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EGS

Enhanced geothermal systems (EGS) oder engineered geothermal system sind künstlich erzeugte oder maßgblich verbesserte Wärmetauschersysteme, meist ab ungefähr drei Kilometer Tiefe.

In diesen Tiefen hat das umgebende Gestein im Durchschnitt Temperaturen oberhalb 100 °C. Es befinden sich auch kleine Mengen an Wasser in den Gesteinen. Allerdings ist die Durchlässigkeit der Gesteine oft  zu gering, um genug heißes Wasser zur Stromproduktion daraus fördern zu können. Die natürliche Permeabilität wird bei EGS mit Stimulationstechniken, wie der hydraulischen, oder der Säurebehandlung erhöht (enhanced). Von der Erdoberfläche wird das Wasser über eine tiefe Bohrung in den Untergrund zurückgeführt (Injektionsbohrung, Schluckbrunnen), dort erwärmt es sich auf dem künstlich geschaffenen Risssystem und wird über eine zweite Bohrung (Förderbohrung) wieder an die Erdoberfläche befördert. Das Ziel ist ein quasi geschlossener Thermalwasserkreislauf.

Anlagen, wie sie hier beschrieben wurden, werden auch HDR (hot dry rock) oder als petrothermale Geothermie bezeichnet. EGS wird in Abgrenzung dazu gelegentlich auch für den Übergangsbereich zwischen hydrothermaler und petrothermaler Geothermie verwendet, also für untertägige Gegenheiten, bei denen zwar natürliche Wegsamkeit vorhanden ist, aber nicht ausreicht und daher künstlich verbessert werden muss (enhanced).

Definition

Der Bundeverband Geothermie hat petrothermal wie folgt definiert (alle drei Bedingungen müssen erfüllt sein): 

  1. Der Produktionshorizont ist das Grundgebirge oder eine geringpermeable Schicht (mit einer Permeabilität von weniger als 10-14 m2), und
  2. die Produktionsbohrung liefert ohne den Einsatz der Frac-Technik keine wirtschaftlich relevante Schüttung. Als wirtschaftlich relevant werden Bohrungen mit einem Produktionsindex von mindestens PI = 10-2 m3/(MPa.s) definiert, und
  3. der Produktionsindex muss mit der Frac-Technik nachweislich mindestens um den Faktor 2 stimuliert (verbessert, enhanced) worden sein.

Multifrac-Technologie

In der ursprünglichen Form wurde bei EGS-Frojekten der gesamte open hole Bereich einer Bohrung in einem Zug druckbeaufschlagt und somit konnten in diesem Bereich des Bohrlochs und in seiner Umgebung fracs nach Belieben entstehen. Welche fracs enstanden wurde durch das Spannungsfeld und die Gesteineigenschhaften kontrolliert. Wesentlich gesteuerter kann die Erzeugung künstlicher fracs mit der Multifrac-Technologie erfolgen. Hier werden kurze Abschnitte (einige Meter) des Bohrlochs durch zwei Packer vom übrigen Bohrloch getrennt. Die Druckbeaufschlagung und damit Fracbildung erfolgt dann nur in dem Abschnitt zwischen den Packern. Dies kann dann mehrfach (z.B. 20-ig-fach) an unterschiedliche Positionen im Bohrloch wiederholte werden. Da das Bohrloch meist horizontal oder zumindest geneigt verläuft und sich die fracs in größerer Tiefe in der Regel etwa vertkal ausbilden, kann so sehr geziehlt die gewünschte Frac-Geometrie verwirklicht werden. Die Multifrac-Technologie hat sich bei der Förderung von Erdgas und Erdöl aus dem Muttergestein (unkonventionelle Förderung) bewährt und ist auch in der Geothermie inzwischen die Technologie der Wahl. In der Geothermie wird allerdings als Fracfluid ausschließlich Klarwasser ohne chemische Zusätze und ohne Stützmittel (Proppant) verwendet.

