Machbarkeitsstudie Geothermieprojekt GEYSIR: - Stadt Osnabrück

Machbarkeitsstudie
Geothermieprojekt GEYSIR:
Teil 1
Technische Machbarkeitsstudie des
Geothermieprojektes GEYSIR
(Geothermie Neubrandenburg GmbH)
Teil 2
Geologische und hydrogeologische
Verhältnisse
(LBEG)
Teil 3
Geothermische Untersuchungen
(GGA-Institut)

Machbarkeitsstudie
Geothermieprojekt GEYSIR:
Teil 1
Technische Machbarkeitsstudie des
Geothermieprojektes GEYSIR
(Geothermie Neubrandenburg GmbH)
Teil 2
Geologische und hydrogeologische
Verhältnisse
(LBEG)
Teil 3
Geothermische Untersuchungen
(GGA-Institut)
1. Sachbearbeiter: Dr. F. Kabus, Dr. J. Bartels
Dr. M. Wolfgramm, G. Lenz,
M. Rinke, F. Wenderoth (FlowFM
Hydro Consult), B. Kabus
2. Auftraggeber: BUGA-Entwicklungsgesellschaft
Piesberg mbH
3. Auftragsdatum: 18.07.2006
4. KTR-Nr.: 4522
5. Anlagen: 3
Datum: 05.01.2007

I
Zusammenfassung
Vom GGA-Institut und dem LBEG Hannover wurde der Stadt Osnabrück als
Beitrag für die BUGA 2015 das Geothermievorhaben GEYSIR (Geothermische
Energiegewinnung durch zyklische Speicherung in Rissen) vorgeschlagen.
Dieses sieht vor, im Steinbruch am Piesberg im Stadtgebiet Osnabrück einen
Thermalwassersee mit künstlichem Geysir anzulegen. Für den künstlichen
Geysir wird eine ca. 2.000 m tiefe Bohrung bis in das Karbon
abgeteuft. Mittels eines massiven Wasserfrac-Tests wird anschließend eine
ca. 100.000 m² große künstliche Rissfläche im Bereich der Bohrlochsohle
geschaffen. Dieser Riss dient dann als Wärmetauscher in dem heißen
Tiefengestein.
Allabendlich soll während des Geysir-Betriebes dann Wasser aus dem
Thermalwassersee in den Riss verpresst werden. Der Riss weitet sich dabei
gegen den Gebirgsdruck auf. Das Wasser erwärmt sich während der Nacht
und am Tage wird das erhitzte Wasser im Stundenzyklus über eine Düse
aus dem Riss abgelassen. Der hohe Wasserdruck im Riss sorgt für eine
spektakuläre Fontäne. Das herabstürzende Wasser füllt den Thermalwassersee
täglich wieder auf. Die aus dem Tiefengestein gewonnene Wärme ist
für den Besucher sinnlich erfahrbar und eignet sich so hervorragend, die
Nutzungsmöglichkeiten der Tiefengeothermie in Deutschland populär zu
machen.
Im Rahmen der Studie wurden
• die geologisch/geothermische Datenbasis zur Auslegung und Bewertung
des Geysir-Konzeptes am Standort erarbeitet,
• das hydraulische und thermische Verhalten des Geysirs numerisch modelliert,
• die Bohrung und die notwendigen übertägigen Anlagen konzipiert,
• Investitionen geschätzt,
• der Geysir-Betrieb energetisch bilanziert,
• und die Kosten ermittelt.
In einer zweiten Bearbeitungsebene stand neben dem Geysir-Betrieb die
energetische Nutzung des Thermalwassers am Standort im Mittelpunkt. In
dieser Ebene wurden
• Abnehmersysteme in ihrem Verhalten definiert,
• die Wärmeauskopplung aus dem Geysir-Kreislauf konzipiert und
• energetisch bilanziert sowie die
• Wärmeerzeugungskosten ermittelt.
Da das Geysir-Konzept geologische und technische Risiken birgt, wurde für
den Fall, dass es in der oben beschriebenen Form nicht betrieben werden

II
kann, die Verwendbarkeit der installierten Bohrung als „Tiefe Erdwärmesonde“
untersucht.
Die Betrachtungen konzentrierten sich auf folgende Varianten:
• Reiner Geysir-Betrieb, bei dem allabendlich ca. 300 … 600 m³
Wasser mit einer Rate von 50 l/s verpresst und am Tage stündlich für
jeweils für 10 Minuten als Geysir abgelassen werden.
• Geysir-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme, bei dem
allabendlich ca. 700 m³ mit einer Rate von 50 l/s Wasser verpresst und
zwischen 11.00 Uhr und 19.00 Uhr jeweils für 5 Minuten mit gleicher
Rate als Geysir abgelassen werden. Zwischen den Geysir-Phasen (von
8.00 Uhr bis 20.00 Uhr) werden dem untertägigen Riss permanent
12,5 l/s für die Wärmenutzung entnommen.
• Tiefe Erdwärmesonde
Die Ergebnisse der Studie können folgendermaßen zusammengefasst werden:
Geysir-Gestaltung
Überschlägige Abschätzungen und erste Modellrechnungen führten zu folgenden
Auslegungskriterien:
• Der Thermalwassersee bzw. der direkt mit dem Thermalwasser beaufschlagte
Teil eines größeren Sees hat ein Volumen von 600 m³ (reiner
Geysir-Betrieb) bzw. 1.400 m³ (Wärmenutzung). Die Größe muss zur
Begrenzung der Wärmeverluste limitiert werden, da die Injektionstemperatur
am Abend die Fördertemperatur des Geysirs am Tage signifikant
beeinflusst.
• Für den Geysir-Betrieb muss der Druck im Riss während aller Betriebszustände
(Beladen, Wartezeit, Entladen) höher sein als der Gebirgsdruck,
um den Riss gegen den Gebirgsdruck offen zu halten. In der
Studie wird angenommen, dass zum Beladen des Risses der Bohrlochkopfdruck
von 100 auf 110 bar erhöht werden muss und dass dieser
während der Wartezeit und dem Entladevorgang wieder auf 100 bar
absinkt. Dies ist technisch problemlos zu realisieren, auch wenn der Gebirgsdruck
am Standort höher oder niedriger ausfallen sollte als in der
Studie angenommen.
• Da der Düsenvordruck am Geysir auf maximal 15 bar begrenzt werden
sollte, um ein ausgewogenes Verhältnis zwischen Strahldicke und -höhe
zu erhalten, muss der Bohrlochkopfdruck auf diesen Wert gedrosselt
werden. Geschieht dies mit einer Expansionsmaschine, kann ein be-

III
trächtlicher Teil der für das Beladen des Risses aufgewandten Pumpenergie
rückgewonnen werden.
• Wegen des hohen Überdrucks im Riss gehen selbst in den gering permeablen
Gesteinen des Karbons täglich erhebliche Wassermengen verloren.
Diese müssen durch Frischwasser ergänzt werden, wofür am
Standort ein Brauchwasserbrunnen zu errichten ist. Die hydrogeologischen
Voraussetzungen dafür sind vorhanden.
• Zur Erreichung ausreichender Austrittstemperaturen sollte die Bohrtiefe
2.000 m statt 1.500 m betragen und die Bohrung mit einem vakuumisolierten
Förderrohr ausgerüstet werden.
Geysirverhalten
Numerische Simulationen des thermischen und hydraulischen Verhaltens
des Risses und seiner Umgebung wurden für die beschriebenen Betriebsweisen
und für typische Permeabilitäten der Karbon-Sandsteine durchgeführt.
Da sowohl der Langzeittrend als auch die zeitlich hoch aufgelösten
Tagesgänge der Austrittstemperatur und der Wasserverluste zu berechnen
waren, gestalteten sich die Modellrechnungen als außerordentlich schwierig
und zeitaufwendig. Sie erbrachten folgende Ergebnisse:
• Beide Betriebsvarianten: Reiner Geysir-Betrieb und Geysirbetrieb mit
zusätzlicher Wärmenutzung sind am Standort Osnabrück realisierbar.
Die zusätzliche Wärmenutzung ist jedoch nur dann sinnvoll, wenn die
Permeabilität der Karbon-Sandsteine an der Untergrenze des Erwartungsbereiches
liegt.
• Im Riss gehen, je nach Permeabilität der Karbon-Sandsteine, Wassermengen
von 50 bis 100 m³ am Tag verloren, die durch Frischwasser zu
ersetzen sind und Wärme aus dem Umfeld des Risses in weiter entfernte
Gebirgsbereiche transportieren.
• Die Austrittstemperaturen liegen nach 3 Betriebsjahren für den ausschließlichen
Geysirbetrieb zwischen 36 °C im Winter und 42 °C im
Sommer. Bei zusätzlicher Wärmenutzung betragen die entsprechenden
Austrittstemperaturen 31 °C bzw. 41 °C. Nach dem dritten Jahr wird der
Temperaturabfall zwischen den Jahren gering, ein quasistationärer Zyklus
stellt sich ein.
• Die berechneten Austrittstemperaturen liegen erheblich unter den aus
den experimentellen Ergebnissen des GeneSys-Projektes, Hannover, abgeleiteten
Erwartungswerten. Die Ursache ist zurzeit noch unklar. Es wird
aber angenommen, dass die Wasserverluste eine dominante Rolle spielen.
Dieser zentrale Punkt ist durch numerische Sensivitätsuntersuchungen
zu klären, die wegen des immensen Rechenaufwands aber im
vorgegebenen Zeit- und Kostenrahmen nicht möglich waren.

IV
Ausfällungen und Korrosion
Im Gegensatz zu konventionellen Geothermieanlagen, deren Thermalwasserkreislauf
geschlossen ist, lässt sich beim Geysirbetrieb der Eintrag von
Sauerstoff und die vollständige Druckentlastung des Thermalwassers nicht
vermeiden. Ausfällungs- und Korrosionsproblematik haben daher beim
Geysir-Betrieb einen besonderen Stellenwert. Andererseits ist die Mineralisation
der Wässer u. U. für eine balneologische Nutzung des Thermalwassersees
interessant. Überschlägige Rechnungen auf der Basis vorhandener
Erfahrungen lassen folgende Aussagen zu:
• Der Einfluss des Tiefenwassers auf die Mineralisation des geförderten
Fluids erreicht nach 3 Wochen seinen Höhepunkt (75 g/l) und nimmt
dann schnell ab. Nach 180 Tagen wird die Mineralisation bereits unter
10 g/l liegen.
• Die Zufuhr von Sauerstoff in die 2.000 m tiefen Gesteine sorgt für eine
Oxydation von Pyriten und eine Freisetzung von Fe 2+ und SO 4
2-
-Ionen.
Entsprechende Eisenhydroxide können bereits massiv im Speicher, aber
in Abhängigkeit vom pH-Wert auch erst Obertage entstehen. Daher ist
in der Anfangsphase des Geysir-Betiebes mit Eisenausfällungen im See
zu rechnen.
• Die Tiefenwässer sind aufgrund ihrer Zusammensetzung hochkorrosiv,
was in der Materialauswahl berücksichtigt wurde.
Geysir-Kosten
• Für den reinen Geysir-Betrieb sind Investitionen (inkl. aller Nebenkosten)
in Höhe von 7,0 Mio. Euro aufzuwenden. Davon entfallen allein auf die
Bohrung und deren Installation 5,95 Mio. Euro.
• Zum Geysir-Betrieb sind, je nach den im Untergrund vorgefundenen
Durchlässigkeiten, 440 bis 880 MWh Antriebsstrom für die Injektionspumpe
aufzuwenden. Davon können mittels der Expansionsmaschine
während der Rückförderung 150 MWh/a zurück gewonnen werden.
• Der Geysirbetrieb führt unter vorgenannten Konditionen zu jährlichen
Gesamtkosten von 545.000 bis 575.000 Euro. Davon machen die Kapitalkosten
für die Bohrung den größten Teil aus. Die Betriebskosten liegen
zwischen 75.000 bis 105.000 Euro.
Zusätzliche Wärmenutzung
• Untersucht wurden für eine Anlage am Standort des geplanten Energiekommunikationszentrums,
in welchem Umfang und mit welcher Effizienz
Abnehmer der Größenordnung zwischen 500 bis 2.000 kW mit Wärme
aus dem Geysir versorgt werden können. Angesichts der geringen För-

V
dertemperaturen sind dafür in jedem Fall Niedertemperatur-
Abnehmersysteme (hier 45 °C/30 °C) anzuwenden und Wärmepumpen
in die Erzeugeranlagen zu integrieren.
• Der Variantenvergleich zeigt, dass eine Anschlussleistung von zumindest
1.000 kW nötig ist. Eine darüber hinaus gehende Vergrößerung erbringt
relativ geringere Effekte. Ab 2.000 kW tendieren diese gegen Null.
• In jedem Fall ist die maximale Ausnutzung der Wärmequelle mittels
Wärmepumpe anzuraten. Dies ist bei einer Wärmepumpen-
Antriebsleistung von 500 kW erreicht.
• Für ein Netz von 1.500 kW und eine Wärmepumpe von 500 kW können
aus dem Geysir 410 MWh/a im direkten Wärmetausch und nochmals
1.015 MW über die Wärmepumpe ausgekoppelt werden. Dafür
sind für Geysir- und Wärmepumpenbetrieb und nach Abzug des rück
gewonnenen Stromes 660 MWh/a Antriebsstrom aufzuwenden. Eine
sich auf dieser Basis ergebende Leistungsziffer von 2,15 ist allerdings
unakzeptabel. Bezieht man dagegen die geothermische Wärmelieferung
nur auf den der Wärmeversorgung geschuldeten Zusatzstrombezug (gegenüber
dem reinen Geysir-Betrieb) ergibt sich eine Leistungsziffer von
3,9.
Kosten und Gewinn einer zusätzliche Wärmenutzung
• Mit zusätzlicher Wärmenutzung ergeben sich Gesamtinvestitionen von
7,3 Mio. Euro. Dies sind für die oben beschriebene Variante mit einer
500 kW-Wärmepumpe Zusatzaufwendungen gegenüber dem reinen
Geysir-Betrieb von ca. 260.000 Euro.
• Bezieht man die Gesamtkosten des Geysir-Betriebes mit zusätzlicher
Wärmenutzung auf die geothermische Wärmeproduktion, schreibt also
dem Geysir-Betrieb keinen monetären Wert zu, so sind unter den konkreten
Verhältnissen im Bestpunkt spezifische Wärmekosten im Bereich
von 400 Euro/MWh machbar. Diese liegen weit oberhalb der aktuell
anlegbaren Wärmeerzeugungskosten von ca. 60 Euro/MWh.
Unterstellt man dagegen, dass im vorliegenden Projekt das Hauptgewicht
auf der Geysir-Funktion, also der Demonstrationsfunktion liegt, ist
die geothermische Wärme nur mit den dafür nötigen Zusatzkosten zu
belasten. Jetzt sind für eine Netzgröße von 1.000 kW spezifische Wärmekosten
von 53 Euro/MWh und für 2.000 kW 39 Euro/MWh zu verzeichnen.
Wird der Geysir realisiert, dann lohnt es sich, ihn um eine Wärmenutzung
zu erweitern.

VI
Tiefe Erdwärmesonde
• Wird nach der Stimulation und dem Test des Geysirbetriebes festgestellt,
dass letzterer aus unerwarteten geologischen Gründen nicht realisierbar
ist, so kann die Bohrung technisch zu einer Tiefen Erdwärmesonde umgerüstet
werden. Im Wesentlichen ist dazu auf den Einbau der großen
vakuumisolierten Rohrtour zu verzichten und an ihrer Stelle eine 3 1/2“
Fiberglas-Rohrtour zu installieren.
• Der gefundene Auslegungsbestpunkt ist charakterisiert durch die Umwälzung
von 10 l/s Wasser im geschlossenen Kreislauf und die Injektion
mit 10 °C. Dies entspricht der Installation einer Wärmepumpe mit
einer Antriebsleistung von 300 kW.
• Wiederum steigt der Anteil einkoppelbarer geothermischer Wärme mit
steigender Anschlussleistung des Abnehmersystems. Jetzt ist die Sättigung
aber bereits bei 1.500 kW erreicht. Die Wärmequelle ist dann
ausgelastet.
• Im vorgenannten Fall werden 1.440 MWh/a ausschließlich über die
Wärmepumpe in das System eingekoppelt. Dazu ist für diese Maschinen
und die zugehörigen Umwälzpumpen eine Strommenge von
ca. 290 MWh/a aufzuwenden. Die Leistungsziffer ist 4,9.
• Wird die Tiefe Erdwärmesonde neben den dafür nötigen übertägigen
Installationen nur mit den Investitionen belastet, die an Stelle eines
kompletten Projektabbruches zusätzlich zu investieren sind (GFK-Strang),
dann können ab einer Netzgröße über 1.000 kW spezifische Wärmekosten
von ca. 50 Euro/MWh erreicht werden. Gelingt also eine entsprechende
Kundenakquisition, ist bei negativen Geysir-Testergebnissen
die Weiterführung als Tiefe Erdwärmesonde der Projektabschreibung
vorzuziehen.
Resümee
Das Geysir-Verfahren zur Demonstration des Erdwärmepotenzials gering
permeabler Tiefengestein ist am Standort Osnabrück realisier- und
beherrschbar.
Die berechneten Austrittstemperaturen liegen jedoch deutlich unter den
auf experimentellen Beobachtungen basierenden Erwartungswerten. Die
vermutliche Ursache sind die relativ hohen Wasserverluste aus dem Riss
und der damit verbundene Abtransport von Wärme aus dem Umfeld
des Risses in rissfernere Bereiche. Diese für das Konzept zentrale Frage
muss noch durch Sensitivitäts-Berechnungen geklärt werden.
Trotz der geringen Austrittstemperaturen ist der Jahreswärmeertrag höher
als der einer „Tiefen Erdwärmesonde“, zu der die Bohrung bei ei-

VII
nem Misserfolg des Geysir-Konzeptes mit technisch und wirtschaftlich
vertretbarem Aufwand umgerüstet werden kann.
Eine Refinanzierung des Projektes durch eingesparte Energiekosten ist
auch bei zusätzlicher Wärmenutzung nicht zu erreichen. Die Zielrichtung
des Projektes muss daher die touristische oder balneologische Nutzung
des Geysirs und des zugehörigen Thermalwassersees sein, mit denen
eine deutlich höhere Wertschöpfung erreicht werden kann. Eine zusätzliche
Wärmenutzung ist dann sinnvoll und wirtschaftlich.
Die Ergebnisse der Studie gestatten keine grundsätzlichen Aussagen zu den
Möglichkeiten der Wärmeversorgung mittels zyklischer Verfahren, da die
Rahmenbedingungen einseitig auf den Geysir-Betrieb ausgerichtet waren.
Für die reine Wärmenutzung sind längere Zyklen (Wochen-, Monats- oder
Jahreszyklen) evtl. mit thermischem Zwischenspeicher vorteilhaft. Vor allem
aber ist der Jahreswärmeertrag gegenüber den in der Studie betrachteten
Fällen um ein Mehrfaches zu steigern. Möglichkeiten dazu bieten größere
Risse, Mehrfachriss-Systeme sowie die Steigerung der Austrittstemperaturen
durch z. B. die Reduzierung der Wasserverluste, die räumliche Trennung
zwischen Einspeise- und Auslasspunkt in den Rissen und größere Bohrtiefen.
Die Weiterverfolgung der Technologie erscheint lohnenswert, da in weiten
Gebieten Niedersachsens und Nordrhein-Westfalens die hierfür prädestinierten
hydraulisch dichten Karbon- und Devon-Formationen erbohrt werden
können und konventionell nutzbare Formationen kaum vorhanden
sind. Bisher plant nur die Ruhr-Universität Bochum ein erstes Demonstrationsvorhaben
zur Erschließung dieser mächtigen Ressource. Das Geysir-
Projekt in Osnabrück ist technisch sehr viel einfacher und schneller zu realisieren
und könnte daher eine Vorreiterrolle bei der Erschließung dieser Ressource
einnehmen.

Inhaltsverzeichnis
1 Einführung 1
2 Definition der Untersuchungsvarianten 2
2.1 Zyklisches Verfahren 2
2.1.1 Reiner Geysir-Betrieb 2
2.1.2 Geysir-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme 3
2.2 Tiefe Erdwärmesonde 5
2.3 Standorte 6
3 Übertägige Randbedingungen 7
3.1 Klima 7
3.2 Wärmebedarf und Heiznetzverhalten 9
3.3 Höhe der Fontäne 12
3.4 Temperatur im Thermalwassersee 13
4 Numerische Modellrechnungen 17
4.1 Thermo-hydraulisches Konzeptmodell 17
4.2 Aufbau des numerischen Modells 18
4.3 Thermische und hydraulische Initialisierung des numerischen
Modells 22
4.4 Numerische Berechnungen des GEYSIR-Betriebes 24
4.4.1 Numerische Berechnungen des reinen GEYSIR-Betriebes 25
4.4.2 Numerische Berechnungen des GEYSIR-Betriebes mit thermischer
Nutzung 35
4.5 Zusammenfassung der Simulationsergebnisse 39
5 Geochemie 40
5.1 Entwicklung der Salinität im Zuge des Betriebes 40
5.2 Ausfällungs- und Lösungstendenzen 42
5.2.1 Ausfällungen durch Temperaturänderung 42

5.2.2 Ausfällungen durch CO 2 -Entgasung 43
5.2.3 Ausfällung durch Fluidmischung 43
5.2.4 Ausfällungen durch Sauerstoffeintrag 44
5.3 Zusammenfassung und Aufbereitungsmaßnahmen 45
6 Energetische Bilanzierung 46
6.1 Zyklische Verfahren 47
6.1.1 Reiner GEYSIR-Betrieb 48
6.1.2 GEYSIR-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme 48
6.1.3 Tiefe Erdwärmesonde 54
7 Geologische Aufgabenstellung für das Abteufen der
Bohrung Osnabrück 1 62
7.1 Allgemeine Angaben 62
7.1.1 Aufgabenstellung der Bohrung Osnabrück 1 62
7.1.2 Lage der Bohrung 62
7.2 Geologisches Vorprofil 63
7.2.1 Standort 1 63
7.2.2 Standort 2 64
7.3 Qualitätsanforderungen 64
7.4 Spülprobenentnahme, Kernstrecken 65
7.4.1 Spülprobenentnahme 65
7.4.2 Kernstrecken 65
7.5 Geophysikalische Bohrlochmessungen 65
7.6 Laboruntersuchungen (Austrittswasser) 66
7.7 Auftreten von Erdgas/Erdöl 66
7.8 Perforation 66
7.9 Arbeitsablauf 66
7.9.1 Einbau Standrohr 18 5/8“ (0 m bis ca. 50 m) 66
7.9.2 Einbau 13 3/8“ Sicherheitsrohrtour (0 m bis ca. 110 bzw.
160 m) 66
7.9.3 Einbau 9 5/8“ Rohrtour (0 m bis ca. 880 m bis 1.070 m) 66

7.9.4 Einbau 7“ Rohrtour (0 m bis ca. 1.950 m bzw. 2.050 m,
Endteufe) 67
7.10 Stimulation 67
7.11 Auslauftest 67
7.12 Verbleib der Wässer 67
8 Bohrtechnik 68
8.1 Bohr- und Verrohrungsprogramm 68
8.2 Technische Kriterien zum Bohrlochdesign 68
8.3 Anforderungen an die Bohranlagen 69
8.3.1 Errichtung der Bohrung Osnabrück 69
8.4 Ablauf der Bohrung Osnabrück 70
8.5 Ablauf der Testarbeiten in der Bohrung Osnabrück 70
8.6 Bohrplatz 71
8.7 Brauchwasserbrunnen 71
8.7.1 Hydrogeologie (nach Teil 2 dieser Machbarkeitsuntersuchung)
72
8.7.2 Standort 1 72
8.7.3 Standort 2 74
8.8 Spülungsprogramm 75
8.8.1 Allgemeines 75
8.8.2 Entsorgung 76
8.9 Verrohrungsprogramm 76
8.9.1 Grundlagen 76
8.9.2 Standrohr 21 1/2“ 76
8.9.3 Sicherheitsrohrtour 18 5/8“ 76
8.9.4 Zwischenrohrtour 13 3/8“ 77
8.9.5 Produktionsrohrtour 9 5/8“ 77
8.10 Zementation 77
8.10.1 Aufgabenstellung 77
8.11 Sondenkopfverflanschung 78
8.12 Mudlogging 79

8.13 Zeit- und Ablaufplan 80
8.13.1 Bohrarbeiten 80
8.13.2 Stimulations- und Testarbeiten 81
8.14 Investitionen 82
9 Übertägiger Thermalwasserkreislauf beim GEYSIR-Betrieb 84
9.1 Anlagenbeschreibung 84
9.2 Schätzung der Investitionen 85
10 Integration der Geothermie in die Wärmeversorgung 86
10.1 GEYSIR-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme 86
10.2 Tiefe Erdwärmesonde 86
10.3 Schätzung der Investitionen 89
11 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 90
11.1 Rahmenbedingungen 90
11.1.1 Kapitalgebundene Kosten 90
11.1.2 Betriebsgebundene Kosten 90
11.1.3 Verbrauchsgebundene Kosten 91
11.1.4 Sonstige Kosten 91
11.2 Zusammenfassung der Investitionen 91
11.3 Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung 93
Literatur 99

1
1 Einführung
Vom GGA-Institut und dem LBEG Hannover wurde der Stadt Osnabrück als
Beitrag für die BUGA 2015 das Geothermievorhaben GEYSIR (Geothermische
Energiegewinnung durch zyklische Speicherung in Rissen) vorgeschlagen.
Dieses sieht vor, im Steinbruch am Piesberg im Stadtgebiet Osnabrück einen
Thermalwassersee mit künstlichem Geysir anzulegen. Für den künstlichen
Geysir wird eine ca. 2.000 m tiefe Bohrung bis in das Karbon
abgeteuft. Mittels eines massiven Wasserfracs wird anschließend eine künstliche
Rissfläche im Bereich der Bohrlochsohle geschaffen. Dieser Riss dient
dann als Wärmetauscher in dem heißen Tiefengestein.
Allabendlich soll während des Geysir-Betriebes dann Wasser aus dem
Thermalwassersee in den Riss verpresst werden. Der Riss weitet sich dabei
gegen den Gebirgsdruck auf. Das Wasser erwärmt sich während der Nacht
und am Tage wird das erhitzte Wasser im Stundenzyklus über eine Düse
aus dem Riss abgelassen. Der hohe Wasserdruck im Riss sorgt für eine
spektakuläre Fontäne. Das herabstürzende Wasser füllt den Thermalwassersee
täglich wieder auf. Die aus dem Tiefengestein gewonnene Wärme ist
für den Besucher sinnlich erfahrbar und eignet sich so hervorragend, die
Nutzungsmöglichkeiten der Tiefengeothermie in Deutschland populär zu
machen.
Im Rahmen der Studie werden
• das hydraulische und thermische Verhalten des Geysirs numerisch modelliert,
• die Bohrung und die notwendigen übertägigen Anlagen konzipiert,
• Investitionen geschätzt,
• der Geysir-Betrieb energetisch bilanziert und
• Kosten ermittelt.
In einer zweiten Bearbeitungsebene stand neben der Demonstration von
Erdwärme die direkte energetische Nutzung am Standort im Mittelpunkt.
• Abnehmersysteme werden in ihrem Verhalten definiert,
• die Wärmeauskopplung aus dem Geysir-Kreislauf konzipiert und
• energetisch bilanziert sowie
• Wärmeerzeugungskosten ermittelt.
Da das Geysir-Konzept geologische und technische Risiken birgt, wird für
den Fall, dass es in der oben beschriebenen Form nicht betreibbar ist, letztlich
die Verwendbarkeit der installierten Bohrung als Tiefe Erdwärmesonde
untersucht.

2
2 Definition der Untersuchungsvarianten
2.1 Zyklisches Verfahren
2.1.1 Reiner Geysir-Betrieb
Am Abend jeden Tages werden ca. 300 m³ Wasser aus einem Thermalwassersee
mit hohem Druck in ein im Untergrund geschaffenes Risssystem (Volumen
> 1.000 m³ bei 100 bar Überdruck) im Karbon in ca. 2.000 m Tiefe
verpresst. Hier erwärmt sich das Wasser im Laufe einer sog. Aufheizphase
bis zum Morgen. Im Anschluss daran erfolgt die Rückförderung. Mittels der
gespeicherten Druckenergie, d. h. ohne zusätzlichen Pumpaufwand, wird
das vorher injizierte Wasser nun nach Übertage geleitet. Stündlich für
10 Minuten geht der sog. Geysir in Betrieb. Durch eine entsprechende Düse,
die im Thermalwassersee angeordnet ist, entsteht eine Fontäne aus
warmem Wasser. Der See füllt sich so im Laufe des Tages. Im Untergrund
verbliebenes Wasser wird dann aus einem Brauchwasserbrunnen nachgespeist,
so dass abends wieder die Injektionsphase beginnen kann.
50 l/s
110 bar
25 ... 30 °C
50 l/s
1 bar
25 ... 30 °C
50 l/s
110 ... 100 bar
40 ... 50 °C
50 l/s
15 bar
40 ... 50 °C
Karbon
Westfal A2
Karbon
Westfal A2
Einlagerung
Entnahme Geysir
Abbildung 2-1: Funktionsschema des reinen Geysir-Betriebes

3
60
Volumenstrom in l/s
50
40
30
20
10
0
-10
-20
Einschluss- und Erwärmungsphase
-30
-40
-50
-60
0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00
Tageszeit
Entnahme
Injektion
Abbildung 2-2: Zeitabläufe beim reinen Geysir-Betrieb
2.1.2 Geysir-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
Das Funktionsprinzip unterscheidet sich nicht prinzipiell von der in Abschnitt
2.1.1 beschriebenen Variante. Im Sommer, zwischen Mai und September,
ist die Betriebsweise sogar völlig identisch.
In der Übergangszeit und im Winter, d. h. von Oktober bis in den April,
wird jedoch der Geysir-Betrieb von stündlich 10 auf 5 Minuten zurückgefahren.
Dies dient dazu, um mehr warmes Wasser als Wärmequelle für
Heizzwecke zur Verfügung zu haben. Dafür wird zwischen morgens 8 Uhr
und abends 20 Uhr ein permanenter Volumenstrom von 12,5 l/s entnommen,
entspannt, einem Wärmetauscher zugeführt und anschließend in den
Thermalwassersee geleitet.
Die prinzipielle Gestaltung und die für die Auslegung relevanten Parameter
sind in Abbildung 2-3 gezeigt. Den zeitlichen Ablauf des Anlagenbetriebes
spiegelt Abbildung 2-4 wider.

4
50 l/s
110 bar
25 ... 30 °C
50 l/s
1 bar
25 ... 30 °C
50 l/s
110 ... 100 bar
40 ... 50 °C
50 l/s
15 bar
40 ... 50 °C
Karbon
Westfal A2
Karbon
Westfal A2
Einlagerung
Entnahme Geysir-Sommer
12,5 l/s
16 bar
30 ...40 °C
12,5 l/s
15 bar
20 ...30 °C
12,5 l/s
2 bar
30 ...40 °C
12,5 l/s
1 bar
20 ...30 °C
50 l/s
110 ... 100 bar
30 ... 40 °C
35,5 l/s
15 bar
30 ...40 °C
50 l/s
110 ... 100 bar
30 ... 40 °C
Karbon
Westfal A2
Karbon
Westfal A2
Entnahme Geysir/Wärme - Winter
Entnahme Wärme - Winter
Abbildung 2-3: Funktionsschema des Geysir-Betriebes mit Nutzung der Thermalwasserwärme

5
60
Volumenstrom in l/s
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
Einschluss- und
Erwärmungsphase
-60
0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00
Tageszeit
Entnahme
Injektion
Abbildung 2-4: Zeitabläufe beim Geysir-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
2.2 Tiefe Erdwärmesonde
Wenn im Ergebnis von Tests festzustellen ist, dass sich die Bohrung Osnabrück
1 nicht zur Realisierung des vorgenannten zyklischen Verfahrens eignet,
wird als Ausweichlösung eine Tiefe Erdwärmesonde installiert. Dazu
muss die Bohrung unten verschlossen und eine gut isolierende Steigrohrleitung
bis ins Bohrungstiefste eingebaut werden.
Während der Heizperiode wird permanent Wasser durch den Ringraum
nach unten und anschließend durch den Steigraum nach oben zirkuliert.
Durch Wärmeleitung wird dem Gebirge Wärme entzogen.
Die prinzipielle Gestaltung und die für die Auslegung relevanten Parameter
sind in Abbildung 2-5 gezeigt.

6
4 ... 10 l/s
2 bar
30 ... 40 °C
4 ... 10 l/s
2 bar
10 ... 20 °C
4 ... 10 l/s
... 5 bar
10 ... 20 °C
Abbildung 2-5: Funktionsschema der Tiefen Erdwärmesonde
2.3 Standorte
Für die Errichtung des Geysirs werden alternativ zwei Standorte vorgesehen.
Ihre Lage ist in Abbildung 2-6 dargestellt. In den folgenden Untersuchungen
sind beide Standorte eindeutig den Untersuchungsvarianten aus Abschnitt
2.1 zugeordnet:
• Standort 1: reiner Geysir-Betrieb
• Standort 2: Geysir-Betrieb mit Nutzung der
Thermalwasserwärme
In Abbildung 2-6 ist darüber hinaus die mögliche Lage von Brauchwasserbrunnen,
die der Lieferung des Ergänzungswassers zum Ausgleich der Wasserverluste
im Untergrund dienen, vermerkt.

7
Abbildung 2-6: Lageplan des Untersuchungsgebietes
3 Übertägige Randbedingungen
3.1 Klima
Das zeitliche Verhalten von Außentemperatur und relativer Feuchte wird in
dieser Arbeit an zwei Stellen benötigt:
• zur Abschätzung des Lastverhaltens der an eine Wärmeversorgung angeschlossenen
Abnehmer,
• zur Abschätzung der Wärmeverluste in der Fontäne und im Thermalwassersee
Als Datengrundlage fungiert der Wetterdatensatz der Station Hannover-
Langenhagen des Deutschen Wetterdienstes, wie er in für ein typisches Jahr

8
in aufbereiteter Form im Schwimmbadsimulationprogramm SWSIMU (Vers.
2.01b) verwendet wird.
Aus den dort in stündlicher Auflösung enthaltenen Temperatur- und Feuchtekurven
(Abbildung 3-1 bis Abbildung 3-3 zeigen für die Monate des Winters
und der Übergangszeit das Außentemperaturverhalten) wurden
gemittelte Monatswerte von Außentemperatur, relativer Feuchte und somit
Feuchtkugeltemperatur ermittelt (vgl. Abbildung 3-4).
30
25
Außentemperatur in °C
20
15
10
5
0
-5
-10
Januar
Februar
Dezember
-15
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Stunden des Monats
Abbildung 3-1: Verlauf der Außentemperaturen am Standort (I)
30
25
Außentemperatur in °C
20
15
10
5
0
März
November
-5
-10
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Stunden des Monats
Abbildung 3-2: Verlauf der Außentemperaturen am Standort (II)

9
30
25
Außentemperatur in °C
20
15
10
5
Oktober
April
0
-5
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Stunden des Monats
Abbildung 3-3: Verlauf der Außentemperaturen am Standort (III)
20
18
16
Außentemperatur
Feuchtkugeltemperatur
Temperatur in °C
14
12
10
8
6
4
2
0
Januar
Februar
März
April
Mai
Juni
Juli
August
September
Oktober
November
Dezember
Abbildung 3-4: Monatsgemittelte Außen- und Feuchtkugeltemperaturen
3.2 Wärmebedarf und Heiznetzverhalten
Für die Betrachtung der Varianten Geysir-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
(2.1.2) und Tiefe Erdwärmesonde (2.2) sind Abnehmersysteme
in ihrer Größe und in ihrem Verhalten zu definieren. Das hierfür
später vorgesehene Energie-Kommunikationszentrum und weitere Baulichkeiten
in seinem Umfeld oder auch die Gewächshausanlagen der BUGA
existieren noch nicht bzw. sind im Zuge der Entwicklung des Standortes an
die Notwendigkeiten einer geothermischen Versorgung anzupassen.

