In den letzten Jahren werden Abläufe im seismischen Processing und der Interpretation durch Methoden auf der Grundlage des maschinellen Lernens ergänzt. Welchen Einfluss hat diese Entwicklung auf die Erkundung des Untergrundes? Für die Geothermie stellen Kenntnisse über die Struktur des Reservoirs und die Gesteinseigenschaften die Grundlage dar das Fündigkeitsrisiko eines Vorhabens zu bewerten.

Die Entwicklung und Verwendung von Methoden des maschinellen Lernens geschieht in Verbindung mit anderen Prozessen, die sich gegenseitig beeinflussen. Es ist die Erfassung im größerer Datenmengen im wissenschaftlichen und kommerziellen Bereich. Gleichzeitig stehen immer größerer Rechenkapazitäten zur Verfügung. Abläufe die Daten in Entscheidungsabläufe zu integrieren sollen in kurzer Zeit erfolgen. Ideen werden als Herausforderungen gesehen, neue Verfahren zu kreieren.

In diesem Zusammenhang verspricht die Verwendung von maschinellem Lernen wesentliche Hilfen bei der Durchführung der Aufgaben: Abläufe werden automatisiert und verkürzt, sie werden effizienter und es kommt zu einer Verbesserung der Ergebnisse.

Anjom et al. (2024) gliederten die Anwendungen in der Exploration in Effizienz, Anwendbarkeit und Effektivität. Das Ziel war den Stand der Nutzbarkeit ML-basierter Abläufe zu untersuchen.

Wie verhält es sich mit einem Ablauf, der von den Eingangsdaten bis zum Ergebnis, z.B. der Reservoircharakterisierung reicht. Abubakar et al. (2024) zeigten solch einen Prozess für die seismische Interpretation.

Zusammenfassend kann gesagt werden, dass die Verwendung von ML-basierten Abläufen in der seismischen Datenbearbeitung und Interpretation zu einer schnelleren Iteration von Ergebnissen führt. Dies bedeutet, Modelle entwickeln sich dynamisch: neue Erkenntnisse werden in Abläufe eingefügt und Abhängigkeiten zwischen den einzelnen Prozessen werden berücksichtigt.

The availability of equilibrated high-precision temperature logs, borehole thermal-property profiles, and reliable surface heat-flow values is fundamental to the exploration and development of geothermal energy. However, it should be noted that there is considerable variation in the quality, data density, and depth resolution of these basic geothermal data sets across Germany. Currently, less than 10% of the national territory has representative surface heat-flow data, which highlights a significant coverage gap. On the other hand, temperature data with diverse depth resolution are more readily available (ca. 8,200 borehole data points in GeotIS/FIS Geophysik). Despite their abundance, these data often lack sufficient documentation and detailed information to assess their quality and possible perturbations caused by drilling or intra-borehole flow. Furthermore, less than 150 quality-proofed undisturbed high-resolution continuous temperature-depth logs provide detailed and unbiased insights into the subsurface thermal field of Germany. Comprehensive information on thermal conductivity or heat capacity data is available at discrete points, but often not transferable to the regional scale, challenging the parameterization of regional numerical subsurface temperature models. Here, we give an overview of current activities to address these data gaps and enhance the compilation of high-quality subsurface geothermal data in Germany. These activities cover borehole temperature logging campaigns (for unperturbed temperature-depth profiles), and laboratory thermal property measurement campaigns on drill cores and outcrop samples including the estimation of in-situ thermal properties and the determination of heat flow density. Examples are shown from Schwerin and Karlshagen (temperature logging), and Berlin-Adlershof (borehole parameter profiling).

Ein bedeutendes Ziel des Projekts WärmeGut ist es, das Potenzial der Oberflächennahen Geothermie in Deutschland abzuschätzen. Die Potenzialberechnung mittels standardisierten Erdwärmesonden wird zeigen, zu welchem Teil der vorhandene Wärmebedarf an einem Standort gedeckt werden kann. Wird Wärmeleitung als grundlegender Wärmetransportmechanismus zum Austausch von Wärme zwischen Erdwärmesonden und Umgebungsgestein angenommen, dann sind die maßgebenden Parameter die spezifische Wärmeleitfähigkeit des Gesteins, die Temperatur an der Erdoberfläche und der geothermische Gradient. Aus diesem Grund benötigt die Potenzialanalyse sowohl eine bundesweit einheitliche Wärmeleitfähigkeitskarte als auch ein einheitliches Temperaturmodell für den oberflächennahen Untergrund.

