Die Stadtwerke Bochum Holding GmbH beabsichtigt auf dem Gelände Mark 51°7 in Bochum eine geothermische Anlage zu errichten, die Grubenwasser aus dem stillgelegten Kohlebergwerk Dannenbaum zum Heizen und Kühlen nutzt.

Hierfür wurden im Zeitraum 2021 bis 2022 die Strecken der 4. und 8. Sohle des Grubengebäudes Dannenbaum mit je einer Bohrung bohrtechnisch und hydraulisch erschlossen. Die Schächte der Zeche Dannenbaum waren nach ihrer Stilllegung im Jahr 1958 verfüllt und die Grube geflutet worden. Als erste der zwei Bohrungen wurde die Bohrung GT2 in die 4. Sohle des Grubengebäudes bis auf 343 m abgeteuft. Im Anschluss wurde die Bohrung GT1 vom gleichen Bohrplatz aus bis 864 m in die 8. Sohle zielgenau abgeteuft. In beiden Bohrungen deuteten das plötzliche Abfallen des Wasserspiegels sowie der Verlust der Meißelbelastung in der erwarteten Bohrtiefe auf ein erfolgreiches Antreffen der nur 3 m hohen Strecken hin.

Um den hydraulischen Anschluss zum Grubengebäude genauer zu untersuchen, wurden in 2023 unter Einsatz einer 300 m tief installierten Förderpumpe und unter Einbindung beider Bohrungen Pumpversuche konzipiert und erfolgreich umgesetzt. Diese demonstrierten, dass das Bergwerk im Bereich der erschlossenen Sohlen hydraulisch zugängig ist und dass die für den zukünftigen Betrieb angestrebten Betriebsraten bis zu 160 m³/h unter laminaren Strömungsverhältnissen und mit nur geringen Druckdifferenzen umgesetzt werden können. Gleichzeitig zeigten sich trotz ähnlicher Geometrie der Strecken Unterschiede in den hydraulischen Eigenschaften der Bohrungen.

In unserem Vortrag werden wir über die bohrtechnische Erschließung des Bergwerks sowie die Ergebnisse der Pumpversuche im Detail berichten.

Das Projekt D2Grids wird durch INTERREG Nordwesteuropa-Mittel unterstützt.

Obwohl die Sanierung von Bergwerken mit Herausforderungen verbunden ist, kann sie auch einzigartige Chancen bieten. Eine davon ist die große Menge an Grubenwasser, die durch die Flutung der Grubenhohlräume entsteht und die darin gespeicherte Wärme. Diese Energie kann mit Hilfe von Wärmepumpen auf ein für die Raumheizung oder die Warmwasserbereitung nutzbares Temperaturniveau angehoben werden. Durch die Bereitstellung einer umweltfreundlichen, sicheren und stabilen Wärmeversorgung könnte diese alternative Wärmequelle eine entscheidende Komponente zur Steigerung der Attraktivität einer vom Bergbau geprägten Region sein.

Im Allgemeinen eine solche energetische Nachnutzung eines stillgelegten Bergwerks mit hohen Kosten verbunden. Daher muss besonderes Augenmerk auf eine angemessene Gestaltung der Grubenwassersysteme gelegt werden.

Die in der Literatur vorhandenen Berechnungsmodelle neigen dazu, das Wärmepotenzial zu unterschätzen, da in einfachen Modellen nicht alle Mechanismen der Wärmebereitstellung einbezogen werden konnten. Da die Berechnung der nachhaltigen Wärmeentnahme für viele Interessensgruppen dennoch unabdingbar ist, müssen benutzerfreundliche Ansätze entwickelt werden, welche in der Lage sind eine praxisrelevantere Datenbasis zu schaffen.

In dieser Studie wird ein Vorgehen diskutiert, nach welchem die notwendigen Mechanismen der Wärmebereitstellung in einem Berechnungsmodell berücksichtigt werden können. Zur Unterstützung der analytischen Ansätze werden numerische Berechnungen durchgeführt. So entsteht eine Validierungsbasis, um die Ergebnisse des vereinfachten Modells zu überprüfen und das Modell entsprechend zu optimieren. Das daraus resultierende erweiterte, einfach zu handhabende Modell soll dazu beitragen, die Technologie der Grubenwassernutzung mit Wärmepumpen zu weiter zu verbreiten.

Grubenwässer bieten insbesondere in Deutschland ein großes energetisches Potenzial zum Heizen und Kühlen. Jedoch führen sie standortabhängig verschiedene Frachten mit sich (z.B. gelöste, ungelöste Stoffe, Bakterien, etc.), diese können zum Ausbilden von Fouling im Wärmeübertrager führen. Die Effizienz einer Grubenwassergeothermieanlage wird dadurch wesentlich beeinträchtigt, da der Auslegungswert der Wärmeleistung nicht mehr erreicht werden kann. Die Dicke der Biofilme kann dabei bis zu 1000 µm betragen. Ein Biofilm von ca. 250 µm führt bereits zu einer Reduktion der übertragenen Wärmemenge um ca. 50 %. Zusätzlich entstehen für jede Reinigung Wartungs- und Stillstandskosten.

Zur Reduktion dieser Ablagerungen und der damit verbundenen Kosten sollen die Oberflächen der Wärmeübertrager durch andere Materialien oder Beschichtungen modifiziert werden. Die Auswahl der Oberfläche erfolgt dabei auf Basis einer prädiktiven Analyse des Grubenwassers. Dafür wurde eine Bewertungsmatrix entwickelt, die einen möglichen Grubenwassergeothermiestandort hinsichtlich der Gefahr von Ineffektivität durch Fouling bewertet. In Kombination mit verschiedenen Oberflächenkriterien wie Kontaktwinkel oder Oberflächenenergie wurden auf Basis der prädiktiven Analyse bisher 19 verschiedene Materialien und Oberflächen ausgewählt. Diese wurden anschließend in sechs Versuchsreihen In-Situ mit einem mobilen Wärmepumpenversuchsstand international an vier verschiedenen ehemaligen Bergwerksstandorten getestet. Die Ergebnisse zeigen, dass durch die gezielte Auswahl der Oberfläche auf Basis der prädiktiven Analysen das Fouling im Vergleich zu Standardmaterialien um mehr als 70 % reduziert werden kann. Zudem wird deutlich, dass standortabhängig für die Kühlanwendung andere Oberflächen zu empfehlen sind, als für die Heizanwendung.

Deutschland steht insbesondere im Gebäudesektor vor großen Herausforderungen, wenn eine klimaneutrale Wärmeversorgung gelingen soll. Quartierslösungen und lokale Energieversorgungssysteme werden hierbei in den Fokus rücken. Insbesondere (kalte) Wärmenetze, die erneuerbare Wärmeenergiequellen einbinden können, sind essenziell für die Quartiersversorgung der Zukunft. Eine der wenigen erneuerbaren grundlastfähigen Wärmeenergiequellen, die im Gebäudesektor eine Rolle spielen wird, ist Geothermie. Da Deutschland über Jahrhunderte durch den Bergbau geprägt wurde, sind an vielen Standorten durch den Strukturwandel umfangreiche Nachsorgemaßnahmen (z.B. Abpumpen/Reinigen von Wässern zum Grundwasserschutz) notwendig. Für geeignete Quartiere kann hierbei die in den Wässern verfügbare Wärmeenergie als Energiequelle und Wärmespeicher genutzt werden. Dies ermöglicht gleichzeitig eine Zwischenspeicherung von saisonalen Energieüberschüssen aus fluktuierenden erneuerbaren Energien im Untergrund. Damit werden die Versorgungsmöglichkeiten von Gebäuden und Quartieren erheblich gesteigert.

Um künftige Versorgungsmöglichkeiten ortsscharf zu prüfen, ist es nötig, neben den Untergrundanalysen, auch obertägige Versorgungsanalysen mittels Geoinformationssystemen (GIS) durchzuführen. Hierbei werden automatisierte Methoden zur Verschneidung von Wärmebedarfen und -dargebot sowie der Simulation von geothermiebasierten Energienetzen via GIS entwickelt, um eine Planungsgrundlage für Quartierskonzepte zu erhalten. Erste Ergebnisse zeigen, dass neben Geothermie weitere erneuerbare Wärmequellen in die Berechnung von Versorgungskonzepten einbezogen werden müssen, um die erneuerbare Energiequote der Quartiersversorgung weiter zu erhöhen und die Wirtschaftlichkeit von Versorgungskonzepten steigern zu können. So sind insbesondere ortskonkrete Potenziale von Abwärme, Biogasanlagen oder solarthermischen Flächen, aber auch Kühlbedarfe im Quartier im Wärme-, bzw. Wärmespeicherkonzept zu berücksichtigen. Zur Evaluierung von netzgebundenen Versorgungsmöglichkeiten werden verschiedene Kriterien der Standort- und Quartiersbewertung geprüft. Diese werden für drei Reallaborstandorte (Silbergrube Reiche Zeche Freiberg, Zinngrube Ehrenfriedersdorf, Steinkohlengrube Lugau/Oelsnitz) ausgewählt und validiert.

Als Ergänzung zum Projekt der Tiefengeothermie am Standort Weisweiler (Kooperationsprojekt), werden die Wärmepotentiale im Rheinischen Revier und die Nachnutzung von Grubenwasser aus einer Steinkohlenzeche im Ruhrgebiet im Rahmen von zwei begleitenden Masterarbeiten näher betrachtet.

Warme Wässer in den tiefen Liegendleitern, also unterhalb der Braunkohlenflöze, des Tertiär sind seit Längerem bekannt. An einzelnen Standorten wird bereits Wärme aus Sümpfungswasser der Tagebaue gewonnen. Mit Beendigung der Tagebaue entfällt sukkzessive die so zur Verfügung gestellten warmen Wässer. Das Rheinische Revier ist in seiner Geologie bei der RWE Power AG sehr gut bekannt und viele Daten stehen zur Verfügung. Hier gilt es nun eine grundlegende Betrachtung durchzuführen, ob und wie die Wärme genutzt werden kann.

Für einen Standort in Dortmund wird die Möglichkeit der Nutzung von Grubenwasser am Beispiel der Zeche Friedrich Wilhelm zur Wärmegewinnung untersucht. Dazu werden Grubenbilder aufgearbeitet und bewertet und mit geologischen Daten kombiniert. Neben der Erstellung eines Grobkonzeptes zur Wärmenutzung wird auch die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung und das Genehmigungsregime behandelt.

The areas of Paris and Munich are early users in utilizing geothermal energy, esp. for providing it to their heating networks. Together, they have 70 years of practical experience consistently improved by means of applied research. Both pursue an extension of geothermal projects in a challenging urban context. The French-German tandem presentation will highlight the role of geothermal energy in both metropolitan areas: their success story, the further geothermal strategy, urban challenges as well as lighthouse and synergy effects.

In the last two decades, it has become obvious in hydrocarbon exploration that a standardization of project evaluation was needed. On the one hand, to evaluate projects in relation to each other, but also to ensure a standardized risk assessment of the projects. In order to accelerate project assessment, projects were divided into different phases, with a project description going from the rough to the detailed reservoir identification and quantification. The concept of dividing the phases into a play, lead and prospect phase is widely used internationally in hydrocarbon exploration. This approach makes it possible to make a quick decision, especially in the play phase, whether to proceed with the project or not. The decisive factor here is the correct identification of the reservoir and assessment of the associated risks. In the following lead phase, generally areas with similar deposit-specific properties are grouped together. In the prospect phase, the main focus is to identify a drilling candidate in each of the preselect leads. The risk assessment is therefore already defined with regard to the drilling location. This approach of evaluation for finding new hydrocarbon deposits has been adopted and adapted for geothermal project assessment. This paper will illustrate this implementation with an example of a geothermal project development near Vienna. In detail, the tasks that were carried out in the individual phases as well as the technical disciplines that were necessary will be highlighted.

The research project Eva-M 2.0 investigates two methods for the mitigation of calcium carbonate scaling at geothermal facilities in the Bavarian Molasse basin. The first is based on the injection of a liquid polymer inhibitor, and the second relies on the injection of CO2. In this paper the results of the economic efficiency of both applied are presented. The key performance indicators (saving of costly acidification jobs, lifetime of electric submersible pump (ESP), yield increase, increased yield losses through heat transfer degradation, costs for scaling prevention measures) are thoroughly analysed and evaluated. The results show that both methods have the potential to improve the economic efficiency of medium enthalpy hydrogeothermal projects in the South German Molasse Basin.

Geothermal energy is a highly reliable, eco-friendly, sustainable, and clean energy source that has proven to be a game-changer in the residential and industrial sectors. It can be developed from hot rocks saturated in geologically favorable reservoirs, in which water is produced at temperatures greater than 120 °C from a depth of up to 4 km utilizing an Electric Submersible Pump (ESP). Once its heat is converted to electricity in the power plant, the water is cooled and reinjected into the reservoir.

Due to the flow rates required, high-enthalpy fluids, and harsh downhole conditions of geothermal wells, a real-time well manager system was implemented to improve the ESP design, operation, reliability, and well performance. This paper details the operating conditions of a high-efficiency geothermal ESP system in Germany with in-house developed machine learning models. Our geothermal ESP well manager system has advanced to obtain virtual measurements, visual operating indices, vibrations tracking, real-time pump and well performance evaluation, electrical unbalance tracking, and scale detection.

The machine learning models predicted pump intake pressure, motor temperature, fluid temperature, flow rate, and overall operating parameters with less than 3% error. Additionally, the virtual parameters and real-time total dynamic head were analyzed together to indicate potential scale buildup within the flow meter, organic deposition on the motor housing, and changes in fluid composition.

A thorough assessment was made by continuously monitoring (24/7) the physical and digital aspects of the system, enabling recommendations to be made for improving efficiency and increasing the lifespan of the ESP.

Drilling costs hinder access to deep geothermal reservoirs, demanding innovative technologies for improved Rate of Penetration (ROP). The H2020 ORCHYD project focuses on developing hybrid high-pressure water jet (HPWJ) – percussive rotary hammering drilling technology, offering great potential for revolutionising drilling and advancing deep geothermal exploration. The project integrates experimental and numerical approaches to achieve its goals.

From a numerical perspective, ORCHYD takes advantage of novel multiphysics modelling techniques, utilising our powerful in-house software, Solidity and Fluidity, which combine advanced contact detection and analysis, multibody impact simulations, rock dynamic fracture based on the Finite-Discrete Element Method, and non-Newtonian high velocity water jet using adaptive mesh optimisation techniques. These integrated modelling components effectively address the extraordinarily complex interactions between the rock, bit, and jet, providing invaluable insights into the drilling process.

We strive to optimise the design of a new hard rock cutting system by collaborating with experimental drilling researchers and extend validated simulations to model conditions at 5 km depth, surpassing the limitations of laboratory settings that can only replicate depths up to 2 km. The proposed system significantly enhances ROP, a critical parameter for drilling efficiency. Our work overcomes computational challenges, showcasing dynamic rock destruction caused by bit hammering while the HPWJ simultaneously cuts a groove. Through precise simulation and analysis of the rock-bit-jet interaction, our modelling technology identifies optimal drilling system configurations and operating parameters.

This abstract underscores the immense potential of our modelling technology in driving breakthroughs in deep geothermal drilling.

Im süddeutschen Molassebecken wurden in den letzten 25 Jahren ca. 60 Bohrungen niedergebracht. Die Hälfte dieser Bohrungen wurde bereits vor 2009 abgeteuft, was insbesondere auf die hohe Bohraktivität in den Jahren 2008 und 2009 zurückzuführen ist. Allein in diesen beiden Jahren wurden 20 Bohrungen erfolgreich fertiggestellt. In dieser frühen Phase intensiver Bohraktivitäten gab es jedoch auch Herausforderungen: Die Bohrleistung war sehr unregelmäßig und einige Bohrungen wiesen später im Betrieb Schäden auf. Dennoch erwies sich diese Zeit als äußerst lehrreich. Durch die sorgfältige Analyse und Auswertung der gesammelten Daten konnten wertvolle Erkenntnisse gewonnen werden, die in den Folgejahren zu erheblichen Verbesserungen führten.

Eine der wichtigsten Entwicklungen war die kontinuierliche Optimierung des Bohrprozesses. Durch den Einsatz modernster Bohrwerkzeuge und die Optimierung aller Bohrparameter konnte der Bohrprozess erheblich beschleunigt und das Bohrrisiko reduziert werden. Darüber hinaus wurden umfangreiche Maßnahmen zur Vermeidung von kollabierten Rohren durch Aufheizung und Druckabsenkung getroffen. Ein weiterer Meilenstein war die Einführung der Multilateralerschließung. Mit dieser Methode können mehrere Bohrungen von einer Stammbohrung abgezweigt werden, was zu einer besseren Anbindung der Lagerstätte und zu einer höheren Produktivität führt.

Eine wesentliche zukünftige Entwicklung im Raum München könnte vor allem eine deutliche Erhöhung der Reichweite von Bohrungen durch den Einsatz der sogenannten „Extended Reach Drilling“-Technologie sein. Da im innerstädtischen Bereich nur begrenzt Platz für Bohrstandorte zur Verfügung steht, wird es in Zukunft notwendig sein, den Erschließungsradius auf diese Weise zu vergrößern.

Anhand konkreter Projektbeispiele der Stadtwerke München werden diese wesentlichen Entwicklungen der letzten 15 Jahre, aber auch neue Herausforderungen vorgestellt.

Die Nanotechnologie ist eine Querschnittstechnologie mit vielen Anwendungsmöglichkeiten für neue oder verbesserte Produkte. So gibt es inzwischen eine Vielzahl wirtschaftlicher Bereiche, die von der Nanotechnologie profitieren, z.B. Energie, Medizin, Maschinenbau und Bauwesen. Was macht Nanotechnologie so besonders und welche Potenziale gibt es speziell für die Geothermie? Dieser Fragestellung widmet sich das internationale ZIM-Netzwerk NanoGeoTherm mit Partnern aus Deutschland und Belgien.

Nanomaterialien bilden eine große Gruppe von Stoffen mit unterschiedlichen Eigenschaften, die verschiedene Potenziale für den Energiesektor bieten (u.a. Steuerung der Wärmeleitfähigkeit, Sensorik …) und bei der Erreichung ambitionierter Klimaziele helfen können. Ziel des Netzwerks ist es diese Potenziale für die Geothermie nutzbar zu machen und optimierte Erdwärmesonden in der oberflächennahen Geothermie zu entwickeln. Nanomaterialien, wie z.B. Carbon Nanotubes (CNTs) werden bereits großtechnisch in industriellen Anwendungen eingesetzt und erste Studien des Netzwerks belegen dieses Potenzial auch für den Einsatz in der Geothermie. Bspw. können die elektrische und die Wärmeleitfähigkeit gezielt durch die professionelle Einarbeitung von CNTs eingestellt werden. Neben der Effizienzsteigerung ermöglicht dies auch Monitoring im laufenden Betrieb. Um eine Unbedenklichkeit des Einsatzes von CNTs sicherzustellen, wurden in einer ersten Durchführbarkeitsstudie – neben den zentralen Gesichtspunkten „Verarbeitungseigenschaften“ und „Materialeigenschaften“ – auch sicherheitsrelevante Aspekte (Ökotoxikologie) untersucht. Hierfür wurden anhand eines Funktionsmusters zunächst verschiedene Freisetzungsszenarien definiert bzw. untersucht (1. Abrieb kleinster Kunststoffpartikel bei der Installation; 2. Auswaschung von CNTs im Betrieb) und anschließend die Auswirkung auf geeignete Organismen getestet (u.a. Grünalgen, Leuchtbakterien, Wasserflöhe und Bachflohkrebse). Die verwendeten CNTs zeigten dabei sowohl in reiner Form als auch als Kunststoffkomposite keine Auswirkungen auf die Organismen.