10
Aus diesem Grunde werden für das Verhalten des Wärmebedarfes und der
Heiznetztemperaturen einfache Ansätze gewählt:
• Die Heizleistung und ihr zeitlicher Verlauf sind direkt und ausschließlich
von der Außentemperatur abhängig (vgl. Abbildung 3-5).
• Eine Warmwasserbereitung wird nicht berücksichtigt.
• Alle Abnehmer erhalten ausschließlich Niedertemperaturheizungen mit
Vor- und Rücklauftemperaturen von 40 °C/30 °C.
• Die Abgangstemperatur am Heizhaus ist 5 K höher als die Vorlauftemperatur
entsprechend Witterungsführung.
1
0,9
0,8
spezifische Heizleistung
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
Norm-Außentemperatur
Heizgrenze
0,1
0
-15 -10 -5 0 5 10 15 20
Außentemperatur in °C
Abbildung 3-5: Verhalten der spezifischen Heizleistung
Heiznetztemperatur in °C
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
Norm-Außentemperatur
Vorlauftemperatur Netz
Vorlauftemperatur Gebäude
Rücklauftemperatur
Heizgrenze
0
-15 -10 -5 0 5 10 15 20
Außentemperatur in °C
Abbildung 3-6: Verhalten der Heiznetztemperaturen

11
spezifische Heizleistung in %
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
Januar
Februar
Dezember
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Stunden des Monats
Abbildung 3-7: Verhalten der Heizleistung, nach Abbildung 3-1/Abbildung 3-5
100
90
spezifische Heizleistung in %
80
70
60
50
40
30
20
10
März
Oktober
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Stunden des Monats
Abbildung 3-8: Verhalten der Heizleistung, nach Abbildung 3-2/Abbildung 3-5
100
90
spezifische Heizleistung in %
80
70
60
50
40
30
20
10
April
Oktober
0
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Stunden des Monats
Abbildung 3-9: Verhalten der Heizleistung, nach Abbildung 3-3/Abbildung 3-5

12
3.3 Höhe der Fontäne
Ziel ist, mit dem zur Verfügung stehenden Rissvolumen und der angedachten
Länge und Häufigkeit der Eruptionen des Geysirs, eine möglichst eindrucksvolle
Fontäne zu realisieren.
Die Fontänenhöhe ist, wenn man von einem weitgehend reibungsfreien
Freistrahl ausgeht, bei vorgegebenem Volumenstrom nur eine Funktion der
Geschwindigkeit in der Düse und somit der Querschnittsfläche (des Durchmessers)
der Düse. Druck ist in jedem Fall ausreichend vorhanden. Er muss
vor der Düse sogar in starkem Maße abgedrosselt werden, um ein zu
schnelles Auslaufen zu verhindern. In Abbildung 3-10 ist vorgenannter Zusammenhang
dargestellt.
100
90
80
Fontänenhöhe in m
70
60
50
40
30
20
10
0,01 m
0,02 m
0,03 m
0,04 m
0,05 m
0,06 m
0,07 m
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Volumenstrom in l/s
Abbildung 3-10: Zusammenhang von Volumenstrom, Düsendurchmesser und
Fontänenhöhe
Für eine Fontänenhöhe von 80 m, wie sie etwa der großen Fontäne im Park
Herrenhausen entspräche, ist also ein Düsendurchmesser von 4 cm vorzusehen
bzw., um eine eindrucksvollere Hohlfontäne zu erzielen, ein Düsenring
von ca. 8 cm Durchmesser. Eine derartige Fontäne würde wegen des
ungefähr dreifach geringeren Volumenstroms (Vergleich zu Herrenhausen)
deutlich schmaler wirken, vor allem aber stark versprühen und somit stark
abkühlen. Die Wasserverluste wären, abgesehen von der Umweltbeeinflussung
durch mineralisiertes und feststoffbeladenes (Fe) Wasser in der anfänglichen
Betriebsphase, groß. Beide Effekte führen zur Absenkung der
Injektionstemperatur und folglich auch der Fördertemperatur.

13
Um also Wasserverluste zu vermeiden und den Temperatureffekt spürbar
werden zu lassen, muss die Fontäne kompakter gestaltet sein. Dies erinnert
auch eher an die Form eines Geysirs. Geht man von einer Fontänenhöhe
von 15 m aus, kann mit einer Ringdüse schon ein Austrittsdurchmesser von
fast 20 cm erreicht werden. Jetzt fällt das Wasser wegen der geringeren
Strahlzerfaserung und Windanfälligkeit im Wesentlichen zentral nach unten,
was den Eindruck einer sehr großvolumigen Eruption verstärkt.
Der Geysireffekt kann noch verstärkt werden, wenn die Düse unter Wasser
angeordnet wird, der Strahl also die Wasseroberfläche durchbricht. Druckpotenzial
hierfür ist ausreichend vorhanden.
3.4 Temperatur im Thermalwassersee
Die Temperatur des Thermalwassersees und damit die Injektionstemperatur
in der Bohrung Osnabrück 1 ist von sehr vielen Parametern abhängig:
• der Thermalwasserfördertemperatur
Hier werden die Simulationsergebnisse aus Abschnitt 4 verwendet.
• den klimatischen Bedingungen (Temperatur, Solarstrahlung, Wind bzw.
Grad seiner Abschirmung, Niederschläge etc.)
• der Bauart des Sees (Flächen-Tiefen-Verhältnis, Abdichtung bzw. gar Isolation,
Farbe etc.)
• der Größe
Vorgenannte Parameter wurden mit dem Schwimmbadsimulationprogramm
SWSIMU (Vers. 2.01b) berücksichtigt. Abbildung 3-11 zeigt beispielhaft
ein Ergebnis der entsprechenden thermischen Berechnungen.
Betrachtet werden runde, in die Erde eingelassene Becken aus Rohbeton,
die eine Wassertiefe von 1 m zulassen.
• Reiner Geysir-Betrieb Wasserfläche 600 m²
• Geysir mit Wärmenutzung Wasserfläche 1.400 m²

14
35
Beckentemperatur in °C
30
25
20
15
10
Ende der Heizung ist Stunde 0
ungestörte Monatsmitteltemperatur 2,6 °C
5
0
0 50 100 150 200 250 300
Zeit in Stunden ab 1. Januar
Abbildung 3-11: Abkühlverhalten eines Thermalwassersees von 1.400 m² und
1 m Tiefe, ausgehend von verschiedenen Starttemperaturen, beispielhaft beginnend
am 1. Januar
25
20
Beckentemperatur
Außentemperatur
Feuchtkugeltemperatur
Temperatur in °C
15
10
5
0
Januar
Februar
März
April
Mai
Juni
Juli
August
September
Oktober
November
Dezember
Abbildung 3-12: Monatsgemittelte Außen-, Feuchtkugel- und Seetemperaturen
(keine Heizung)

15
• den Wärmeverlusten in der Fontäne
Die Temperatur, mit der das Wasser letztlich in den Thermalwassersee zurück
geleitet wird, kann nur abgeschätzt werden. Verwendet wird dazu, wie
in der Auslegung von Verdunstungskühltürmen üblich, der sog. Kühlgrenzabstand,
die Differenz zwischen der Austrittstemperatur des rückgekühlten
Wassers und der Feuchtkugeltemperatur der umgebenden Luft. Im Falle der
Fontäne, die durch einen möglichst dicken und wenig versprühten Strahl
ausgezeichnet sein soll, wird der Kühlgrenzabstand deutlich über dem von
Naturzugkühltürmen (bis 15 K) liegen. Hier werden 30 K angesetzt.
• den Wasserverlusten im Untergrund, die durch Frischwasser ersetzt werden
müssen
Die Berechnungen in Abschnitt 4 verweisen bei günstigen Permeabilitäten
im Untergrund auf einen täglichen Zusatzwasserbedarf in der Größenordnung
von 50 m³.
• der Wasserabkühlung für Heizzwecke
In Vorwegnahme und Mittelung der Rücklauftemperaturen aus der Wärmeerzeugungsanlage
(direkter Wärmetausch und Wärmepumpe) werden angenommen:
• Dezember, Januar, Februar 25 °C im Tagesmittel
• März, November 27 °C
• April, Oktober 30 °C
Letztlich ergeben sich die in Abbildung 3-13 dargestellten Temperaturen im
Thermalwassersee.

16
40
Injektionstemperatur in °C
35
30
25
20
15
10
5
mit Wärmenutzung
reiner Geysirbetrieb
0
Januar
Februar
März
April
Mai
Juni
Juli
August
September
Oktober
November
Dezember
Abbildung 3-13: Mittlere Monatstemperaturen im Thermalwassersee

17
4 Numerische Modellrechnungen
Die numerische Modellierung geothermischer Energiegewinnung durch tageszyklische
Speicherung von Wasser in einem künstlich erzeugten Riss stellt
hohe Anforderungen sowohl an das zu wählende Simulationsprogramm als
auch an die räumliche und zeitliche Diskretisierung des zu erstellenden numerischen
Modells. Hauptgründe hierfür sind einerseits die sowohl zeitlich
als auch räumlich zu beherrschenden Skalenunterschiede und andererseits
die zu beschreibenden komplexen thermisch-hydraulischen Prozesse, die in
Wechselwirkung zwischen Riss und umgebendem Nebengestein auftreten.
Das im Folgenden beschriebene numerische Modell wurde mit dem Grundwasser-
und Wärmetransportsimulator FEFLOW /1/ der WASY GmbH erstellt
und berechnet.
4.1 Thermo-hydraulisches Konzeptmodell
Das Konzeptmodell sieht einen, durch eine massive Wasserfrac-Stimulation
erzeugten, kreisförmigen Riss mit einem Radius von 200 m und einer für
die Vermeidung von Reibungsverlusten genügend hohen hydraulischen
Leitfähigkeit (Öffnungsweite von 1 cm) vor. Für diesen Riss wird aus modelltechnischen
Gründen eine horizontale Lagerung angenommen. Tatsächlich
wird sich dieser Riss während des Frac-Vorgangs von der Bohrlochsohle aus
senkrecht zur minimalen Horizontalspannung entwickeln. Da die mittlere
Temperatur in diesem Riss in etwa der Temperatur auf Bohrlochsohlenniveau
entsprechen wird und die Eindringtiefe der thermischen Beeinflussung
gering gegen den Durchmesser sein wird, ist die modelltechnische Umsetzung
in Form eines horizontal liegenden Risses problemadäquat und zulässig.
Für die Bohrlochsohle wird derzeit von einer Teufe von 2.000 m und einer
Speichertemperatur von 80 °C ausgegangen. Numerische Untersuchungen
auf Basis einer zunächst angesetzten Bohrlochsohle in einer Teufe von
1.500 m haben gezeigt, dass die dort herrschende Temperatur von 62 °C
einen energetisch sinnvollen Betrieb der Anlage nicht zulässt.
Das zum geothermischen Betrieb zur Verfügung stehende Druckintervall
von der Öffnung des Risses bis zum unerwünschten weiteren Aufreißen
liegt zwischen 100 bar und 110 bar (Kopfüberdruck).
Die maßgeblichen hydraulischen und thermischen Parameter des Risses
sowie der umgebenden Matrix sind in Tabelle 4-1 zusammengefasst.

18
Tabelle 4-1: Hydraulische und thermische Parameter von Riss und Nebengestein
Parameter Riss Nebengestein
Permeabilität [m 2 ] 8,3*10 -6 1*10 -17 bzw. 1*10 -16
spez. Speicherkoeffizient [1/Pa] 6*10 -7 5*10 -11
Wärmeleitfähigkeit [W/m*K] 0,65 (Wasser) 3,0
spez. Wärmekapazität
[10 6 J/m 3 *K]
4,2 (Wasser) 2,52
Porosität [%] 100 1
Longitudinale Dispersion [m] 0,1 0
Transversale Dispersion [m] 0 0
Der spezifische Speicherkoeffizient von 6*10 -7 1/Pa ermöglicht eine maximale
Speicherung von 750 m 3 Wasser im Riss bei einem Druckanstieg von
10 bar. Somit ist dies die maximal mögliche Einspeicherungsmenge pro
Tag unter der Voraussetzung einer täglichen vollständigen Druckreduzierung
auf den Minimalkopfdruck von 100 bar im Zuge des Geysir-Betriebes.
Hinsichtlich der Nebengesteinspermeabilitäten ist in der Tabelle 4-1 die
maximal zu erwartende Spannbreite von 10 -17 m 2 bis 10 -16 m 2 dokumentiert.
Es ist zu berechnen, wie groß die bei Injektion in den Riss maximal
auftretenden Wasserverluste in das den Riss umgebende Nebengestein in
Abhängigkeit von der angesetzten Permeabilität sind. Ziel dieser Untersuchung
ist es dann, erstens die Machbarkeit einzelner Betriebskonzepte in
Abhängigkeit von den tatsächlich auftretenden Permeabilitäten abschätzen
zu können und zweitens diese Konzepte hinsichtlich ihrer Einspeisungs- und
Ausspeisungsphasen zu optimieren.
4.2 Aufbau des numerischen Modells
Wie bereits eingangs beschrieben, kommt der Diskretisierung des numerischen
Modells in Folge der deutlichen Skalenunterschiede eine entscheidende
Bedeutung bei der Berechnung der komplexen thermisch-hydraulischen
Prozesse insbesondere im Übergangsbereich zwischen Riss und umgebenden
Nebengestein zu. Aufgrund der anzusetzenden, sehr geringen
Durchlässigkeiten ist beim Wärmetransport von dem Riss in das Nebengestein
und umgekehrt primär von konduktiver Wärmeleitung auszugehen.
Um diese Prozesse realitätsnah abbilden zu können, ist in diesem Bereich
eine sehr hohe räumliche Auflösung des Modells erforderlich. Auf der an-

19
deren Seite erfordert die korrekte Berechnung der hydraulischen Prozesse
eine ausreichend große Modellausdehnung, um potenzielle Einflüsse der zu
definierenden hydraulischen Randbedingungen auf die Berechnungsergebnisse
insbesondere im Nahbereich des Risses ausschließen zu können.
Da das Konzeptmodell einen horizontal liegenden, kreisrunden Riss vorsieht,
wurde ein radialsymmetrischer Ansatz für die numerische Modellierung
gewählt, der die stattfindenden Prozesse problemadäquat unter
Einhaltung der vorzuschreibenden Massen- und Energiebilanzen abbildet.
Weiterhin wurde der Modellansatz dahingehend vereinfacht, dass von einer
horizontalen Symmetrieebene in der Mitte des Risses ausgegangen werden
kann, so dass bei Halbierung der anzusetzenden Rissweite lediglich der
hangende oder liegende Matrixbereich numerisch erfasst werden muss.
Diese Modellvereinfachungen erlauben somit eine sehr feine Diskretisierung
bei weiterhin beherrschbaren Rechenzeiten.
T in
T out
2000 m
Modellradius=500 m
Abbildung 4-1: Prinzipskizze des zylindersymmetrischen Modells mit Bohrung (rot),
Rissfläche (schraffiert), und simulierter Ebene (Farbverlauf)

20
Die eigentliche Diskretisierung wurde in einem iterativen Verfahren durchgeführt.
Ziel dieses Verfahrens war es, die Größe der Finiten Elemente im
Nahbereich des Risses sukzessive zu verfeinern bis zu der Elementgröße,
bei der im Vergleich zur vorherigen Diskretisierung keine Veränderung der
berechneten Temperaturen und Drücke auftritt. Diese Vorgehensweise ermöglichte
einerseits die Bestimmung der notwendigen Elementgrößen zur
numerisch korrekten Abbildung der stattfindenden physikalischen Prozesse
und andererseits die Optimierung der notwendigen Gesamtanzahl der Finiten
Elemente. Eine a priori festgelegte Diskretisierung ohne vergleichende
Berechnungen hätte entweder die Berechnungsergebnisse verfälschen oder
die aufzuwendenden Rechenzeiten unnötig erhöhen können.
Die so durchgeführte Optimierung der Diskretisierung führte schlussendlich
zu einem 2-dimensionalen Modell, das eine Ausdehnung von 500 m mal
500 m in z- und R-Richtung besitzt. Im Übergangsbereich zwischen Riss und
Matrix wurde die optimierte Elementgröße auf 7 mm bestimmt. Die Maximalgröße
der Elemente im rissfernen Bereich beträgt 15 m. Das Modell
besteht aus insgesamt ca. 250.000 Finiten Elementen, wovon sich ca.
200.000 Finite Elemente im Nahbereich des Risses befinden. Abbildung
4-2 zeigt die Gesamtdiskretisierung sowie Ausschnittvergrößerungen zur
Veranschaulichung des Modellaufbaus.

21
Rissein- bzw. -auslass
Lage des Risses
-2000 m
u. GOK
Rissnebengestein
Rotationsachse
des Modells
-2500 m
u. GOK
10 m 1 m
Abbildung 4-2: Diskretisierung des Modells
Die Abbildung verdeutlicht durch die Ausschnittvergrößerungen die Größenunterschiede
der Finiten Elemente. Die kleinsten Elemente sowohl in
ihrer vertikalen als auch horizontalen Ausdehnung liegen am Rissein- bzw.
-auslasspunkt. Darüber hinaus ist der Übergangsbereich am Ende des Risses
zum Nebengestein ebenfalls hoch aufgelöst.
Zusätzlich dokumentiert die Abbildung die wesentlichen Merkmale des Modells.
Dies sind die Lage der Rotationsachse, die gleichbedeutend ist mit der

22
Lage der Bohrung, sowie die Lage des Rissein- bzw. -auslasspunktes in der
Rotationsachse.
Die in der Abbildung dokumentierte Diskretisierung mit Finiten Elementen
spiegelt in den numerischen Berechnungen das den Riss umgebende Nebengestein
wider, in dem das Darcy-Gesetz Gültigkeit besitzt. Demgegenüber
steht die zu berechnende Kluftströmung, die auf dem Hagen-
Poiseuille-Gesetz beruht. Um beide Gesetze im numerischen Modell miteinander
zu verknüpfen, wurde der eigentliche Riss mit so genannten diskreten
Kluftelementen realisiert, in denen unabhängig von der umgebenden Matrix
die zu geltenden Gesetze und Parameter definiert werden können /2/.
Für die hier gestellte Aufgabe bedeutet dies, dass in dem Riss die Druckentwicklung
unter Berücksichtung der in das Nebengestein auftretenden
Wasserverluste auf Basis von zwei Gesetzen berechnet wird. Hinsichtlich der
Wärmetransportprozesse bestehen für beide Elementtypen dieselben Gesetzmäßigkeiten.
4.3 Thermische und hydraulische Initialisierung des numerischen
Modells
Vor den eigentlichen numerischen Simulationen des Geysir-Betriebes muss
das oben beschriebene Modell parametrisiert und sowohl thermisch als
auch hydraulisch initialisiert werden. Wie in Tabelle 4-1 dokumentiert, ist
generell von zwei verschiedenen Grundmodellen auszugehen, die sich hinsichtlich
der Permeabilitäten des Nebengesteins unterscheiden. Daher wird
die Initialisierung für beide Modelle durchgeführt.
Nach der Parametrisierung der Modelle analog zu Tabelle 4-1 werden diese
zunächst thermisch initialisiert. Hierfür werden entsprechend der Tiefenlagen
der Modelloberkante von -2.000 m unter Geländeoberkante und der
Modellunterkante von -2.500 m unter Geländeoberkante, einer Oberflächentemperatur
von 10 °C und einem geothermischen Gradienten von
0,035 °C/m Temperaturrandbedingungen 1. Art von 80 °C bzw. 97,5 °C in
das Modell implementiert. Die seitlichen Modellränder sind für den Wärmefluss
geschlossen. Auf Basis dieser Temperaturrandbedingungen wird für
beide Modelle das stationäre thermische Temperaturfeld berechnet, das
aufgrund der homogenen und isotropen Parameterverteilung zu einer linearen
Teufen-Temperaturverteilung führt.
Als zweiter Schritt folgt die hydraulische Initialisierung. Bei dieser wird von
folgendem praxisnahen Ansatz ausgegangen. Vor dem eigentlichen Geysir-
Betrieb erfolgt die Rissöffnung mittels massivem Wasserfrac mit einem
Kopfüberdruck von 100 bar. Nach Öffnung des Risses wird dieser Druck bis
zur Inbetriebnahme des Geysirs aufrechterhalten (Betriebsbereitschaft). Da-

23
her wurde für die hydraulische Initialisierung des Systems im Bereich des
Risses ein Kopfüberdruck von 100 bar in Form einer hydraulischen Randbedingung
1. Art implementiert. Der äußere und untere Modellrand wurden
mit einer hydraulischen Randbedingung von 0 bar belegt. Diese Konstellation
wurde dann über einen Zeitraum von 4 Monaten vorwärts berechnet,
um die Druckausbreitung aus dem Riss in das Nebengestein und den damit
entstehenden Druckgradienten bis zum Beginn des Geysir-Betriebes zu simulieren.
In Abhängigkeit von den beiden unterschiedlichen Nebengesteinspermeabilitäten
ergaben sich daraus deutlich unterschiedliche Druckfelder, die in
Abbildung 4-3 dargestellt sind.
Riss
a) b)
500 m 500 m
Abbildung 4-3: Vergleich der Potenzialfelder in m Wassersäule nach 4-monatigem
Vorlauf in Abhängigkeit von der Permeabilität des Nebengesteins;
a) k=10 -17 m 2 ; b) k=10 -16 m 2
Die Abbildung verdeutlicht, dass bei einer Permeabilität von 10 -17 m 2 im
Vergleich zu einer Permeabilität von 10 -16 m 2 der Druckgradient im Nahbereich
der Kluft deutlich ausgeprägter und damit die Druckfront weniger weit
vorangeschritten ist.
Die Bilanzierung der über den Riss zur Aufrechterhaltung des Rissöffnungsdruckes
von 100 bar benötigten Wassermengen ergab bei der höheren
Permeabilität am Ende der 4-monatigen Berechnungszeit 225 m 3 /d. Demgegenüber
sind dies im Modell mit der geringeren Permeabilität nur
35 m 3 /d.
Mit der Initialisierung beider Modelle sind die Vorarbeiten für die numerische
Berechnung des Geysir-Betriebes abgeschlossen.

24
4.4 Numerische Berechnungen des GEYSIR-Betriebes
Die numerischen Berechnungen des Geysir-Betriebes unterteilen sich
grundsätzlich in zwei verschiedene Konzepte:
1) Reiner Geysir-Betrieb
2) Geysir-Betrieb mit zusätzlicher energetischer Nutzung
Zu 1)
Bei dem reinen Geysir-Betrieb wird allabendlich in den Rissspeicher
eine zu definierende Menge Wasser mit einer Rate von 50 l/s aus dem
Thermalsee injiziert. Nach Abschluss der Injektion erfolgt über Nacht
die primär konduktive Erwärmung dieses Wassers. Im Verlauf des folgenden
Tages wird in insgesamt 9 Zyklen das erwärmte Wasser mit
einer Rate von 50 l/s für 10 Minuten pro Stunde aus dem Speicher in
Form einer Fontäne gefördert.
Ziel der numerischen Berechnungen ist es, zunächst die notwendige
allabendliche Injektionsmenge und den damit verbundenen Druckaufbau
in dem Riss in Abhängigkeit von der Permeabilität des Nebengesteins
zu bestimmen. Hierbei muss einerseits gewährleistet sein,
dass die Befüllung mit dem damit verbundenen Druckaufbau den maximal
erlaubten Kopfüberdruck von 110 bar nicht überschreitet, da es
ansonsten zu einer Ausweitung des Risses käme. Andererseits muss
der erzeugte Überdruck infolge der Befüllung über dem am Tage
stattfindenden Druckabbau infolge natürlicher Wasserverluste in das
Nebengestein und des Geysir-Betriebes liegen, da ein Druckabfall unter
den Rissöffnungsdruck von 100 bar vermieden werden muss.
Nach der Bestimmung der erforderlichen Injektionsmengen ist das eigentliche
Ziel der numerischen Berechnungen, die zeitliche Entwicklung
der Temperatur und des Druckes am Rissein- bzw. -auslass zu
quantifizieren, um zunächst die generelle Machbarkeit des Projektes
nachzuweisen.
Zu 2)
Bei dem Geysir-Betrieb mit zusätzlicher energetischer Nutzung wird
aufbauend auf den Ergebnissen des reinen Geysir-Betriebes zunächst
ein Betriebsregime konzipiert, welches den parallelen Betrieb des
Geysirs und der energetischen Nutzung ermöglicht.
Die Ergebnisse der darauf folgenden Berechnungen liefern die Grundlage
für eine Wirtschaftlichkeitsberechnung der sekundären energetischen
Nutzung.

25
Nachfolgend werden die beiden Konzepte hinsichtlich der notwendigen
Arbeitsschritte sowie der erzielten Ergebnisse ausführlich beschrieben.
4.4.1 Numerische Berechnungen des reinen GEYSIR-Betriebes
Für die Berechnungen des reinen Geysir-Betriebes muss grundsätzlich zwischen
den Modellansätzen mit unterschiedlichen Permeabilitäten des Nebengesteins
unterschieden werden. Aufgrund der zu erwartenden deutlich
höheren Wasserverluste in das Nebengestein mit höherer Permeabilität
muss zunächst für beide Modelle die notwendige allabendliche Injektionsmenge
berechnet werden, um die vorgegebenen Maximal- bzw. Minimaldrücke
von 110 bar bzw. 100 bar bei einer täglichen Gesamtfördermenge
von 270 m 3 einhalten zu können.
In Optimierungsstudien wurden für beide Modellansätze die notwendigen
Injektionsmengen bestimmt. Da zu Beginn des Geysir-Betriebes die höchsten
Wasserverluste auftreten, werden nur wenige Betriebstage zur Festlegung
dieser maximalen Injektionsmengen benötigt. Tabelle 4-2 fasst die
Ergebnisse der berechneten Mengen sowie der damit verbundenen Kopfüberdrücke
zusammen.
Tabelle 4-2: Berechnete maximale Injektionsmengen für beide Modellansätze
Modellansatz
Max.
Injektionsmenge
(erster Tag)
[m 3 /d]
Max.
Kopfüberdruck
[bar]
Min.
Kopfüberdruck
(erster Tag)
[bar]
Nebengesteinspermeabilität:
10 -17 m 2 400 106 100,2
Nebengesteinspermeabilität:
10 -16 m 2 860 110 100,4
Die Tabelle verdeutlicht den entscheidenden Einfluss der Permeabilität des
Nebengesteins auf die notwendigen Injektionsmengen. Während bei der
geringeren Permeabilität bereits maximal 400 m 3 /d ausreichen, um am
Ende des Förderzyklus über dem minimal geforderten Kopfüberdruck von
100 bar zu bleiben, benötigt man bei der höheren Permeabilität hierfür
maximal 860 m 3 /d. Da das maximale Speichervolumen der Kluft bei einem
Kopfüberdruck von 110 bar bei 750 m 3 liegt, lässt sich daraus schließen,
dass bei der höheren Permeabilität bereits während der Injektionsphase
110 m 3 /d in das Nebengestein verloren gehen.
Als wesentliches Ergebnis dieser Optimierungsstudie ist festzuhalten, dass
unter der Voraussetzung einer Nebengesteinspermeabilität von 10 -17 m 2

26
sowohl ein reiner Geysir-Betrieb als auch ein gekoppelter Betrieb mit energetischer
Nutzung aus rein hydraulischer Sicht technisch machbar ist. Für
ein Nebengestein mit einer Permeabilität von 10 -16 m 2 eignet sich dagegen
ausschließlich der reine Geysir-Betrieb. Ein gekoppelter Betrieb ist aufgrund
der hohen Wasserverluste und des damit verbundenen Druckabbaus in der
Kluft nicht möglich.
Nach der Quantifizierung der täglich einzuspeisenden Injektionsmengen
konnten die für die numerische Simulation des Geysir-Betriebes notwendigen
Randbedingungen in Form von Zeitreihen generiert werden. Abbildung
4-4 zeigt die Injektions- und Förderphasen beider Modellansätze für einen
Tag.
60
50
40
Modellansatz Permeabilität = 10-17 m2
Modellansatz Permeabilität = 10-16 m2
30
Befüllungs- bzw. Förderrate [l/s]
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
-60
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Tag
Abbildung 4-4: Injektions- und Förderphasen beider Modellansätze
Die Abbildung verdeutlicht, dass der Modellansatz mit höherer Permeabilität
des Nebengesteins eine deutlich längere Injektionsphase bedingt, so
dass bereits hieraus abgeleitet werden kann, dass die erzielbaren Fördertemperaturen
aufgrund der kürzeren Zeitspanne der konduktiven Wiedererwärmung
während der Nacht geringer sein werden.
Zusätzlich waren neben den zu injizierenden Wassermengen auch deren
über das Jahr variierenden Temperaturen zu berechnen und entsprechende
Zeitreihen für die Modellierung zu generieren. Hierfür wurden die mittleren
Monatstemperaturen des Seewassers, das injiziert wird, in Abhängigkeit von
den zu erwartenden Fördertemperaturen und den monatlichen Lufttempe-

27
raturen berechnet. Abbildung 4-5 zeigt den Jahresgang der Temperatur
des injizierten Wassers bei reinem Geysir-Betrieb.
50
45
Temperatur des injizierten Wassers
Temperatur des injizierten Wassers [°C]
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Jan Feb März Apr Mai Jun Juli Aug Sept Okt Nov Dez
Monat
Abbildung 4-5: Jahresgang der Temperatur des injizierten Wassers bei reinem
Geysir-Betrieb
Die oben beschriebenen Zeitreihen wurden als Randbedingungen 1. Art in
die Modelle integriert. Zusätzlich wurden Nebenbedingungen definiert, die
es ermöglichen, die vorgeschriebenen Injektionstemperaturen ausschließlich
auf die Injektionsphasen zu beschränken, um somit in den Förderphasen
die tatsächlich auftretenden Temperaturen am Rissauslass berechnen zu
können.
Mit diesen nun vervollständigten Modellen wurde im Folgenden versucht,
die Temperatur- und Druckentwicklung sowohl am Rissauslass als auch an
weiteren Monitoringpunkten unter Berücksichtigung der temperaturabhängigen
Dichte und Viskosität des Wassers über einen Zeitraum von 4 Jahren
zu berechnen.
Bereits nach einer Rechenzeit von wenigen Stunden wurde deutlich, dass die
neben dem räumlichen Skalenproblem (Diskretisierung im Millimeter bis
Meterbereich) existierenden zeitlichen Skalenunterschiede (Prognosezeitraum
von 4 Jahren im Vergleich zu Einzelförderphasen von 10 Minuten bei
neunmaliger Wiederholung pro Tag) zu im Bearbeitungszeitraum nicht realisierbaren
Gesamtrechenzeiten führen würden.

28
Aus diesem Grunde musste eine Vereinfachung der Simulation des Geysir-
Betriebes entwickelt werden, die zu einer deutlichen Verkürzung der Rechenzeiten
unter Beibehaltung von verlässlichen und verifizierten Berechnungsergebnissen
insbesondere hinsichtlich der Temperaturentwicklung
führt.
Da die räumliche Diskretisierung aus den bereits in Kapitel 4.2 genannten
Gründen nicht vereinfacht werden konnte, musste ein Weg gefunden werden,
die zeitlich hoch aufgelösten Förderphasen innerhalb eines Tages geeignet
zu vereinfachen, ohne die daraus resultierenden Ergebnisse zu
verfälschen.
Als gangbarer Weg erwies sich hierbei die Zusammenlegung der 9 einzelnen
Förderphasen mit einer jeweiligen Dauer von 10 Minuten zu einer einzigen
Förderphase mit einer dementsprechenden Dauer von 90 Minuten.
Da im Tagesverlauf somit in beiden Ansätzen dieselbe Massenbilanz vorliegt,
konnte zunächst vermutet werden, dass sowohl der Druck als auch die
Temperatur am Rissauslass am Ende des Tageszyklus vergleichbar sein
müsste.
Zur Überprüfung dieser Vermutung wurde ein entsprechender Datensatz
zusammengestellt und die Temperatur- und Druckentwicklung mit diesem
Vergleichsmodell berechnet. Zur Verdeutlichung des Ansatzes ist in
Abbildung 4-6 ein Vergleich der zeitlich hoch aufgelösten und der zusammengefassten
Förderphasen dargestellt.

29
60
50
40
9 einzelne Förderphasen
eine zusammengefasste Förderphase
30
Befüllungs- bzw. Förderrate [l/s]
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
-60
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Tag
Abbildung 4-6: Vergleich der zeitlich hoch aufgelösten und zusammengefassten
Förderphasen
Die Abbildung zeigt, dass die zusammengelegte Förderphase zeitgleich mit
der ersten Einzelförderphase beginnt und dann über einen Zeitraum von 90
Minuten aktiv ist. Für die aufzuwendende Rechenzeit bedeutet dies, dass im
Vergleich zu insgesamt 18 zeitlich hoch aufgelösten Übergangspunkten von
Förderung zu Ruhephase und umgekehrt lediglich 2 Ansteuerungspunkte in
der zusammengefassten Förderphase notwendig sind.
Zur Verifizierung dieser Vereinfachung wurden die berechneten Temperaturen
und Drücke sowohl der hoch aufgelösten als auch der zusammengefassten
Förderphase für einzelne Betriebstage miteinander verglichen. Die
Ergebnisse sind in Abbildung 4-7 und Abbildung 4-8 dargestellt.
Die Abbildung 4-8 bestätigt die bereits theoretisch angestellten Überlegungen,
nach denen die Temperaturentwicklungen während der Förderphasen
unterschiedlich sind, jedoch die berechneten Temperaturen am Ende jeden
Tages mit einem Temperaturunterschied von weniger als 1 K in beiden Ansätzen
miteinander vergleichbar sind. Somit kann für die längerfristigen
Prognosen das vereinfachte Modell mit einer zusammengefassten Förderphase
genutzt werden, da die Temperaturen vor Beginn der nächsten Injektionsphase
nahezu übereinstimmen und somit der langfristige Trend der
Temperaturentwicklung mittels dieses Modellansatzes korrekt berechnet
wird.

30
Für die Berechnung des tatsächlichen Temperaturverlaufs zu bestimmten
Zeitpunkten kann dann auf die Ergebnisse des langfristigen Trends zurückgegriffen
und hoch aufgelöste Berechnungen unter Berücksichtigung der
neun Förderphasen durchgeführt werden.
Durch eine derartige Kopplung ist es möglich, sowohl längerfristige Trendprognosen
als auch hoch aufgelöste Einzelberechnungen durchführen zu
können.
44
43
42
hoch aufgelöste Einzelphasen
zusammengefasste Förderphase
Temperatur am Rissein- bzw. auslaß [°C]
41
40
39
38
37
36
35
34
33
32
31
30
875.0 875.1 875.2 875.4 875.5 875.6 875.7 875.8 876.0 876.1 876.2 876.3 876.4 876.6 876.7 876.8 876.9
Abbildung 4-7: Vergleich der berechneten Temperaturen am Rissein- bzw. am
Rissauslass für die hoch aufgelösten und zusammengefassten Förderphasen
Tag
Neben der Temperaturentwicklung muss diese Vereinfachung auch Gültigkeit
für die zu berechnenden Drücke besitzen. In Abbildung 4-8 ist daher
der Vergleich der berechneten Druckentwicklungen dokumentiert.
Der Vergleich der Graphen dokumentiert auch für die zu berechnenden
Drücke eine sehr gute Übereinstimmung am Ende eines Tages, während im
Verlauf des Tages naturgemäß unterschiedliche Drücke berechnet werden.
Darüber hinaus dokumentiert die Abbildung die Einhaltung der vorgegebenen
Maximal- bzw. Minimaldrücke von 110 bar bzw. 100 bar.

31
1070
1065
hochaufgelöste Einzelphasen
zusammengefasste Förderphase
1060
Druck am Rissein- bzw. auslass [m]
1055
1050
1045
1040
1035
1030
1025
1020
1015
875.0 875.2 875.4 875.6 875.8 876.0 876.2 876.4 876.6 876.8 877.0
Tag
Abbildung 4-8: Vergleich der berechneten Drücke am Rissein- bzw. -auslass für
die hoch aufgelösten und zusammengefassten Förderphasen
Somit kann festgestellt werden, dass die Zusammenfassung der Einzelförderphasen
sowohl hinsichtlich der zu berechnenden Drücke als auch der zu
berechnenden Temperaturen ein geeignetes Werkzeug zur Berechnung der
langfristigen Trends darstellt.
Im Folgenden werden daher zunächst die thermischen Berechnungsergebnisse
der beiden Modellansätze mit unterschiedlichen Permeabilitäten des
Nebengesteins für einen Zeitraum von 12 Monaten dargestellt. Da selbst
bei zusammengefassten Förderphasen die Rechengeschwindigkeit aufgrund
der sehr feinen Diskretisierung sowie der sehr klein zu wählenden Fehlertoleranzen
gering ist, konnten in der zur Verfügung stehenden Zeit nicht beide
Modellansätze über einen längeren Betriebszeitraum berechnet werden.
Für den Modellansatz mit geringerer Permeabilität konnte hingegen ein
Betriebszeitraum von 3 Jahren simuliert werden, dessen Ergebnisse anschließend
vorgestellt werden.
In Abbildung 4-9 und Abbildung 4-10 sind vergleichend für beide Modellansätze
die berechneten Temperaturen dargestellt. Da für den Geysir-
Betrieb von einem Beginn im Mai ausgegangen wird, ist die Injektionstemperatur
entsprechend Abbildung 4-5 zunächst 32 °C. Erst mit Beginn des
sechsten Betriebsmonates verringert sich die Injektionstemperatur auf
30 °C.