Die mittlere Wärmeleitfähigkeit des mittels Erdwärmesonden an einem Standort erschließbaren Gesteins ist ein bedeutender Kennwert für die Berechnung von Tiefe und Anzahl der benötigten Erdwärmesonden. Auch bei Vernachlässigung von Grundwasserströmung ist die Kenntnis des Grundwasserflurabstandes wichtig, da der Wassergehalt des Gesteins die Wärmeleitfähigkeit und damit die nutzbare Wärmemenge signifikant erhöhen kann. Im Allgemeinen sollten aber wassergesättigt gemessene Werte den trocken gemessenen Werten vorgezogen werden.

Grundlage für Karten der mittleren Wärmeleitfähigkeit für verschiedene Sondenlängen sind gemessene Wärmeleitfähigkeiten die bei Bedarf mit Literaturwerten vervollständigt werden. Idealerweise wird die Beschaffenheit des oberflächennahen Untergrundes durch ein 3D geologisches Modell abgebildet. Alternativ können geologische Übersichtskarten mit geologischen Schnitten und Bohrdaten kombiniert werden. Schlussendlich müssen allen relevanten geologischen Einheiten in der geologischen Übersichtskarte entsprechend der lithostratigraphischen Beschaffenheit Wärmeleitfähigkeiten zugewiesen werden. Um eine möglichst große Variabilität der Werte innerhalb einer geologischen Einheit darstellen zu können, werden den in Bohrprofilen erfassten Lithologien Wärmeleitfähigkeiten zugewiesen und diese dann interpoliert.

Das LBGR ist als Staatlicher Geologischer Dienst (SGD) die für Brandenburg zentrale Datensicherungsstelle geowissenschaftlicher Daten. Gemäß Geologiedatengesetz (GeolDG) sind geowissenschaftliche Untersuchungen den SGD‘s anzuzeigen und die Fachdaten im Anschluss zu übermitteln. Die SGD‘s archivieren diese Daten als Nachweis-, Fach- oder Bewertungsdaten und stellen diese entsprechend der im GeolDG definierten Rahmenbedingungen und Fristen der Öffentlichkeit bereit.

Im Zuge der Wärmewende sind Anfragen nach geowissenschaftlichen Daten, insbesondere zu Altbohrungen sowie seismischen Erkundungsdaten der Kohlenwasserstoff-Industrie zur tiefengeothermischen Erkundung stark angestiegen.

Große Landesteile von Brandenburg sind durch mächtige mesozoische Sedimentschichten des Norddeutschen Beckens geprägt. Die Versenkungstiefe und Mächtigkeit nimmt vom Beckenrand im Süden nach Nordwesten zu. Das südliche Brandenburg ist durch eine Beckenrandfazies und den Lausitzer Hauptabbruch geprägt. Im südlichsten Brandenburg fehlen die mesozoischen Horizonte und der tiefere Untergrund ist durch präpermisches Grundgebirge geprägt.

Insbesondere die dem Norddeutschen Becken zugehörenden Landesteile sind in der ehemaligen DDR intensiv auf Kohlenwasserstoffe sowie auf geothermische Ressourcen erkundet worden. Als Ergebnis dieser jahrzehntelangen Erkundung stehen dem Land Brandenburg mehr als 800 seismische Erkundungsberichte sowie Daten von mehr als 650 Erdöl-/Erdgasbohrungen zur Verfügung. I.d.R. sind seismisch Felddaten sowie Zeitschnitte als Fachdaten frei zugänglich. Bei Bohrungsdaten sind Schichtenverzeichnisse sowie Nachweisdaten frei zugänglich. Nichtinterpretierte bohrlochgeophysikalische Messungen können ebenfalls eingesehen werden. Berichtsdaten und interpretierte Daten sind nach GeolDG i.d.R. als Bewertungsdaten kategorisiert und nur mit Einwilligung des Dateneigentümers einsehbar.

