Short description
(German)
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Das Schweizer HEATSTORE-Projekt ist Teil des europäischen GEOTHERMICA HEATSTORE-Projekts. Ziel des Schweizer Projekts ist es, die Risiken zu minimieren und die Machbarkeit von Technologien zur Umsetzung von thermischen Energiespeichern in tiefen (>300 m) und hochtemperierten (>25 °C) Aquiferen (HT-ATES) anhand von zwei nichtkommerziellen Pilotstandorten in den Kantonen Genf und Bern nachzuweisen. Beide Standorte basieren auf dem Bedarf lokaler Energieversorger, die bei industriellen Prozessen anfallende Abwärme zu verwerten und den steigenden Wärmebedarf der lokalen Fernwärmenetze zu decken. Die übergeordnete Vision besteht daher darin, 1) Abwärme in eine Ressource umzuwandeln, indem sie in Zeiten geringer Nachfrage im Untergrund gespeichert wird, und 2) sie während der Heizperiode wieder abzugeben, wodurch die herkömmliche Gaswärmeerzeugung ersetzt wird. Beide Pilotstandorte zielen darauf ab, diese Strategie durch Felduntersuchungen in zwei unterschiedlichen, für das Schweizer Molassebecken typischen geologischen Umgebungen (geklüfteter Kalkstein vs. poröser Sandstein) zu validieren und zu optimieren. Dieses Projekt stellt eine einzigartige Chance für den gesamten Schweizer Energiesektor dar, da es auf einer starken Partnerschaft zwischen zwei der größten Schweizer Geothermie-Industrieentwickler und der aktivsten Schweizer Forschungsgemeinschaft basiert, die gemeinsam innovative Technologien entwickeln, um zur Erreichung der Ziele der Schweizer Energiestrategie 2050 beizutragen.
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Short description
(English)
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The Swiss HEATSTORE project is part of the European GEOTHERMICA HEATSTORE project. The objectives of the Swiss project are to de-risk and prove the feasibility of deep (>300m) high-temperature (>25°C) aquifer thermal energy storage (HT-ATES) implementation technologies through two non-commercial pilot sites located in the Cantons of Geneva and in Bern. Both sites rely on the need of local energy operators to manage waste heat produced by industrial processes and satisfy the increasing heat demand from the local district heating networks. Therefore, the overall driving vision is 1) to convert waste heat into a resource by storing it in the subsurface during lowdemand seasons and 2) delivering it during heating seasons, thus replacing the standard gas heat production. Both pilot sites aim at validating and optimizing this strategy by running field-scale investigations in two different geological settings typical for the Swiss Molasse Basin (fractured limestone vs. porous sandstone). This project is a unique opportunity for the whole Swiss energy framework which is based on a strong partnership between two of the major Swiss geothermal industrial developers and the most active Swiss research community jointly developing innovative technologies to contribute meeting the 2050 Swiss Energy Strategy goals.
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Short description
(French)
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Le projet suisse HEATSTORE s'inscrit dans le cadre du projet européen GEOTHERMICA HEATSTORE. Les objectifs du projet suisse consistent à réduire les risques et à démontrer la faisabilité des technologies de mise en œuvre du stockage d'énergie thermique dans les aquifères profonds (>300 m) et à haute température (>25 °C) (HT-ATES) grâce à deux sites pilotes non commerciaux situés dans les cantons de Genève et de Berne. Les deux sites répondent au besoin des opérateurs énergétiques locaux de gérer la chaleur résiduelle produite par les processus industriels et de satisfaire la demande croissante en chaleur des réseaux de chauffage urbain locaux. Par conséquent, la vision globale est 1) de convertir la chaleur résiduelle en une ressource en la stockant dans le sous-sol pendant les saisons de faible demande et 2) de la fournir pendant les saisons de chauffage, remplaçant ainsi la production standard de chaleur au gaz. Les deux sites pilotes visent à valider et à optimiser cette stratégie en menant des études à l'échelle du terrain dans deux contextes géologiques différents, typiques du bassin molassique suisse (calcaire fracturé vs grès poreux). Ce projet constitue une opportunité unique pour l'ensemble du secteur énergétique suisse, qui repose sur un partenariat solide entre deux des principaux développeurs industriels suisses dans le domaine de la géothermie et la communauté de recherche suisse la plus active, développant conjointement des technologies innovantes pour contribuer à la réalisation des objectifs de la Stratégie énergétique suisse 2050.
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Publications / Results
(English)
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Related documents
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Final report
(German)
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Der Einsatz erneuerbarer Energiequellen (EE) für die Strom- und Wärmeerzeugung nimmt in Europa immer mehr zu. Die Schwankungen bei der Verfügbarkeit und Nachfrage von Energie und ihre Integration in die bestehende Energieinfrastruktur stellen jedoch eine Herausforderung dar. Peak Shaving und Wärmespeicherung können dazu beitragen, Angebot und Nachfrage auszugleichen, um die Infrastruktur und die Anlagen besser zu nutzen (z.B. Erhöhung der Volllaststunden für geothermische Wärmequellen). Thermische Energiespeicher können beispielsweise in Form von unterirdischen Wärmespeichern (Underground Thermal Energy Storage - UTES) in Wärmenetze integriert werden, um die Nutzung von überschüssiger Wärme aus der Industrie und den Einsatz von erneuerbaren Wärmequellen zu unterstützen. UTES bietet eine intelligente und replizierbare Lösung für Regionen mit saisonalen Schwankungen und Spitzen im Wärmebedarf. UTES hat das Potenzial, eine grosse Speicherkapazität (potenziell >10 GWh) pro Standort bereitzustellen, die mit anderen Wärmespeichertechnologien nur schwer zu erreichen ist, und profitiert von einer typischerweise niedrigeren Bandbreite an Speicherkosten. HEATSTORE ist eines von neun Projekten, die im Rahmen von GEOTHERMICA - ERA-NET im Jahr 2018 für den Zeitraum 2018-2021 finanziert wurden. Das Projekt hatte zum Ziel, die Einführung der Geothermie zu beschleunigen, indem es 1) verschiedene Arten von UTES für das Energiesystem entwickelt und integriert, 2) ein Mittel zur Maximierung der geothermischen Wärmeproduktion bereitstellt und den Business Case von geothermischen Wärmeproduktions-Doubletten optimiert, 3) technische, wirtschaftliche, ökologische, regulatorische und politische Aspekte betrachtet, die notwendig sind, um den effizienten und kostengünstigen Einsatz von UTES-Technologien in Europa zu unterstützen. Das Projekt zielte darauf ab, eine schnelle Markteinführung in Europa anzuregen, die Entwicklung von der Demonstrationsphase bis zum kommerziellen Einsatz innerhalb von 2 bis 5 Jahren zu fördern und einen Ausblick auf das Nutzungspotenzial bis 2030 und 2050 zu geben. Dreiundzwanzig Partner aus neun Ländern bilden das europäische HEATSTORE-Konsortium, das sich aus einer Mischung aus wissenschaftlichen Forschungsinstituten und privaten Unternehmen zusammensetzt. Die Beteiligung der Industrie wird als ein starker und relevanter Vorteil angesehen, der für den Erfolg entscheidend ist. Die Kombination ausführenden europäischen Forschungsinstituten und kleinen, mittleren und grossen Industrieunternehmen ermöglichte es, Technologien zu testen und zu implementieren, um sie auf den Markt zu bringen und von den relevanten Interessengruppen zu bewerten. Die Schweizer Partner arbeiteten an zwei Fallstudien in Genf und Bern und standen in enger Verbindung mit europäischen Partnern.
Das Schweizer HEATSTORE-Projekt hatte die folgenden Hauptziele:
• Identifizierung der Möglichkeiten für die Umsetzung der thermischen Hochtemperatur-AquiferEnergiespeicherung (HT-ATES) in zwei der wirtschaftlichsten Reservoirs im Schweizer Molasseplateau: der känozoischen Molasse und den obermesozoischen Karbonaten
• Implementierung eines multikriteriellen Entscheidungsfindungs-Analyserahmens zur Vorhersage und Bewertung der technisch-wirtschaftlichen Machbarkeit von HT-ATES in der Schweiz
• Identifizierung von Lösungen zur Optimierung der Leistungen von HT-ATES-Technologien und deren Integration in komplexe Energiesystemkonfigurationen • Vorhersage und Validierung der technisch-wirtschaftlichen Leistung von HT-ATES anhand von Daten, die an zwei Pilotstandorten in Genf und Bern gesammelt wurden
• Identifizierung der Umwelteinflüsse, die mit der Implementierung von HT-ATES-Systemen verbunden sind, und der zu überwindenden Hindernisse im regulatorischen Rahmen.
Diese Ziele tragen zum Endziel von HEATSTORE Switzerland bei, nämlich die kommerzielle Durchführbarkeit von HT-ATES-Technologien voranzutreiben, damit geothermische Energie in Kombination mit einer optimierten unterirdischen Wärmespeicherung ihr maximales Einsatzpotenzial im Rahmen der Schweizer Energiewende erreichen kann. Das Schweizer Projekt konzentrierte sich auf die Bewertung der Machbarkeit von HT-ATES-Systemen an zwei Standorten in Genf und Bern. Die beiden Standorte weisen unterschiedliche Besonderheiten hinsichtlich der Untergrundbedingungen und der Konfiguration des Energiesystems auf. In Genf ist die überschüssige Wärmequelle eine Müllverbrennungsanlage mit einer Austrittstemperatur von bis zu 120°C, der angestrebte Speichergrundwasserleiter befindet sich in den zerklüfteten mesozoischen Karbonaten zwischen 450 und 1500 m Tiefe und die Betriebstemperatur des Fernwärmenetzes liegt zwischen 70 und 120°C. In Bern ist die überschüssige Wärmequelle ein Gaskombikraftwerk, eine Kehrichtverwertungsanlage (KVA)und ein Holzheizkraftwerk mit einer Austrittstemperatur von bis zu 120°C und der angestrebte Speichergrundwasserleiter ist das känozoische Molassesediment. Die Betriebstemperatur des Fernwärmenetzes liegt bei 90°C. Die Standorte Genf und Bern spiegeln die meisten der Untergrund- und Energiesystemkonfigurationen wider, die für die Speicherung thermischer Energie in Aquiferen als geeignet angesehen werden und in anderen Städten im gesamten Schweizer Mittelland zu finden sind. Der Bericht fasst die an den Standorten Genf und Bern durchgeführten Aktivitäten sowie die Endergebnisse und daraus gezogenen Schlussfolgerungen in ihrer Gesamtheit zusammen.
Der Standort Genf
In Genf konzentrierte sich die Fallstudie auf die Machbarkeitsbewertung der Speicherung von überschüssiger Wärme, die von einer Müllverbrennungsanlage bei Temperaturen von bis zu 120°C (Abschnitt 5.1) in den mesozoischen zerklüfteten Karbonaten in einer Tiefe zwischen 450 und 1500 m abgegeben wird. Der implementierte multikriteriellen Bewertungsrahmen basiert auf technoökonomischen Kriterien:
• Bewertung des technischen Potenzials der Wärmespeicherung in der Lagerstätte durch Integration von Oberflächen- und Untergrunddaten
• Identifikation der Umweltauswirkungen, die mit der Speicherung und Produktion verbunden sind
• Bewertung des Zusammenhangs zwischen Speicher-/Rückgewinnungsleistung und wirtschaftlicher Leistung bei verschiedenen technischen Konfigurationen.