32
80
75
70
Temperatur bei Permeabilität Nebengestein: 10-17 m2
Temperatur bei Permeabilität Nebengestein: 10-16 m2
Temperatur am Rissauslaß [°C]
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
-1 30 60 91 121 152 182 213 243 274 304 335 365
Tage
Abbildung 4-9: Vergleich der berechneten Temperaturen am Rissauslass für die
beiden Modellansätze mit unterschiedlichen Permeabilitäten des Nebengesteins für
eine Betriebsdauer von 12 Monaten
Der Vergleich der Graphen in Abbildung 4-9 zeigt den eklatanten Unterschied
der Temperaturentwicklungen in Abhängigkeit von der Nebengesteinspermeabilität.
Bereits nach einer Berechnungszeit von 12 Monaten
beträgt der Temperaturunterschied am Ende der Förderphase 8 °C. So beträgt
die maximale Fördertemperatur nach dieser Betriebszeit im Fall einer
Permeabilität von 10 -16 m 2 lediglich 34,5 °C, was mehr als einer Halbierung
ausgehend von einer initialen Speichertemperatur von 80 °C entspricht. Für
die Berechnung mit einer Permeabilität von 10 -17 m 2 beträgt die Temperatur
nach dieser Betriebszeit 42,5 °C. Dabei muss festgestellt werden, dass die
stärksten Temperaturrückgänge bereits im ersten Betriebsmonat stattfinden.
Die minimalen Temperaturen werden entsprechend den geringsten Injektionstemperaturen
von 23 °C am Ende des zehnten Betriebsmonats mit
40 °C bzw. 30 °C erreicht.
Um einen Einblick in den Unterschied beider Modellansätze im Tagesverlauf
zu geben, zeigt Abbildung 4-10 den Temperaturverlauf für die ersten
10 Betriebstage im Vergleich. Die Graphen verdeutlichen, dass sich die
deutlichen Temperaturunterschiede am Ende eines Betriebstages aus zwei
Komponenten zusammensetzen. Die erste Komponente betrifft die bereits
angesprochene längere Injektionszeit bei höherer Permeabilität. Die hierdurch
kürzere verfügbare Wiedererwärmungszeit während der Nacht führt
bereits zu deutlich geringeren Temperaturen zu Beginn der Förderphase.
Die zweite Komponente spiegelt sich primär in der eigentlichen Förderpha-

33
se wider. Da bei der höheren Permeabilität das doppelte Volumen an Wasser
im Vergleich zum Fall mit der geringeren Permeabilität in den Riss injiziert
werden muss, kann dieses bei gleicher verfügbarer Wärmemenge im
Nebengestein nicht so stark erwärmt werden. Dies resultiert in den zu beobachtenden
deutlich geringeren Maxima der Temperatur in den Förderphasen.
Beide Komponenten zusammen bewirken die bereits in Abbildung 4-9
dokumentierte deutliche Temperaturspreizung, die eine sinnvolle energetische
Nutzung bei einer Permeabilität des Nebengesteins von 10 -16 m 2 ausschließt.
80
75
70
Temperatur bei Permeabilität Nebengestein: 10-17 m2
Temperatur bei Permeabilität Nebengestein: 10-16 m2
Temperatur am Rissauslaß [°C]
65
60
55
50
45
40
35
30
25
20
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Tage
Abbildung 4-10: Vergleich der berechneten Temperaturen am Rissauslass für die
beiden Modellansätze mit unterschiedlichen Permeabilitäten des Nebengesteins für
die ersten 10 Betriebstage
Für eine Permeabilität des Nebengesteins von 10 -17 m 2 konnte, wie bereits
angesprochen, ein Betriebszeitraum von 3 Jahren berechnet werden. Die in
Abbildung 4-11 dokumentierte Temperaturentwicklung über diesen Zeitraum
bestätigt die sich kontinuierlich verringernde Temperaturabnahme mit
fortschreitender Betriebszeit.
Eine Extrapolation der Temperaturabnahme unter Verwendung einer logarithmischen
Darstellung ist aufgrund der jahreszeitlichen Schwankungen der
Injektionstemperatur und der daraus resultierenden Fördertemperaturen
sowie der entzogenen Wärmeleistung methodisch nicht sinnvoll.

34
Temperatur am Rißein- bzw -auslaß [°C]
74
72
70
68
66
64
62
60
58
56
54
52
50
48
46
44
42
40
38
36
34
32
30
28
26
24
22
20
0 365 730 1095
Tag
Temperatur bei Permeabilität Nebengestein: 10-17 m2
Abbildung 4-11: Berechnete Temperaturen am Rissauslass für den Modellansatz
mit geringerer Permeabilität für die ersten 3 Betriebsjahre
Abbildung 4-12 zeigt die Temperaturverteilung in einem Profil aus dem
ersten Betriebsjahr für eine Permeabilität des Nebengesteins von 10 -16 m 2 .
Rissein- bzw. -auslass
Rissein- bzw. aus-
200 m
Abbildung 4-12: Temperaturprofil nach dem 1. Betriebsjahr für eine Permeabilität
von 10 -16 m 2
Während die Auskühlung längs des Risses nach dieser Betriebszeit eine
Ausdehnung von 150 m besitzt, erreicht diese senkrecht zum Riss am

35
Rissauslasspunkt gerade 25 m aufgrund des hier primär konduktiv stattfindenden
Wärmetransportprozesses.
Zusammenfassend bleibt für den reinen Geysir-Betrieb festzustellen, dass
aus hydraulischer Sicht beide Modellansätze mit unterschiedlichen Permeabilitäten
des Nebengesteins generell umsetzbar sind. Aus thermischer Sicht
ist jedoch der Modellansatz mit einer Permeabilität von 10 -16 m 2 signifikant
ungünstiger zu bewerten.
4.4.2 Numerische Berechnungen des GEYSIR-Betriebes mit
thermischer Nutzung
Die Berechnungen des Geysir-Betriebes mit thermischer Nutzung basieren,
wie bereits in Kapitel 4.4.1 beschrieben, auf dem Modellansatz mit einer
Permeabilität des Nebengesteins von 10 -17 m 2 , da bei höherer Permeabilität
keine sinnvolle Energienutzung möglich ist.
Ausgehend von dem in Kapitel 4.2 dargestellten, hydraulisch und thermisch
initialisierten Modell, müssen abweichend von dem reinen Geysir-Betrieb
verschiedene Randbedingungen auf den Betrieb mit thermischer Nutzung
angepasst werden.
Dies betrifft zum einen die zur Realisierung der thermischen Nutzung notwendigen
Injektions- und Fördermengen. Das konzeptionelle Modell geht
hierbei davon aus, dass für die Sommermonate von Mai bis September
ausschließlich der reine Geysir-Betrieb stattfindet. Für die zweite Jahreshälfte
von Oktober bis April hingegen wird die thermische Nutzung zugeschaltet.
Zur Quantifizierung der hierbei möglichen Betriebsregime wurden
zunächst iterative Berechnungen durchgeführt, um die maximal mögliche
Fördermenge zur thermischen Nutzung bestimmen zu können.
Die Ergebnisse zeigten, dass der Speicher im Gegensatz zum reinen Geysir-
Betrieb bis zum maximal möglichen Kopfüberdruck von 110 bar befüllt
werden muss. Ausgehend von dieser Maximalbefüllung mit bis zu 690 m 3 /d
(entspricht einer Befüllungszeit von ca. 4 Stunden), kann ein kombinierter
Betrieb von Geysir und thermischer Nutzung wie folgt umgesetzt werden.
Der Geysir-Betrieb in 9 Einzelförderphasen wird von jeweils 10 Minuten auf
5 Minuten verkürzt. Die thermische Nutzung beginnt mit einer Förderrate
von 12,5 l/s bereits 12 Stunden nach Beginn der Befüllung und wird zwischen
den einzelnen Geysirintervallen fortgeführt. In der Summe ergibt sich
so eine Gesamtförderungemenge von 640 m 3 /d, von denen 505 m 3 /d der
thermischen Nutzung zur Verfügung stehen.
Für die numerischen Berechnungen musste dieses Betriebsregime aus den
bereits beim reinen Geysir-Betrieb erläuterten Gründen zusammengefasst

36
werden. Abbildung 4-13 zeigt daher einen Vergleich des hoch aufgelösten
Betriebsregimes mit dem zusammengefassten Betriebsregime.
62.5
50
9 einzelne Förderphasen + energetischer Nutzung
eine zusammen gefasste Förderphase + energetischer Nutzung
37.5
Befüllungs- bzw. Förderraten [l/s]
25
12.5
0
-12.5
-25
-37.5
-50
-62.5
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Abbildung 4-13: Vergleich der hoch aufgelösten und zusammengefassten Betriebsregime
mit energetischer Nutzung
Tag
Neben dem Betriebsregime mussten im Vergleich zum reinen Geysir-Betrieb
ebenfalls die Injektionstemperaturen aufgrund des zusätzlichen Wärmeentzugs
während der thermischen Nutzung angepasst werden. Hierfür wurden
wieder die mittleren Monatstemperaturen des Seewassers, das injiziert wird,
in Abhängigkeit von den zu erwartenden Fördertemperaturen und den monatlichen
Lufttemperaturen berechnet. Die entsprechenden Zeitreihen wurden
als Randbedingungen 1. Art in die Modelle integriert. Zusätzlich
wurden wiederum Nebenbedingungen definiert, die es ermöglichen, die
vorgeschriebenen Injektionstemperaturen ausschließlich auf die Injektionsphasen
zu beschränken, um somit in den Förderphasen die tatsächlich auftretenden
Temperaturen am Rissauslass berechnen zu können.
Mit diesem nun vervollständigten Modell wurde die Temperatur- und
Druckentwicklung am Rissein- bzw. -auslass für einen Betriebszeitraum von
3 Jahren unter Berücksichtigung der temperaturabhängigen Dichte und
Viskosität des Wassers berechnet.
Abbildung 4-14 zeigt zunächst die Temperaturentwicklung dieses kombinierten
Betriebes, wobei graphisch zwischen den Phasen des reinen Geysir-
Betriebes und den Phasen mit zusätzlicher Wärmenutzung unterschieden
wird.

37
Temperatur am Rissein- bzw. -auslaß [°C]
74
72
70
68
66
64
62
60
58
56
54
52
50
48
46
44
42
40
38
36
34
32
30
28
26
24
22
20
Modell mit Wärmenutzung: Phase reinen Geysirbetriebes
Modell mit Wärmenutzung: Phase mit Geysirbetrieb + energetischer Nutzung
Modell mit reinem Geysirbetrieb über 3 Jahre
0.0 182.5 365.0 547.5 730.0 912.5 1095.0
Abbildung 4-14: Temperaturentwicklung bei kombiniertem Betrieb über einen
Zeitraum von 3 Jahren
Tag
Die Abbildung verdeutlicht, dass aufgrund der zusätzlichen thermischen
Nutzung mit der damit verbundenen deutlich erhöhten Fördermenge die
Temperaturen am Rissauslass insbesondere in den Halbjahren mit thermischer
Nutzung deutlich geringer sind als im Vergleichsmodell mit reinem
Geysir-Betrieb. Dabei treten die maximalen Temperaturunterschiede jeweils
Ende Februar (Ende der geringsten Injektionstemperatur) mit 6,5 K auf. Die
minimal erreichten Fördertemperaturen zu diesem Zeitpunkt liegen bei
Wärmenutzung in den ersten drei Betriebsjahren zwischen 33 °C und 31 °C
im Vergleich zu 39,5 °C und 37,5 °C ohne Wärmenutzung.
Zusammenfassend kann somit festgestellt werden, dass die zusätzlich zum
reinen Geysir-Betrieb durchgeführte thermische Nutzung zu einer deutlichen
Reduzierung der Fördertemperatur führt, wobei die im ersten Betriebsjahr
zu beobachtende, sehr deutliche Temperaturerniedrigung bereits in den
beiden darauf folgenden Jahren mit einem zusätzlichen ΔT von 2 K sehr
viel geringer ausfällt und somit auch ein langjähriger Betrieb der Anlage
potenziell möglich ist.
Neben dem dargestellten längerfristigen Trend der Temperaturentwicklung
wird für die energetische Analyse die tatsächliche Entwicklung der Fördertemperaturen
bei vollständig simulierten 9 aufgelösten Geysireruptionen
pro Tag benötigt. Dafür wird - basierend auf den berechneten Systemzuständen
am Ende des Tageszyklus (abends 20:00 Uhr), die auf dem zusammengefassten
Förderintervall beruhen - für die benötigten Tage das
zeitlich vollständig aufgelöste Modell berechnet. Abbildung 4-15 zeigt stell-

38
vertretend einen Vergleich der zusammengefassten und hoch aufgelösten
Modellansätze an einem Beispiel aus dem dritten Betriebsjahr.
40.0
38.0
Modellansatz mit hoch aufgelösten Förderphasen
Modellansatz mit zusammen gefassten Förderphasen
Temperatur am Rißein- bzw. -auslaß [°C]
36.0
34.0
32.0
30.0
28.0
26.0
24.0
22.0
1082.0 1082.1 1082.2 1082.3 1082.4 1082.5 1082.6 1082.7 1082.8 1082.9 1083.0
Abbildung 4-15: Vergleich der Temperaturentwicklungen zwischen hoch aufgelösten
und zusammengefassten Förderphasen (Be- und Entladeraten entsprechend
Abbildung 4-13)
Tag
Die Abbildung verdeutlicht einerseits, dass auch bei der numerischen Berechnung
mit thermischer Nutzung der vereinfachte Ansatz mit zusammengefassten
Förderphasen am Ende eines Tages zu vergleichbaren Temperaturen
wie die hoch aufgelöste Berechnung führt und somit diesen Ansatz
rechtfertigt.
Zum anderen zeigt der hoch aufgelöste Graph, dass die Verkürzung der
Geysirphasen von 10 Minuten auf 5 Minuten zu deutlich geringeren Temperaturspitzen
führt (vgl. Abbildung 4-7). Innerhalb der Förderphase ist
somit im dritten Betriebsjahr von einem täglichen Gesamttemperaturanstieg
von ca. 3 K auszugehen.

39
4.5 Zusammenfassung der Simulationsergebnisse
Die durchgeführten Simulationsrechnungen zur Quantifizierung der hydraulischen
und thermischen Auswirkungen des Geysir-Betriebes lassen sich wie
folgt zusammenfassen:
1. Die numerischen Untersuchungen haben gezeigt, dass ein Geysir-
Betrieb mit einem elastischen Riss in einer permeablen Matrix mit einem
realisierbaren Aufwand berechenbar ist.
2. Im Ergebnis der Simulationsrechnungen ist der Geysir-Betrieb in der
standortspezifischen Betriebsweise hydraulisch und thermisch durchführbar.
3. Übliche Sensitivitätsstudien und Variantenbetrachtungen sind jedoch
aufgrund der langen Berechnungszeiten kurzfristig ausgeschlossen.
Das beschränkt die Optimierungsmöglichkeiten.
4. Die beiden berechneten Varianten mit unterschiedlichen Matrixpermeabilitäten
sind aus hydraulischer Sicht beide für einen Geysir-
Betrieb geeignet.
5. Beide Matrixpermeabilitäts-Varianten sind hydraulisch möglich; wird
der hohe Wert vorgefunden, verringert sich die thermische Ausbeute
drastisch.

40
5 Geochemie
Geochemisch sind beim Geysir-Betrieb drei Fragestellungen zu berücksichtigen:
1. Die Zumischung von Tiefenwasser zum eingepressten Süßwasser durch
Fluid-Fluid-Wechselwirkung kann zur Erhöhung der Salinität führen.
Welche Aussagen lassen sich zur Salinitätsentwicklung machen?
2. Welche Aussagen lassen sich zu Ausfällungen/Auflösungen von Gestein/Mineralen
machen, die durch den Betrieb von Geysir sowohl unterirdisch
als auch Obertage erfolgen können (qualitiativ)?
3. Sind Aufbereitungsmaßnahmen der Wässer notwendig und wenn ja,
welche?
5.1 Entwicklung der Salinität im Zuge des Betriebes
Täglich erfolgt die Injektion von bis zu 700 m 3 Wasser in den Untergrund
(paläozoische Gesteine). Bis zu ca. 650 m 3 davon werden aus dem Speicher
zurück gewonnen. Diesem zurück gewonnenen Wasser werden Übertage
ca. 50 m 3 Süßwasser zugesetzt. Im nächsten Zyklus wiederholt sich der
Vorgang.
In Teil 2 dieser Machbarkeitsuntersuchung werden Aussagen über Salinitäten
gemacht, jedoch keine genaue Zuordnung. Die Angaben schwanken
zwischen ca. 1 g/l (nahe gelegene Schachtanlagen) bis hin zum Salzgehalt
in entfernteren Kohlerevieren (Chloridgehalt bis 140 g/l, im Durchschnitt
60 g/l). Für die folgenden Abschätzungen wird der „worste-case“-Fall betrachtet,
also der Chloridgehalt von 140 g/l. Dem entspricht eine Salinität
von ca. 230 g/l, wobei als Hauptkomponenten Calcium (ca. 55 g/l) und
Natrium (ca. 30 g/l) fungieren sollten.
Folgende Parameter werden berücksichtigt:
Salinität Süßwasser [g/l]
(geschätzt)
Salinität Tiefenwasser [g/l]
(siehe Text)
*Zusammensetzung
Injektionsfluid
Menge involviertes Tiefenwasser
[m 3 ]
Zumischraten Tiefenwasser zu
Injektionswasser [%]
0,5
230
650 m 3 gefördertes Tiefenwasser
50 m 3 Süßwasser
7.000
2, 5, 10
* der erste Zyklus beginnt mit 700 m 3 Süßwasser

41
Um eine realistische Abschätzung zu erhalten, wird davon ausgegangen,
dass die 10-fache Menge des injizierten Wassers als „Tiefenwasserreservoir“,
also 7.000 m 3 Wasser mit einer Salinität von 230 g/l im genannten
Kreislauf, eine Rolle spielen. Das erscheint auch deswegen als ausreichend,
weil täglich 50 m 3 Süßwasser zugefügt werden und den Bereich um die
Bohrung somit langsam „aussüßen“. Die „Salzwasserfront“ wird somit langsam
von der Bohrung weg bewegt. Unter Berücksichtigung der genannten
Parameter erscheinen Zumischraten von salzigem Tiefenwasser zum injizierten
Süßwasser zwischen 2 und 10 % realistisch. Eine Zumischung von 10 %
Salzwasser innerhalb von 12 Stunden („Einwirkzeit“ des Süßwassers im
Speicher) erscheint schon sehr hoch (worste case).
Unter Berücksichtigung der genannten Parameter wurde modelliert, wie
sich die Zusammensetzung des Tiefenwassers über den Zeitraum von einem
Jahr ändern sollte (Abbildung 5-1).
Beginnend mit der Injektion von 700 m 3 Süßwasser salzt dieses zu Beginn
allmählich auf, während das Tiefenwasser sich im Einflussbereich der Bohrung
langsam aussüßt (ständige Zufuhr von 50 m 3 Süßwasser). Nach
ca. 3 Wochen erreicht der Salzgehalt der rückgeförderten Wässer seinen
Maximalwert. Bei einer Zumischrate von 2 % sind dies 25 g/l und bei 10 %
ca. 75 g/l.
Ab diesem Zeitpunkt (nach 2 Wochen) nimmt die Salinität des geförderten
Fluids schnell immer weiter ab und nach einem Jahr ist der Einfluss des Tiefenwassers
nur noch in geringem Umfang vorhanden. Bereits nach
180 Tagen sinkt die Salinität unter 10 g/l (Zumischraten von 2 %) bzw.
25 g/l (Zumischrate von 10 %). Es sei darauf verwiesen, dass die Annahme
der Salinität von 230 g/l einem „worst case“-Fall entspricht.

42
80
Salinitätsentwicklung der gef. Wässer
70
60
5% Zumischung
2% Zumischung
10% Zumischung
50
Mineralisation [g/l]
40
30
20
10
0
0 50 100 150 200 250 300 350
Zeit [Tage]
Abbildung 5-1: Entwicklung der Salinität des geförderten Fluids im Projekt Geysir
(zugrunde liegende Parameter siehe Text)
5.2 Ausfällungs- und Lösungstendenzen
Neben den üblicherweise vorkommenden und zu berücksichtigenden Korrosions-,
Ausfällungs- und Lösungsreaktionen sind durch den speziellen
Betrieb bei Geysir weitere Ausfällungs- und Lösungsreaktionen möglich.
Diese werden hervorgerufen durch:
• Temperaturänderung (Auskühlung im Untergrund und auch Übertage)
• CO 2 -Entgasung des Tiefenwassers durch Förderung
• Mischung von Süßwasser mit Tiefenwasser
• Sauerstoff-Eintrag in den Speicher (Ausfällung von Fe-Hydroxiden)
5.2.1 Ausfällungen durch Temperaturänderung
Eine Auskühlung des Tiefenwassers (Obertage, wie im Aquifer) ist prinzipiell
verbunden mit dem Ausfällen von Silikaten/SiO 2 -Mineralen (Quarz, Chalcedon,
amorpher Quarz) und Baryt. Ausfällungen sind in geringem Umfang
zu erwarten.

43
5.2.2 Ausfällungen durch CO 2 -Entgasung
Durch das Fördern von Tiefenwasser (2 – 10 %, je nach Zumischung) erfolgt
Obertage eine CO 2 -Entgasung. Diese geht einher mit der Ausfällung
von Karbonaten: Aragonit und Calcit. Die Abscheideraten werden als gering
eingestuft.
5.2.3 Ausfällung durch Fluidmischung
Es wurden Berechnungen zur Auswirkung der Mischung von Süßwässern
mit salinaren Tiefenwässern für zwei Fälle durchgeführt.
1.) Mischung von einem Teil Tiefenwasser vom Typ Na-Cl ca. 140 g/l (A)
mit einem Teil Grundwasser (Süßwasser) (B)
Na-Cl-Typ, TDS =130 g/l, pH = 5,9, Wassertemperatur in 2.000 m
Tiefe = 75 °C) (Vergleichbar mit Wässern aus entfernteren Bohrungen)
2.) Mischung von einem Teil Tiefenwasser vom Ca-SO 4 -HCO 3 -Cl-Typ (A)
mit einem Teil Grundwasser (Süßwasser) (B)
Ca-SO 4 -HCO 3 -Cl-Typ, TDS = 700 mg/l, pH = 7,3, Temperatur 10 °C,
SO 4
2-
= 200 mg/l (Vergleichbar mit Wasser aus Bergwerksschächten)
Im Ergebnis der geochemischen Modellierung mit dem Programm Solmineq.88
konnten folgende Aussagen getroffen werden:
Die Eigenschaften des Mischwassers (Verhältnis 1:1) sind durch pH = 6,62,
T = 42,5 °C und einer Dichte von 1,044 g/cm³ charakterisiert. Dabei ergibt
sich eine leichte Übersättigung an Baryt (SI = 0,3). Ein Calcitausfällungsproblem
im Untergrund kann ausgeschlossen werden. Bei Förderung und
Abkühlung könnte sich die Ausfällung von Baryt im betrachteten Fall noch
verstärken. Allerdings ist die Ausfällung von Baryt aus salinaren Wässern
kinetisch gehemmt. Bei einer Zumischung von nur 10 % Tiefenwasser zum
Grundwasser (realistisch, siehe auch voriger Abschnitt) ist Baryt nicht übersättigt.
Das Mischwasser hat dann folgende Eigenschaften:
pH = 7,1, T = 16,5 °C, Dichte = 1,01 g/cm³; SI (Baryt) = -0,12.
Eine Ausfällung von Mineralen durch die Fluidmischung sollte in keinem
erheblichen Maße stattfinden.

44
5.2.4 Ausfällungen durch Sauerstoffeintrag
Durch den Sauerstoffeintrag mit dem Fluid in den Untergrund bzw. den
Einfluss atmosphärischen Sauerstoffs auf das im See zwischengelagerte
Mischwasser können massive Eisenausfällungen vermutet werden. So sind
die Tiefengesteine durch das Vorhandensein von Pyrit charakterisiert. Dieser
oxidiert durch Sauerstoffeinfluss (injiziertes Wasser nahezu Sauerstoff gesättigt).
Somit kann Fe 2+ und SO 4 2- freigesetzt werden, wobei gleichzeitig der
pH-Wert sinkt.
Um die Auswirkungen qualitativ abzuschätzen, werden zunächst worstcase-Annahmen
getroffen:
• Temperatur 10 °C
• pH-Wert 7,3
• Fe(II) unendlich
Dabei kann unter Normalluftdruck die maximal gelöste Sauerstoffkonzentration
11,25 mg/l betragen (nach DIN 38408 –G22, Entwurf November
1984).
Theoretisch könnten ca. 57 kg Fe(II) bei Sättigung von Wasser nach (1) oxidiert
werden.
(1)
k
+ + 8H
2+
4Fe
O 2 + 10H 2O
⎯⎯→ 4Fe(OH) 3
+
Die Kinetik der Eisen(II)-Oxidation in wässrigen Lösungen folgt dem Geschwindigkeitsgesetz
1. Ordnung:
(2)
−
d[Fe
dt
2+
]
= k ⋅[Fe
2+
] ⋅ pO
2
⋅(OH
[Fe 2+ ] Eisenkonzentration in mol dm -3 oder M
pO 2
Sauerstoffpotenzialdruck in bar
−
)
2
(OH - ) Aktivität der Hydroxyl-Ionen in M
k Geschwindigkeitskonstante in s -1
Daraus folgt, dass die zeitliche Änderung der Eisenionenkonzentration eine
Funktion der Eisenionenkonzentration selbst, der OH - -Konzentration und
des Sauerstoffpartialdruckes ist.
Unter Verwendung des in der Literatur angegebenen Wertes für die experimentell
ermittelte Geschwindigkeitskonstante der Eisen(II)-Oxidation für
wässrige Lösungen (pH-Wert-Bereich 6 - 8) von 1,5 – 5,0 x 10 13

45
M -2 atm -1 min -1 erfolgt eine Abnahme der Eisenkonzentration (egal welche
Ausgangskonzentration zur Verfügung steht) auf die Hälfte in ca. 1 - 1,5 h.
Unter diesen Vorraussetzungen ist eine Abreaktion des Sauerstoffs im Untergrund
in 24 h durchaus denkbar, so dass das geförderte Wasser unter
den getroffenen Annahmen nahezu eisenfrei sein dürfte.
Allerdings kommt es durch die zu erwartende Pyritoxidation zu einer Verringerung
des pH-Wertes. Da dieser entscheidenden Einfluss auf die Geschwindigkeit
der Eisenoxidation hat, kann dann die Hälfte erst nach
ca. 30 h abreagiert sein. In diesem Falle wird ein Teil des gelösten Eisens
erst in den übertägigen Anlagen zu voluminösen Eisenhydroxiden an der
Oberfläche umgesetzt.
5.3 Zusammenfassung und Aufbereitungsmaßnahmen
Der Einfluss des Tiefenwassers auf das geförderte Fluid erreicht nach 2 Wochen
seinen Höhepunkt und nimmt dann schnell ab. Nach einem Jahr ist
kein nachhaltiger Einfluss mehr zu verzeichnen. Diese Untersuchungen sollten
durch ein Monitoringprogramm geprüft werden (Messung von Leitfähigkeit,
pH, Eh).
Die Zufuhr von Sauerstoff in die 2.000 m tiefen Gesteine sorgt für eine
Oxydation von Pyriten und eine Freisetzung von Fe 2+ und SO 2- 4 . Entsprechende
Eisenhydroxide können bereits massiv im Speicher, aber in Abhängigkeit
vom pH-Wert auch erst Obertage entstehen. Eisen ist ein ernsthaftes
Problem. Aufbereitungsmaßnahmen dazu sind nicht einfach zu realisieren.
Eine pH-Wert-Erniedrigung des Wassers führt theoretisch zur Minimierung
der Reaktionen. Es ist zu prüfen, in wieweit die Eisenausfällungen zyklisch
entfernt werden können (Bagger etc.).
Durch die Mischung der Wässer konnte eine leichte Tendenz zur Ausfällung
von Baryt berechnet werden.
Durch die Abkühlung des Aquifers durch die Süßwasserzufuhr steigt das
Risiko der Ausfällung besonders von SiO 2 -Mineralen. Dies dürfte aber bei
der Art des Speichers und den zu erwartenden Raten und bei der Verdünnung
durch Süßwasser keine Rolle spielen.
Generell ist zu sagen, dass die Tiefenwässer aufgrund ihrer Zusammensetzung
hochkorrosiv sind.
Es sind Korrosionsschutzmaßnahmen für die Anlagenteile vorzusehen. Evtl.
Karbonatausfällungen im Bereich der Wärmetauscher können durch periodische
Reinigungsmaßnahmen wieder rückgängig gemacht werden.

46
6 Energetische Bilanzierung
Mit
• den in Abschnitt 2 definierten Betriebszyklen für die einzelnen Geothermievarianten,
• den Fördertemperaturen der geothermischen Wärmequelle entsprechend
Abschnitt 4,
• dem in Abschnitt 3.2 ermittelten stundengenauen Verlauf des spezifischen
Heizwärmebedarfes eines hypothetischen Abnehmers in den
Übergangs- und Wintermonaten,
• den entsprechenden Heiznetzvor- und -rücklauftemperaturen,
• den Anschlussleistungen des hypothetischen Wärmeabnehmers am kältesten
Tag des Jahres in Höhe von
o
o
o
o
500 kW
1.000 kW
1.500 kW
2.000 kW
• Wärmepumpen einer Heizleistung von
o
o
o
o
o
100 kW
200 kW
300 kW
400 kW
500 kW
wurde im Folgenden der Aufwand zum Betrieb des geothermischen Kreislaufes
und der Umfang der in Wärmeversorgungsnetze einkoppelbaren
geothermischen Wärmemenge ermittelt.
Folgende Kupplungswirkungsgrade wurden bei der Betrachtung von Pumpen
und Expansionsmaschinen verwendet:
• Hochdruck-Injektionspumpen 75 %
• Expansionsmaschinen 60 %
Der Gesamtwirkungsgrad vorgenannter Aggregate beträgt auf der elektrischen
Seite 96 %.
Die Effizienz der eingesetzten elektrisch angetriebenen Kompressionswärmepumpen
folgt den in Abbildung 6-1 dargestellten Kennlinien.
Zur Abdeckung der in unterschiedlichem Umfang verbleibenden Differenz
zwischen dem geothermischen Potenzial und dem Wärmebedarf steht eine
gasgefeuerte Kesselanlage zur Verfügung, deren Betrieb mit einem Wirkungsgrad
von 85 % erfolgt.

47
12
11
Leistungszahl
10
9
8
7
6
5
4
Thermalwasseraustritt
5
10
15
20
25
30
3
2
1
0
30 35 40 45 50 55 60
Heiznetzaustritt in °C
Abbildung 6-1: Effizienz des Wärmepumpenbetriebes
6.1 Zyklische Verfahren
Der Aufwand zum Betrieb des Thermalwasserkreislaufes unterscheidet sich
zum einen danach, ob ausschließlicher Geysir-Betrieb oder die zusätzliche
thermische Nutzung der Ressource realisiert wird. Die entsprechenden Injektionszeiträume
und -mengenströme sind in Abschnitt 2.1 prinzipiell verzeichnet
und werden in Abschnitt 4 detailliert angegeben bzw. berechnet.
Darüber hinaus ist zwischen unterschiedlichen Erwartungswerten der Gesteinspermeabilität
im Speicherbereich zu unterscheiden. Ist der k-Wert
klein (10 -17 ), sind die Wasserverluste im Speicher gering und die Injektionszeit
verkürzt sich. Die Rückgewinnungstemperaturen erlauben eine thermische
Nutzung.
Ist der k-Wert dagegen groß (10 -16 ), muss über längere Zeiten injiziert werden,
um eine ausreichende Wassermenge bei ausreichenden Drücken zurück
zu gewinnen. Die Fördertemperatur ist dann so niedrig, dass eine
thermische Nutzung kaum möglich ist. In Abschnitt 6.1.2 wird dieser Fall
folglich nicht betrachtet.

48
6.1.1 Reiner GEYSIR-Betrieb
Tabelle 6-1: Ergebnisse der energetischen Bilanzierung
Antriebsstrom
Injektionspumpe
Stromerzeugung
Expansionsmaschine
Normalstrombezug
Nachtstrombezug
Stromverkauf
MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a
kf-Wert gering 441,05 147,83 0,00 441,05 147,83
kf-Wert hoch 882,10 147,83 0,00 882,10 147,83
6.1.2 GEYSIR-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
Die folgenden Abbildungen zeigen zur Demonstration der angewendeten
Berechnungsweise beispielhaft, welchen Anteil an der Gesamtwärmeproduktion
für ein 1.000 kW-Netz der direkte Wärmetausch, eine Wärmepumpe
von 500 kW Heizleistung und die konventionell gefeuerte
Kesselanlage zu jeder Stunde der Heizperiode haben.
1.000
900
800
Heizleistung in kW
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
Direkter Wärmetausch
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-2: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat Oktober, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 500 kW

49
Heizleistung in kW
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
Direkter Wärmetausch
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-3: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat November, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 500 kW
1.000
900
800
Heizleistung in kW
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
Direkter Wärmetausch
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-4: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat Dezember, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 500 kW

50
Heizleistung in kW
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
Direkter Wärmetausch
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-5: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat Januar, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 500 kW
1.000
900
800
Heizleistung in kW
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
Direkter Wärmetausch
0
1 101 201 301 401 501 601
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-6: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat Februar, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 500 kW

51
Heizleistung in kW
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
Direkter Wärmetausch
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-7: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat März, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 500 kW
1.000
900
800
Heizleistung in kW
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
Direkter Wärmetausch
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-8: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat April, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 500 kW
Zusammengefasst ergibt sich für Netzgrößen im Bereich von 500 kW bis
2.000 kW und Wärmepumpen von 100 bis 500 kW Heizleistung das in
Abbildung 6-9 gezeigte Bild der Aufteilung der Wärmeerzeugung.

52
Wärmemenge in MWh/Jahr
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
Kessel
Antriebsstrom
Wärmepumpe
Geothermie über
Wärmepumpe
direkter Wärmetausch
100
200
300
400
500
100
200
300
400
500
100
200
300
400
500
100
200
300
400
500
500 1.000 1.500 2.000
Heiznetz- und Wärmepumpengröße in kW
Abbildung 6-9: Aufteilung der Wärmeproduktion in einer Heizperiode für die verschiedenen
Betrachtungsvarianten

53
Tabelle 6-2: Ergebnisse der energetischen Bilanzierung
Größe
Wärmepumpe
Kessel
direkter
Wärmetausch
Wärmepumpe
Antriebsstrom
Wärmepumpe
Antriebsstrom
Injektionspumpe
Stromerzeugung
Expansionsmaschine
Normalstrombezug
Nachtstrombezug
Stromverkauf
kW MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a
500 100 274,04 126,14 623,15 13,28 755,90 212,02 0,00 755,90 198,74
200 274,04 201,53 547,76 22,21 755,90 212,02 0,00 755,90 189,81
300 274,04 234,63 514,66 27,22 755,90 212,02 0,00 755,90 184,80
400 274,04 241,52 507,77 28,94 755,90 212,02 0,00 755,90 183,08
500 274,04 241,52 507,77 28,94 755,90 212,02 0,00 755,90 183,08
1.000 100 368,02 187,13 1.491,53 19,79 755,90 212,02 0,00 755,90 192,23
200 368,01 349,05 1.329,61 40,44 755,90 212,02 0,00 755,90 171,58
300 368,01 476,69 1.201,96 58,77 755,90 212,02 0,00 755,90 153,25
400 368,01 566,28 1.112,38 72,29 755,90 212,02 0,00 755,90 139,73
500 368,01 621,06 1.057,60 81,88 755,90 212,02 0,00 755,90 130,14
1.500 100 410,23 217,19 2.442,57 22,80 755,90 212,02 0,00 755,90 189,22
200 410,23 414,59 2.245,17 46,87 755,90 212,02 0,00 755,90 165,15
300 410,23 592,17 2.067,60 72,60 755,90 212,02 0,00 755,90 139,42
400 410,23 748,35 1.911,41 96,47 755,90 212,02 0,00 755,90 115,55
500 410,23 876,43 1.783,34 119,27 755,90 212,02 0,00 755,90 92,75
2.000 100 433,78 230,33 3.429,22 24,15 755,90 212,02 0,00 755,90 187,87
200 433,78 450,11 3.209,45 50,58 755,90 212,02 0,00 755,90 161,44
300 433,78 654,86 3.004,69 80,59 755,90 212,02 0,00 755,90 131,43
400 433,78 842,78 2.816,78 108,85 755,90 212,02 0,00 755,90 103,17
500 433,78 1.013,53 2.646,02 140,13 755,90 212,02 0,00 755,90 71,89

54
6.1.3 Tiefe Erdwärmesonde
Charakteristisch für eine Tiefe Erdwärmesonde ist die sofortige direkte
Rückkopplung der Injektionstemperatur des Kreislaufwassers mit der Fördertemperatur.
Je mehr Wärme also entzogen wird, desto weiter sinkt die
Fördertemperatur ab. Das führt dazu, dass beim Versuch der besseren
Ausnutzung der Quelle u. U. das Gegenteil eintreten kann, nämlich der
Wegfall der Option direkter Wärmetausch, was durch noch umfangreicheren
und immer ineffizienteren Wärmepumpenbetrieb ausgeglichen werden
müsste.
Da die Umgebung der Bohrung und die Bohrungskonstruktion festgelegt
sind, verbleibt als weitere Einflussgröße auf die Höhe der Entzugsleistung
der Tiefen Erdwärmesonde die im Kreislauf umgepumpte Wassermenge.
In folgenden Diagrammen werden Fördertemperatur und damit Entzugsleistung
in Abhängigkeit
• der Injektionstemperatur 10 °C und 20 °C
• der Wasserumlaufmenge 2, 4, 6, 8, 10 l/s
dargestellt.
In der Regel sollten die Ergebnisse dazu dienen, in einer ökonomischen
bzw. ökologischen Analyse ein Optimum im Wechselspiel von Pumpaufwand
für Umwälzung, Wärmepumpeneffizienz und Investitionen in die
Wärmepumpen zu finden. Hier wird davon Abstand genommen und auf
qualitativer Basis entschieden.
• Die Fördertemperaturen sind nur bei geringster Umwälzmenge von 2 l/s
und höchster Injektionstemperatur von 20 °C für einen direkten Wärmetausch
interessant. Die Leistung ist dann ausgesprochen gering.
• Auf Wärmepumpenbetrieb kann faktisch in keiner Variante verzichtet
werden.
• Da die Tiefe Erdwärmesonde als Ausweichlösung bei Unmöglichkeit der
Realisierung des zyklischen Verfahrens fungieren soll, sind die Bohrungsquerschnitte
relativ groß. Das Wachstum des Pumpaufwandes bei
Vergrößerung der Umwälzmenge im hier angenommenen Rahmen ist
folglich relativ gering.
• Die Kurven zeigen, dass über 10 l/s kaum eine weitere Steigerung der
Entzugsleistung zu erwarten ist.