Für die Entwicklung eines ganzheitlichen Monitoringkonzepts von Tiefengeothermie-Anlagen mit Hilfe von Glasfasersensorik und Tracer-Technologie, startete 2022 das Forschungsprojekt GFK-Monitor. Übergeordnetes Ziel ist es, die Produktions- und Betriebssicherheit von Geothermieanlagen und ihre Effizienz zu erhöhen sowie potentielle Umweltauswirkungen durch Geothermieanlagen zu minimieren bzw. zu vermeiden. So wird eine nachhaltige und sorgsame Bewirtschaftung des Reservoirs ermöglicht, um eine wirtschaftlich und ökologisch effiziente Nutzung der Tiefengeothermie zu gewährleisten. Konkrete Themenfelder sind dabei die Überwachung der Integrität von Verrohrung und Zementation, Monitoring der Tiefenpumpe und die Untersuchung der elastischen Reservoireigenschaften (Mikroseismizität/Subsidenzanalyse) sowie der thermisch-hydraulischen Eigenschaften des Reservoirs (Dynamik und Interaktion mit anderen Bohrungen). Dafür wurden bereits 2019, im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern (GAB), Glasfaserkabel in 2 Bohrungen des Geothermiestandorts „München Schäftlarnstraße“ im bayrischen Molassebecken installiert, welche in GFK-Monitor durch ein weiteres Kabel in einer Injektionsbohrung ergänzt werden.

Die Glasfaserkabel Technologie eignet sich für ein vielseitiges Monitoring in allen zuvor genannten Bereichen. Der einzigartige Vorteil dieser faseroptischen Messungen gegenüber konventionellen Messmethoden ist, dass diese die Möglichkeit bieten, kontinuierlich in Zeit und Raum hoch aufgelöste Daten von Temperatur (DTS) und Akustik (DAS) sowie durch die Integration von weiteren Sensoren auch Daten z.B. des Drucks auf unterschiedlichen Tiefen entlang der gesamten Bohrstrecke während des Betriebes liefern zu können. Es werden Zwischenergebnisse des laufenden Projekts aus den verschiedenen Bereichen vorgestellt. Schwerpunkte sind dabei die Bohrungsintegrität (faseroptische Überwachung der Zementation und Verrohrung), Monitoring der Pumpe über DAS und DTS, Ableitung elastischer Reservoireigenschaften und thermisch hydraulischer Eigenschaften (Zuflusszonenmonitoring).

"Directional Steel Shot Drilling" (DSSD), eine neuartige „Stahlkugel-Richbohrtechnologie“ entwickelt von Canopus Drilling Solutions B.V., bietet eine innovative Lösung zur Verbesserung der Produktivität und Wirtschaftlichkeit von Geothermiebohrungen. Herkömmliche Bohrungen sind häufig von Unsicherheiten in Bezug auf die Reservoirqualität betroffen, was zumeist auf geringe Durchlässigkeiten des Reservoirbereiches zurückzuführen ist. Das DSSD-System ermöglicht die Konstruktion von Multilateralbohrungen, um den Herausforderungen der Reservoirheterogenität zu begegnen. Es kombiniert Bohren mit Stahlkugeln unter erhöhtem Druck mit einem rotierenden Richtbohrsystem und soll so die Erstellung von Multilateralbohrungen vereinfachen. Im Rahmen des EU GEOTHERMICA-Projekts "DEPLOI the HEAT" wurde die Technologie umfangreich getestet und soll später in einer Geothermiebohrung in den Niederlanden eingesetzt werden.

Im ersten Projektjahr legte Canopus Drilling Solutions den Grundstein für die Entwicklung des Systems und erstellte erste Konzepte sowie einen Prototyp. In Zusammenarbeit mit WEP und dem Rijswijk Centre for Sustainable Geo-Energy (RCSG) der TNO wurden umfangreiche Tests und Optimierungen durchgeführt. Ein Feldversuch fand im Versuchsstollen Hagerbach (VSH) in der Schweiz statt und wurde unter Leitung der ETH Zürich gemeinsam mit WEP, der SCHENK AG, WellGuidance, TorqueWavez und SiG durchgeführt. Dabei wurden mehrere Richtbohrungen mit dem DSSD-System erstellt und vermessen, um den Fortschritt, die Bohrlochqualität und den Steuermechanismus zu untersuchen.

Die Präsentation beinhaltet eine Einführung in die DSSD-Technologie und erläutert das Design des Bohrstrangs. Es werden die Ergebnisse der Werksabnahmeprüfung vor dem Feldversuch sowie erste Ergebnisse des Feldversuchs präsentiert. Die Vorteile von Multilateralbohrungen zur Steigerung der Produktivität und Sicherheit werden diskutiert, ebenso wie das weitere Entwicklungs- und Testprogramm im Rahmen des "DEPLOI the HEAT" Projekts.

Bei der Förderung von Thermalwässern, Trinkwasser sowie Erdöl und Erdgas aus Tiefbohrungen werden neben den gewünschten Rohstoffen meist auch Begleitstoffe in gelöster oder fester Form zutage gefördert. Durch die erhebliche Senkung von Druck und Temperatur im Förderstrang kommt es zu Ausfällungen und Ablagerungen dieser Stoffe in den Rohren. Es bilden sich sogenannte Scales. Diese können aus mehreren Schichten und Komponenten bestehen. Die Förderung kann durch das Scale-Wachstum innerhalb kurzer Zeit erheblich beeinträchtigt und die Wirtschaftlichkeit der Anlage entsprechend gefährdet werden. Außerdem kann es zu einer wesentlichen Erhöhung des Rohreigengewichts kommen.

Bis heute sind die Möglichkeiten zur Beseitigung von Scales auf chemische und mechanische Verfahren begrenzt und teilweise sehr ineffektiv. Beide Verfahren haben in Abhängigkeit vom Ort des Auftretens der Scales und deren physikochemischen Eigenschaften eigene spezifische Einsatzgebiete. Besonders schwer sind z. B. Baryt (BaSO4) oder Galenit (PbS) Ablagerungen zu entfernen. Sie sind sowohl gegenüber chemischen als auch mechanischen Verfahren sehr widerstandsfähig. Deshalb ist eine Weiterentwicklung der vorhandenen Methoden bzw. die Entwicklung neuer Methoden zur schnelleren und effektiveren Entfernung von Ablagerungen erforderlich. Ein gänzlich neuer Ansatz zum Entfernen mineralischer Scales stellt dabei das Elektro-Impuls-Verfahren (EIV) dar.

Beim EIV werden Hochspannungsentladungen genutzt, um die Scales zu lösen. Es handelt sich hierbei um eine Weiterentwicklung eines Verfahrens aus der Tiefbohrtechnik, mit dem Hartgestein effektiver als bisher erbohrt werden kann. In dem vom BMWi geförderten Projekt „Entwicklung und in-situ Erprobung eines EIV-Bohrsystems (ISEB)“ wurde ein entsprechendes Bohrsystem als Prototyp entwickelt. Diese Technologie kann, durch entsprechende Anpassung, grundsätzlich auch für Aufwältigungsarbeiten eingesetzt werden.

In dem BMWI geförderten Projekt „Elektro-Impuls-Verfahren zur Aufwältigung eines mit Scales verengten Bohrloches“ mit dem Kurztitel EVA (IGF Vorhaben Nr.: 21674 BR) wurde ein erster Prototyp zur Scaleentfernung entwickelt und aufgebaut. Die Stromversorgung ist bei diesem System gegenüber dem bereits entwickelten Bohrsystem deutlich einfacher, da bei Work-Over-Arbeiten ein Stromversorgungskabel mitgeführt und die Ladespannung obertägig zur Verfügung gestellt wird. Somit ist keine untertägige Stromerzeugung erforderlich, und lediglich der Impulsspannungsgenerator zur Erzeugung der Hochspannungsimpulse notwendig.

Im Rahmen von Versuchen vor Ort mit dem EVA-Mobil konnten erste Erfolge zur Scaleentfernung an Rohren erzielt werden. Daraufhin wurden Versuche mit dem EVA-Prototyp an realen Rohrproben mit Scaleanhaftungen und einem zugesetzten Sandfilter geplant und durchgeführt.

Der Beitrag behandelt die erreichten Ziele des Projektes EVA und die Projektweiterführung, sowie die Herausforderungen, Durchführung und Ergebnisse der ersten Tests mit dem Prototyp.

Die Speicherung von Energie ist eine der zentralen Herausforderungen der Energiewende. Dies gilt insbesondere für die Wärmeenergie, deren Bedarf starken saisonalen Schwankungen unterliegt und für die eine effiziente Speicherung eine Herausforderung darstellt. Die Wärmespeicherung ist entscheidend für die Ausweitung der geothermischen Nutzung von der Grundlast auf die Mittel -und Spitzenlast in Ballungsräumen. Das Projekt VESTA Malm befasst sich mit den Herausforderungen der Wärmespeicherung bei sehr hohen Temperaturen (>100 °C) in einem reaktiven Karbonatreservoir. Ziel des Projektes ist es, die technischen Hürden eines Demonstrationsprojektes im Großraum München aufzuzeigen und zu senken. Die zentralen Herausforderungen des Projektes sind (1) Geeignete Behandlungsmethoden zur Vermeidung von Formationsschäden durch Ausfällung von Karbonatmineralien aus dem injizierten Thermalwasser zu finden. (2) Verbesserung der Rückgewinnung der gespeicherten Wärme in einem verkarsteten Aquifer mit unregelmäßiger Porositätsverteilung. (3) Bereitstellung einer wirtschaftlich optimierten Bohrungskonfiguration, die die Anforderungen der Produktionstechnik (z.B. häufige Pumpenwechsel) berücksichtigt. (4) Integration des Speichers in das bestehende Fernwärmenetz unter Berücksichtigung der Wärmequellenverfügbarkeit.

Aufgrund der angestiegenen Energiepreise sowie der voranschreitenden Klimakrise zeigt sich ein zunehmendes Interesse an weiteren regenerativen Energiequellen wie Aquiferspeichern. Die sogenannten Hochtemperatur-Aquiferspeicher (HT-ATES) sind durch die Möglichkeit der Einspeicherung von Temperaturen von >50°C gekennzeichnet. Der Vorteil ist hierbei, dass die ausgespeicherte Wärme direkt, ohne den Einsatz von Wärmepumpen, in ein Wärmenetz eingebunden werden kann. HT-ATES können die Lücke zwischen konstanter Wärmeproduktion für die Heiz-/Kühlzwecke und saisonal schwankendem Wärmebedarf nach dieser abdecken und stellen somit eine denkwürdige Alternative insbesondere für die Regionen mit einer eingeschränkten oder ausgeschlossenen Umsetzung tiefer Geothermie dar. Eine ähnliche Situation tritt in der Niederrheinischen Bucht im Bereich der Städte Düren und Kreuzau auf. Im Rahmen einer vom Land NRW geförderten Studie des Wettbewerbs „Wärme aus Tiefengeothermie für NRW“ wurde für die Region Düren/Kreuzau das geothermische Potential untersucht. Durch die jahrelange Tagebau-Tätigkeit in der Region ist eine solide Datenbasis sowie Kenntnisse der geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse tertiärer Lockersedimente geschaffen. Somit sind gute Voraussetzungen für die Aquiferspeichernutzung gegeben. Düren/Kreuzau zeichnet sich durch zahlreiche Unternehmen aus der Papierherstellung/-verarbeitung aus, welche eine gute Abwärmequelle für die Einspeicherung im Untergrund darstellen. Das Potential der HT-ATES wird am Beispiel der Nutzung von sandigen Einheiten des Tertiär untersucht. Die Ermittlung des thermischen Potentials sowie der erwarteten Wärmerückgewinnungsgrade erfolgt durch eine gekoppelte thermohydraulische Simulation mittels DoubletCalc und FEFLOW für drei Standorte in je drei übereinanderliegenden potentiellen Aquifere für eine Einspeicherung von 50°C. Mit Modellen vorhergesagte thermische Leistung werden in diesem Beitrag vorgestellt und hinsichtlich der Eignung der untersuchten Standorte für die Umsetzung eines HT-ATES eingeordnet.

Hochtemperatur-Aquiferwärmespeicherung (HT-ATES) im geologischen Untergrund kann dabei helfen das zeitliche Missverhältnis zwischen Produktion und Bedarf von Energie aus erneuerbaren Quellen zu überbrücken. Trotz großer Bedeutung für die Energiesystemtransformation im Wärmeversorgungsbereich ist HT-ATES mit einigen Herausforderungen und Risiken wie z.B. genehmigungsrechtlicher Hürden konfrontiert. Die Wärmeeintragsexperimente am TestUM-Aquifer-Testgelände bieten eine Grundlage für die Charakterisierung und Überprüfung des hydraulischen, thermischen, geophysikalischen, mikrobiologischen und geochemischen Prozessverständnisses. Ein HT-ATES-System wurde auf dem Gelände experimentell simuliert, wobei drei Phasen mit unterschiedlichen Be- und Entladezyklen bei Einspeisetemperaturen von 80°C dargestellt wurden. Mehr als 500 Thermoelemente wurden verwendet, um Temperaturdaten über einen Zeitraum von 579 Tagen zwischen Juli 2021 und Februar 2023 aufzuzeichnen. Insgesamt wurden elf Betriebszyklen, unterteilt in zwei Phasen, durchgeführt, was einem Gesamtwärmeeintrag von 155 MWh entspricht. Die Temperaturaufzeichnungen sind räumlich hoch aufgelöst, insbesondere in der Nähe der Injektionsbohrung, mit Intervallen von nur 0,5 m in vertikaler und horizontaler Richtung und einer zeitlichen Auflösung von 10 min. Somit sind die Temperaturverteilung im Untergrund und die Position der Wärmefahne zu jedem Zeitpunkt gut charakterisiert. Die Ergebnisse zeigen, dass die Temperaturverteilung durch dichtegetriebene Konvektion, die durch die Temperaturunterschiede verursacht wird, sowie durch Wärmeverluste an die hangende Stauschicht beeinflusst wird. Die Speichereffizienz wurde durch die Messung von Rückflussraten und Temperaturen bestimmt, wobei sich zeigte, dass die Speichereffizienz mit der Zykluslänge und mit den Stillstandszeiten zwischen Ladung und Entladung abnimmt.

Saisonale ATES-Systeme ermöglichen die effiziente Integration klimaneutraler Wärmequellen in urbane Wärmeversorgungssysteme. Ein sicherer und effizienter Betrieb setzt jedoch sowohl die Erfassung, als auch die realistische Bewertung und Prognose induzierter hydraulischer, thermischer, geochemischer und mikrobiologischer Effekte, sowie deren Auswirkungen auf Betrieb und Umwelt voraus.

Um eine Datenbasis für eine Erweiterung des Prozessverständnisses auf der Feldskala und die Ableitung geeigneter Monitoringstrategien bereitzustellen wurde ein zyklischer HT-ATES Feldversuch durchgeführt. In sechs 14-tägigen Beladungsperioden wurden ~300 m³ Wasser in den Speicherhorizont (6-15 m u. GOK) infiltriert (~15 L/min; ~80 °C) und direkt oder nach 21 Tagen Speicherung wieder extrahiert. Dabei überwachte ein räumlich und zeitlich hochaufgelöstes Monitoring an ~90 Messpunkten induzierte hydrogeochemische Effekte, sowie deren Reversibilität.

Innerhalb von ~7 m um den „warmen Brunnen“ deutet die Überlagerung zuvor stratifizierter Kalzium- und Sulfatkonzentrationen in Kombination mit dem Ausbreitungsmuster erhöhter Siliziumkonzentrationen auf die Ausbildung einer dichtegetriebenen Konvektionszelle hin, welche auch von begleitenden numerischen thermo-hydraulischen Simulationen prognostiziert wurde. In Speicherperioden, aber umso mehr im Postbetrieb, gehen Temperaturrückgänge auch mit dem Rückgang zuvor erhöhter Konzentrationen von bspw. Silizium, Kalium, Selen und Vanadium einher. Nach den ersten ATES-Zyklen zeigen mit Kalium und Selen erste Komponenten abnehmende Konzentrationsmaxima, was auf eine Erschöpfung ihrer mobilisierbaren Pools hinweist. Zudem zeigte das Monitoring 30 m abstromig des warmen Brunnens bisher keine Hinweise auf induzierte Temperatur- oder Konzentrationsänderungen, obwohl simulierte Tracerausbreitungen bereits auf den Durchgang infiltrierten Wassers hinweisen.

Insgesamt dominieren hochdynamische Strömungsbedingungen den Nahbereich des heißen Brunnens und trotz skalenbedingt geringer Wärmerückgewinnungsraten hält die Reversibilität der induzierten Effekte das weitere Umfeld geochemisch unbeeinflusst.

Die Nutzung von thermischen Untergrundspeichern ist essentiell für die Dekarbonisierung von Wärmenetzen. Um diese optimal in Verbindung mit dem Gesamtsystem zu betrieben, sind einerseits umfangreiche Finite Elemente Modelle für die Speicher erforderlich und andererseits muss die Finite-Elemente Software mit Netzsimulations-Software gekoppelt werden.

In unserem Beitrag stellen wir eine Methode vor, um einfache dynamische Gleichungen für die Speicher basierend auf Daten aus Finite Elemente Simulationen abzuleiten, welche dann für einen anschließende Betriebsoptimierung mit Python eingesetzt werden.

Bei der Betriebskostenoptimierung fokussieren wir uns auf die Wärmeerzeugerseite, welche aus verschiedenen Wärmequellen wie Prozessabwärme, Solarthermie oder einem konventionellen Heizkraftwerk besteht. Die Wärme wird hierbei über eine Wärmepumpe in ein Fernwärmenetz eingespeist.

Anschließend verwenden wir unsere Methode, um den optimalen Betrieb eines geplanten Grubenspeicher (MTES) für die Fernwärmeerzeugung am Campus der Ruhr-Universität Bochum zu berechnen.

Deep geothermal energy (DGE) may play an important role for future energy production considering its base load capacity and ubiquitous availability. Funded by the EU Interreg North-West Europe (NWE) Programme, DGE-ROLLOUT promotes the DGE potential of Lower Carboniferous carbonate rocks following a multi-disciplinary geoscientific approach.

With the Geological Survey of North Rhine-Westphalia as lead partner, project partners include the national geological surveys of Belgium, France and the Netherlands, as well as industry partners (DMT GmbH & Co. KG; Energie Beheer Nederland B.V.; RWE Power AG) and research institutions (Fraunhofer Institution for Energy Infrastructures and Geothermal Systems; Technical University Darmstadt; Flemish Institute for Technological Research). Furthermore, DGE-ROLLOUT collaborates with ten sub- and associated partners, including the national geological surveys of Great Britain and Ireland and the European Geothermal Energy Council.

DGE-ROLLOUT comprises three administrative, one investment and three implementation work packages (WP T1-T3): T1 provides a reconciled knowledge baseline for the DGE market development in NWE, including a transnationally harmonised depth and thickness map of the Lower Carboniferous. T2 fills information gaps through the acquisition of 2D seismic surveys, drillings, reprocessing vintage seismic data, and developing 3D subsurface models. T3 increases the efficiency of existing geothermal systems, implementing new or improved production techniques regarding reservoir behaviour, cascading systems and thermal energy storage.

After five years of excellent collaboration, DGE-ROLLOUT comes to an end in October 2023. We are keen on presenting our final results, including two webtools comprising the results of WPs T1-T2. DGE-ROLLOUT collaborations will continue through annual network meetings.