Der auf einem schrittweisen Ansatz basierende Rahmen kombinierte zunächst die Einschränkungen des Untergrunds und des Energiesystems anhand der zu Beginn des Projekts verfügbaren Daten. Da im Laufe des Projekts neue Daten und Ergebnisse zur Verfügung standen, wurde es schliesslich anhand der Daten kalibriert und validiert, die sich aus der Erkundung des Untergrunds durch die Bohrungen GEo-01 und GEo-02 sowie aus den Entwicklungsszenarien für das Energiesystem 2035 ergaben. Beide Bohrungen zielten auf die oberen mesozoischen Kalksteine. Die Bohrergebnisse trugen zum Verständnis der Lagerstättenarchitektur und der Verteilung der petrophysikalischen/hydraulischen Eigenschaften bei und verdeutlichten die stark heterogenen hydraulischen Eigenschaften der mesozoischen Karbonate im gesamten Genfer Gebiet. GEo-01, 744 m tief, liefert 34°C Wasser bei 55 l/s und 8-10 bar Bohrlochdruck, während GEo-02 18°C Bohrlochtemperatur (~55°C Temperatur im Bohrloch) bei 0,3 l/s und 10-12 bar Bohrlochdruck liefert. Für die Charakterisierung des Untergrunds wurden ausgehend von statischen Modellen eine Reihe von 3D-Modellen erstellt, die es ermöglichten, die Geometrie und die Verteilung der petrophysikalischen und hydraulischen Eigenschaften der untersuchten Lagerstätten zu erfassen (siehe vollständiger Bericht in den Abschnitten 5.1.2, 5.1.3, 5.1.6). In die berechneten Modelle wurden die verfügbaren geophysikalischen und petrophysikalischen Daten aus den verschiedenen Phasen des Projekts integriert. Der Gesamtansatz basiert auf der Grundlage, dass statische 3D-Modelle in Verbindung mit Informationen über das Energiesystem als Input für die Erstellung dynamischer Modelle (thermohydraulische TH, thermohydraulisch-mechanische THM oder HM, thermohydraulischchemische THC und thermohydraulisch-ökonomische THE) dienen, um die Leistung der HT-ATESSysteme in Genf vorherzusagen. Die Ergebnisse für die statische Modellierung stammen aus der Interpretation mehrerer alter seismischer 2D-Reflexionsdatensätze, Bohrlochprotokolle von GEo-01 und GEo-02, Bohrlochberichten und Aufschlüssen. Die seismische Interpretation zeigt eine gut entwickelte Blumenstruktur, die die mesozoischen und Teile der känozoischen Sedimente im GEo-01- Gebiet deformiert. Die unterirdische strukturelle Situation um den Standort GEo-02 ist anders und umfasst ein System von Überschiebungsstörungen und damit verbundenen normalen Störungen, die die känozoischen und mesozoischen Sedimente deformieren. Die petrophysikalischen Analyse deutet darauf hin, dass die untere Kreideformation im GEo-01-Gebiet dicht ist und sich im Allgemeinen durch niedrige Porositäts- und Permeabilitätswerte auszeichnet. Das Vorhandensein von Bruchnetzen und Verwerfungen, die einen wesentlichen Teil dieser Einheit deformieren, könnte jedoch eine lokale Flüssigkeitszirkulation begünstigen. Im Gebiet GEo-02 deuten die Ergebnisse von Bohrlochtests darauf hin, dass die Formationen innerhalb der mesozoischen Abfolge einen geringen Flüssigkeitsfluss und schwache hydraulische Eigenschaften aufweisen. Anschliessend wurden dynamische thermohydraulische (TH) und hydro-mechanische (HM) Modelle entwickelt, die statische Modelle mit Energiesystemdaten (z.B. Wärmeüberschusstemperatur, Rückgewinnungstemperatur, Nutzung von Wärmepumpen, Wärmeüberschuss und zeitliche Verteilung des Wärmebedarfs) kombinierten, um HT-ATES Betriebsszenarien zu erstellen (siehe Abschnitt 5.1.7). Zunächst basierten alle Modelle auf verfügbaren Literaturdaten, ermöglichten die Einrichtung des gesamten Modellierungsworkflows "von statisch bis dynamisch" und lieferten die erste Reihe von Vorhersagen für das Verhalten des HT-ATES-Systems. Nach der Verfügbarkeit neuer Daten aus den beiden Explorationsbohrungen wurden diese Modelle kalibriert und validiert, um eine Reihe zuverlässigerer und realistischerer Szenarien zu erstellen, die die Vorhersage des Flüssigkeitsstroms in der Lagerstätte und die Quantifizierung der potenziellen bodenmechanischen Auswirkungen (Bodenverformung) aufgrund des Betriebs umfassen. Für die TH-Modelle wurde ein numerischer Diskretisierungsansatz (z.B. Finite Elemente, Finite Volumens) verwendet, um einen Lösungsalgorithmus zu erstellen, der die notwendige diskrete Lösung für unsere Simulationen liefert. Das konzeptionelle Modell befasste sich mit Szenarien von Interesse, die mit den lokalen geologischen und hydrologischen Bedingungen zusammenhängen. Diese Szenarien beinhalten die Modellierung des Einflusses des Grundwasserflusses und der geologischen Heterogenität (d.h. Vorhandensein von Brüchen und Verwerfungen, Riffstrukturen) auf die Speicher- und Gewinnungsmöglichkeiten des Systems. eochemische Untersuchungen wurden durchgeführt, um die potenzielle Aktivierung von WasserGestein-Wechselwirkungsmechanismen zu bewerten, die die Eigenschaften der Lagerstätte durch die Auflösung und Ausfällung von Mineralien in den Lagerstätten und das Korrosions-/Kalkungspotenzial an der Oberflächenausrüstung beeinflussen können (siehe Abschnitte 5.1.8 5.1.9.3 und Anhang 7 für einen detaillierten Bericht). Es wurden Wasserproben aus den Lagerstätten entnommen, deren chemische Zusammensetzung analysiert und mit den Ergebnissen der mineralogischen Analyse von Bohrlochabschnitten und Bohrkernen kombiniert. Zusätzlich führten die Projektpartner Laborexperimente und kinetische Modellierungen durch, um die HT-ATES-Bedingungen und die chemischen Auswirkungen auf das Lagerstättenwasser während des HT-ATES-Betriebs zu reproduzieren. Die Ergebnisse zeigen, dass es während des Betriebs zur Auflösung von Karbonat Mineralien und zu Ausfällungen kommen kann. Das Risiko von Ausfällungen in Sektoren des Reservoirs kann zu einer Kompartimentierung führen, die die Leistung der Speichersysteme verringert. Die Schwebstoffbelastung durch GEo-01 wurde ebenfalls analysiert. Dabei zeigte sich, dass eine Kombination aus Sulfatmineralien und einer mikrobiellen Gemeinschaft, insbesondere Methanobakterien, eine wesentliche Klasse in den Proben bildet. Ausgehend von den Ergebnissen dieser Studie können die folgenden Hauptauswirkungen während des langfristigen Betriebs auftreten:
• Aufgrund ihrer retrograden Löslichkeit (d.h. abnehmende Löslichkeit bei steigender Temperatur) werden Karbonate wie Kalzit wahrscheinlich ausfallen, wenn sich das Wasser während der Lagerungszyklen auf 90°C erhitzt. Die Ausfällung von Karbonat Mineralien könnte den Fluss und den Wärmeaustausch in den Oberflächenanlagen behindern.
• Im Falle des aus GEo-01 geförderten Wassers kann es aufgrund der hohen Sulfid Konzentration zu Korrosion an technischen Anlagen wie Pumpen, Gehäusen und Wärmetauschern kommen. Dies könnte zu Materialversagen und Betriebsproblemen führen.
Um Alternativen für die wirtschaftliche Tragfähigkeit von HT-ATES-Systemen in Genf zu bewerten, haben wir die Ergebnisse der Modellierung mit Daten aus dem Energiesystem kombiniert, um die Speicherszenarien zu bewerten, die für einen technisch-wirtschaftlichen Erfolg relevant(?) sind. Die Ergebnisse zeigen, dass die Nennkapazität je nach Untergrundbeschränkungen zwischen 0,4 MW und 81 MW liegt, wobei die Durchlässigkeit und die Mächtigkeit des Aquifers die wichtigsten Steuerungsvariablen sind. Eine Mindesttransmissivität von 2,5 ×10-12 m3 ist erforderlich, um die Wärmegestehungskosten (LCOH) unter 200 CHF/MWh zu halten, und eine Kapazität von 25 MW oder mehr ist erforderlich, damit das HT-ATES-System mit anderen grosstechnischen DHN-Wärmequellen konkurrenzfähig wird. Die Kapazität erhöht sich durch die Hinzunahme von Wärmepumpen (HP), die nicht Investitionskosten verursachen und die LCOH erhöhen. Nichtsdestotrotz erhöht die Hinzufügung von Wärmepumpen die Nennkapazität des Systems und führt zu höheren kumulierten vermiedenen CO2-Emissionen. Eine Schnellbewertung der Umweltauswirkungen (Anhang 18) ermöglichte die Identifizierung der Umweltauswirkungen im Zusammenhang mit den Bohrphasen und den HT-ATES-Operationen an den Bohrlöchern GEo-01 und GEo-02. Die Auswirkungen während der Bohrungen wurden anhand der von SIG vor, während und nach den Bohrarbeiten durchgeführten Aktivitäten ermittelt und bewertet. Im Gegensatz dazu wurden die mit den HT-ATES-Operationen verbundenen Auswirkungen durch Datenerfassung, prädiktive Modellierung und Überwachung identifiziert und bewertet. Die Ergebnisse zeigen, dass die Risiken im Zusammenhang mit den Bohrarbeiten gering, bis mittel und zeitlich begrenzt sind. Hohe Risiken, während der HT-ATES-Operationen sind nur mit den Schwankungen der Wasserzusammensetzung des Reservoirs verbunden, ohne dass die oberflächlichen Süssgewässer betroffen sind. Die Einführung von HT-ATES wird die Kohlenstoffintensität des Heizungssektors reduzieren. Die schwierigen Untergrundbedingungen für das gewählte Speichersystem in Genf liessen die Durchführung von Injektions-/Rückgewinnungstests bei GEo-01 und GEo-02 nicht zu. Daher wurde ein Feldlabor in Concise (VD) eingerichtet, um zu demonstrieren, ob Wärmespeicherung und - rückgewinnung eine Option für geklüftete Karbonate sein kann (Abschnitt 5.1.5). Drei Bohrungen in 50 m Tiefe erreichten dieselben obermesozoischen Karbonate, die von GEo-01 und GEo-02 erbohrt wurden, und es wurden hydrogeologische, hadrochemische, petrophysikalische, Bohrlochmessungen und thermohydraulische Tests durchgeführt, um die Speicherleistung des untersuchten Reservoirs zu bewerten. Die Entwicklung des Concise-Testgeländes ermöglichte die Anwendung von Methoden zur hydraulischen und thermohydraulischen Charakterisierung von Karst- und geklüfteten Reservoiren, wobei Feldversuche und Modellierung kombiniert wurden. Diese Ergebnisse verdeutlichen, wie wichtig die explizite Berücksichtigung der Reservoirstrukturen ist, um robuste thermohydraulische Reaktionen zu erhalten, und bilden die Grundlage für Empfehlungen für die Entwicklung und Charakterisierung von Tiefenwärmespeichern.