55
Ł Die weiteren Betrachtungen werden also für eine maximale Ausnutzung
des Potenzials der Wärmequelle angestellt, d. h.
• Umwälzmenge 10 l/s
• Wärmepumpengröße 300 kW Heizleistung,
bei COP von 5,2 und den Last- und
Temperaturparametern im Februar
Fördertemperatur in °C
40
35
30
25
20
15
10
April
März
Februar
Januar
Dezember
November
Oktober
5
0
2 4 6 8 10
Umlaufmenge in l/s
April
März
Februar
Januar
Dezember
November
Oktober
Abbildung 6-10: Zusammenhang von Fördertemperatur und Umlaufmenge, Injektionstemperatur
10 °C
Fördertemperatur in °C
40
35
30
25
20
15
10
April
März
Februar
Januar
Dezember
November
Oktober
5
0
2 4 6 8 10
Umlaufmenge in l/s
Abbildung 6-11: Zusammenhang von Fördertemperatur und Umlaufmenge, Injektionstemperatur
20 °C
April
März
Februar
Januar
Dezember
November
Oktober

56
Kälteleistung in kW
300
250
200
150
100
April
März
Februar
Januar
Dezember
November
Oktober
50
0
2 4 6 8 10
Umlaufmenge in l/s
April
März
Februar
Januar
Dezember
November
Oktober
Abbildung 6-12: Zusammenhang von Entzugs-(Kälte-)leistung und Umlaufmenge,
Injektionstemperatur 10 °C
Kälteleistung in kW
300
250
200
150
100
April
März
Februar
Januar
Dezember
November
Oktober
50
0
2 4 6 8 10
Umlaufmenge in l/s
April
März
Februar
Januar
Dezember
November
Oktober
Abbildung 6-13: Zusammenhang von Entzugs-(Kälte-)leistung und Umlaufmenge,
Injektionstemperatur 20 °C
Im Folgenden ist in gleicher Weise wie beim zyklischen Verfahren gezeigt,
welchen Anteil an der Gesamtwärmeproduktion die Wärmepumpe und die
konventionell gefeuerte Kesselanlage zu jeder Stunde der Heizperiode haben.

57
Heizleistung in kW
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-14: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat Oktober, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 300 kW
1.000
900
800
Heizleistung in kW
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-15: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat November, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 300 kW

58
Heizleistung in kW
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-16: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat Dezember, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 300 kW
1.000
900
800
Heizleistung in kW
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-17: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat Januar, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 300 kW

59
Heizleistung in kW
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
0
1 101 201 301 401 501 601
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-18: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat Februar, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 300 kW
1.000
900
800
Heizleistung in kW
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-19: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat März, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 300 kW

60
Heizleistung in kW
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
Kessel
Wärmepumpe
0
1 101 201 301 401 501 601 701
Stunden ab Monatsbeginn
Abbildung 6-20: Aufteilung der Wärmeproduktion im Monat April, Netzgröße
1.000 kW, Wärmepumpe 300 kW
Zusammengefasst ergibt sich für Netzgrößen im Bereich von 500 kW bis
2.000 kW das in Abbildung 6-21 gezeigte Bild der Aufteilung der Wärmeerzeugung.
Deutlich wird, dass die Vergrößerung des Abnehmersystems
über 1.000 kW hinaus wegen der Beschränktheit der Wärmequelle kaum
noch energetische Effekte erbringt.
5.000
4.500
Wärmemenge in MWh/Jahr
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
Kessel
Antriebsstrom
Wärmepumpe
Geothermie über
Wärmepumpe
500
0
500 1.000 1.500 2.000
Heiznetz- und Wärmepumpengröße in kW
Abbildung 6-21: Aufteilung der Wärmeproduktion in einer Heizperiode bei unterschiedlichen
Größen des Abnehmersystems

61
Tabelle 6-3: Ergebnisse der energetischen Bilanzierung
Spitzenlast
Heiznetz
Wärmepumpe
Kessel
Antriebsstrom
Wärmepumpe
Antriebsstrom
Umwälzpumpe
kW MWh/a MWh/a MWh/a MWh/a
500 1.000,90 22,43 177,98 18,99
1.000 1.377,76 668,91 255,57 18,99
1.500 1.442,51 1.627,49 273,04 18,99
2.000 1.464,14 2.447,62 277,63 18,99

62
7 Geologische Aufgabenstellung für das Abteufen
der Bohrung Osnabrück 1
7.1 Allgemeine Angaben
7.1.1 Aufgabenstellung der Bohrung Osnabrück 1
Im Bereich des Piesberges wird ein Thermalwassersee mit künstlichem Geysir
angelegt. Dafür muss eine tiefe Bohrung in das Karbon abgeteuft und
im Bereich der Sandsteine des Westfal A2 eine künstliche Rissfläche zum
Wärmeaustausch geschaffen werden.
Grundmerkmale des Erschließungskonzeptes sind:
• Zielhorizont sind die Sandsteine des Westfal A2.
• Die vertikale Endteufe der Bohrung beträgt ca. 1.950 m.
• Die Bohrung wird komplett verrohrt.
• Der Zielhorizont wird durch Perforation aufgeschlossen.
• In den Zielhorizont wird Brauchwasser im Frac-Regime eingepresst und
anschließend durch Druckentlastung gefördert (Geysir).
Nach Abteufen und Stimulation geht es um
• die Förderung des eingepressten und über die künstlichen Rissflächen
im Bohrlochtiefsten erwärmten Wassers unter artesischen Bedingungen,
• die Vermeidung von Ausfäll- und Lösungsprozessen bei Förderung und
Reinjektion.
Daraus ergibt sich folgende geologische Aufgabenstellung:
• Nachweis des Sandsteins des Westfal A2 am Standort Piesberg
• Erkundung der Lagerungsverhältnisse des Westfal A2, des liegenden
und hangenden Gebirges
• Ermittlung der gesteinsphysikalischen Eigenschaften des Nutzhorizontes
• Bestimmung der Temperatur und der Auswirkungen auf die physikochemischen
Eigenschaften des Nutzwassers
7.1.2 Lage der Bohrung
Der Bohransatzpunkt befindet sich auf dem Piesberg in Osnabrück. Vorerst
ist von zwei möglichen Standorten auszugehen.

63
7.2 Geologisches Vorprofil
Nach Teil 2 dieser Machbarkeitsuntersuchung sind folgende geologische
Vorprofile zu erwarten:
7.2.1 Standort 1
Teufe (m u. Gel.)
Stratigraphie
0 - 870 Karbon Westfal C
- 1.535 Karbon Westfal B
- 1.950 Karbon Westfal A2
Endteufe
Einstellungshorizont
7.2.1.1 Eigenschaften Nutzhorizont
Der geplante Nutzungshorizont wird im Teufenbereich zwischen 1.760 und
1.910 m (Röttgersbank-, Präsident- bzw. Luise-Sandstein) erwartet. Der
Nutzhorizont ist durch folgende Eigenschaften charakterisiert:
• Lithologie: Sandstein mit tonigen Zwischenlagen
• Nutzporosität: 1,7 – 4,2 %
• Permeabilität: > 0,01 mD
• Bindemittel: quarzitisch
7.2.1.2 Lithologie
Es ist mit einer Wechsellagerung von quarzitischen Sandsteinen und pelitischen
Sedimenten zu rechnen. Über das gesamte Profil sind Flözhorizonte
eingelagert.
7.2.1.3 Geologisch bedingte bohrtechnische Komplikationen
Am Standort erfolgte der Abbau in den Flözen Mittel (ca. 172 m NN), Dreibänke
(ca. 162 m NN) und Zweibänke (ca. 118 m NN) - generell oberhalb
des Hasestollen-Niveaus auf ca. 68 m NN. In 235 m Abstand befindet sich
der Schacht Nachtigall.
Die Flöze Mittel und Dreibänke sind bereits durch den Steinbruch angeschnitten
und daher möglicherweise nicht mehr für die Bohrung interessant
(Bohransatzpunkt liegt bei ca. 161,5 m NN und damit tiefer). Es liegen jedoch
keine aktuellen Lagepläne des Steinbruchbetriebes vor. Weiterhin ist

64
zu bemerken, dass in den Grubenrissen keine exakten Teufen eingetragen
sind. Die Teufenangaben sollten demzufolge mit einem Fehler von ± 10 m
angenommen werden. Da die Strecken/Abbaukammern zum großen Teil
verstürzt sind, ist auch für das Deckgebirge mit einer entsprechend größeren
Auflockerung zu rechnen.
7.2.2 Standort 2
Teufe (m u. Gel.)
Stratigraphie
0 - 5 Aufschüttung
- 190 Karbon Westfal D
- 1.060 Karbon Westfal C
- 1.765 Karbon Westfal B
- 2.050 Karbon Westfal A2
Endteufe
Einstellungshorizont
7.2.2.1 Eigenschaften Nutzhorizont
- wie Standort 1
7.2.2.2 Lithologie
- wie Standort 1
7.2.2.3 Geologisch bedingte bohrtechnische Komplikationen
Am Standort erfolgte der Abbau im Flöz Johannisstein (ca. 22 m NN). Der
Standort liegt in 35 m zum Sumpfquerschlag auf -95 m NN sowie in 65 m
Abstand zum Hasestollen auf 68,3 m NN. Haseschacht und ein Lichtschacht
sind 85 m bzw. 70 m entfernt. Ungenauigkeit und Hinweise wie
Standort 1.
7.3 Qualitätsanforderungen
Als Qualitätsanforderungen für das Abteufen der Bohrung werden gestellt:
• teufengerechte Spülprobenentnahme
• Neigungsänderung bis ET maximal 3°

65
7.4 Spülprobenentnahme, Kernstrecken
7.4.1 Spülprobenentnahme
Spülproben sind alle 3 m gewaschen zu entnehmen. Operativ können andere
Entnahmeintervalle vorgesehen werden. Die Proben sind beschriftet
mit Teufenangabe in Spülprobenkisten abzulegen.
Meißelproben sind bei jedem Meißelwechsel zu entnehmen und ebenfalls
mit Teufenangabe beschriftet in Spülprobenkisten zu lagern.
7.4.2 Kernstrecken
Kernstrecken sind nicht vorgesehen.
7.5 Geophysikalische Bohrlochmessungen
Das Profil der Bohrung wird mit drei Bohrlochmessungen dokumentiert
(wahlweise im Maßstab 1 : 500 oder 1 : 200).
Einsatz Messverfahren Teufenbereich
1. Messung GR, CAL 0 - 110 m (S 1)
0 - 160 m (S 2)
2. Messung GR, DIL, CAL 110 - 880 m (S 1)
160 - 1.070 m (S 2)
3. Messung GR, DIL, CAL,
BA, SV 880 - 1.950 m (S 1)
1.070 - 2.050 m (S 2)
Sonstige Messungen:
• CBL nach Zementation
• CCL und GR vor Perforation
Erläuterung:
DIL
GR
SV
CAL
BA
CBL
CCL
Dual Induktion Laterolog
Gamma-Ray Log
Sonic
Kalibermessung
Bohrlochabweichung
Cement Bond Log
Casing Collar Locator

66
7.6 Laboruntersuchungen (Austrittswasser)
Die Entnahme der Kopfproben (Austrittswasser) erfolgt durch ein Labor.
Folgende Untersuchungen sind zu planen:
• 3 Kopfproben Austrittswasser für Vollanalyse
7.7 Auftreten von Erdgas/Erdöl
Mit einem Auftreten von Kohlenwasserstoffen ist nicht zu rechnen.
7.8 Perforation
Vorgesehen ist die Perforation der liegenden Sandsteine des Westfal A2 auf
einer Länge von 20 m.
7.9 Arbeitsablauf
7.9.1 Einbau Standrohr 18 5/8“ (0 m bis ca. 50 m)
• Bohren bis ca. 50 m
• Rammen des Standrohres
• Am Standort 1 bis ins Liegende des Flözes Zweibänke
7.9.2 Einbau 13 3/8“ Sicherheitsrohrtour (0 m bis ca. 110 bzw.
160 m)
• Am Standort 1: Bohren im Durchmesser von 17 1/2“ bis Teufe 110 m
(Liegende des Hasestollen)
• Am Standort 2 bis 160 m (Liegende des Flözes Johannisstein)
• Durchführung der 1. Bohrlochmessung
• Einbau und Zementation der 13 3/8“ Rohrtour
7.9.3 Einbau 9 5/8“ Rohrtour (0 m bis ca. 880 m bis 1.070 m)
• Bohren im Durchmesser 12 1/4“ bis ca. 880/1.070 m
• Bohrlochmessung und Rohreinbau
• Zementation

67
7.9.4 Einbau 7“ Rohrtour (0 m bis ca. 1.950 m bzw. 2.050 m,
Endteufe)
• Bohren im Durchmesser 8 1/2“ bis Endteufe
• Nach Erreichen der Endteufe erfolgt die 3. Bohrlochmessung
• Anschließend wird die 7“ Rohrtour eingebaut und zementiert.
• Vor der Perforation (ca. 20 m) des ausgewählten untersten Sandsteinhorizontes
des Westfal A2 ist die Spülung durch Wasser zu ersetzen.
7.10 Stimulation
Als Stimulationsmaßnahmen sind massive Wasserfracs vorgesehen. Hierbei
sollen ca. 20.000 m³ Frischwasser bei einer maximalen Rate von
3.000 l/min verpresst werden. Bereitzustellen sind:
• Frischwasseranlage mit einer Leistung von 180 m³/h
• Pumpaggregate mit einer Leistung von 3000 l/s bei einer Druckstufe
von min. 350 bar
• Bohrlochkopfausrüstung mit einer Druckstufe > 350 bar
• Druck- und Temperaturaufzeichnung Bohrlochkopf (online) und oberhalb
des Perforationsbereiches (online)
7.11 Auslauftest
Für den Auslauftest ist ausreichendes Behältervolumen bereit zu stellen. Der
Anschluss 7“ Steigleitung/Sondenkopf zur Auswurfleitung/Behälter ist auf
einen Volumenstrom von 60 l/s auszulegen. Während des Testes sind die
Druck- und Temperaturwerte vor Speicher (oberhalb des Perforationsbereiches)
und am Bohrlochkopf online zu messen. Alle Ausrüstungen müssen
mit einer Druckstufe von min. 200 bar belastbar sein.
7.12 Verbleib der Wässer
Die anfallenden Wässer aus dem Auslauftest können wieder in die Bohrung
verbracht werden.

68
8 Bohrtechnik
Merkmale der technischen Lösung der Bohrung:
• Gewährleistung eines Fluiddurchsatzes von 180 m³/h bei der Förderung
und bei der Injektion
• Auslegung der Produktionsrohrtouren auf Kopfdrücke von 350 bar bei
der Injektion
• Einbau einer vakuumisolierten Förder-/Injektionsrohrtour (VIT)
• bzw. Einbau einer wärmeisolierten Rohrtour (GFK) zum Ausbau als Tiefe
Erdwärmesonde
8.1 Bohr- und Verrohrungsprogramm
Die Auslegung der Rohrtouren erfolgt entsprechend der geologischen und
technischen Bedingungen nach /W.E.G. Wirtschaftsverband Erdöl- und
Erdgasgewinnung e.V.; Technische Regel „Futterrohrberechnung“, 9/02/.
Es wird eine Standardverrohrung 24 1/2“ x 18 5/8“ x 13 3/8“ x 9 5/8“
gewählt (Anlage 1). Die Rohrabsetzteufen richten sich nach geologischen
und technischen Kriterien.
8.2 Technische Kriterien zum Bohrlochdesign
Grundsätzliche Konstruktions- und Leistungsdaten der Bohrung Osnabrück
1:
• Endteufe 1.950/2.050 m TVD
• Bohrungsverlauf: saiger, max. Neigungsänderung 3°/30 m
• Aufgrund des an den Bohrstandorten vorhandenen Altbergbaus fungiert
die 18 5/8“ Rohrtour als Sicherheitsrohrtour.
• Verrohrungsintervalle
o 0 – ca. 50 m 24 1/2“ Standrohr
o 0 – ca. 110 m/160 m 18 5/8“ Ankerrohrtour
(Absetzhorizont: unterhalb des Altbergbaus)
o 0 – ca. 880 m/1070 m 13 3/8“ Zwischenrohrtour
o 0 – 1950 m/2050 m 9 5/8“ -Produktionsrohrtour
(Absetzhorizont: Sandsteine des
Westfal A2; Auslegung der Rohrtour
auf einen Innendruck von 380 bar;
• Geeignet zur Förderung/Injektion von Wässern mit Temperaturen von
ca. 10 - 70 °C und Fließraten von ca. 180 m³/h

69
• Es wird auf eine Förder-/Injektionsrohrtour aus vakuumisolierten Tubingen
in der Dimension 7“ x 5 1/2“ orientiert, mit Muffendurchmesser
7,657“ (194,5 mm) und einem Innendurchmesser von 4,89“
(124,26 mm).
• Wenn das zyklische Verfahren sich als nicht geeignet für diesen Standort
erweisen sollte, wird die Bohrung als Tiefe Erdwärme Sonde komplettiert.
Dazu wird der Perforationsbereich mit einer Bodenzementation verschlossen.
Als wärmeisolierter Förderstrang wird ein 3 1/2“ GFK-Tubing
in die Bohrung eingehangen. Über den Ringraum 9 5/8“ x 3 1/2“ GFK
wird das kalte Wasser einzirkuliert und das erwärmte Wasser über den
Steigraum des 3 1/2“ GFK-Tubings gefördert.
8.3 Anforderungen an die Bohranlagen
8.3.1 Errichtung der Bohrung Osnabrück
Lasten zum Einbau der Produktionsrohrtour 9 5/8“:
• Gewicht in Luft: 136 Mp
• Gewicht in Spülung (SG 1,25): 115 Mp
• Erforderliche Zuglast der Bohranlage: 115 t+60 t Zugreserve=175 t
Lasten Bohrstrang: 5“ bis 2.050 m + BHA:
• Gewicht in Luft: 97 Mp
• Gewicht in Spülung (SG 1,25): 82 Mp
• Erforderliche Zuglast der Bohranlage: 82 t+93 t Zugreserve=175 t
Gestängeabstellkapazität 5“ + BHA:
Erforderliche Lastkapazität Bohrmast:
Erforderliche Bohrplatzgröße:
2.100 m
175 – 200 t
ca. 100 x 70 m
Lasten zum Einbau des vakuumisolierten Förderstranges 7“ x 5 1/2“ bis
2.000 m:
Gewicht in Luft:
Gewicht in Wasser (SG 1,0):
Erforderliche Zuglast der Bohranlage:
128,8 Mp
112,4 Mp
112,4 t + 22,6 t Zugreserve
= 135 t

70
8.4 Ablauf der Bohrung Osnabrück
Es wird davon ausgegangen, dass die Erstellung der Bohrung Osnabrück 1
mit einer Bohranlage (175 – 200 t Lastkapazität) erfolgt.
Folgender Ablauf ist geplant:
1. Herrichten des Bohrplatzes und der Zufahrt, Errichtung von 1 Stück
Bohrkeller: Innenmaße 2,5 x 2,5 x 2,5 m, evtl. Aufbau einer Schallschutzwand,
Bohrarbeiten im Profil 28“ bis 50 m, Einbau und Zementation
des Standrohres 24 1/2“ bis 50 m
2. Antransport, Aufbau der Bohranlage und des Equipments
3. Bohrarbeiten im Profil 22“ bis Teufe 110 m/160 m,
4. Bohrlochmessung GR, CAL, BA, 0 – 110 m/160 m
5. Einbau und Zementation der Sicherheitsrohrtour 18 5/8“ bis Teufe
110 m/160 m
6. Aufbau BOP 21 1/4“ – 3000 PSI (Annular und Double Ram Preventer)
auf 18 5/8“ Sicherheitsrohrtour (Sicherheitsrohrtour OK ca. 0,5 m über
OK Bohrkeller)
7. Bohrarbeiten im Profil 17 1/2“ bis Teufe 880 m/1.070 m
8. Bohrlochmessung GR, CAL, BA, 110 m/160 m – 880 m/1.070 m
9. Rohreinbau und Zementation 13 3/8”, 0 – 880 m/1.070 m
10. Zementation der Rohrtour 13 3/8“, 0 – 880 m/1.070 m
11. Bohrarbeiten im Profil 12 ¼“ bis Teufe 1.950 m/2.050 m
12. Bohrlochmessung DIL, GR, CAL, SV , BA, FMI 880 m/1.070 m -
1.950 m/2.050 m
13. Rohreinbau 9 5/8“ 0 – 1.950 m/2.050 m
14. Zementation 9 5/8“ 0 – 1.950 m/2.050 m
15. Perforation der 9 5/8“ Rohrtour 20 m mit 21 Schuss/m
16. Austausch der Spülung in der Bohrung gegen Klarwasser
8.5 Ablauf der Testarbeiten in der Bohrung Osnabrück
1. Montage Sondenkreuz, Stellen Behälter, Pumpen, Verlegen von Rohrleitungen
etc.
2. Massiver Wasserfrac, ca. 4.000 l/min, ca. 20.000 m³, Kopfdrücke
300 – 350 bar
3. Auslauftest der verpressten Wässer vom massiven Wasserfrac
4. War der Test erfolgreich, dann Komplettierung der Bohrung mit einem
vakuumisolierten Förderstrang einschließlich Komplettierung des Sondenkopfes

71
8.6 Bohrplatz
Die Leistungen zur Errichtung des an das Bohrgerät angepassten Bohrplatzes
umfassen folgende Arbeiten unter Einhaltung der BVOT-Vorschriften
sowie des W.E.G. Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung e.V.;
Merkblatt „Gestaltung des Bohrplatzes“, 6/91:
• Bohrplatzgröße: 100 x 70 m
• Vorbereitung der Bohrplatzoberfläche zum Auftragen der Tragschichten
• Herstellung des Bohrturmfundamentes für die vorgesehene Bohranlage
• Aufbringen der Tragschichten für den Verkehrsbereich
• Aufbringen der Tragschichten aus wasserundurchlässigem Beton bzw.
Bitumen für die Maschinen- und Lagerflächen
• Einbringen des Standrohres 24 1/2“ bis 50 m
• Erstellen des Bohrkellers, Innenmaße 2,5 x 2,5 x 2,5 m (l x b x t), aus
wasserundurchlässigem Beton nach DIN 1045
• evtl. Errichtung einer Schallschutzwand, Mindesthöhe 15 m,
Länge ca. 170 m
• Stellen eines Bauzaunes mit Tor, Länge ca. 70 m
Die Errichtung des Bohrplatzes hat so zu erfolgen, dass durch den Betrieb
der Anlage eine Kontamination des Bodens und des Grund- und Oberflächenwassers
auszuschließen ist. Die Flächen auf dem Bohrplatz müssen so
errichtet werden, dass alle Transporte, das Stellen der Fahrzeuge der Servicefirmen
(BLM, Zementage etc.) problemlos erfolgen können. Die Tragschicht
ist so herzustellen, dass die Lasten der Bohranlage und der
Nebeneinrichtungen sowie die übrigen Belastungen durch Transport- und
Versorgungsleistungen ohne Schädigung aufgenommen werden.
Das Anlegen des Bohrkellers orientiert sich an der späteren Oberfluranordnung
des Sondenkopfes sowie an den zu erwartenden Lastfällen durch die
Bohranlage beim Erstellen der Bohrung. Gegenüber dem Untergrund hat
der Bohrkeller die geforderte Abdichtung zu gewährleisten. Es sind die Bestimmungen
des Grundwasserschutzes einzuhalten (Abdichten des Bodens
im und um den Bohrkeller herum zur Verhinderung von Kontaminationen).
8.7 Brauchwasserbrunnen
Im Folgenden werden für jeden der Geysirstandorte zwei mögliche Brunnenstandorte
behandelt, die sich vor allem im Risiko unterscheiden, das
sich durch Flöze im Untergrund ergibt. Eine Entscheidung zwischen diesen
Standorten erfolgt wegen der noch ungeklärten infrastrukturellen Rahmenbedingungen
im Rahmen der Studie nicht. Für die Kostenermittlung wird
der jeweils tiefere Brunnen verwendet.

72
8.7.1 Hydrogeologie (nach Teil 2 dieser Machbarkeitsuntersuchung)
Im Untersuchungsgebiet Piesberg haben die unterschiedlichen hydrogeologischen
Eigenschaften der Gesteine bzw. der Wechsel grundwasserführender
und -stauender Schichten zur Ausbildung mehrerer Grundwasserstockwerke
geführt.
Im Niederungsgebiet der Hase bilden bis zu 50 m mächtige sandig-kiesige
Schmelzwassersedimente die obersten grundwasserführenden Ablagerungen.
Diese Porengrundwasserleiter werden lokal durch kleinere Grundwassergewinnungsanlagen
und Hausbrunnen genutzt.
Die im tieferen Untergrund anstehenden Festgesteine des Oberkarbon, des
Perm und der Trias weisen zumeist gute Kluftdurchlässigkeit, insbesondere
in den mächtigen Quarzitfolgen des Oberkarbons auf.
Die Grundwasserführung im Bereich der Piesberger Karbonscholle ist durch
den Steinkohlenbergbau beeinflusst. Dies betrifft die vier Flözniveaus oberhalb
der tiefsten Stollensohle. Anfallendes Niederschlagswasser/Grundwasser
wird zum großen Teil über die tiefste Stollensohle abgeleitet und der
Hase zugeführt (Hasestollen bei 66,10 mNN). Das heißt, die Piesberger
Karbonscholle ist oberhalb des genannten Stollenniveaus praktisch grundwasserfrei.
8.7.2 Standort 1
8.7.2.1 Variante A
Die Variante A bezieht sich auf einen Brauchwasserbrunnen direkt im Bereich
des zukünftigen Geysirs.
• Brunnenendteufe: 130 m
• Lithologie: Sandsteine, Tonsteine, Kohleflöze
• Grundwasserleitertyp: Kluftgrundwasserleiter
• Stratigraphie: Karbon, Westfal C
• Ergiebigkeit: 20 – 50 m³/h
• Bohrdurchmesser: 350 mm
• Verrohrung: GOK bis 130 m Stahlrohr DN 175
100 bis 130 m Perforation (nach
BLM 21 Schuss/m)
• Verfüllung: ET bis 100 m Filterkies
100 m bis GOK Zement

73
• Installation: 6“ Unterwassermotorpumpe bei Teufe 120 m
an Steigleitung DN 100
• Bohrlochmessung: GOK bis ET G, FEL, CAL ?
• Pumpversuch:
1. Etappe 12 h 25 m³/h
2. Etappe 12 h Wiederanstieg
Am Ende des Pumpversuches sind 2 Wasserproben zu entnehmen.
Achtung: Im Teufenbereich von ca. 40 m bis 50 m unter GOK befindet das
abgebaute Flöz Zweibänke.
8.7.2.2 Variante B
Bei Anwendung der Variante B ist eine ca. 200 bis 300 m lange Leitung
vom Geysir in östlicher bis nordöstlicher Richtung zu verlegen. Erschwerend
sind hier die Bebauung und die noch zu klärenden Grundeigentumsverhältnisse
zu berücksichtigen.
• Brunnenendteufe: 60 m
• Lithologie: Sand, Kies, Mergel
• Grundwasserleitertyp: Porengrundwasserleiter
• Stratigraphie: Quartär
• Ergiebigkeit: 30 – 50 m³/h
• Bohrdurchmesser: 350 mm
• Verrohrung: GOK bis 46 m Stahlrohr DN 175
46 m bis 56 m Filter
56 m bis 60 m Schlammfang
• Verfüllung: ET bis 40 m Filterkies
40 m bis 30 m
• Installation: 6“ Unterwassermotorpumpe bei Teufe 120 m
an Steigleitung DN 100
• Bohrlochmessung: GOK bis ET G, FEL, CAL ?
• Pumpversuch:
1. Etappe 12 h 25 m³/h
2. Etappe 12 h Wiederanstieg
Am Ende des Pumpversuches sind 2 Wasserproben zu entnehmen.

74
8.7.3 Standort 2
8.7.3.1 Variante A
Die Variante A bezieht sich auf einen Brauchwasserbrunnen direkt im Bereich
des zukünftigen Geysirs.
• Brunnenendteufe: 160 m
• Lithologie: Sandsteine, Tonsteine, Kohleflöze
• Grundwasserleitertyp: Kluftgrundwasserleiter
• Stratigraphie: Karbon, Westfal C
• Ergiebigkeit: 20 – 50 m³/h
• Bohrdurchmesser: 350 mm
• Verrohrung: GOK bis 160 m Stahlrohr DN 175
140 bis 160 m Perforation (nach
BLM 21 Schuss/m)
• Verfüllung: ET bis 140 m Filterkies
140 m bis GOK Zement
• Installation: 6“ Unterwassermotorpumpe bei Teufe 150 m
an Steigleitung DN 100
• Bohrlochmessung: GOK bis ET G, FEL, CAL ?
• Pumpversuch:
1. Etappe 12 h 25 m³/h
2. Etapee 12 h Wiederanstieg
Am Ende des Pumpversuches sind 2 Wasserproben zu entnehmen.
Achtung: Im Teufenbereich von ca. 130 m bis 140 m unter GOK befindet
das abgebaute Flöz Johannisstein.
8.7.3.2 Variante B
Bei Anwendung der Variante B ist eine ca. 200 m lange Leitung vom Geysir
in südlicher Richtung zu verlegen. Erschwerend sind hier die Bebauung und
die noch zu klärenden Grundeigentumsverhältnisse zu berücksichtigen.
• Brunnenendteufe: 50 m
• Lithologie: Sand, Kies, Mergel
• Grundwasserleitertyp: Porengrundwasserleiter
• Stratigraphie: Quartär
• Ergiebigkeit: 30 – 50 m³/h
• Bohrdurchmesser: 350 mm

75
• Verrohrung: GOK bis 36 m Stahlrohr DN 175
36 m bis 46 m Filter
46 m bis 56 m Schlammfang
• Verfüllung: ET bis 35 m Filterkies
35 m bis 30 m Ton
30 m bis GOK Füllkies
• Installation: 6“ Unterwassermotorpumpe bei Teufe 36 m
an Steigleitung DN 100
• Bohrlochmessung: GOK bis ET G, FEL, CAL
• Pumpversuch:
1. Etappe 12 h 25 m³/h
2. Etappe 12 h Wiederanstieg
Am Ende des Pumpversuches sind 2 Wasserproben zu entnehmen.
8.8 Spülungsprogramm
8.8.1 Allgemeines
Entsprechend der Bohrlochkonstruktion und des geologischen Bohrprofils
(Anlage 1) wird ein Spülungsprogramm vorgeschlagen. Für die Spülungsüberwachung
ist ein Spülungsservice zu binden (24-Stunden-Service).
Die Sandsteine sollen durch die Spülung wenig beeinträchtigt werden.
Abhängig von der Bohrloch- und Entsorgungssituation ist Baryt als Beschwerungsmaterial
bzw. Spülungsverlustbekämpfungsmaterial auf der
Bohrlokation vorzuhalten.
Der Entsorgungsaspekt von Spülung und Cuttings ist zu bewerten. In diesem
Zusammenhang ist zu prüfen, ob die Spülung auf Mietbasis geliefert
und auch wieder zurückgenommen werden kann.
Zur Feststoffkontrolle der Spülung sollten bis zur Endteufe (2.050 m) 2 Stück
Zentrifugen mit Flockstation eingesetzt werden.
Im Rahmen des Gas- bzw. Explosionsschutzes sind ab Teufe 110 m/160 m
Gasmessgeräte in das Spülungssystem einzubinden und entsprechend den
bergrechtlichen Bestimmungen zu betreuen und zu warten.
Abfuhr und Verwertung von Spülung und Bohrgut sind durch spezielle zugelassene
Entsorgungsfirmen durchzuführen. Der Nachweis einer ordnungsgemäßen
Verwertung muss durch die Vorlage der entsprechenden

76
Anlieferungsbescheinigungen der jeweiligen Deponien und der Abfuhrbescheinigung
der Entsorgungsfirma erfolgen.
8.8.2 Entsorgung
Die Entsorgung der Spülung erfolgt auf Basis eines vereinfachten Entsorgungsnachweises
im Abfallbegleitscheinverfahren unter der AVV 01 05 08
(chloridhaltige Bohrschlämme und Abfälle, ölfrei). Sämtliche Mengen (metrische
Tonnen) werden per Wiegenote dokumentiert.
8.9 Verrohrungsprogramm
8.9.1 Grundlagen
Die Bohrlochkonstruktion ist entsprechend W.E.G.-Richtlinie „Futterrohrberechnung“,
Stand 9/02, dimensioniert. Die 9 5/8“ Produktionsrohrtour ist
auf einen Kopfdruck von 350 bar ausgelegt (Tabelle 8-1).
Tabelle 8-1: Verrohrungsprogramm
Pos.
Aussendurchmesser
Gewicht
Gütestufe
Verbinder
Menge
Menge
+5 -10%
Inch lb /ft API
Meter Meter
1 24 1/2 113 K-55 API STC 50 55
2 18 5/8 87,5 K-55 BTC 110/160 175
3 13 3/8 61,0 N-80 BTC 880/1.070 1.100
4 9 5/8 43,5 L-80 BTC 1.950/2.050 2.150
8.9.2 Standrohr 21 1/2“
Das 21 1/2“ Standrohr wird während des Bohrplatzbaus bis 50 m eingebaut
und zementiert. Für das Standrohr sind auch DIN-Rohre nach DIN
2448 bzw. DIN 2458 mit geeigneten Festigkeiten zulässig.
8.9.3 Sicherheitsrohrtour 18 5/8“
Die 18 5/8“ Ankerrohrtour wird bis 110/160 m eingebaut und zementiert.
Die Ankerrohrtour nimmt den 21 1/4“ Annular und Double Ram Preventer
für die Bohrphase im 17 1/2“ Profil bis 880/1.070 m auf.

