftwerk 0,20 Mio. 0,15 0,25 Förderpumpe 1,00 Mio. 0,50 1,50 Injektionspumpe 0,20 Mio. 0,10 0,30 Planung, Bauarbeiten 2,50 Mio. 2,00 3,00 Netzanbindungskosten 0,50 Mio. 0,25 1,00 Sonstiges 0,20 Mio. 0,10 0,30 Versicherung 0,30 Mio. 0,00 1,00 Höhe Eigenanteil 0,00 % 0,00 0,00 Laufzeit Finanzierung Eigenanteil 0,00 a 0,00 0,00 Laufzeit Finanzierung Fremdanteil 15,00 a 15,00 20,00 Zinssatz Eigenanteil 0,00 % 0,00 0,00 Zinssatz Fremdanteil 6,00 % 0,00 12,00 Förderhöhe 500,00 m 480,00 520,00 Wirkungsgrad Förderpumpe 0,75 0,70 0,80 Injektionsdruck 47,00 bar 47,00 375,00 Wirkungsgrad Injektionspumpe 0,75 0,70 0,80 Stromverbrauch Kraftwerk (anteilig) 7,00 % (von MWel) 6,00 8,00 Elektrik 50,00 kw 25,00 75,00 Kühlung 100,00 kw/mwel 75,00 125,00 Strompreis 0,10 /kwh 0,05 0,20 Steigerung Strompreis 1,50 %/a 0,00 3,00 Personal 0,15 Mio. /a 0,10 0,20 Steigerung Personal 2,50 %/a 1,00 3,00 Wartung Kraftwerk (anteilig) 3,00 % der Kosten 2,00 5,00 Steigerung Wartung Kraftwerk 0,00 %/a 0,00 3,00 Wartung Anlage 0,05 Mio. /a 0,05 0,10 Seite 85 von 118

86 Wertebereich Parameter Richtwert Einheit von bis Steigerung Wartung Anlage 2,50 %/a 0,00 3,00 Rückstellungen 0,10 Mio. /a 0,05 0,20 Steigerung Rückstellungen 2,00 %/a -2,00 3,00 Sonstiges 0,20 Mio. /a 0,10 0,30 Steigerung Sonstiges 2,50 %/a 0,00 3,00 Wasserverluste 15,00 l/s 5,00 30,00 Kosten Wasserbezug 0,50 /m³ 0,25 0,75 Kostensteigerung Wasserbezug 1,00 %/a 0,00 3,00 Die 63 aufgeführten Parameter werden alle im Wirtschaftlichkeitstool von JENA-GEOS berücksichtigt um die Gestehungskosten zu berechnen. Nicht variiert werden die Klimadaten des jeweiligen Standortes. Deren Unsicherheit ist im Wertebereich der Kühlung berücksichtigt. Die Wertebereiche der Parameter beruhen hauptsächlich auf Erfahrungswerten von JENA-GEOS und Dr. Helmut Tenzer, wurden aber auch im Rahmen von eingegrenzt, untersucht und angepasst. Seite 86 von 118

87 Abbildung 36 Darstellung der Wichtung der Parameter für die Projektphase 1 Abbildung 36 zeigt, welche Parameter den größten Einfluss auf die Gestehungskosten und damit die Projektrisiken ausüben. Dies sind die vertikale Bohrstrecke und der geothermische Gradient. Aus diesen beiden setzt sich im Wesentlichen die gewinnbare Energiemenge zusammen. Die übrigen 61 Parameter samt Unsicherheiten sind in dieser Projektphase nebensächlich. Seite 87 von 118

88 Abbildung 37 3D-Plot des Zusammenhangs des geothermischen Gradienten, der vertikalen Bohrstrecke und der Gestehungskosten für die Projektphase 1 Einen genaueren Zusammenhang zwischen geothermischen Gradient, Bohrteufe und den Gestehungskosten ist in Abbildung 37 dargestellt. Die niedrigsten Gestehungskosten ergeben sich bei hohem Gradienten und hoher Bohrteufe. Die wenigen Ausreißer im Plot ergeben sich aus den ungünstigsten Bedingungen. Seite 88 von 118