Außerdem ist das LBGR in den kommenden Jahren bestrebt, in einer tiefengeothermischen Landesaufnahme geeignete Standorte für die tiefengeothermische Nutzung durch die Erhebung staatlicher Bohr- und Seismikdaten tiefengeologisch aufzuzeigen und ggf. eigenständig zu erkunden.

As the demand for renewable energy rises, Germany faces a critical need to develop and utilize geothermal energy. An important initiative addressing this is the WärmeGut project, supported by the Federal Ministry of Energy and Climate Protection (BMWK). The project prioritizes evaluating the potential of shallow to medium-depth geothermal resources in the Tertiary sandstones of the North German Basin (NGB).

In this research, we integrated biostratigraphy results with gamma ray signals from a Tertiary interval located in the German sector of the North Sea. Biostratigraphy provides information on hiatuses and erosional surfaces within the Tertiary stratigraphic interval. The variation in gamma ray signals represents a record of facies deposited in response to transgression and regression cycles. Integrating biostratigraphy and gamma ray signals allows for the identification of general gaps on a regional scale, which improves the stratigraphic framework of the Tertiary within the North German Basin (NGB).

We implemented the integration of biostratigraphy and gamma ray data on well logs from 16 different sites. Our investigation focused on the temporal and spatial distribution of facies within the Tertiary sequence stratigraphy of the NGB. The primary focus was on four sandstone units: the uppermost portion of the Lower Eocene, the Middle Eocene (Brüsselsand), the lower Oligocene (Neuegammer Sand), and the Upper Miocene, in relation to global relative sea level changes.

The Lower Rhine Embayment (LRE), a seismically active cenozoic continental rift basin that stretches from the Eifel mountains near Bonn, Germany into the North Sea has shown potential for deep geothermal energy production. An early challenge for geothermal prospecting in seismically active regions requires investigating whether development may lead to fault reactivation. To evaluate this conclusively, developers need a thorough understanding of structural geometries at depth, of both faults and formation targets, the current stress state, and related frictional properties. As this understanding is rarely complete, any limitation of either exploration data or their interpretations must include quantification of uncertainty for these three components. We address these limitations by developing a methodology to accommodate for uncertainties for fault reactivation potential using the Californie geothermal system (Venlo in southern Netherlands) as a case study. First, by developing a deterministic 3D structural-geological model from available well data and 2D seismic lines; then use these interpretations to inform a series of probabilistic 3D structural models. Model inputs will be categorized to reflect observation quality. Less certain inputs will be modelled from a distribution of values determined using a combination of likely observational variance and observation quality. Finally, by means of FEM software and using plausible boundary conditions of in-situ stress and frictional parameters, each model realization is solved for fault slip and dilation tendencies. Our study demonstrates a method for addressing probability of fault reactivation potential in sparsely explored greenfield regions and will be suitable to extend to other prospects in the LRE.

Im Poster wird das neu genehmigte FE-Vorhaben KarboxEx2 vorgstellt. https://www.geothermie.de/bibliothek/lexikon-der-geothermie/k/karboex2-forschungsvorhaben

Die Stadtwerke Bochum Holding GmbH beabsichtigen, innerhalb Ihres Aufsuchungsfeldes „Wärmewende“ die tiefe hydrothermale Geothermie für die netzgebundene Wärmeversorgung nutzbar zu machen. Unterhalb des flözführenden Karbons sind geothermisch potenziell nutzbare Reservoire zu erwarten, die über offene, hydrothermale Systeme (Dubletten), welche die natürlichen Fließwege von thermalwässern in Gesteinsformation nutzen, erschlossen werden können. Das primäre Explorationsziel für eine hydrothermale Nutzung ist der flächig verbreitete devonische Massenkalk mit Tiefen von >4.000 m und Mächtigkeiten von >300 m. Tektonische Störungen sowie mögliche Verkarstungen lassen günstige Reservoireigenschaften mit natürlichen Wasserwegsamkeiten erwarten. Über den devonischen Massenkalken lagern Karbonate des Unterkarbons, die im Aufsuchungsfeld z.T. als Calcit-Turbidite auftreten mit Mächtigkeiten von 100 bis 200 m.