77
8.9.4 Zwischenrohrtour 13 3/8“
Die 13 3/8“ Zwischenrohrtour wird von 0 – 880/1.070 m eingebaut und
zementiert.
8.9.5 Produktionsrohrtour 9 5/8“
Die 9 5/8“ Produktionsrohrtour wird von 0 – 1.950/2.050 m eingebaut
und zementiert.
8.10 Zementation
8.10.1 Aufgabenstellung
Der Zementationsservice sollte folgende Leistungen beinhalten:
• Erarbeitung der Zementationsprogramme
• Detailfestlegung der Rezepturen zur Temperatur- und Druckstabilität
• Laboruntersuchungen der einzusetzenden Rezepturen unter simulierten
in situ Bedingungen zur Bestimmung des Wasserverlustes, des Freiwasseranteils,
der Festigkeiten und der Abbindezeiten
• Beschreibung Art und Eigenschaften der einzusetzenden Spacer
• Ausarbeitung von Technologien und Arbeitsprogrammen
• Vorlage von Referenzen unter ähnlichen Zementationsbedingungen
• Lieferung des für die Zementationen benötigten Materials
• Gestellung der für die Durchführung der Zementationsarbeiten benötigten
Ausrüstungen
• Gestellung des für die Durchführung der Zementationsarbeiten benötigten
Personals
• Erstellung der Dokumentation
Anforderungen an die Zementqualität:
• geringes Schrumpfungsverhalten des Zementsteins
• geforderte Zementqualität: mind. Class G
• Freies Wasser < 1 Vol-%
• Sulfatresistenter Zement
Grundrezeptur für die Zementationen:
1. Zement Class G
2. Verzögerer
3. Dispergiermittel

78
4. Entschäumer
5. Schlämmendichten
- für 21 1/2“: ca. 1650 - 1800 kg/m³
- für 18 5/8“: ca. 1650 - 1800 kg/m³
- für 13 3/8“: ca. 1750 - 1850 kg/m³
- für 9 5/8“: ca. 1850 - 1900 kg/m³
Die drei Zementationen während der Bohrphase sollten nur im Komplex
vergeben werden. Von der Servicefirma ist ein Wasserbehälter mit einem
Fassungsvermögen von ca. 80 m³ zu stellen. Ebenfalls ist ein Spezialzementierkopf,
geeignet zur Abdichtung zwischen der Rohrtour und dem Zementierstrang
bei der Stingerzementation der 13 3/8“ Ankerrohrtour,
anzubieten. Bei allen Zementationen ist eine Computeraufzeichnung des
Zementierablaufs gefordert.
8.11 Sondenkopfverflanschung
Für die Bohrphasen im 17 1/2“ und 12 1/4“ Profil bis Endteufe wird auf die
18 5/8“ Ankerrohrtour ein 21 1/4“ – 3000 PSI Flansch montiert zur Aufnahme
des BOP 21 1/4“ – 3000 PSI. Die Sondenkopfverflanschung bis
Erreichen der Endteufe und für den massiven Wasserfrac und die Komplettierung
zum zyklischen Verfahren ist in Anlage 3 dargestellt. Die Variante
der Sondenkopfverflanschung zur Endkomplettierung der Bohrung zur
Komplettierung als Tiefe Erdwärmesonde ist in Anlage 4 dargestellt. Die Zuund
Ableitungen für den massiven Wasserfrac und für die Produktionsphase
werden Obertage angeordnet.
Alle Sondenkopfausrüstungen müssen der API Spezifikation 6A (ISO
10423), PSL-2 entsprechen.
• Druckstufen: 5000 PSI Casing Head 11”
5000 PSI alle weiteren auf dem Casing Head
aufzubauenden Komponenten
• Temperaturklassifikation: U (-18 °C bis 121 °C)
• Materialanforderung: mindestens CC
Die Casing Hanger 7“ müssen mindestens eine Lastaufnahmekapazität von
80 % der zul. Zugfestigkeit des abzufangenden Casings haben.
Anforderungen an den Lieferanten:
• Spezifikation, Beschreibung, Zeichnungen der Produkte
• Gestellung von erfahrenem und qualifiziertem Personal für Montage
und Abdrückarbeiten
• Angabe der Lieferzeiten

79
8.12 Mudlogging
Zur Überwachung und Registrierung der:
• bohrtechnischen Parameter:
Hakenlast, Meißellast, Meißelteufe, Drehzahl Bohrstrang, Bohrfortschritt,
Drehmoment, Spülungspumprate, Spülungsdruck, Spülungstankniveau,
Trip-Tank-Anzeige
• Gasüberwachung
Gasmessdienst mit Gesamt-KW-Sensor (C1 und HKW C2, C3);
H 2 S-Sensor, CO 2 -Sensor, Constant Flow Gas Trap, Gas Distribution
Drawer, Gaswarnsystem akustisch/optisch auf Arbeitsbühne und
Bohrmeister-Container
PC-Arbeitsplatz mit Datenvisualisierung, Datensicherung, Dokumentation
(Tagesberichte)
Anforderungen an den Lieferanten:
• Spezifikation, Beschreibung der technischen Ausrüstung
• Gestellung von erfahrenem und qualifiziertem Personal

80
8.13 Zeit- und Ablaufplan
8.13.1 Bohrarbeiten
Tabelle 8-2: Zeit- und Ablaufplan der Bohrarbeiten Osnabrück (beispielhaft für
Standort 2)
Anfangslänge
Bohrungslänge
Nr. Arbeitsgang
m m m m m m/h h d d
1 Vorbereitung zum Bohren 50 50 50 0 0 0,00 0,0
2 Bohren 22" 50 160 160 110 110 5 30 1,25 1,3
3 Nachbohren und Spülen v. RE (20%) 50 160 160 22 15 8 0,33 1,6
4 BLM vor RE (GR, CAL, BA) 0 160 160 160 6 0,25 1,8
5 Vorbereitung Rohreinbau 18"5/8 0 160 160 160 4 0,17 2,0
6 Rohreinbau 18"5/8 160 160 160 0 8 0,33 2,3
7 Montage 21 1/4" Bodenflansch 160 160 160 0 10 0,42 2,8
8 Zem.+ZE, Aufbau BLS 160 160 160 0 30 1,25 4,0
9 Druckprobe RT 18 5/8" 160 160 160 0 4 0,17 4,2
10 Zement aufbohren 160 160 160 0 6 0,25 4,4
11 Spülungsarbeiten 160 160 160 0 12 0,50 4,9
12 Bohren 17 1/2 160 1.070 1.070 910 340 5 240 10,00 14,9
13 BLM (GR, CAL, DIL, BA) 160 1.070 1.070 910 12 0,50 15,4
14 Nachbohren u. spülen v. RE (20%) 160 1.070 1.070 182 15 24 1,00 16,4
15 Vorb. Rohreinbau 13 3/8" 1.070 1.070 1.070 0 4 0,17 16,6
16 Rohreinbau 13 3/8" 0 1.070 1.070 1.070 30 1,25 17,8
17 Zem.+ZE, Montage BLS 1.070 1.070 1.070 0 48 2,00 19,8
18 Druckprobe RT 13 3/8" 1.070 1.070 1.070 0 4 0,17 20,0
19 Zement aufbohren 1.070 1.070 1.070 0 8 0,33 20,3
20 Spülungsarbeiten 1.070 1.070 1.070 0 12 0,50 20,8
21 Bohren 12 1/4" 1.070 2.050 2.050 980 465 4 288 12,00 32,8
22 Nachbohren 12 1/4" (25%) 1.070 2.050 2.050 245 245 15 30 1,25 34,1
23 BLM vor RE (GR, CAL, BA, SV, FMI) 1.070 2.050 2.050 980 16 0,67 34,8
24 Vorb. Rohreinbau 9 5/8" Produktionsrohrtour 2.050 2.050 2.050 0 4 0,17 35,4
25 Rohreinbau 9 5/8" Produktionsrohrtour 0 2.050 2.050 2.050 40 1,67 37,1
26 Zem.+ ZE , Zementkopfbestimmung 2.050 2.050 2.050 0 72 3,00 40,1
27 Komplettierung Sondenkopf 2.050 2.050 2.050 0 12 0,50 40,6
28 Einbau DP bis Endteufe 2.050 2.050 2.050 0 16 0,67 41,3
29 Austausch Spülung gegen Wasser (90 m³) 2.050 2.050 2.050 0 12 0,50 41,1
30 Ausbau DP 2.050 2.050 2.050 0 16 0,67 41,8
31 Druckprobe RT 9 5/8" 2.050 2.050 2.050 0 4 0,17 41,9
32 Perforation 9 5/8" RT 2.050 2.050 2.050 0 12 0,50 35,3
33 Komplettierung Sondenkopf 2.050 2.050 2.050 0 24 1,00 42,9
Teufe
Strecke
Meißelstandlänge
Vmech
Zeit
Zeit
Zeit kum.

81
8.13.2 Stimulations- und Testarbeiten
Tabelle 8-3: Zeit- und Ablaufplan der Bohrarbeiten Osnabrück (beispielhaft für
Standort 2)
Nr. Arbeitsgang Zeit Zeit
Zeit
kum.
h d d
1 Aufbau eines Behältersystems 48 2,00 2,0
2 Verlegung und Vorhalten von Rohrleitungen 48 2,00 4,0
3 Vorbereitung des Injektionstestes 36 1,50 5,5
4 Durchführung massiver Wasserfrac 48 2,00 7,5
5 Rücklauftest 12 0,50 8,0
6 BLM (Temperaturprofilierung) 12 0,50 8,5
7 Vorb. Einbau Wärmeisolierter Strang 7" x 5 6 0,25 8,8
8 Einbau Wärmeisolierter Strang 7" x 5 1/2" 48 2,00 10,8
9 Komplettierung Sondenkopf 24 1,00 11,8

82
8.14 Investitionen
Tabelle 8-4: Investitionen in die Bohrung Osnabrück 1 (netto)
1. Bohrplatzbau Standort 1 Standort 2
Baustelleneinrichtung 68.000 € 68.000 €
Erdarbeiten, Bohrplatzbefestigung 350.000 € 350.000 €
Standrohr 40.000 € 40.000 €
Schallschutzwand 150.000 € 150.000 €
Brauchwasserbrunnen 90.000 € 110.000 €
Baugrundgutachten 5.000 € 5.000 €
Dokumentation 2.000 € 2.000 €
Summe Bohrplatz 705.000 € 725.000 €
2. Errichtung der Bohrung
Mobilisation, Einrichtung Baustelle 450.000 € 450.000 €
Aufbau, Vorhalten BOP 45.000 € 50.000 €
Mietpreis Bohranlage mit DK 975.000 € 1.000.000 €
Bohrwerkzeugkosten 100.000 € 100.000 €
Spülungskosten; Material 100.000 € 100.000 €
Spülungskosten; Feststoffkontrolle 35.000 € 40.000 €
Spülungskosten; Service 65.000 € 70.000 €
Spülungskosten; Deponie Spülung 130.000 € 130.000 €
Spülungskosten; Deponie Bohrgut 120.000 € 120.000 €
Bohrlochmessung 120.000 € 130.000 €
Casings 485.000 € 540.000 €
Float Shoe und Collar, Centralizer 35.000 € 35.000 €
Rohrverschraubservice 60.000 € 65.000 €
Zementationen 270.000 € 280.000 €
Perforation 40.000 € 40.000 €
Sondenkopfausrüstung 100.000 € 100.000 €
Mudlogging 65.000 € 70.000 €
Summe Bohrung 3.195.000 € 3.320.000 €
3. Test und Komplettierung
Aufbau und Vorhalten Behälter 30.000 € 30.000 €
Zusätzliche Ausrüstungen für Test 50.000 € 50.000 €
Messtechnik Wasserfrac 20.000 € 20.000 €
Durchführung Wasserfrac 75.000 € 75.000 €
BLM (Temp), Analysen 40.000 € 40.000 €
Lieferung VIT-Strang 1.190.000 € 1.250.000 €
Lieferung GFK-Strang (67.000 €) (70.000 €)
Centralizer 10.000 € 10.000 €
Summe zyklisches Verfahren 1.415.000 € 1.475.000 €
Summe Tiefe Erdwärmesonde 292.000 € 295.000 €

83
Tabelle 8-5: Kostenzusammenstellung Bohrung Osnabrück
Standort 1 Standort 2
Bohrplatzbau 705.000 € 725.000 €
Errichtung der Bohrung 3.195.000 € 3.320.000 €
Test und Komplettierung
zyklisches Verfahren
1.415.000 € 1.475.000 €
Test und Komplettierung
Tiefe Erdwärmesonde
(292.000 €) (295.000 €)
Gesamtsumme
zyklisches Verfahren
5.315.000 € 5.520.000 €
Gesamtsumme
Tiefe Erdwärmesonde
4.192.000 € 4.340.000 €

84
9 Übertägiger Thermalwasserkreislauf beim
GEYSIR-Betrieb
9.1 Anlagenbeschreibung
In der Beladungsphase des untertägigen Wärmetauschers wird Wasser aus
dem Thermalwassersee über eine schwimmende Entnahme einer in einem
Pumpenkeller angeordneten mehrstufigen Hochdruck-Kreiselpumpe zugeführt.
Die Pumpe hat bei einem Förderstrom von 50 l/s eine Förderhöhe
von 110 bar. Der Pumpendruckstutzen ist dann direkt mit dem Kopf der
Bohrung Osnabrück 1 verbunden.
Thermalwasser steht bei der Entnahme aus der Bohrung im Druckbereich
von 100 bis 110 bar an. Der Druck muss für die Zwecke des Geysirs auf
ca. 15 bar und im Falle der ausschließlichen Wärmenutzung auf einen
Überdruck abgedrosselt werden, der die Druckverluste der Wärmetauscher
für direkten Wärmeübergang und Wärmepumpenquelle überwinden kann.
Die Entspannung wird mit Rücksicht auf die energetische Gesamt-Effizienz
durch eine Turbomaschine realisiert und der erzeugte Strom rückgespeist.
Da unter Gegendruck entspannt werden muss, scheidet der Einsatz von
Peltonmaschinen aus. Es wird eine in umgekehrter Richtung durchströmte
Zentrifugalpumpe verwendet. Bei der reinen Geysir-Nutzung ist diese auf
einen Volumenstrom von 50 l/s ausgelegt und zur Feineinstellung folgt eine
Drosselarmaturengruppe, die auch in der Lage sein muss, bei Umfahrung
der Entspannungsmaschine die gesamte Druckdifferenz abzubauen. Bei
zusätzlicher Wärmenutzung sind die Phasen mit hohem Volumenstrom sehr
kurz. Hier hat die Entspannungsmaschine eine Größe von 12,5 l/s und im
Bypass arbeitet eine Drosselarmatur.
Nach der Entspannung und vor Durchströmen der Wärmetauscher wird das
Wasser in einem rückspülbaren Filter von Feststoffen befreit. Der Filter hat
eine Doppelfunktion. In der Beladephase dient er der Säuberung des Saugstromes
der Injektionspumpe.
Als Wärmeübertrager kommen gedichtete Plattenapparate zum Einsatz.
Der Aggressivität des Mediums Thermalwasser (vgl. Abschnitt 4) angepasst,
werden die Ausrüstungen in korrosionsresistenter Ausführung erstellt.
• Rohrleitungen PN 16 und PN 160 Edelstahl, z. B. 1.4539
(Hauptnennweiten (DN 150 … 200)
• Plattenwärmetauscher Titan-Platten
• Armaturen meerwasserbeständig
• Behälter Edelstahl, z. B. 1.4539 bzw.
Stahl, epoxitharzbeschichtet

85
Alle beschriebenen Ausrüstungen des Thermalwasserkreislaufes sind in einem
Unterflur angelegten Keller untergebracht, der sich in unmittelbarer
Nähe der Bohrung Osnabrück 1 befindet, um die Längen von HD-
Rohrleitungen zu minimieren.
9.2 Schätzung der Investitionen
Tabelle 9-1: Investitionen in den Thermalwasserkreislauf (Euro)
Reiner Geysir-
Betrieb
Geysir-Betrieb
mit Nutzung
der Thermalwasserwärme
Bohrungskopf und erdverlegte
Trassen
(15 m HD, 50 m ND)
Rohrleitungen und Zubehör 72.800 72.800
Armaturen und Zubehör 16.500 16.500
Tiefbau 14.700 14.700
Sonstiges 3.000 3.000
Drosselung Thermalwasserstrom
(Entspannungsmaschine)
185.000 105.000
Drosselung Thermalwasserstrom
(Ventil)
75.000 105.000
Druckerhöhung Thermalwasserstrom
225.000 225.000
Rohrleitungsbau Thermalwasserkeller
Filtration 45.000 45.000
Wärmetauscher 8.500
Rohrleitungen und Zubehör 108.000 145.000
Armaturen und Zubehör 45.300 74.000
Stahlbau 5.000 6.000
Sonstiges 9.000 10.000
Elektrotechnik/MSR 65.000 60.000
Gebäude Unterflur 65.000 70.000
Geysirdüse und
Absaugung
25.000 25.000
Summe 959.300 985.500

86
10 Integration der Geothermie in die Wärmeversorgung
10.1 GEYSIR-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
Das Schema der geothermischen Heizzentrale ist in Abbildung 10-1 dargestellt.
Da nicht zu jedem Zeitpunkt (nur am Tage) Thermalwasser als Wärmequelle
zur Verfügung steht, muss eine konventionelle Kesselanlage installiert
sein, die die vollständige Spitzenlast der Abnehmer versorgen kann. Im
Geothermiebetrieb dient sie dann der Nachheizung.
Das Thermalwasser wird tagsüber in zwei Stufen abgekühlt, im direkten
Wärmeübergang und als Wärmequelle einer elektrisch angetriebenen
Wärmepumpe. Um nicht das Thermalwasser in die Heizzentrale führen zu
müssen, wird eine spezielle Schaltung vorgeschlagen, die quasi den Heiznetzrücklauf
als Zwischenkreislauf verwendet. Heizungswasser wird erst im
Verdampfer der Wärmepumpe abgekühlt, dann in den Thermalwasserkeller
geleitet, übernimmt hier die Wärme des Thermalwassers und wird anschließend
im Wärmepumpenkondensator auf Heiznetztemperaturniveau
gebracht.
Die Wärmepumpe wird über einen Pufferspeicher von den Abnehmerkreisläufen
entkoppelt. Seine Größe ergibt sich vorläufig daraus, dass die Maschine
mit Volllast jeweils 30 Minuten zur Durchladung benötigt. Im Zuge
weiterer Planungen sind detailliertere Überlegungen anzustellen, u. a. dazu,
inwieweit der Speicher der Verschiebung von Thermalwärme in die Nachtstunden
und dann als Wärmequelle der Wärmepumpe dienen kann.
10.2 Tiefe Erdwärmesonde
Das heizungsseitige System der Tiefen Erdwärmesonde unterscheidet sich
von dem in Abschnitt 10.1 beschriebenen nur dadurch, dass hier wegen
der geringeren Quelltemperaturen kein direkter Wärmetauscher eingebaut
ist. Jegliche Heizungswärme wird von der Wärmepumpe erzeugt (vgl.
Abbildung 10-2).
Da keine Ladephase existiert, kann faktisch rund um die Uhr Wärme aus
dem geothermischen System geliefert werden. Die Regeneration des bohrungsnahem
Umfeldes im Untergrund erfolgt in der heizungsfreien Sommerzeit.
Vorgenanntes macht prinzipiell die Verkleinerung der Kesselanlage möglich.
In dieser Arbeit wird aus Redundanzgründen allerdings darauf verzichtet.

87
Thermalwasser
12,5 l/s
30 ... 40 °C
Thermalwasser
Keller
M M
Heizzentrale
M
Wärmepumpe
M
Zusatzinvestition
Sowiesoinvestition
M
Pufferspeicher
M
40 °C
30 °C
M M
Spitzenlast- und Absicherungskessel
Abbildung 10-1: Prinzipschema der Geothermieeinbindung in das Gesamtsystem,
Geysir-Betrieb

88
Kreislauf der
Tiefen Erdwärmesonde
10 °C
8 l/s
M
Wärmepumpe
Pufferspeicher
Zusatzinvestition
Sowiesoinvestition
M
M
40 °C
30 °C
M M
Spitzenlast- und Absicherungskessel
Abbildung 10-2: Prinzipschema der Geothermieeinbindung in das Gesamtsystem,
Tiefe Erdwärmesonde

89
10.3 Schätzung der Investitionen
Tabelle 10-1: Investitionen in die Heiznetzeinbindung (Euro)
Geysirbetrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
Tiefe
Erdwärmesonde
Größe Wärmepumpe 100 kW 200 kW 300 kW 400 kW 500 kW 300 kW
Erdverlegte Trassen (50 m)
und deren Anbindung
Rohrleitungen und Zubehör 16.500 16.500 16.500 16.500 16.500 15.000,00
Armaturen und Zubehör 4.500 4.500 4.500 4.500 4.500 3.000,00
Tiefbau 7.000 7.000 7.000 7.000 7.000 6.000,00
Sonstiges 1.500 1.500 1.500 1.500 1.500 1.200,00
Wärmepumpe 34.000 55.000 75.000 92.000 108.000 75.000
Pufferspeicher 3.500 7.000 10.000 12.000 14.000 10.000
Rohrleitungsbau Heizhaus
Rohrleitungen und Zubehör 5.500 6.500 8.000 10.000 12.000 4.500
Armaturen und Zubehör 2.500 3.000 4.500 5.000 6.000 3.000
Druckhaltung 2.500
Sonstiges 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500 2.500
Elektrotechnik/MSR 12.000 15.000 17.000 18.000 19.000 17.000
Gebäude anteilig 10.000 12.000 14.000 15.000 16.000 15.000
Summe 99.500 130.500 160.500 184.000 207.000 154.700

90
11 Wirtschaftlichkeitsbetrachtung
11.1 Rahmenbedingungen
Für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen wird das statisch-annuitätische
Modell gewählt. Die Annuität wird dabei als ein periodisch konstanter Betrag
aufgefasst, der sich aus dem Zinsanteil und dem Tilgungsanteil für
rückzuzahlendes Kapital in Höhe des Kapitalwertes ergibt. Nichtperiodische
Zahlungen werden in periodisch konstante Zahlungen während des Betrachtungszeitraumes
umgewandelt. Berücksichtigt werden:
• Kapitalgebundene Kosten
• Betriebsgebundene Kosten
• Verbrauchsgebundene Kosten
• Sonstige Kosten
11.1.1 Kapitalgebundene Kosten
• Zinssatz 5 %/a
• Nutzungsdauern
o Bohrungen
o Anlagenbau Thermalwasserkreislauf
o Anlagenbau Einbindung Wärmeerzeugung
o Elektrowärmepumpe
o Elektro/Automatisation
o Gebäude
o Erdverlegte Trassen
• Wartungssätze
o Anlagenbau Thermalwasserkreislauf
o Anlagenbau Einbindung Wärmeerzeugung
o Elektrowärmepumpe
o Elektro/Automatisation
o Gebäude
o Erdverlegte Trassen
30 a
20 a
25 a
15 a
15 a
50 a
25 a
2,0 %/ a
1,5 %/a
2,5 %/a
2,0 %/a
1,0 %/a
2,0 %/a
11.1.2 Betriebsgebundene Kosten
Im Rahmen dieser Ausarbeitung wird in den betriebsgebundenen Kosten
nur die Bedienung des Thermalwasserkreislaufes berücksichtigt. Alle anderen
Kosten sind Sowieso-Kosten.
• Bedienung (Bezug Investition)
○ Übertägiger Thermalwasserkreislauf
3 %/a

91
11.1.3 Verbrauchsgebundene Kosten
Strombezug
Für den Strombezug wird auf den Tarif Tag & Nacht der Stadtwerke Osnabrück
zurückgegriffen, der zwar nicht für Sondervertragskunden, sondern
für Gewerbekunden gilt, der dadurch aber gewisse Reserven enthält:
• Arbeitspreis Tag (6 … 21 Uhr) 13,88 Ct/kWh
• Arbeitspreis Nacht (21 … 6 Uhr) 6,61 Ct/kWh
• Grundpreis 13,9 Euro/Monat
(hier vernachlässigt)
Stromverkauf
Hier wird der Mittelwert der EEX-Quartalspreise für Baseload-Strom des
Jahres 2006 verwendet.
• 1. Quartal 6,51 Ct/kWh
• 2. Quartal 3,895 Ct/kWh
• 3. Quartal 5,462 Ct/kWh
• 4. Quartal 4,467 Ct/kWh
• Mittelwerte 5,08 Ct/kWh
Hinzu wird für vermiedene Netznutzungsentgelte ein Umfang von
0,45 Ct/kWh gerechnet (Niederspannungseinspeisung). Insgesamt ergibt
sich eine Vergütung von 5,53 Ct/kWh.
11.1.4 Sonstige Kosten
Im Rahmen dieser Ausarbeitung wird in den sonstigen Kosten nur die Anlagenversicherung
berücksichtigt. Alle anderen Kosten sind Sowieso-Kosten.
• Versicherung (Bezug Investition ohne Bohrungen) 0,75 %/a
11.2 Zusammenfassung der Investitionen
Im Folgenden sind alle Investitionen aus den vorstehenden Abschnitten zusammengefasst
und den Berechnungskategorien aus Abschnitt 11.1.1 zugeordnet.
Die anteiligen Ingenieurleistungen sind jeweils mit 8 % für die
Bohrungen und 10 % für den Rest berücksichtigt.
Bei den Bohrungen wurde in der Tabelle auf den geringfügig teureren
Standort 2 zurückgegriffen, da er die Option zur Wärmenutzung bietet.

92
Tabelle 11-1: Zusammenfassung der Investitionen (Euro)
Reiner
Geysir-
Betrieb
Geysirbetrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
Tiefe
Erdwärmesonde
Größe Wärmepumpe 100 kW 200 kW 300 kW 400 kW 500 kW 300 kW
Bohrungen 5.961.600 5.961.600 5.961.600 5.961.600 5.961.600 5.961.600 4.687.200
Anlagenbau Thermalwasserkreislauf 812.680 841.500 841.500 841.500 841.500 841.500
Anlagenbau Einbindung Wärmeerzeugung 20.350 25.850 32.450 37.400 42.900 28.050
Wärmepumpe 37.400 60.500 82.500 101.200 118.800 82.500
Elektro/Automatisation 71.500 79.200 82.500 84.700 85.800 86.900 18.700
Gebäude 71.500 88.000 90.200 92.400 93.500 94.600 16.500
Erdverlegte Trassen 99.550 127.050 127.050 127.050 127.050 127.050 24.420
Summe 7.016.830 7.155.100 7.189.200 7.222.200 7.248.050 7.273.350 4.857.370

93
11.3 Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung
Wird ausschließlich der Geysir betrieben, gelingt es also nicht, Wärmeabnehmer
in nennenswertem Umfang zu akquirieren, ist mit jährlichen Gesamtkosten
im Bereich von 550.000 Euro zu rechnen. Der Unterschied, ob
im Untergrund mit hohem oder niedrigem k f -Wert zu rechnen ist, schlägt
sich kaum in den Gesamtkosten nieder. Abbildung 11-1 zeigt dies.
700.000
600.000
545.142
574.730
Kosten in Euro/Jahr
500.000
400.000
300.000
200.000
Verbrauchsgebundene Kosten
Sonstige Kosten
Betriebsgebundene Kosten
Reparatur und Instandhaltung
Kapitalkosten
100.000
0
geringer kf-Wert
hoher kf-Wert
Abbildung 11-1: Jahresgesamtkosten für den reinen Geysir-Betrieb
120.000
103.839
100.000
Kosten in Euro/Jahr
80.000
60.000
40.000
75.252
Verbrauchsgebundene Kosten
Sonstige Kosten
Betriebsgebundene Kosten
Reparatur und Instandhaltung
20.000
0
geringer kf-Wert
hoher kf-Wert
Abbildung 11-2: Jahreskosten für den reinen Geysir-Betrieb ohne Berücksichtigung
des Kapitaldienstes

94
Die jährlichen laufenden Kosten für den Geysir-Betrieb liegen im Bereich
von 75.000 Euro bis 100.000 Euro. Sie werden wesentlich, vor allem bei
hohem Ungleichgewicht von injiziertem und geförderten Thermalwasser,
durch die Stromkosten für die Injektionspumpe bestimmt.
Im Weiteren wird dargestellt, ob und in welchem Umfang eine zusätzliche
wärmetechnische Nutzung des Thermalwassers neben dem Demonstrationscharakter
auch einen wirtschaftlichen Beitrag leisten kann.
In Abbildung 11-3 sind die Jahresgesamtkosten für die vorgenannte Betriebsweise
gezeigt. Sie erhöhen sich gegenüber dem reinen Geysir-Betrieb
um ca. 50.000 Euro/a auf ca. 600.000 Euro. Es ist dabei wenig von Belang,
ob ein großes Abnehmersystem angeschlossen werden konnte oder
nicht. Gleiches gilt auch für die Gestaltung der Erzeugeranlage, d. h. hier
die Wahl der Wärmepumpengröße. Dies weist auf tendenziell sinkende
spezifische Wärmekosten hin, denn größere Netze bzw. größere Wärmepumpen
steigern den geothermischen Wärmeabsatz.
In Abbildung 11-3 ist auch das Ergebnis für die Tiefe Erdwärmesonde integriert.
Wenn also ein Geysir-Betrieb aus den unterschiedlichsten Gründen
nicht realisierbar ist, kann nach der Stimulation und dem entsprechenden
Test auf die Komplettierung mit einem VIT-Strang verzichtet werden. Stattdessen
ist ein GFK-Strang einzubauen. Hierdurch werden allein in der Bohrung
Investitionen im Umfang von ca. 1,20 Mio. Euro gespart, was letztlich
in der Betriebsphase zu geringeren jährlichen Gesamtkosten in Höhe von
ca. 350.000 Euro führt. Dies wird natürlich durch den Verzicht auf den
Demonstrationscharakter des Projektes und mit geringeren Temperaturen
der Wärmequelle erkauft. Inwieweit eine derartige Ausweichlösung als Alternative
zur totalen Abschreibung der bereits getätigten Investition sinnvoll
ist, wird im Weiteren diskutiert.

95
Jahresgesamtkosten in Euro/a
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
Tiefe
Erdwärmesonde
Heiznetzgröße
2.000 kW
1.500 kW
1.000 kW
500 kW
0
100 kW 200 kW 300 kW 400 kW 500 kW 300 kW
Geysirbetrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
Wärmepumpengröße
Abbildung 11-3: Jahresgesamtkosten bei Geysir-Betrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
und für die Tiefe Erdwärmesonde
2.000 kW
1.000 kW
In Abbildung 11-4 und Abbildung 11-5 sind die Jahresgesamtkosten aus
Abbildung 11-3 auf den jeweiligen Umfang der geothermischen Wärmeerzeugung
bezogen. Dies ist im konkreten Objekt insofern unrichtig,
• als dass dem Geysir-Betrieb kein monetärer Wert zugeschrieben wird.
Unabhängig davon wird aber eine Größenordnung von Wärmekosten
zumindest qualitativ deutlich, die unter den konkreten Verhältnissen erreichbar
ist. Sie liegt selbst im Bestpunkt im Bereich von 400 Euro/MWh
und damit weit oberhalb der aktuell anlegbaren Wärmeerzeugungskosten.
Bei einem Netto-Gaspreis von ca. 50 Euro/MWh und einem Kesselwirkungsgrad
von 85 % lägen diese bei ca. 60 Euro/MWh.
• als dass die Tiefe Erdwärmesonde hier mit zusätzlichen, aus dem Versuch
der Geysir-Realisierung erwachsenden Investitionen belastet ist
(Querschnitte, Stimulation etc.). Erzeugungskosten von ca. 240 Euro/MWh
sollten bei einer von Anfang an als Erdwärmesonde geplanten
Anlage deutlich unterschritten werden können.
Sichtbar wird, dass im Falle des Geysir-Betriebes ein Niedertemperatur-
Abnehmersystem von mindestens 1.000 kW nötig ist. Die weitere Vergrößerung
erbringt relativ geringere Effekte. Ab 2.000 kW tendieren diese gegen
Null. Bei der Tiefen Erdwärmesonde ist wegen ihrer geringeren Leistungsfähigkeit
dieser Punkt bereits bei 1.000 kW erreicht.
In jedem Fall ist die maximale Ausnutzung der Wärmequelle mittels Wärmepumpen
anzuraten. Dann haben diese eine Heizleistung von 500 kW
erreicht. Die realisierten spezifischen Kosten an diesem Punkt sind nochmals
in Abbildung 11-5 herausgezogen.

96
Spezifische Wärmekosten in
Euro/MWh
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
Tiefe
Erdwärmesonde
Heiznetzgröße
2.000 kW
1.500 kW
1.000 kW
500 kW
0
100 kW 200 kW 300 kW 400 kW 500 kW 300 kW
Geysirbetrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
Wärmepumpengröße
2.000 kW
1.000 kW
Abbildung 11-4: Spezifische Gesamtwärmekosten bei Geysir-Betrieb mit Nutzung
der Thermalwasserwärme und für die Tiefe Erdwärmesonde
1.200
Spezifische Wärmekosten in Euro /MWh
1.000
800
600
400
200
1.153,0
604,4
466,4
415,5
0
500 kW 1.000 kW 1.500 kW 2.000 kW
Heiznetzgröße
Abbildung 11-5: Spezifische Gesamtwärmekosten bei Geysir-Betrieb mit Nutzung
der Thermalwasserwärme, Wärmepumpengröße von 500 kW
Unterstellt man, dass im vorliegenden Projekt das Hauptgewicht auf der
Geysir-Funktion liegt, ist die geothermische Wärme nur mit den zusätzlich
dafür nötigen Kosten zu belasten. Liegen die sich so ergebenden spezifischen
Wärmekosten unterhalb der anlegbaren Wärmekosten (hier Brennstoffkosten),
dann lohnt es sich, den Geysir um eine Wärmenutzung zu

97
erweitern. Abbildung 11-6 und Abbildung 11-7 zeigen das Ergebnis dieser
Überlegungen.
Wiederum ergibt sich hier, dass im Falle des Geysir-Betriebes das Abnehmersystem
eine Größenordnung von zumindest 1.000 kW haben sollte.
Auch eine Wärmepumpe von 500 kW ist dann sinnvoll. Die spezifischen
Wärmekosten liegen, je nach Netzgröße, z. T. deutlich unterhalb der oben
erwähnten 60 Euro/MWh. Die Geothermie leistet also einen Beitrag zur
Senkung der Gesamtkosten, da der Einkauf des teueren fossilen Brennstoffes
vermieden werden kann.
Wird die Tiefe Erdwärmesonde neben den übertägigen Installationen im
Untertagebereich nur mit den Investitionen belastet, die an Stelle eines
kompletten Projektabbruches zusätzlich zu investieren sind (GFK-Strang),
dann können bei Netzgrößen über 1.000 kW spezifische Wärmekosten von
ca. 50 Euro/MWh erreicht werden. Gelingt also eine entsprechende Kundenakquisition,
ist die Weiterführung als Tiefe Erdwärmesonde der Projektabschreibung
vorzuziehen.
Spezifische Wärmekosten in
Euro/MWh
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
100 kW 200 kW 300 kW 400 kW 500 kW 300 kW
Geysirbetrieb mit Nutzung der Thermalwasserwärme
Wärmepumpengröße
2.000 kW
1.000 kW
Tiefe
Erdwärmesonde
Heiznetzgröße
2.000 kW
1.500 kW
1.000 kW
500 kW
Abbildung 11-6: Spezifische Wärmekosten bei Geysir-Betrieb mit Nutzung der
Thermalwasserwärme und für die Tiefe Erdwärmesonde, wenn die Aufwendungen
für den Geysir unberücksichtigt bleiben

98
100
Spezifische Wärmekosten in Euro /MWh
90
80
70
60
50
40
30
20
10
95,6
53,2
42,7
38,9
0
500 kW 1.000 kW 1.500 kW 2.000 kW
Heiznetzgröße
Abbildung 11-7: Spezifische Wärmekosten bei Geysir-Betrieb mit Nutzung der
Thermalwasserwärme, wenn die Aufwendungen für den Geysir unberücksichtigt
bleiben, Wärmepumpengröße von 500 kW

99
Literatur
/1/ DIERSCH, H.-J. G. (2005):
FEFLOW – Reference Manual, Berlin, 2005
/2/ DIERSCH, H.-J. G. (2005):
FEFLOW – White Papers Vol. 1, Page 149-195, Berlin, 2004

Bohrlochkonstruktion der Bohrung Osnabrück - Zyklisches Verfahren
Anlage 1
Standort 1 Standort 2
Aufschüttung
24 1/2"-113# 24 1/2"-113#
50 m
Wechsellagerungen
von Sand-
18 5/8"-87,5#; BTC
50 m
Karbon;
100 18 5/8"-87,5#; BTC bo. 22" (558,8)
100
Drift:446,22
Westfal D stein,Tonstein
110 m
Drift:446,22
DaM:498,5
und Kohleflöze DaM:498,5
190
200 Di: 450,98
200
Di: 450,98
300 300
Karbon;
Westfal C
Wechsellagerungen von Sandstein,
Tonstein und Kohleflöze
400 400
13 3/8"-61#; BTC
Drift:312,17
500 500
DaM:365,125
bo. 17 1/2" (444,5)
Di: 315,34
600 600
700 700
bo. 28" (711,2) bo. 28" (711,2)
Karbon;
Westfal C
Wechsellagerungen von Sandstein,
Tonstein und Kohleflöze
160 m
13 3/8"-61#; BTC
Drift:312,17
DaM:365,125
Di: 315,34
bo. 22" (558,8)
bo. 17 1/2" (444,5)
800 800
870
880 m
Isolierte Rohrtour
7” x 5 1/2” VIT
bzw. 3 1/2” GFK
900 900
Isolierte Rohrtour
7” x 5 1/2” VIT
bzw. 3 1/2” GFK
1000 1000
1100 1100
Karbon;
Westfal B
1200 1200
1300 9 5/8”-43,5# BTC
1300
Drift:218,41
bo. 12 1/4" (311,15)
DaM:269,9
1400 Di: 222,38
1400
1500 1500
1535
Wechsellagerungen von Sandstein,
Tonstein und Kohleflöze
1060
Karbon;
Westfal B
Wechsellagerungen von S andstein,
Tonstein und Kohleflöze
1070 m
9 5/8”-43,5# BTC
Drift:218,41
DaM:269,9
Di: 222,38
bo. 12 1/4" (311,15)
1600 1600
1700 1700
Karbon;
Westfal A2
Sandstein mit
1800 1800
tonigen
Perforation
Zwischenlagen
1950
1950 m
Förderhorizont
Sandsteine des
Westfal A2
1900 1900
2000 2000
2100
1765
Karbon;
Westfal A2
2050
Sandstein mit
tonigen
Zwischenlagen
2050 m
Perforation
Förderhorizont
Sandsteine des
Westfal A2
M 1:12500
Stand: 08.12.2006
Copyright Geothermie Neubrandenburg GmbH

Bohrlochkonstruktion der Bohrung Osnabrück
- Tiefe Erdwärmesonde
Anlage 2
Standort 1 Standort 2
Aufschüttung
24 1/2"-113# 24 1/2"-113#
50 m
Wechsellagerungen
von Sand-
18 5/8"-87,5#; BTC
50 m
Karbon;
100 18 5/8"-87,5#; BTC bo. 22" (558,8)
100
Drift:446,22
Westfal D stein,Tonstein
110 m
Drift:446,22
DaM:498,5
und Kohleflöze DaM:498,5
190
200 Di: 450,98
200
Di: 450,98
300 300
Karbon;
Westfal C
Wechsellagerungen von Sandstein,
Tonstein und Kohleflöze
400 400
13 3/8"-61#; BTC
Drift:312,17
500 500
DaM:365,125
bo. 17 1/2" (444,5)
Di: 315,34
600 600
700 700
bo. 28" (711,2) bo. 28" (711,2)
Karbon;
Westfal C
Wechsellagerungen von Sandstein,
Tonstein und Kohleflöze
160 m
13 3/8"-61#; BTC
Drift:312,17
DaM:365,125
Di: 315,34
bo. 22" (558,8)
bo. 17 1/2" (444,5)
800 800
870
880 m
isolierte Rohrtour
3 1/2” GFK
900 900
Isolierte Rohrtour
3 1/2” GFK
1000 1000
1100 1100
Karbon;
Westfal B
1200 1200
1300 9 5/8”-43,5# BTC
1300
Drift:218,41
bo. 12 1/4" (311,15)
DaM:269,9
1400 Di: 222,38
1400
1500 1500
1535
Wechsellagerungen von Sandstein,
Tonstein und Kohleflöze
1060
Karbon;
Westfal B
Wechsellagerungen von S andstein,
Tonstein und Kohleflöze
1070 m
9 5/8”-43,5# BTC
Drift:218,41
DaM:269,9
Di: 222,38
bo. 12 1/4" (311,15)
1600 1600
1700 1700
Karbon;
Westfal A2
Sandstein mit
1800
tonigen
1800
Zwischenlagen
1950
1950 m
Zementation
des Perforationsbereiches
1900 1900
2000 2000
2100
1765
Karbon;
Westfal A2
2050
Sandstein mit
tonigen
Zwischenlagen
2050 m
Zementation
des Perforationsbereiches
M 1:12500
Stand: 16.12.2006
Copyright Geothermie Neubrandenburg GmbH

Anlage 3
Sondenkopf Bohrung Osnabrück - Massiver Wasserfrac / Zykl. Verfahren
(50 l/s; 300 - 350 bar Kopfdruck)
700 mm
1000 mm 250 mm 675 mm 675 mm
495,3 mm
Handschieber
4 1/16 - 5000
Double Studded
Adapter
Casing Hanger
7” ; 5000
4 1/16” - 5000
4 1/16” - 5000
4 1/16” - 5000
11 - 5000
11 - 5000
Handschieber 4 1/16”
Studded Cross 4 1/16” x 4 1/16”
Handschieber
4 1/16 - 5000
Handschieber 4 1/16”
2 1/16 - 5000
Casing 9 5/8”
Casing Head
Casing 7” x 5 1/2” VIT
Kellertiefe: 2 m
16.12.06
M 1:25

Machbarkeitsstudie
Geothermieprojekt GEYSIR:
Teil 1
Technische Machbarkeitsstudie des
Geothermieprojektes GEYSIR
(Geothermie Neubrandenburg GmbH)
Teil 2
Geologische und
hydrogeologische Verhältnisse
(LBEG)
Teil 3
Geothermische Untersuchungen
(GGA-Institut)
1. Sachbearbeiter: Dr. Th. Nix, J. Fritz
2. Auftraggeber: Geothermie Neubrandenburg
3. Auftragsdatum: 13.11.2006
4. Archiv - Nr.:
5. Tagebuch- Nr. : 32749-06
6. TK 25- Nr.: 3614 Wallenhorst
7. Anlagen 12
Datum: 04.12.2006

- I -
Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung _________________________________________________1
2 Aufgabenstellung___________________________________________1
3 Regionale erdgeschichtliche Entwicklung und tektonischer Bau ___1
4 Geologie des Piesbergs _____________________________________4
4.1 Stratigraphie und Lithologie ___________________________________________ 4
4.1.1 Karbon _______________________________________________________________ 4
4.1.1.1 Westfal D (Osnabrück-Formation) _____________________________________________ 7
4.1.1.2 Westfal C (Lembeck-Formation und Dorsten-Formation) ________________________ 8
4.1.1.3 Westfal B (Essen- und Horst-Formation oder Alstedde-Schichten) _______________ 9
4.1.1.4 Westfal A2 (Bochum-Formation oder Schafberg-Schichten) _____________________ 9
4.1.2 Perm________________________________________________________________ 10
4.1.3 Trias ________________________________________________________________ 10
4.1.4 Paläogen und Neogen (Tertiär) __________________________________________ 11
4.1.5 Quartär______________________________________________________________ 11
4.2 Tektonische Entwicklung und tektonischer Bau ________________________ 11
5 Gesteinsphysik der Oberkarbon-Sandsteine ___________________16
6 Grundwasserbeschaffenheit_________________________________16
6.1 Hydrogeologie _______________________________________________________ 16
6.2 Hydrochemie ________________________________________________________ 18
7 Gasführung_______________________________________________20
8 Bergbau _________________________________________________21
8.1 Historie _____________________________________________________________ 21
8.2 Einrichtungen des Bergbaus __________________________________________ 22
8.3 Bergbauliche Verhältnisse an den ausgewählten Bohransatzpunkten ____ 25
9 Geologische Standortbewertung für oberflächennahe Geothermie_25
10 Geologische Standortbewertung für tiefe Geothermie ___________27
Literatur _________________________________________________________29

- II -
Anlagen
Anlage 1: Geologische Karte des Piesbergs, Ausschnitt nach Hinze (1979).
Anlage 2: Westfal D (Drozdzewski 2005).
Anlage 3a: Westfal C1 (Drozdzewski 2005).
Anlage 3b: Westfal C2 (Drozdzewski 2005).
Anlage 4a: Westfal B1 (Drozdzewski 2005).
Anlage 4b: Westfal B2 (Drozdzewski 2005).
Anlage 5a: Westfal A2 (Drozdzewski 2005).
Anlage 5b: Westfal A2 im Längsprofil des Dorstener Sattels (Drozdzewski 2005).
Anlage 6: Stollen und Schächte des Piesberger Steinkohleabbaus (Hakenberg 1981).
Anlage 7:
Anlage 8:
Anlage 9:
Stollen und Schächte sowie der Bereich untertägigen Steinkohleabbaus am
Piesberg nach Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld.
Anzahl übereinanderliegender und abgebauter Flöze in z-Richtung nach
Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld.
Verbreitung von Karbongesteinen im Bereich des Piesbergs (mögliche Areale
von nicht dokumentiertem Bergbau bzw. Notbergbau) und mögliche
Standortbereiche für GEYSIR-Projekt.