89 Abbildung 38 Histogramm der Projektphase 1 mit der Zielgröße Gestehungskosten. Blau: Normalverteilung; rot: 25 Cent/kWh-EEG-Einspeisevergütung Das Histogramm der Projektphase 1 zeigt ein sehr breit gefächertes Ergebnis (Abbildung 38), was wiederum ein großes Risiko bedeutet. Aus diesem Grund ist es wichtig, die Parameter und deren Unsicherheiten an ausgewählten Standorten sukzessive einzugrenzen, damit die Aussage bezüglich der Projektrisiken präzisiert werden kann Projektphase 2 Projektskizze In der Projektphase 2 werden mittels einer Projektskizze, dazu gehören auch erste Recherchearbeiten bezüglich der Geologie, Temperaturen usw., eine Vielzahl an Parametern standortspezifisch festgelegt. Betrachtet wird hier ein Beispiel mit Werten ähnlich denen aus dem Projektstandort Meiningen (siehe Projektskizze): Seite 89 von 118

90 vertikale Bohrstrecke: m mittlere Jahresbodentemperatur: 8 C Temperatur Auslauf Kraftwerk: 70 C spezifische Wärmekapazität Fluid: 4,00 J/(g*K) Dichte Fluid: 0,98 g/cm³ Unsicherheit Wirkungsgrad Kraftwerk: -2 % Planungen untertage: 1,50 Mio. Versicherungen untertage: 2,00 Mio. Netzanbindungskosten: 0,50 Mio. Versicherungen übertage: 0,30 Mio. Eigenanteil: 0 % Laufzeit Finanzierung Fremdanteil: 15 a Zinssatz Fremdanteil: 6,00 % Auslegung Förderpumpe: 50 bar Wirkungsgrad Förderpumpe: 0,75 Strompreis: 0,10 /kwh Kosten Wasserbezug: 0,50 /m³ Geothermischer Gradient: 3,2 bis 3,4 K/100 m Die vertikale Bohrstrecke wurde auf m festgesetzt. Gründe hierfür sind die geologische Situation im Meininger Trog und der eingegrenzte geothermische Gradient, welcher gemeinsam mit der Bohrteufe die Fördertemperatur und damit die erzeugbare Energiemenge bestimmen. Die Unsicherheit im geothermischen Gradienten konnte auf Basis bekannter Werte aus Bohrungen in der Nähe eingegrenzt werden. Die Temperatur von 70 C am Auslauf des Kraftwerkes wurde gewählt, da diese ein vertretbares Mittelmaß zwischen Produktionsspanne (= Fördertemperatur Reinjektionstemperatur) und Reservoirabkühlung darstellt. Aus Berechnungen des sächsischen Verbundpartners DBI geht hervor, dass bei einer Bohrteufe von m in der Förderbohrung ein Reibungsverlust von 30 bar zu erwarten ist. Zusammen mit einem Arbeitsdruck von 20 bar, die das Kraftwerk benötigt, ergibt sich eine Leistung der Förderpumpe von 50 bar, was 500 m Förderhöhe entspricht. Mit diesen Werten wurde für die Projektphase 2 eine erneute Risikoanalyse durchgeführt. Seite 90 von 118

91 Abbildung 39 Darstellung der Wichtung der Parameter für die Projektphase 2 In Projektphase 2 ergibt sich auf Grund der veränderten Parametervariation eine andere Abhängigkeit der Zielgröße Gestehungskosten. Die wichtigsten Einflussgrößen auf die Erfolgswahrscheinlichkeit sind zu diesem Projektstand der Injektionsdruck und die Zirkulationsrate. Auch der geothermische Gradient und die Abkühlung des Fluides beim Aufstieg in der Förderbohrung haben einen Einfluss auf das Ergebnis (Abbildung 39). Seite 91 von 118