The Bavarian Molasse Basin, is one of Europe’s most successful hydrothermal energy plays. The geological potential of hydrothermal usage of the prolific Upper Jurassic carbonate reservoir also suggests that a significant development of the geothermal output is very feasible, in particular for heating purposes. In order to master this development, challenges associated with exploration, drilling and production have to be further mitigated: For example, around 20% of all deep geothermal exploration wells yielded reduced or insufficient flow rates, at least 25% of all deep geothermal projects experienced severe drilling problems in at least one well and, although not a critical risk in the Bavarian Molasse Basin, few geothermal sites have also been associated with minor microseisimicity. These challenges are mostly related to the complex nature of the exploited Upper Jurassic carbonate reservoir and the foreland basin setting of the Bavarian Molasse Basin, suggesting that an improved regional understanding of the geological and geomechanical evolution and present-day state is necessary. Over the past years, we analysed and integrated geophysical and drilling data of more than 300 deep wells (hydrocarbon and deep geothermal) from the Bavarian Molasse Basin to gain a better understanding of sediment distribution and compaction (basin analysis) as well as the distribution and magnitudes of subsurface stresses and pore pressure (geomechanics). In this contribution we will provide an update and synopsis of these results and discuss possible implications for challenges associated with future geothermal drilling, exploration and production in the Bavarian Molasse Basin.

Geothermal brines in the Upper Rhine Graben (Germany) are highly saline and contain a significant load of dissolved gases, leading to operational challenges in the surface facilities. The decreasing pressure during production of the brine and the thermal transfer from the geothermal fluid to a secondary fluid used to produce electricity results in scaling and corrosion issues, reducing the efficiency of the geothermal energy system.

A thorough characterization of the brine and understanding of the chemical processes are essential to prevent scaling and corrosion and thus to increase the efficiency of the heat transfer and secure a long-term and sustainable extraction of lithium from the geothermal fluid, which is the aim of the Zero Carbon Lithium^TM Project from the Vulcan Energy Group. To avoid degassing and the resulting scaling and corrosion issues, an effective system of pressure control in combination with chemical treatments is used in the Insheim geothermal power plant in Rhineland Palatinate (Germany).

In frame of the European H2020 project GEOPRO (Grant Agreement 851816), Vulcan contributes to a better understanding of the gas behavior in the brine of the Insheim geothermal power plant to prevent degassing related issues by using a joint field and modelling approach. In the presented Insheim case study the operational influence of slight variations in the composition and of minor elements in the geothermal fluid are investigated and the origin of the dissolved gases in the geothermal fluids of the Upper Rhine Graben are studied using the composition of the gases and their isotopic signature.

Fault zones in granites and granodiorites exhibit distinct structural, geochemical, and petrological features that have significant implications for hydraulic heterogeneities. These features arise due to the brittle deformation and fluid-rock interactions within fault zones. The interconnected fractures and fault planes provide preferential pathways for fluid flow, enhancing the permeability contrast compared to the surrounding rock matrix. Additionally, the presence of hydrothermally altered or weathered minerals can modify locally the permeability, resulting in heterogeneous fluid flow patterns.

The aim of this contribution is to integrate refined mineralogical analysis through, XRD, EMP, and ICPMS, along with structural analysis from borehole logs, to characterize the heterogeneities present in faulted granodiorites and granites in two locations in the crystalline Odenwald.

The first location, e.g. the SKEWS demo-site (Projektträger Jülich, 03EE4030A), is a heat-storage demonstrator targeting granitic and granodioritic units, in which the upper section is affected by a fault. The second location is the Otzberg Fault Zone at the Eastern Border of the Tromm Granite, which is a major large-size structural element, which can serve as an analog for structures targeted in deep geothermal reservoirs, and thus is a potential site for the realization of GeoLaB.

These geological features influence fluid flow pathways, storage capacity, and fluid-rock interactions within the fault zones, ultimately affecting the development and distribution of hydraulic heterogeneities. Such understanding is vital for subsurface resource exploration and management, from deep geothermal EGS to heat-storage potential subsurface assessments in regions characterized by granitic and granodioritic rocks, in Germany or Europe-wide

The decision for the site of the GeoLaB (geoscientific underground laboratory) infrastructure considers many aspects. One of the geoscientific aspects comprise the mineralogical-petrological, petrophysical and geomechanical properties which will be investigated in the exploration stage of the project. Potential targets comprise on the one hand the Tromm ridge and the Otzberg fault zone in the Odenwald and the Omerskopf area and Glashütte fault zone in the Black Forest on the other hand.

In a recent field campaign more than 50 samples, comprising fresh, altered, and cataclastic rocks as well as fault gouge material, from the Odenwald and the Black Forest were probed. This first set of samples will be investigated for quantitative mineral composition and clay mineralogical composition, mineral chemistry, the presence of micro-fractures and alteration patterns in the thin sections via element mapping.

The investigation of micro-structures at microscale will be linked to the structural geology at macroscale. Furthermore, the same analytical approach will be applied to core samples from exploration drilling as soon as they will be available.

These first results will be combined with structural geological field data, geophysical and geomechanical experiments to generate a scientific database for the GeoLaB site selection and future scientific work. In the future the samples will undergo a complex thermo-hydraulical-mechanical and chemical investigation routine established in pre-runner projects.

Der Handlungsdruck zur Dekarbonisierung des Wärmesektors steigt rasant. Ein Schlüssel zur Erreichung dieses Ziels ist der Geothermieausbau. Geothermie wird derweil auch von der Bundesregierung als „Schlüsseltechnologie“ gehandelt, deren CO2-neutraler Einsatz das Potential hat, die Wärmewende entscheidend voranzubringen. Dazu stehen immer mehr Geothermieprojekte in den Startlöchern. Die Vorhabenträger von Morgen sehen sich dabei diversen öffentlich-rechtlichen Genehmigungsanforderungen aus verschiedenen Umwelt- und Fachplanungsgesetzen ausgesetzt. Wegweiser durch diesen „Genehmigungsdschungel“ sind eine vorausschauende Planung und eine effektive Koordination der verschiedenen Verfahren.

Die Tiefengeothermie stellt sich in genehmigungsrechtlicher Hinsicht wesentlich komplexer dar als die oberflächennahen Geothermie. Neben den einzuholenden Bergbauberechtigungen sind jeweils bergrechtliche Betriebspläne aufzustellen, die die konkreten Aufsuchungs- und Gewinnungs- sowie Injektionsbohrungen gestatten. Erforderlich sind dazu regelmäßig Hauptbetriebspläne sowie ggf. weitere Sonderbetriebspläne. Sollte eine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich werden, besteht eine Rahmenbetriebsplanpflicht, die die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens erfordert. Weiterhin bedarf es einer wasserrechtlichen Erlaubnis sowie diverser Baugenehmigungen für die übertägigen Anlagen des Geothermiekraftwerks.

Angesichts dieser Komplexität ist es unerlässlich, bei der technischen Planung auch die genehmigungsrechtliche Umsetzung von Beginn an mitzudenken, um „alles unter einen Hut“ zu bringen. Potentiellen Vorhabenträgern soll dazu eine Roadmap an die Hand gegeben werden, welche Genehmigungen einzuholen sind und wie ein effektives Projektmanagement dafür aussehen könnte. Eine abgestimmte, umfassende „Genehmigungsstrategie“ ist unerlässlich, damit das Gesamtvorhaben ohne Verzögerungen zielgerichtet umgesetzt werden kann.

Die Vortragenden verfügen über Know-how und Branchenwissen aus der langjährigen Erfahrung aus zahlreichen komplexen Energieprojekten in der Rechtsberatung sowie dem juristischen Projekt- und Verfahrensmanagement.

Fachkräftemangel wird als eine der bedeutendsten Hürden für den Erfolg des Geothermieausbaus gesehen. Während Windenergie und Photovoltaik mittlerweile deren Weg in die Lehrpläne geschafft haben, geht Geothermie weiterhin an der schulischen Ausbildung vorbei. Somit lernt man Geothermie heute, wenn überhaupt, erst in einer relativ späten Phase der Berufsausbildung kennen. Wie können wir so erwarten, dass genügend Jugendliche ihren Weg zu geothermierelevanten Berufen finden?

Zum Fachkräftemangel kommt erschwerend hinzu, dass Mädchen sich nach wie vor aufgrund von Stereotypen gegen MINT-Berufe entscheiden. Das TUM Entdeckerinnen Projekt hat das Ziel, die technisch-naturwissenschaftliche Begeisterung von Mädchen zu wecken. Schülerinnen können im Rahmen des Projektes kurz vor der Berufswahl (8. bis 10. Klasse) an einem Projekttag in einem ausgewählten MINT-Fach, darunter auch die Tiefengeothermie teilnehmen. Die Experimente umfassen drei Bereiche, die in der geothermischen Energiegewinnung essentiell sind. An Stationen können die Schülerinnen eine selbst zubereitete Lockergesteinsabfolge mit einem Schneckenbohrer durchteufen und das Reservoir anzapfen, konduktiver und konvektiver Wärmetransport mithilfe von angefärbten Flüssigkeiten vergleichen sowie die Porosität und die Permeabilität von Lockergesteinen untersuchen und gegenüberstellen. Nachdem sie selbstständig die Herausforderungen an den einzelnen Stationen gelöst haben, dürfen sie das Zusammenspiel an unserer aquarium-großen Geothermieanlage anschauen und eine Modellsiedlung mit Gewächshaus beheizen.

An den ersten Schulfahrten konnten schon über 40 Schülerinnen erreicht werden, die allesamt eine sehr positive Rückmeldung zum Format und Thema des Experimentiertages gegeben haben. Die ersten Fahrten konnten aber auch bestätigen, dass vor dem Projekttag nur einzelne Schülerinnen den Begriff Geothermie oder Erdwärme gehört haben, obwohl sie alle im Molassebecken wohnen.

Im Oberrheingraben, wo die Temperaturen am höchsten sind, und im Molassebecken um München, wo am intensivsten gebohrt wird, ist das Risiko einer geothermischen Exploration relativ gering. In Norddeutschland sind die Temperaturen nicht niedrig und die historische Bohraktivität sehr hoch, aber das Erkundungsrisiko bleibt unbequem groß, da die öffentlich zugängliche Temperaturdatenbank sehr wenig Licht auf die Tiefen und Temperaturen wirft, die für die beste Fernwärmeeffizienz, erforderlich sind, oder die zur Stromerzeugung ausreichen, oder die für viele industrielle Anwendungen gebraucht werden.

In einem repräsentativen Gebiet historischer Öl- und Gasbohrungen in Niedersachen greift das geothermische Informationssystem GeotIS auf 3461 Temperaturmessungen aus 1509 einzelnen Bohrungen zurück. Etwa 80% den Messungen sind flacher als 2000m und/oder kühler als 100°C. Die sehr spärlichen Messungen die tief und heiß sind deuten auf eine starke geografische und stratigraphische Variabilität des geothermischen Gradienten hin, die wahrscheinlich Variationen in der Krustendicke, der Wärmeproduktion des Grundgebirges, der Wärmeleitfähigkeit, und der Flüssigkeitszirkulation widerspiegelt.

Deswegen kann ein rein statistischer Ansatz zur Temperaturextrapolation oder -interpolation, wie in GeotIS, keine angemessene Auflösung der erwarteten Temperaturen in der Tiefe für eine effektive Verringerung des Explorationsrisikos liefern. Ein besserer Ansatz ist die physik-basierte 3D-Geothermiemodellierung, die eine hochauflösende geologische Interpretation (wie TUNB3D-NI, zB) und vernünftige Annahmen zur basal Wärmefluss, Wärmeerzeugung, und Wärmeleitfähigkeit für diese Geologie einbezieht. Der Untergrundabfluss kommt auch noch dazu. Dieses Verfahren hat die beste Chancen, Temperaturen in unbeobachteten Tiefen mit einer Auflösung vorherzusagen, die eine vernüftige wirtschaftliche Entscheidungsfindung unterstützen kann. Sonst tappen wir im Dunkeln.

Due to the growing demand for renewable energy, there is a pressing need for the exploitation and use of geothermal energy in Germany. A notable initiative in this regard is the WärmeGut project, which is funded by the Federal Ministry of energy and climate protection (BMWK). One of the research goals places significant emphasis on evaluating the potential of shallow to medium-depth geothermal resources of the Tertiary sandstones in the North German Basin (NGB).

In this study, we conducted an analysis of well logs from 15 sites, which included gamma ray, density, sonic, resistivity and photoelectric factor data. We investigate the temporal and spatial distribution of sandstone facies within the sequence stratigraphic framework of the Tertiary sequence in the NGB Basin. Primarily, the focus of the study revolves around the examination of four-sandstone units located in the uppermost portion of the Lower Eocene, the Middle Eocene (Brüsselsand), the lower Oligocene (Neuegammer Sand), and the Upper Miocene.

We have conducted a petrophysical analysis to evaluate the quality of sandstones as a geothermal reservoir. Preliminary findings reveal that the porosity exceeds 20%, with variations influenced by the thickness, shale content, and depth of the respective sandstone units. However, both the thickness and petrophysical characteristics of the sandstone units demonstrate variations across different spatial scales within the North German Basin. The data will be used to construct a 3D geologic model and perform thermal-hydraulic modeling to assess reservoir performance.

Dem Nutzen bereits vorhandener Untergrunddaten bei der Aufsuchung und Erkundung geothermischer Energie wird durch die Entwicklung einer Steckbrieffunktion für das geothermische Informationssystem (GeotIS) besondere Bedeutung beigemessen. Durch das Forschungsprojekt ArtemIS (gefördert durch das 7. EFP des BWMK) soll die Steckbrieffunktion dem Benutzer an einem vom ihm ausgewählten Ort auf der Karte die aktuell in der Datenbank erfassten Untergrunddaten, welche für die Planung von Geothermieprojekten relevant sind, übersichtlich dargestellt und einfach verständlich zusammenfassen. Die Entwicklung der Steckbrieffunktion ist angelehnt an das PlayType-Konzept als Teil des Play-basierten Explorationsworkflows, ein Standardworkflow in der Erdölindustrie, der für den Einsatz in der Geothermieexploration übernommen und angepasst wurde. Der gesamte Workflow umfasst drei Ebenen: i) die Geosystem-Fokus, ii) die Play-Fokus und iii) die Prospect-Fokus Ebene. Die Zuordnung der bereits vorhandenen und verfügbaren Daten zu den Ebenen gibt Aufschluss über den Status eines (imaginären) Projekts. Jede Ebene spiegelt den Grad des geologischen Kenntnisstands und der damit verbundenen Risikoeinschätzung über den Untergrund wider. Dieser Bewertungsgrad nimmt von Geosystem-Fokus über Play-Fokus zu Prospect-Fokus zu. Neue Ergebnisse fließen in die vorherige Workflow-Ebene zurück, und so können zukünftige Projekte von den Erkenntnissen profitieren. Im Idealfall ermöglicht dieser systematische, ganzheitliche Explorationsansatz eine volumetrische Bewertung und eine konsistente Risikobewertung innerhalb des vorhandenen Projektportfolios.

Ein wichtiger Baustein zur Nutzung erneuerbarer Energien, insbesondere auf kommunaler Ebene, ist die mitteltiefe und tiefe Geothermie. Doch die Nutzung von Erdwärme setzt umfassende Informationen zur geologischen Beschaffenheit des Untergrundes voraus. Die Landesregierung von Nordrhein-Westfalen hat sich die stärkere Nutzung der mitteltiefen und tiefen Geothermie zur Aufgabe gemacht und den Geologischen Dienst NRW beauftragt, die Potenziale des Landes zu erfassen und die Daten für potenzielle Nutzer zur Verfügung zu stellen.

Bereits seit 20 Jahren wird das Portal „Geothermie in NRW“ erfolgreich zur Planung von Erdwärmeanlagen genutzt. Unter der Rubrik „oberflächennahe Geothermie“ ist eine Standortabfrage für Erdwärmesonden bis 100 Meter Tiefe möglich. Bei höherem Wärmebedarf stellt das Portal nun Daten für die Planung und die Bemessung von Erdwärmesonden bis 1 000 m bereit. Das von der RWTH Aachen entwickelte und im Portal integrierte Planungstool WebEWS gibt die Möglichkeit, Entzugsleistungen und Temperaturentwicklungen zu berechnen. Zudem lassen sich für eine saisonale Aquiferwärmespeicherung (ATES) potenziell geeignete Standorte erkennen.

Für Geothermievorhaben, die deutlich höhere Wärmebedarfe haben, gibt das Portal Auskunft über die Verbreitung, Tiefenlagen, Mächtigkeiten und Temperaturen von potenziellen Zielhorizonten bis ca. 5 000 m für eine hydrothermale Nutzung. Ergänzend bietet das Portal Informationen zu Bohrungen und seismischen Messungen, zu Wasserschutzgebieten, zu Erdbebenzonen und zu bestehenden Bergbauberechtigungen. Das Portal dient als eine wichtige Entscheidungsgrundlage für Projektplaner und nimmt bereits in der frühen Planungsphase ein Teil des Risikos aus den Vorhaben. Derzeit stehen Daten zur mitteltiefen und tiefen Geothermie für die zwei Bearbeitungsräume „Rheinland“ und „Nordrand Rheinisches Schiefergebirge“ bereit. Weitere Regionen sind in Bearbeitung.

Eignet sich ein Flusssystem des Aquitan (Untere Süßwassermolasse) im süddeutschen Molassebecken als geothermisches Reservoir? Neben der Temperatur sind vor allem die interne Struktur und die petrophysikalischen Parameter relevant. Für ein fluviatiles Reservoir sind folgende Eigenschaften von Bedeutung: der Typ des Flusssystems: verzweigt oder mäandrierend, die räumliche Dichte der Flussläufe, wie hoch ist die Periodizität, welche Dimensionen lassen sich beschreiben, gibt es einzelne Flussläufe oder Komplexe, wie ist die interne Struktur eines Flusslaufes. Anhand eines seismischen 3D – Datensatzes ein Flusssystem der unteren Süßwassermolasse analysiert. Hierbei kommen verschiedene Interpretationstechniken zur Anwendung. Die Flussläufe sind an die jeweilige Geomorphologie und damit an bestimmte Schichten gebunden. Durch die Extraktion vieler Schichten, die die Paläotopographie berücksichtigen wird die 3D-Seismik vertikal gegliedert. Auf diesen Flächen werden fluviatile Strukturen in Form verschiedener seismischer Attribute sichtbar. Einzelne Strukturen werden durch Kohärenzverfahren Im Raum markiert. Hierdurch wird die Verteilung und die geometrische Form als einzelne Körper festgelegt. Der gesamte Bereich wird in verschieden seismische Muster gegliedert. Dies Muster werden durch ein maschinelles Lernen gegeneinander abgegrenzt. Dies ermöglicht die räumliche Trennung von Bereichen des Flusssystems und der Überflutungsflächen. Bohrungsinformation aus dem Gebiet geben Aufschluss über die generellen lithologischen Bedingungen. Die Untersuchungen zeigen ein verzweigtes Flusssystem, das sich über die die gesamte seismische Untersuchungsfläche ausbreitet. Die Ausrichtung ist im wesentlichen Ost – West. Der Tiefenbereich des Systems erstreckt sich über mehrere hundert Meter. Es lassen sich größere Kanäle über hundert Meter Breite erkennen und deutliche schmalere Kanäle über mehrere Kilometern Länge sowie weitere fluviatile Ablagerungsformen.