- 1 -
1 Einleitung
Für die BUGA 2015 in Osnabrück wurde durch GGA-Institut und LBEG das Geothermieprojekt
GEYSIR vorgeschlagen. Im Stadtgebiet Osnabrück – im Bereich des Piesbergs –
soll ein Thermalwassersee mit künstlichem Geysir angelegt werden. Für diesen künstlichen
Geysir muss eine ca. 1500-2000 m tiefe Bohrung in das Karbongestein abgeteuft und im
Bereich der Bohrlochsohle eine künstliche Rissfläche zum Wärmeaustausch geschaffen
werden. Für die Bohrung bzw. den Geysir ist auch eine energetische Nutzung vorgesehen.
2 Aufgabenstellung
Im Rahmen der Anfertigung einer technischen Machbarkeitsstudie zum Geothermieprojekt
GEYSIR durch Geothermie Neubrandenburg (GTN) und GGA-Institut erbringt das LBEG
folgende Leistungen:
1. Aufbereitung der geologischen Informationen zum Raum Osnabrück / Piesberg
2. Recherche zu Mineralisation und Gasgehalt der im Raum Osnabrück vorkommenden
Tiefenwässer
3. Untersuchung der bergbaulichen Nutzung im Bereich Piesberg und Ableitung von
Konsequenzen für die geplante Tiefbohrung
3 Regionale erdgeschichtliche Entwicklung und
tektonischer Bau
Die Region Osnabrück und der Piesberg sind Teile des Weser- und Osnabrücker
Berglandes, einer Mittelgebirgslandschaft, die geologisch gesehen Teil des
Niedersächsischen Beckens ist. Dieses Senkungsgebiet existierte bis in die Oberkreide und
wurde im Zuge der alpinen Gebirgsbildung zur Hochscholle. Der Untergrund wird von zwei
unterschiedlich strukturierten Stockwerken gebildet (Abb. 1): Dem Sockel aus Gesteinen des
Präkambrium bis Karbon, die ca. 10000 m Mächtigkeit erreichen können, sowie dem
Deckgebirge mit Sedimenten des Perm bis Quartär, die maximal 6000 m Mächtigkeit
erreichen.

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Abb. 1: Geologische Übersicht des Untersuchungsgebietes (Drozdzewski 2003).
Die ältesten, für die vorliegende Untersuchung relevanten Sedimente des Oberkarbons
wurden in einem „Spezialbecken“ nördlich des Rheinischen Schiefergebirges abgelagert.
Während des Namur A und B sedimentierten über 2000 m mächtige Wechselfolgen aus Tonund
Feinsandsteinen, auf denen sich von Namur C bis Westfal D ca. 3000 m mächtige
Flussdeltaschüttungen mit zahlreichen Torfhorizonten ablagerten.
Bereits im ausgehenden Oberkarbon – und aktiv während des Zechstein und der Trias- bis
Jura-Zeit – entwickelte sich im Bereich des Weserberglandes und Osnabrücker Raums das
Norddeutsche Becken. Bis in die Randbereiche der Rheinischen Masse liegen hier fluviatile
und äolische Sedimente des Rotliegend bzw. die Sedimente der Zechsteinzyklen in flacher
Lagerung diskordant auf Schichten des Oberkarbon. Mit dem Beginn der Trias zeichnet sich
das Norddeutsche Becken zunehmend stärker als Sedimentationsraum ab. Während hierbei
im Muschelkalk marine Sedimente eines Schelfmeeres abgelagert werden, dominieren im
Buntsandstein und Keuper die Sand- und Tonsteine einer Wüsten-, Seen- und
Flusslandschaft mit zeitweise lagunärem Einschlag. Im älteren Jura – Lias und Dogger –
hatte das Norddeutsche Becken Verbindung zur Tethys, die erst im Malm infolge der
jungkimmerisch entstehenden Schwellen eingeengt wurde. Der Sedimentationsraum
reduzierte sich hierdurch auf das eigentliche Niedersächsische Becken. Ablagerungen der
Kreide treten im ostwestfälischen Berg- und Hügelland nur untergeordnet auf. Die Sedimente
des Kreide-Meeres wurden infolge der tektonischen Ereignisse – der alpidischen
Gebirgsbildung – bis auf wenige Reste abgetragen.

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Ablagerungen des Paläogen und Neogen (Tertiär) sind im Weser- und Osnabrücker
Bergland selten. Vorwiegend handelt es sich um marine bis limnisch-fluviatile Füllungen von
tektonischen Gräben oder Subrosionssenken. Während des Quartär wurde das Weser- und
Osnabrücker Bergland zweimal von aus Skandinavien vorrückendem Inlandeis überfahren.
Neben den Terrassen- und Überflutungssedimenten der Flüsse prägen demzufolge
insbesondere die Ausschmelzprodukte der Gletscher – Grundmoräne, Vor- und
Nachschüttsand etc. – die heutige Landschaft.
Abbildung 2: Strukturgeologische Übersicht des Weser- und Osnabrücker Berglandes in
einer vereinfachten Darstellung (Drozdzewski 2003).
Der Gebirgsbau des Weser- und Osnabrücker Berglandes wird im Sinne der Plattentektonik
als Ergebnis einer variszischen Faltungsphase, einer Dehnungsphase im Mesozoikum und
alpidischer Schertektonik (Alpenfaltung) während der Oberkreidezeit angesehen.
Die durch die variszische Faltungsphase des späten Oberkarbon erzeugten Südwest-
Nordost verlaufenden Faltenstrukturen setzen sich im Niedersächsischen Becken nicht fort.
Die spröde Kruste wirkte offenbar als starres Widerlager, so dass anstelle von Falten und
Überschiebungen durch Blattverschiebungstektonik zahlreiche Westnordwest-Ostsüdost
verlaufende Störungen (Horste, Gräben) entstanden oder reaktiviert (Osning- oder Weser-
Ems-Lineament) wurden (Drozdzewski 2003). Die unter jüngerem Deckgebirge verborgenen
variszischen Strukturen des Niedersächsischen Beckens treten im Osnabrücker Bergland in
drei kleinen Vorkommen zutage (Abb. 2 und Abb. 3). Schafberg, Hüggel und Piesberg sind
flachwellige, Westnordwest-Ostsüdost verlaufende oberkarbonische Schollen, die an parallel
streichende Verwerfungen gebunden sind. Alle diese Oberkarbon-Vorkommen weisen keine
variszische Faltung auf.
Die Pressung der Kruste Mitteleuropas während der Alpenauffaltung führte während der
Oberkreidezeit zu einer Inversionstektonik. Im Weser- und Osnabrücker Bergland
entwickelte sich das Niedersächsische Becken zu einer Hochscholle, dem
Niedersächsischen Tektogen. Als Fernwirkung der Alpenfaltung wirkte eine Nord-Süd

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gerichtete Spannung und Einengung auf die schon im Paläozoikum angelegten Nordwest-
Südost sowie Nord-Süd verlaufenden Störungssysteme. Im Weser- und Osnabrücker
Bergland entwickelten sich infolgedessen vorwiegend dextrale Horizontalverschiebungen
von einigen hundert bis tausend Metern Reichweite. Die bereits angesprochenen
variszischen Strukturen des Niedersächsischen Beckens, Schafberg, Hüggel und Piesberg,
werden in neueren Arbeiten (Drozdzewski 2003) als Horste gedeutet, die sich nach dem
Muster positiver Blumenstrukturen aus den transpressiven oder transtensiven dextralen
Blattverschiebungen entwickelt haben.
4 Geologie des Piesbergs
Die von mesozoischen Schichten umgebene Hochscholle des Piesbergs im Raum
Osnabrück ist eines der nordwestlichsten Vorkommen zutage ausstreichenden Oberkarbons
in Deutschland. Die bekannte Schichtenfolge reicht – Gruben- und Bohraufschlüsse
eingeschlossen – vom Quartär bis in das Westfal C.
Die Schichten des Piesbergs bilden eine nahezu W-E streichende Aufwölbung, deren Achse
nach Westen hin mit etwa 10° einfällt. Im Osten wird die Hochlage des Karbon durch eine
NNW-SSE verlaufende, steil nach Osten einfallende Querstörung abgeschnitten. Mit einer
Sprunghöhe von mehr als 300 m grenzen hier die Schichten des Karbon an höheren
Buntsandstein. Das Karbonvorkommen hat eine Ausdehnung von rd. 1900m in West-Ost-
Richtung und von etwa 1200 m in Nord-Süd-Richtung. Im Norden und Westen überlagern
Zechstein und Buntsandstein das Karbon mit schwacher Diskordanz. Am Südflügel des
Piesbergs werden die Gesteine im Hangenden des Karbon von quartären Sanden überlagert
(Anl. 1).
4.1 Stratigraphie und Lithologie
4.1.1 Karbon
Für die gesamte oberkarbonische Schichtenfolge im Niedersächsischen Becken wird
aufgrund geophysikalischer Messungen eine Mächtigkeit von 5000-6000 m angenommen.
Derartig hohe Mächtigkeiten sind ansonsten nur vom Südrand des Ruhrgebietes bekannt
und gehen wahrscheinlich auf das frühe Einsinken des Norddeutschen Beckens im
Oberkarbon zurück. Stratigraphisch hat das Osnabrücker Karbon eine Brückenfunktion
zwischen dem Karbon des Ruhrgebietes und dem Karbon im tieferen Untergrund
Nordwestdeutschlands. Dabei bestehen lithologisch sehr starke Analogien zwischen der
Ausbildung des Osnabrücker Oberkarbon und dem Ruhrkarbon. Wie das Ruhrkarbon
besteht auch das Karbon des Weserberglandes bzw. Osnabrücker Raums als paralische
Ablagerung aus einer in Cyclotheme gliederbaren Wechselfolge von Sandsteinen,
Schluffsteinen, Tonsteinen und Steinkohlenflözen (mit Wurzelböden). Direkte Vergleiche und
Korrelationen sind jedoch aufgrund der lateralen faziellen Variationen nur in Einzelfällen
möglich.
Im Vergleich mit den klassischen Oberkarbon-Gebieten am Nordrand des Rheinischen
Schiefergebirges, dem Ruhrgebiet sowie dem Aachener Gebiet, ist das Oberkarbon des
Osnabrücker Berglandes deutlich sandsteinreicher. Vermutlich wirkt sich hier die Nähe zur
Hessischen Senke aus, durch die während der Karbon-Zeit die Materialzufuhr aus den
inneren Teilen des Variszischen Gebirges in das Vorlandbecken hinein erfolgte
(Drozdzweski 2003). Die Kohleführung ist im Weser- und Osnabrücker Bergland generell

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niedriger als im Ruhrgebiet und dürfte im Bereich von ca. 2% Anteil an der Gesamtschichtenfolge
liegen (Drozdzewski 2003). Als Ursache der hohen Inkohlung im Osnabrücker
Raum wird der Wärmestrom eines plutonischen Tiefengesteinskörpers – des Bramscher
Massivs (Stadtler & Teichmüller 1971) – oder aber eine tiefe tektonische Versenkung mit
anschließender Hebung (Senglaub et al. 2006) angenommen.
Abbildung 3: Oberkarbon-Vorkommen im Raum Osnabrück (Josten, Köwing & Rabitz 1984).
Die heute übliche Konnektierung der drei „Osnabrücker“ Oberkarbon-Vorkommen (Abb. 3)
und der Vergleich mit dem Karbon des Ruhrgebietes, beruht auf dem Vergleich fossiler
Megafloren, vor allem mit den Pteridophyllen. Josten & Teichmüller (1971) konnten zeigen,
dass die Schichtenfolgen von Ibbenbüren, Hüggel und Piesberg zum großen Teil altersgleich
sind.
Am Piesberg sind die Schichten des Oberkarbon durch einen ausgedehnten Steinbruch
erschlossen, in dem quarzitische Sandsteine abgebaut werden. Nach der Einteilung von
Josten & Teichmüller (1971) reicht die heute am Piesberg sichtbare Schichtenfolge vom
höchsten Westfal C (Liegendes des Flözes Dickenberg in Ibbenbüren) bis zum mittleren
Westfal D (Liegendes der Flözgruppe Mettingen). Insgesamt umfasst die durch Steinkohlebergbau
und Bohrungen bekannte Schichtenfolge am Piesberg ca. 540 m Oberkarbon (Abb.
4). Davon sind heute durch den Steinbruch ungefähr 265 m erschlossen (Josten, Köwing &
Rabitz 1984).

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Abbildung 4: Stratigraphisches und lithologisches Profil der durch Bergbau und Bohrungen
bekannten Karbon-Abfolge am Piesberg (Josten, Köwing & Rabitz 1984).
Schichten des Westfal B und A – die durch eine 1500-2000 m tiefe Bohrung erfasst werden –
sind bisher im Bereich des Piesbergs nicht aufgeschlossen bzw. beschrieben. Analogieschlüsse
zur Stratigraphie/Lithologie sind im Vergleich mit dem Karbon des Schafbergs bei
Ibbenbüren möglich. Hier drang der Steinkohlebergbau nach dem Auskohlen der oberflächennahen
bauwürdigen Flöze des Westfal D und oberen Westfal C bis in die Schichten
des Westfal B vor, in denen er heute noch umgeht (Abbau bis ca. -1550 m NN). Eine Untertagebohrung,
die Bohrung UB 375, reicht bis in das obere Westfal A (ca. 85 m). Durch den
Steinkohlebergbau sind demzufolge am Schafberg die vollständige Abfolge des Westfal B
und 85 m des obersten Westfal A bekannt. Mit insgesamt ca. 2000 m (inkl. Westfal C und D)
ist die Schichtenfolge von Ibbenbüren das umfangreichste bisher bekannte Karbonprofil des
Osnabrücker Raumes.

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4.1.1.1 Westfal D (Osnabrück-Formation)
Typusprofile des Westfal D sind der Steinbruch der Piesberger Steinindustrie GmbH & Co.
KG (vormals Klöckner Durilit GmbH) und Grubenaufschlüsse des ehemaligen
Steinkohlenbergwerks Piesberg nordwestlich von Osnabrück (Haarmann 1911; Josten,
Köwing & Rabitz 1984). Die Untergrenze ist als Oberkante des Flözes Zweibänke definiert,
die Obergrenze ist am Piesberg bis ca. 20m oberhalb des Flözes Itterbeck nachgewiesen
(Zechstein-Transgression). Demzufolge beträgt die Mächtigkeit des Westfalium D am
Piesberg ca. 230 m.
Vom Hangenden zum Liegenden sind im Westfal D des Piesbergs die Flöze Itterbeck,
Schmitzchen, Johannisstein, Mittel, Dreibänke und Bänkchen bekannt. Die Flöze
Johannisstein, Mittel und Dreibänke wurden auf dem Steinkohlenbergwerk Piesberg gebaut
(MÜLLER 1896-1906). Das geringmächtige und unreine Flöz Bänkchen ist nicht
durchgehend ausgebildet. Alle Flöze am Piesberg sind infolge der Aufheizung durch das
Intrusiv von Bramsche oder eine ehemals tiefe Versenkung hoch inkohlt (Anthrazit). Die
Inkohlung ist im Scheitelbereich des Piesbergs am höchsten und nimmt zu den Flanken der
Struktur hin ab (Haarmann 1911, Stadtler 1971). Der Aschegehalt beträgt bis zu 10%; die
Kohle ist reich an Pyrit.
Nahezu 80% der Schichtenfolge des Westfal D besteht aus quarzitischen oder
konglomeratischen Sandsteinen (Abb. 4 und Anl. 2), die zusammenhängende Abschnitte von
ca. 10 m bis über 60 m Mächtigkeit bilden. Eingelagert sind Bänke und rinnenförmige
Schüttungskörper aus massigen Konglomeraten. Die größten Gerölle innerhalb der
konglomeratischen Bereiche erreichen einen Durchmesser von 6 cm. Sie bestehen
überwiegend aus Gangquarz und Quarzit; daneben kommen Lydit-, Glimmerschiefer-,
Tonstein- und Kohlengerölle vor. Die Sandsteinkörper zeigen generell eine Gradierung in
Gestalt von fining-upward-Sequenzen und wurden als Flussrinnensedimente eines fluviodeltaischen
Faziesraums identifiziert (David 1987).
Neben dem Hauptgemengeanteil Quarz enthalten die Sandsteine als Nebengemengeanteile
Glimmer- und Tonminerale sowie Karbonate. Dürrast et al. (2001) bestimmen einen Anteil
von 43% Quarz, 30% Plagioklas und 19% Serizit (untergeordnet Muskovit) sowie
akzessorische Minerale. Feinste Quarzaggregate, z.T. mit Illit oder Serizit und Chlorit, bilden
das Bindemittel der detritischen Quarzkörner. Der ursprünglich anscheinend vorhandene
Feldspat wurde nahezu vollständig serizitisiert (Stadtler 1971). Gesteine mit derartig starken
Umwandlungserscheinungen wurden in der Bohrung Münsterland 1 erst im stratigraphischen
Niveau des Namur erbohrt (Stadtler 1971). Als Ursache der „Einkieselung“ der Sandsteine
im Osnabrücker Raum wird der Wärmestrom des Bramscher Massivs oder eine ehemals
tiefe Versenkung angesehen.
Ton- und Schluffsteine, meist mit einer Mächtigkeit von wenigen Metern, stehen vorwiegend
im unmittelbaren Liegenden und Hangenden der Flöze Dreibänke, Mittel, Johannisstein und
Itterbeck an. Eine petrographische Untersuchung oberkarbonischer Tonsteine des Westfal
der Bohrung Münsterland 1 (Stadtler 1963) weist auf eine mittlere quantitative
Mineralführung von 35% Quarz, 3% Feldspat, 35% Muskovit, 5% Chlorit 15% Kaolinit und
7% Siderit hin. Dabei wird deutlich, dass eine obere Zone mit Kaolinitführung und geringer
Kristallinität der Tonminerale von einer tieferen Zone mit zunehmender Muskovit- und
Chlorit-Führung zu unterscheiden ist (ca. 3300 m Teufe). Für die Ton- und Schluffsteine des
jüngeren wie auch des älteren Westfal am Piesberg kann von einer ähnlichen
Mineralzusammensetzung ausgegangen werden. Allerdings sind die Auswirkungen der
stärkeren thermischen Überprägung im Osnabrücker Raum zu berücksichtigen (s.o.).

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4.1.1.2 Westfal C (Lembeck-Formation und Dorsten-Formation)
Typusprofil des Westfal C (Anl. 3a und 3b), für den Bereich von Flöz Dickenberg bis zur
Basis Flöz-Gruppe 3/6, ist nach Schuster, Hädicke & Köwing (1987) der Nordschacht
Ibbenbürens (Bässler 1971, Josten & Teichmüller 1971). In der Fortsetzung zum älteren
Westfal C hin, wird die Untertagebohrung Ibbenbüren UB 150 als Typusprofil von der Basis
der Flöz-Gruppe 3/6 bis zum Top von Flöz 31 angesehen. Nach der Gleichstellungstabelle
von Schuster, Hädicke & Köwing (1987, Tab. 1) ist das Flöz 1 in Ibbenbüren mit dem Flöz
Nibelung des Ruhrkarbon zu parallelisieren. Die Grenze zwischen dem Unteren Westfal C (=
Dorsten-Formation) und dem Oberen Westfal C (= Lembeck-Formation) liegt am Top dieses
Flözes (Wrede 2005).
Für den Bereich Osnabrück werden von Haarmann (1911) und Josten, Köwing & Rabitz
(1984) als Typusprofile des jüngeren Westfal C der Steinbruch der Piesberger Steinindustrie
GmbH & Co. KG (vormals Klöckner Durilit GmbH) und Grubenaufschlüsse des ehemaligen
Steinkohlenbergwerks Piesberg nordwestlich von Osnabrück angegeben.
Die Mächtigkeit des Westfal C beträgt ca. 870 m (Anl. 3a und 3b). Am Piesberg ist die
Untergrenze des Westfal auch aus dem Bergbau bisher nicht bekannt. Als Obergrenze wird
hier die Oberkante des Flözes Zweibänke definiert.
Vom Hangenden zum Liegenden sind im Westfal C des Piesbergs die Flöze Zweibänke,
Kohlenbänkchen, Zwilling I, Zwilling II, fünf unbenannte Flöze sowie das Flöz Vierbänke
bekannt. Flöz Zweibänke, das tiefste seinerzeit vom Steinkohlenbergwerk Piesberg gebaute
Flöz, ist im Steinbruch meist nur in ausgekohltem Zustand aufgeschlossen. Das älteste Flöz
Vierbänke weist mit 160 cm die größte Mächtigkeit auf; doch deutet der Name darauf hin,
dass dieses Flöz aus mehreren Bänken besteht, die durch Bergemittel getrennt sind. Dem
Flöz Vierbänke könnte im Ibbenbürener Karbon das Flöz Saar und im Ruhrkarbon das Flöz
Rübezahl entsprechen. Das am Piesberg bekannte Westfal C umfasst somit nur den oberen
Abschnitt der Lembeck-Schichten (Köwing & Rabitz 2005).
Nach dem Grubenriss des Steinkohlenbergwerks Piesberg (Haarmann 1911) besteht die
Schichtenfolge des Westfal C überwiegend aus Sandsteinen. Tonsteine sind auf die
unmittelbaren Hangend- und Liegendschichten der Flöze beschränkt. Konglomeratische
Sandsteine sind nur aus dem Abschnitt zwischen Flöz Zweibänke und Flöz Kohlenbänkchen
bekannt. Bei der Bewertung der Angaben über die Lithologie der Schichten und über die
Lage und Mächtigkeit der Flöze (Abb. 4) ist zu berücksichtigen, dass die ehemaligen
Grubenaufschlüsse nur bis zur Flözgruppe Zwilling reichten. Die Angaben über die tieferen
Schichten stammen aus einer im 19. Jahrhundert abgeteuften ca. 250 m tiefen
Untertagebohrung (49) und können dementsprechend ungenau sein.
In einer großräumigen Untersuchung des Niedersächsischen Beckens zeigt Drozdzweski
(2005), dass das Westfal C der Bohrungen Bad Laer Z1 (70%) und Osnabrück-Holte Z1
(56%) einen hohen Sandsteinanteil aufweist. Auch der Sandsteinanteil des Westfal C im
Bereich der Ibbenbürener Karbonscholle beträgt ca. 60% (Anl. 3a und 3b). Infolge der
räumlichen Nähe des Wesergebietes zur Hessischen Senke kann für das Westfal C im
Osnabrücker Raum mit ähnlich hohen Sandsteinanteilen (60%) wie im Osning gerechnet
werden (Drozdzweski 2005).

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4.1.1.3 Westfal B (Essen- und Horst-Formation oder Alstedde-Schichten)
Typusprofil für das Obere Westfal B (Obere Alstedder Schichten = Horst-Formation) ist die
Untertagebohrung UB 150 im Nordschacht der Steinkohlenbergwerke Ibbenbüren (Döring,
Rabitz & Schuster 1991). Die Typusprofile für das Untere Westfal B (Untere Alstedder
Schichten = Essen-Formation) werden abschnittsweise von den folgenden
Bohrungen/Untertagebohrungen gebildet.
• Flöz 52 bis Basis Flöz 57 durch die Untertagebohrung Ibbenbüren UB 150 im
Nordschacht (Döring, Rabitz & Schuster 1991)
• Basis Flöz 57 bis Basis Flöz 64 durch die Bohrung Ibbenbüren-Westfeld 1 (Schuster,
Hädicke & Köwing 1987)
• Basis Flöz 64 bis Basis Flöz 74 durch die Bohrung Ibbenbüren-Westfeld 2 (Schuster,
Hädicke & Köwing 1987)
• Basis Flöz 74 bis Oberkante Flöz 106 durch die Untertagebohrung Ibbenbüren UB
375 im Nordschacht (Schuster, Hädicke & Köwing 1987)
Als Untergrenze des Westfal B ist die Basis des marinen Katharina-Horizontes über Flöz 106
(Schuster, Hädicke & Köwing 1987: 43), als Obergrenze die Oberkante von Flöz 31 definiert.
Das Westfal B ist im Osnabrück/Ibbenbürener Raum ca. 665 m mächtig (Anl. 4a und 4b).
Davon entfallen ca. 240 m Mächtigkeit auf die Horst-Formation und ca. 425 m Mächtigkeit
auf die Essen-Formation. Die Obergrenze des Unteren Westfal B der Essen-Formation liegt
nach Döring, Rabitz & Schuster (1991) an der Oberkante des Flözes 52. Hierüber folgt an
der Basis der Oberen Alstedde-Schichten (entsprechend der Horst-Formation) ein Lingula-
Horizont, den Döring, Rabitz & Schuster (1991) mit dem Domina-Horizont des Ruhrkarbons
parallelisieren (Anl. 4a und 4b).
Wie auch im Ruhrbecken besteht das Westfal B im Osnabrücker Raum aus einem Tonsteindominierten
unteren Teil – der Essen-Formation – und einem Sandstein-reichen oberen Teil
– der Horst-Formation -. Die Essen-Formation ist mit einem Sandstein-Anteil von ca. 20%
ausgesprochen feinklastisch ausgebildet und im mittleren und oberen Abschnitt flözreich. Die
Horst-Formation leitet mit einem Sandstein-Anteil von ca. 40-50% zur Fazies des Westfal C
und D über, in der mächtige Rinnensandsteine dominieren (s.o.). So führt z.B. ein mächtiger
Sandsteinhorizont oberhalb der Basis der Horst-Formation zu einer nahezu vollständigen
Verdrängung von Kohleflözen (Anl. 4a). Eine fazielle Entwicklung, die im Osnabrücker Raum
und im Wesergebiet einem allgemeinen Trend zu entsprechen scheint.
4.1.1.4 Westfal A2 (Bochum-Formation oder Schafberg-Schichten)
Typusprofil des Westfal A2 im Raum Ibbenbüren ist die Untertagebohrung UB 375 im
Nordschacht der Steinkohlenbergwerke lbbenbüren. Die Untergrenze des Westfal A2 ist in
Ibbenbüren nicht aufgeschlossen, wird allgemein jedoch bei Flöz Plaßhofsbank definiert
(Wrede 2005). Als Obergrenze ist in Ibbenbüren die Oberkante von Flöz 106 (allgemein Flöz
Katharina) festgelegt (Anl. 5a). Die Gesamtmächtigkeit der Bochum-Formation dürfte im
Osnabrücker Bereich etwa der am Dorstener Sattel im Ruhrgebiet entsprechen (Anl. 5b) und
ca. 600-650 m betragen (Drozdzewski 2005).
Generell sind im Osnabrücker Raum und im Weserbergland nur kurze Abschnitte des
Westfal A2 bekannt. So sind z.B. im Bergwerk Ibbenbüren (UB 375) die obersten 85 m der
Bochum Formation erbohrt worden und mit der Bohrung Stolzenau Z1 (1966) wurde ein 200
m mächtiges Profil vom unteren Westfal B über den Katharina-Horizont bis zur Flözgruppe
Ida-Ernestine (Anl. 5a) erfasst. Die flözreiche Schichtenfolge ist bis in Einzelheiten mit dem
Ruhrbecken zu korrelieren. Dementsprechend ist zu vermuten, dass

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auch der tiefere Abschnitt der Bochum-Formation der Ausbildung des Ruhrgebietes
entspricht. D.h., insbesondere der Schöttelchen-Sandstein und der Präsident-Sandstein
dürften mit z.T. stark wechselnden Mächtigkeiten flächenhaft verbreitet sein. Andere
Sandsteinhorizonte könnten eher unstetig entwickelt sein. Insbesondere im Bereich der
Unteren Bochum-Formation sollte der Sandstein-Anteil an der Gesamtschichtenfolge im
Bereich von 30-40% liegen.
4.1.2 Perm
Das Perm setzt am Piesberg mit den Schichten des Zechstein ein, von denen an der
Oberfläche nur die tiefsten Abschnitte des Zechstein-Zyklus 1 (Z 1) bekannt sind. Die
Schichten liegen ohne bzw. mit einer geringen Winkeldiskordanz dem Karbon auf. Aufgrund
der paläogeographischen Lage im Zentrum der Hunte-Schwelle, sind die karbonatischen und
sulfatischen Anteile des ersten Zechstein-Zyklus (Z 1) verhältnismäßig mächtig. Über
geringmächtigem Zechstein-Konglomerat und Kupferschiefer sind am Piesberg ca. 30 m
kieseliger, dichter Kalkstein des Zechstein-Kalkes bekannt. Nach Rosenfeld (1978) liegt der
Piesberg zudem im Bereich der „Anhydrit-Umwallung“ des Niedersächsischen
Zechsteinbeckens, in der die Mächtigkeit des unteren Werra-Anhydrits auf ca. 40 m ansteigt.
Es ist anzunehmen, dass die Zechstein-Zyklen Z 2 bis Z 4 im Piesberg-Gebiet in ihrer vollen
Mächtigkeit zusammen mit den Salzlagern vorhanden gewesen sind. Der tektonische
Aufstieg des Piesberg-Horstes brachte diese Salz- und Anhydrit-Lager jedoch in so geringe
Teufen, dass sie durch infiltrierende Wässer subrodiert wurden. Zwischen Buntsandstein-
Basis und Zechstein-Kalk sind dementsprechend in Bohrungen in der unmittelbaren
Umgebung des Piesbergs nur tonige oder karbonatische Lösungsresiduen der höheren
Zechstein-Zyklen anzutreffen. Weiträumig ist der Piesberg jedoch von Subrosionsbereichen
umgeben, in denen aktuell Zechstein-Bildungen subrodiert werden und Erdfälle oder
Senkungen an der Geländeoberfläche auftreten.
In den oberflächennah anstehenden Lösungsresiduen der Zechstein-Zyklen Z 2 bis Z 4
ändert sich der tektonische Baustil des Gebirges. Vermutlich bewirkten die ursprünglichen
Salzlager eine „mechanische Entkopplung“ der karbonischen Gesteine von ihrem
Deckgebirge und wirkten als „Gleitbahn“ für den tektonischen Aufstieg. Die unterschiedlichen
tektonischen Stockwerke äußern sich u.a. darin, dass sowohl Störungen im anstehenden
Karbon nicht im Buntsandstein sowie auch Störungen im anstehenden Buntsandstein nicht
im Karbon verfolgt werden können (Anl. 1).
4.1.3 Trias
Die Schichtenfolge der Trias gliedert sich in Buntsandstein, Muschelkalk und Keuper.
Der Buntsandstein besteht am Piesberg in seinen untersten Abschnitten aus braunroten,
mürben, feinsandig-tonigen Schluffsteinen. Aufgrund des Einflusses der Hunte-Schwelle
können Teile des Unteren und Mittleren Buntsandstein ausfallen oder in der Mächtigkeit
reduziert vorliegen. Die Solling-Folge greift z.T. transgressiv auf Unteren Buntsandstein über
und steht mit dem Basiskonglomerat im Norden des Piesbergs auf dem „Naßbergs Hügel“
an. Der Obere Buntsandstein, das Röt, ist im Piesberg-Gebiet durch braunrote, massige,
sandige Schluffsteine vertreten, in die zum Hangenden hin dolomitische Mergellagen
eingeschaltet sein können (Hinze 1979).

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Die Abfolge des Muschelkalk ist vorwiegend durch Sedimente mariner Fazies mit einer
Gesamtmächtigkeit von ca. 150 m gekennzeichnet. Nördlich von Osnabrück steht ca. 80 m
mächtiger, aus feinschichtigen, plattigen und z.T. massigen Kalksteinen bestehender Unterer
Muschelkalk an. Im gleichen Aufschluss erreichen die weichen, grauen bis gelblichen
Mergel- und Schluffsteine mit eingelagerten Kalkbänken des Mittleren Muschelkalkes eine
Mächtigkeit von ca. 25 m (Hinze 1979). Den Abschluss der Schichtenfolge des Muschelkalk
stellt die ca. 35-40 m mächtige Einheit des Oberen Muschelkalk dar, gebildet von dem ca. 10
m mächtigen Trochitenkalk und den ca. 20 m mächtigen Ceratitenschichten.
Der Keuper ist im Osnabrücker Raum als eine ca. 300 m mächtige Folge grauer und roter
Ton- und Schluffsteine ausgebildet, der in bestimmten Niveaus Sandstein, Gips oder
dolomitische Mergel eingeschaltet sind. In der näheren Umgebung des Piesbergs steht der
Keuper nicht an (Anl. 1).
4.1.4 Paläogen und Neogen (Tertiär)
Vorkommen von pliozänen Sedimenten sind nördlich und nordwestlich des Piesbergs
bekannt. Die vorwiegend schwarzen, schluffigen Tone sind überwiegend an
Subrosionssenken in den Residualtonen des Zechstein gebunden. (Anl. 1)
4.1.5 Quartär
Die jüngsten Ablagerungen im Gebiet des Piesbergs werden von quartären
Lockersedimenten pleistozänen und holozänen Alters gebildet. Insbesondere am Südrand
des Piesbergs sind mächtige z.T. kiesig ausgebildete Schmelzwasserablagerungen mit
eingeschalteten, mehreren Metern mächtigen schluffigen Tonen bekannt (Anl. 1).
4.2 Tektonische Entwicklung und tektonischer Bau
Der nach Nordwesten in das Norddeutsche Tiefland vorstoßende Keil des Weser- und
Osnabrücker Berglandes enthält drei paläozoische Aufbrüche (Abb. 3). Während der Hüggel
südlich von Osnabrück und der Schafberg bei Ibbenbüren in der Nähe der Osning-
Überschiebung liegen, nimmt der 1,9 km lange und 1,2 km breite Piesberg bei Osnabrück
eine Sonderstellung ein.