92 Abbildung 40 3D-Plot des Zusammenhangs des Injektionsdrucks, der Zirkulationsrate und der Gestehungskosten für die Projektphase 2; rot: Permeabilität der Wärmetauscher Abbildung 40 zeigt die direkt lineare Abhängigkeit der Gestehungskosten vom Injektionsdruck und der Zirkulationsrate. Auf der Fläche sind Geraden des Injektionsdruckes dargestellt. Diese Permeabilitäten der Wärmetauscherflächen im Untergrund entsprechen bestimmten Injektionsdrücken. Daraus lässt sich ableiten das eine möglichst hohe Permeabilität bei der Stimulation des Gesteins erreicht werden muss, um die Risiken eines Projektes deutlich zu senken. Seite 92 von 118

93 Abbildung 41 Histogramm der Projektphase 2 mit der Zielgröße Gestehungskosten. Blau: Normalverteilung; rot: 25 Cent/kWh-EEG-Einspeisevergütung Das Histogramm für die Ergebnisvariation der Gestehungskosten der Projektphase 2 zeigt eine deutliche Veränderung in Bezug auf die Projektphase 1. Dier Normalverteilungskurve ist deutlich schmaler und somit höher als zuvor (Abbildung 41). Der Scheitelpunkt ist zur EEG- Einspeisevergütung der Wirtschaftlichkeitsgrenze verschoben Projektphase 3 Voruntersuchungen und Simulation () Projektphase 3 umfasst die Voruntersuchungen, deren Ergebnisse und die damit kalibrierbaren Simulationen. Die Voruntersuchungen können u. a. Testbohrungen, Spannungsfeldmessungen oder gesteinsmechanische Laboruntersuchungen sein. Diese wurden innerhalb des -Verbundprojektes beispielhaft für den Raum Meiningen durchgeführt. Anhand dieser Ergebnisse werden die Simulatoren kalibriert und Simulationen durchgeführt. Durch die Voruntersuchungen und die Simulationen können weitere Parameter bestimmt oder deren Unsicherheiten eingegrenzt werden: Seite 93 von 118

94 horizontale Bohrstrecke: m Zirkulationsrate: 100 l/s Abbildung 42 Darstellung der Wichtung der Parameter für die Projektphase 3 Wie in Projektphase 2 übt der Injektionsdruck den größten Einfluss auf die Zielgröße aus. Auch von Bedeutung, jedoch mit weit geringerem Einfluss, sind der geothermische Gradient, die Fluidabkühlung beim Aufstieg in der Förderbohrung sowie die jährliche Strompreissteigerung für den Eigenstromverbrauch der Anlage. Der Zusammenhang zwischen Injektionsdruck und geothermischen Gradienten in Bezug auf die Gestehungskosten ist in Abbildung 43 dargestellt. Seite 94 von 118

95 Abbildung 43 3D-Plot des Zusammenhangs des geothermischen Gradienten, des Injektionsdrucks und der Gestehungskosten für die Projektphase 3 Seite 95 von 118

96 Abbildung 44 Histogramm der Projektphase 3 mit der Zielgröße Gestehungskosten. Blau: Normalverteilung; rot: 25 Cent/kWh-EEG-Einspeisevergütung Der Unterschied in den Histogrammen für die Zielgröße Gestehungskosten der Projektphasen 2 (Abbildung 41) und 3 (Abbildung 44) ist sehr gering. Die Normalverteilungskurve ist etwas schmaler und höher. Jedoch sollten die beschriebenen Voruntersuchungen nicht unterschätzt werden. Der direkte Einfluss auf die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung ist gering, aber für die Simulatoren und die Simulation der Wärmetauscherflächen, d. h. Rissparameter, Ausrichtung der Bohrungen etc., essentiell und damit keinesfalls vernachlässigbar Projektphase 4 1. Bohrung und Stimulation In Projektphase 4 ist die erste Bohrung bereits abgeteuft, Untersuchungen bzw. Messungen vorgenommen und die Stimulation der Wärmetauscherflächen abgeschlossen. Daher kann eine Vielzahl an Parametern festgelegt werden: Seite 96 von 118

