Szenarien zur Ausbreitung von Fracking-Flüssigkeit und Methan

Konzept und Ergebnisse – Modellszenarien

Martin Sauter, Rainer Helmig und Alexander Kissinger

Szenarien zur Ausbreitung von

Fracking-Flüssigkeit und Methan

Migration

Berlin, 03. März 2012



� Erstellung konservativer Szenarien zur qualitativen Beschreibung möglicher Ausbreitungsvorgänge

� Einteilung und Erstellung von Szenarien nach Dauer, Größe und Art der treibenden Kräfte

• Es werden keine Felddaten herangezogen

� keine Verifizierung und keine Validierung

• Einbeziehung geschätzter, standortrelevanter Parameterverteilungen

• Einbeziehung der gasführenden Schicht erfolgt über die Annahme „konservativer“ Randbedingungen

� sie basieren nicht auf gemessenen Daten

Modellergebnisse lassen keine quantitative Beurteilung zu, sondern stellen eine Basis zur Identifikation relevanter Prozesse dar.

Modellierungsrahmen



• Ausbreitung der Fracking Flüssigkeit (Szenario 1 & 2)

• Methanmigration (Szenario 3)

Szenario 3Szenario 1

Szenario 2



Ausbreitung der Fracking Flüssigkeit (Szenario 1 und 2)

Problematik:

- Ausgangslage: Ausbreitung, der durch Fracking erzeugten Klüfte außerhalb der gasführenden Schicht

- Möglicher Austritt von Fracking Flüssigkeit aus der gasführenden Schicht in darüber liegenden grundwasserführende Schichten

- Vertikaler Transport entlang großem Druck Gradienten für die Dauer des Fracking Vorgangs (Szenario 1)

- Horizontaler Langzeittransport entlang des „schwachen“ natürlichen hydraulischen Gradienten (Szenario 2)



0

1.000

1.600

200

400

600

800

1.200

1.400

upper Aquifer

geological barrier ("Emscher Mergel")

lower Aquifer

local barrier

Carboniferous

1.800

2.000

Gas reservoirNormal Case:- No influence of fracking on upper layers- absence of fault Zones or Strontiant veins- absence of old boreholes or mining shafts

Fracking Annahmen Normalfall

Normal Fall:

-Keine Beeinflussung der höher gelegenen Schichten durch Fracking

-Keine Störungszonen oder Stronzianit Gänge

-keine Bohrlöcher oder Minenschächte



Szenario 1

Ziele:

• Qualitative Beschreibung möglicher Ausbreitungsvorgänge über mögliche Wegsamkeiten (Fließpfade)

• Variation der Parameter zur Identifikation möglicher Störungszonen

- Permeabilität

- Effektive Porositätsverteilung

• Variation des anstehenden Drucks durch den Fracking Vorgang



Szenario 1 Aufbau:

• Kleinskalige Modellgebiete an Beispiel-Standorten in Nordrhein-Westfalen und Niedersachsen (siehe nachfolgende Folie)

• Hydraulischen Parameter aus Bohrprofilen (→ siehe Settings Geologie)

• Zeitdauer entsprechend Fracking Prozess (ca. 2h → hohe Drücke) und Entspannungsphase (ca. 12h → natürliche Druckverhältnisse)



Szenario 1

• Fracking Fluid breitet sich in der gasführenden Schicht aus.

• Simuliert wird der konservativer Fall:Fracking Flüssigkeit breitet sichaußerhalb der gasführenden Schicht aus

Gasführende Schicht

Störungszone



Fault zone

0

1.000

1.600

200

400

600

800

1.200

1.400

upper Aquifer


lower Aquifer

local barrier

Carboniferous

1.800

2.000

Gas reservoir

Normal Case

Conservative Case

High fracking pressures act directly at the interfacebetween gas reservoir andabove layers for 2 hours

Fracking fluid escapes directly into a fault zone

Upper limits of permeability values are chosen

1

2

3

1

2

3

Scenario 1: Konservative Annahmen

Obere Grenze der plausiblenPermeabilitäten der Störungszone

Fracking Fluid kann direkt in eine Störungszone eindringen

Hohe Fracking Drücke wirken direkt an der Grenze zwischen gasführender Schicht und darüber liegenden Schichten für 2 Stunden



Szenario 1Aufbau:

Draufsicht gesamtes Modellgebiet:

x

y

StörungszoneEindringfläche Fracking Fluid

1000m

1000m

Draufsicht simuliertes Gebiet



Szenario 1

Betrachtete Settings für die Modellierung (siehe Vortrag M. Sauter)

Settings Niedersachsen:

• Vechta

• Damme

• Quakenbrück-Ortland

• Lünne

Settings Nordrhein-Westfalen:

• Borken

• Nordwalde

• Bad Laer



Eindringfläche

Eindringende Fracking Flüssigkeit Nach 12 Stunden Simulation

Szenario 1

Beispielhafte Ergebnisse für Setting Borken:

Schichten mit verschiedenenPermeabilitäten und Porositäten

Schichtendes SettingBorken

z

yx

500m500m

800m

flächigeStörungszone



0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ver

tika

le E

ind

rin

gti

efe

[m]

Simulations Nummer

Simulation Überdruck [bar]Permeabilität

Störungszone [m2]Porosität

Störungszone [ -]Maximale vertikale

Ausbreitung [m]1 50 - - 5

2 50 2,67E-016 0,01 0

3 50 2,67E-016 0,00 5

4 50 9,14E-014 0,01 17

5 150 - - 5

6 150 2,67E-016 0,01 5

7 150 2,67E-016 0,00 11

8 150 9,14E-014 0,01 27

9 300 - - 5

10 300 2,67E-016 0,01 5

11 300 2,67E-016 0,00 11

12 300 9,14E-014 0,01 44

50 bar 150 bar 300 bar



Szenario 2

Aufbau:

• Großskaliges Modellgebiet (100km Länge)

• Modellgebiet basiert auf 2d Schnitt durchdas Münsterländer Kreidebecken(→ s. 2D Schnitt IHS)

Hydraulischer Gradient Störungszone



Szenario 2

Ziel:

• Qualitative Beschreibung des Langzeittransports der Fracking Flüssigkeit

• Vertikale Störungszonen durch den Cenoman-Turon sowie den schlecht durchlässigen Emscher Mergel sollen auch vertikalen Transport berücksichtigen



Szenario 2Aufbau:

• Horizontaler Transport entlang natürlichem hydraulischen Gradienten

• Simulation über lange Zeiträume aufgrund geringer Fließgeschwindigkeiten

• Transport der Fracking Flüssikeit als konservativer Tracer in der Wasser Phase

• Annahme: Tracer befindet sich im gut durchlässigen Cenoman-Turon über dem Carbon (gasführender Schicht)

• Einbau von vertikalen Störungszonen an verschiedenen Punkten

Szenario 1 (4)



Fault zone

0

1.000

1.600

200

400

600

800

1.200

1.400

upper Aquifer


lower Aquifer

local barrier

Carboniferous

1.800

2.000

Gas reservoir

Normal Case

Fracking fluid is placed directly into a fault


A certain amount of frackingfluid is assumed to bepresent in the Cenoman Turon initially.

High vertical gradients for thefault zone are chosen

1

2

3

4

1 2

3

4

Conservative Case

CBM MünsterlandScenario 2: Worst Case

Hohe vertikale Gradientenin der Störungszone

Obere Grenze der plausiblenPermeabilitäten

Fracking Fluid wird in derNähe der Störungszone plaziert

Initiale Menge an Fracking Fluid im Cenoman Turon vorhanden




Szenario 2Überhöhter hydrogeologischer Schnitt des Münsterländer Beckens

Wirkliche Form des hydrogeologischen Schnitts



Szenario 2

1800m

1350m

Permeabilitäten des HydrogeologischenSchnitts

Störungszone



-Annahmen: - globale hydraulische Gardient 4,4 10-4

- Quelle Frackflüssigkeit ca 100 m3

-Variation des vertikalenhydraulischen Gradienten

30 Jahre

dh = 0m



30 Jahre

30 Jahre

dh = 30m

dh = 60m



Methan Migration Szenario 3

Problematik:

• Mögliche Ausbreitung von Methan als eigenständige Phase und in Wasser gelöst

• Durch Fracking erzeugte Klüfte

könnten sich außerhalb der

gasführenden Schicht ausbreiten

Methan

GelöstesMethan

Grundwasser-strömung

Sand Körner




Szenarioaufbau:

• Beschreibung möglicher Methan Migration mit 2 Fluid-Phasen (Wasser plus Gas (Methan)) und 2 Komponenten Modell (Methan und Wasser)

• Langzeitsimulation (100 Jahre)

• Treibende Kraft: Auftriebskräfte (Fluiddichte Unterschiede)

• Berücksichtigung örtlicher hydrogeologischer Schichtungen (Settings)

• Vereinfachter hydrogeologischer Aufbau des Modells äquivalent zu Szenario 1

• Injektion von Rest-Methan-Raten aus der gasführenden Schicht in das Modellgebiet



Fault zone

0

1.000

1.600

200

400

600

800

1.200

1.400

upper Aquifer


lower Aquifer

local barrier

Carboniferous

1.800

2.000

Gas reservoir

Normal Case 1

2

3

4

1

2

3

4

All the left overmethane escapeswith a constant rate over several years

Methane escapes directly into a fault zone

No heterogeneities leadingto a stronger horizontal spreadingor trapping are considered


Conservative Case

Obere Grenze der plausiblenPermeabilitäten

Methan kann direkt in eine Störungszone eindringen

Alles mobilisierte Methan was nicht gefördert wird dringt direkt in das Modellgebiet ein