Das Bayerische Molassebecken ist sowohl bezüglich des hohen geothermischen Potentials als auch der Nutzung von untertägigen Speichern in Porenräumen für die Energie- und Wärmewende von großer Bedeutung. Für die erfolgreiche und sichere Hebung dieses Potentials ist ein Verständnis der regionalen Variationen des Spannungsfelds und der petrophysikalischen Eigenschaften notwendig. Durch die intensive Bohrungshistorie der Kohlenwasserstoff-Industrie in Südbayern stehen an über 580 Standorten Datensätze verschiedenen Umfangs und Qualität zur Verfügung. In dieser Studie konzentrieren wir uns auf lithologisch differenzierte Beziehungen zwischen Rohdichte und seismischen Geschwindigkeiten, die u.a. für die Modellierung der akustischen Impedanz große Bedeutung haben, und der Herleitung von Vertikalspannungsprofilen, die für geomechanische Studien einen essentiellen Basisparameter darstellen. Hierzu wurden an einer Auswahl von über 90 beckenweit verteilten Bohrungen durchgängige Dichte-Logs erzeugt, die sich sowohl aus qualitätskontrollierten Dichte-Logs als auch aus konvertierten Geschwindigkeitsdaten des Sonic-Logs zusammensetzen. Die Parameter der dafür verwendeten Gardner Transformation (Gardner, 1974) wurden in einem separaten Kalibrierungsdatensatz lithologisch differenziert, um eine valide Konvertierung zu gewährleisten. Durch die somit vervollständigten Dichte-Profile bis zum geothermischen Reservoir des Oberjura können die Vertikalspannungen an den entsprechenden Bohrungsstandorten dargestellt werden. Dies geschieht unter Berücksichtigung der Porendruckverhältnisse in den verschiedenen Einheiten des Känozoikums und der Oberkreide (nach Drews et al., 2018) und als Funktion der exponentiellen Porositätsabnahme nach Athy (1930). Dabei zeigt sich, dass die Dichte-Geschwindigkeitsbeziehungen stark von der jeweiligen Lithologie abhängen und die abgeleiteten Vertikalspannungsgradienten im Bayerischen Molassebecken sowohl vertikal als auch lateral signifikant variieren können.

Im Süden von Bayern, unterhalb des nordalpinen Vorlandbeckens in Tiefen von bis zu 4.000 m wurden bereits hydrothermale Reservoire für die Tiefengeothermie erschlossen und erfolgreich zur Wärme- und auch Stromerzeugung betrieben. Auch im Norden von Bayern ergibt sich durch eine nachgewiesene Anomalie von erhöhten Untergrundtemperaturen in den kristallinen Gesteinen unterhalb des Fränkischen Beckens ein potenzieller Standort für petrothermale Tiefengeothermie.

Allerdings stellen die variablen geomechanischen Eigenschaften der Reservoirgesteine an beiden Standorten ein wirtschaftliches Risiko dar, da diese die Bohrlochstabilität maßgeblich beeinflussen können. Besonders im Falle des Standorts in Nordbayern besteht zuweilen eine immense Datenlücke bezüglich der in Tiefen von 1.500 bis 3.000 m vorherrschenden Eigenschaften. Zu diesen geomechanischen Kennwerten zählen unter anderem die Risszähigkeiten der Reservoirgesteine, da diese die komplexen Prozesse der Rissausbreitung im Reservoir steuern und somit auch eine realistische Simulation in numerischen Modellen ermöglichen.

Da Gesteinsproben aus dem Reservoir in der Regel nur in limitierter Anzahl und Größe verfügbar sind, werden Analoggesteine mit ähnlichem Alter und den Reservoirproben entsprechender Genese und Lithologie zur experimentellen Erhebung der Risszähigkeiten verwendet. Dabei werden Semi-Circular Bend-Tests (SCB-Tests) und Double-edge notched Brazilian Disk Tests (DNBD-Test) durchgeführt und die Rissausbildung mit einer Hochgeschwindigkeitskamera aufgenommen, welche eine quantitative sowie qualitative Charakterisierung der Rissausbildungen zulässt.

Durch eine umfassende Kenntnis der geomechanischen Eigenschaften, der verschiedenen Faktoren zur Rissausbreitung und somit der Minderung der Risiken von Instabilitäten, soll die Umsetzung von Geothermieprojekten in Bayern effizienter und kostengünstiger werden.

Diese Untersuchungen wurden im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern (GAB) durchgeführt, welche vom Bayerischen Staatsministerium für Wissenschaft und Kunst (StMWK) gefördert wird.

Für den weiteren Ausbau der tiefen Geothermie in Deutschland und die dafür notwendige soziale Akzeptanz der Projekte, ist die Vorhersage und Schadensbegrenzung induzierter seismischer Ereignisse von großer Bedeutung. Die Beschaffenheit von Klüften und Störungen spielt hierbei eine besondere Rolle.

In geothermischen Reservoiren aus Carbonatgesteinen, wie im Oberjura in der Region des Nordalpinen Vorlandbeckens, ist die Trennflächenbeschaffenheit stark durch die Wechselwirkungen der zirkulierenden geothermisch genutzten Tiefenwässer beeinflusst. Durch den Temperaturentzug sind die injizierten Wässer in Bezug auf das Reservoirgestein untersättigt: Im Umfeld der Injektionsbohrungen wird die Gesteinsmatrix entlang der Trennflächen aufgelöst. Die Auflösung wurde rechnerisch und experimentell quantifiziert (Baumann et al. 2017). Derzeit ist noch nicht experimentell belegt, wie sich die Auflösung auf die Trennflächenbeschaffenheit und damit die Integrität des spannungsbelasteten Reservoirs auswirkt. Zur Darstellung der Oberflächenveränderungen werden Autoklavenversuche an Gesteinsproben des Oberjura durchgeführt. Temperatur und CO₂-Partialdruck entsprechen den naturräumlichen Bedingungen. Veränderungen der Morphologie und des Mineralbestand der Oberflächen werden mit 3D-mikroskopischen Aufnahmen und Raman-Mikroskopie ermittelt. Mit einem 3D-Mikro-Scanner werden die Beträge der Auflösung quantifiziert. Die Massenbilanz wird mit hydrochemischen Analysen des eingesetzten Versuchsfluids geschlossen.

Die Kombination aus hydrogeochemischen Messdaten und lokalen morphologischen Änderungen liefert die Basis für Modelle zur Bewertung der geomechanischen Integrität des Geothermiereservoirs.

Diese Arbeit ist als Teil der Geothermie-Allianz Bayern durch das Bayerische Staatsministerium für Wissenschaft und Kunst (StMWK) gefördert.

Baumann, T., Bartels, J., Lafogler, M., Wenderoth, F. (2017): Assessment of heat mining and hydrogeochemical reactions with data from a former geothermal injection well in the Malm Aquifer, Bavarian Molasse Basin, Germany. In: Geothermics 66, 50–60.

Das noch vorhandene Tiefengeothermiepotential im Bereich der Stadt München und der angrenzenden Kommunen beträgt nach aktueller Abschätzung ca. 1,4 GWth. Bisher sind in diesem Raum bereits ca. 400 MWth erschlossen. Nun ist seit Mitte 2022 das BEW in Kraft getreten und die Vorrausetzung zur Förderung ist die Transformation der Fernwärmenetze bis 2045 hin zur CO2-Neutralität. Das noch zur Verfügung stehende Potential bietet damit der Region München die riesige Chance, die gesteckten Ziele auch wirklich bis 2045 zu erreichen. Hierfür ist aber ein großer Kraftakt aller Beteiligten und Betroffenen erforderlich. Die Stadtwerke München haben sich in den letzten Jahren für diese herausfordernde Aufgabe gerüstet. So wurde in Bezug auf die Reservoirerschließung ein Portfolio aus zahlreichen Projekten konzeptionell, aber auf hohem qualitativem Niveau ausgearbeitet, so dass jedes einzelne Konzept auch zeitnah in den Status „drill ready“ gebracht werden kann. Für die zunehmend intensive geothermische Nutzung wurde damit bei SWM ein Prozess etabliert, der eine rasche Reaktion auf ein Projektportfolio aus Tiefbohrungen im Großraum München ermöglicht, das sich sowohl extern als auch SWM- intern durch jede konkretere Planung oder Erschließung stetig verändert. Auch für die Umsetzung des Projektportfolios wurde ein Konzept erarbeitet, das die hierfür nötigen Vorrausetzungen aufzeigt und Lösungsmöglichkeiten skizziert.

Die Ziele einer CO2-Neutralen Wärmeversorgung können jedoch nur gemeinsam erreicht werden. Das geothermische Reservoir richtet sich weder nach Gemeinde- noch nach Konzessionsgrenzen. Auch auf diese, vielleicht größte Herausforderung soll der Vortrag mögliche Antworten aufzeigen.

Mitteltiefe geothermische Ressourcen sind in Deutschland bisher wenig erforscht, besitzen jedoch durchaus ein hohes Potenzial zur Wärmeerzeugung, auch in Gebieten, die bisher als ungünstig für die Nutzung der Tiefengeothermie galten, und könnten somit einen wesentlichen Beitrag zur Deckung des Wärmebedarfes in Deutschland leisten. Um die Wärmewende in Deutschland voran zu bringen und die Thematik auch Kommunen und Laien näher zu bringen, soll im Rahmen des ArtemIS Projektes das öffentlich zugängliche Geothermische Informationssystem "GeotIS" um die mitteltiefe Geothermie ergänzt sowie die verschiedenen geologischen Regionen Deutschlands, eingeteilt in sogenannte „play types“ (Fündigkeitstypen), hinsichtlich ihres mitteltiefen geothermischen Potenzials untersucht werden. Zu diesem Zweck werden regionalisierte Wärmewende-Steckbriefe entwickelt, die alle relevanten Untergrundinformationen enthalten, die für geothermische Vorerkundungen benötigt werden, wie z. B. geologische Beschreibungen potentieller geothermischer Reservoire, Reservoirmächtigkeiten, hydraulische und thermische Gesteinseigenschaften sowie Hinweise zur Fluidchemie. Darüber hinaus werden statische geologische 3D-Modelle erstellt, die als Grundlage für numerische 2D- und 3D-Simulationen des regionalen Wärmepotenzials sowie verschiedenen geothermische Nutzungsszenarien dienen. Machine Learning Algorithmen werden eingesetzt, um die Extraktion und Analyse von Bohrdaten zu beschleunigen und die Bewertung des geothermischen Potenzials sowie wirtschaftliche Prognosen zu verbessern, insbesondere in Gebieten mit geringer Datendichte. Die Ergebnisse werden anschließend auf der Internetplattform GeotIS in benutzerfreundlicher Form zur Information und Weiterverwendung zur Verfügung gestellt. Hier stellen wir die ersten Ergebnisse des ArtemIS-Projekts für das Teilgebiet „Oberrheingraben“ vor.

Das VESTA Forschungsprojekt (Very-High-Temperature Heat Aquifer Storage) untersucht an verschiedenen Demonstrationsprojekten den Einsatz von HTS-Systemen mit Ein- und Ausspeichertemperaturen von >100°C um die Energiewende mit kommerziell nutzbaren Wärmespeichern zu unterstützen. Hierfür hat sich das VESTA-Konsortium aus acht internationalen Partnern gebildet um die Hochtemperaturspeicher und die damit verbundenen technischen, regulatorischen, rechtlichen, ökologischen und wirtschaftlichen Herausforderungen gemeinsam zu lösen.

Zu dem übergeordneten Gesamtforschungsvorhaben gehören vier Teilvorhaben, in denen unterschiedliche Aspekte untersucht werden. Im Teilprojekt VESTA CONTRAST soll mittels einer 2-D Linienseismik ein besseres Verständnis für die geologische Situation, das tektonische Spannungsfeld, das hydraulischen Regimes und des hierfür benötigten Bohrlochdesigns am Standort erlangt werden. Der Standort befindet sich unterhalb der Fraunhofer Einrichtung für Energieinfrastruktur und Geothermie (IEG) in Bochum, wo sich die gefalteten und geklüfteten Sandsteine des Karbons befinden und im Zuge der Untersuchung auf die Speicherfähigkeit und das Führen von Thermalwässern untersucht werden sollen. Anhand der gewonnenen Daten soll die Machbarkeit eines solchen HTS erörtert werden.

Die geplante Messkampagne soll den Untergrund möglichst bis in Erkundungstiefen von 2000 m erschließen, um die gefalteten Sandsteinhorizonte des Namur B und deren Kluft-Systeme optimal zu erfassen. Anhand der gesammelten Daten soll im Anschluss ein groß angelegtes Aquiferspeicherexperiment mit einer detaillierten Reservoirmodellierung durchgeführt werden, wobei die gesammelten Daten aus der Seismik die Grundlage für die Modellierung bilden sollen.

Karbonatgesteine in NRW, im Speziellen der Devonische “Massenkalk”, sind durch ihre Verkarstung bekannt und spielen eine bedeutende Rolle als regionale Grundwasserleiter.

Es besteht Forschungsbedarf, ob die Eigenschaften als Aquifer auch in großen Tiefen erhalten bleiben, sodass geothermische Anwendungen zur Deckung des Wärmebedarfs in NRW möglich sind (Bracke & Huenges 2022).

Die Bohrarbeiten einer neuen Erkundungsbohrung begannen im März 2022. Aufgrund von bohrtechnischen Schwierigkeiten im Steinbruch, bei der Erbohrung großer Karst-Hohlräume, wurden die Bohrarbeiten bei einer Teufe von 224 m abgeschlossen. Dies wies bereits vor Durchführung jeglicher Experimente auf eine stark durchlässige Formation hin, hauptsächlich aufgrund von Merkmalen wie Hohlräumen oder offenen Brüchen. Schon während der Bohrarbeiten wurden hydraulisch aktive Intervalle dokumentiert (Krämer 2023).

Die Lokalisierung produktiver, geothermischer Reservoire ist eine große Herausforderung in den Geowissenschaften. Die Kombination von geophysikalischen Methoden mit Pumptests ist gängige Praxis, um hydraulisch wirksame Zonen zu identifizieren. Bohrlochmessungen können oberflächennahe Forschung ergänzen und komplettieren.

Die in dieser Arbeit präsentierten Ergebnisse zeigen, dass der Massenkalk bei Vorhandensein von Verkarstung ein ergiebiges Reservoir mit ausgeprägter Sekundär-Porosität darstellt.

Um eine Regionalisierung der gewonnenen Erkenntnisse zu ermöglichen und die Strategie gemäß Bracke & Huenges (2022) weiterzuverfolgen, sollte die Studie um zusätzliche Bohrungen ergänzt werden. Sowohl Tief- als auch Flachbohrungen werden dazu beitragen, die Karbonate in NRW, insbesondere den Massenkalk, als Reservoir zu charakterisieren.

1 Bracke, R. & Huenges, E. (2022): Roadmap Tiefengeothermie für Deutschland (Fraunhofer-Gesellschaft). 2 Krämer, J. (2023): Exploration drilling in the Devonian Massenkalk: Combining hydraulic groundwater tests with a fracture analysis. Masterthesis, Aachen (RWTH Aachen University).

In der Stadt Straelen existiert ein hoher Bedarf an Heizwärme, durch eine Fokussierung von Unterglasgartenbaubetrieben. Derzeit wird der Wärmebedarf überwiegend durch zunehmend teure, CO₂ intensive Energieträger gedeckt, was eine Umstellung auf erneuerbare Energien motiviert. Es wurde daher eine Potentialuntersuchung für die Anwendung mitteltiefer bis tiefer Geothermie durchgeführt.

Straelen liegt in Nordrhein-Westfalen an der Niederländischen Grenze und geologisch in der Niederrheinischen Bucht. Der Viersener Sprung mit bis zu 500 m Versatz verläuft in Nord-Süd Richtung durch das Gemeindegebiet und trennt den Krefelder Block vom Venloer Block. Regional werden der karbonische Kohlenkalk und der devonische Massenkalk als potentielle geothermische Reservoire im Untergrund vermutet. Diese können durch Verkarstung und Klüftung sekundäre Permeabilitäten von > 1 Darcy erreichen. Darüber hinaus ist der oberdevonische Condroz-Sandstein aufgrund seiner möglichen primären Permeabilität von Interesse.

In dieser Studie wurde ein Strukturmodell basierend auf seismischen Bestandsdaten der Niederlande erstellt und mithilfe von Bohrungen tiefenmigriert. So konnten Tiefen und Mächtigkeiten der drei Reservoire in den entsprechenden tektonischen Stufen abgeleitet werden. Aus den Bohrungen, Offset- und Literaturdaten sowie Versenkungskurven wurden anschließend petrophysikalische Parameter wie die Porosität, Salinität oder das Net/Gross Verhältnis in Bandbreiten abgeschätzt.

Basierend auf diesen Informationen wurde eine statistische Abschätzung der möglichen thermischen Leistungen aus einem Dublettenbetrieb errechnet. Neben der Berücksichtigung der Variabilität der Parameter (geologische Unsicherheit) wurde auch das Risiko betrachtet, kein nutzbares Reservoir vorzufinden (Fündigkeitsrisiko). Abschließend wurden jeweils die sog. „Levelized Cost of Heat“ berechnet und mit den thermischen Leistungen und Fündigkeitsrisiko bewertet, um ein geothermisches Portfolio als Grundlage für zukünftige Entscheidungen bereit zu stellen.

Most of the planned “Middle Deep Geothermal Wells” will be drilled in densely populated urban areas to deliver warm or even hot water.

To do that economically all the surface equipment needs to be mobile (trailerized), self erecting (moving to site, installation and deinstallation in six hours) on a very small drill pad, electrically driven and operated by a small dill crew (2,5 people per shift).

To drill all sections of a geothermal well efficiently the top drive has to allow for air-lift drilling as for handling any kind of BHA for direct circulation drilling (down-hole-motors, air-and mud-hammers as well as large diameter wire-line coring systems).

Furthermore the top drive has to have a high torque and a hydraulic clamp system to drill with casing, minimizing the risks of mud losses and hole collapses while drilling in loose and soft formation. A pipe and casing handler attached to the rig operates with highest possible automation and the drilling is automated to great extent as well.

Because of the automation up to 450 m/hour API Range 3 drill pipes can be pulled out or installed in hole and 450 m of API Range 3 casings with max. 16 inch diameter can be installed as well.

Closed-loop geothermal technology offers a flexible approach to develop geothermal resources in various locations whether for direct use or power generation needs. GreenFire Energy Inc. (GFE) has been developing its versatile GreenLoop closed-loop geothermal technology, a downbore tube-in-tube (co-axial) heat exchanger circulates large volumes of a variety of working fluids. The working fluid returns to the surface at elevated temperatures through an insulated tube and can be flashed to produce power either at an existing steam condensing power plant, or an integrated Organic Rankine Cycle power-generating system. Besides, the hot working fluid can also directly be used for district heating/cooling applications. This paper will expand upon the successes of GFE’s technology over the past few years which include 1) case studies using existing geothermal wells in California, USA, 2) the development of a closed-loop laboratory at the Baker Hughes Innovation Center, Oklahoma USA, and 3) the scale and model resource development to understand Levelized Cost of Energy to deploy this technology using existing oil and gas wells, existing geothermal wells, or drilling fit for purpose wells for geothermal applications. Additional highlights will feature the future of closed-loop with other decarbonization efforts which include pre-heating for green hydrogen generation or for the desorption process in direct air capture to help further decarbonization efforts.

Accurate characterization of the hydraulic properties of geothermal reservoirs is important in understanding and improving their performance. Numerical models ae crucial in simulating geothermal systems, and their reliability depends on calibration using real-world data. Pumping tests provide valuable information for calibrating numerical models and improving their predictive capabilities.

This study focuses on inversely estimating the hydraulic properties of a reservoir by calibrating simulated pumping tests with real-world ones conducted in deep geothermal wells. The construction of the numerical model started with creating an unstructured tetrahedral mesh which is then processed using a multiphysics framework to simulate pumping tests. To calibrate the model, pumping rates and the duration of the drawdown and the build-up of the simulated tests have to match those of the actual tests to estimate the hydraulic properties of the reservoir in the complex geological setting. A framework for parametric and stochastic analysis was then used to conduct a large number of Monte Carlo simulations to allow enough parameter combinations for calibration. After running the simulations on a well, the pressure measurements recorded at the surrounding wells are calibrated with real-world interference tests. Pressure history, Bourdet derivative, and interference curves were plotted for all the runs and the fitting simulation was ultimately derived based on the visualization of these curves.