97 Geothermischer Gradient: 3,3 K/100 m vertikale Bohrkosten: 2 (Faktor) horizontale Bohrkosten: 2 (Faktor) Bohroperating: 0,25 Mio. Seismikbohrungen: 0,15 Mio. Anzahl Seismikbohrungen: 3 Basisinjektionstest: 0,10 Mio. Hydraulische Stimulation: 6,00 Mio. Zirkulationstests mit Tracer: 0,60 Mio. Seismikerkundung: 2,50 Mio. Messungen: 0,50 Mio. Kosten Kraftwerk: 3,00 Mio. /MW el Kühlung: 0,30 Mio. Steuerung Kraftwerk: 0,20 Mio. Planung, Bauarbeiten: 2,50 Mio. Der geothermische Gradient wird durch Bohrlochmessungen in der ersten Bohrung ermittelt. Die anderen Parameter sind allesamt Kosten. Die Faktoren der Bohrkosten entsprechen /m (vertikal) und /m (horizontal). Diese wurden mittels Regression aus Kosten von Tiefbohrprojekten errechnet. Die übrigen Kosten können auch in der vorhergehenden Projektphase festgelegt werden, soweit sie bekannt sind. Eine Ausnahme bilden dabei die Kraftwerkskosten, da diese von der Auslegung des Kraftwerkes und damit der gewinnbaren Energiemenge abhängen. Seite 97 von 118

98 Abbildung 45 Darstellung der Wichtung der Parameter für die Projektphase 4 In Projektphase 4 hängen die Gestehungskosten hauptsächlich vom Injektionsdruck, also der Auslegung der Injektionspumpe, und damit von der Durchlässigkeit im Wärmetauscher ab. Auch von Bedeutung, jedoch mit weit geringerem Einfluss, sind die Fluidabkühlung beim Aufstieg in der Förderbohrung und die jährliche Strompreissteigerung für den Eigenstromverbrauch der Anlage. Seite 98 von 118

99 Abbildung 46 3D-Plot des Zusammenhangs des Injektionsdrucks, der Fluidabkühlung beim Aufstieg und der Gestehungskosten für die Projektphase 4; rot: Permeabilität der Wärmetauscher Seite 99 von 118

100 Abbildung 47 Histogramm der Projektphase 4 mit der Zielgröße Gestehungskosten. Blau: Normalverteilung; rot: 25 Cent/kWh-EEG-Einspeisevergütung Im Histogramm der Gestehungskosten ergibt sich keine wesentliche Änderung (Abbildung 47). Die Verteilung ist etwas schmaler und höher. Die Wirtschaftlichkeit hängt maßgeblich von der Durchlässigkeit in den Wärmetauscherflächen ab. Eine Permeabilität zwischen 100 und 1000 D muss hierfür erreicht werden (Abbildung 46) Projektphase 5 2. Bohrung und Zirkulationstests In Projektphase 5 ist die Erstellung des untertägigen Anteils der Anlage abgeschlossen, d. h. die zweite Bohrung wurde abgeteuft, die einzelnen Wärmetauscherflächen erfolgreich aufgefädelt und die Zirkulationstests sind absolviert. Aus den Ergebnissen der Tests können neue Parameter eingegrenzt bzw. festgelegt werden: Seite 100 von 118

101 Fluidabkühlung beim Aufstieg: 4,0 K Kosten Förderpumpe: 1,00 Mio. Kosten Injektionspumpe: 0,20 Mio. Bemessung Förderpumpe: 47 bar Wirkungsgrad Förderpumpe: 0,75 Wasserverluste: 15,0 l/s In diesem Beispiel wird von einer sehr guten Durchströmung (1000 D) ausgegangen. Dieser Wert ist in einem Granitkörper mit self-propping-effect ohne Stützkorn realistisch. Ein durchschnittlicher Wasserverlust von 15 l/s ist in diesem Gestein, welches vermutlich eine gewisse Klüftung aufweist, ebenfalls möglich. Abbildung 48 Darstellung der Wichtung der Parameter für die Projektphase 5 Seite 101 von 118

