In Anlegung an den Sprachgebrauch bei Erdöl und Erdgas werden auch in der Geothermie Lagerstätten, Vorkommen oder auch Verfahren als 'unkonventionell' bezeichnet, wenn sie noch nicht großflächig oder erst seit kurzer Zeit angewendet werden. Im Laufe der Zeit werden unkonventionelle Anwendungen auch konventionell werden, wenn sie erfolgreich sind.
Im Regelfall wird die Geothermie als unkonventionell bezeichnet, wenn es entweder um vergleichsweise dichtes Gestein (EGS) oder um vergleichsweise hohe Temperaturen (größer 250 ºC (ultra high temperatures, UHT) geht.
Unkonventionelle geothermische Ressourcen verfügen über die Wärme, sogar über den überkritischen Bedingungen von 374 °C und 221 Bar, aber nicht über die Durchlässigkeit oder die Flüssigkeit. Daher kann die Energie nicht allein durch Bohren und Flüssigkeitsselbstfluss gewonnen werden, sondern erfordert zusätzliche Stimulationen wie Wärmetauscher, Pumpen, Injektion und Fracking oder andere vom Menschen vorgenommene Eingriffe, um mit korrosiven Flüssigkeiten und geodruckbeaufschlagten überkritischen geothermischen Reservoiren umzugehen. Darüber hinaus können unkonventionelle geothermische Alternativen dieselben Wärmequellen nutzen wie konventionelle geothermische Ressourcen.
Ihr Ziel ist es jedoch, die unterirdische Wärme zu erfassen, die außerhalb des Fokus der konventionellen Geothermieindustrie liegt. Die rasante Entwicklung unkonventioneller geothermischer Alternativen hat in der Energiebranche zu Verwirrungen hinsichtlich der Merkmale, Potenziale und Unterschiede konventioneller geothermischer Systeme und unkonventioneller geothermischer Alternativen geführt.
Das schwedische Unternehmen Climeon hat eine ORC-Anlage namens HeatPower-Technologie entwickelt, um Abwärme von bis zu 80 °C in Elektrizität umzuwandeln und in einigen Fällen für Fernwärme zu nutzen. Ihre ORC-Technologie ist in Einzelmodulen konzipiert, die bis zu 355 kWe Elektrizität erzeugen können und in vielen Regionen einsetzbar sind. Mehrere Module können hinzugefügt werden, um die Kapazität auf 1 bis 2 MWe zu erhöhen.
Die HeatPower-Technologie wurde in verschiedenen Geothermiebetrieben als Ergänzung zu Kraftwerken eingesetzt, wobei heißes Wasser von 90 °C bis 115 °C verwendet wird. So wird beispielsweise Strom aus der Abwärme japanischer Thermalquellen oder aus japanischen binären und Flash-Geothermiekraftwerken mit 2 MWe erzeugt. In Island wurde die HeatPower-Technologie in einer Kraft-Wärme-Kopplungsanlage eingesetzt, bei der ORC 600 kWe aus der Geothermiewärme des Kraftwerks liefert. Das geothermische Heißwasser wird außerdem von ~110 °C auf 85 °C oder von ~116 °C auf 65 °C abgekühlt, bevor es in der Fernwärme genutzt wird.
Geschlossene Kreisläufe verwenden Wärmepumpen, Wärmetauscher oder Tiefbohrlochwärmetauscher. Die gängigen Wärmepumpen erfassen die Wärme von Niedertemperaturressourcen in geringen Tiefen, während Wärmetauscher von der Erdoberfläche bis in einige Kilometer Tiefe eingesetzt werden. Aufgrund ihrer komplexen technischen Details werden die tieferen geschlossenen Kreisläufe (etwas werblich) als Advanced Geothermal Systems (AGS) oder Advanced Closed-loops (ACL) bezeichnet.
Das nordamerikanische Unternehmen Greenfire hat seit 2019 ein AGS namens GreenLoop mit einem Pilotprojekt in Coso, Kalifornien, entwickelt. Die Technologie zielt darauf ab, eine Tiefe von 6 km zu erreichen und einen Bereich von Durchlässigkeiten und Temperaturen (70 °C> 250 °C) abzudecken. Dieses GreenLoop-System (GLS) besteht aus Rohr-in-Rohr-Tiefbohrlochrohren mit geschlossenem Kreislauf, die in einen einzelnen Bohrloch eingesetzt werden und sind ein Tiefenwärmetauscher (DBHX). Sie wandeln nicht produktive konventionelle Geothermiebohrungen um und arbeiten entweder mit GLS oder ORC.