This research demonstrates the effectiveness of pumping tests in calibrating and validating numerical models and estimating hydraulic properties. The validated model, which forms the basis for conducting predictive simulations, can be further used in sensitivity and parametric studies.

Lithium ist ein wichtiger Rohstoff für die EU, der für die Energiewende und insbesondere für die Batterieproduktion von strategischer Bedeutung ist. Es sind Lösungen erforderlich, um die Abhängigkeit der EU von der gesamten Wertschöpfungskette und die geopolitischen Risiken im Zusammenhang mit der wachsenden Li-Nachfrage auf einem konzentrierten Markt zu verringern. Die tiefen geothermischen Reservoire im Oberrheingraben (URG) entlang der deutsch-französischen Grenze weisen nicht nur gute Bedingungen für die direkte energetische Nutzung auf, sondern auch hohe Li-Gehalte (160-200 mg/L). Dabei weist das tiefe geothermische Reservoir generell sehr ähnliche geothermische und hydrochemische Eigenschaften auf. Ein von ERAMET und IFPEN für argentinische Solen entwickeltes innovatives Lithium-Extraktionsverfahren wurde daher direkt auf einer Extraktionseinheit am Reinjektionszweig einer bestehenden Geothermieanlage im ORG installiert. Im Rahmen von Pilotversuchen wurde Anfang 2021 in Zusammenarbeit mit Electricité de Strasbourg im Rahmen des EUGELI-Projekts die Möglichkeit der Lithiumextraktion aus geothermischer Sole demonstriert.

Inwieweit die Lithiumextraktion die Nutzung geothermischer Ressourcen maximieren kann, indem die Lithiumextraktion mit der Strom- und/oder Wärmeproduktion über eine einzige Bohrung kombiniert wird, wird in dieser Posterpräsentation im Rahmen einer wirtschaftlichen Sensitivitätsanalyse gezeigt, indem die verschiedenen Schlüsselparameter bewertet und anschließend einer spezifischen Variation unterzogen werden. Letztlich wird diese kombinierte Nutzung geothermischer Ressourcen in einer bestehenden Anlage zeigen, inwieweit Umwelt- und Sozialauswirkungen im Vergleich zum konventionellen Bergbau bzw. zur konventionellen Sole-Lithiumgewinnung vermieden werden können.

Der weltweite Bedarf an Lithium steigt beinahe täglich, nicht zuletzt durch die wachsende Nachfrage von Lithium-Ionen-Batterien. Die größten Förderstätten liegen aber meist außerhalb von Europa und konzentrieren sich auf wenige Staaten, was zu einer starken Abhängigkeit von diesen führt. Um dem entgegenzuwirken, hat die EU Regularien zur Nachhaltigkeit von Batterien festgelegt und fördert die Gewinnung von Lithium aus verschiedenen Rohstoffquellen innerhalb von Europa. Dabei wird das Wasser aus Geothermie Anlagen des Rheingrabens als eine mögliche Lithium-Quelle betrachtet. Es enthält eine hohe Salzfracht, welche jedoch nur einen kleinen Anteil an Lithium beinhaltet. Diese geringe Menge aus dem Geothermie-Wasser zu fördern, ist mit einigen Herausforderungen verbunden, beispielsweise der selektiven Trennung von Lithium und Natrium, da der Natrium-Anteil um das knapp 300-Fache höher liegt. Adsorptionsverfahren werden schon seit längerem getestet, jedoch ist die Verunreinigung mit Natrium immer noch recht hoch, sodass zwingend alternative Trennungsverfahren gefunden werden müssen.

Im Rahmen des EU-Projekts „LiCORNE“ wird die Freifluss-Elektrophorese (FFE) als eine neue Methode zur selektiven Trennung von Lithium und Natrium untersucht. Die Trennung erfolgt über die Wandergeschwindigkeit der verschiedenen Ionen in wässrigen laminaren Strömungen. Dabei handelt es sich um ein membranfreies Trennverfahren, das Lithium und Natrium bei diskontinuierlichem und kontinuierlichem Betrieb vollständig separiert. Um eine nachhaltige und kosteneffiziente Trennung zu gewährleisten, wurden verschiedene Prozessparameter wie z.B. Art der Eluenten in unterschiedlichen Konzentrationen und pH-Werte getestet und optimiert.

Die FFE bietet ein membranfreies Trennverfahren und ermöglicht durch die vollständige Separation neue Methoden der Gewinnung von Lithium. Zukünftig sollen die Skalierbarkeit und Umsatzsteigerung im Fokus der Forschung stehen.

Bei der Energiegewinnung oder der Verarbeitung von Rohstoffen, beispielweise in der Geoenergie, Erz- und Erdöl-/Erdgasindustrie, kann es zu einer Anreicherung natürlicher Radionuklide in industriellen Rückständen kommen. Seit 2017 sind Rückstände aus der Tiefengeothermie als Rückstände mit erhöhtem Gehalt natürlicher Radionuklide, im Strahlenschutzgesetz aufgeführt. Die Leitstelle für Fragen der Radioaktivitätsüberwachung bei erhöhter natürlicher Radioaktivität (ENORM) am Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) befasst sich mit der Untersuchung radioaktiver Rückstände. Zu den Aufgaben der Leitstelle gehören Beratung von Behörden und Messstellen, Verfassung von Reglungen zur Überwachung von Umweltradioaktivität, und Erstellen von Messanleitungen. In den Laboren des BfS werden mit Gamma- und Alphaspektrometrie die spezifischen Aktivitäten natürlicher Radionuklide in festen und flüssigen Materialien hochauflösend ermittelt. Seit über 10 Jahren werden in Kooperation mit dem Deutschen Geoforschungszentrum (GFZ) Reservoirgesteine, Fluide und Scales aus Anlagen der Tiefen-Geothermie untersucht und Rückschlüsse über (geo)chemische Prozesse im Reservoir und in der Anlage gezogen. Eine gammaspektrometrische Herausforderung ergibt sich aus Proben einer Geothermieanlage im Oberrheingraben, wo eine Zunahme der spezifischen Aktivitäten im Scale nach dem Wärmetauscher gemessen wurde. Die Radionuklide innerhalb ihrer Zerfallsreihen liegen nicht im radioaktiven Gleichgewicht vor. Neben der starken Pb-210 Anreicherung (6600 – 680000 Bq/kg) wurde eine außergewöhnliche Anreicherung der Actinium Isotope (Ac-227 = 150 Bq/kg; Halbwertszeit = 21,8 Jahre) festgestellt. Die spezifischen Aktivitäten lassen sich durch ein Zusammenspiel der unterschiedlichen Mobilität zwischen Actinium, Radium und Thorium und der Halbwertszeiten der einzelnen Isotope erklären.

Möglichen Effizienzsteigerungen von geothermischer Energieproduktion durch Verringerung der Reinjektionstemperatur stehen meist hydrochemische Randbedingungen entgegen. Hoch mineralisierte Thermalwässer tendieren verstärkt zu unkontrollierten Mineralausfällung (Scalings) bei größerer Druckentlastung oder Abkühlung. Sie sind ein stark limitierender Faktor für den effizienten und kontinuierlichen Betrieb von Geothermieanlagen. Komplexe standortspezifische Thermalwasserchemie erschwert deren Vorhersage und Quantifizierung mittels deterministischer geochemischer Modelle. Im MALEG Projekt werden geochemische Modelle durch eine künstliche Intelligenz ergänzt, welche mit hydrogeochemischen Daten aus vor Ort Experimenten trainiert wird.

Hierfür wird ein Demonstrator gebaut, der als Hardware-Zwilling in der Lage ist, Prozesse in einer Geothermieanlage vollständig abzubilden. Der Demonstrator wird lokal, per Bypass, mit der Geothermieanlage verbunden und als Feldlabor für hydrogeochemische Ausfällungsexperimente genutzt. Ein engmaschiges Fluid- und Feststoffmonitoring begleitet die Experimente zur Evaluierung möglicher Ausfällung von Mineralen. Dabei sind Ausfällungsprozesse vom chemischen Milieu abhängig. Änderungen der Systemparameter wie der Temperatur, des pH-Wertes, des Druckes oder der Ionenkonzentration ermöglicht die Bildung potenzieller Minerale. Experimente an mindestens drei verschiedenen Geothermieanlagen in unterschiedlichen Reservoiren sind geplant. Dadurch wird ein umfangreicher, diverser hydrogeochemischer Datensatz aufgebaut, anhand dessen das KI-basierte Vorhersagetool „MALEG“ entwickelt wird. Die Vorhersagen von MALEG werden mit einem digitalen Zwilling, bestehend aus einer geochemischen Modellierungsumgebung, validiert. Die präzisere Vorhersage der Thermalwasserchemie und des Potenzials für mineralische Ausfällungen ermöglicht die Optimierung der Betriebsparameter der Geothermieanlagefür eine gesteigerte Effizienz, der Einführung einer Kaskadennutzung, Integration von Prozessen zur Mineralienextraktion oder Kostenreduzierung des hydrogeochemischen Routinemonitorings.

In the last three years, there have been some significant R&D breakthroughs in geothermal. This paper discusses three of those with some field case studies and their application to secondary use systems

Well Cleaning: This abstract will discuss the last development of innovative cleaning programs that improve the performance of production and reinjection wells. The paper will describe case studies where the ability to clean geothermal wells allowed not only to recover their capacity, but, also to stimulate them to above 100% of their historic capacity. Thanks to this innovative method, one end user saved over $100 million by improving the capacity of dead or declining wells without drilling new wells. This is the first time this has been achieved in the 65 years of Geothermal history and the paper documents successful cases of production and reinjection wells that have been cleaned with the new technique and the capacity increases. This paper will explain the technique and pre work / investigation needed to decide whether the technique is appropriate for the well in question.

This is an exciting development for companies with production (or reinjection) wells that are dead or declining due to formation scaling, and/or with clean wells who wish to increase their capacity.

Corrosion: the second breakthrough has been in corrosion control. Extreme cases in the geothermal world are where the well is too acidic to be able to put into operation because of the corrosion on pipelines. In Southeast Asia, some 20% of the total wells cannot be used because they are too acidic. This problem has now been overcome and the paper will cover a brief case history.

Scaling: the final discussion will be around the development of innovative scale control program for preventing of carbonate, silica and silt deposition that often cause issues in secondary systems. The paper will present new generation chemistries used for minimizing and control scaling in geothermal plant, including case histories on silica prevention.

The paper will explain the technique for selecting and customizing a tailor made scale inhibitor on the specific field conditions by laboratory intensive study, modelling tool and an innovative and patented online monitoring system.

Die Auswahl der optimalen geothermischen Wärmeübertragungstechnologie ist von entscheidender
Bedeutung für die effiziente Nutzung geothermischer Ressourcen. In dieser Studie wird der
Vergleich der Effizienz von geothermischen Sonden und Dubletten an einem spezifischen Standort
unter ähnlichen Bedingungen durchgeführt. Es wird untersucht, wie geometrische Parameter,
Wärmeübergangskoeffizienten und die Art der Rohre, die Leistung beider Systeme beeinflussen.
Mithilfe von mathematischen Modellen wird der Wärmetransport in den geothermischen Sonden
und Dubletten analysiert. Dabei werden die geometrischen Eigenschaften, der Bodenwiderstand
sowie relevante Randbedingungen berücksichtigt. Durch die Variation der Parameter werden die
Auswirkungen auf die Effizienz untersucht und optimale Betriebsbedingungen ermittelt.
Zusätzlich wird die Einflussnahme verschiedener Bohrlochwandbeschichtungen auf den
Wärmeübergang analysiert. Dabei werden unterschiedliche Beschichtungsmaterialien untersucht
und ihre Auswirkungen auf die Wärmeübertragungseffizienz der Sonden und Dubletten analysiert.
Die Ergebnisse dieser Studie liefern wertvolle Erkenntnisse und tragen zur Auswahl der optimalen
geothermischen Wärmeübertragungstechnologie bei. Die gewonnenen Erkenntnisse werden zur
Verbesserung der Effizienz geothermischer Systeme beitragen und einen Beitrag zur
wirtschaftlichen und nachhaltigen Nutzung geothermischer Ressourcen leisten.

When aiming toward CO₂-neutral heat production, the application of renewable heat production facilities such as geothermal energy/heat plants or other facilities becomes a necessity. However, as heat demand is subjected to regional, short-term, and seasonal fluctuations, while heat production is most efficient when operating continuously or when originating from the cooling of large solar parks, produced anti-cyclic to the demand, methods for efficient, locally available and quickly accessible heat storage need to be developed. Aquifer thermal energy storage systems (ATES) can provide an easy and efficient method to overcome the discrepancy between decarbonized district heating provision and demand if sized and realized correctly. To do that, extensive and detailed explorational work, from gathering geological data from the subsurface target lithologies across short- and long-term heat input and extraction simulations towards dimensioning according to the particular demand needs to be conducted and requires profound expertise. However, subsurface data often is scarce and detailed surveys are cost and time expensive as well as difficult to execute, particularly in urban areas where the demand is high but space for ATES facilities is rare. In this study, we aim to work out the typical procedure from the exploration to the production of ATES systems to give legal and practical guidance for future projects of small to large energy suppliers. We then apply this workflow to three geologically and geographically different model sites.

Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) systems are used to temporarily store heat or cold in open aquifers in order to regulate building temperatures. Although the basic concept of storing heat in summer for winter (and vice versa) is simple, the efficient operation of ATES is not trivial. For instance, ATES are necessarily combined with conventional heating systems or heat pumps to handle peak loads, which complicates their efficient operation. Moreover, it is important to maintain a certain heat balance in the underground to ensure the long-term operation of ATES. Both challenges are addressed with modern control technologies. In particular, model predictive control (MPC) enables to optimize the current operation while taking constraints and long-term requirements into account.
The performance of MPC crucially depends on the quality of the model. In fact, the model should accurately capture the dominant system dynamics while being numerically cheap to evaluate. Existing approaches often address only one of these aspects. For instance, Rostampour et al. (2016) consider a simplistic battery-like model whereas Beernink et al. (2022) build on a complex MODFLOW model. In our contribution, we present a novel MPC scheme which reflects a sweet-spot between these extremes. More precisely, our model builds on linearizations of the heat transport equation for three operation modes injection, extraction, and storing. Incorporating these modes in the MPC leads to a mixed-integer (optimization) program, which can be solved efficiently compared to MODFLOW. We conclude our contribution with a numerical case study showing the effectiveness of our approach.

In Zeiten des Kohleausstiegs und der Dekarbonisierung von Energieinfrakstrukturen gewinnt die Wärmespeicherung eine immer größere Bedeutung. Bei Betreibern von Nah- und Fernwärmenetzen besteht großes Interesse, die saisonal schwankende Nachfrage und den daraus resultierenden Wärmeüberschuss in warmen Jahreszeiten auszugleichen und überschüssige Wärme speichern zu können. Die Speicherung von thermischer Energie in Untergrundwärmespeichern (engl. UTES) bietet dabei großes Potenzial den saisonalen Wärmeüberschuss nutzbar zu machen, nicht nur auf Grund von potenziell hohen Kapazitäten und Effizienzen, sondern auch durch geringeren Flächenbedarf im Vergleich zu oberirdischen Speichern. Um eine Machbarkeit für die jeweilige Netzsituation und Geologie abschätzen zu können, sind numerische Planungswerkzeuge wichtige Mittel. Spezialisierte Codes und Software ermöglichen eine detaillierte Modellierung der ober- und unterirdischen Systeme, um eine optimierte Integration und Betrieb planen zu können. Durch die Kopplung und Co-Simulation dieser Systeme können Dynamiken und gegenseitige Beeinflussungen von Wärmenetz und UTES detailliert dargestellt werden, um somit Grenzen und Potenziale zu quantifizieren. In dieser Studie werden verschiedene technische Lösungen und Konzepte zur Co-Simulation von solchen Softwaresystemen dargestellt und gezeigt, wie numerische Simulationstools von Grundwasser- und Wärmetransport im Untergrund mit Simulationssoftware zur Abbildung von Energieinfrastruktur, TRNSYS und Modelica, gekoppelt werden. Dafür wurden dynamische Systemmodelle von existierenden Energienetzen aus den Projekten DELTA (BMWK), PotAMMO (BMBF) und PUSH-IT (EU Horizon) erstellt, für die spezifische Kopplungstrategien notwendig waren. Neben der Implementation werden in unserer Studie auch Stabilität, Komplexität sowie Geschwindigkeiten der Schnittstellen miteinander verglichen und alternative, vereinfachte Lösungen vorgestellt, die größere Parameterstudien ermöglichen sollen.

Decarbonization of industry and building heating and cooling sector is a critical step towards achieving carbon neutrality, which requires novel and sustainable solutions for the over-seasonal storage of excess heat energy. With Germany alone having approximately 10,000 abandoned underground mines, repurposing such sites to implement a controlled thermal energy storage strategy (i.e., mining-based TES), has emerged as a potential solution. To effectively utilize these partially groundwater-filled artificial cavities, it is crucial to fully understand the heat transport and storage behavior in these systems. A robust and adaptive numerical model allowing for simulating multiple usage scenarios, accounting for variations in mine types, fractured rock types and technical usage settings, is needed. In this work, a 3D Thermo-Hydro-Component (THC) model was therefore developed in the open-source simulation software OpenGeoSys (OGS). The model was firstly verified against analytical solutions of the single fracture flow of heat and solute transport, respectively. Subsequently, stochastic discrete fracture network (DFN) geometries and meshes were generated by using the computational suite Frackit based on the site data of a pilot mining cavity in Freiberg, Germany. This test site is geologically characterized as the Freiberg Gneiss, a metamorphic fractured rock formation. The developed setup allows for investigating the thermal energy storage capacity and the energy recovery efficiency based on process simulations in OGS. The study evaluates the thermally affected zone in the fractured formation and quantifies the heat input / extraction during cyclic operation periods. The modeling outcomes provide a basis for conducting techno-economic analysis of mining-based TES systems.

Aquiferthermische Energiespeicher (ATES) werden in Deutschland vergleichsweise selten genutzt. Da es bundesweit an Demonstrationsanlagen mangelt, ist es das Ziel unseres vom BMBF geförderten Verbundprojekts "DemoSpeicher" (Entwicklung und Monitoring von saisonalen Wärme- und Kältespeichern zur Demonstration von Aquiferspeichern), die Machbarkeit eines oberflächennahen Niedrigtemperaturspeichers (NT-ATES) im urbanen Raum zu erarbeiten und nach Möglichkeit zu realisieren. Die Umsetzung wird wissenschaftlich begleitet und der gesamte Bauzyklus eines NT-ATES, von der Auslegung und Planung über die Netzintegration und Inbetriebnahme bis zur thermischen Energieversorgung betrachtet. Dabei werden auch die gesetzlichen Zulassungsvoraussetzungen evaluiert. Für die Realisierung der Demonstrationsanlage wurde ein Standort in Berlin-Mitte ausgewählt, der als Referenz für ein dicht bebautes Gebiet dienen soll, an dem aufgrund der hydrogeologischen Verhältnisse kein Doubletten-System realisiert werden kann. Für die thermisch-hydraulischen Untergrundprozesse ist ein umfangreiches Monitoringprogramm geplant. Ein weiterer Schwerpunkt des Projekts sind mögliche Veränderungen der Grundwasserchemie und Grundwasserökologie durch die thermische Belastung. Zur Abschätzung des thermischen Energieaustausches zwischen dem Aquifer und der Gebäudetechnik ist zudem ein Monitoring der Energieflüsse geplant. Dies beinhaltet eine Analyse des Heiz- und Kühlbedarfs sowie eine Bewertung möglicher synergetischer Nutzungseffekte mit anderen Technologien, die z.B. zur thermischen Beladung des Aquifers eingesetzt werden könnten. Alle Ergebnisse werden in einer gekoppelten thermisch-hydraulischen Modellierung dargestellt. Das Projekt und die ersten Ergebnisse der Implementierung werden in diesem Beitrag vorgestellt.