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Abbildung. 5: Die tektonische Situation am Piesberg im Grundriss und im Schnitt
(Drozdzewski 2003)
Diese höchste geologische Heraushebung der Piesberg-Pyrmonter Achse – einer
Aneinanderreihung linkstreppender Antiklinalen (Abb. 2) – ist nach Drozdzewski (1998) eine
allseitig von Störungen begrenzte Aufwölbung von 10 km Länge und 2-4 km Breite.
Die karbonische Schichtenfolge bildet eine nahezu W-E streichende Aufwölbung, deren
Achse nach Westen hin mit etwa 7-9° einfällt. Im Osten wird das Karbon durch eine NNW-
SSE verlaufende Querstörung, die steil nach Osten einfällt, mit einer Sprunghöhe von mehr
als 300 m versetzt. Im Norden und Westen überlagern Zechstein und Buntsandstein das
Karbon mit geringer Winkeldiskordanz und am Südflügel verdecken quartäre Sande das
Karbon und das Hangende des Karbons. Ein Querschnitt durch den Piesberg zeigt einen
leicht unsymmetrischen Bau (Abb. 5). Am Südflügel fallen die Schichten mit ca. 30-40° etwas
steiler ein als am Nordflügel, wo das Einfallen ca. 20-30° erreicht (Haarmann 1911, Hinze
1979). Nach den Bergbauaufschlüssen verstärkt sich das Einfallen am Südflügel mit
zunehmender Tiefe (Müller 1896-1906).
Tektonisch gesehen ist das Piesberger Karbon – trotz der sattelförmigen Aufwölbung – nicht
als Faltenbau mit seitlicher Einengung zu verstehen. Sowohl die Piesberg-Pyrmonter Achse
als auch die anschließende Achse des Neuenkirchener Sattels wurzeln in größeren
Blattverschiebungen im karbonischen Untergrund (s.o.).

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Abbildung 6: Positive Blumenstruktur einer rechtsinnigen Blattverschiebung
An diesen Blattverschiebungen entwickelten sich im Osnabrücker Raum durch dextrale
Scherbewegungen Horste oder Gräben, die von steilstehenden Verschiebungsflächen
begrenzt sind 1 . Dieser Entstehungsmechanismus ist für die westlich gelegenen
Karbonhorste bei Ibbenbüren und am Hüggel nachgewiesen (Drozdzewski 1985,
Drozdzewski 1998). Für den Piesberg erscheint es wahrscheinlich, dass sich die steilstehenden
Randstörungen in den großen Verwürfen im Bereich der ausstreichenden
Residualtone des Zechstein verbergen. Eine exakte Lokalisierung ist jedoch zurzeit nicht
möglich.
In einem Analogieschluss zum tektonisch vergleichbar aufgebauten Schafberg bei
Ibbenbühren (Drozdzewski 1985, 2003) kann für den Piesberg Extensionstektonik
(Abschiebungen) im oberen Bereich der Schichtenfolge und Einengungstektonik
(Überschiebungen, Seitenverschiebungen) im tieferen Bereich der Schichtenfolge erwartet
werden. Im Ibbenbürener Steinkohletiefbau ist dieser Übergang mit einer Abnahme der
Wasserführung und einer Zunahme der Gasführung in einer Tiefe von ca. 500-700 m
verbunden (Drozdzewski 1985, 2003 und pers. Mitteilung Dr. Goerke-Mallet 2006).
Die lokale Störungstektonik in den Karbongesteinen des Piesbergs ist durch den Bergbau
gut erkundet. Wesentliche tektonische Bauelemente sind E-W streichende Störungen/
Störungszonen (ca. 100°), deren bedeutendste im Sattelhöchsten verläuft. In diesem Bereich
ist ein 20-100 m breiter Scheitelgraben mit einer Versatzhöhe von ca. 20 m ausgebildet
(Abb. 5 oben). Die begrenzenden Randstörungen fallen nach Süden ein; die südliche mit ca.
64°,
1 Eine perfekt ebene Blattverschiebung verursacht weder Extension noch Verkürzung; infolgedessen
gibt es keine dazugehörige Topographie. Jedoch sind lange Blattverschiebungen normalerweise
gebogen, oder Zonen von en-échelon Verwerfungen, die durch kurze Verwerfungssegmente
verbunden werden. Bewegung auf solchen Verwerfungssystemen kann Extension (Transtension) oder
Verkürzung (Transpression) im gebogenen oder im Endbereich der Störung verursachen. Seismische
Profile in einem vertikalen Schnitt senkrecht zum Blattverschiebungssystem zeigen folgende
Charakteristiken:
• Fächerartige, relativ steile Störungen divergieren in der Tiefe aus einer einzelnen,
subvertikalen Störung
• Das tiefe Hauptstörungssystem ist subvertikal
• Auf- und Abschiebungsversätze entstehen entlang einer einzelnen Störungsfläche, was häufig
aus der Inversion der relativen Bewegung entlang der Störung resultiert.
Das nach oben hin aufspreizen wird als Blumenstruktur (flower structure) bezeichnet. Ist die vertikale
Komponente eine Überschiebungskomponente, dann ist die Störung meist konvex nach oben, mit
einem leichten Einfallen an der Oberfläche, und bildet eine positive Blumenstruktur (Abb. 6), welche
als gehobenes Gebiet erscheint (ein rhombischen Horst oder pushup).

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die nördliche mit 40-60°. Es ist anzunehmen, dass beide Störungsflächen in der Tiefe
konvergieren (Abb. 5 unten). Nach Fiedler (1984) laufen die beiden Randstörungen nach E
hin in der Hauptstörung des Piesbergs zusammen, an der es zu erheblichen
Schrägverschiebungen von 120-150 m gekommen ist (Abb. 5 oben).
Parallel zu dieser Störungszone im Sattelhöchsten verlaufen etwa 150 m und 200 m nördlich
bzw. südlich zwei Grabenrandstörungen mit Versatzhöhen von 5 m bis 10 m (Abb. 5 oben).
Da die nördliche dieser Störungen nach Süden und die südliche nach Norden einfällt, ist
auch in diesem Fall anzunehmen, dass beide Störungen zur Tiefe hin konvergieren (Hinze
1979).
In der Nordflanke des Piesbergs verläuft zudem, mit einem Streichen von ca. 115°, eine steil
mit ca. 65° nach SE einfallende Diagonalstörung (Abb. 5 oben). Der Versatz an dieser
Störung ist gering und klingt in Richtung SE aus (Hinze 1979).
Abbildung 7: Nahezu orthogonales Trennflächensystem der Karbongesteine
Der so genannte östliche Abbruch, eine Querstörung, die das Piesberger Karbon im Osten
abschneidet, streicht mit ca. 150° und fällt steil nach E ein. Örtlich kann die Störungsbahn
auf bis zu 40° Einfallen verflachen. Östlich des Abbruches grenzt höherer Buntsandstein an
Karbon, so dass auf einen abschiebenden Versatz von mindestens 300 m geschlossen wird,
der nahe der Sattelachse des Piesbergs allerdings bis zu 600 m betragen kann (Hinze
1979). innerhalb der Karbonscholle verlaufen kleine Störungen mit geringem Versatz in
Abständen von 300-500 m parallel zum östlichen Abbruch.
Das Trennflächensystem des Karbon wird durch die Schichtflächen (s.o.) und zwei, örtlich
drei Kluftscharen gebildet (Abb. 7). Dabei streicht nach Drozdzewski (1998) die
Hauptklüftung in 100°-Richtung. Eine Querklüftung fehlt nahezu völlig. Lediglich in der
Annäherung an die Querstörung des östlichen Abbruchs tritt zusätzlich oder ausschließlich
eine mit 60° streichende Klüftung auf. Drodzdzewski (1998) beschreibt zudem eine mit 150°
streichende dextrale Blattverschiebungsschar.

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In unmittelbarer Nähe der Störungen tritt eine ausgeprägte Parallelklüftung mit einem
Kluftabstand im Dezimeter-Bereich auf (Abb. 8). Diese engständige Klüftung ist
wahrscheinlich durch die geringe Breite der Piesbergscholle von ca. 2 km – zwischen
möglicherweise bedeutenden jedoch nicht aufgeschlossenen Randstörungen – und die im
Kern der Antiklinale auftretende Störungszone bedingt.
Abbildung 8: Ausgeprägte Parallelklüftung im Bereich der Störungszonen
Nach den vorgestellten Befunden lässt sich das strukturelle Inventar des Piesbergs auf
Scherzonen-Tektonik zurückführen. Die spitzwinklig zur Achse der Antiklinale streichenden
Klüfte und Längsstörungen liegen in der synthetischen, die Querstörungen in der
antithetischen Scherrichtung eines dextralen Scherregimes (Drodzdzewski 1998)
Ergänzende Angaben können einer Untersuchung zur Standsicherheit des
Heintzmann´schen Stollens (Piesberg) entnommen werden. Die Bearbeiter unterscheiden
drei Trennflächenscharen (0119191/5 Archiv LBEG). Schichtung (ss), bankrecht streichende
Klüfte (bc) und bankrechte querschlägige Klüfte (ac). Die drei Haupttrennflächenscharen
bilden ein nahezu orthogonales Trennflächengefüge, das das Gebirge in etwa quaderförmige
Kluftkörper teilt. Folgende mittlere Raumstellungen der Trennflächenscharen wurden
ermittelt:
Schichtflächen (ss) 172/22
ac-Klüfte (ac) 054/78
bc-Klüfte (bc) 331/81
Analog zu den Befunden von Drozdzewski (1998) tritt die mit 100° streichende
Hauptklüftungsschar (s.o.) in diesem Untersuchungsgebiet – im Bereich des „östlichen
Abbruchs“ – nicht auf.

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5 Gesteinsphysik der Oberkarbon-Sandsteine
Infolge der intensiven Einkieselung weisen die Sandsteine des Piesbergs eine hohe
Festigkeit auf. Im unverwitterten Zustand wurden bei einer Dichte des Materials von ca. 2,5-
2,8 g/cm 3 , einaxiale Druckfestigkeiten von ca. 195 MPa bestimmt (Josten, Köwing & Rabitz
1984). In Triaxialversuchen konnten Bruchlasten von σ 1 = 369,2 MPa erreicht werden (Probe
PS4 in Dürrast et al. 2001).
Angaben zur Porosität der Sandsteine können u.a. Bohrlochmessungen der Bohrung
Münsterland 1 entnommen werden (Tunn 1971). Von 1885-3895 m Teufe (Westfal B –
Namur C) wurde die Porosität der Sandsteine aus dem Soniclog bestimmt. Ausgehend von
einer Porosität von 7% der Sandsteine des Westfal B (1885 m Teufe) nimmt die Porosität bis
auf Werte < 2% im Namur C (3895 m Teufe) ab.
Die Nutzporosität und Permeabilität der Sandsteine wurde an Kernen der Bohrung
Münsterland 1 von Beeg (1971) untersucht. Es wird deutlich, dass die Nutzporositäten der
Sandsteine (0,1 -5 Vol.-%) mit der Teufe deutlich abnehmen. Die Schwankungsbreite stellt
Tabelle 1 dar.
Formation
Entnahmeteufe
der Proben (m)
Nutzporosität
(Vol-%)
Westfal B 1840,7-1877,1 1,0-1,8 1,5
Oberes Westfal A 2090,5-2108,0 1,6-5,0 3,2
Unteres Westfal A 2472,5-2672,5 0,9-2,0 1,7
Namur C, B 2948,5-4835,5 0,1-0,5 0,3
Unteres Namur B 4915,0-5101,5 0,1-0,2 0,1
Mittlere
Nutzporosität
(Vol-%)
Tabelle 1: Schwankungsbreite und mittlere Nutzporosität der Karbon-Sandsteine (Beeg
1971)
Die Permeabilität der untersuchten Sandsteinproben liegt generell unterhalb von 0,01 md
(Beeg 1971). Eine Untersuchung der Porenzugangsradien an Sandsteinen des Westfal A
weist darauf hin, dass ein erheblicher Anteil des Nutzporenraumes nur durch enge Zugänge
(r < 600 Å) erreichbar ist.
6 Grundwasserbeschaffenheit
6.1 Hydrogeologie
Im Untersuchungsgebiet Piesberg haben die unterschiedlichen hydrogeologischen
Eigenschaften der Gesteine und der Wechsel grundwasserführender und -stauender
Schichten zur Ausbildung mehrerer Grundwasserstockwerke geführt.
Im Niederungsgebiet der Hase bilden bis zu 50 m mächtige sandig-kiesige Schmelzwassersedimente
die obersten grundwasserführenden Ablagerungen. Diese Porengrundwasserleiter
werden lokal durch kleinere Grundwassergewinnungsanlagen und Hausbrunnen
genutzt.

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Die im tieferen Untergrund anstehenden Festgesteine des Oberkarbon, des Perm und der
Trias weisen zumeist eine gute Kluftdurchlässigkeit – insbesonderer in den mächtigen
Quarzitfolgen des Oberkarbons – und nur z.T. ein nutzbares Porenvolumen (Buntsandstein)
auf. Lediglich in Schichten mit stärkerer Klüftigkeit oder verkarsteten Bereichen liegt eine
nennenswerte Wasserführung vor. Gering durchlässige Ton-, Schluff- und Mergelfolgen
führen zu einer weiteren Untergliederung des tieferen Grundwasserstockwerkes. In Tabelle 2
(0115556 Archiv LBEG) ist die Wasserwegsamkeit/Ergiebigkeit der in Osnabrück
anstehenden Locker- und Festgesteine grob abgeschätzt.
Tabelle 2: Hydrogeologische Eigenschaften der Gesteinsformationen im Raum Osnabrück
(0115556 Archiv LBEG)
Die Grundwasserführung im Bereich der Piesberger Karbonscholle ist durch den bis 1898
aktiven Steinkohlenabbau beeinflusst. Dies betrifft insbesondere die vier Flözniveaus
oberhalb der tiefsten Stollensohle. Anfallendes Niederschlagswasser/Grundwasser wird zum
großen Teil über die tiefste Stollensohle abgeleitet (Hasestollen bei 66,10 m NN) und der
Hase zugeführt. Das heißt, die Piesberger Karbonscholle ist oberhalb des genannten
Stollenniveaus praktisch grundwasserfrei.

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6.2 Hydrochemie
Im Rahmen einer Regionalstudie (Schulz et al. 1994) wurde der Chemismus von
Tiefenwässern untersucht. Grundlage der Arbeiten waren die bei der
Kohlenwasserstoffgewinnung erhobenen Schichtwasseranalysen.
Die absolute Mineralisation der untersuchten Schichtwässer reicht von ca. 40-250 g/l. Es
handelt sich bei diesen Schichtwässern generell um Solen. Ab Teufen größer 1000 m ist
tendenziell eine teufenabhängige Zunahme der Gesamtmineralisation erkennbar (Abb. 9).
Der pH-Wert der untersuchten Schichtwässer liegt immer im sauren Bereich mit einer
Schwankungsbreite von 5,35-6,9 (Schulz et al. 1994). Alle von Schulz et al. (1994)
bewerteten Schichtwässer sind dem Natrium-Calcium-Magnesium-Chlorid-Typ mit einer
Natriumchlorid-Dominanz zuzuordnen. Untergeordnet treten Calcium, Magnesium, Sulfat
sowie als Spurenbestandteile Kalium, Eisen, Brom, Strontium, Bor u.a. auf.
Abbildung 9: Gesamtmineralisation in Nordwest- und Nordostdeutschland untersuchter
Schichtwässer (Müller & Papendieck 1975, Schulz et al. 1994, GTN, GFZ)
Angaben zur Mineralisation der Grundwässer im unmittelbaren Bereich sowie im Abstrom
des Piesbergs wurden einem Gutachten zur Rückverfüllung des Steinbruchs am Piesberg
entnommen (0115556 Archiv LBEG). Demzufolge beträgt die Gesamtmineralisation des
Grundwassers im Umkreis des Piesbergs ca. 200-500 mg/l. Auffallend ist eine Mineralisation
von über 1500 mg/l – verbunden mit erhöhten Werten der elektrischen Leitfähigkeit sowie
des Natrium-, des Chlorid und des Sulfat-Gehaltes – südlich des Piesbergs. Es handelt sich
hier wahrscheinlich um Zuflüsse von Wässern aus Karbongesteinen, die aus dem Kluft- und
Störungssystem des Piesbergs in Richtung Hase strömen. Analysen deuten in diesen
Bereichen auf Natrium-Calcium-Sulfat-Chlorid- oder Calcium-Natrium-Sulfat-Wässer hin.

- 19 -
Die im Abstrom des Piesberg-Grundwassers festgestellten erhöhten Sulfat-Werte (bis zu
1410 mg/l in Messstelle P3) dürften auf die Oxidation sulfidischer Minerale (Pyrit) in den
Karbongesteinen und untergeordnet auf die Lösung von Gips und anderen Sulfaten aus
Zechstein und Trias zurückzuführen sein. Diese Calcium-Sulfat-Wässer sind somit als
Oberflächenwässer im tiefen Grundwasserstockwerk zu deuten, die ihre Mineralisation
vorwiegend aus Verwitterungs- und Lösungsvorgängen in den Karbongesteinen beziehen.
Im Norden des Piesbergs sind Calcium-Sulfat-Wässer in den Grundwassermessstellen P1-
P3 sowie im Stüve-Schacht und im Brunnen Pye-Hollage 2 unvermischt anzutreffen.
Erhöhte Natrium-Chlorid-Gehalte sind wahrscheinlich durch die Zufuhr stark salzhaltigen
Tiefenwassers aus dem Karbon des Piesbergs bedingt. Offensichtlich unterschichten diese
spezifisch schwereren Tiefenwässer im tieferen Grundwasserstockwerk des Karbon das von
der Tagesoberfläche aus Niederschlägen stammende Wasser. Insbesondere im Süden des
Piesbergs mischen sich im Abstrom Calcium-Sulfat-Oberflächenwässer mit Natrium-Chlorid-
Tiefenwässern.
1302 (Hasestollen) 1320 (Stüve-Schacht)
Entnahmedatum 24.08.1987 26.11.1987
Temperatur (°C) 13,5 n.b.
pH-Wert 6,7 6,5
el. Leitfähigkeit (μS/cm) 1301 1056
Säurekapazität bis
pH 4,3
1,2 1,43
Gesamthärte (°dH) 18,75 24,3
Calcium mg/l 99,7 130,5
Magnesium mg/l 20,8 25,3
Natrium mg/l 159 76,8
Kalium mg/l 14,2 6
Eisen mg/l 0,047 7,9
Ammonium mg/l 0,05 0,06
Hydrogencarbonat mg/l 73,2 87,3
Chlorid mg/l 250 44
Sulfat mg/l 235 454
Nitrat mg/l 12,8 0,5
Phosphat mg/l n.n. 0,72
Aluminium mg/l 0,1 0,865
Blei mg/l n.n. 0,0168
Cadmium mg/l 0,0004 0,0016
Chrom mg/l 0,0007 0,0062
Kupfer mg/l 0,008 0,0147
Nickel mg/l 0,014 0,035
Zink mg/l 0,049 0,345
Mineralisation mg/l 864,9691 834,3643
Tabelle 3:
Mineralisation von Wasserproben des Stüve-Schachts und des Hasestollens
(0115556 Archiv LBEG)
Sicher aus karbonischen Gesteinen stammende Grundwässer wurden in den
Grundwassermessstellen P1-P3, einer Standwasserprobe aus dem Stüve-Schacht sowie
einer Probe aus dem Hasestollen-Mundloch beprobt (Tab. 3). Es handelt sich hierbei um
Wässer vom Calcium-Natrium-Sulfat-Chlorid-Typ, die ihre Mineralisation zum größten Teil
aus der Oxidation sulfidischer Minerale der Karbongesteine beziehen. Die höchsten Natrium-
Chlorid-Anteile weist das Wasser des Hasestollens auf, das als Natrium-Calcium-Chlorid-
Sulfat-Wasser zu typisieren ist. Im Hasestollen treten demzufolge auch Wässer aus, die aus
den tiefsten Bereichen des Karbonaufbruches stammen dürften.

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Mit diesen Ergebnissen übereinstimmend berichtet Haarmann (1911) aus den Erfahrungen
des Steinkohlebergbaus am Piesberg, dass die Grubenwässer durch einen hohen und mit
der Tiefe zunehmenden Gehalt an Chloriden gekennzeichnet sind. Im November 1997
enthielt ein Liter Grubenwasser 46,326 g Natriumchlorid. Ein Faktor, der im aktiven
Steinkohlebergbau zu einer teils erheblichen Belastung der Fließgewässer im Umkreis
führte. Die Zunahme des Salzgehaltes zur Tiefe hin ist nach Haarmann (1911) auch in der
Bohrung III südwestlich des Piesbergs zu beobachten, deren Sole in 374 m Tiefe 56,17 g/l
„Chlornatrium“ und in 417 m Teufe 92,7 g/l „Chlornatrium“ enthielt.
Analysen der Grubenwässer des Steinkohlebergwerks Ibbenbüren und Gespräche mit Dr.
Goerke-Mallet (DSK Anthrazit Ibbenbüren) bestätigen diese Einschätzung. Nach dem
Chemismus können im Ostfeld Ibbenbürens vier Wassertypen ausgehalten werden (Bässler
1970):
• oberflächennahe Wässer (Typ: Ca-Mg-Na-SO4-Cl-HCO 3 ),
• Sulfatwässer (Typ: Ca-Mg-SO 4 ),
• tiefes Grundwasser a) (Typ: Na-Ca-(Mg)-Cl), b) (Typ: Na-Cl)
Hohe Chloridkonzentrationen sind für die tiefen Grundwässer Ibbenbürens charakteristisch.
In 400 m Tiefe wurden Chloridgehalte des Grubenwassers von 40000 mg/l ermittelt. Die
Tiefenwässer aus der südlichen Randverwerfung auf dem Niveau von -1200 m erreichten
1981/1982 Chloridkonzentrationen von bis zu 140000 mg/l. Im Mittel ist zurzeit von einem
Chloridgehalt der Grubenwässer von ca. 60000 mg/l auszugehen (Staatliches Umweltamt
Münster 2005). Die Sulfatkonzentration – als weiterer signifikanter Bestandteil der
Grubenwässer in Ibbenbüren – lag in den Jahren 2000/2001 bei ca.800 mg/l (Staatliches
Umweltamt Münster 2005).
7 Gasführung
Aus den Erfahrungen des Piesberger Steinkohlebergbaus berichtet Haarmann (1911), dass
die Grubenwässer durch einen hohen und mit der Tiefe zunehmenden Gehalt an u.a. freiem
Kohlendioxid gekennzeichnet sind. Nach Haarmann (1911) enthielt die Sole der Bohrung III
südwestlich des Piesbergs in einem Liter Wasser (15° C und 760 mm Barometerstand) ein
Volumen von 388 cm 3 Gas, das zu 97,3 Vol. % aus Kohlensäure bestand. Die Entstehung
des Kohlendioxids wird von Stahl (1971) auf die thermische Zersetzung von Karbonaten im
tieferen Untergrund zurückgeführt.
Bemerkenswert ist nach Haarmann (1911), dass im Bergwerk Piesberg kein Methan auftrat.
Demgegenüber sind aus dem Steinkohlebergbau Ibbenbühren in vergleichbaren
geologischen Verhältnissen – jedoch größerer Tiefe – durchaus Methan-Ausbläser oder die
Gefahr von Methan-Ausbläsern bekannt. Hier tritt jedoch kein oder nur wenig CO 2 aus (pers.
Mitteilung Dr. Goerke-Mallet 2006).
Die Bohrung Iburg 4 – eine von der Erdölindustrie abgeteufte Bohrung bei Bad Iburg –
durchteufte Sedimente des Karbon (Westfal A, Untere Bochumer Schichten) bis in 1794 m
Teufe. Beim Durchbohren des Karbons traten mehrfach Gasanzeichen auf. Vier Casing-
Tests auf Flöze und Sandsteine lieferten einen Zufluss von Salzwasser mit wenig Gas, das
CO 2 , 23% CH 4 , 0,6% C 2 H 6 und Spuren von C 3 H 8 enthielt (Schuster 1963). Die neun
Kilometer südöstlich von Osnabrück stehende, 1767,5 m tiefe Bohrung Osnabrück-Holte Z1
erbohrte u.a. ein Profil des Westfal D und C. Es wurde eine größere Anzahl von Flözen
durchteuft, jedoch keine Gasanzeichen beobachtet (Josten, Köwing & Rabitz 1984).

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8 Bergbau
8.1 Historie
Erstmalig urkundlich belegt ist der Bergbau am Piesberg um die Mitte des 15. Jahrhunderts
(Röhrs 1992). Bis zum Ende des 18. Jahrhunderts eher bescheiden betrieben, expandierte
der Bergbau in der Folge und entwickelte sich für die Stadt Osnabrück ab 1830 zu einer
maßgeblichen Einnahmequelle. Eine Blütezeit erlebte das Bergwerk Anfang der 90er Jahre
des 19. Jahrhunderts, nach dem Verkauf an den damaligen Georgs-Marien-Hütte-
Bergwerkverein, der wiederum 1923 von der Klöckner-Werke AG übernommen wurde. Mit
dem Abbau auf der 2. Tiefbausohle stieg die Jahresproduktion bis 1897 auf bis zu 700 t pro
Tag.
Das untertägige Gewinnen der Steinkohle erwies sich oberhalb des Hasestollens – d.h.
oberhalb des Wasserspiegels der Hase (ca. +60 m NN) – als relativ problemlos. Die im
weiteren Verlauf des Steinkohlebergbaus gravierenden Probleme mit der Wasserhaltung
traten erst mit Beginn des eigentlichen Tiefbaus unterhalb der Hasestollen-Sohle auf. Der
Wasserzufluss in das Grubengebäude betrug im Jahr 1896 ca. 27 m 3 /min und 1897 bereits
ca. 45 m 3 /min. Aufgrund des starken Wasserzuflusses wurde 1897/98 das Grubengebäude
im Norden abgemauert, so dass der Wasserzufluss auf ca. 35 m 3 /min sank.
Bereits im Jahr 1898 führten diese nur schwer zu bewältigenden Wassereinbrüche auf der 2.
Tiefbausohle – in Verbindung mit einem mehrmonatigen Bergarbeiterstreik – zur
Zechenschließung. Eine kurzzeitige Reaktivierung erfuhr der Steinkohlebergbau am
Piesberg nach dem zweiten Weltkrieg. Bis zum Jahr 1951 wurde der Stüve-Schacht wieder
in Betrieb genommen und Restpfeiler der noch stehenden Steinkohle oberhalb der
Hasestollen-Sohle abgebaut (Hakenberg 1981, Röhrs 1992).
Nach wie vor werden an den Flanken des Piesbergs karbonische Sandsteine, sogenannter
„Karbon-Quarzit“ abgebaut. Zeitweise war der Piesberg der größte Steinbruch Mitteleuropas.
Abbildung 10: Verbau einer Strecke in der Zeche Piesberg (Hakenberg 1981)

- 22 -
8.2 Einrichtungen des Bergbaus
Die bekannte Schichtenfolge des Piesbergs enthält 16 Kohlenflöze, deren Mächtigkeit
zwischen wenigen Zentimetern und ca. 1,6 m beträgt. Hiervon wurden vier Flöze –
Johannisstein, Mittel, Dreibänke und Zweibänke – mit einer Gesamtmächtigkeit von ca. 3m
abgebaut (Abb. 12). Zum Ausbau der Hohlräume wurde der „klassische“ Türstock verwendet
(Abb. 10). D.h., die Sicherung der Firste und der Stöße durch „Kappen“, die von „Stempeln“
unterfangen werden. Am Piesberg wurde als Ausbaumaterial wahrscheinlich ausschließlich
Holz eingesetzt. Das eigentliche Abbauverfahren kann in der Frühzeit des Bergbaus als
Pfeilerbau (Röhrs 1992) mit entsprechendem Kohleverlust in den Sicherheitspfeilern
charakterisiert werden. In der 2. Hälfte des 19. Jahrhunderts wurde auf Strebbau oder
Langfrontabbau mit bis zu 75 m langen Kohlepfeilern umgestellt. Grubenrisse des LBEG
Clausthal-Zellerfeld verdeutlichen, dass ein Teil der Abbauhohlräume mit „taubem“ Material
wiederverfüllt wurde. Infolge des Abbaus von Restpfeilern nach dem zweiten Weltkrieg ist
zudem ein teilweiser Versturz der nicht verfüllten Kammern zu erwarten.
Abbildung 11:
Alte Strecken des Steinkohlebergbaus mit Holzverbau im Sandstein-
Steinbruch am Piesberg.
Im heutigen Steinbruch werden immer wieder alte Grubenbaue angeschnitten, in denen die
genannten Flöze ausgekohlt sind und scheinbar nur geringe Mächtigkeit besitzen. Zum Teil
sind im heutigen Steinbruch Reste des ehemaligen Tiefbaus zu sehen, z.B. gebrochene
Holz-Ausbauten (Abb. 10). Dem Augenschein nach steht zumindest ein Teil der alten
Strecken/Kammern (Abb. 11) nicht mehr offen.
Bis zum Beginn des 19. Jahrhunderts beschränkte sich der Abbau auf das Flöz
Johannisstein, das im sog. Sattelfeld von Stollen aus gewonnen wurde (Abb. 12, Anl. 6).
Nach dem Auffahren des Lechtinger Oberstollens (115 m Länge, 3500 m Flözstrecke), des
Lechtinger Tiefstollens (520 m Länge, 4090 m Flözstrecke) und des Hasestollens (1700 m
Länge) wurde ab 1830 auch mit dem Abbau der tieferen Flöze Mittel, Dreibänke und
Zweibänke begonnen (Hakenberg 1981).
Als erster Tiefbauschacht, mit einer Teufe von 92 m, wurde ab 1869 der Hase-Schacht
aufgefahren (Abb 12). Von hier aus konnte ab dem Jahr 1873 mit dem Steinkohleabbau auf
der 1. Tiefbausohle (11,5 m NN) im Südflügel des Piesbergs – ca. 55 m unter der
Hasestollen-Sohle (68,3 m NN) – begonnen werden. Gewonnen wurden die Flöze
Johannisstein, Mittel

- 23 -
und Dreibänke. Der Abbau im Flöz Dreibänke erreichte lokal – östlich des Hase-Schachtes –
eine Teufe von bis zu 262 m unter der Hasestollen-Sohle (ca. -202 m NN). Am Nordflügel
des Piesbergs wurde von 1873 bis 1894 der 210 m tiefe Stüve-Schacht aufgefahren. Die
Arbeiten wurden durch starke Wassereinbrüche – insbesondere unterhalb der Tiefbausohle
(Hakenberg 1981) – mehrfach unterbrochen. Neben der ersten Tiefbausohle erschloss der
Stüve-Schacht eine zweite Tiefbausohle – ca. 160 m unterhalb der Hasestollen-Sohle (-89,5
m NN) – sowie vorübergehend eine sog. Mittelsohle in einem Niveau von 110m unter der
Hasestollen-Sohle (ca. -50 m NN). Der Abbau an der Nordflanke fand auf der ersten
Tiefbausohle in den Flözen Johannisstein und Dreibänke, auf der Mittelsohle im Flöz
Zweibänke und ab 1894 auf der zweiten Tiefbausohle in den Flözen Dreibänke und
Zweibänke statt. Das Grubengebäude erreichte im Nordflügel eine Teufe von bis zu 208 m
(ca. -148 m NN) unter der Hasestollen-Sohle (Josten, Köwing & Rabitz 1984).
Hase-Schacht und Stüve-Schacht waren untertage durch den 1700 m langen Hasestollen
querschlägig verbunden (Abb. 12). Neben den beiden Hauptschächten gab es noch 16
kleinere Schächte, die über das gesamte Gebiet des Piesbergs verteilt lagen (Anl. 6, Anl.
7)und zwischen 17,2 und 99,4 m tief waren (Josten, Köwing & Rabitz 1984). Nach den
Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld (s.u.), sind im Abbaugebiet neben Hase- und
Stüve-Schacht 19 weitere Schächte sowie drei – wahrscheinlich untertägige –
Bremsschächte identifizierbar (Anl. 7).
Das durch untertägigen Steinkohleabbau beeinflusste Areal konnte anhand von
Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld ausgehalten werden und ist in der
Übersichtskarte in Anlage 7 dargestellt. Ergänzend weist Anlage 8 auf die – an der jeweiligen
xy-Koordinate (Standort) von der Oberfläche aus betrachtet – Anzahl übereinanderliegender
und abgebauter Flöze in z-Richtung hin. Bereiche mit besonders starker bergbaulicher
Beanspruchung sind durch rot (vier abgebaute Flöze) ausgehalten. Zonen eines möglichen
früheren, nicht dokumentierten oberflächennahen Abbaus oder eines möglichen
Notbergbaus können Anlage 9 – dargestellt ist der Verlauf der Schichtgrenze Karbon/Perm –
entnommen werden.
Die verwendeten Grubenrisse wurden zum Teil bis 1898 nachgetragen, so dass davon
auszugehen ist, dass der endgültige Abbaustand erfasst wurde. Infolge der Anpassung des
Koordinatensystems der amtlichen Grubenrisse (bezogen auf die Kirchturmspitze Belm) an
Gauss-Krüger-Koordinaten sowie infolge der Georeferenzierung der Risse (Maßstab 1:1000
bis 1:2000) ist für die ermittelten Grenzen des untertägigen Abbaus mit einem Fehler von ca.
15 m zu rechnen.

- 24 -
Abbildung 12: Tiefbaueinrichtungen (Schächte, Stollen) am Piesberg (Hakenberg 1981)

- 25 -
8.3 Bergbauliche Verhältnisse an den ausgewählten
Bohransatzpunkten
Bereich 1
Aufgrund der geologischen Sattelstruktur der Piesberg-Karbonscholle treten im Bereich des
Standortes 1 (Anl. 7) bauwürdige Flöze lediglich oberhalb des Hasestollen-Niveaus (ca. 68 m
NN) auf. Nach den Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld ist im Bereich des
Standortes 1 ein Tiefbau – wahrscheinlich vom Lechtinger Oberstollen aus – in den Flözen
Mittel (ca. 172 m NN), Dreibänke (ca. 162 m NN) und Zweibänke (ca. 118 m NN)
umgegangen. Durch den aktuellen Abbaubetrieb in Sandstein-Steinbruch der PSI wurden die
(ausgekohlten) Flöze Mittel und Dreibänke an Standort 1 angeschnitten. Der
Bohransatzpunkt liegt wahrscheinlich unterhalb des Flözes Dreibänke, so dass lediglich der
Abbau in Flöz Zweibänke zu berücksichtigen ist. Der Abstand von Standort 1 ist mit ca.
235 m zu Schacht Nachtigall ausreichend groß.
Bereich 2
Nach den Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld ist im Bereich des Standortes 2 (Anl.
7) ein Tiefbau lediglich im Flöz Johannisstein (ca. 22 m NN) zu erwarten. Flöz Dreibänke
wurde im Südflügel der Piesberger Karbonscholle zwar lokal – östlich des Hase-Schachtes –
weiter in Richtung Süden ausgekohlt, der entsprechende Abbaubereich liegt jedoch deutlich
östlich des Standortes 2. Der Abstand des Standortes 2 zum N-S verlaufenden
Sumpfquerschlag auf -95 m NN beträgt ca. 35 m, der Abstand zum SW-NE verlaufenden
Hasestollen (68,3 m NN) ca. 65 m. Ein Lichtschacht liegt ca. 70 m entfernt.
In den Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld sind für beide Standorte keine exakten
Teufenlagen für die jeweiligen Abbaubereiche angegeben, so dass eine Teufenabschätzung
mit Hilfe von Profilschnitten, Berechnungen etc. erfolgte. Die Teufenangaben können aus
diesem Grund mit einem Fehler von bis zu 10 m behaftet sein.
Es ist zu berücksichtigen, dass Strecken/Abbaukammern zum Teil mit taubem Material
verfüllt, zum großen Teil jedoch auch verstürzt sein können. Dementsprechend ist für das
Deckgebirge der entsprechenden Standorte – zur Geländeoberkante hin – mit einer
größeren Auflockerung zu rechnen.
9 Geologische Standortbewertung für oberflächennahe
Geothermie
In der oberflächennahen Geothermie (bis ca. 400 m Tiefe) wird Wärme aus dem Untergrund
durch Abpumpen von Grundwasser und dessen Wiedereinleitung nach Wärmeentzug oder
über Erdreichkollektoren bzw. Erdwärmesonden gewonnen. Die Entscheidung für horizontale
oder vertikale Systeme wird durch die geologischen Standortbedingungen, den Platzbedarf
oder durch bauliche Gegebenheiten bestimmt. Für den Bereich des Piesbergs bieten sich
Erdwärmesonden an. Deren Auslegung wiederum hängt von der Art des Untergrundes d.h.
der thermischen Leitfähigkeit, der Feuchte (bei Lockergesteinen) und eventuell des
Grundwasserflusses ab.