Der Standort Bern
In Bern wurden die Möglichkeiten zur Speicherung der überschüssigen Wärme aus der Kehrichtverwertungsanlage (KVA) Forsthaus bis in maximal 500 m Tiefe geplant und getestet (Abschnitt 5.2). Der Standort Bern diente dabei als Pilotanlage in einem typischen MolasseSandsteinreservoir („Rinnengürtelsandsteine“ der Unteren Süsswassermolasse), um die Optionen und Eigenschaften eines geothermischen Speichers in diesen - im Schweizer Mittelland weit verbreiteten - Gesteinseinheiten unter realen Bedingungen erstmals zu testen und zu optimieren. Ziel des Projekts war es, die Machbarkeit und Optionen zur Risikoreduktion für die Nutzung eines Molasse-Sandsteinreservoirs zu untersuchen. Hierfür wurden drei Bohrungen in unmittelbarer Nähe des Kraftwerks erstellt und die Testversuche im Reservoir überwacht. Die Ergebnisse dienen ewb dazu, die für die endgültige Planung notwendigen Informationen zu den Eigenschaften der Rinnengürtel-Sandsteine zu gewinnen und – je nach Ergebnis - nach Projektabschluss den HT-ATES vollständig umzusetzen. Der konzeptionelle Plan sah vor, saisonal heisses Wasser aus der Anlage einzuspeisen und dann die gespeicherte Wärmeenergie bei erhöhtem Bedarf im Winter wiederzugewinnen und in das Fernwärmenetz einzuspeisen, ohne dass eine Wärmepumpe benötigt wird. Die Einspeisung von heissem Wasser erfolgte über ca. 200 Tage durch den Hauptbrunnen in der Mitte des Systems. Während des Entladezyklus wurde derselbe zentrale Brunnen für die Produktion von warmem Wasser verwendet. Das gleichzeitige Pumpen aus/in die Nebenbrunnen diente dazu, den Durchfluss an den Systemgrenzen zu regulieren und so den Druck im Reservoir während der Injektion und Produktion auszugleichen. Für das angedachte HT-ATES System Geospeicher Forsthaus wurde eine Lebensdauer von 20 Jahren angenommen. Es wurden vorab geologische und geochemische Untersuchungen durchgeführt, die potenzielle Ziele in der Unteren Süsswassermolasse in der Abfolge der übereinanderliegenden mittel-bis grobkörnigen Sandsteine der Rinnengürtel aufzeigten. Dabei handelt es sich um die klassischen Sedimente, die sich im zentralen Abschnitt der Rinnengürtel ablagern und kohärente, homogene Sandsteinkörper von mehreren Kilometern Länge, 150-1'500 m Breite und 2-15 m Mächtigkeit bilden können. Diese im Idealfall sehr durchlässigen Sandsteinkörper der Rinnengürtelwechsellagern mit schlecht durchlässigen, feinkörnigen Sedimenten (Figure X). Dadurch ergibt sich eine sehr gute hydraulische Abdichtung der Rinnengürteleinheiten; eine der Grundvoraussetzungen für einen thermischen Speicher. Das eingespeicherte Heisswasser kann damit nicht aus den Sandsteinschichten abfliessen. Da keine standortspezifischen geologischen Daten vorlagen, war es zu Beginn des Projekts nicht möglich, das Speichervolumen und die Tiefe, die Petrophysik und die hydraulischen Eigenschaften sowie das hydrogeologische Regime im Untersuchungsgebiet genau zu bewerten. Die wichtigsten Unbekannten waren:
• Vorhandensein oder Fehlen der Rinnengürtel-Sandsteine in einem bestimmten vertikalen Abschnitt der USM
• 3D-Geometrien und Abmessungen der Rinnengürtel-Sandsteine • Porosität, Durchlässigkeit, Mineralgehalt und Grad der Calcit-Zementierung in den Rinnengürtel-Sandsteinen
• das Ausmass, in dem einzelne Sandsteinschichten hydraulisch miteinander verbunden sind (im Gegensatz zu einer hydraulischen Abtrennung durch dazwischen liegende Schluff- und Tonsteine);
• Geschwindigkeit und Richtung des Grundwasserflusses sowie Grundwassereigenschaften: Salzgehalt, Zusammensetzung der gelösten Stoffe (insbesondere pCO2) und mikrobielle Aktivität
• Konzentrationen der korrosionsfördernden Komponenten H2S, SO4, Cl und Mikroben im Grundwasser
Es wurden vorab Laborexperimente zu geochemischen Wasser-Gestein-Wechselwirkungen und THC-Modellierungen durchgeführt (Anhang 08). Es wurden nacheinander drei Bohrlöcher von demselben Bohrkeller aus gebohrt. Der Bohrstart mit der Bohranlage „Marriott Rig 18“ erfolgte am 21. Oktober 2022. Das dritte Bohrloch wurde am 1. April 2023 erfolgreich abgeschlossen. Die Bohrungen des Projekts zeigten, dass am Standort eine rund 240 m mächtige quartäre Sedimentbedeckung vorliegt, die damit etwa 80 m mächtiger ist als vor den Bohrungen angenommen. Darunter wurden bis in eine Tiefe von etwa 520 m rund 280 m Sedimente der Unteren Süsswassermolasse (USM) erschlossen. Diese Sedimente dokumentieren ein heterogenes, ehemals mäandrierendes fluviatiles Ablagerungssystem im alpinen Vorland, bestehend aus Sandsteinen, Siltsteinen, Überflutungsablagerungen und Paläoböden. Innerhalb der USM wurden mehrere lateral zusammenhängende Sandsteinintervalle identifiziert, die als potenzielle Reservoirhorizonte für die Wärmespeicherung gelten. Die Sandsteine weisen grundsätzlich geeignete Porositäts- und Permeabilitätseigenschaften auf, auch wenn ihre Durchlässigkeit lokal durch Kalzitzementation reduziert sein kann. Im Vergleich zu anderen Standorten im zentralen Molassebecken zeigen die Forsthaus-Bohrungen ähnliche sedimentologische und petrophysikalische Eigenschaften, wobei die Durchlässigkeiten teilweise etwas geringer ausfallen. Für die Anbindung der Bohrungen an das Reservoir und dessen Erschliessung wurde eine repräsentative Sandsteinlage im unteren Abschnitt der Bohrungen ausgewählt. Dadurch sollte sichergestellt werden, dass bei technischen Problemen ohne grössere Schwierigkeiten auf eine höher gelegene Sandsteinlage ausgewichen werden kann. Die Wahl fiel auf die Lage 6c in einer Tiefe von 485 m, da sie unter anderem eine gute horizontale Kontinuität und eine mittlere hydraulische Durchlässigkeit aufweist. Zunächst wurde die zementierte Verrohrung in der Bohrung F2 mithilfe von Mikro-Sidetracks aufgebohrt, die horizontal bis zu 5 m tief in die Sandsteinlage gebohrt wurden. Dabei musste vermieden werden, dass das Glasfaserkabel beschädigt wird, das entlang der Verrohrung zwischen Casing und Formation einzementiert ist. Nach jedem neuen Mikro-Sidetrack wurde die Injektivität getestet. Anschliessend wurde ein Doppelpackersystem in F2 installiert, um das Testvolumen möglichst gering zu halten und die Mikro-Sidetracks vom übrigen Bohrlochvolumen zu isolieren. Nach der Installation konnte der Druck in der Sandsteinlage 6c vor und während des Bohrens der Mikro-Sidetracks in Bohrung F3 beobachtet werden. Zunächst fiel der Druck ab, bevor der erste MikroSidetrack in F3 gebohrt und über diesen etwa eine Woche lang Hydrantenwasser mit konstanter Rate injiziert wurde. Durch die Injektion in F3 stieg der Druck in F2 langsam an. Die Auswertung der Druckanstiegskurve ermöglichte es, die hydraulische Verbindung zwischen den beiden Bohrlöchern zu bewerten, repräsentative Werte für die Durchlässigkeit abzuleiten und das Strömungsverhalten zu analysieren. Nachdem alle Mikro-Sidetracks in F3 gebohrt worden waren, wurde ein zweites Doppelpackersystem installiert. Anschliessend wurden in beiden Bohrlöchern Druckstufentests, auch bekannt als „hydraulic jacking tests“, durchgeführt. Bei einem Injektionsdruck oberhalb der vertikalen Gesteinsspannung öffneten sich horizontale, durchlässige Bereiche innerhalb der Sandsteinschichten. Sobald dieser Druck erreicht war, konnte die Injektion mit überproportionalen Injektionsraten durchgeführt werden. Der Datensatz, bestehend aus Drücken im Injektionsbohrloch und im Beobachtungsbohrloch sowie Dehnungsmessungen am Glasfaserkabel entlang der Verrohrung in F2, liess wesentliche Rückschlüsse auf das hydrogeomechanische Verhalten der Sandsteinschicht zu. Es konnte zudem festgestellt werden, dass sich die Durchlässigkeit der Sandsteinschicht dauerhaft um den Faktor 2 erhöht hat. Diese Erhöhung reichte jedoch nicht aus, um den wirtschaftlichen Betrieb einer Wärmespeicheranlage zu ermöglichen. Während der Druckstufentests wurde die Mikroseismizität mit einem vorübergehend an der Oberfläche installierten Seismometer überwacht, und mögliche Hebungen und Setzungen wurden mit dem permanenten Überwachungssystem erfasst. Trotz der geringen Transmissivität konnte zwischen den Bohrungen ein Dipol-Strömungsfeld aufgebaut und über mehr als zwei Monate aufrechterhalten werden. Dazu wurde Hydrantenwasser mit einer Rate von 8 l/min in F3 injiziert, während in F2 2 l/min frei ausliefen. Es konnten hydrogeochemische Parameter online gemessen und Wasserproben für Laboranalysen an der Universität Bern entnommen werden. Nachdem die, während der Bohrung eingebrachte Bohrspülung vollständig aus der Formation gefördert wurde, wurde natürliches Formationswasser nachgewiesen. Nach etwa zwei Monaten wurde erstmals die chemische Signatur des in F3 injizierten Hydrantenwassers festgestellt. Der LangzeitZirkulationstest konnte daher auch als Tracertest ausgewertet werden. Noch bevor das Hydrantenwasser geringfügig durchbrach, führte die Firma Hydroisotop eine Wasserprobenahme für eine 8¹Kr-Analyse durch, um ein Modellalter des Formationswassers zu bestimmen. Nach Abschluss der hydrogeochemischen Charakterisierung wurde ein Experiment begonnen, bei dem die durchlässigsten Strömungspfade mithilfe von in Wasser gelöstem CO2 angesäuert werden sollten, um die Transmissivität zu erhöhen. Über mehrere Wochen wurden bei geschlossener Bohrung F2 rund 5,5 t CO2 in F3 injiziert. Anschliessend wurde das gelöste Kalzit durch Injektion von Hydrantenwasser in F2 ausgespült. Das in F3 austretende Wasser wurde in regelmässigen Abständen von der Universität Bern beprobt. Nachdem bis Ende 2024 der Grossteil des Kalzits ausgetragen worden war, wurden nochmals hydraulische Tests durchgeführt, um die Veränderung der Transmissivität zu bestimmen. Der umfangreiche hydrogeochemische Datensatz wurde von der Universität Bern mithilfe eines numerischen hydrogeochemisch-hydraulischen Modells ausgewertet. Das aufwendig kalibrierte Modell stimmt konzeptionell gut mit den bisher erhobenen Daten zur Sandsteinlage sowie zur Geometrie der Reservoiranbindung an die Mikro-Sidetracks überein. Die Untersuchungen, die während des Projekts durchgeführt wurden, zeigen, dass grundsätzlich die Voraussetzungen für ein geothermisches Speichersystem im Forsthaus Bern grösstenteils erfüllt werden. Jedoch stellt die unzureichende Durchlässigkeit das grösste Hindernis für einen wirtschaftlichen Betrieb eines Speichers dar.
