Ein verbessertes geothermisches System nutzt Öl- und Gastechnologie, um kohlenstoffarme Energie abzubauen. Teil 1.

Das US-Energieministerium (DOE) hat ein Projekt namens FORGE finanziert, bei dem heißes Granitgestein mithilfe der besten Öl- und Gastechnologie gebohrt und gefrackt wird. Ein übergeordnetes Ziel besteht darin, herauszufinden, ob Wasser, das aus einem Brunnen gepumpt wird, durch den Granit zirkulieren und erhitzt werden kann, bevor es in einen zweiten Brunnen gepumpt wird, um Turbinen anzutreiben, die Strom erzeugen.

John McLennan vom Department of Chemical Engineering der University of Utah ist der Co-Hauptforscher für dieses DOE-Projekt. Eine Webinar-Präsentation zu diesem Thema wurde am 6. April 2022 von NSI gesponsert: FRontier Observatory for Research in Geothermal Energy (FORGE): Ein Update und ein Ausblick

Im Folgenden finden Sie Fragen an John McLennan und seine Antworten.

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Q1. Können Sie einen kurzen Überblick über die Geschichte der Geothermie geben?

Seit den frühen Arbeiten in Larderello in Italien im frühen 1900. Jahrhundert hat sich die Geothermie (zur Stromerzeugung und direkten Nutzung) zu einer installierten Größe ausgeweitet Stromerzeugungskapazität von 15.6 GWe (Gigawatt Strom) im Jahr 2021. Die Nutzung ist global – mehr als 25 Länder weltweit. Allerdings macht die Allokation immer noch einen kleinen Teil des weltweiten Energieportfolios aus. Betrachtet man diese globale Verteilung, ist Geothermie herkömmlicherweise auf den oberflächennahen Ausdruck erhöhter Temperaturen beschränkt, wie sie in der Nähe von Plattengrenzen, Vulkanen usw. auftreten würden.

Die Vereinigten Staaten verfügen über die größte installierte geothermische Stromerzeugungskapazität, gefolgt von Indonesien, den Philippinen, der Türkei, Neuseeland, Mexiko, Italien, Kenia, Island und Japan. Von diesen Betrieben in den Vereinigten Staaten dürften Bohrlöcher, die geothermische Energie erzeugen, durchschnittlich 4 bis 6 MWe ausmachen. Als Faustregel gilt: Bei 392 °F (200 °C) und einer Strömungsgeschwindigkeit von 9 bpm (378 gpm) kann in der Größenordnung von 1 MWe Strom erzeugt werden, der vielleicht 759 bis 1000 Haushalte in den Vereinigten Staaten versorgt.

Geothermiekraftwerke variieren in der Größe, von wenigen Bohrlöchern (manche mit einer Leistung von bis zu 50 MWe) bis hin zu vielen Bohrlöchern. „The Geysers, … ist der größte Komplex geothermischer Kraftwerke der Welt. Calpine, der größte geothermische Stromproduzent in den USA, besitzt und betreibt 13 Kraftwerke bei The Geysers mit einer Nettoerzeugungskapazität von etwa 725 Megawatt Strom – genug, um 725,000 Haushalte oder eine Stadt von der Größe von San Francisco mit Strom zu versorgen.“

Q2. Was sind verbesserte Geothermiesysteme und wo wird Fracking eingesetzt?

Vor etwa fünfzig Jahren wurde das Konzept der Enhanced Geothermal Systems (EGS) von Wissenschaftlern und Ingenieuren der Los Alamos Scientific Laboratories (heute LANL) entwickelt. Damals war das Konzept als Hot Dry Rock (HDR) bekannt. Eine Methode besteht darin, ein Injektionsbohrloch und ein Produktionsbohrloch zu bohren und die sie verbindenden Brüche zu erzeugen. Diese Brüche dienen als Wärmetauscher – ähnlich wie der Kühler eines Autos.

In diesem geschlossenen System wird Wasser als Arbeitsmedium verwendet (Wasser geht nicht verloren). Kalte Flüssigkeit wird in eine Bohrung eingespritzt. Es durchdringt die Brüche und nimmt dabei Wärme aus dem heißen Gestein auf. Diese heiße Flüssigkeit wird durch die zweite Bohrung im Dublett an die Oberfläche gefördert. An der Oberfläche kann die erhitzte Flüssigkeit in Dampf umgewandelt oder durch eine organische Rankine-Kreislaufanlage geleitet werden, um eine Turbine und anschließend einen Generator anzutreiben. Das Wasser wird unter Abzug der Wärme im Kreislauf geführt.