102 Da die beiden Hauptunsicherheiten der vorangegangenen Projektphase Injektionsdruck und Fluidabkühlung beim Aufstieg in dieser Projektphase entfallen, d. h. durch Tests und Messungen festgelegt werden können, ergeben sich neue Abhängigkeiten für die Zielgröße. Vier Größen bestimmen maßgeblich die Gestehungskosten und damit die Wirtschaftlichkeit die Jahresvolllaststunden, die Steigerung des Strompreises für den Eigenstromverbrauch, die Wartungskosten des Kraftwerkes und die Reservoirabkühlung in 20 Jahren. Abbildung 49 Histogramm der Projektphase 5 mit der Zielgröße Gestehungskosten. Blau: Normalverteilung; rot: 25 Cent/kWh-EEG-Einspeisevergütung Das Histogramm der Gestehungskosten für Projektphase 5 ist in Abbildung 49 dargestellt. Mit den getroffenen Annahmen des Beispiels befindet sich der Scheitelpunkt der Normalverteilungskurve unterhalb der 0,25 /kwh el -EEG-Einspeisevergütung für geothermisch produzierten Strom. Das Projekt ist damit zu einer gewissen Wahrscheinlichkeit wirtschaftlich. Seite 102 von 118

103 11.6 Projektphase 6 Fertigstellung und laufende Produktion Projektphase 6 umfasst die Fertigstellung der gesamten Anlage und die laufende Produktion. Dadurch können weitere Parameter eingegrenzt bzw. festgelegt werden, so dass lediglich 12 von ursprünglich 63 Parametern verbleiben. Diese bzw. deren Unsicherheiten bleiben über die Gesamtlaufzeit der Anlage bestehen. Die verbleibenden Parameter sind die Jahresvolllaststunden, dadurch auch der Stromverbrauch des Kraftwerkes, da dieser von der Produzierten Leistung abhängt, verschiedene Wartungskosten sowie die möglichen jährlichen Kostensteigerungen der verschiedenen Posten. Die festgelegten Parameter sind: Reservoirabkühlung: 7,8 K/20 a sonstige Übertagekosten: 0,20 Mio. Stromverbrauch Elektrik: 50 kw Stromverbrauch Kühlung: 100 kw/mw el Personalkosten: 0,15 Mio. /a Wartungskosten Kraftwerk: 3 % der Kraftwerkskosten Die Reservoirabkühlung kann durch Messungen während des laufenden Betriebes bestimmt und über 20 Jahre modelliert werden. Die aufgelisteten Kosten bzw. Stromverbräuche sind hier beispielhaft gewählt. Seite 103 von 118

104 Abbildung 50 Darstellung der Wichtung der Parameter für die Projektphase 6 In der Projektphase 6 hängen die Gestehungskosten ausschließlich von den Jahresvolllaststunden und der Strompreissteigerung des Eigenstrombedarfes der Anlage bzw. deren betrachteten Unsicherheiten ab (Abbildung 50). Seite 104 von 118

105 Abbildung 51 3D-Plot des Zusammenhangs der Jahresvolllaststunden, der jährlichen Stromkostensteigerung des Eigenstromverbrauches und der Gestehungskosten für die Projektphase 6 Abbildung 51 stellt den Zusammenhang zwischen Jahresvolllaststunden, der Strompreissteigerung und den Gestehungskosten dar. Es ist erkennbar, dass auch mit hohen Stromsteigerungsraten von bis zu 3 %/a ein wirtschaftliches Ergebnis erzielt werden kann, wenn eine genügend große Anzahl an Jahresvolllaststunden erbracht wird. Daher ist es notwendig die Stillstandszeiten der Anlage möglichst gering zu halten. Seite 105 von 118

106 Abbildung 52 Histogramm der Projektphase 6 mit der Zielgröße Gestehungskosten. Blau: Normalverteilung; rot: 25 Cent/kWh-EEG-Einspeisevergütung Das Histogramm bzw. dessen Normalverteilungskurve ist in Abbildung 52 dargestellt. Der Scheitelpunkt befindet sich bei 0,242 /kwh el, die Standardabweichung beträgt 0,007 /kwh el. Das bedeutet dass nur ein sehr geringes Risiko für die Wirtschaftlichkeit dieses Beispielprojektes besteht bzw. dieses Projekt mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit wirtschaftlich ist. Betrachtet man diese Projektphase mit einer Fördersumme von 5 Mio., z. B. als Technologiebonus, wird das Projekt noch wirtschaftlicher und die Risiken sinken deutlich (Abbildung 53). Seite 106 von 118