Zunächst wurde die Eignung tiefer Geothermie auf Basis von geowissenschaftlichen Fachkarten, Grundlagen- und Bohrungsdaten, unter Einbeziehung von Fachbehörden und Publikationen vorgenommen. Diese Analyse zeigte innerhalb des Aufsuchungsfeldes „Wärmewende“ eine sehr gute Datenlage (Lithologie und Tektonik) bis ca. 1.000 m aufgrund der Historie des Bergbaus im Ruhrgebiet. Aufgrund fehlender Tiefbohraktivität > 1.000 m und seismischer Messungen ist das Untersuchungsgebiet unterexploriert.

Auf Grundlage dieser Erkenntnisse erfolgte anschließend eine Bohrstandortbewertung im Erlaubnisfeld „Wärmewende“. Ziel dieser Untersuchung war die Erstellung einer Bewertungsmatrix zur geeigneten Standortauswahl für geothermische Tiefenbohrungen in Bochum, um dann eine Abschätzung der Leistungserträge mit der stochastischen Simulationssoftware Doublet Calc (TNO) vornehmen zu können. Mit dem Programm kann die thermische Leistung einer geothermischen Dublette durch die Festlegung von Eingangsparameter, welche sich aus den geologischen Daten ergeben, berechnet werden. Zu den Inputparametern zählen u.a. der geothermische Gradient, Permeabilität und Reservoirmächtigkeit.

Mitteltiefe geothermische Ressourcen wurden in Deutschland bisher wenig erforscht, besitzen jedoch durchaus ein hohes Potenzial zur Wärmegewinnung und könnten somit einen wesentlichen Beitrag zur Wärmeerzeugung in Deutschland leisten. Um die Wärmewende in Deutschland voran zu bringen und die Thematik auch Kommunen und Laien näher zu bringen, wird im Rahmen des ArtemIS Projektes das Geothermische Informationssystem „GeotIS“ um die mitteltiefe Geothermie ergänzt sowie die verschiedenen geologischen Regionen Deutschlands basierend auf dem „Play-Type-Konzept“ hinsichtlich ihres mitteltiefen geothermischen Potenzials untersucht. Zu diesem Zweck werden interaktive Wärmewende-Steckbriefe für die GeotIS Plattform entwickelt, die alle relevanten Untergrundinformationen der Play-Types enthalten, die für geothermische Vorerkundungen benötigt werden, wie z.B. geologische Beschreibungen potentieller geothermischer Reservoire, Reservoirmächtigkeiten, hydraulische und thermische Gesteinseigenschaften sowie Hinweise zur Fluidchemie. Eines der bedeutenden Play-Types in Deutschland ist der Oberrheingraben, der bisher für die Stromerzeugung und die Lithiumgewinnung durch tiefe Geothermie im Mittelpunkt des Interesses stand. Zur Ermittlung des mitteltiefen geothermischen Potenzials wurden hier geologische Bohrloch- und Fachdaten zusammengestellt, ausgewertet und mit Hilfe von 2D- und 3D-Seismikdaten für die Erstellung eines regionalen 3D Strukturmodells in Petrell genutzt. Literaturdaten sowie eigene Labormessungen von Gesteinskennwerten an Bohrkern- und Aufschlussproben wurden für die Modellparametrisierung verwendet, um das regionale Wärmepotenzial mit Hilfe der Heat-In-Place Methode zu bestimmen. Anschließend wurden lokale 3D Reservoirmodelle in COMSOL Multiphysics erstellt um verschiedene geothermische Nutzungsszenarien z.B. für hydrothermale Dubletten zu simulieren. Die Ergebnisse werden anschließend auf der Internetplattform GeotIS in benutzerfreundlicher Form zur Information und Weiterverwendung zur Verfügung gestellt. Hier stellen wir die neusten Ergebnisse des ArtemIS-Projekts für das Teilgebiet „Oberrheingraben“ vor.

GeoLaB (Geothermal Laboratory in the Crystalline Basement) aims to build an underground geoscientific laboratory in a fractured crystalline basement. The first potential selected site is the Odenwald crystalline complex (Hessen, Germany) due to its geology (fractured crystalline basement) and petrology (Tromm granite), the second the Black Forest.

