Gashydratlagerstätten sind in Permafrostgebieten und unter dem Meeresboden zu finden. Das energetische Potential der weltweiten Gashydratvorkommen, vor allem im submarinen Bereich, ist enorm. Derzeit existiert aber noch keine Technologie mit der sie kommerziell erschlossen werden können. Die größten Herausforderungen bei der bohrtechnischen Erschließung submariner Gashydratlagerstätten werden in der Richtbohrtechnik in geringverfestigten Sedimenten, der Bohrlochstabilität, der Einhaltung eines sehr engen Druckfensters sowie in der Vermeidung ungewollter Dissoziationsvorgänge während des Bohrprozesses gesehen. In der Arbeit werden mögliche Ansätze für die bohrtechnische Erschließung von submarinen Gashydratlagerstätten, speziell für das gerichtete Bohren in unkonsolidierten Formationen, zusammengetragen. Es werden verschiedene Erschließungskonzepte diskutiert und schließlich wird die Machbarkeit von zwei Bohrkonzepten untersucht. Das erste Konzept zielt in erster Linie auf die Herstellung vertikaler Bohrungen zu Produktionstestzwecken in Gashydratlagerstätten ab. Auf Grundlage eines vorhandenen Meeresbodenbohrgerätes wird eine neuartige Technologie entwickelt, mit der eine Tiefsee-Gashydratbohrung abgeteuft, verrohrt und komplettiert werden kann, ohne dass eine Bohrplattform oder ein Bohrschiff eingesetzt werden muss. Das zweite Konzept beinhaltet die Herstellung von horizontalen Produktionsbohrungen für eine kommerzielle Gashydratnutzung. Es wird untersucht, ob und unter welchen Bedingungen solche Bohrungen mit konventionellem Equipment machbar sind. Es wird aufgezeigt, dass die Herausforderungen gemeistert werden können und die bohrtechnische Erschließung submariner Gashydratlagestätten mit beiden Konzepten grundsätzlich machbar erscheint.

Gashydratlagerstätten sind in Permafrostgebieten und unter dem Meeresboden zu finden. Das energetische Potential der weltweiten Gashydratvorkommen, vor allem im submarinen Bereich, ist enorm. Derzeit existiert aber noch keine Technologie mit der sie kommerziell erschlossen werden können. Die größten Herausforderungen bei der bohrtechnischen Erschließung submariner Gashydratlagerstätten werden in der Richtbohrtechnik in geringverfestigten Sedimenten, der Bohrlochstabilität, der Einhaltung eines sehr engen Druckfensters sowie in der Vermeidung ungewollter Dissoziationsvorgänge während des Bohrprozesses gesehen. In der Arbeit werden mögliche Ansätze für die bohrtechnische Erschließung von submarinen Gashydratlagerstätten, speziell für das gerichtete Bohren in unkonsolidierten Formationen, zusammengetragen. Es werden verschiedene Erschließungskonzepte diskutiert und schließlich wird die Machbarkeit von zwei Bohrkonzepten untersucht. Das erste Konzept zielt in erster Linie auf die Herstellung vertikaler Bohrungen zu Produktionstestzwecken in Gashydratlagerstätten ab. Auf Grundlage eines vorhandenen Meeresbodenbohrgerätes wird eine neuartige Technologie entwickelt, mit der eine Tiefsee-Gashydratbohrung abgeteuft, verrohrt und komplettiert werden kann, ohne dass eine Bohrplattform oder ein Bohrschiff eingesetzt werden muss. Das zweite Konzept beinhaltet die Herstellung von horizontalen Produktionsbohrungen für eine kommerzielle Gashydratnutzung. Es wird untersucht, ob und unter welchen Bedingungen solche Bohrungen mit konventionellem Equipment machbar sind. Es wird aufgezeigt, dass die Herausforderungen gemeistert werden können und die bohrtechnische Erschließung submariner Gashydratlagestätten mit beiden Konzepten grundsätzlich machbar erscheint.