Keine Heterogenitäten, die zu verstärkter horizontaler Ausbreitung und Trapping führen können





•Beim Fracking Prozesswird Methan mobilisiert

•Simuliert wird der konservative Fall:Methan breitet sich außerhalb dergasführenden Schicht aus

Methan undFormationswasser



• Grobe Abschätzung der Eindringrate von Methan als Randbedingung :

Zeit

För

der

Rat

e

10 Jahre 17 Jahre

• Abschätzung der Methanrate mit Hilfe von Förderkurven � USA Standorte

• Abschätzung des Volumens durch geschätzte Fördervolumina von ExxonMobile• Annahme: Methan Migration findet nach 10 Jahren Förderung statt

Entweichendes Volumen� Quelle als (Neumann) Randbedingung



Szenario 3Aufbau:

Draufsicht gesamtes Modellgebiet:

x

y

StörungszoneEindringfläche Methan

1000m

1000m

Draufsicht simuliertes Gebiet



Eindringfläche

Sättigung der Methanphase nach 4 Jahren

Methan Migration Szenario 3, z.B. Lünne

Schichtendes SettingLuenne

z

yx

500m500m

1250m

flächigeStörungszone

Schichten mit verschiedenenPermeabilitäten und Porositäten




Betrachtete Settings für die Modellierung

Settings Niedersachsen:

• Vechta

• Damme

• Quakenbrück-Ortland

• Lünne




Simulation Masse CH4 in

Atmosphäre

nach 100

Jahren [kg]

Masse CH4 in

Atmosphäre in

Relation zur

injizierten

Masse CH4 [%]

Lünne 1 1,549,520 54

Lünne 2 1,141,480 40

Quaken 1 1,717,240 59

Quaken 2 1,418,600 49

Damme 1 231,196 8

Damme 2 39,328 1

Vechta 1 289,488 10

Vechta 2 0 0

z.B. Lünne 1

Diskussion: Parameter und Randbedingungen• Neumann RB � konstanter Fluss über einen festen Zeitraum• Eingangspaprameter z.B. res. Sättigung, Porosität, Permeabilität

� konservativer Szenarienaufbau, große Variabilität der Modellparameter



Zusammenfassung• Auswahl von Szenarien auf der Basis von Expertenwissen

• Einbeziehung standortrelevanter Parameterverteilungen

in ausgewählten Szenarien

• Einbeziehung der gasführenden Schicht erfolgt über die

Annahme „konservativer“ Randbedingungen

� Für genauere Betrachtungen müsste:

• der Frackvorgang (geomechanisches Modell) und

• die Methanfreisetzung (Kluftmodell) untersucht

werden



• Modellierung ist als Vorstudie zu betrachten:

� weitere Untersuchungen unter Einbeziehung von gemessenen standortrelevanten Daten sind erforderlich über längere Zeiträume

• Aufbau von Teststandorten mit Monitoring-Programm

� zur Ermittlung relevanter Rand- und Anfangsbedingungen

• Einbeziehung geochemischer Ansätze (z.B. Isotopenanalyse) zur besseren Festlegung der Rand- und Anfangsbedingung

• Anmerkung: CCS Untersuchungsprogramme können als Grundlage dienen!

Erste Empfehlungen auf Grundlage der Gutachterhinweise



Methan Migration Szenario 3 (2)Problematik: (Methan in Phase)

• Methan Ansammlungen an Dom- bzw.Antiklinalstrukturen an der Grenze zuschlecht durchlässigen Schichten

• Durch ansteigende Methan Sättigungansteigender Gas Druck an Domstrukturen

→ Stärkere Migration an bereits vorhandenenStörungszonen

→ Entstehung von neuen Störungszonendurch erhöhten Gasdruck



Beispielhafte Störfallbetrachtung: Austritt von Fracking Fluid in Trinkwasser Aquifer

Problematik: Eine bestimmte Menge an Fracking Fluid dringt über eine Leckage am Brunnen in den Aquifer und wird mit der Grundwasserströmung als konservativer Tracer transportiert

Ziel: Bestimmung möglicher Ausbreitungsradi der Fracking Flüssigkeit bei unterschiedlicher Parametrisierung des Grundwasserhorizonts und unterschiedlicher Strömungsgeschwindigkeiten



Aufgabe der Modellierung:

� Erstellung von konservativen Szenarien zur qualitativen Beschreibung möglicher Ausbreitungsvorgänge

� Einteilung und Erstellung von Szenarien nach Dauer, Größe und Art der treibenden Kräfte

• Modellergebnisse sollen

- zu besserem Verständnis der Prozesse führen

- Prozesse veranschaulichen

- helfen relevante Prozesse zu identifizieren



30 Jahre

Fahne 100m vor der Störungszone

Ein Teil der Fracking Flüssigkeitsteigt hier auf

30 Jahre

ca. 700m Migration im Cenoman Turon

Fahne in der Störungszone

Kein Aufstieg der FrackingFlüssigkeit

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