Morgan Alan Tranter

• Due to the major role of greenhouse gas emissions in global climate change, the development of non-fossil energy technologies is essential. Deep geothermal energy represents such an alternative, which offers promising properties such as a high base load capability and a large untapped potential. The present work addresses barite precipitation within geothermal systems and the associated reduction in rock permeability, which is a major obstacle to maintaining high efficiency. In this context, hydro-geochemical models are essential to quantify and predict the effects of precipitation on the efficiency of a system. The objective of the present work is to quantify the induced injectivity loss using numerical and analytical reactive transport simulations. For the calculations, the fractured-porous reservoirs of the German geothermal regions North German Basin (NGB) and Upper Rhine Graben (URG) are considered. Similar depth-dependent precipitation potentials could be determined for both investigated regions (2.8-20.2 g/m3 fluid).Due to the major role of greenhouse gas emissions in global climate change, the development of non-fossil energy technologies is essential. Deep geothermal energy represents such an alternative, which offers promising properties such as a high base load capability and a large untapped potential. The present work addresses barite precipitation within geothermal systems and the associated reduction in rock permeability, which is a major obstacle to maintaining high efficiency. In this context, hydro-geochemical models are essential to quantify and predict the effects of precipitation on the efficiency of a system. The objective of the present work is to quantify the induced injectivity loss using numerical and analytical reactive transport simulations. For the calculations, the fractured-porous reservoirs of the German geothermal regions North German Basin (NGB) and Upper Rhine Graben (URG) are considered. Similar depth-dependent precipitation potentials could be determined for both investigated regions (2.8-20.2 g/m3 fluid). However, the reservoir simulations indicate that the injectivity loss due to barite deposition in the NGB is significant (1.8%-6.4% per year) and the longevity of the system is affected as a result; this is especially true for deeper reservoirs (3000 m). In contrast, simulations of URG sites indicate a minor role of barite (< 0.1%-1.2% injectivity loss per year). The key differences between the investigated regions are reservoir thicknesses and the presence of fractures in the rock, as well as the ionic strength of the fluids. The URG generally has fractured-porous reservoirs with much higher thicknesses, resulting in a greater distribution of precipitates in the subsurface. Furthermore, ionic strengths are higher in the NGB, which accelerates barite precipitation, causing it to occur more concentrated around the wellbore. The more concentrated the precipitates occur around the wellbore, the higher the injectivity loss. In this work, a workflow was developed within which numerical and analytical models can be used to estimate and quantify the risk of barite precipitation within the reservoir of geothermal systems. A key element is a newly developed analytical scaling score that provides a reliable estimate of induced injectivity loss. The key advantage of the presented approach compared to fully coupled reservoir simulations is its simplicity, which makes it more accessible to plant operators and decision makers. Thus, in particular, the scaling score can find wide application within geothermal energy, e.g., in the search for potential plant sites and the estimation of long-term efficiency.…
• Aufgrund der tragenden Rolle der Treibhausgasemissionen für den globalen Klimawandel ist die Entwicklung von nicht-fossilen Energietechnologien essenziell. Die Tiefengeothermie stellt eine solche Alternative dar, welche vielversprechende Eigenschaften wie eine hohe Grundlastfähigkeit und ein großes ungenutztes Potenzial bietet. Die vorliegende Arbeit befasst sich mit Barytausfällungen inner- halb geothermaler Systeme und der damit einhergehenden Verringerung der Gesteinsdurchlässigkeit, welche ein Haupthindernis für die Aufrechterhaltung einer hohen Effizienz darstellen. Dabei sind hydro-geochemische Modelle unerlässlich, um die Auswirkungen von Ausfällungen auf die Effizienz eines Systems zu quantifizieren und vorherzusagen. Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, mittels numerischer und analytischer reaktiver Transportsimulationen, den induzierten Injektivitätsverlust zu quantifizieren. Für die Berechnungen werden die klüftig-porösen Reservoire der deutschen Geothermieregionen Norddeutsches Becken (NDB) undAufgrund der tragenden Rolle der Treibhausgasemissionen für den globalen Klimawandel ist die Entwicklung von nicht-fossilen Energietechnologien essenziell. Die Tiefengeothermie stellt eine solche Alternative dar, welche vielversprechende Eigenschaften wie eine hohe Grundlastfähigkeit und ein großes ungenutztes Potenzial bietet. Die vorliegende Arbeit befasst sich mit Barytausfällungen inner- halb geothermaler Systeme und der damit einhergehenden Verringerung der Gesteinsdurchlässigkeit, welche ein Haupthindernis für die Aufrechterhaltung einer hohen Effizienz darstellen. Dabei sind hydro-geochemische Modelle unerlässlich, um die Auswirkungen von Ausfällungen auf die Effizienz eines Systems zu quantifizieren und vorherzusagen. Ziel der vorliegenden Arbeit ist es, mittels numerischer und analytischer reaktiver Transportsimulationen, den induzierten Injektivitätsverlust zu quantifizieren. Für die Berechnungen werden die klüftig-porösen Reservoire der deutschen Geothermieregionen Norddeutsches Becken (NDB) und Oberrheingraben (ORG) betrachtet. Für beide untersuchte Regionen konnte ein ähnliches, tiefenabhängiges Fällungspotenzial bestimmt werden (2,8–20,2 g/m3 Fluid). Die Reservoirsimulationen zeigen jedoch, dass der Injektivitätsverlust aufgrund von Barytablagerungen im NDB erheblich ist (1,8%–6,4% pro Jahr) und die Langlebigkeit der Anlage dadurch beeinträchtigt wird, dies gilt insbesondere für tiefere Reservoire (3000 m). Im Gegensatz dazu deuten die Simulationen der ORG-Standorte auf eine untergeordnete Rolle von Baryt hin (< 0,1%–1,2% Injektivitätsverlust pro Jahr). Die entscheidenden Unterschiede zwischen den untersuchten Regionen sind die Reservoirmächtigkeiten und das Vorhandensein von Rissen im Gestein sowie die Ionenstärke der Fluide. Der ORG weist in der Regel klüftig-poröse Reservoire mit deutlich höheren Mächtigkeiten auf, was zu einer größeren Verteilung der Präzipitate im Untergrund führt. Weiterhin sind die Ionenstärken im NDB höher, was die Barytausfällung beschleunigt und diese dadurch konzentrierter um das Bohrloch herum entstehen lässt. Je konzentrierter die Präzipitate um die Bohrung herum auftreten, desto höher ist der Injektivitätsverlust. In dieser Arbeit wurde ein Workflow erarbeitet, innerhalb dessen mittels numerischer und analytischer Modelle das Risiko von Barytausfällungen innerhalb des Reservoirs geothermischer Systeme abgeschätzt und quantifiziert werden kann. Ein zentrales Element ist ein neu entwickelter, analytischer Scaling-Score, der eine zuverlässige Schätzung des induzierten Injektivitätsverlustes ermöglicht. Der entscheidende Vorteil des präsentierten Ansatzes im Vergleich zu voll-gekoppelten Reservoirsimulationen liegt in ihrer Einfachheit, die sie für Anlagenbetreiber und Entscheidungsträger zugänglicher macht. Somit kann insbesondere der Scaling-Score eine breite Anwendung innerhalb der Geothermie finden, z.B. bei der Suche nach potenziellen Anlagenstandorten und der Abschätzung der langfristigen Effizienz.…