Hydraulic fracturing

In-situ Stimulation und Zirkulation, Grimsel
Felslabor, Projekt ISC
5th Geothermie Kongress 2016, St. Gallen, Olma Messen
Florian Amann
Joseph Doetsch
Valentin Gischig
Mohammadreza Jalali
Claudio Madonna
Keith Evans
Maria Klepikova
Hannes Krietsch
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Warum sind geothermische Energiesysteme so
bedeutsam?
Reduktion von Treibhausgasen (CO2)
 Geothermie produziert keine Treibhausgase
Ölpreisanstieg (CO2)
 Betrifft insbesondere Heizölkosten
2
Warum sind geothermische Energiesysteme so
bedeutsam?
Angst der Bevölkerung vor Kernkraftwerken
 Chernobyl und Fukushima zeigen das hohe
Risiko
 In der Schweiz decken derzeit 5
Kernkraftwerke 40% des Elektrizitätsbedarfs
 Diese Kernkraftwerke werden bis 2034 still
gelegt und hinterlassen einen Energieengpass
von 26 TWh (3 GWe)
 Geothermische Energiegewinnung kann den Engpass zwar nicht schliessen, aber trägt
wesentlich dazu bei wenn tiefe (>5km) Energieresourcen genutzt werden können
3
Energiestrategie 2050 (ES2050)
 Atomausstieg (bis 2034)
 Steigerung der Energieeffizienz
 Ausbau der erneuerbaren Energien
 7% des nationalen Elektrizitätsbedarf sollen
durch die Geothermie gedeckt werden. Dies
entspricht 4.4 TWh pro Jahr oder 500 MWe
 Um die ES 2050 Ziel zu erreichen müssen
zwischen 2020 und 2050 25 geothermische
Kraftwerke mit je 20MWe ans Netz gehen
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Geothermale Systeme
Die ES2050 erwartet 7% des Strombedarfs von der Tiefen-Geothermie  4.4 TWh/a, 500 MWe
Sources: Lund, Freeston, Boyd (2010), www.geothermie.stadt.sg.ch
Hydrothermale System (z.B. St. Gallen) sind
grossartig geeignet für Heizen und weniger
petrohydrogeeignet für Elektrizität
thermal thermal
 heisses Tiefenwasser ist selten und schwer
zu lokalisieren
 In der Schweiz ist die realistischste
Nutzung der geothermalen Ressourcen
zur Gewinnung von Elektrizität über
Petrothermale Systeme (z.B. Basel)
5
5
Herausforderung Petrothermale Systeme
Der Stimulationsprozess in petrothermalen Systemen
ist bis heute kaum kontrollierbar
 … hohe Bohrkosten
 Risiko ein System mit ungenügenden Kapazität zu
erzeugen
 Risiko einer ungewollten Geometrie des
Wärmetauschers
 Risiko einer kurzen Lebensdauer
 Risiko gefühlter Seismizität
6
Herausforderung Petrothermale Systeme
Erdbeben nach Pumpenstop
pressure at the
time of shut-in
pressure at the time location largest
of the largest event event
Maximal Eventgrössen bei Petrothermalen
Systemen / EGS
 Fenton Hill, New Mexico: ML = 1.0
 Rosemanowes, Cornwal: ML = 1.9
 Hijiori, Japan: ML = 2.4
 Soultz, Frankreich: ML = 2.9
 Basel, Schweiz: ML = 3.4
 Cooper Basin, Australien: ML = 3.7
Aber auch beim hydrothermalen System in St.
Gallen gab es ein Erdbeben der Stärke ML = 3.5
SERIANEX 2009
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Road Map - Tiefe Geothermie Schweiz
Um die grossskalige Nutzung der tiefen Geothermie zur Elektrizitätsgewinnung in
der Schweiz zu bewerkstelligen müssen Antworten auf 2 miteinander gekoppelte
Schlüsselfragen gefunden werden:
(1) Wie kann man einen effizienten Wärmetauscher erzeugen, der nachhaltig
genutzt werden kann?
(2) Wie kann gleichzeitig das Risiko von induzierten Erdbeben in einem akzeptablen
Rahmen gehalten werden?
 Ein fundamentales Verständnis der THM gekoppelten Prozesse und ihr Bezug
auf induzierte Seismizität ist zwingend erforderlich
 Dies verlangt nach einer multidisziplinären Initiative
 Im Jahr 2014 wurde das SCCER-SoE ins Leben gerufen welches auf die
spezifischen Forschungsfragen der Schweiz fokussiert
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Vorgehen
Grimsel Experiment
Kontrollierte Randbedingungen
20m
Flagship
experiment
Shear Experiment
1m
Lab Experiment
100 m scale
20m
0.1m
1m
0.1m
0.1m
Laboratory Tests on
intact rock and fractures
• Micro-seismicity
• Permeability creation
• Rate and state friction
• HM fracture properties
• …
1m
Large-scale
Shear Tests
• Micro-seismicity
• Permeability creation
• Anisotropic permeability
• Rate and state friction
• HM fault/fracture
properties
• …
20m
Stimulation & Circulation
Experiment (FS experiment)
• Micro-seismicity
• Permeability creation
• Pressure propagation during
injection / following shut-in
• Rate and state friction
• HM fault/fracture properties
• …
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Grimsel Test Site (GTS)
Berner Oberland
Wallis
Meiringen
Grimsel pass
GTS
10
Untergrundlabor
Location
3 sets of fault zone with 6 fault zones in total
intersecting the target rock volume
11
Untergrundlabor
S1.2
AU Tunnel
S1.3
S1.1
VE Tunnel
KWO Tunnel
S3.2
S3.1
• Detaillierte
Kartierung
• GPR
• Active seismics
• OPTV logging
• Core logging
• Full Wave
velocity logs
• ….