Um die Verbreitung von Geothermie und EWS-Systemen zu fördern, gilt es den Planungsprozess zu vereinfachen. Im Vergleich zu konventionellen Heizsystemen ist es für Entscheidungsträger häufig nur in Zusammenarbeit mit Fachplanern möglich, die Eignung und Investitionskosten für ihren Standort abzuschätzen. Um wichtige Größen wie die erforderliche Sondenanzahl oder Bohrtiefe zu bestimmen sind spezielle Berechnungsprogramme sowie Informationen zur Geologie erforderlich. Das neue Informationsportal des Geologischen Dienstes NRW bietet Fachplanern sowie technisch versierten Privatanwendern durch die Erweiterung „WebEWS“ seit Anfang 2023 einen ganzheitlichen Lösungsansatz.

Das am Institut für Geomechanik und Untergrundtechnik (GUT) der RWTH Aachen im Rahmen des GeTIS Forschungsprojektes entwickelte Berechnungswerkzeug ermöglicht sowohl die automatisierte Dimensionierung von Erdwärmesonden als auch die Berechnung der Fluidtemperaturen im Sondenkreislauf für beliebige Konfigurationen an Standorten in Nordrhein-Westfalen. WebEWS greift dabei direkt auf das Untergrundmodell des Geologischen Dienstes zu und verwendet die hinterlegten thermischen Untergrundeigenschaften als Eingangsparameter für die Sondenberechnung.

WebEWS ermöglicht die schnelle, kartengestützte Berechnung verschiedener Systemvarianten. Durch eine Kartenoberfläche können per Mausklick ein oder mehrere Standorte für Bohrungen definiert werden. Der Benutzer kann zwischen Koaxial-, 1U- und 2U-Sonden wählen und die geometrischen und thermischen Eigenschaften definieren. Die Lasteingabe erfolgt aus einer Kombination von Monatsmittelwerten und zeitlich begrenzten Spitzenwerten. Die automatische Sondenauslegung basiert auf vom Benutzer eingegebenen zulässigen Fluidtemperaturen. Die Rechenzeiten für die automatische Dimensionierung liegen zwischen wenigen Sekunden und ca. einer Minute.

Im eingereichten Beitrag sollen das WebEWS Berechnungswerkzeug und dessen Anwendung im Detail vorgestellt werden.

Die Wärmeleitplanung ist ein strategischer Planungsprozess, durch den Leitplanken für die Transformation der Wärmeversorgung gesetzt werden, insbesondere im Rahmen der kommunale Wärmeplanung. Ein zentraler Schritt ist dabei die Einteilung des zu beplanenden Gebiets in Wärmeversorgungsgebiete. Hierbei wird unterschieden in Gebiete, die sich für eine zentrale Wärmeversorgung eignen, und Gebiete, die sich für dezentrale Versorgungstechnologien eignen. Unter den dezentralen Versorgungsoptionen stellen Erdwärmepumpen eine zukunftsfähige Wärmeversorgungstechnologie dar. Um in einem Planungsgebiet eine Entscheidung für eine Wärmeversorgungstechnologie treffen zu können, werden Kennzahlen benötigt, die die Eignung von Erdwärmepumpen zur Wärmeversorgung beschreiben. Ansätze, wie die Wärmepumpen-Ampel des FfE oder Geodatendienste der Bundesländer wurden bereits umgesetzt. Diese Daten sind jedoch nicht entscheidungsorientiert für den strategischen Planungsprozess innerhalb der kommunalen Wärmeplanung aufbereitet. In diesem Beitrag wird aufgezeigt, wie Kennzahlen für die Erdwärmepumpeneignung zur Wärmeversorgung von Wohngebäuden geodatenbasiert berechnet und visualisiert werden können. Betrachtet werden Erdwärmepumpen mit Erdwärmesonden oder Erdwärmekollektoren zur dezentralen Wärmeversorgung von Bestandswohngebäuden. Dabei werden die Flächenbedarfe der Technologien sowie spezifische Eigenschaften des Erdreichs berücksichtigt, um flurstücksscharf Wärmeerzeugungspotentiale abzuschätzen. Zudem werden Wärmebedarfe von Wohngebäuden einbezogen. Die geodatenbasiert ermittelten Kennzahlen werden räumlich aggregiert und für entscheidungsrelevante Teilgebiete einer Kommune visualisiert. Interaktive Dashboards bieten den Anwender_innen verschiedene Filter- und Auswahlmöglichkeiten, damit die Akteur_innen das Kennzahlensystem innerhalb der kommunalen Wärmeplanung verwenden können. Die Ergebnisse der vorgestellten Methodik wurden im Rahmen des BMBF-Projektes WärmewendeNordwest mit kommunalen Akteur_innen evaluiert und sind positiv bewertet worden.

Grundwasservorkommen sind die wichtigste Trinkwasserressource Deutschlands (Bannick et al. 2008). Daher orientiert sich die Grundwasserbewirtschaftung und -beurteilung an strikten Nachhaltigkeitskriterien (VVWas 2014). In Bayern ist die Bohrtiefenbegrenzung eines dieser Kriterien, welches Tiefengrundwasser besonders gut schützen soll und festlegt, dass keine Durchörterung von grundwasserstockwerks-trennenden Schichten stattfindet (LfU 2009). Gleichzeitig bietet der Untergrund über die Nutzung von Grundwasserwärmepumpen und Erdwärmesonden ein hohes Potenzial für die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung und somit Mitigation der Klimafolgen, welche sich ebenfalls auf Grundwasserressourcen auswirkt (UNESCO 2022). Da Informationen über den Untergrund, wie die Verbreitung und Identifizierung von Tiefengrundwasserleitern, oft nur unzureichend verfügbar ist, wird der Grundwasserschutz konservativ angewandt, wobei die restriktive Auslegung die Nutzung vorhandener geothermischer Potenziale limitiert. Um dies zu minimieren müssen Konzepte und Werkzeuge entwickelt werden, die Beides, den nachhaltigen Ressourcenschutz und die Nutzung regenerativer Energiepotenziale, berücksichtigen.

Nutzerorientierte geologische 3D-Untergrundmodelle sind solche Werkzeuge, denn sie können die Unsicherheiten in der Beurteilung der Untergrundpotenziale reduzieren und eine unterirdische Raumplanung optimieren. In einem Projekt, gefördert vom Bayerischen Umweltministerium (STMUV), wurde für die Stadt Augsburg ein innovativer lithologisch-orientierter 3D-Modellierungsansatz umgesetzt. Das resultierende 3D-Untergrundmodell liefert Aussagen über die relevanten Geometrien (Ausbreitung, Tiefenlage, Mächtigkeit) der geologischen Potenzialräume, ihre detaillierte Stockwerktrennung, hydraulischen Interaktionsbereiche und Ausprägungen (z.B. gespannte Verhältnisse) in hoher Auflösung. Damit lässt sich eine Neueinschätzung der Bewertungsgrundlage für die Untergrundnutzung durchführen, die oftmals eine deutliche Abweichung von der bestehenden Grundlage aufweist. Daher wurde weiter quantifiziert, wieviel des Potenzials der geothermischen Nutzung durch die Neubewertung nutzbar gemacht werden kann bzw. wieviel durch die bestehende Unsicherheit für eine Wärmewende nicht nutzbar ist.

Die oberflächennahe Geothermie (ONG) hat eine tragende Rolle, um die Ziele der Wärmewende in Deutschland zu erreichen. Das große Potenzial der ONG kann nur dann ausgeschöpft werden, wenn ein bundesweit einheitliches Bewertungssystem und flächendeckende Informationen über die Möglichkeiten der Geothermie zu Verfügung stehen. In dem Projekt WärmeGut planen das Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG), die Georg-August-Universität Göttingen, die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) und geoENERGIE Konzept GmbH Freiberg, in enger Zusammenarbeit mit den staatlich geologischen Diensten (SGD) der Länder die Datenlage zu vereinheitlichen und Datenlücken zu schließen.

Vorhandene Datensätze zu Nutzungskonflikten (z.B. Schutzgebiete, Bergbau) und Risikofaktoren (z.B. Karstgebiete, Erdrutschungen) sollen als bundesweit einheitliche Ampelkarten zur ONG im Geothermischen Informationssystem (GeotIS) bereitgestellt werden. Auf diesem Weg sollen das geologische Potenzial, das technische Potenzial und die Eignung verschiedener Technologien, ermittelt und gemeinsam visualisiert werden. Eine Umsetzung der Ampelkarten und ihrer Implementierung im GeotIS soll dazu beitragen, dass Potenzial der ONG schneller und effektiver auszuschöpfen.

Hierfür werden die frei verfügbaren Daten aus den Geoportalen der Länder gesichtet und durch die Daten der SGDs ergänzt. Eine besondere Herausforderung stellen die Grenzbereiche zwischen den verschiedenen Bundesländern und die Heterogenität der Daten dar. Erste Analysen zeigen, dass Datengrundlage und Gesetzgebung für jedes Bundesland unterschiedlich sind und die einheitliche Darstellung eine Anpassung erfordert.

Erste Arbeiten bei denen eine solche Ampelkarte erzeugt wurde, fanden in einem Pilotgebiet in Sachsen statt (Projekt: Shallow Geothermal Energy Planning, Assessment and Mapping Strategies in Central Europe (GeoPLASMA-CE)). Die Vorgehensweise kann als Vorbild für die neu zu erstellenden bundesweiten Karten angesehen werden.

Shallow geothermal energy has been widely used for heating and cooling by combining borehole heat exchangers (BHE) with heat pumps. The efficiency and sustainability of BHE systems have received increasing attention in recent years. When the heat load of a BHE system is continuously unbalanced in favor of heating demand, the regenerative capacity of the ground may be excessively depleted and the ground temperature continues to cool down, leading to a decrease in the efficiency of the heat pump or even system shutdown due to regulatory restrictions on operating temperatures. Active regeneration (e.g. by injecting solar, ambient, or waste heat into the ground) and groundwater flow are considered to be two positive factors in maintaining the sustainability of BHE systems. The purpose of this study is to investigate the impact of groundwater flow on the long-term efficiency of an actively regenerated BHE system, and to provide recommendations for optimizing operation of actively regenerated BHE systems. The investigated BHE system is located at a vocational school and is modeled by using TRNSYS and FEFLOW software. In TRNSYS, the superposition borehole model (SBM) is used to simulate the BHE field. In contrast to the SBM, FEFLOW can consider groundwater flow and a heterogeneous subsurface. A comparison of these two modeling approaches using measured data for calibration, shows the accuracy and field of application of these two models. The performance of the BHE system is further predicted based on the current measured heat strategy. Finally, recommendations for optimization of regeneration operations are given.

Um fossile Brennstoffe bis 2045 vollständig zu ersetzen und das Ziel von mehr als 65% erneuerbarer Energie als Heizquelle zu erreichen, gilt die oberflächennahe Geothermie als CO₂-neutrale Alternative mit geringem Installations- und Wartungsaufwand. Derzeit werden erdgebundene Wärmepumpen (GSHP) nach Faustregeln installiert, die auf nicht rigorosen wissenschaftlichen oder technischen Berechnungen basieren (z.B. VDI 4640 und DIN 12831). Viele solcher Installationen konnten die Erwartungen nicht erfüllen und zwangen die Eigentümer zur Rückkehr zu fossil betriebenen Systemen. Die GeoAnalysis-Engineering GmbH (GAE) hat numerische Modelle entwickelt und optimiert, um die Langzeitleistung von GSHP-Systemen und deren Integration mit Photovoltaik- und Windenergie zu berechnen. Wir verwenden ein voll gekoppeltes dreidimensionales Modell, um den Leistungszahl (COP) von horizontalen oder vertikalen Wärmetauschern mit variabler Anordnung in Heiz- oder Kühlungsszenarien zu simulieren. Alle möglichen Einflussfaktoren, einschließlich Form und Material des Wärmetauschers, dynamische Energiebilanz, Klimawandel und Heterogenität des Bodens, sind in ein solches Modell integriert. Das Modell kann die Auswirkungen innovativer Techniken für Verfüllmaterialien von Gräben und Arbeitsflüssigkeiten in Rohren auf die Leistung des Systems untersuchen. Mit unserer Erfahrung und unserem Wissen können wir mit Hilfe unserer hausinternen Geräte, die auf DIN- und ASTM-Standards basieren, das thermische Verhalten des Bodens besser identifizieren. Durch den Einsatz von künstlicher Intelligenz zur Datenanalyse und intelligenten Entscheidungsfindung können wir langfristige Vorhersagen treffen, die Gesamtleistung signifikant verbessern und die richtige Wahl für einzelne oder mehrere Systeme für bestmögliche Ergebnisse empfehlen. Die Interaktion mehrerer installierter GSHP-Systeme und deren Auswirkungen aufeinander in Bezug auf Leistung und langfristige Umweltauswirkungen ist mit modernster Technologie problemlos verfügbar.

In shallow subsurface borehole thermal energy storage (BTES), borehole heat exchangers (BHE) may (partially) be installed in unsaturated soil. The lower degree of saturation decreases the thermal properties and thus the heat transfer and storage capacity of the ground compared to saturated condition. However, in high-temperature BTES, induced processes such as phase change may additionally contribute to heat transfer and influence the heat exchanger efficiency. This work investigates the impact of unsaturated conditions and high-temperatures on the thermal behaviour and the heat balance of a BHE in a porous medium at a intermediate laboratory-scale.
An experimental analog of a single vertical coaxial BHE was constructed within a cylindrical polypropylene barrel of 1.4 m³. The grouted BHE was installed in the center of the barrel in a partly saturated sand. In sand matrix, two sensors grids of 68 thermocouples and 20 FDR monitored the temperature and moisture evolution during four short-term borehole heating/cooling experiments at 30, 50, 70 and 90°C.
The results reveal a quasi-stationary temperature evolution after 3 to 4 days of heating, depending on operating temperature. The observed radial propagation of the thermal front suggests conduction dominated heat transport and no clear evidence of heat transfer associated to phase change and vapour convection. Although the maximum temperature change observed (at 90°C heating) in sand are up to 17.54K higher than in previous experiments under saturated conditions, heat balance analysis reveals a reduction of BHE heat transfer rates of up to 50% and stored heat by about 36% to the saturated experiments.

Das Projekt "NULLplusNULL"

von Prof. Edwin Kohl, Perl

Seit 1991 betreibt kohlpharma, der größte deutsche Arzneimittelimporteur, eine emissionsfreie, kostengünstige und seit 30 Jahren störungsfreie Gebäudeenergieversorgung zur Beheizung eines 3.400 m² großen Firmengebäudes in Perl, Saarland, und setzt dabei auf eine innovative Kombination bereits bewährter Technologien zur Nutzung von kostenloser, regenerativer Erdreichenergie (= NULL) und ebenfalls kostenloser Sonnenergie (= NULL).

In ca. 1,4 m Tiefe sind 1.800 m² Erdwärmekollektoren (PE-Kunststoffleitungen mit Glykol – Wasser - Gemisch) verlegt. Auf dem Dach des Firmengebäudes befinden sich Sonnenkollektoren, die das Wasser in den Heizungspufferspeichern aufheizen. Während der Heizperiode entziehen die Wärmepumpen über die Erdwärme-kollektoren dem Boden Wärme.

Im Jahr 2021 lagen die Heizkosten (Stromkosten für Wärmepumpen und Pumpensystem) im Firmengebäude bei rund 2,20 € netto pro m² und Jahr.

Dieses bewährte Wirkprinzip wurde nun entscheidend zum System „NULLplusNULL“ weiterentwickelt: künftig wird Sonnenenergie durch eine sanfte Erwärmung des Erdreiches mit den zusätzlich neu installierten Sonnentracker im Boden gespeichert.

Zu Beginn der Heizperiode dürfte das Erdreich in ca. 1,4 m Tiefe statt 12 - 13 °C künftig ca. 18 °C erreichen. Während der Heizperiode wird das Erdreich mithilfe der Sonnenkollektoren und der Sonnentracker regeneriert.

Mit der jetzt deutlich verbesserten Wärmequelle lässt sich die Jahresarbeitszahl der Wärmepumpe (COP-Wert) erhöhen, was sich in niedrigerem Stromverbrauch und höherer Leistung niederschlägt. Die zu erwartende Lebensdauer der Wärmepumpen wird außerdem deutlich erhöht.

Die Ziele vorgestellt und die bisherigen Erfahrungen geschildert. Der Scherpunkt des Vortrages liegt auf der Energiespeicherung zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit der oberflächennahen Geothermienutzung.

https//:www.nullplusnull.com

Eine wesentliche Hürde am Weg in ein erneuerbares Energiezeitalter ist die Umstellung der Bestandsgebäude auf erneuerbare Energie. Diese Umstellung wird umso anspruchsvoller je urbaner (= höhere Verbauungsdichte) ein Standort aufweist. Es werden 4 Projekte vorgestellt wie historische, weit über hundert Jahre alte, Gebäude auf 100% CO2 freie Wärme- und Kälteversorgung umgestellt wurden. Drei diese Projekte sind in Wien und eines liegt in Neusiedl/See. Allen Projekten gemeinsam ist, dass viel Standardtechnologie verwendet werden konnte, aber jedesmal spezielle Lösungen zu finden waren um diese anzuwenden.

The development of sustainable energy use and carbon-neutral targets requires the usage of advanced solutions to meet today’s world demand. Geothermal is one of the most convenient green technology using the natural sources of the Earth efficiently. Corrosion and scaling are the common issues geothermal utilities face in the explorational and operational phases of the project. They tend to cause temporary and in severe cases, permanent damage to the process, decrease efficiency and increase the operational cost due to additional maintenance or equipment loss.

Kurita has a wide range of strong backgrounds belonging to process and water treatment applications. The technical and practical know-how gained in decades in several industries allows to transfer all this expertise in geothermal technology to present A-to-Z solutions for this unique process. This study aims to address Kurita’s customized developments on different steps of geothermal projects including exploration, operation, reuse of materials, and surveillance. The proven technologies in use such as Reverse Osmosis (RO), Cooling Water, Boiler Water, and Petrochemicals are key to supporting the improvement of geothermal utilization through providing systems saving energy and cost.

The objective is to provide valuable references for geothermal resource development and enhance the capacity of geothermal development areas. In this study, we first compiled geothermal geological data in the study area. We then selected a key exploration area covering 30 km², supplemented by a 0.5-meter resolution airborne LiDAR-derived DEM, for conducting field geological investigations and producing a geothermal geological map at a scale of 1/10,000th . Additionaly, we employed a 0.2-meter resolution UAV LiDAR-derived DEM and a 0.1-meter resolution ground-based LiDAR-derived DSM to measure key outcrop fractures, conduct stress analysis and performe other relevant tasks. Furthermore, Magnetotelluric (MT) and Electrical Resistivity Tomography (ERT) are planned in accordance with the regional geological architecture to obtain deep geothermal geological characteristics. The results are utilized to evaluate the chemical properties, hydrothermal sources, and temperature of thermal fluids in the region, helping to facilitate the estimation of the temperature of deep geothermal reservoirs. Finally, the geological, physical, and geochemical analysis results were integrated to select drilling sites for the verification of subsurface geological structure through drilling, probing, and well testing. The preliminary results indicate that the outcrop of Guguan hot spring is situated in the Miocene Jayang Formation, consisting of thick-layered metamorphic sandstone and slate. The water quality of Guguan hot spring is classified as weakly alkaline sodium bicarbonate spring, with a maximum temperature reaching 60°C. The ground temperature gradient in the Guguan area ranges between 20°C and 30°C/Km, and its power generation potential is estimated to be about 120 mW/m.