Räumliche multikriteriellen Analyse der HT-ATES-Günstigkeit in der Schweiz
Da es sich um ein mehrdimensionales Konzept handelt, basierte die in HEATSTORE durchgeführte Bewertung der Günstigkeit von HT-ATES auf der Aggregation einer Reihe von techno-ökonomischen Kriterien mittels räumlicher Multikriterienanalyse (SMCA). Die techno-ökonomischen Leistungen von HT-ATES sind jedoch durch geologische (Play-Elemente) und geografische Merkmale gekennzeichnet, die im gesamten Schweizer Mittelland unterschiedlich sind. Der Fokus auf das Schweizer Mittelland wurde durch die Verfügbarkeit öffentlicher Daten und die Tatsache, dass sich der Grossteil des Wärmeüberschusses und des Wärmebedarfs in dieser Region konzentriert, bestimmt. Die im Rahmen dieser Aufgabe durchgeführten Arbeiten umfassen die Implementierung eines räumlichen multikriteriellen Play-Fairway-Rahmens, der sich auf das Potenzial der Implementierung von HT-ATES-Systemen in zwei geologischen Haupteinheiten konzentriert: die känozoischen Sedimente (d.h. das Ziel des Berner Projekts) und die geklüfteten obermesozoischen Karbonate (d.h. das Ziel des Genfer Projekts). Zu den unterirdischen Daten gehören die Geometrie der geologischen Zieleinheiten in einer Tiefe von bis zu 2000 Metern, ihre Dichte, Porosität, Permeabilität, Verwerfungen und regionalen Spannungen. Oberflächliche Randbedingungen, einschliesslich der geografischen Verteilung von Wärmeüberschuss, Wärmebedarf, Fernwärmenetzen und Müllverbrennungsanlagen, wurden in den Analyserahmen einbezogen, um Karten zu erstellen, die verschiedene HT-ATES-Günstigkeitsszenarien darstellen. In dieser Phase wurde bei den wirtschaftlichen Zwängen das Konzept der minimalen, wirtschaftlich vertretbaren Transmissivität des Zielreservoirs berücksichtigt, wobei der auf 5x10-13m3 festgelegte Schwellenwert dazu beitrug, die günstigsten Gebiete zu identifizieren. Die Ergebnisse zeigen, dass das Känozoikum in den zentralen und südlichen Teilen des Molasseplateau, wo sich einige Grossstädte befinden (Zürich, Bern, Lausanne), ein hohes Speicherpotenzial besitzt, wenn eine Durchlässigkeit von mehr als 300 mD festgestellt wird. Darüber hinaus sind diese Teile des Plateaus auch durch die grosse Mächtigkeit des Känozoikums und damit durch ihre hydraulische Durchlässigkeit gekennzeichnet. Es muss darauf hingewiesen werden, dass wir in dieser Studie die gesamte Mächtigkeit der känozoischen Sedimente als potenzielles Reservoir betrachtet haben. Wir wissen jedoch, dass diese Einheit durch grosse vertikale und laterale lithologische Heterogenität gekennzeichnet ist und nur ein Teil der gesamten känozoischen Abfolge für die Speicherung geeignet ist. Daher wird eine detailliertere Netto-zu-Brutto-Bewertung ein genaues Screening der tatsächlichen Volumina mit effektiver Porosität und angemessener Permeabilität auf standortspezifischer Ebene ermöglichen. Die Bewertung des oberen Mesozoikums konzentrierte sich nur auf die Verwerfungskorridore, die das Schweizer Plateau durchschneiden, da die Matrixporosität und Permeabilität der Karbonate bekanntlich sehr gering sind. Daher wurde eine Analyse der Gleit- und Dilatationstendenzen und der Von-Mises-Spannung auf der Grundlage der verfügbaren regionalen Spannungsdaten berechnet. Nach den Ergebnissen der Szenario Modellierung, die auf die Karbonate des oberen Mesozoikums angewandt wurde, können nur die Szenarien, die sich aus Permeabilitätsverteilungen der Verwerfungen zwischen 3,5 und 350 mD ergeben, als vielversprechende Ziele angesehen werden. Nach den vorliegenden Daten können Verwerfungsstrukturen in Aarau, Biel und Genf als Ziele geeignet sein. Wie die Bohrung GEo-01 in Genf jedoch gezeigt hat, führen hohe Permeabilität, die für Verwerfungskorridore charakteristisch sind, zu einem hohen Bohrlochdruck und einem natürlichen artesischen Fluss, also zu einem begrenzenden Faktor für die Speicherung. Eine detailliertere Charakterisierung der hydraulischen Eigenschaften der Verwerfungsstrukturen ist für künftige Studien erforderlich, um diese Art der Bewertung zu verbessern.
Regulatorischer Rahmen für HT-ATES in der Schweiz
Der schweizerische Rechtsrahmen wurde mit dem Ziel analysiert, das Potenzial und die Grenzen seiner Anwendung auf HT-ATES-Systeme zu ermitteln. In der Schweiz gibt es keinen spezifischen Rechtsrahmen für HT-ATES-Systeme. Die Schweizer Gesetzgebung, die auf geothermische Projekte angewendet wird, basiert auf der Eidgenössischen Gewässerschutzverordnung, die darauf abzielt, Oberflächen- und Grundwasser zu schützen und sicherzustellen, dass die verschiedenen Nutzungen von Wasser nachhaltig sind. Die energetische Nutzung von Wasser kann sich negativ auf die unmittelbare Umwelt auswirken, ermöglicht aber gleichzeitig die Substitution fossiler Brennstoffe und wirkt damit der globalen Erwärmung entgegen. In diesem Rahmen und um die Entwicklung von Tiefengeothermie Projekten zu ermöglichen, wurden einige Empfehlungen vorgeschlagen. Ein gewisses Mass an Flexibilität, um von bestimmten, derzeit festgelegten Grenzen abzuweichen, könnte wünschenswert sein. Im Falle von mittel- bis tiefreichenden Projekten in der Schweiz könnte es interessant sein, eine Arbeitsgruppe mit den Projektleitern, den beteiligten Ingenieurbüros, den Kantonen und dem Bund einzurichten, um die Grenzen des Systems zu definieren und Lösungen für das Management, den Betrieb und die Überwachung neuer Projekte vorzuschlagen. Letztlich könnten die in diesem Rahmen analysierten Elemente die Ausarbeitung von Richtlinien für Projekte mit mittlerer/grosser Wärmenutzung ermöglichen. Der Vergleich der bestehenden rechtlichen Rahmenbedingungen für HT-ATES-Systeme in mehreren europäischen Ländern dank des HEATSTORE-Projekts hat gezeigt, dass die folgenden Schlüsselelemente für eine effiziente Entwicklung von HT-ATES-Projekten notwendig sind:
• Klar und deutlich definierte Arbeitsabläufe zwischen Projektentwicklern und Behörden
• Bestehender rechtlicher Rahmen auf nationaler Ebene, der jedoch auf regionaler Ebene durch die zuständigen lokalen Behörden umgesetzt und angepasst wird • Gut dokumentierte, aktuelle und leicht zugängliche öffentliche Datenbanken
• Langfristige Entwicklungspläne (Masterpläne) auf regionaler Ebene, die auf einer globalen Vision basieren, die sowohl von den Behörden als auch von den Projektentwicklern geteilt und vorangetrieben wird 1 Favourability Score 10 19/209
• Obligatorische Überwachung der Produktionsdaten (Temperatur, Druck, pH-Wert, Wasseranalysen usw.) in Verbindung mit einem angemessenen Historienabgleich auf der Grundlage eines iterativ aktualisierten thermohydraulischen 3D-Modells
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Final report
(English)
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The deployment of renewable energy sources (RES) for power and heat production is accelerating in Europe. However, the variations in both the availability and demand of energy and their integration into the existing energy infrastructure raise operational variability and balancing challenges. Peak shaving and heat storage can help balance demand and supply to make better use of infrastructure and assets (e.g., increase full load hours for geothermal heat sources). Thermal energy storage can, for example, be implemented in heating networks in the form of Underground Thermal Energy Storage (UTES) to support the use of surplus heat from industry and the implementation of renewable heat sources. UTES provides an intelligent and replicable solution for regions having a seasonal dip and peak in heating demand. UTES has the potential to provide large-scale (potentially >10 GWh) storage capacity per site that is difficult to achieve with other heat storage technologies and benefits from a typically lower range of storage costs. HEATSTORE is one of nine projects under GEOTHERMICA - ERA-NET funded in 2018 for the period 2018-2021 and had the objective of accelerating the uptake of geothermal energy by 1) advancing and integrating different types of UTES in the energy system, 2) providing a means to maximize geothermal heat production and optimize the business case of geothermal heat production doublets, 3) addressing technical, economic, environmental, regulatory and policy aspects that are necessary to support the efficient and cost-effective deployment of UTES technologies in Europe. The project aimed to stimulate a fast-track market uptake in Europe, promote development from the demonstration phase to commercial deployment within 2 to 5 years and provide an outlook for utilization potential towards 2030 and 2050. Twenty-three contributing partners from 9 countries form the HEATSTORE European consortium, composed of a mix of scientific research institutes and private companies. Industrial participation is considered a powerful and relevant advantage, which is instrumental for success. The combination of leading European research institutes and small, medium, and large industrial enterprises allowed testing and implementing technologies to be brought to market and valorized by the relevant stakeholders. The Swiss partners collaborated on two case studies in Geneva and Bern and worked in close connection with European partners. The Swiss HEATSTORE project had the following primary goals:
• Identifying the opportunities for implementation of high-temperature aquifer thermal energy storage (HT-ATES) in two of the most commercially viable reservoirs in the Swiss Molasse Plateau: the Cenozoic Molasse and the Upper Mesozoic carbonates
• Implementing a multi-criteria decision-making analysis framework to predict and assess the techno-economic feasibility of HT-ATES in Switzerland
• Identifying solutions for optimizing the performances of HT-ATES technologies and integrating them within complex energy systems configurations • Predict and validate HT-ATES techno-economic performance via data collected at two pilot sites in Geneva and Bern
• Identifying the environmental effects associated with the implementation of HT-ATES systems and the regulatory framework barriers to be overcome
These objectives contribute to the final goal of HEATSTORE Switzerland, to advance the commercial viability of HT-ATES technologies so that geothermal energy, combined with an optimized through underground heat storage, can reach its maximum deployment potential in the Swiss energy transition. The Swiss project focused on assessing the feasibility of HT-ATES systems at two sites in Geneva and Bern. The two sites present different peculiarities regarding subsurface conditions and energy system configuration. In Geneva, the excess heat source is a waste incineration plant with discharge temperature up to 120°C, the targeted storage aquifer is in the fractured Mesozoic carbonates between 450 and 1500m at depth, and the operating temperature of the district heating network is between 70 and 120°C. In Bern, the excess heat source is a combined-cycle plant, waste-to-energy plant, wood-fired power station plant with discharge temperature up to 120°C, and the targeted storage aquifer, the Cenozoic Molasse sediments. The operating temperature of the district heating network is around 90°C. The Geneva and Bern sites reflect most of the subsurface and energy system configurations considered suitable for aquifer thermal energy storage that can be found in other cities over the entire Swiss Molasse Plateau. The report provides a comprehensive overview of the activities carried out at the Geneva and Bern sites. Both projects can be considered completed.
The Geneva site
In Geneva, the case study focused on the feasibility assessment of excess heat storage discharged from a waste incineration plant at temperatures up to 120°C (section 5.1) in the Mesozoic fractured carbonates at a depth between 450 and 1500m. The multi-criteria assessment framework implemented is based on techno-economic criteria in order to:
• Assess the technical potential of storing heat in the reservoir by integrating surface and subsurface data
• Identify the environmental effects associated with storage and production operations
• Assess the link between storage/recovery outputs with economic performances under different technical configurations The framework based on a stepwise approach initially combined subsurface and energy system constraints using the data available at the beginning of the project. As new data and results become available during the project, it has eventually been calibrated and validated according to the data resulting from the subsurface exploration activities carried out by drilling the GEo-01 and GEo-02 wells and the 2035 energy system development scenarios. oth wells targeted the upper Mesozoic limestones. The drilling results contributed to understanding reservoir architecture and petrophysical/hydraulic properties distribution and highlighted the strongly heterogeneous hydraulic properties of the Mesozoic carbonates across the Geneva area. GEo-01, 744 m deep, delivers 34°C water at 55l/s at 8-10 bars wellhead pressure, whereas GEo-02 delivers 18°C wellhead temperature (~55°C bottomhole temperature) at 0.3 l/s and 10-12 bars wellhead pressure. In terms of subsurface characterization, a set of 3D models were produced starting from static models, which allowed capturing the geometry and the distribution of the petrophysical and hydraulic properties of the investigated reservoirs (see full report sections 5.1.2, 5.1.3, 5.1.6). The computed models integrated the available geophysical and petrophysical during the different phases of the project. The overall approach is based on the baseline that 3D static models serve as inputs, in integration with energy system information, to produce dynamic models (thermo-hydraulic TH, Thermo-hydraulicmechanic THM, or HM, thermo-hydraulic-chemical THC, and Thermo-hydraulic- economic THE) to predict the performance of HT-ATES systems in Geneva. The results for the static modeling derive from the interpretation of several vintage 2D seismic reflection datasets, well logs from GEo-01 and GEo-02, well reports, and outcrop analogs. Seismic interpretation reveals a well-developed flower structure deforming the Mesozoic and parts of the Cenozoic sediments in the GEo-01 area. The subsurface structural situation around the GEo-02 site is different, comprising a thrust faults system and associated normal faults deforming the Cenozoic and Mesozoic sediments. Petrophysical analysis suggests the Lower Cretaceous Formation in the GEo-01 area is tight, generally characterized by low porosity and permeability values. However, the presence of fracture networks and faults deforming a substantial part of this unit may promote localized fluid circulation. In the GEo-02, well test results suggest that the formations within the Mesozoic succession have low fluid flow and weak hydraulic properties. Subsequently, dynamic Thermo-Hydraulic (TH) and Hydro-Mechanic (HM) developed integrating static models to energy system data (e.g., excess heat temperature, recovery temperature, utilization of heat pumps, excess heat, and heat demand temporal distribution) allowed producing HT-ATES operational scenarios (see section 5.1.7). Initially, all models were based on available literature data, allowed for the set-up of the entire modeling workflow "from static to dynamic" and provided the first set of predictions for the behavior of the HT-ATES system. Following the availability of new data from the two exploration wells, these models were calibrated and validated to produce a set of more reliable and realistic scenarios capturing the prediction of the fluid flow in the reservoir and the quantification of the potential soil mechanics effects (ground deformation) due to operations. A numerical discretization approach (e.g., Finite Elements, Finite Volumes) was used for TH models to create a solution algorithm that will provide the necessary discrete solution for our simulations. The conceptual model addressed scenarios of interest linked to local geological and hydrological conditions. These scenarios include modeling the influence of groundwater flow and geologic heterogeneity (i.e., presence of fractures and faults, reef structures) on the storage and recovery capabilities of the system. Geochemical investigations were performed to assess the potential activation of water-rock interaction mechanisms that can affect the reservoir properties due to dissolution and precipitation of minerals across the reservoirs and the corrosion/scaling potential on surface equipment (see sections 5.1.8 5.1.9.3 and Appendix 7 for a detailed report). Reservoir water samples were collected, and their chemical composition was analyzed and combined with the results of the mineralogical analysis performed on wellbore cuttings and cores. Additionally, the project partners conducted laboratory experiments and kinetic modeling to reproduce the HT-ATES conditions and the chemical effects on reservoir water variations during HT-ATES operations. The results reveal that carbonate mineral dissolution and precipitation can occur during operation. A risk of precipitation in sectors of the reservoir can lead to its compartmentalization reducing the storage systems' performances. The suspended load discharged by GEo-01 was also analyzed, revealing that a combination of sulfate minerals and microbial community, in particular Methanobacteria, forms an essential class in the samples. Based on the results of this study, the following main effects can occur during long-term operations:
• Owing to their retrograde solubility (i.e., decreasing solubility with increasing temperature), carbonates such as calcite will likely precipitate when the waters heat up to 90°C during storage cycles. The carbonate mineral precipitation could impede flow and heat exchange in the surface installations.
