Erschliessung sedimentaerer Speichergesteine fuer eine geothermische Stromerzeugung

Geothermische Stromerzeugung stellt Mindestanforderungen an Fluidfoerderraten und -temperaturen und damit an die Produktivitaet der zu erschliessenden Reservoire. Im Falle der untersuchten klastisch sedimentaeren Speichergesteine des Norddeutschen Beckens ist die Ausgangsproduktivitaet zu gering fuer eine effiziente Foerderung. Massnahmen zur kuenstlichen Produktivitaetssteigerung sind unerlaesslich. Die potenziellen Nutzhorizonte sind fluidgesaettigt und befinden sich in grossen Versenkungsteufen abseits geothermischer Anomalien. Es handelt sich so um geothermale Fluidlagerstaetten auf einem geringen Enthalphieniveau. Mit Hilfe binaerer Konversionsanlagen ist eine Stromerzeugung bei ausreichendem Massenstrom jedoch realisierbar. Auf Grund ihrer weiten Verbreitung bergen sie demnach ein grosses theoretisches Energiepotenzial. Da es sich um nicht-artesische Speicher handelt, sind Foerderhilfsmittel einzusetzen. Die Ueberwindung der Diskrepanz zwischen dem einerseits geringen technisch-wirtschaftlichen und dem andererseits hohen theoretischen Nutzenpotenzial durch eine geeignete Erschliessungstechnologie war die Hauptmotivation fuer die vorliegenden Untersuchungen. Die Untersuchungen befassten sich daher im Schwerpunkt mit hydraulischen Stimulationsmassnahmen zur sekundaeren Produktivitaetserhoehung. Neben allgemeinen Fragestellungen -Transfermoeglichkeiten von Erkenntnissen und Technologien aus der Kohlenwasserstoffindustrie - wurde deren Machbarkeit und Wirkungsweise anhand eines konkreten Fallbeispiels ueberprueft. Hierfuer erfolgte die Auswertung von Feldexperimenten, die in einer aufgewaeltigten Rotliegend-Erdgasbohrung im oestlichen Bereich des Norddeutschen Beckens durchgefuehrt wurden. Im Rahmen der Untersuchungen wurde auch der energetische und finanzielle Erschliessungsaufwand ermittelt, der mit der Herstellung des Zugangs zur potenziellen Lagerstaette und dem moeglichen Anlagenbetrieb verbunden ist. Die energetische Effizienz des Gesamtsystems wird dabei hauptsaechlich vom Foerderaufwand bestimmt, der wiederum in erster Linie von der Produktivitaet der Lagerstaette abhaengt. Die Investitionskosten fuer die Herstellung des Untertagesystems, mit den Bohrungskosten als Hauptanteil, bestimmen dabei massgeblich die Kosteneffizienz. In beider Hinsicht konnten Einsparpotenziale und Zielgroessen herausgearbeitet werden. (orig.)For an economic geothermal power generation certain fluid production rates and temperatures are required implying a corresponding reservoir productivity. In the case of the investigated clastic sedimentary reservoir rocks (Rotliegend sandstones) of the North German Basin the initial productivity is too low for an efficient fluid production. Therefore, measures for a secondary productivity enhancement become mandatory. The potential pay zones in this area are deep-seated aquifer structures aloof from positive geothermal anomalies. They can be classified as low-enthalpy fluid dominated geothermal reservoirs. However, using binary power plants a power generation becomes feasible for high flow rates. Nevertheless, because of the large distribution throughout the basin the reservoirs bear a high theoretic energy potential. As the reservoirs are non artesic, artificial lift systems have to be applied and included in the overall energy balance. Overcoming the discrepancy between a low technical feasibility on the one hand and a high theoretic availability by applying a fit-to-purpose development technology was the key motivation for the investigations carried out. The primary stress was put on evaluating the effectiveness of hydraulic stimulation technology in the given environment. Besides general aspects -including knowledge transferability from hydrocarbon industry - their feasibility and impact have been researched and verified by analysing large scale field experiments conducted in a designated research well in the North German Basin. The investigations also covered energetic and cost issues related to the geothermal energy exploitation concept. In this context the energy demands for drilling and completing the wells and lifting the fluids from the reservoir to the surface were determined including a sensitivity study. The energetic efficiency of the overall concepts is dominated by the production effort that in return is directly depending on the reservoir productivity. The cost efficiency on the other hand is clearly dominated by the investment costs for the wells. On both sides key parameters, saving potentials and benchmarks could be determined. (orig.)Available from TIB Hannover: RR 6134(2003,9) / FIZ - Fachinformationszzentrum Karlsruhe / TIB - Technische InformationsbibliothekSIGLEDEGerman