Als bevölkerungsreichstes Bundesland Deutschlands weist Nordrhein-Westfalen einen hohen Wärmebedarf auf, der im Zuge der Wärmewende insbesondere durch erneuerbare Energien abgedeckt werden soll. Um eine stärkere geothermale Nutzung des Untergrundes zu fördern, hat die Landesregierung von Nordrhein-Westfalen den Geologischen Dienst NRW mit der geothermalen Charakterisierung des mitteltiefen und tiefen Untergrundes von NRW (GTC) beauftragt.

Im Rahmen des GTC Projekts werden geologische Fachdaten akquiriert und digitalisiert, um Untergrundmodelle zu erstellen bzw. bestehende Modelle zu verfeinern und darauf aufbauend, potenzielle geothermisch nutzbare Zielhorizonte zu modellieren. Eigene petrophysikalische Messungen geben zudem Aufschluss über die Eigenschaften der Reservoirgesteine. Neben der Aufnahme neuer Daten durch das Abteufen von Bohrungen und großräumigen 2D Seismik Kampagnen, steht vor allem die Aufbereitung von Bohrungs- und Seismik Archivdaten im Fokus. Bohrlochgeophysik und 2D Seismik Daten, die teilweise aus den 1970er Jahren stammen, werden digitalisiert und vektorisiert um potentiellen Interessenten Zugang zu allen verfügbaren Daten zu ermöglichen.

Die Ergebnisse der Modellierung und der Datenaufbereitung für die Teilräume „Rheinland" und „Nordrand Rheinisches Schiefergebirge“ sind bereits in einem Online Portal verfügbar (www.geothermie.nrw.de). Die Modelle werden laufend um neue Erkenntnisse aus aktuellen und zukünftigen Explorationsmaßnahmen aktualisiert. Weitere Daten können beim Geologischen Dienst NRW angefragt werden. Die Bereitstellung alle Untersuchungsergebnisse und Daten bietet Kommunen, Städten und potenziellen Investoren gleichzeitig Hilfestellung und Anreiz für neue, zukunftsweisende Geothermieprojekte, um die Wärmewende nachhaltig zu unterstützen und voranzubringen.

Der Ausbau klimafreundlicher Heizanlagen für die Wärmewende erfordert die Aufbereitung und Bereitstellung von Geoinformationen zur Entscheidungsfindung, ob die Nutzung Oberflächennaher Geothermie (ONG) möglich ist oder nicht und ob ein bestimmter Wärmebedarf gedeckt werden kann. Derzeit sind im etablierten geothermischen Informationssystem Deutschlands (GeotIS) vorwiegend Daten für die Tiefe Geothermie ab 1500 m verfügbar. Eine zielgerichtete Förderung und Vermarktung von Erdwärmepumpen zur Erreichung der Ausbauziele der ONG kann nur dann optimal umgesetzt werden, wenn für ganz Deutschland eine einheitliche Darstellung der notwendigen Geoinformationen vorhanden ist und eine bundesweite Vergleichbarkeit des geologisch-technischen Potenzials mit anderen Heiztechnologien hergestellt wird.

Das Projekt WärmeGut verfolgt daher das Ziel, Geoinformationen für die ONG zusammenzutragen, zu harmonisieren und das ermittelte geothermische Potenzial der ONG in GeotIS bundesweit einheitlich darzustellen. In Zusammenarbeit mit den geologischen Diensten der Bundesländer wird die umfangreiche Datenaufbereitung, die Digitalisierung und die Entwicklung von Datenschnittstellen vorangetrieben um Datenlücken zu schließen, sowie Unterschiede in der Bearbeitung und in der Bereitstellung von Geoinformationen mittels Webdiensten zu reduzieren. Um die Übersichtlichkeit und die Handhabung der zusätzlichen Daten in GeotIS weiterhin gewährleisten zu können, ist eine IT-technische Weiterentwicklung und die Implementierung neuer Funktionalitäten geplant.

Landnutzungskonflikte und Risikofaktoren können die Nutzung von ONG einschränken oder verbieten. Daher wird eine klare Darstellung durch eine bundesweit einheitliche Ampelkarte zur ONG in GeotIS angestrebt. Ampelkarten können technologie- und tiefenspezifische Kriterien berücksichtigen und entsprechend spezifisch für Erdwärmesonden, -brunnen und -kollektoren angeboten werden. Auf Basis dieser Analysen werden schlussendlich Konzepte und Empfehlungen entwickelt, welche die Möglichkeiten und Vorzüge der ONG besser kommunizieren.

Im Rahmen des EU geförderten Projektes „Roll-out of Deep Geothermal Energy in North-West Europe“ (DGE-ROLLOUT) werden Nutzungspotentiale für die hydrothermale Tiefengeothermie in unterschiedlichen Regionen Nordwest Europas untersucht. Ein Pilotstandort ist das Braunkohlekraftwerk des Projektpartners RWE Power AG in Weisweiler. Am Beispiel eines großen fossil befeuerten Kraftwerks soll untersucht werden, inwieweit tiefengeothermische Energie am Standort eingebunden werden kann und wie mit DGE die Umstellung auf erneuerbare Energien bewältigt werden kann.

Dazu wurde durch den Geologischen Dienst NRW basierend auf Kartierungskampagnen sowie lithologischen und strukturellen Studien ein vorläufiges geologisches 3D-Modell des Untergrundes des Weisweiler Gebietes erstellt. Dieses Modell wurde daraufhin in ein thermohydraulisches 3D-Modell überführt. Die anschließende Simulation des Wärmeflusses erfolgt mit der 3D-Modellierungs- und Simulationssoftware HEATFLOW der DMT GmbH & Co. KG. Auf Basis dieses Modells werden erste Simulationen und Betrachtungen verschiedener Szenarien durchgeführt.

Ziel ist es, einen Workflow zu erstellen der geologische Strukturmodelle in Wärmetransportmodelle überführt, um den Wärmefluss unterschiedlicher Szenarien zu berechnen und Strukturänderungen, die sich beispielweise aufgrund von neuen Bohrlochmessungen ergeben, direkt zu integrieren.

Die Auswertung geophysikalischer Grundlagendaten ist für die erfolgreiche Planung von Explorationsvorhaben im tieferen Untergrund unverzichtbar. Mit Erlass des Geologiedatengesetzes am 30. Juni 2020 stellt das Bayerische Landesamt für Umwelt (LfU) neben Schichtdaten von Tiefbohrungen ebenfalls digitalisierte Bohrlog- und Seismikdaten zur Verfügung. Diese wurden früher im Rahmen des Lagerstättengesetzes in analoger Form von den in Bayern explorierenden Firmen der Öl- und Gasindustrie dem Bayerischen Geologischen Dienst übergeben und dort verwaltet. Mittels moderner Scanning- und Vektorisierungsverfahren konnten große Teile des umfassenden Bestands an Bohrlogs und 2D-Seismik durch Fachfirmen in gängige digitale Formate (LAS-Format bzw. SEG-Y-Format) zur Auswertung in Software-Anwendungen überführt werden. Die Gesamtheit des digitalisierten Bestands erreicht eine annähernd flächendeckende Abdeckung des Bayerischen Molassebeckens über alle tertiären sowie mesozoischen Beckeneinheiten hinweg. Erste Auswertungen der seismischen Daten flossen bereits 2008 über den Bayerischen GeothermieAtlas sowie die Projekte GeoMol (GeoMol Team 2015) sowie GeoERA-HotLime (Rupf et al. 2020) in flächendeckende Untergrundmodelle des Bayerischen Molassebeckens am LfU ein. Die zusätzliche Integration digitalisierter Bohrlog-Daten erlaubt nun den detaillierten Vergleich zu seismischen Daten und bietet darüber hinaus Möglichkeit zur Auswertung petrophysikalischer Eigenschaften einzelner Beckeneinheiten hinsichtlich relevanter tiefengeothermischer Fragestellungen in Bayern.

Referenzen:

Bayerischer GeothermieAtlas (2022): Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft, Landesentwicklung und Energie, https://www.stmwi.bayern.de/energie/erneuerbare-energien/tiefengeothermie

GeoMol Team (2015): GeoMol – Assessing subsurface potentials of the Alpine Foreland Basins for sustainable planning and use of natural resources – Project Report, 188 pp. (Augsburg, LfU).

Rupf, I., Diepolder, G.W. & HotLime Team (2020): Summary report of resources mapping and characterization, including descriptive reports on the case studies T2.1 - T2.10. - HotLime Deliverable 2.0: 130 pp.

Viele Probleme beim Betrieb tiefengeothermischer Anlagen hängen mit den chemischen Eigenschaften der Thermalfluide zusammen. Durch veränderte Gleichgewichtsbedingungen während der Thermalwasserproduktion kommt es zu chemischen Reaktionen wie Entgasung oder Mineralsättigung, die zu Ausfällung oder Korrosion führen können. Das EU-H2020-Projekt REFLECT (2019-2023) zielte darauf ab die Datenlage von Thermalfluiden auf unterschiedlichen Ebenen zu verbessern. Dazu gehörte (1)die Entwicklung einer verbesserten Probennahmetechnik für Tiefenfluide bei sehr heißen Temperaturen (>300°C), (2) bestehende und neue Daten von geothermischen Fluiden in ganz Europa durch Feldmessungen zu sammeln und (3) Prozesse im Thermalwasser durch detaillierte Laborexperimente unter In-situ-Bedingungen zu simulieren um kinetische und Gleichgewichtsdaten der relevanten Reaktionen zu erfassen. Zusätzlich wurden auch numerische Simulationen zur Vorhersage der Mineralienlöslichkeit und des Ausfällungsrisikos von Mineralien durchgeführt. Diese Daten wurden (4) zum einen in fallspezifische Vorhersagemodelle implementiert, die Prozesse an Geothermiestandorten simulieren, sowie (5) in einen europäischen Geothermie-Fluid-Atlas integriert.

Die im Rahmen von REFLECT erzeugten und gesammelten Daten bilden die Basis des Europäischen Geothermischen Fluidatlas, der Abfrage- und Filtertools zur Erkundung der Datenbank mit einer GIS-basierten Kartenvisualisierung umfasst. Der Atlas macht die Daten der Geothermie-Community und der breiten Öffentlichkeit zugänglich.

In den letzten Jahren werden verstärkt Untergrund-Daten öffentlich zugänglich gemacht. Dies wird in unterschiedlicher Weise, auf unterschiedlichen Plattformen und mit unterschiedlichen Inhalten organsiert. Ein Teil der Daten liegt digital vor, gerade ältere Daten werden schrittweise oder auf Anforderung digitalisiert. Der Zugang erfolgt typischerweise über die Visualisierung in Web-Interfaces und den Export von Datensätzen in unterschiedlichen Formaten.

Die Nutzung dieser Daten kann in unterschiedlicher Weise erfolgen, wird aber teilweise beeinflusst von der föderalen Struktur, den Landesgrenzen, der Zuständigkeiten von Bergämtern oder anderen Landesbehörden.

Moderne Software-Umgebungen, die ihre Wurzeln und Hauptanwendungen oft in der Öl- und Gasindustrie haben, erlauben die Integration verschiedenster Daten mit unterschiedlichsten Formaten. Diese umfassen dabei geophysikalische, petrophysikalische, geologische, lagerstättentechnische, oder auch bohrtechnische Daten.

Es wird beispielhaft vorgestellt, welche Daten aus bestehenden Systemen genutzt werden können, um z.B. in einer Frühphase des Screenings von möglichen mittleren und tiefen Geothermie-Projekten mit den Daten lokale bzw. regionale Ansichten zu erzeugen, damit eine relativ schnelle erste Beurteilung der Informationslage und der regionalen Geologie erleichtert wird.

Darauf aufbauend können in weiteren Schritten statische oder auch dynamische Sektormodelle mit weiteren Daten ergänzt und integrative Visualisierungsmodelle erzeugt werden, um für die Öffentlichkeitsarbeit, Kommunen, Stadtwerke und Politik verständliche Darstellungen bereitzustellen. Diese Datenbasis kann zur Entwicklung von komplexeren, dynamischen Modellen für das Reservoirmanagement verwendet werden. Auch unter dem Gesichtspunkt des Monitoring von bereits operativen Projekten können z.B. Daten von mikroseismischen Ereignissen zugefügt werden.

Insgesamt fördert der Integrationsbereich solcher Softwaresysteme die Konsistenz, Handhabung und Ausbaufähigkeit von Modellen zum verbesserten Verständnis der Untergrundsituation.

Kostenintensive und aufwändige Untersuchungen des Untergrundes wurden als ein Hemmnis für eine schnelle Umsetzung geothermischer Projekte identifiziert. Um jedoch eine Entscheidung für geothermische Projekte auf kommunaler oder betrieblicher Ebene zu treffen, sind erste umfassende Informationen zur geologischen Beschaffenheit des Untergrundes sowie über die Verbreitung, Tiefenlagen, Mächtigkeiten und Temperaturen von potenziellen geothermischen Reservoiren unabdingbar. Das Ministerium für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie NRW hat daher den Geologischen Dienst NRW beauftragt, potenzielle Zielhorizonte im mitteltiefen und tiefen Untergrund NRWs mittels seismischer Untersuchungen zu erkunden.

Die seismischen Untersuchungen erfolgen projektunabhängig im Rahmen der geowissenschaftlichen Landesaufnahme. Im Jahr 2021 wurden 2D-seimische Messungen im zentralen Münsterland durchgeführt. Über zwei sich kreuzende, insgesamt 70 km lange, Linien konnte die Tiefenlage von drei potenziell geeigneten Karbonathorizonten aus der Kreide, dem Karbon und dem Devon in Tiefenbereichen zwischen 800 m bis 6 000 m erkundet werden. Seismische Messungen im Jahr 2022 im Rheinland hatten Karbonate aus dem Karbon (Kohlenkalk) und dem Devon (Massenkalk) in Tiefen von ca. 500 m bis 3 000 m im Fokus.

Neben der reinen Erkundung geeigneter Horizonte liegt ein weiterer Schwerpunkt auf der kommunikativen Begleitung der Projekte. Während im Vorfeld der Messungen kommunale Entscheider*innen und Behördenmitarbeiter*innen intensiv beraten werden, werden die Öffentlichkeit und die Presse während der Messungen über den Zweck, Umfang und Zeitraum sowie über die Technik informiert. Potenzielle Projektplaner werden im Nachgang der Messungen proaktiv über die Ergebnisse und notwendige nächste Schritte informiert.

Für das Jahr 2023 sind Messungen im Niederrhein sowie vorbereitende Testseismiken in Ostwestfalen und im Ruhrgebiet geplant.

TRANSGEO is a regional development project that aims to explore the potential for producing geothermal energy from abandoned oil and gas wells in central Europe. Supported by 11 partner organizations and 10 associated partners in 5 countries, TRANSGEO will develop a transnational strategy and action plan to address this technical and economic opportunity. The project partners will start by identifying and characterizing thousands of abandoned wells in the North German Basin, the South German Molasse Basin, the Vienna Basin, and the Pannonian Basin. A web-based well selection tool will then be developed to assess the wells’ suitability for a variety of thermal storage and energy production technologies. These activities will be supplemented by modelling studies at selected sites, to inform the assessment tool and validate procedures that will be developed for each reuse technology. Next, we will match well reuse potential with local energy demand and heating networks to highlight redevelopment priorities, with a focus on wells that could support rural communities and industries in the energy transition. Finally, the partnership will propose a legal policy and incentive framework to facilitate and expand reuse of abandoned wells for geothermal energy production and storage across the region.

TRANSGEO is co-funded by the European Commission’s Interreg CENTRAL EUROPE programme.

Worldwide, hydrocarbon wells are being abandoned. At the same time, energy demand is rising and most countries are struggling to meet their carbon reduction targets. Furthermore, in Nordic countries like Canada, heating buildings and transporting fresh food over long-distances both contribute significantly to CO2 emissions. Could inactive hydrocarbon wells be re-purposed to produce renewable heat for buildings and greenhouses in winter ?

This case study evaluates the potential for repurposing a 1048 m deep inactive gas well into a deep borehole heat exchanger (DBHE) or a well used in a geothermal doublet to heat an 8.1-ha bell pepper greenhouse in the St. Lawrence Lowlands (Eastern Canada). This region has a low geothermal gradient (~23°C km^-1), but contains a ~1 km deep permeable unit. 3D numerical models were built using the FEFLOW software to simulate heat transfer and groundwater flow generated by these systems. Additionally, Python functions were developed to estimate heat and pressure losses, as well as simulate the dynamic operation of heat pumps, modify injection temperature and flow rate in the models as required, and calculate the systems’ electricity consumption.

Preliminary results indicate that the doublet and associated heat pumps would meet the entire heat demand, provided the good permeability value is confirmed. However, the DBHE system would supply only 68% of heat demand, but would also produce 34% of the cooling demand in summer and presents fewer risks associated with uncertain properties, geochemistry and gas emissions. Cost of both systems are currently being estimated for further comparison.

In this paper, we present an overview of the development of the first commercial geothermal system leveraging horizontal drilling and multi-stage stimulation. The project is located near an existing geothermal power plant in Northern Nevada.

The target zone for the development was a low permeable Mesozoic metasedimentary formation at a temperature of approx. 190 °C. One vertical monitoring well and two approx.1000 m long horizontal wells were drilled into the reservoir. The horizontal wells featured a cemented 7" production casing. The well design needed to accommodate multiple drilling hazards in the shallower sections as well as all complex stimulation and production loads.

The stimulation treatment was designed to create a large fracture surface area between the two lateral wells by maximizing fracture initiation points through a combination of multi-stage and multi-cluster limited entry stimulation techniques. Proppant was placed in the fractures to increase conductivity.

This paper will review planning, drilling, stimulation, and well test operations. Furthermore, key learnings and their applicability in other geographies and geologies will be discussed.

Seit Jahren befinden sich die betrieblichen Anforderungen im Zusammenhang mit Sicherstellung der Integrität der technischen Einrichtungen in den Bereichen E&P und Geothermieanlagen in einem stetigen Wandel. Gründe hierfür sind vielschichtig: steigende Betriebs- und Servicekosten, Ergänzungen behördlicher Auflagen und sich verändernde Förderbedingungen.

Im Bereich der Geothermie bestehen ähnliche Notwendigkeiten, da das für den Betrieb der Anlagen erforderliche technische Equipment den Komponenten aus dem E&P-Bereich ist und auch zum Schutz von Menschen und Umwelt Sicherheitsstandards abverlangt werden.

Die Vielzahl und ständigen Ergänzungen der Vorschriften bringt die Anlagenbetreiber zwangsläufig unter Zugzwang Lösungen zu finden, die Kosten für vorgeschriebene Wartungen einschließlich der Integritätsmaßnahmen an den Produktionsanlagen nicht in ein betriebswirtschaftliches Missverhältnis zum operativen Betrieb laufen zu lassen und somit zwangsläufig einen "Cost-cut“ zu erzeugen.

In dieser Präsentation sollen aktuellen Stillstands- und Außerbetriebnahmeprobleme zur Sicherstellung der WI an Bohrungen aufgezeigt werden. Bereich des WIMS wird erläutert und innovative Lösungen und Technologien zur Fehlersuche, -bestimmung und -behebung aufgezeigt.