• In the case of the water produced from GEo-01, corrosion of technical installations such as pumps, casings, and heat exchangers may occur due to the high sulfide concentration. This could lead to material failure and operational problems
To evaluate alternatives regarding the economic viability of HT-ATES systems in Geneva, we combined the results from modeling with energy system data to evaluate the storage scenarios prone to techno-economic success. The results show that subject to subsurface constraints, the nominal capacity ranges from 0.4 MW to 81 MW, with aquifer permeability and thickness being the significant control variables. A minimum transmissivity of 2.5 ×10-12 m3 is required to keep the Levelized Cost of Heat (LCOH) below 200 CHF/MWh, and a capacity of 25 MW or higher is needed for the HT-ATES system to become competitive with other large-scale DHN heat sources. The capacity increases from the addition of Heat Pumps (HP), which incurs non-recoverable costs and increases the LCOH. Nonetheless, the addition of HP increases the nominal capacity of the system and results in higher cumulative avoided CO2 emissions. A fast-track environmental effects assessment (Appendix 18) allowed identifying the environmental effects associated with the drilling phases and the HT-ATES operations at the GEo-01 and GEo-02 well sites. The effects during drilling were identified and assessed according to the activities carried out by SIG before, during, and after drilling operations. In contrast, the effects associated with HTATES operations have been identified and assessed via data acquisition, predictive modeling, and monitoring. The results reveal that risks associated with drilling operations are low to medium and limited in time. High risks during HT-ATES operations are only associated with the variations of reservoir water compositions without affecting shallow freshwaters. The implementation of HT-ATES will reduce the heating sector's carbon intensity. The challenging subsurface conditions for the selected storage system in Geneva did not allow carrying out injection/recovery tests at GEo-01 and GEo-02. Therefore, a field lab in Concise (VD) has been implemented to demonstrate whether heat storage and recovery can be an option for fractured carbonates (Section 5.1.5). Three wells drilled at 50m at depth reached the same Upper Mesozoic carbonates drilled by GEo-01 and GEo-02, and hydrogeological, hadrochemical, petrophysical, borehole logging, thermo-hydraulic testing operations were performed to assess the storage performances of the investigated reservoir. The development of the Concise test site has enabled the application of methods for hydraulic and thermohydraulic characterization of karst and fractured reservoirs, combining field testing and modeling. These results highlight the importance of explicit consideration of reservoir structures to obtain robust thermal-hydraulic responses and provide the basis for recommendations for the development and characterization of deep heat storage systems.
The Bern site
In Bern, options for storing excess heat from the Forsthaus waste-to-energy plant (WTP) at depths of up to 500 meters were planned and tested (Section 5.2). The Bern site served as a pilot facility in a typical molasse sandstone reservoir (“Rinnengürtel sandstones” of the Lower Freshwater Molasse) to test and optimize, for the first time under real-world conditions, the options and characteristics of a geothermal storage facility in these rock formations—which are widespread across the Swiss Plateau. The aim of the project was to investigate the feasibility and risk-reduction options for utilizing a Molasse sandstone reservoir. To this end, three boreholes were drilled in the immediate vicinity of the power plant, and the test operations in the reservoir were monitored. The results will help ewb obtain the information on the properties of the Rinnengürtel sandstones necessary for final planning and— depending on the results—fully implement the HT-ATES after project completion. The conceptual plan called for feeding hot water from the plant into the system seasonally and then, during periods of increased demand in winter, recovering the stored thermal energy and feeding it into the district heating network without the need for a heat pump. Hot water was fed into the system for approximately 200 days via the main well located at the center of the system. During the discharge cycle, the same central well was used for hot water production. Simultaneous pumping to and from the auxiliary wells served to regulate the flow at the system boundaries, thereby balancing the pressure in the reservoir during injection and production. A 20-year lifespan is assumed for the HT-ATES system Geospeicher Forsthaus. Preliminary geological and geochemical studies were conducted, which identified potential targets in the Lower Freshwater Molasse within the sequence of overlying medium- to coarse-grained sandstones of the channel belts. These are the classic sediments deposited in the central section of the channel belts, capable of forming coherent, homogeneous sandstone bodies several kilometers long, 150–1,500 m wide, and 2–15 m thick. These sandstone bodies, which are ideally highly permeable, alternate with poorly permeable, finegrained sediments in the channel belt (Figure X). This results in very good hydraulic sealing of the channel belt units—one of the basic prerequisites for a thermal storage facility. The stored hot water cannot therefore flow out of the sandstone layers. Since no site-specific geological data was available, it was not possible at the start of the project to accurately assess the storage volume and depth, the petrophysics and hydraulic properties, or the hydrogeological regime in the study area. The most significant unknowns were:
• presence or absence of the sandstones in any given vertical section of the USM
• 3D geometries and dimensions of the sandstones • porosity, permeability, mineral content, and degree of calcite cementation in the sandstones
• the extent to which individual sandstone layers are hydraulically connected (versus hydraulically compartmentalized by interlayered silt- and claystone).
• velocity and direction of groundwater flow groundwater properties: salinity, solute composition (especially pCO2), and microbial activity
• concentrations in the groundwater of the corrosion-inducing components H2S, SO4, Cl, and microbes
Preliminary laboratory experiments on geochemical water-rock interactions and THC modeling were conducted (Appendix 08). Three boreholes were drilled consecutively from the same drilling pad. The “Marriott Rig 18” drilling rig was transported to the site, and drilling began on October 21, 2022. The third borehole was successfully completed on April 1, 2023. Drilling conducted as part of the project revealed that the site is covered by a Quaternary sediment layer approximately 240 m thick, which is about 80 m thicker than previously assumed. Beneath this, sediments of the Lower Freshwater Molasse (USM) were encountered to a depth of approximately 520 m, with a thickness of about 280 m. These sediments document a heterogeneous, formerly meandering fluvial depositional system in the Alpine foreland, consisting of sandstones, siltstones, flood deposits, and paleosols. Within the USM, several laterally continuous sandstone intervals were identified that are considered potential reservoir horizons for thermal storage. The sandstones generally exhibit suitable porosity and permeability properties, although their permeability may be locally reduced by calcite cementation. Compared to other sites in the central Molasse Basin, the Forsthaus boreholes show similar sedimentological and petrophysical properties, although the permeabilities are in some cases slightly lower. A representative sandstone layer in the lower section of the wells was selected to connect the wells to the reservoir and for its development. This was intended to ensure that, in the event of technical problems, it would be possible to switch to a higher-lying sandstone layer without major difficulties. The choice fell on zone 6c at a depth of 485 m, as it exhibits, among other things, good horizontal continuity and moderate hydraulic permeability. First, the cemented casing in F2 was drilled open using micro-sidetracks, which were drilled horizontally up to 5 m deep into the sandstone zone. Care had to be taken to avoid damaging the fiber-optic cable, which is cemented in place along the casing between the casing and the formation. Injectivity was tested after each new micro-sidetrack. Subsequently, a double-packer system was installed in F2 to keep the test volume as small as possible and to isolate the micro-sidetracks from the rest of the wellbore volume. After installation, the pressure in sandstone layer 6c was monitored before and during the drilling of the micro-sidetracks in F3. Initially, the pressure dropped before the first micro-sidetrack was drilled in F3 and hydrant water was injected through it at a constant rate for about a week. As a result of the injection into F3, the pressure in F2 rose slowly. Analysis of the pressure rise curve made it possible to evaluate the hydraulic connection between the two boreholes, derive representative values for permeability, and analyze the flow behavior. After all micro-sidetracks had been drilled in F3, a second double-packer system was installed. Subsequently, pressure step tests, also known as “hydraulic jacking tests,” were conducted in both boreholes. At an injection pressure above the vertical rock stress, horizontal, permeable zones opened up within the sandstone layers. Once this pressure was reached, injection could be carried out at disproportionately high injection rates. The dataset, consisting of pressures in the injection borehole and the observation borehole as well as strain measurements on the fiber-optic cable along the casing in F2, allowed for significant conclusions to be drawn regarding the hydrogeomechanical behavior of the sandstone layer. It was also found that the permeability of the sandstone layer had permanently increased by a factor of 2. However, this increase was not sufficient to enable the economical operation of a thermal storage facility. During the pressure-step tests, microseismicity was monitored using a seismometer temporarily installed at the surface, and any potential uplift and subsidence were recorded by the permanent monitoring system. Despite the low transmissivity, a dipole flow field was established between the boreholes and maintained for more than two months. To achieve this, hydrant water was injected into F3 at a rate of 8 l/min, while 2 l/min flowed freely out of F2. Hydrogeochemical parameters were measured online, and water samples were collected for laboratory analysis at the University of Bern. After the drilling fluid introduced during drilling was completely extracted from the formation, natural formation water was detected. After about two months, the chemical signature of the hydrant water injected into F3 was detected for the first time. The long-term circulation test could therefore also be evaluated as a tracer test. Even before the hydrant water began to seep through slightly, the company Hydroisotop conducted water sampling for 8¹Kr analysis to determine a model age for the formation water. After completing the hydrogeochemical characterization, an experiment was initiated to acidify the most permeable flow paths using CO2 dissolved in water, with the aim of increasing transmissivity. Over several weeks, approximately 5.5 tons of CO2 were injected into F3 while borehole F2 remained closed. Subsequently, the dissolved calcite was flushed out by injecting hydrant water into F2. The water emerging from F3 was sampled at regular intervals by the University of Bern. After the majority of the calcite had been flushed out by the end of 2024, hydraulic tests were conducted again to determine the change in transmissivity. The extensive hydrogeochemical dataset was analyzed by the University of Bern using a numerical hydrogeochemical-hydraulic model. The carefully calibrated model conceptually aligns well with the data collected to date regarding the sandstone formation and the geometry of the reservoir connection to the micro-sidetracks. The investigations conducted during the project show that, in principle, the requirements for a geothermal storage system at Forsthaus Bern are largely met. However, insufficient permeability represents the greatest obstacle to the economic operation of a storage facility.
