Stand der Forschung
Es gibt im Wesentlichen drei Systeme, um geothermische Energie zu nutzen:
- Hydrothermale Systeme mit einer Nutzung der Energie, die in dem im Untergrund vorhandenen Wasser gespeichert ist,
- Petrothermale Systeme mit einer Nutzung der Energie, die im Gestein des Untergrundes gespeichert ist, (Hot-Dry-Rock (HDR), Hot-Wet-Rock (HWR), Hot-Fractured-Rock (HFR), Enhanced Geothermal System (EGS)),
- Tiefe Erdwärmesonden, bei denen in Teufen von bis zu 3.000 m eine spezielle Wärmeträgerflüssigkeit in einem geschlossenen System zur Wärmeerzeugung zirkuliert.
Für alle drei Nutzungsmöglichkeiten werden mit Ausnahme von vulkanisch beeinflussten Gebieten Tiefbohrungen benötigt. Zur Gewährleistung ausreichend hoher Ergiebigkeiten hydrothermaler bzw. petrothermaler Systeme werden durch Bohrungen gezielt natürlich vorhandene Risssysteme im Untergrund angesteuert, bzw. diese nach Fertigstellung der Bohrungen künstlich erzeugt. Von den drei genannten Systemen sind für die Stromerzeugung nur einige hydrothermale und die petrothermalen Systeme von Bedeutung.
- Systeme für die Nutzung geothermischer Energie
Die aktuelle Technologie zur Herstellung von Tiefbohrungen ist angepasst an die Erfordernisse der Erdöl- und Erdgasindustrie. Erdöl- und Erdgasbohrungen werden hergestellt, um für die Dauer der Ausbeute eine zuverlässige Verbindung zwischen einer Lagerstätte im Untergrund und der Übertageinstallation zu schaffen. Dies gilt grundsätzlich auch für Geothermiebohrungen, insbesondere für hydrothermale Bohrungen mit Endteufen von 3.000 – 4.000 m. Deutlich andere Voraussetzungen im Vergleich zu Erdöl- und Erdgasbohrungen sind jedoch gegeben für die Bohrungen petrothermaler Systeme, mit denen die im "trockenen, harten" Gestein gespeicherte thermische Energie gewonnen werden soll:
- Die durchschnittliche Temperatur ist größer,
- Das Endziel ist nicht ein relativ weiches Lagerstättengestein sondern Hartgestein, zum Beispiel ein Vulkanit,
- Für den Betrieb des Systems sind großflächige und nachhaltige, natürlich vorhandene oder künstlich zu schaffende Wärmetauscher Voraussetzung,
- Zur Begrenzung des hydraulischen Widerstands bei Produktion oder Injektion werden größere Fließquerschnitte gebraucht,
- Die durchschnittliche Teufe ist größer.
Für diese ungünstigeren Bedingungen müssen neue Antworten gefunden werden. Gleichzeitig müssen aber auch die Kosten gesenkt werden, denn mit dem in der Erdöl-/Erdgasindustrie gängigen Richtwert für die Herstellungskosten von Tiefbohrungen der Kategorie 5.000 m, in Höhe von 2,5 bis 3,0 Millionen Euro pro 1.000 m ist eine Wirtschaftlichkeit für eine Standard-Bohrungsdoublette nicht gegeben. Die Arbeiten des Verbundes zielen daher darauf ab, wissenschaftlich hochwertige Beiträge zu leisten, die dazu beitragen sollen,
- Die Bohrkosten zu senken,
- Die Bohrtechnologie für den Einsatz in hartem und heißem Gestein sicherer zu machen,
- Das Fündigkeitsrisiko zu reduzieren.