To meet the global hydrocarbon energy demand, it is imperative either to enhance the production from existing fields by applying innovative engineering solutions or discovering new field /resource areas. Both of these options are investigated by petroleum engineers intensively to tackle the challenges of meeting the ever-increasing demand. Meeting the energy demand as, like any other developing country, Jordan is facing a formidable challenge and requires exploration for conventional and unconventional hydrocarbon resources. As Jordan has a long exploration history for conventional reservoirs, Unconventional resource exploration and production seems to be the way to find new energy sources. Different exploration wells were drilled to evaluate the hydrocarbon potential. This research work is focusing on an experimental investigation to evaluate Jordanian hydrocarbon potential as well as to provide recommendations for future exploration activities in shale resources. The Evaluations were performed through comprehensive laboratory experiments that include measurements of Total Organic Content, Grain density, Pore Size Distribution, Specific Surface Area (BET), Mineralogy, Thermogravimetry Analysis, and Rock-Eval pyrolysis. The petrophysical properties (TOC, grain density, pore size distribution) of Jordanian shale (nine different wells) are investigated. The TOC and grain density are in an inversely proportional relationship. The TOC results show a gradual increment with the depth. All the samples have higher porosity dominated by macro pores. Fourteen (14) samples were selected primarily based on TOC (above 1.5%) for further analysis. The specific surface area results show a proportional relationship with the TOC content. Considering the petrophysical properties and mineralogy, these Jordanian shales broadly can be considered as high porosity clay and mudstone type of shale. Thermogravimetry analysis (TG/DTG) results indicate quantitative information related to organic and inorganic matter. Detection of thermos-reactive minerals, especially clay, carbonate, muscovite, pyrite is possible due to the combination of TG/DTG/DSC. The samples are examined under three different procedures which includes different heating programs. The oxidizing and inert atmospheric conditions (procedure i & ii) have the same heating program whereas procedure iii (inert atmospheric condition) has a heating program similar to the Rock-Eval pyrolysis program. The results of these samples show the complex nature of shale as well as organic matter by reacting in different stages (two or, three stages). Depending of the maturity of organic matter, the reaction occurring temperature range varies. Maximum oxidization reaction peaks happen between 479°C to 502°C. The maximum pyrolysis reaction peaks between 498°C to 521°C. Compared with complex heating (procedure iii) and rock Eval pyrolysis, S2 results indicate a high amount of inorganic compounds. Considering TGA reaction peaks and rock Eval pyrolysis results, these Jordanian shales indicate immature with low hydrocarbon generation potential. The Jordanian shale samples are analyzed by using Rock-Eval pyrolysis. Analysis results are used to interpret petroleum potential in rocks. The most important information includes organic matter types (also connected with the depositional settings), organic matter thermal maturity, and the remaining hydrocarbon generation potential in the current form. The organic geochemical analysis results indicate mostly poor to no source rock potential except JF2-760 samples. The hydrogen index (HI) and oxygen index (OI) result suggests that type iii kerogen and type iii/ iv kerogen are most likely from terrestrial and varied settings origin. The low hydrogen, as well as, low S2 value indicate very little hydrocarbon generation potential. Similarly, The Tmax and PI data indicate immature to early mature source rock status and low conversion scenario. Furthermore, the supercritical CO2 is injected into the samples, which is similar to gas flooding experiments to understand the recovery process. Hydrocarbon recovery or, CO2-shale interaction is determined by comparing three different properties (TOC, SSA, and TGA) pre-and-post supercritical CO2 injection. Supercritical CO2 injection in immature shale shows very limited property changes (TOC, SSA, and TGA) to the samples. However, in presence of hydrocarbon the pre-and post-injection property changes TOC, TGA, and SSA (BET) are noticeable enough to conclude HC recovery. Although in the case of immature shale with no hydrocarbon potential the kerogen or bitumen extraction has not been detected, which can be significant in the case of greenhouse gas storage, especially CCUS. This could reduce the risk of Organic Matter (OM) migration possibility in case immature shale formation is present in a suitable geological location.

Erdöl und Erdgas liegen als flüssige Kohlenwasserstoffe in porösen Sedimentgesteinen im geologischen Untergrund vor. Um diese Kohlenwasserstoffe zu gewinnen, wird der Untergrund durch Tiefbohrungen zur Förderung erschlossen. Anschließend erfolgt die Förderung des Erdöls in drei Phasen: der Primär-, Sekundär- und Tertiärförderung. In der primären Phase wird Erdöl durch den Druck in der Lagerstätte gewonnen, in der sekundären Phase durch künstliche Aufrechterhaltung des Drucks und in der tertiären Phase durch technische Beeinflussung der strömungsmechanischen und thermodynamischen Eigenschaften des Erdöls. Dennoch verbleibt insbesondere bei Schweröllagerstätten ein Anteil von 45 bis 90 % des ursprünglich in der Lagerstätte vorhandenen Erdöls in der Lagerstätte. Aufgrund strömungsmechanischer und thermodynamischer Einschränkungen ist eine Gewinnung dieses Anteils technisch und/oder wirtschaftlich nicht möglich. Meist wird die Lagerstätte nach Abschluss der Förderung verfüllt und die übertägigen Anlagen zurückgebaut. Zugleich steigt weltweit der Bedarf an Energiequellen, insbesondere an solchen, die für die Dekarbonisierung und Umstellung auf umweltschonende Energien benötigt werden. Wasserstoff wird voraussichtlich als chemischer Energieträger der zukünftige Schlüsselrohstoff für die Energiewende sein. Diese Forschungsarbeit untersucht die Weiternutzung bzw. Erschließung ausgeförderter Erdöllagerstätten zur Wasserstoffgewinnungmittels thermischer Verfahren. Diese Verfahren orientieren sich an bereits etablierten Methoden für die übertägige Verfahrenstechnik. Durch das Verfahren wird die Lagerstätte mithilfe der Verbrennung des in dieser vorhandenen Restöls erhitzt und das entstehende Koks durch eine Wasserinjektion in Synthesegas umzuwandeln. Durch die hohen Temperaturen entsteht in der Lagerstätte eine Atmosphäre aus Wasserdampf, die zur Vergasung des Kokses führt. Das Gas wird durch die Wasserfront aus der Lagerstätte in die Produktionsbohrungen verdrängt und kann anschließend an der Oberfläche aufbereitet werden. Im Kontext der Lagerstättenprozesse entsteht nicht nur Wasserstoff, sondern auch weitere Verbrennungsprodukte wie Kohlenstoffmonoxid, Kohlenstoffdioxid, Sauergase und Kohlenwasserstoffgase. Diese werden verfahrenstechnisch aufbereitet und dampfreformiert in den obertägigen Anlagen. Zur Erfüllung der Anforderungen an blauen Wasserstoff ist die Reinjektion von Kohlenstoffdioxid erforderlich. In der Dissertation wird ein numerisches Berechnungsschema eingeführt und ausführlich getestet, um die lagerstättentechnische Simulation der thermischen Wasserstoffgewinnung durchzuführen. Anhand von Modelllagerstätten werden mithilfe dieses Schemas relevante Prozessparameter ermittelt und für die Übertragung auf die konkrete Lagerstättensimulation aufbereitet. Das Verfahren zur Wasserstoffförderung wird an einer antiklinalen Lagerstätte mit geostatistischer Heterogenität simuliert. Die Ergebnisse werden zur weiteren Auswertung bezüglich Integritätsfragen, Übertageanlagen sowie wirtschaftlicher und strategischer Aspekte herangezogen.