Spatial Multi-Criteria Analysis for HT-ATES favorability in Switzerland
Being a multi-dimensional concept, the assessment of favorability of HT-ATES performed in HEATSTORE was based on the aggregation of a set of techno-economic criteria via Spatial MultiCriteria Analysis (SMCA). However, the techno-economic performances of HT-ATES are characterized by geologic (Play elements) and geographic characteristics, which are variable across the Swiss Plateau. The focus on the Swiss Plateau was driven by the public data availability and the fact that the vast majority of the excess heat and heat demand is concentrated in this region. The work carried out in this task comprises the implementation of a spatial multi-criteria play-fairway framework focusing on the potential of implementation of HT-ATES systems in two main geologic units: the Cenozoic sediments (i.e., the target of the Bern project) and the fractured Upper Mesozoic carbonates (i.e., the target of the Geneva project). Subsurface data include the geometry of the target geologic units down to 2000m at depth, their range of density, porosity, permeability values, fault distribution, and regional stress. Surface constraints, including the geographical distribution of excess heat, heat demand, district-heating networks, and waste-incineration plants, have been incorporated into the analysis framework to produce maps portraying different HT-ATES favorability scenarios. At this stage, economic constraints considered the concept of minimal economically viable transmissivity of the target reservoir, which threshold value set to 5x10-13m3 contributed to identifying the most favorable areas. The results show that the Cenozoic has some high storage potential in the central and southern portions of the Molasse Plateau area, where some major cities are located (Zurich, Bern, Lausanne) if permeability higher than 300mD will be identified. Additionally, these portions of the Plateau are also characterized by the large thickness of the Cenozoic, hence their hydraulic transmissivity. It must be pointed out that in this study, we considered as a potential reservoir the entire thickness of the Cenozoic sediments. However, we know large vertical and lateral lithological heterogeneities characterize this Unit, and only part of the entire Cenozoic sequence is suitable for storage. Therefore, a more detailed net-to-gross assessment will allow accurate screening at a site-specific scale of the actual volumes having effective porosity and adequate permeability. The Upper Mesozoic assessment focused only on the fault corridors cutting the Swiss Plateau as it is well known that the matrix porosity and permeability of the carbonates are very low. Therefore, an analysis of the Slip and Dilation tendencies and the Von Misses Stress was computed based on the regional stress data available. According to the results from the scenario modelling applied to the upper Mesozoic carbonates, only the scenarios resulting from faults' permeabilities distributions between 3.5 and 350 mD can be considered promising targets. According to the data available, fault structures can be suitable as targets in Aarau, Biel, and Geneva. However, as demonstrated by the GEo-01 well in Geneva, high permeabilities characterizing fault corridors lead to high wellhead pressure and natural artesian flow, therefore, a limiting factor for storage. A more detailed characterization of the hydraulic properties of the fault structures will be necessary for future studies to improve such type of assessment.
Regulatory framework for HT-ATES in Switzerland
The Swiss regulatory framework was analyzed with the goal to identify the potential and the limitation of its application to HT-ATES systems. In Switzerland there is not a specific regulatory framework for HT-ATES systems and the Swiss legislation applied to geothermal project is based on the Federal Ordinance on Water Protection, which aims at protecting surface and ground water and to ensure that the various uses of water are sustainable. The energetic use of water can have a negative impact on the immediate environment, but at the same time it allows the substitution of fossil fuels and thus acts against global warming. Within this framework and to enable the development of deep geothermal projects, some recommendations have been proposed. It might be desirable a certain degree of flexibility to derogate from certain current limits set, and in the case of medium to deep projects in Switzerland, it might be interesting to set up a working group with project leaders, the engineering offices involved, cantons and the Confederation to define the limits of the system and to propose management, operating and monitoring solutions for new projects. Ultimately, the elements analyzed in this framework could make it possible to draw up guidelines for projects with medium/large depths of heat use. The comparison of existing regulatory frameworks for HT-ATES systems across several European countries thanks the HEATSTORE project has shown that the following key elements are necessary for an efficient development of HT-ATES projects:
• Clearly and well-defined workflows between project developers and authorities
• Existing legal framework on national level but implemented and adapted on a regional level through local competent authorities
• Well documented, up to date, and easily accessible public databases
• Long term development schemes (masterplans) on a regional level based on a global vision shared and driven by both the authorities and project developers
• Compulsory monitoring of production data (temperature, pressure, pH, water analyses, etc.) coupled to an appropriate history-matching process based on an iteratively updated 3D thermo-hydraulic model of the underground
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Final report
(French)
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Le déploiement des sources d'énergie renouvelables (SER) pour la production d'électricité et de chaleur s'accélère en Europe. Cependant, les variations de la disponibilité et de la demande d'énergie et leur intégration dans l'infrastructure énergétique existante posent des problèmes de variabilité et d'équilibrage opérationnels. L'écrêtement des pointes et le stockage de la chaleur peuvent contribuer à équilibrer l'offre et la demande afin de mieux utiliser les infrastructures et les actifs (par exemple, augmenter les heures de pleine charge pour les sources de chaleur géothermiques). Le stockage d'énergie thermique peut, par exemple, être mis en oeuvre dans les réseaux de chauffage sous la forme d'un stockage souterrain d'énergie thermique (UTES) pour soutenir l'utilisation de la chaleur excédentaire de l'industrie et la mise en oeuvre de sources de chaleur renouvelables. L'UTES offre une solution intelligente et reproductible pour les régions présentant une baisse et un pic saisonniers de la demande de chauffage. L'UTES a le potentiel de fournir une capacité de stockage à grande échelle (potentiellement >10 GWh) par site, ce qui est difficile à réaliser avec d'autres technologies de stockage de la chaleur et bénéficie d'une gamme de coûts de stockage généralement plus faible. HEATSTORE est l'un des neuf projets GEOTHERMICA - ERA-NET financés en 2018 pour la période 2018-2021 et avait pour objectif d'accélérer l'adoption de l'énergie géothermique en 1) faisant progresser et en intégrant différents types d'UTES dans le système énergétique, 2) fournissant un moyen de maximiser la production de chaleur géothermique et d'optimiser l'analyse de rentabilité des doublets de production de chaleur géothermique, 3) abordant les aspects techniques, économiques, environnementaux, réglementaires et politiques qui sont nécessaires pour soutenir le déploiement efficace et rentable des technologies UTES en Europe. Le projet visait à stimuler une adoption rapide du marché en Europe, à promouvoir le développement de la phase de démonstration jusqu'au déploiement commercial dans un délai de 2 à 5 ans et à fournir une perspective du potentiel d'utilisation vers 2030 et 2050. Vingt-trois partenaires contributeurs de 9 pays forment le consortium européen HEATSTORE, composé d'un mélange d'instituts de recherche scientifique et de sociétés privées. La participation industrielle est considérée comme un avantage puissant et pertinent, qui est déterminant pour le succès. La combinaison d'instituts de recherche européens de premier plan et de petites, moyennes et grandes entreprises industrielles a permis de tester et de mettre en oeuvre des technologies qui ont été mises sur le marché et valorisées par les parties prenantes concernées. Les partenaires suisses ont collaboré à deux études de cas à Genève et à Berne et ont travaillé en étroite collaboration avec des partenaires européens. Les partenaires suisses ont collaboré à deux études de cas à Genève et à Berne et ont travaillé en étroite collaboration avec des partenaires européens. Le projet suisse HEATSTORE avait les objectifs principaux suivants :
• Identifier les opportunités de mise en œuvre du stockage d'énergie thermique en aquifère à haute température (HT-ATES) dans deux des réservoirs les plus commercialement viables du plateau molassique suisse : la Molasse cénozoïque et les carbonates du Mésozoïque supérieur.
• Mettre en œuvre un cadre d'analyse décisionnel multicritères pour prédire et évaluer la faisabilité technico-économique du HT-ATES en Suisse
• Identifier des solutions pour optimiser les performances des technologies HT-ATES et les intégrer dans des configurations de systèmes énergétiques complexes
• Prédire et valider les performances technico-économiques des HT-ATES grâce aux données recueillies sur deux sites pilotes à Genève et à Berne
• Identifier les effets environnementaux associés à la mise en œuvre des systèmes HT-ATES et les obstacles du cadre réglementaire à surmonter.
Ces objectifs contribuent à l'objectif final de HEATSTORE Switzerland, à savoir faire progresser la viabilité commerciale des technologies HT-ATES afin que l'énergie géothermique, combinée à un stockage de chaleur souterrain optimisé, puisse atteindre son potentiel de déploiement maximal dans la transition énergétique suisse. Le projet suisse s'est concentré sur l'évaluation de la faisabilité des systèmes HT-ATES sur deux sites à Genève et à Berne. Les deux sites présentent des particularités différentes en ce qui concerne les conditions du sous-sol et la configuration du système énergétique. À Genève, la source de chaleur excédentaire est une usine d'incinération des déchets dont la température de rejet peut atteindre 120°C, l'aquifère de stockage ciblé se trouve dans les carbonates mésozoïques fracturés entre 450 et 1500m de profondeur, et la température de fonctionnement du réseau de chauffage urbain se situe entre 70 et 120°C. À Berne, la source de chaleur excédentaire est une centrale à cycle combiné, une centrale de valorisation des déchets, une centrale à bois dont la température de rejet peut atteindre 120°C, et l'aquifère de stockage ciblé, les sédiments molassiques cénozoïques. La température de fonctionnement du réseau de chauffage urbain est d'environ 90°C. Les sites de Genève et de Berne reflètent la plupart des configurations du sous-sol et des systèmes énergétiques considérés comme adaptés au stockage d'énergie thermique en aquifère que l'on peut trouver dans d'autres villes sur l'ensemble du plateau molassique suisse. Le raport présente l'ensemble des activités menées sur les sites de Genève et de Berne. Ces deux projets peuvent être considérés comme achevés.
Le site de Genève
A Genève, l'étude de cas s'est concentrée sur l'évaluation de la faisabilité du stockage de la chaleur excédentaire rejetée par une usine d'incinération des déchets à des températures allant jusqu'à 120°C (section 5.1) dans les carbonates fracturés du Mésozoïque à une profondeur comprise entre 450 et 1500m. Le cadre d'évaluation multicritères mis en place est basé sur des critères technicoéconomiques afin de :
• Évaluer le potentiel technique de stockage de la chaleur dans le réservoir en intégrant les données de surface et de subsurface.
• Identifier les effets environnementaux liés aux opérations de stockage et de production
• Évaluer le lien entre les résultats de stockage/récupération et les performances économiques dans différentes configurations techniques.