S2
AUP Tunnel
S1: 142 / 77
S2: 157 / 75
S3: 183 / 65
12
Core logging und OPTV imaging
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Tunnel-Tunnel Tomographie: geologische
Interpretation
VE
VE
S1
S1
S3
S3
SBH-4
AU
AU
Traveltime inversion tomogram zeigt S1 und S3 (Karte nach Keusen et al., 1989)
Gute Übereinstimmung mit jüngsten Borhlochdaten
14
Ground Penetration Radar - Reflection
Laaksonlaita, Doetsch 2015
Surface GPR mit
unterschiedlichen
Antennen (250, 500,
1000Mhz)
I Intersection of fault zones
II S1 fault zone
III three boreholes
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In-situ state of stress and slip tendency
PAHL et al. (1989)
KONIETZKY & MARSCHALL (1997)
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In-situ state of stress and reactivation pressure
friction coefficient 0.85
PAHL et al. (1989)
Konietzki and Marschall (1997)
Overpressure = σ’3+6 MPa
Overpressure = σ’3
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Spannungsmessungen
Layout der ausgeführten Messungen
USBM Overcoring
HF: Hydraulic Fracturing
HTPF: Hydraulic Testing of pre-existing fractures
USBM/CSIRO-HI: overcoring probes
USBM
USBM
CSIRO-HI
HF
HTPF
USBM
CSIRO-HI
HF
USBM
HF
Ausgeführte Messungen:
• 9 USBM overcores
• 6 CSIRO-HI overcores
• 7 hydro-fractures
• 1 HTPF
18
Hydraulic fracturing
Hydraulic fracturing Test in SBH-3, 18m
Fracture
Pb: break-down pressure
RF: re-fracturing
ISIP: instantaneous shut-in pressure
FB: flow-back measurement
Pb
RF 1
RF 2
ISIP
Pulse Test
FB
FB
SBH 3
HF 1: 18m
HF 2: 13m
HF 3: 8m
RF 3
ISIP
FB
ISIP
Impression Packer
FB
fracture trace
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Seismische Überwachung
borehole streamer
with 8 sensors
Sensor
GMuG sensor
with mounting
Glaser sensor
Wilcoxon sensor
During stimulation
20
Mikro-Sesmizität während hydraulic fracturing
Details of SHB-3
Dip direction and dip of
seismicity clouds:
HF1: 187/78
HF2: 171/61
HF3: 179/65
21
Mikro-Sesmizität während hydraulic fracturing
Micro-seismic events and flow rate
during re-fracturing
0.7l/min
1
1.0l/min
1.9l/min
3.0l/min
20 1
48
62
(7s)
3
(1, 5,27s)
16
(last 5:02min)
following shut-in
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Spannungsheterogenitäten?
HF1
HF2
OC1
OC2
Fault
HTPF
HF3
HF3
OC3
HF2
HF1
Minimum stress
orientation: ± N-S
Fault
HTPF
Borehole depth (m)
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Stimulationsphase
•
•
•
Hydraulic fracturing (verschiedene Protokolle) & Controlled fault slip
SIMFIP (Step Rate Injection Method for Fracture In-situ Properties) erlaubt
Stimulation und die gleichzeitige Erfassung von 3D Dislokationen und Druck
2 Bohrlöcher; in jedem eine SIMFIP
Guglielmi et al. 2014
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Monitoring Bohrlöcher
Injection
Stress
GPR
Passive
Stress,
Pressure
Strain
and
Measurement
and
Strain
Seismic
and
Boreholes
Active
Temperature
Temperature
and
Borehole
Seismic
Temperature
and (DTS)
Boreholes
Tilt-meter
Boreholes
Boreholes
(FBG)
Boreholes
Boreholes
S3
25
Beiträge zur….
•
Diskussion der Druckausbreitung während der Stimulation und Zusammenhang
zur Mikroseismizität
 Alle relevanten HM gekoppelten Prozesses werden auf einer relevanten Skala
erfasst (Änderungen des Speicherkapazität, mechanische, hydraulische
Reaktionen)
 Die Druckausbreitung sowie die Mikroseismizität werden erfasst
• Diskussion der Druckausbreitung nach dem «Shut-in» und Zusammenhang mit
Mikroseismizität
 Shut-in-Phasen sind geplant
 Druckausbreitung wird erfasst
• Diskussion der Schaffung von Permeabilität bei aseismischer und seismischer
Stimulation
 Grossteil der Schaffung von permeabilität aseismisch?
 Aseismisches Verhalten aufgrund «rate-hardening-Verhaltens»?
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit
Domenico Giardini
Stefan Wiemer
Martin Saar
Simon Löw
Thomas Driesner
Hansruedi Maurer
Toni Kraft
Benoit Valley
Hansruedi Fisch
Tom Spillmann
Gerd Klee
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