Besonderes Augenmerk wird auf in jüngster Zeit zu beobachtenden Tendenzen der „Thinking outside of the box“ Strategien bei der Umsetzung der Herangehensweise an Problemlösungen gelegt. Technisches Know-how, welches ursprünglich für völlig andere Anwenderapplikationen entwickelt und erfolgreich eingesetzt wurde, kann auch allein oder in Kombination mit bereits vorhandenen Serviceoptionen im Bereich der Medienförderung über Tiefbohrungen zur Steigerung Anlagenintegrität genutzt werden.

Mehrere praktische Fallstudien haben gezeigt, dass durch den Einsatz dieser Herangehensweise eine deutliche Steigerung der Effizienz während des Betriebes bei gleichzeitiger Steigerung WI gegenüber technischen Risiken und der Umwelt sowie deutliche Kosteneinsparungen bei Service- und Aufwältigungsarbeiten erreicht werden können

This paper will highlight how one country, Scotland, is using its wealth of experience from the oil and gas sector to develop a new, but experienced, supply chain of companies to help drive new geothermal projects.

The Scottish offshore oil sector was characterised by innovation and engineering developments in harsh conditions. Now Scotland is leading a transition away from oil. We talk about a Just Transition, ensuring workers, companies and social and economic structures are not left behind. The skills and experience from the oil sector are transferable and valuable across new renewable energy industries, especially so in the geothermal field.

The paper highlights Scottish companies, with experience of drilling deep oil wells, that are now using that experience to cover many aspects of drilling 5km deep in Northern European geothermal projects, and also the role of the new National Geothermal Innovation Centre, a central hub for geothermal technology challenges both in Scotland and globally.

With both public support and private company buy in, the future for the Scottish Geothermal sector appears rosy. The focused effort to use the expertise and experience of its previous industries in a Just Transition is helping Scotland develop a supply chain of geothermal focused companies that see innovation, engineering excellence and environmental responsibility as a long established and fundamental part of the business. This offers advice, examples and expertise for German geothermal projects and can only be good news for the German and wider European geothermal sector.

Diese Arbeit umfasst eine Ökobilanz für ein hydrothermales geothermisches Heizwerk im Süddeutschen Molassebecken durchgeführt. Dabei werden kritische Parameter und Handlungsmöglichkeiten zur ökologischen Verbesserung anhand von Sensitivitätsanalysen diskutiert. Die durchgeführte Ökobilanzierung basiert auf den Standards ISO 14040 und 14044 und umfasst die ökologischen Auswirkungen auf verschiedene Wirkungskategorien, wie das Treibhausgaspotenzial, den Verbrauch fossiler und mineralischer Ressourcen sowie die terrestrische und Frischwasser-Ökotoxizität. Die Betrachtung erfolgt entlang der Lebenszyklusphasen Konstruktion, Betrieb und Rückbau, wobei eine Lebensdauer von 30 Jahren angenommen wird. Das Heizwerk besteht aus zwei Produktionsbohrungen und einer Injektionsbohrung mit Thermalwassertemperaturen von bis zu 107 °C und einer thermischen Leistung von 16,7 MW. Zur Abdeckung von Spitzenlasten und Redundanz dienen drei Ölkessel mit einer Gesamtkapazität von 17 MW. Das Heizwerk ist an ein 48,5 km langes Fernwärmenetz angeschlossen das 1.800 Kunden versorgt. Als funktionelle Einheit wird 1 kWh Nettowärme beim Kunden gewählt. Die Ergebnisse der Analyse zeigen, dass das Treibhausgaspotenzial der Anlage bei 80,5 g CO₂-Äquivalent pro kWh liegt und der Verbrauch fossiler Ressourcen bei 25,9 Öl-Äquivalent pro kWh. Mit Ausnahme des mineralischen Ressourcenverbrauchs entfällt der größte Anteil der Umweltauswirkungen auf die Betriebsphase. Diese wird vor allem durch den Stromverbrauch der Tiefenpumpen und die Spitzenlast- und Redundanzdeckung der Kessel dominiert. Zusätzlich wurden zwei Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Dabei wurde der Zeitraum variiert, in dem die maximale Anschlussleistung erreicht wird, sowie die Heizzahl, welche das Verhältnis zwischen geothermischer Wärmeerzeugung und dem Strombedarf der Pumpen beschreibt und unter anderem von der Scaling-Problematik abhängt.

Bei Geothermieprojekten zur gemeinsamen Strom- und Wärmebreitstellung schwankt die für den Organic Rankine Cycle (ORC) Prozess zur Verfügung stehende Wärme über das Jahr. Dies führt v.a. im Winter zu einem starken Teillastbetrieb oder sogar einem Stillstand des Kraftwerks. Bis jetzt sind geothermische ORC-Systeme in der Regel individuell optimierte Großanlagen mit einer installierten elektrischen Bruttoleistung von mehreren MW. Diese Anlagen sind optimal für die individuellen Standortbedingungen ausgelegt, erfordern jedoch lange Planungs- und Bauzeiten. Außerdem weisen sie einen zunehmenden Teillastbetrieb auf, wenn das Fernwärmenetz im Laufe der Zeit erheblich erweitert wird, was für viele Standorte z.B. in dem Molassebecken beobachtet werden kann.

In den letzten Jahren haben sich kleine modulare ORC-Systeme zunehmend auf dem Markt etabliert. Solche modularen Systeme besitzen ggf. zwar höhere spezifische Investitionskosten aufweisen. Zeitgleich können sie jedoch relativ schnell installiert werden, haben eine höhere Teillasteffizienz und könnten nach mehreren Jahren weiterverkauft werden. Diese Arbeit bewertet die thermoökonomische Leistung von modularen ORC-Systemen für geothermische Strom- und Wärmeanwendungen unter Berücksichtigung verschiedener Fernwärmeausbauraten. Die Ergebnisse liefern wertvolle Einblicke in das zukünftige Marktpotenzial modularer ORC-Systeme zur gemeinsam Strom- und Wärmebreitstellung. Ein Schwerpunkt liegt dabei v.a. auf dem zusätzlichen wirtschaftlichen Beitrag modularer ORC Systeme für geothermische Projekte, die primär zur Wärmeversorgung realisiert werden, aber in den ersten Jahren auf Grund des sich im Auf- oder Ausbau befindlichen Fernwärmenetzes ohne ORC Systeme sehr geringe Einnahmen erzielen würden.

Aktuell besteht im Bereich der Tiefen Geothermie ein großer Entwicklungsbedarf, um Wirtschaftlichkeit und Effizienz zu steigern und Risiken zu minimieren.Zu den technischen Hürden gehören Scaling und Korrosion, die regelmäßige Wartungs- und Reinigungsarbeiten erfordern und damit Kosten produzieren.
Hier setzt das Forschungsprojekt GeoThermScaling an:
Dank einer thermochemischen Oberflächenbehandlung mit Bor werden kostengünstige Baustähle für den langfristigen Einsatz in der Geothermie vorbereitet.
Grundlage sind Vorversuche durch Auslagerung des borierten Stahls P235GH im salzhaltigen Tiefenwasser unter Realbedingungen. Diese lieferten signifikante Verbesserungen der Medienbeständigkeit gegenüber unbehandelten Rohrleitungsbaustählen. Im nächsten Schritt wurde – neben Versuchen zu mechanischen Eigenschaften – eine für Tiefengeothermie-Kraftwerke anforderungsgerechte Fügetechnik von unlegierten, thermochemisch oberflächenbehandelten Stählen im Rohrleitungsbau über Tage entwickelt.

Die industrielle Nutzung von Tiefengeothermie findet international bislang wenig Anwendung. Wesentliche technische Hemmnisse sind das oftmals unzureichende Temperaturniveau der geothermalen Quelle und die erforderliche Bereitstellung von Prozessdampf, um die industriellen Prozesse bedienen zu können. Im Forschungsprojekt »Geothermale Papiertrocknung« hat Fraunhofer UMSICHT daher eine Methodik entwickelt, mit der verfahrenstechnische Routen zur Prozessdampferzeugung aus tiefengeothermalen Quellen identifiziert und einheitlich bewertet werden können. Hierzu bietet sich insbesondere der Einsatz von Groß- und Hochtemperatur-Wärmepumpen an, welche durch eine Kombination mit weiteren Verfahrensschritten zu Verfahrensrouten kombiniert werden können.

Das Forschungsprojekt fokussierte auf die deutsche Papierindustrie, für die stellvertretend ein repräsentativer Referenzstandort sowie beispielhaft der Standort der Kabel Premium Pulp&Paper GmbH in Hagen untersucht wurde. Über 100 initial identifizierte Verfahrensrouten konnten im Projektverlauf unter Berücksichtigung der lokalen Randbedingungen detailliert untersucht und sukzessive eingegrenzt werden. Neben innovativen Ansätzen mit Forschungscharakter wurden zudem Verfahrensrouten entwickelt, welche auf marktverfügbaren Komponenten basieren und somit kurz- bis mittelfristig realisiert werden könnten.

Die gewonnenen Projektergebnisse können sowohl auf andere Standorte der Papierindustrie als auch auf weitere Branchen mit Nieder- und Mitteltemperaturwärmebedarf bis etwa 300 °C – wie beispielsweise die Lebensmittel- oder chemische Industrie – übertragen werden. Das Projekt zeigte auch, dass aufgrund individueller branchenspezifischer Anforderungen und lokaler Randbedingungen eine jeweils standortspezifische Betrachtung notwendig ist, um effiziente und wirtschaftlich robuste Verfahrensrouten auslegen zu können. Insgesamt besteht ein großes Anwendungspotenzial für die industrielle Prozessdampferzeugung auf Basis von Tiefengeothermie und damit eine vielversprechende technische Lösung zur Dekarbonisierung der industriellen Prozesswärme.

Im Vortrag werden neben einer Einführung über die MTU und deren Maßnahmen zum Klimaschutz das aktuelle Tiefen-Geothermieprojekt am Standort München vorgestellt. Zunächst werden allgemein die Entstehungsgeschichte und die Entscheidungswege erläutert. Der grundsätzlichen Planungsinhalte der Dublette mit den charakteristischen Größen werden über ein Erklärvideo (2 min) der MTU mitgeteilt. Mit aktuellen Bildern werden der Status des Bohrplatzes und die bisherigen Erfahrungen geteilt. Mit dem geplanten zeitlichen Verlauf der Bohrungen wird im anschließenden Vortragsteil näher auf das Wärmeverteilzentrum, die Anbindung und die Optimierung des Heiznetzes eingegangen. Zum Abschluss wird die Planung zur industriellen Anwendung bei galvanischen Prozessen sowie zur Kälteerzeugung erläutert.

Ziel des IEA Annex 52 war es, eine große Anzahl von erdgekoppelten Wärmepumpenanlagen in verschiedenen Ländern (Schweden, Niederlande, Großbritannien, Finnland, Deutschland, Norwegen und USA) unter dem Gesichtspunkt der Langzeitperformance zu monitoren, zu analysieren und zu bewerten. Die bis zu 40 untersuchten Beispielanlagen decken eine Reihe von Gebäudetypen, Systemanwendungen und Erdwärmequellen ab. Mit all diesen unterschiedlichen Systemanwendungen, internationaler Erfahrungen und Informationen als Grundlage konnten Leitlinien für die Messtechnik und das Monitoring, zur Unsicherheitsanalyse, zur Daten- und Performanceanalyse und geeignete Performanceindizes erarbeitet und zur Verfügung gestellt werden.

Die SPFs der Systeme sind von System zu System sehr unterschiedlich, wobei bisher größtenteils keine klaren Beziehungen zwischen SPF und anderen Faktoren besteht. Im Annex wurden die Ergebnisse zur Systematisierung von Feldmessungen herangezogen, indem neue Grenzschemata für die Bewertung der Arbeitszahl eingeführt wurden (Basis SEPEMO), sodass eine breite Palette an Systemmerkmalen Berücksichtigung finden, die über typische Haussysteme hinausgehen.

Der Vortrag soll einen Überblick über den IEA HPT Annex 52 – „Longterm performance measurement of GSHP systems serving commercial, institutional and multi-family buildings“ geben, einschließlich der Monitoringprojekte und deren Ergebnisse. Der Fokus liegt dabei auf der Darstellung der Monitoring Ergebnisse und Performance der untersuchten Wärmepumpenanlagen.

Steigende Preise für fossile Energieträger beschleunigen den Einsatz einer sicheren, wirtschaftlichen und umweltschonenden Energieversorgung im Gebäudesektor. Im Bereich der Niedertemperaturwärmeversorgung (Raumheizung, Warmwasserbereitung) ist der Einsatz von Wärmepumpen (WP) in Kombination mit Erdwärmesonden (EWS) insbesondere für größere Gebäude eine etablierte Technologie. Voraussetzung für einen nachhaltigen Betrieb der EWS-Anlagen ist allerdings, dass das im Winter infolge des Wärmeentzugs abgekühlte Erdreich über den Sommer wieder regeneriert. In dieser Studie werden zuerst die Betriebsweise und das thermische Verhalten von zwei EWS-Feldern für die Wärme- und Kälteversorgung eines Bürogebäudes anhand von mehrjährigen Messdaten untersucht. Es zeigt sich, dass die gemessene Kälteleistung der EWS-Felder von den Planungswerten deutlich abweicht und bei einer andauernden, unausgeglichenen Wärmebilanz das Erdreich im Laufe der Jahre erwärmt bzw. abgekühlt wird. Die Temperaturentwicklungen des Wärmeträgermediums und im Untergrund werden mit numerischen Berechnungsansätzen in TRNSYS (TRaNsient SYstem Simulation tool) und FEFLOW (Finite Element sub-surface FLOW system) abgebildet und über die gesamte Nutzungsdauer der EWS-Felder von 50 Jahren extrapoliert. Die mit beiden Simulationsprogrammen simulierte Temperatur des Wärmeträgermediums stimmt gut mit den Messdaten aus über 10 Jahren überein. Basierend auf den Ergebnissen der Temperaturprognose wird die Betriebsweise der EWS-Felder durch den Einsatz unterschiedlicher Regerationsoptionen, beispielsweise mit Hilfe der Einspeisung von Solar-, Umwelt- und Abwärme in das Erdreich, optimiert. Neben der Energiebilanzzahl und des Netto-Wärmeentzugs spielt beim nachhaltigen Betrieb der EWS-Felder auch die zeitliche Verfügbarkeit der Regenerationswärme eine wichtige Rolle. Der Einfluss der aktiven Regeneration wird verringert, wenn ein starker Grundwasserfluss bereits für eine natürliche Regeneration sorgt.

Die Dimensionierungstabellen für Erdwärmekollektoren in der Richtlinie VDI 4640 Blatt 2 basieren auf Simulationen mit fest definierten Randbedingungen und je Klimazone vorgegebenen Lastverläufen. Entsprechend der Zielrichtung eines Tabellenverfahrens sind die resultierenden Entzugsleistungen und Entzugsenergien tendenziell konservativ, um Unterdimensionierungen von Anlagen zu vermeiden. Bei günstigeren Randbedingungen und Lastverläufen (z. B. Wärmerückspeisung im Sommer) als in der Richtlinie angegeben, können demzufolge u. U. höhere Leistungswerte erzielt werden. Dies zu quantifizieren erfordert i. d. R. Simulationen, die naturgemäß zu anderen Ergebnissen führen, was mitunter kritisiert wird.

Demgegenüber existieren für Erdwärmesonden dynamische und flexible Rechenverfahren und Auslegungsprogramme wie EED u. a. m., die einen leistungsfähigen Zwischenweg zwischen Tabellen und aufwändigen numerischen Simulationen darstellen. So können die Dimensionierungstabellen für Erdwärmesonden in VDI 4640 Blatt 2 z. B. mit der Web-Anwendung GEO-HAND^light for BWP auf anderen Randbedingungen umgerechnet werden. Im Rahmen des Forschungsvorhabens QEWSplus „Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020A-H, www.qewsplus.de) wird ein Energie- und Leistungsbilanzverfahren für Erdwärmekollektoren entwickelt, mit dem Erdwärmekollektoren einfach für von der VDI 4640 Blatt 2 abweichende Randbedingungen dimensioniert werden können. Dieses Rechenverfahren und seine Anwendung werden im vorliegenden Beitrag vorgestellt.

Im Zuge der Verdichtung oberflächennaher geothermischer Anlagen wird die Bedeutung potentieller gegenseitiger Beeinflussung von Erdwärmesonden (EWS) in Zukunft zunehmen. Bislang werden die thermischen Auswirkungen einzelner Erdwärmesondenanlagen mit geringer Leistung (< 30 KW) im Allgemeinen jedoch nicht explizit numerisch simuliert. In dieser Studie wurde ein für das Norddeutsche Becken typisches vereinfachtes 3-Schichtenmodell quartärer und tertiärer Grundwasserleiter und Grundwasserhemmer in Verbindung mit einer Vielzahl von EWS-Einzelanlagen und EWS-Feldern in COMSOL Multiphysics sowie in FEFLOW erstellt. Das Ziel der thermisch-hydraulischen 3D-Simulationen liegt zum einen in der Quantifizierung der Temperatur- und Druckänderungen unter verschiedenen thermischen und hydrodynamischen Lastzuständen und zum anderen in der Abgrenzung des thermisch-hydraulisch beeinflussten Bereiches der EWS-Gesamtanordnung. Darüber hinaus werden Kurz- und Langzeitperformance unter verschiedenen hydrogeologischen Charakteristika (Fließgeschwindigkeit, hydraulische Durchlässigkeit) von Lockergesteinsgrundwasserleitern untersucht. Zur Entwicklung der statischen und dynamischen Modelle wird ein effizienter Workflow präsentiert, der unter anderem die optimale räumliche Diskretisierung sowie die Erarbeitung des Geschwindigkeitsfeldes in den Doppel-U-Rohren beinhaltet. Besondere Beachtung erfahren vor dem Hintergrund einer nachhaltigen Betriebsweise die thermischen Interaktionen. In dieser Studie präsentieren wir die letzten Modell- und Simulationsergebnisse.

Im Verbundvorhaben QEWSplus (FKZ: 03EE4020A-H) werden Methoden zur Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme untersucht. Ein Teilprojekt befasst sich mit der Entwicklung innovativer geophysikalischer Messsonden. Hierbei wird unter anderem eine Ultraschallsonde zur Überprüfung der Verfüllqualität von Erdwärmesonden entwickelt.

Sedimentation, Penetration und Filtration können in Verfüllungen von Erdwärmesonden Fehlstellen verursachen, die sich nachteilig auf den Grundwasserschutz, die Effizienz der Geothermieanlage auswirken sowie zu Hebungen und Setzungen des Untergrunds führen können. Um diese Defekte in der Verfüllung gezielt detektieren zu können wurde eine Ultraschallsonde entwickelt. Hierbei beeinflussen die Defekte in der Verfüllung die Reflektion und Transmission des Signals und können so durch Veränderungen des Empfängersignals erkannt werden.

In Laborversuchen konnten wassergefüllte simulierte Fehlstellen mit etwa 4 cm Durchmesser detektiert werden. Dabei wurden verschiedene Verfüllmaterialien und Defektpositionen in der Verfüllung gemessen. Experimente wurden mit Puls-Echo-Anordnung, bei der das reflektierte Signal vom Sender gemessen wird, sowie mit Sender-Empfänger-Anordnung, bei der das transmittierte Signal von einem baugleichen Empfänger gemessen wird, durchgeführt. Es wurden unterschiedliche Reflektoren für gerichtete und ungerichtete Messungen verwendet. Mit dem Sender-Empfänger-Verfahren sind auch Messungen mit Sender und Empfänger in unterschiedlichen Rohren möglich um Erdwärmesonden mit komplizierterem Querschnitt zu untersuchen. Diese Verfahren wurden unter realitätsnahen Bedingungen in einer Erdwärmesonde getestet.