Geothermieprojekt Brig-Glis – Vorprojekt Energienutzung mit einer mitteltiefen Geothermiebohrung (hydrothermal)

• Forschungsstelle: BFE
• Projektnummer: SI/501647

Schlüsselwörter (Englisch)

Geothermal, Brig-Glis, hydrothermal well, district heating, feasibility

Kurzbeschreibung (Deutsch)

Die Stadtgemeinde Brig-Glis liegt im Zentrum einer regionalen Wärmeanomalie (Simplen Bahntunnel und Thermalwässer Brigerbad). Ein Vorprojekt soll die Nutzungskonzepte und nötigen Investitionen einer reinen Wärmeverwertung einer ca. 1 km tiefen Geothermiebohrung im Bereich des neuen Spitalzentrums Oberwallis auf Gemeindegebiet aufzeigen. Diese erste Bohrung soll auch weitere konkrete Informationen über den tieferen Untergrund liefern, die die Planung einer zukünftigen tieferen Bohrung (Produktion von Strom/ und direkter Wärmeenergie) unterstützen werden.

Schlussbericht (Deutsch)

Die Geothermie Brig-Glis AG hat das Ziel in der Region Brig-Glis mittels einer Geothermiebohrung Bandenergie für Heizzwecke zu fördern. Neben zwei bestehenden NiedertemperaturAnergienetzen in Brig-Glis, sind zurzeit ein weiteres Anergienetz, sowie die Energieversorgung des neuen Spitalzentrums in der Detailplanung. Das Vorprojekt soll die Nutzungskonzepte, die Grobplanung und die nötigen Investitionen einer reinen Wärmeverwertung einer ca. 1'000 m tiefen hydrothermalen Geothermiebohrung abklären.
Die geologische/hydrogeologische Prognose für den Projektstandort der Gemeinde Brig-Glis, basiert auf den Befunden der erfolgreichen Bohrungen von Brigerbad, die ca. 4 km weiter WSW liegen. Es werden in der mit rund 55-70° gegen Süden einfallenden Kontaktzone des AarMassivs Thermalwasserschüttungen von bis zu 35 l/s und erhöhte Temperaturen im Bereich von 75 – 100°C erwartet. Das Wasser zirkuliert in teilweise offenen Kluftsystemen, die parallel zur Hauptschieferung und quer zu den Längsachsen der NE-SW orientierten Grossstrukturen verlaufen. 
Für eine erste Bohrung konnten mögliche Areale auf den Landwirtschaftsflächen zwischen Dammweg und Überlandstrasse lokalisiert werden. Die Bohrung soll durchgehend als RotarySpülbohrung, mit einer Ablenkung aus der Vertikalen ab einer Tiefe von ca. 460 m gegen N ausgeführt werden. Der Bohrungs-Enddurchmesser ist mit 8 ½ " so gewählt, dass bei instabilem Gebirge noch ein 7" Stützliner für die Förderung eingebaut werden kann. Bei zu wenig Thermalwasser könnte die Bohrung so auch als tiefe Erdwärmesonde genutzt werden. Als Bohrgerät kommen mobile Anlagen mit 70-100 t Zugkraft in Frage, die eine Bohrplatzgrösse von ca. 3'000 m2 benötigen. Die Bohrzeit, inklusive der ersten Fördertests, ist rund zwei Monate. Die geschätzten Gesamtkosten für Detailplanung, Bohrung, Vermessung, Fördertests und Ausbau belaufen sich auf ~3.1 Mio. Fr. (~2.44 Mio. Fr. für die Alternativvariante einer tiefen Erdwärmesonde). Aufgrund des erheblichen Fündigkeitsrisiko gewährt der Bund einen Förderbeitrag in der Höhe von 60% der anrechenbaren Investitionskosten.
Die berechnete thermische Leistung einer erfolgreichen Bohrung liegt, je nach Temperatur und Schüttung, im Bereich von 2-7 MW (als tiefe Erdwärmesonde nur 90-180 kW). Diese Wärmequelle soll das heisse Wasser an die Quartierzentrale liefern und darauf für das Beheizen des Spitals genutzt werden. Mit dem Rücklauf aus dem Spital soll die Leistung des lokalen Anergienetzes und der Nachbarnetze erhöht werden. Durch die Temperaturerhöhung auf 16°C kann die Kapazität der Anergienetze im Jesuitugrund und der unteren Glismatta mehr als verdoppelt werden. Das auf rund 20°C abgekühlte Thermalwasser soll anschliessend in die Rhone eingeleitet werden. Wirtschaftlichkeitsberechnungen zeigen, dass dieses Nutzungskonzept auch ohne Subventionen rentabel ist, mit Wärmegestehungskosten im Bereich von 10.5 bis 11.4 Rp./kWh.
Eine detaillierte Untersuchung des seismischen Risikos (Erdbebengefährdung) zeigt, dass die Gefahr von induzierten Erdbeben im weltweiten Vergleich gering ist. Um natürliche und induzierte Ereignisse zu unterscheiden, müsste ein Monitoring-/Überwachungsnetzwerk nach weiteren Abklärungen eventuell in Betracht gezogen werden.
Mit allen weiteren Abklärungen, Bewilligungs- und Fördergesuchen, dauert die Realisierung der Bohrung und Förderinstallationen rund 12 Monate.