Kommerzielle EGS-Nutzung

2023 hat die Firma Fervo Energy in den USA die erste künstliche geothermale Quelle im sogenannten Hot-Dry-Rock-Verfahren (EGS) erschlossen. Die Bohrung wurde erstmals von einem Unternehmen zur Vorbereitung auf künftige kommerzielle Bohrungen für Geothermieprojekte durchgeführt und nicht nur als Forschungsprojekt. Die Technik, die aus den Frackingverfahren zur Öl- und Gasförderung in den USA heraus entwickelt wurde, soll den Bau von Geothermieanlagen im größten Teil des Westens der USA ermöglichen. Mit diesem Test will Fervo Energy bewiesen haben, dass Enhanced Geothermal System (EGS) jetzt effizient genug für die Stromerzeugung ist. Das Projekt wurde von google finanziell untertsützt.

EGS-System als Speicher

EGS-Systeme können auch als Wärme- und somit Energiespeicher (underground energy storage, UES) mit extrem großen Kapazitäten verwendnet werden. Sie können dann wahlweise im Exraktionsmodus oder im Speichermodus betriegen werden. Im Speichermodus wird Wasser mit Temperaturen oberhalb der Formationstemperatur eingespeist, typisch könnten dies 350 °C sein. Dabei kann dann sowohl die Förderbohrung als auch die Injektionsbohrung einer typischen Dublette zur Injektion genutzt werden. Das Heißwasser kann als Power - to - X mit grünem Überschussstrom hergestellt sein. In der nächsten Produktionsperiode kann das System dann auf eine höhere Reservoirtemperatur zugreifen und so die eigespeicherte Energie großteils zurückgewinnen.

Literatur

Beardsmore, Graeme, Ladislaus Rybach, David Blackwell and Charles Baron: A Protocal for Estimating and Mapping Global EGS Potential. In: Geothermal! Resources Council Transactions Nummer 34 (2010), S. 301-312

Cuenot, N., Faucher, J.P., Fritsch, D., Genter, A. and Szablinski, D. : The European EGS project at Soultz-sous-Forets: from extensive exploration to power production. In: IEEE Power and Energy Society General Meeting. Pittsburg Nummer 20-24 (2008), S. paper 4596680

Garcia J, Walters M, Beall J, Hartline C, Pingol A, Pistone S, Wright M: Overview of the Northwest Geysers EGS Demonstration Project. Proceedings of the thirty-seventh workshop on geothermal reservoir engineering (ed) Proceedings of the thirty-seventh workshop on geothermal reservoir engineering, Stanford University, Stanford, 2012

Gérard, A., Genter, A., Kohl, T., Lutz, P., Rose, P., and Rummel, F.: The deep EGS (Enhanced Geothermal System) project at Soultz- sous-Forêts (Alsace, France). In: Geothermics Nummer 35 (2006), S. 473-483

Graeme R. Beardsmore, Ladislaus Rybach, David D. Blackwell, Charles Baron: A Protocol for Estimating and Mapping Global EGS Potential. In: In: GRC Transactions: Celebrating 50 Years of Clean, Renewable Power. GRC Annual Meeting; 2010/10/24; Sacramento, CA. Davis, CA: Geothermal Resources Council (2010), S. 301-312

Grant, M. A. and Garg, S. K: Recovery factor for EGS. In: Proc, 37th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford Uni- versity (2012)

Grant, M. A. and Garg, S. K: Recovery factor for EGS. In: Proc, 37th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford Uni- versity (2012)

Loewer, Markus, Maximilian Keim und Wolfgang Bauer, PETROTHERMALE GEOTHERMIE & ENHANCED GEOTHERMAL SYSTEMS – EIN REVIEW, Technische Universität München, Geothermie-Allianz Bayern, Munich School of Engineering, Lichtenbergstraße 4a, 85748 Garching b. München

MIT: The future of geothermal energy - impact of enhanced geothermal systems (EGS) on the United States in the 21st century. Idao : Idaho nat.lab., 2006

Rybach, L. : EGS – The State of the Art. In: Tagungsband der 15. Fachtagung der Schweizerischen Vereinigung für Geothermie, Stimulierte Geothermische Systeme, Basel (2004), S. 7 S

Weitere Literatur unter Literaturdatenbank und/oder Konferenzdatenbank.

Weblinks

https://fervoenergy.com/

Videos

https://www.youtube.com/watch?v=_a7z18dAGqM

zuletzt bearbeitet August 2023, Änderungs- oder Ergänzungswünsche bitte an info@geothermie.de