Le cadre basé sur une approche progressive a initialement combiné les contraintes de la subsurface et du système énergétique en utilisant les données disponibles au début du projet. Au fur et à mesure que de nouvelles données et de nouveaux résultats sont devenus disponibles au cours du projet, il a 09 finalement été calibré et validé en fonction des données résultant des activités d'exploration du soussol réalisées par le forage des puits GEo-01 et GEo-02 et des scénarios de développement du système énergétique de 2035. Les deux puits ont ciblé les calcaires du Mésozoïque supérieur. Les résultats du forage ont contribué à la compréhension de l'architecture du réservoir et de la distribution des propriétés pétrophysiques/hydrauliques et ont mis en évidence les propriétés hydrauliques fortement hétérogènes des carbonates mésozoïques dans toute la région de Genève. GEo-01, d'une profondeur de 744 m, délivre une eau de 34°C à 55l/s et une pression de tête de puits de 8-10 bars, tandis que GEo-02 délivre une température de tête de puits de 18°C (~55°C de température de fond de puits) à 0,3 l/s et une pression de tête de puits de 10-12 bars. En termes de caractérisation de la subsurface, un ensemble de modèles 3D a été produit à partir de modèles statiques, qui ont permis de capturer la géométrie et la distribution des propriétés pétrophysiques et hydrauliques des réservoirs étudiés (voir rapport complet sections 5.1.2, 5.1.3, 5.1.6). Les modèles calculés ont intégré les données géophysiques et pétrophysiques disponibles au cours des différentes phases du projet. L'approche globale est basée sur le principe que les modèles statiques 3D servent d'entrées, en intégration avec les informations du système énergétique, pour produire des modèles dynamiques (thermo-hydraulique TH, thermo-hydraulique-mécanique THM, ou HM, thermo-hydraulique-chimique THC, et thermo-hydraulique-économique THE) afin de prédire la performance des systèmes HT-ATES à Genève. Les résultats de la modélisation statique découlent de l'interprétation de plusieurs ensembles de données de réflexion sismique 2D d'époque, des diagraphies de puits de GEo-01 et GEo-02, des rapports de puits et des analogues d'affleurement. L'interprétation sismique révèle une structure florale bien développée déformant les sédiments mésozoïques et certaines parties du cénozoïque dans la zone GEo-01. La situation structurelle de subsurface autour du site GEo-02 est différente, comprenant un système de failles de chevauchement et des failles normales associées déformant les sédiments du Cénozoïque et du Mésozoïque. L'analyse pétrophysique suggère que la formation du Crétacé inférieur dans la zone GEo-01 est serrée, généralement caractérisée par de faibles valeurs de porosité et de perméabilité. Cependant, la présence de réseaux de fractures et de failles déformant une partie importante de cette unité peut favoriser une circulation localisée des fluides. Dans la zone GEo-02, les résultats des tests de puits suggèrent que les formations de la succession mésozoïque ont une faible circulation de fluide et de faibles propriétés hydrauliques. Par la suite, les modèles dynamiques Thermo-Hydraulique (TH) et Hydro-Mécanique (HM) développés en intégrant les modèles statiques aux données du système énergétique (par exemple, la température de la chaleur excédentaire, la température de récupération, l'utilisation des pompes à chaleur, la chaleur excédentaire et la distribution temporelle de la demande de chaleur) ont permis de produire des scénarios opérationnels HT-ATES (voir section 5.1.7). Initialement, tous les modèles étaient basés sur les données disponibles dans la littérature, permettaient de configurer l'ensemble du flux de travail de modélisation "de la statique à la dynamique" et fournissaient la première série de prédictions sur le comportement du système HT-ATES. À la suite de la disponibilité de nouvelles données provenant des deux puits d'exploration, ces modèles ont été calibrés et validés pour produire un ensemble de scénarios plus fiables et plus réalistes capturant la prédiction de l'écoulement des fluides dans le réservoir et la quantification des effets potentiels de la mécanique des sols (déformation du sol) dus aux opérations. Une approche de discrétisation numérique (par exemple, éléments finis, volumes finis) a été utilisée pour les modèles TH afin de créer un algorithme de solution qui fournira la solution discrète nécessaire à nos simulations. Le modèle conceptuel a abordé des scénarios d'intérêt liés aux conditions géologiques et hydrologiques locales. Ces scénarios comprennent la modélisation de l'influence de l'écoulement des eaux souterraines et de l'hétérogénéité géologique (c'est-à-dire la présence de fractures et de failles, de structures récifales) sur les capacités de stockage et de récupération du système de stockage. Des études géochimiques ont été réalisées afin d'évaluer l'activation potentielle des mécanismes d'interaction eau-roche qui peuvent affecter les propriétés du réservoir en raison de la dissolution et de la précipitation des minéraux dans les réservoirs et du potentiel de corrosion/écaillage sur l'équipement de surface (voir les sections 5.1.8 5.1.9.3 et l'annexe 7 pour un rapport détaillé). Des échantillons d'eau de réservoir ont été prélevés, et leur composition chimique a été analysée et combinée aux résultats de l'analyse minéralogique effectuée sur les déblais et les carottes de forage. En outre, les partenaires du projet ont réalisé des expériences en laboratoire et une modélisation cinétique pour reproduire les conditions HT-ATES et les effets chimiques sur les variations de l'eau du réservoir pendant les opérations HT-ATES. Les résultats révèlent que la dissolution et la précipitation des minéraux carbonatés peuvent se produire pendant l'exploitation. Un risque de précipitation dans des secteurs du réservoir peut conduire à sa compartimentation réduisant les performances des systèmes de stockage. La charge en suspension déversée par le GEo-01 a également été analysée, révélant qu'une combinaison de minéraux sulfatés et de communauté microbienne, en particulier des Methanobacteria, forme une classe essentielle dans les échantillons. D'après les résultats de cette étude, les principaux effets suivants peuvent se produire pendant les opérations à long terme :
• En raison de leur solubilité rétrograde (c'est-à-dire une solubilité décroissante avec l'augmentation de la température), les carbonates tels que la calcite risquent de précipiter lorsque les eaux se réchauffent à 90°C pendant les cycles de stockage. La précipitation des minéraux carbonatés pourrait entraver l'écoulement et l'échange de chaleur dans les installations de surface.
• Dans le cas de l'eau produite à partir de GEo-01, la corrosion des installations techniques telles que les pompes, les boîtiers et les échangeurs de chaleur pourrait se produire en raison de la concentration élevée de sulfure. Cela pourrait entraîner une défaillance des matériaux et des problèmes opérationnels.
Afin d'évaluer les alternatives concernant la viabilité économique des systèmes HT-ATES à Genève, nous avons combiné les résultats de la modélisation avec les données du système énergétique pour évaluer les scénarios de stockage susceptibles de réussir sur le plan technico-économique. Les résultats montrent que, sous réserve des contraintes du sous-sol, la capacité nominale varie de 0,4 MW à 81 MW, la perméabilité et l'épaisseur de l'aquifère étant les principales variables de contrôle. Une transmissivité minimale de 2,5x10-12 m3 est nécessaire pour maintenir le coût nivelé de la chaleur (LCOH) en dessous de 200 CHF/MWh, et une capacité de 25 MW ou plus est nécessaire pour que le système HT-ATES devienne compétitif par rapport aux autres sources de chaleur DHN à grande échelle. La capacité augmente grâce à l'ajout de pompes à chaleur (HP), ce qui entraîne des coûts non récupérables et augmente le LCOH. Néanmoins, l'ajout de HP augmente la capacité nominale du système et entraîne des émissions de CO2 cumulées évitées plus élevées. Une évaluation accélérée des effets sur l'environnement (annexe 18) a permis d'identifier les effets sur l'environnement associés aux phases de forage et aux opérations HT-ATES sur les sites des puits GEo-01 et GEo-02. Les effets pendant le forage ont été identifiés et évalués en fonction des activités réalisées par SIG avant, pendant et après les opérations de forage. En revanche, les effets associés aux opérations HT-ATES ont été identifiés et évalués via l'acquisition de données, la modélisation prédictive et la surveillance. Les résultats révèlent que les risques associés aux opérations de forage sont faibles à moyens et limités dans le temps. Les risques élevés pendant les opérations HT-ATES sont uniquement associés aux variations de la composition de l'eau des réservoirs sans affecter les eaux douces peu profondes. La mise en œuvre du HT-ATES permettra de réduire l'intensité carbonique du secteur du chauffage. Les conditions de subsurface difficiles pour le système de stockage sélectionné à Genève n'ont pas permis d'effectuer des tests d'injection/récupération à GEo-01 et GEo-02. Par conséquent, un laboratoire de terrain à Concise (VD) a été mis en place pour démontrer si le stockage et la récupération de chaleur peuvent être une option pour les carbonates fracturés (section 5.1.5). Trois puits forés à 50 m de profondeur ont atteint les mêmes carbonates du Mésozoïque supérieur que ceux forés par GEo-01 et GEo-02, et des opérations hydrogéologiques, hydrochimiques, pétrophysiques, de diagraphie des sondages, de tests thermo-hydrauliques ont été réalisées pour évaluer les performances de stockage du réservoir étudié. Le développement du site d'essai Concise a permis d'appliquer des méthodes de caractérisation hydraulique et thermohydraulique des réservoirs karstiques et fracturés, combinant essais sur le terrain et modélisation. Ces résultats soulignent l'importance de la prise en compte explicite des structures du réservoir pour obtenir des réponses thermo-hydrauliques robustes et fournissent la base de recommandations pour le développement et la caractérisation des systèmes de stockage de chaleur en profondeur.
Le site de Berne
À Berne, les possibilités de stockage de la chaleur excédentaire provenant de l'usine d'incinération des déchets (UID) de Forsthaus ont été étudiées et testées jusqu'à une profondeur maximale de 500 m (section 5.2). Le site de Berne a servi de site pilote dans un réservoir typique de grès molassique (« grès des ceintures de chenaux » de la Molasse inférieure d'eau douce) afin de tester et d'optimiser pour la première fois, dans des conditions réelles, les options et les propriétés d'un réservoir géothermique dans ces formations rocheuses largement répandues dans le Plateau suisse. L'objectif du projet était d'étudier la faisabilité et les options de réduction des risques liés à l'exploitation d'un réservoir de grès molassique. À cette fin, trois forages ont été réalisés à proximité immédiate de la centrale et les essais dans le réservoir ont été surveillés. Les résultats serviront à l'ewb pour obtenir les informations nécessaires à la planification définitive concernant les propriétés des grès de la ceinture de Rinne et, en fonction des résultats, pour mettre pleinement en œuvre le HTATES une fois le projet achevé. Le plan conceptuel prévoyait d'injecter de l'eau chaude provenant de l'installation en fonction des saisons, puis de récupérer l'énergie thermique stockée en cas de demande accrue en hiver et de l'injecter dans le réseau de chauffage urbain, sans avoir recours à une pompe à chaleur. L'injection d'eau chaude s'est effectuée pendant environ 200 jours via le puits principal situé au centre du système. Pendant le cycle de décharge, ce même puits central a été utilisé pour la production d'eau chaude. Le pompage simultané depuis/vers les puits secondaires a servi à réguler le débit aux limites du système et ainsi à équilibrer la pression dans le réservoir pendant l'injection et la production. Une durée de vie de 20 ans a été retenue pour le système HT-ATES « Geospeicher Forsthaus » envisagé. Des études géologiques et géochimiques préalables ont été menées, qui ont mis en évidence des cibles potentielles dans la Molasse inférieure d'eau douce, au sein de la succession de grès à grains moyens à grossiers superposés des ceintures de chenaux. Il s'agit là des sédiments classiques qui se déposent dans la partie centrale des ceintures de chenaux et peuvent former des corps de grès cohérents et homogènes de plusieurs kilomètres de long, de 150 à 1 500 m de large et de 2 à 15 m d'épaisseur. Ces formations de grès, idéalement très perméables, des ceintures de chenaux alternent avec des sédiments à grains fins peu perméables (figure X). Il en résulte une très bonne étanchéité hydraulique des unités des ceintures de chenaux, l’une des conditions fondamentales pour un stockage thermique. L’eau chaude stockée ne peut donc pas s’écouler hors des couches de grès. En l'absence de données géologiques spécifiques au site, il n'était pas possible, au début du projet, d'évaluer avec précision le volume de stockage et la profondeur, la pétrophysique et les propriétés hydrauliques, ainsi que le régime hydrogéologique dans la zone d'étude. Les principales inconnues étaient les suivantes :
• Présence ou absence des grès dans une section verticale donnée de l'USM
• Les géométries et dimensions 3D des grès
• La porosité, la perméabilité, la teneur en minéraux et le degré de cimentation de la calcite dans les grès
• La mesure dans laquelle les couches individuelles de grès sont hydrauliquement connectées (par opposition à une compartimentation hydraulique par des silts et des argiles intercalés)