Zugehörige Dokumente

• Geothermieprojekt Brig-Glis - Schlussbericht [PDF] 3'393 kB

Schlussbericht (Englisch)

The company Geothermie Brig-Glis AG has the goal to promote by means of geothermal wells band energy for heating purposes in the region Brig-Glis. Besides two existing low-temperature district heating networks in Brig-Glis, there is currently a new network with the new planned hospital center. The preliminary investigation of this report aims to define feasible utilization concepts of the hydrothermal energy provided by a geothermal well of 1'000 m depth and related costs.
The geological / hydrogeological prognosis for the Brig-Glis area is based on the findings of the successful geothermal wells of the Brigerbad spa, located about 4 km further WSW. In the contact zone of the Aar massif, which dips approximately 55-70° to the south, thermal water of up to 35 l/s and elevated temperatures in the range of 75-100° C are expected. The water circulates in partially open fracture systems that run parallel to the main schistosity and across the longitudinal axes of the NE-SW oriented large structural elements.
For a first exploration well, possible drill sites could be located on the agricultural areas between Dammweg and Überlandstrasse. The well is planned to be drilled with the standard rotary/mud circulation technique, with deviated well path towards the north (KOP = 460 m, tangent = 30°). The final borehole diameter of 8 ½ " is planned to facilitate the optional setting of a 7" support liner should unstable hole conditions be encountered. In the case of too low hydrothermal production rates, the hole could be used for a deep closed heat exchange system. The 1'000 m well would require a mobile drilling rig of 70-100 t lifting capacity. The necessary well site for rig and accessary equipment has an area of approximately 3'000 m2. The drilling time, including the first hydrothermal tests, is about two months. The estimated total costs, including detailed planning, drilling, logging, production tests and completion amount to ~3.1 million Fr. (~2.44 million Fr. for the alternative option of a deep heat exchanger). Related to the considerable exploration risk, the federal government grants a subsidy of 60% of the eligible investment costs.
The calculated thermal power of a successful well is, depending on the temperature and the production rate and lies in the range of 2-7 MW (geothermal heat exchanger only 90-180 kW). This geothermal water will be delivered to the central district heating station that supplies the new hospital with heating energy. The flow back from the hospital can further be used to increase the heating capacity of the local district heating networks The increase in temperature to 16°C can more than double their capacity. The thermal water, cooled down at the end to ~20°C, will then be discharged into the Rhone. Economic calculations demonstrate that such a system is economic, even without considering subsidies. Resulting heat production costs are in the range of 10.5 to 11.4 Rp./kWh.
A detailed study of the seismic risk (earthquake hazard) shows that the risk of induced seismicity is low compared to global standards. In order to distinguish between natural and induced events, a monitoring network might need to be considered after further investigation.
The implementation of such a geothermal project (planning, permits, drilling, evaluation and completion) is estimated to take about 12 months.