Obwohl es sich um eine gute Idee handelt, blieb der Erfolg in den fünfzig Jahren seit ihrer Konzeption zurück. Obwohl es auf der ganzen Welt mehrere Projekte mit wissenschaftlichem Erfolg gab, wurde die Kommerzialisierung nicht erreicht und die Stromerzeugung bei diesen Pilotprojekten hat ~1 MWe nicht überschritten.

In den USA ist die Ressource jedoch erheblich. Im Westen der Vereinigten Staaten liegen die Schätzungen bei 519 GWe bei Bohrtiefen von weniger als 15,000 bis 20,000 Fuß. Moderne Bohrtechnologie, übernommen aus der Erdölindustrie, macht diese Bohrungen möglich. Kombiniert man dies mit Entwicklungen, die das Bohren horizontaler Bohrlöcher und die Schaffung einer Vielzahl hydraulischer Brüche entlang dieser Bohrlöcher ermöglichen (stellen Sie sich vor, dass jeder Bruch eine erhebliche Oberfläche für den Wärmeaustausch bietet), sind verbesserte Geothermiesysteme machbar.

Ein Schlüsselelement ist die Schaffung des Fraktursystems durch hydraulisches Frakturieren. Das ist nicht neu. Es wurde erstmals für EGS am Standort Fenton Hill in der Jemez Caldera in New Mexico im Rahmen früher Entwicklungen durch die Los Alamos National Laboratories getestet. Bemerkenswert ist ein großer hydraulischer Spalt, der im Dezember 1983 gepumpt wurde, um zu versuchen, zwei Bohrlöcher miteinander zu verbinden (bevor moderne Richtbohrungen ohne weiteres angewendet wurden). Bei dieser hydraulischen Stimulation wurden 5.7 Millionen Gallonen Wasser mit zusätzlichem Reibungsreduzierer mit bis zu 50 bpm (2100 Gallonen pro Minute) bei Bohrlochdrücken von bis zu etwa 12,000 psi gepumpt. Feine CaCO-Partikel₃ wurden zur Flüssigkeitsverlustkontrolle hinzugefügt (um das Fraktursystem zu vereinfachen).

Die Erkenntnisse aus Fenton Hill, anderen Standorten auf der ganzen Welt und Technologien aus anderen Bergbauindustrien (Schräg- und Horizontalbohrungen, mehrstufige Frakturierung) ermutigten das Energieministerium der Vereinigten Staaten (DOE), ein erneuertes Forschungsprogramm namens FORGE (Frontier Observatory) zu initiieren für Forschung in Geothermie) mit dem Ziel, ein Feldlabor zu errichten, um neue Technologien zu testen, die eine Kommerzialisierung von EGS ermöglichen würden.

Q3. Erzählen Sie uns vom Standort des FORGE-Projekts in Utah und warum er ausgewählt wurde.

Das DOE sponserte einen Wettbewerb zwischen fünf prominenten EGS-Standorten in den Vereinigten Staaten. Dies wurde anschließend auf Standorte in Fallon, Nevada und Milford, Utah „herunterselektiert“. Im Jahr 2019 wurde schließlich der Standort Milford als Standort des FORGE-Feldlabors ausgewählt (siehe Bild oben im Beitrag).

Zu den Auswahlkriterien gehörten 1) Lagerstättentemperaturen zwischen 175 und 225 °C (heiß genug, um Konzepte zu beweisen, aber nicht so heiß, dass die Technologieentwicklung behindert wird), 2) in Tiefen von mehr als 1.5 km (tief genug, dass die Entwicklung der Bohrtechnologie möglich ist) , 3) Gestein mit geringer Durchlässigkeit (Granit am FORGE-Standort), 4) geringes Risiko der Auslösung von Seismizität während des Betriebs, 5) geringe Umweltrisiken und 6) keine Verbindung zu einem konventionellen Geothermiesystem.

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Teil 2 wird das Thema fortsetzen, indem die folgenden Fragen und Antworten behandelt werden:

Q4. Was ist das grundlegende Design der Injektions- und Produktionsbohrungen?

F5. Können Sie die drei Frac-Behandlungen im Injektionsbrunnen und ihre Ergebnisse zusammenfassen?

F6. Welches Potenzial besteht für eine kommerzielle Anwendung?