- 26 -
Die im Bereich des Piesbergs oberflächennah anstehenden Abfolgen des Karbon (Westfal D
und C) bestehen überwiegend aus z.T. konglomeratischen, verkieselten Sandsteinen, die
zusammenhängende Abschnitte von ca. 10 m bis über 60 m Mächtigkeit bilden. Ton- und
Schluffsteine sind auf die unmittelbaren Hangend- und Liegendschichten der Kohleflöze
beschränkt (Abb. 4). Ausgehend von der Oberkante des Flözes Johannisstein ist für
Bohrungen am Piesberg bis 400 m Teufe folgende lithologische Abfolge zu erwarten:
• Bis 55 m unter OK Flöz Johannisstein ein von Schluffsteinen und Kohleflözen
dominierter Bereich des Westfal D mit einem ca. 17 m mächtigen Sandsteinhorizont
in ca. 15 m Teufe (Abb. 4).
• Bis 400 m unter OK Flöz Johannisstein ein von bis zu 60 m mächtigen
Sandsteinhorizonten geprägter Bereich des unteren Westfal D und oberen Westfal C,
dem in 82 m, 113 m, 150 m, 174 m, 201 m, 225 m, 259 m, 314 m und 397 m Teufe
ca. 5-14 m mächtige Tonsteinhorizonte mit Kohleflözen eingeschaltet sind (Abb. 4).
Entsprechend VDI 4640 Blatt 1 ist für Sandsteine eine Wärmeleitfähigkeit von λ = 1,3-5,1
W/m*K, für Metaquarzit eine Wärmeleitfähigkeit von λ = 5,8 W/m*K charakteristisch. Auf
Grund der intensiven Verkieselung stellt der in der VDI 4640 empfohlene Rechenwert der
Wärmeleitfähigkeit für Sandsteine von λ = 2,3 W/m*K eine – für den Piesberg-Sandstein –
konservative Einschätzung dar. Es erscheint wahrscheinlich, dass eine wesentlich
günstigere, d.h. höhere Wärmeleitfähigkeit zu erwarten ist. Die ebenfalls in der Abfolge von
Westfal D und C auftretenden Tonsteine weisen in Bezug auf die Wärmeleitfähigkeit mit
λ = 2,2 W/m*K ungünstigere Eigenschaften als die Sandsteine auf.
Für erdgekoppelte Wärmepumpen in reinem Heizbetrieb und bis zu einer Wärmepumpen-
Heizleistung von 30 kW kann in einfachen Fällen mit Wärmepumpenbetriebszeiten von 1800
bis 2400 h/a gerechnet werden. Entsprechend VDI 4640 Blatt 2 ist in diesem Fall für
Sandsteine bei einer Betriebszeit der Wärmepumpe von 1800 h eine spezifische
Entzugsleistung von 65 W/m, bei einer Betriebszeit der Wärmepumpe von 2400 h eine
spezifische Entzugsleistung von 55-65 W/m anzunehmen.
Die Sandsteine und Tonsteine des Piesbergs sind Kluftgrundwasserleiter. In Schichten mit
stärkerer Klüftigkeit ist eine Wasserführung zu erwarten. Der Grundwasserspiegel liegt im
Bereich von ca. 66 m NN (Hase-Niveau). Unterhalb dieser Teufe kann – infolge der
stärkeren Durchfeuchtung etc. – von einer etwas höheren Wärmeentzugsleistung
ausgegangen werden.
Infolge des untertägigen Steinkohlebergbaus am Piesberg kann – abhängig vom Standort
einer Erdwärmesonde – das Durchteufen ausgekohlter Flözbereiche oder alter Strecken
notwendig werden. Ein Teil dieser alten Strecken und Kammern ist verfüllt oder verstürzt.
Dennoch sind in diesen Zonen zumindest Spülungsverluste oder Bohrlochhindernisse nicht
auszuschließen.

- 27 -
10 Geologische Standortbewertung für tiefe Geothermie
Zurzeit werden im Steinbruchbetrieb der Piesberger Steinindustrie (PSI) Sandsteine des
Westfal D sowie des obersten Westfal C in einer Mächtigkeit von bis zu 265 m abgebaut.
Demzufolge ist das am Piesberg in einer Mächtigkeit von ca. 230 m vorhandene Westfal D
bereits in vielen Bereichen ausgeräumt. Eine innerhalb der Karbonscholle des Piesbergs im
oberen Westfal C ansetzende ca. 1500-2000 m tiefe Bohrung (sowohl Standort 1 als auch
Standort 2) würde daher das ca. 870 m mächtige Westfal C, das 665 m mächtige Westfal B
sowie Teile des oberen Westfal A2 erfassen. Sowohl das obere Westfal A2 (Bochum-
Schichten) wie auch das untere Westfal B (Essen-Schichten) sind vorwiegend pelitisch
(Tonsteine) ausgebildet und weisen geringe Sandsteinanteile von ca. 20% auf. Deutlich
sandsteinreichere Formationen des Karbon stehen im oberen Westfal B (Horst-Formation,
Bohrteufe ca. 1100m) oder im unteren Westfal A2 im Bereich Röttgersbank-, Präsident- bzw.
Luise-Sandstein (Bohrteufe ca. 1760-1910m) an.
Eine außerhalb der Karbonscholle des Piesbergs angesetzte ca. 1500-2000m tiefe Bohrung
wird – abhängig vom Bohransatzpunkt – eine Abfolge aus Gesteinen des
Quartär/Neogen/Paläogen, (unteren) Buntsandstein, Perm und Karbon durchteufen. Für
einen Standort südlich des Piesbergs wäre entsprechend der vorgestellten Stratigraphie mit
einer bis zu ca. 60 m mächtigen quartären Abfolge, dem ca. 350 m mächtigen
Buntsandstein, dem ca. 100 m mächtigen Zechstein sowie einer Abfolge von 230 m Westfal
D, 870 m Westfal C und bis zu 400 m Westfal B zu rechnen. Sandsteinreiche Formationen
des Karbons stehen im oberen Westfal B (Horst-Formation, Bohrteufe bis 1850 m) und im
Westfal C (Bohrteufe ab ca. 740 m bis 1610 m) an.
Analog zum tektonischen Bau des Schafbergs bei Ibbenbühren ist für den Piesberg
Extensionstektonik (Abschiebungen) im oberen Bereich der Schichtenfolge und
Einengungstektonik (Überschiebungen, Seitenverschiebungen) im tieferen Bereich der
Schichtenfolge zu erwarten. Wie in Ibbenbüren dürfte auch im Bereich des Piesbergs dieser
Übergang mit einer Abnahme der Wasserführung und einer Zunahme der Gasführung – in
einer Tiefe von ca. 500-700 m – verbunden sein.
Die Festgesteine am Piesberg sind vorwiegend Kluftgrundwasserleiter. In Schichten mit
stärkerer Klüftigkeit bzw. verkarsteten Bereichen ist eine nennenswerte Wasserführung zu
erwarten. Im tagesnahen Bereich ist die Grundwasserführung der Piesberger Karbonscholle
allerdings durch den bis 1898 aktiven Steinkohlenabbau beeinflusst. Da
Grundwasser/Niederschlagswasser zum großen Teil über die tiefste Stollensohle abgeleitet
wird (Hasestollen-Mundloch bei ca. 66,10 m NN), ist die Piesberger Karbonscholle oberhalb
des Hasestollen-Niveaus praktisch grundwasserfrei.
Das in größerer Tiefe zu erwartende Grundwasser dürfte einem Na-Ca-Mg-Cl-Typ mit einer
Natriumchlorid-Dominanz zuzuordnen sein. Diese Einschätzung wird auch durch die
Mineralisation der Grubenwässer des Steinkohlenbergwerks Ibbenbüren gestützt. Die
Mineralisation der aus karbonischen Gesteinen stammenden oberflächennahen
Grundwässer (Tab. 2) stellt – aufgrund der Verdünnungseffekte – lediglich einen unteren
Anhaltswert für die zu erwartende Gesamtmineralisation des Tiefenwassers dar.

- 28 -
Erfahrungen des Steinkohlebergbaus am Piesberg deuten auf einen mit der Tiefe
zunehmenden Gehalt an freier Kohlensäure im Grundwasser hin. Sowohl im aktiven
Bergbaubetrieb als auch in Explorationsbohrungen der Umgebung konnte kein oder nur
Spuren von Methan nachgewiesen werden. Nach den Erfahrungen aus Ibbenbüren sollte
jedoch mit zunehmender Tiefe mit einem ansteigenden Methan-Gehalt der Schichtenfolge zu
rechnen sein.
Abhängig vom Standort der geplanten Tiefbohrung müssen ein bis drei ausgekohlte
Flözbereiche oder alte Strecken durchteuft werden. Ein Großteil der alten Strecken und
Kammern ist wahrscheinlich verfüllt oder verstürzt, dennoch sind – ohne vorbeugende
Maßnahmen – in Strecken- wie auch in Kammerbereichen erhebliche Spülungsverluste zu
erwarten. Die am Piesberg vorwiegend eingesetzten Holzausbauten sind nicht als
gravierende Bohrhindernisse einzustufen. Im durch Untertagebau beeinflussten
Gebirgsbereich (vgl. o.) sind jedoch entsprechende Schutzverrohrungen erforderlich.
Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie

- 29 -
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Unveröffentlichte Archivberichte
0119191: Zentraldeponie Piesberg – Stellungnahme zur Standsicherheit des
Heintzmann´schen Stollens (Fledermausstollen) im Bereich des Piesbergs in Osnabrück
(April 1996): 13 S., 3 Anl.
0115556: Gutachtliche Stellungnahme zu den geologischen, hydrogeologischen und
hydrochemischen Verhältnissen am Piesberg bei Osnabrück im zusammenhang mit der
Verfüllung des Steinbruchs mit Kraftwerksrückständen im Rahmen der Rekultivierung
(Februar 1992): 54 S., 12 Anl.
Persönliche Mitteilungen
Dr.-Ing. Dipl.-Ing. Peter Goerke-Mallet
DSK Anthrazit Ibbenbüren GmbH
Osnabrücker Straße 112
D-49477 Ibbenbüren

Anlage 1: Geologische Karte des Piesbergs, Ausschnitt nach Hinze (1979).

Anlage 2: Westfal D (Drozdzewski 2005).

Anlage 3a: Westfal C1 (Drozdzewski 2005).

Anlage 3b: Westfal C2 (Drozdzewski 2005).

Anlage 4a: Westfal B1 (Drozdzewski 2005).

Anlage 4b: Westfal B2 (Drozdzewski 2005).

Anlage 5a: Westfal A2 (Drozdzewski 2005).

Anlage 5b: Westfal A2 im Längsprofil des Dorstener Sattels (Drozdzewski 2005).

Anlage 6: Stollen und Schächte des Piesberger Steinkohleabbaus (Hakenberg 1981).

Anlage 7: Stollen und Schächte sowie der Bereich untertägigen Steinkohleabbaus am
Piesberg nach Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld.

Anlage 8: Anzahl übereinanderliegender und abgebauter Flöze in z-Richtung nach
Grubenrissen des LBEG Clausthal-Zellerfeld.

Anlage 9:
Verbreitung von Karbongesteinen im Bereich des Piesbergs (mögliche Areale
von nicht dokumentiertem Bergbau bzw. Notbergbau) und mögliche
Standortbereiche für GEYSIR-Projekt.

Machbarkeitsstudie Geothermieprojekt
GEYSIR:
Teil 1
Technische Machbarkeitsstudie des Geothermieprojektes
GEYSIR
(Geothermie Neubrandenburg GmbH)
Teil 2
Geologische und hydrogeologische Verhältnisse
(LBEG)
Teil 3
Geothermische Untersuchungen
(GGA-Institut)
1. Sachbearbeiter: R. Schellschmidt, Dr. R. Jung
2. Auftraggeber: Geothermie Neubrandenburg
3. Auftragsdatum: 13.11.2006
4. Archiv - Nr.:
5. Tagebuch- Nr. : 6. TK 25- Nr.: 3614 Wallenhorst
7. Anlagen
Datum: 03.01.2007

Inhaltsverzeichnis
Seite
1 Auftrag Geothermische Untersuchungen...................................................... 3
2 Temperaturdaten ................................................................................................ 4
2.1 Untersuchungsgebiet............................................................................................... 4
2.2 Datengrundlage ....................................................................................................... 5
3 Temperatur-Tiefen-Profile............................................................................... 10
4 Temperaturfeld .................................................................................................. 14
4.1 Temperaturisolinienkarten ..................................................................................... 14
4.2 Charakteristik des Temperaturfeldes und Temperaturprognose für den Standort
des GEYSIR-Projekts .................................................................................................... 15
5 Wärmeleitfähigkeit ............................................................................................ 22
Literatur ....................................................................................................................... 23

3
1 Auftrag Geothermische Untersuchungen
Im Rahmen der Erstellung einer technischen Machbarkeitsstudie zum Geothermieprojekt
GEYSIR für die Stadt Osnabrück sollten im Teil 3 der Studie folgende Leistungen
erbracht werden:
Geothermische Untersuchungen
o Auswertung der Tiefbohrungen im Raum Osnabrück
o Erstellung von Isothermenkarten für das Gebiet Osnabrück für die Tiefenniveaus
ab 250 m in Abständen von jeweils 250 m bis zu Tiefen, in denen noch genügend
Messdaten für die Anfertigung von Isothermenkarten zur Verfügung stehen.
o Anfertigung von Temperatur-Tiefendiagrammen mit Einzelwerten, Mittelwertkurve
und Streubreite für das Untersuchungsgebiet
o Abschätzung der zu erwartenden Gebirgstemperaturen für den geplanten Standort
des GEYSIR-Projektes bis 2000 m.
o Erarbeitung und Angabe der für die technische Machbarkeitsstudie erforderlichen
Eingabeparameter und Modellspezifikationen für das GEYSIR-Konzept in Zusammenarbeit
mit dem Kontraktor
o Anfertigung eines Berichts zu Ziffer 1

4
2 Temperaturdaten
2.1 Untersuchungsgebiet
Bei der Auswahl der Größe des Untersuchungsgebiets für die thermischen Untersuchungen
wurde darauf geachtet, dass der lokale Charakter der Temperaturinformationen
noch gegeben ist, das Gebiet aber andererseits groß genug ist, um eventuelle
Temperaturtrends zu erkennen. Für die folgenden Untersuchungen wurde ein Gebiet
von 46 x 44 km (4 x 4 TK25-Blätter) um den Standort Osnabrück ausgewählt (Abb. 1,
roter Rahmen). Bei einer kleineren Gebietsauswahl würden für größere Tiefen nicht
mehr genügend Bohrungen mit Temperaturinformationen zur Verfügung stehen, um
gesicherte Temperatur-Tiefen-Profile, Temperaturisolinienkarten und eine Temperaturprognose
zu erstellen. Für die Erstellung der Temperaturkarten wurde ein größeres Gebiet
von 69 x 66 km (6 x 6 TK25-Blätter) ausgewählt (Abb. 1, blauer Rahmen), um eventuelle
Temperaturtrends besser zu erkennen. Die Koordinaten der Eckpunkte der Untersuchungsgebiete
für das Geothermieprojekt GEYSIR (Osnabrück) sind in Tabelle 1 aufgeführt.
Eckpunkte
Koordinaten
Rechtswert Hochwert Länge Breite
‚ ‚
m m ° °
TK 6 x 6
Südwest 3397059 5763965 7 30 52 00
Nordost 3466194 5829784 8 30 52 36
TK 4 x 4
Südwest 3408708 5774868 7 40 52 06
Nordost 3454799 5818748 8 20 52 30
Tabelle 1: Gauß-Krüger (D-West-BKG) und Geographische Koordinaten (WGS84) der
Untersuchungsgebiete für das Geothermieprojekt GEYSIR (vgl. Abb.1).

5
Abb. 1: Untersuchungsgebiete: 4 x 4 und 6 x 6 TK25-Blätter. Die vorgesehenen Standorte
1 und 2 für die Bohrung liegen im zentralen Bereich der Karte (roter Punkt). Die
gelben Dreiecke markieren die Bohrpunkte. Topographische Karten: ATKIS DTK
1000/200/50V ©, Vermessungsverwaltung der Länder und der Bundesamt für Kartographie
und Geodäsie.
2.2 Datengrundlage
Beim GGA-Institut wird das Fachinformationssystem (FIS) Geophysik (https://www.ggahannover.de/app/fis_gp/startseite/start.htm)
betrieben (Kühne et al. 2003). Die Daten-

6
bank enthält Messdaten und Auswertungen verschiedener geophysikalischer Verfahren,
vorrangig für das Gebiet von Deutschland. Es sind Daten des GGA-Instituts, aber auch
von Partnerinstitutionen gespeichert.
Das FIS Geophysik unterstützt über eine neu entwickelte Internet-Schnittstelle auch die
Informationsansprüche der wissenschaftlichen Öffentlichkeit. Dabei bleiben die rechtlichen
Randbedingungen gewahrt.
Die Datenbank des FIS Geophysik besteht aus einem Überbau und verschiedenen
Subsystemen. Jedes Subsystem nimmt die spezifischen Daten eines geophysikalischen
Verfahrens (z. B. Geothermik) auf.
Das Subsystem Geothermik enthält Informationen aus rund 10.000 Bohrungen über das
Temperaturfeld im Untergrund Deutschlands. Ungestörte Temperaturlogs und Lagerstättentemperaturen
werden als optimale Daten angesehen. Lagerstättentemperaturen
liegen aufgrund der regelmäßigen, langjährigen Kontrolle der Förderbohrungen als umfangreiche
Messwertreihen vor; die Schwankungsbreite dieser Temperaturwerte liegt
überwiegend unter 1 K. Zur Erstellung von Temperaturkarten in beliebigen Maßstäben
und für beliebige Tiefen werden neben Temperaturlogs, Lagerstättentemperaturen und
Fördertests vor allem Bottom Hole Temperatures (BHT) verwendet. Diese BHT-
Messungen werden in fast allen Industriebohrungen im Bohrlochtiefsten, unmittelbar
nach Einstellen der Bohrarbeiten, ausgeführt und sind durch den Bohrvorgang (Spülungsumlauf)
thermisch gestört. Eine Korrektur (Extrapolation) dieser BHT-Werte auf
ungestörte Temperaturen ist möglich, da im Bohrlochtiefsten der störende Einfluss des
Spülungsumlaufs auf das Temperaturfeld am geringsten ist. In Abhängigkeit von der
Stillstandszeit nach Bohrende, der Spülungsdauer (Spülungsumlauf) und der Anzahl der
für jede Tiefe zur Verfügung stehenden Temperaturwerte können unterschiedliche Extrapolationsverfahren
angewendet werden (Schulz & Schellschmidt 1991, Schulz et al.
1990):
(1) der „Explosionszylinderquellenansatz“ (Leblanc et al. 1982),
(2) die Annahme einer „kontinuierlichen Linienquelle“ (Horner 1951),
(3) einer „Explosionslinienquelle“ (Lachenbruch & Brewer 1959),
(4) der „Zylinderquellenansatz“ (Middleton 1982) mit statistischen Parametern.

7
Bei der Extrapolation von zeitlich nur einfach belegten BHT-Werten auf die ungestörte
Temperatur müssen aus umgebenden Messungen mit höherem Informationsgehalt statistische
Parameter ermittelt werden. Zusätzlich werden die Werte in Verbindung mit
einer statistischen Auswertung aller verfügbaren Bohrlochdaten aus dem jeweiligen Untersuchungsgebiet
ausgeglichen. Trotz der angewendeten Korrekturen sind diese Ergebnisse
im Gegensatz zu ungestörten Temperaturlogs noch mit einem Fehler von ca.
± 5 K behaftet. Aufgrund der unterschiedlichen Mess- und Korrekturarten (nur BHT-
Werte) werden die Temperaturdaten in unterschiedliche Güteklassen eingeteilt. In Tabelle
2 sind die Güteklassen und Korrekturarten für das Untersuchungsgebiet zusammengefasst.
Güteklassen Anzahl Korrektur
Temperaturlogs (bohrtechnisch ungestört) 6 ---
Temperaturlogs (bohrtechnisch gestört) 0 ---
Messungen in Bergwerken 1 ---
Lagerstättentemperaturen 0 ---
Messungen aus Fördertests 4 ---
BHT-Werte (zeitlich mindestens dreifach belegt) 0 (1), (2)
BHT-Werte (zeitlich zweifach belegt) 1 (2), (3)
BHT-Werte (zeitlich einfach belegt):
Standzeit und Bohrlochradius bekannt 1 (4)
nur Standzeit bekannt 2 (4)
nur Bohrlochradius bekannt 2 (4)
weder Standzeit noch Bohrlochradius bekannt 14 (4)
Tabelle 2: Güteklassen, Anzahl der Bohrungen und Korrekturarten (nur BHT-Werte) für
das Untersuchungsgebiet GEYSIR-Projekt (6 x 6 TK25-Blätter).
In der Tiefe von 1500 m stehen für das engere Untersuchungsgebiet nur noch
4 Bohrungen zur Verfügung (vgl. Tabelle 4). Aufgrund dieser geringen Belegungsdichte
wurden für Tiefen größer 1500 m keine Temperaturkarten erstellt. Neben der Belegungsdichte
nimmt auch die Qualität der Temperaturdaten mit der Tiefe ab.

8
Tiefe Bohrungen Temperatur
m Anzahl °C
Minimum Mittelwert Maximum
0 31 8.5 9.5 10.8
125 27 12.0 14.3 18.1
250 24 15.2 19.4 26.8
375 24 18.1 24.5 35.4
500 24 21.0 29.4 44.0
625 24 23.8 34.2 52.6
750 24 26.4 38.6 61.3
875 20 29.6 42.6 61.3
1000 16 32.4 45.2 66.3
1125 15 35.3 49.4 71.2
1250 15 38.2 53.2 76.1
1375 14 41.0 56.9 81.1
1500 12 43.9 61.9 86.0
1625 10 46.8 66.5 90.9
1750 9 49.6 67.3 82.7
1875 7 52.5 69.6 87.9
2000 4 70.9 77.7 93.1
2125 4 73.2 81.5 98.4
2250 2 85.7 94.6 103.6
2375 2 89.3 99.1 108.8
2500 2 91.9 103.0 114.0
2625 1 94.6 94.6 94.6
2750 1 97.4 97.4 97.4
2875 1 100.7 100.7 100.7
3000 1 104.0 104.0 104.0
3125 1 107.3 107.3 107.3
3250 1 110.6 110.6 110.6
3375 1 113.9 113.9 113.9
3500 1 117.2 117.2 117.2
Tabelle 3: Anzahl der Bohrungen, Temperaturminimum, Temperaturmittelwert und
Temperaturmaximum für die Tiefen von 0 bis 3500 m (Untersuchungsgebiet 6 x 6 TK-
Blätter). Der Temperaturwert für die Tiefe 0 m gibt die mittlere Jahrestemperatur an der
Erdoberfläche für die jeweilige Bohrung an (DEUTSCHER WETTERDIENST 1964, KESSELS
1980).

9
Tiefe Bohrungen Temperatur
m Anzahl °C
Minimum Mittelwert Maximum
0 14 9.0 9.4 9.5
125 12 12.2 13.4 14.8
250 10 15.5 17.5 20.1
375 10 18.6 21.6 25.3
500 10 21.8 25.8 30.6
625 10 24.9 30.1 35.9
750 10 28.0 34.3 41.2
875 9 31.2 38.6 46.4
1000 8 33.8 41.3 50.0
1125 7 37.4 45.6 52.3
1250 7 41.3 49.6 54.6
1375 6 44.9 53.1 60.2
1500 4 52.6 58.8 66.5
1625 3 60.6 65.0 72.8
1750 3 63.9 69.2 79.1
1875 1 69.6 69.6 69.6
2000 1 75.0 75.0 75.0
2125 1 80.3 80.3 80.3
2250 1 85.7 85.7 85.7
2375 1 89.3 89.3 89.3
2500 1 91.9 91.9 91.9
2625 1 94.6 94.6 94.6
2750 1 97.4 97.4 97.4
2875 1 100.7 100.7 100.7
3000 1 104.0 104.0 104.0
3125 1 107.3 107.3 107.3
3250 1 110.6 110.6 110.6
3375 1 113.9 113.9 113.9
3500 1 117.2 117.2 117.2
Tabelle 4: Anzahl der Bohrungen, Temperaturminimum, Temperaturmittelwert und
Temperaturmaximum für die Tiefen von 0 bis 3500 m (Untersuchungsgebiet 4 x 4 TK-
Blätter). Der Temperaturwert für die Tiefe 0 m gibt die mittlere Jahrestemperatur an der
Erdoberfläche für die jeweilige Bohrung an (DEUTSCHER WETTERDIENST 1964, KESSELS
1980).

10
3 Temperatur-Tiefen-Profile
Die Temperaturwerte aus dem Untersuchungsgebiet GEYSIR-Projekt sind in Abb. 2, 3
und 4 zu Temperatur-Tiefen-Profilen zusammengefasst. Die geplante Endtiefe der Bohrung
soll 2000 m betragen. Das Profil in Abb. 2 zeigt die mittleren Temperaturen (Kreise)
für das Untersuchungsgebiet bis zu einer Tiefe von 2000 m sowie die jeweiligen Minimal-
und Maximaltemperaturen. Die Zahlen neben den Minimalwerten geben an, wie
viele Messwerte in die Mittelung für die jeweilige Tiefe einbezogen wurden. Darüber
hinaus ist zur besseren Orientierung der Bereich, welcher die Temperaturgradienten
von 25 K km -1 bis 45 K km -1 abdeckt, grau markiert.
Die Profile in Abb. 3 und 4 zeigen die Verteilung der Temperaturwerte (Datenpunkte) als
Funktion der der Tiefe (bis 3500 m bzw. 2000 m). Die roten Kreise markieren die Temperaturwerte
aus den Bohrungen für das Gebiet 4 x 4 TK25-Blätter. Darüber hinaus sind
die Temperaturwerte aus den Bohrungen für das Gebiet 6 x 6 TK25-Blätter als blaue
Quadrate dargestellt. Zur besseren Orientierung sind Geraden, die einem Temperaturgradienten
von 20 K km -1 und 60 K km -1 entsprechen, eingezeichnet. In Abb. 3 und 4
sind ebenfalls die Bereiche, welche die Temperaturgradienten von 25 K km -1 bis
45 K km -1 abdeckt, grau markiert. Mann erkennt, dass alle Temperaturwerte aus dem
lokalen Umfeld des GEYSIR-Projekts (Gebiet 4 x 4 TK25-Blätter) Temperaturgradienten
zwischen 25 K km -1 bis 45 K km -1 aufweisen.

11
T (°C)
0 20 40 60 80
0
14
12
250
10
10
500
10
10
750
10
z (m)
1000
9
8
7
1250
7
6
1500
4
3
1750
3
1
2000
Abb. 2: Temperatur-Tiefen-Profil für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR (4 x 4 TK25-Blätter) mit Angaben über die Mittelwerte (Kreise), die Minimalund
Maximaltemperaturen. Die Zahlen neben den Minimalwerten geben an, wie viele
Messwerte in die Mittelung für die jeweilige Tiefe einbezogen wurden. Der grau markierte
Bereich entsprechen den Temperaturgradienten von 25 K km -1 bis 45 K m -1 .

12
T (°C)
0 20 40 60 80 100
120
0
500
1000
Γ = 60 K km -1
1500
Γ = 20 K km -1
z (m)
2000
2500
3000
3500
Abb. 3: Temperatur-Tiefen-Profil für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR bis zu einer Tiefe von 3500 m. Die eingezeichneten Geraden entsprechen einem
Temperaturgradienten von 20 K km -1 und 60 K km -1 . Der grau markierte Bereich
entsprechen den Temperaturgradienten von 25 K km -1 bis 45 K m -1 . Rote Punkte und
blaue Quadrate siehe Text.

13
T (°C)
0 20 40 60 80
0
250
500
Γ = 60 K km -1
750
z (m)
1000
1250
Γ = 20 K km -1
1500
1750
2000
Abb. 4: Temperatur-Tiefen-Profil für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR bis zu einer Tiefe von 2000 m. Die eingezeichneten Geraden entsprechen einem
Temperaturgradienten von 20 K km -1 und 60 K km -1 . Der grau markierte Bereich
entsprechen den Temperaturgradienten von 25 K km -1 bis 45 K m -1 . Rote Punkte und
blaue Quadrate siehe Text.

14
4 Temperaturfeld
4.1 Temperaturisolinienkarten
Die Interpolation von Daten für Temperaturkarten erfolgt in zwei Schritten, was dem
Umstand Rechnung trägt, dass der Temperaturgradient nahezu vertikal ist. Es werden
zunächst die Daten auf einen vorgegebenen Tiefenhorizont interpoliert und anschließend
lateral in die Fläche. Eine Extrapolation der Temperaturwerte in die Tiefe, über die
Endteufe der Bohrung hinaus, wird nicht vorgenommen.
Die Isoliniendarstellungen erfolgten mit dem Programmpaket GMT (The Generic Mapping
Tools, http://gmt.soest.hawaii.edu/), entwickelt von WESSEL & SMITH (1995) von der
„School of Ocean and Earth Science and Technology“, Universität von Hawaii in Manoa.
Das GMT Programm Paket erlaubt die Bearbeitung und Visualisierung von geophysikalischen
Daten oder ähnlichen (x,y,z) Daten, die in ein geographisches Netz eingebunden
werden sollen. Das verwendete Interpolationsverfahren wird als „continuous curvature
splines in tension“ bezeichnet (SMITH & WESSEL 1990). Dieses Verfahren basiert
auf der „Methode der kleinsten Krümmung“. Dieser Gridding-Algorithmus wurde von
Smith und Wessel verallgemeinert und um einen Spannungsparameter (tension) erweitert,
der unerwünschte Oszillationen in den Isolinienberechnungen unterdrückt. Die Datenpunkte
z k werden bei diesem Algorithmus immer honoriert. Mathematisch betrachtet,
soll eine Funktion
zxy ( , )
zx ( , y ) = z, für alle z , k = 1, n
k k k
gefunden werden, die folgende Randbedingungen erfüllt:
k
4 2
(1 t) z z 0
− ∇ −∇ = sonst,
wobei t der Spannungsparameter (tension) ist, mit 0≤ t ≤ 1.
Das verwendete GMT-Programm ist ein erprobtes Isolinienprogramm, welches im Bereich
der Geophysik und Geographie (neben dem Kriging-Verfahren) weltweit sehr häufig
angewendet wird.
Für die Erstellung der Karten wurde ein regelmäßiges Gitter mit einer Gitterweite von
250 x 250 m verwendet. Die weißen Punkte in den folgenden Karten markieren die Bohrungen
mit Temperaturinformationen. Die Belegungsdichte der Bohrungen nimmt mit
der Tiefe ab (vgl. Tabelle 3 und 4). Darüber hinaus sind die Bohrungen nicht gleichmä-

15
ßig über die Fläche verteilt, so dass in einigen Gebieten des Untersuchungsgebietes
direkte Temperaturinformationen fehlen.
4.2 Charakteristik des Temperaturfeldes und Temperaturprognose für den Standort
des GEYSIR-Projekts
Die Abbildungen 5 bis 10 zeigen das Temperaturfeld für das Untersuchungsgebiet
GEYSIR-Projekt (6 x 6 TK25-Blätter) in den Tiefen 250 m, 500 m, 750 m, 1000 m,
1250 m und 1500 m. Die weißen Punkte markieren die Bohrungen mit Temperaturinformationen
in den jeweiligen Tiefen, wobei BHT-Werte aus Erdölbohrungen vorherrschen.
Die Standorte 1 und 2 für die geplante Geothermiebohrung des GEYSIR-
Projekts sind mit roten Kreisen markiert.
In dem Untersuchungsgebiet gibt es im Norden im Raum Steinfeld eine ausgeprägte
positive Temperaturanomalie. Hier werden in 1500 m Tiefe Temperaturen von 86 °C
erreicht. Im übrigen Untersuchungsgebiet sind die Untergrundtemperaturen normal. Das
heißt die Temperatur nimmt hier mit einem Gradienten von 30 bis 40 K/km zu. An den
Lokationen für das geplante GEYSIR-Projekt beträgt der Temperaturgradient ca.
35 K/km. Für diesen Standort ist daher mit einer Temperatur zwischen 70 und 90 °C in
2000 m Tiefe zu rechnen. Für die Modellrechnungen wird eine Temperatur von 80 °C
angenommen.

16
Abb. 5: Temperaturisolinien für die Tiefe 250 m für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR. Die weißen Punkte markieren die Bohrungen mit Temperaturinformationen.
Die Standorte 1 und 2 für die geplante Geothermiebohrung sind mit roten
Kreisen markiert.

17
Abb. 6: Temperaturisolinien für die Tiefe 500 m für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR. Die weißen Punkte markieren die Bohrungen mit Temperaturinformationen.
Die Standorte 1 und 2 für die geplante Geothermiebohrung sind mit roten
Kreisen markiert.

18
Abb. 7: Temperaturisolinien für die Tiefe 750 m für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR. Die weißen Punkte markieren die Bohrungen mit Temperaturinformationen.
Die Standorte 1 und 2 für die geplante Geothermiebohrung sind mit roten
Kreisen markiert.

19
Abb. 8: Temperaturisolinien für die Tiefe 1000 m für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR. Die weißen Punkte markieren die Bohrungen mit Temperaturinformationen.
Die Standorte 1 und 2 für die geplante Geothermiebohrung sind mit roten
Kreisen markiert.

20
Abb. 9: Temperaturisolinien für die Tiefe 1250 m für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR. Die weißen Punkte markieren die Bohrungen mit Temperaturinformationen.
Die Standorte 1 und 2 für die geplante Geothermiebohrung sind mit roten
Kreisen markiert.

21
Abb. 10: Temperaturisolinien für die Tiefe 1500 m für das Untersuchungsgebiet Geothermieprojekt
GEYSIR. Die weißen Punkte markieren die Bohrungen mit Temperaturinformationen.
Die Standorte 1 und 2 für die geplante Geothermiebohrung sind mit roten
Kreisen markiert.

22
5 Wärmeleitfähigkeit
Im Jahr 2003 wurden vom GGA-Institut Wärmeleitfähigkeitsmessungen an 28 wassergesättigten
Gesteinsproben des Karbons aus dem Ruhrgebiet ermittelt. Die Ergebnisse
dieser Messungen sind in Tabelle 5 zusammengestellt. Die Wärmeleitfähigkeitswerte
der Sandsteinen sind deutlich höher als die der Ton- bzw. Schluff-/Tonsteine. Für die
Wechsellagerung dieser Gesteine am Standort des GEYSIR-Projekts kann von einem
Mittelwert von ca. 3 W / (m K) ausgegangen werden.
Lithologie
Wärmeleitfähigkeit
Anzahl der
Mittelwert Minimum Maximum Messungen
W / (m K) W / (m K) W / (m K)
Sandstein 4,1 3,3 4,7 14
Tonstein und Schluff-/Tonstein 2,5 2,3 2,9 4
Tabelle 5: Mittelwert, Minimum und Maximum der Wärmeleitfähigkeit für typische Karbongesteine
aus dem Ruhrgebiet.

23
Literatur
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Wetterdienstes).
HORNER (1951): Pressure build-up in wells. - Proc. Third World Petroleum Congress, 34:
316; The Hague.
KESSELS, W. (1980): Die Bestimmung des stationären Temperaturgradienten und des
geothermischen Wärmeflusses aus Flachbohrungen. – Technische Universität
Carolo-Wilhelmina zu Braunschweig, Naturwissenschaftliche Fakultät,
Dissertation; Braunschweig.
KÜHNE, K., MAUL, A.-A. & GORLING, L. (2003): Aufbau eines Fachinformationssystems
Geophysik. – Z. Angew. Geol. 2/2003: 48-53; Hannover.
LACHENBRUCH, A.H. & BREWER, M.C. (1959): Dissipation of the temperature effect of
drilling a well in Arctic Alaska. - Geological Survey Bulletin, 1083-C: 73-109;
Washington.
LEBLANC, Y., LAM, H.-L., PASCOE, L.J. & JOHNES, F.W. (1982): A comparison of two
methods of estimating static formation temperature from well logs. - Geophys.
Prosp., 30: 348-357.
MIDDLETON, M.F. (1982): Bottom-hole temperature stabilization with continued circulation
of drilling mud. - Geophysics, 47: 1716-1723.
SCHULZ, R., HÄNEL, R. & WERNER, K.H. (1990): Geothermische Ressourcen und Reserven:
Weiterführung und Verbesserung der Temperaturdatensammlung. - Report EUR
11998 DE: 75 pp; Luxembourg (Office for Official Publications of the European
Communities).
SCHULZ, R. & SCHELLSCHMIDT, R. (1991): Das Temperaturfeld im südlichen Oberrheingraben.
– Geol. Jb., E48: 153-165; Hannover.
SMITH, W.H.F. & WESSEL, P. (1990): Gridding with continuous curvature splines in
tension. – Geophysics, 55: 293-305.
WESSEL, P. & SMITH, W.H.F. (1995): A new version of the Generic Mapping Tools (GMT).
– Eos Trans. AGU, 76(33), 329.