• La vitesse et la direction de l'écoulement des eaux souterraines les propriétés des eaux souterraines: salinité, composition des solutés (en particulier pCO2) et activité microbienne
• Concentrations dans les eaux souterraines des composants induisant la corrosion : H2S, SO4, Cl, et microbes
Des expériences en laboratoire ont été menées au préalable sur les interactions géochimiques entre l'eau et la roche ainsi que sur la modélisation du THC (annexe 08). Trois forages ont été réalisés successivement à partir de la même plate-forme de forage. La plate-forme « Marriott Rig 18 » a été mise en place sur le site et le premier forage a débuté le 21 octobre 2022. Le troisième forage s'est achevé avec succès le 1er avril 2023. Les forages réalisés dans le cadre du projet ont montré que le site recèle une couche de sédiments quaternaires d'une épaisseur d'environ 240 m, soit environ 80 m de plus que ce qui avait été supposé avant les forages. En dessous, jusqu'à une profondeur d'environ 520 m, environ 280 m de sédiments de la Molasse d'eau douce inférieure (USM) ont été mis au jour. Ces sédiments témoignent d'un système de dépôt fluvial hétérogène, autrefois sinueux, dans les contreforts alpins, composé de grès, de siltites, de dépôts de crue et de paléosols. Au sein de l'USM, plusieurs intervalles de grès contigus latéralement ont été identifiés, qui sont considérés comme des horizons réservoirs potentiels pour le stockage de chaleur. Les grès présentent généralement des propriétés de porosité et de perméabilité appropriées, même si leur perméabilité peut être localement réduite par la cimentation calcaire. Par rapport à d'autres sites du bassin molassique central, les forages de Forsthaus présentent des caractéristiques sédimentologiques et pétrophysiques similaires, même si les perméabilités sont parfois légèrement inférieures. Pour raccorder les forages au réservoir et permettre son exploitation, une couche de grès représentative située dans la partie inférieure des forages a été choisie. Cette décision visait à garantir qu'en cas de problèmes techniques, il serait possible de se rabattre sans trop de difficultés sur une couche de grès située plus haut. Le choix s'est porté sur la couche 6c, située à une profondeur de 485 m, car elle présente notamment une bonne continuité horizontale et une perméabilité hydraulique moyenne. Dans un premier temps, le tubage cimenté dans F2 a été percé à l'aide de micro-dérivations forées horizontalement jusqu'à 5 m de profondeur dans la couche de grès. Il fallait veiller à ne pas endommager le câble en fibre de verre cimenté le long du tubage, entre le tubage et la formation. Après chaque nouveau micro-dérivation, l'injectivité a été testée. Un système à double packer a ensuite été installé dans F2 afin de réduire au maximum le volume d'essai et d'isoler les microdérivations du reste du volume du puits. Après l'installation, la pression dans la couche de grès 6c a pu être observée avant et pendant le forage des micro-dérivations dans F3. La pression a d'abord baissé, puis la première micro-dérivation a été forée dans F3 et de l'eau de bouche d'incendie y a été injectée à débit constant pendant environ une semaine. L'injection dans F3 a entraîné une augmentation progressive de la pression dans F2. L'analyse de la courbe d'augmentation de la pression a permis d'évaluer la connexion hydraulique entre les deux puits, d'en déduire des valeurs représentatives de la perméabilité et d'analyser le comportement de l'écoulement. Une fois tous les micro-dérivations forées dans F3, un deuxième système à double packer a été installé. Des essais de pression par paliers, également appelés « essais de levage hydraulique », ont ensuite été réalisés dans les deux puits. À une pression d'injection supérieure à la contrainte verticale de la roche, des zones horizontales perméables se sont ouvertes au sein des couches de grès. Dès que cette pression a été atteinte, l'injection a pu être effectuée à des débits disproportionnés. L'ensemble des données, comprenant les mesures de pression dans le puits d'injection et dans le puits d'observation ainsi que les mesures de déformation sur le câble à fibre optique le long du tubage dans F2, a permis de tirer des conclusions importantes sur le comportement hydromécanique de la couche de grès. Il a en outre été constaté que la perméabilité de la couche de grès avait augmenté de manière durable d'un facteur 2. Cette augmentation n'a toutefois pas suffi à permettre l'exploitation rentable d'une installation de stockage thermique. Pendant les essais de mise en pression, la microsismicité a été surveillée à l'aide d'un sismomètre installé temporairement en surface, et les éventuels soulèvements et tassements ont été enregistrés par le système de surveillance permanent. Malgré la faible transmissivité, un champ d'écoulement dipolaire a pu être établi entre les forages et maintenu pendant plus de deux mois. Pour ce faire, de l'eau de bouche d'incendie a été injectée à un débit de 8 l/min dans le forage F3, tandis que 2 l/min s'écoulaient librement dans le forage F2. Des paramètres hydrogéochimiques ont pu être mesurés en temps réel et des échantillons d'eau ont été prélevés pour des analyses en laboratoire à l'Université de Berne. Une fois que la boue de forage introduite pendant le forage a été entièrement extraite de la formation, de l'eau de formation naturelle a été détectée. Après environ deux mois, la signature chimique de l'eau de bouche d'incendie injectée dans F3 a été identifiée pour la première fois. Le test de circulation à long terme a donc également pu être évalué comme un test de traçage. Avant même que l'eau de bouche d'incendie ne perce légèrement, la société Hydroisotop a prélevé un échantillon d'eau pour une analyse au 8¹Kr afin de déterminer l'âge modélisé de l'eau de formation. Une fois la caractérisation hydrogéochimique achevée, une expérience a été lancée dans le but d'acidifier les voies d'écoulement les plus perméables à l'aide de CO2 dissous dans l'eau, afin d'augmenter la transmissivité. Pendant plusieurs semaines, environ 5,5 tonnes de CO2 ont été injectées dans F3 alors que le forage F2 était obturé. La calcite dissoute a ensuite été éliminée par rinçage à l'aide d'eau provenant de bouches d'incendie injectée dans F2. L'eau s'écoulant de F3 a été prélevée à intervalles réguliers par l'Université de Berne. Une fois la majeure partie de la calcite éliminée d'ici fin 2024, de nouveaux essais hydrauliques ont été réalisés afin de déterminer l'évolution de la transmissivité. L'ensemble complet de données hydrogéochimiques a été analysé par l'Université de Berne à l'aide d'un modèle numérique hydrogéochimique et hydraulique. Ce modèle, calibré avec soin, correspond bien, sur le plan conceptuel, aux données recueillies jusqu'à présent concernant la formation de grès ainsi que la géométrie de la connexion du réservoir aux micro-dérivations. Les études menées au cours du projet montrent que les conditions requises pour un système de stockage géothermique à Forsthaus Bern sont globalement remplies. Cependant, la perméabilité insuffisante constitue le principal obstacle à l'exploitation rentable d'un réservoir.
Analyse spatiale multicritères pour la favorabilité des HT-ATES en Suisse
S'agissant d'un concept multidimensionnel, l'évaluation de la favorabilité des HT-ATES réalisée dans HEATSTORE a été basée sur l'agrégation d'un ensemble de critères technico-économiques via l'Analyse Spatiale Multicritères (ASMC). Or, les performances technico-économiques des HT-ATES sont caractérisées par des caractéristiques géologiques (éléments Play) et géographiques, qui sont variables sur le Plateau suisse. L'accent mis sur le Plateau suisse a été motivé par la disponibilité de données publiques et par le fait que la grande majorité de la chaleur excédentaire et de la demande de chaleur est concentrée dans cette région. Le travail effectué dans cette tâche comprend la mise en œuvre d'un cadre spatial multicritères de type Play-fairway se concentrant sur le potentiel de mise en œuvre de systèmes HT-ATES dans deux unités géologiques principales : les sédiments du Cénozoïque (c'est-à-dire la cible du projet de Berne) et les carbonates fracturés du Mésozoïque supérieur (c'est-à-dire la cible du projet de Genève). Les données de subsurface comprennent la géométrie des unités géologiques cibles jusqu'à 2000 m de profondeur, leur gamme de valeurs de densité, de porosité, de perméabilité, la distribution des failles et les contraintes régionales. Les contraintes de surface, notamment la répartition géographique de l'excès de chaleur, la demande de chaleur, les réseaux de chauffage urbain et les usines d'incinération des déchets, ont été intégrées au cadre d'analyse pour produire des cartes représentant différents scénarios de favorabilité HT-ATES. À ce stade, les contraintes économiques ont pris en compte le concept de transmissivité minimale économiquement viable du réservoir cible, dont la valeur seuil fixée à 5x10-13m3 a contribué à identifier les zones les plus favorables. Les résultats montrent que le Cénozoïque présente un fort potentiel de stockage dans les parties centrales et méridionales de la zone du Plateau de la Molasse, où se trouvent certaines grandes villes (Zurich, Berne, Lausanne) si une perméabilité supérieure à 300mD est identifiée. De plus, ces portions du Plateau sont également caractérisées par la grande épaisseur du Cénozoïque, d'où leur transmissivité hydraulique. Il faut souligner que dans cette étude, nous avons considéré comme réservoir potentiel toute l'épaisseur des sédiments du Cénozoïque. Cependant, nous savons que de grandes hétérogénéités lithologiques verticales et latérales caractérisent cette unité, et que seule une partie de l'ensemble de la séquence cénozoïque convient au stockage. Par conséquent, une évaluation plus détaillée du net au brut permettra une sélection précise à l'échelle d'un site spécifique des volumes réels ayant une porosité efficace et une perméabilité adéquate. L'évaluation du Mésozoïque supérieur s'est concentrée uniquement sur les couloirs de failles qui traversent le Plateau suisse, car il est bien connu que la porosité et la perméabilité de la matrice des carbonates sont très faibles. Par conséquent, une analyse des tendances au glissement et à la dilatation ainsi que de la contrainte de Von Misses a été calculée sur la base des données de contrainte régionales disponibles. D'après les résultats de la modélisation de scénarios appliquée aux carbonates du Mésozoïque supérieur, seuls les scénarios résultant de distributions de perméabilités de failles entre 3,5 et 350 mD peuvent être considérés comme des cibles prometteuses. D'après les données disponibles, les structures de failles peuvent convenir comme cibles à Aarau, Bienne et Genève. Cependant, comme l'a démontré le puits GEo-01 à Genève, les perméabilités élevées caractérisant les couloirs de faille entraînent une pression élevée en tête de puits et un écoulement artésien naturel, donc un facteur limitant pour le stockage. Une caractérisation plus détaillée des propriétés hydrauliques des structures de faille sera nécessaire pour les études futures afin d'améliorer ce type d'évaluation.
Cadre réglementaire pour les HT-ATES en Suisse
Le cadre réglementaire suisse a été analysé dans le but d'identifier le potentiel et les limites de son application aux systèmes HT-ATES. En Suisse, il n'existe pas de cadre réglementaire spécifique pour les systèmes HT-ATES et la législation suisse appliquée aux projets géothermiques est basée sur l'Ordonnance fédérale sur la protection des eaux, qui vise à protéger les eaux de surface et souterraines et à garantir que les différentes utilisations de l'eau sont durables. L'utilisation énergétique de l'eau peut avoir un impact négatif sur l'environnement immédiat, mais elle permet en même temps de substituer les énergies fossiles et agit ainsi contre le réchauffement climatique. Dans ce cadre et pour permettre le développement de projets de géothermie profonde, quelques recommandations ont été proposées. Il pourrait être souhaitable de disposer d'une certaine souplesse pour déroger à certaines limites actuellement fixées et, dans le cas de projets de moyenne et grande profondeur en Suisse, il pourrait être intéressant de mettre en place un groupe de travail avec les porteurs de projets, les bureaux d'ingénieurs concernés, les cantons et la Confédération pour définir les limites du système et proposer des solutions de gestion, d'exploitation et de surveillance pour les nouveaux projets. A terme, les éléments analysés dans ce cadre pourraient permettre d'élaborer des directives pour les projets de moyenne/grande profondeur d'utilisation de la chaleur. La comparaison des cadres réglementaires existants pour les systèmes HT-ATES dans plusieurs pays européens grâce au projet HEATSTORE a montré que les éléments clés suivants sont nécessaires pour un développement efficace des projets HT-ATES :
• Flux de travail clairs et bien définis entre les développeurs de projets et les autorités
• Cadre juridique existant au niveau national mais mis en œuvre et adapté au niveau régional par les autorités locales compétentes
• Bases de données publiques bien documentées, à jour et facilement accessibles
• Schémas de développement à long terme (master plans) au niveau régional basés sur une vision globale partagée et conduite par les autorités et les développeurs de projets • Un suivi obligatoire des données de production (température, pression, pH, analyses d'eau, etc.) couplé à un processus approprié d'historisation basé sur un modèle thermo-hydraulique 3D du sous-sol mis à jour de manière itérative
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