Wärmetauscher in Bohrungen sind nichts Neues; die Neuheit dieses GLS besteht jedoch darin, dass verschiedene Arbeitsflüssigkeiten verwendet werden, die von Wasser und überkritischem CO2 bis hin zu organischen Kohlenwasserstoffen (OHR) reichen. Diese Flüssigkeiten sind an GLS oder ORC anpassbar, um die Sättigungstemperatur und den Druck zu kontrollieren und Ablagerungen zu vermeiden. Das kalte Arbeitsfluid wird über das Außenrohr in die Bohrung gepumpt und gelangt über das Innenrohr wieder heiß an die Oberfläche. Die Wärmequelle wäre ein heißes geothermisches Fluid in den wenig durchlässigen Formationen rund um die Rohre, das das Arbeitsfluid durch Wärmeleitung erhitzt. Kondensation tritt am DBHX auf, wodurch die latente Verdampfungswärme freigesetzt wird, und das kondensierte Fluid sinkt zurück in das undurchlässige Reservoir. Die GreenLoop-Technologie kann Strom erzeugen und direkt nutzen, da das Arbeitsfluid ein ähnliches Potenzial wie eine konventionelle MT- oder HT-Geothermieressource hat.
Die GLS-Dienstleistungen für die Stromerzeugung reichen von der Nachrüstung geothermischer Bohrungen oder der Umnutzung von Öl- und Gasborungen bis hin zur Felderweiterung und Greenfield-Projekten wie der Wasserstoffproduktion. Die erwartete Strommenge aus einer einzigen Bohrung beträgt 2 - 9 MWe, wie das GreenFire-Projekt in Geyser, Kalifornien, zeigt. Ein Beispiel für die Nachrüstung geothermischer Bohrungen ist die Produktion von 2 MWe aus einem trockenen und wenig durchlässigen konventionellen geothermischen Bohrung im Mahanagdong-Feld auf den Philippinen. Die GreenLoop-Technologie kann direkt zum Heizen von Räumen und Wasser in Häusern sowie zum Heizen und Kühlen in Rechenzentren eingesetzt werden.
GreenFire ist eine Initiative von Spezialisten aus dem Öl- und Gassektor und profitiert von Partnerschaften mit Akteuren wie Baker Hughes und Vallourec.
Das kanadische Unternehmen Eavor entwickelte zwei Geo-Austauscher-Closed-Loop-Technologien, die einem Heizkörper ähneln. Der Prototyp wurde 2019 in Alberta, Kanada, bis zu einer Tiefe von 2,5 km gebohrt und für die Kommerzialisierung in Deutschland in größere Tiefen entwickelt. Beide Loops basieren auf ähnlichen Prinzipien, wobei zwei vertikale Bohrungen im Abstand von 50 bis 100 m bis zu einer Tiefe von 4,5 km gebohrt werden, um Wärmeanomalien im Bereich von 60 °C/km auszunutzen. Nach einer Ablenkung aus den vertikalen Bohrungen werden 24 seitliche Bohrungen (Laterale) in zwei Serien von 12 übereinanderliegenden Ästen gebohrt, um maximalen Kontakt mit dem heißen Gestein zu haben, und in der Endtiefe paarweise für die Flüssigkeitszirkulation verbunden.
Frisches kaltes Wasser wird in die oberen seitlichen Laterale gepumpt und das heiße Wasser kehrt aus den unteren Lateralen zurück. Ein Rankine-Zyklus (ORC) wandelt die Energie zur Verwendung als Elektrizität im industriellen Maßstab um, wobei Wärme für die Fernwärme übrig bleibt.
Eavor Loop 1 ist für Sedimentformationen, wo nach einer Ablenkung von 90 Grad in den anfänglichen vertikalen Bohrungen die Lateralen (nahezu) horizontal gebohrt werden, immer noch in einer Tiefe von 4,5 km, um Wärmeanomalien von ~270 °C zu erschließen. Jede horizontale Bohrung ist 2,5 km lang und die Gesamtlänge der Lateralen beträgt 60 km pro Loop.
Eavor Loop 2 ist für magmatisches Gestein (z. B. Granit), wo nach einer Ablenkung von 75 Grad die Lateralen bis zu einer Tiefe von 6,8 km gebohrt werden, um Wärmeanomalien von ~408 °C zu erschließen. Die Gesamtlänge dieser Lateralen beträgt hier 90 km. Toews und Holmes schätzen, dass der Loop mit diesem konduktiven Ansatz und basierend auf Länge und Tiefe 2,2 MWe produzieren kann. Das Unternehmen schätzt jedoch, dass seine Kreisläufe bis zu 8,2 MWe und 64 MW erzeugen könnten.
Die neuesten geothermischen Initiativen in ACL zur Stromerzeugung stammen vom Ölkonzern Chevron mit zwei Partnerschaften Ende 2022. Eine davon ist das Joint Venture von Chevron mit dem in Schweden ansässigen Unternehmen Baseload Capital für geothermische Möglichkeiten in Nevada, USA. Die andere ist die gemeinsame Zusammenarbeit von Chevron New Energies International und Mitsui Oil Exploration aus Japan für ein ACL-Pilotprojekt in Hokkaido, um die Technologie weltweit zu testen, zu entschärfen, zu skalieren und zu kommerzialisieren.
Die ACL-Technologie von Chevron/Mitsui funktioniert ähnlich wie alle geschlossenen Kreisläufe, da sie einen Wärmeaustausch in großer Tiefe durch Wärmeleitung beinhaltet. Ihre Technologie bohrt zwei Vertikalbohrungen, einen zum Injizieren von kaltem Wasser und den anderen zur Rückförderung von heißem Wasser. Das Wasser zirkuliert durch verbundene horizontale Bohrungen in der Tiefe, um die Wärme aus dem heißen Gestein zu gewinnen, ohne heißes Wasser (Sole) oder Dampf aus einem herkömmlichen geothermischen Reservoir zu entnehmen. Die Neuheit von Chevron/Mitsui besteht darin, dass sie den ACL auch als Wärmequelle nutzen.
Ihre Technologie unterscheidet sich jedoch von Greenfire-Loops, die einen Bohrloch-Wärmetauscher in einem einzigen Bohrloch verwenden. Da die Chevron/Mitsui-Technologie eine sehr neue Entwicklung ist, sind noch keine Details zu Tiefe, Temperaturen, Arbeitsflüssigkeitsarten, Vor- oder Nachteilen dieses Systems bekannt.
EGS steht für 'Enhanced' oder 'Engineered Geothermal Systems'. Es handelt sich um ein Hot Dry Rock (HDR)-Konzept, bei dem das Grundgebirge in der Tiefe zwar die Wärme besitzt, aber weder durchlässig noch flüssig ist. Über Injektionsbohrungen wird kaltes Wasser in das HDR gepumpt, um neue Risse zu erzeugen oder bestehende zu verstärken (Fracking). Das Wasser nimmt dann die Wärme durch Wärmeleitung auf und heißes Wasser wird über Produktionsbohrungen gewonnen. Nach dem Abkühlen wird das Wasser zur Wiederverwendung und Wiederholung des Prozesses wieder in die Tiefe gepumpt.
EGS funktioniert ähnlich wie geschlossene Kreisläufe, aber bei EGS spielen Risse die Rolle von Wärmetauschern. Insbesondere könnte die Durchlässigkeit zusätzlich zur hydraulischen Reservoirstimulation auch durch chemische oder thermische Stimulationen verbessert werden. EGS scheint weltweit machbar, solange die Wärmequelle (d. h. im Allgemeinen radiogener Granit oder Intrusion) und Deckgesteine (normalerweise dicke Sedimentformationen) vorhanden sind.
Die nutzbare Tiefe von EGS beträgt 2 bis 7 km, und die Zieltemperaturen reichen von 100 °C bis 300 °C. Für niedrigere Temperaturen von 80 °C bis 100 °C wird jedoch eine einzelne EGS-Bohrung zusammen mit einem Wärmetauscher an der Oberfläche verwendet, wodurch die Technik zu einem „Hybrid-Geothermiesystem“ wird. Ziel von EGS ist die Erzeugung von Elektrizität über Dampfturbinen oder binäre Kraftwerke, aber auch die Erzeugung von Wärme.
Die Verwendung des HDR für Fernwärme wurde erstmals Ende der 1970er Jahre in Fenton Hill in Kalifornien getestet, wo zwei Reservoire eine Gesteinstemperatur von > 180 °C in 2,4 km Tiefe und eine Wärmekapazität von 4 MW aufwiesen. Spätere EGS-Experimente wurden in Rosemanowes, Großbritannien, Basel in der Schweiz und Pohang in Südkorea mit einer Kapazität von <2 MW durchgeführt. Es gibt jedoch auch höhere EGS-Potenziale, beispielsweise in der Türkei in Zentralanatolien mit einer geschätzten Temperatur von 295 °C in 3 km Tiefe.
Hierzu siehe EGS.
Khodayar Maryam, Sveinbjörn Björnsson: Conventional Geothermal Systems and Unconventional Geothermal Developments: An Overview: In: Open Journal of Geology Nummer 14(2) (2024), 10.4236/ojg.2024.142012
Weitere Literatur siehe:
zuletzt bearbeitet Dezember 2024, Änderungs- oder Ergänzungswünsche bitte an info@geothermie.de