The investigation of the geochemistry and the hydrothermal alteration plays an important role in order to understand the evolution of important rock properties such as permeability, porosity and the response to applied stress.

As the exploration is currently focusing on the Tromm site in the Odenwald area, a representative set of fifteen surface rock samples was investigated by means of X-ray powder diffraction XRD (quantitative estimation of the mineral assemblage, rock classification), electron microprobe analyzer EMP (determination of the mineral geochemistry, hydrothermal alteration and microstructures), X-ray fluorescence XRF (analysis of major and minor elements) and inductively coupled plasma mass spectrometry ICP-MS (analysis of trace elements). The dominating granites and quartz monzonites (according to the TAS classification based on the XRF results) are composed of quartz, K-feldspar, plagioclase (andesine), and mica (biotite and muscovite). Apatite, zircon, magnetite, rutile and monazite were detected as accessories, thus enabling geochemical dating.

Three of the samples show hydrothermal alteration in the form of kaolinite at the plagioclase rims. Alteration processes could also be observed in the images acquired with the EMP.

A comparison of the geochemistry and mineralogy of both locations will contribute to the site selection for the realization of the GeoLaB infrastructure.

Im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern wurden mitteltiefe klastische Reservoire des Süddeutschen Molassebeckens (zunächst die Chatt Sande) auf ihr Potential als geothermische Aquifere untersucht. Mit vorhandenen Bohrlochdaten aus der KW-Industrie konnten Interpolationen von geophysikalischen Parametern und statistisch basierte Prognosen erstellt werden, die die Wirtschaftlichkeit der Chatt Sande bewerten.

Anhand von Bohrlochdaten aus der KW-Industrie wurden zunächst die petrophysikalischen Parameter des Reservoirs (Mächtigleit, Net/Gross, Porosität) interpretiert und in einem ausgewählten Gebiet eine Interpolation dieser Parameter auf Basis von geostatistischen Methoden durchgeführt. Unter Berücksichtigung von Unsicherheiten wurden die interpolierten geophysikalischen Informationen zusammengeführt und modelliert mit dem Ziel die Produktivitätsindizes zu ermitteln und verschiedene Szenarien zur Effizienz- und Produktivitätssteigerung zu erstellen.

Die durchgeführte Analyse ermöglichte es, einen räumlichen und geologischen Zusammenhang der Reservoirparameter herauszuarbeiten, Explorationskonzepte zu entwickeln und eine ökonomische Leistungsbewertung zu prognostizieren. Um zukünftig mitteltiefe Geothermie in die kommunale Wärmeplanung im ländlichen Raum einfacher zu integrieren, sollen im Rahmen der Geothermie Allianz Bayern 3.0 weitere mitteltiefe Horizonte in den kommenden Jahren bewertet werden.

Die Speicherung von Wärme und klimaschädlichen Gasen im Untergrund sowie die Bereitstellung von Strom und Wärme durch Geothermie stellt gemäß des Umweltbundesamtes „eine umwelt- und klimafreundliche Alternative zur fossilen Energie dar“ (www-01). Anhand dieses Projekts sollen vermehrt känozoische Sedimentite potenzieller Reservoire des Bayerischen Molassetrogs bezüglich ihrer Kompaktions-, Zementations- und Deformationsgeschichte untersucht werden. Hierzu werden petrophysikalische Charakteristika verschiedener Lithologien mittels mikroanalytischer Untersuchungen (Petrographische Mikroskopie, KL), fluidchemischer und thermobarometrischer Messungen an Flüssigkeitseinschlüssen untersucht. Außerdem sollen anhand von Dichtemessungen (3D-Scan, He-Pyknometrie, Hg-Porosimetrie) Porositäts- und Permeabilitätseigenschaften analysiert werden. Die Ergebnisse werden mittels 1D-Beckenmodellen interpretiert. Vorangegangene Arbeiten (Able 2023; Rüeck 2023) im südwestlichen Teil des Sedimentbeckens unterstützen die Annahme eines bereits bei der Diagenese auftretenden Porenüberdrucks im Bereich der Faltenmolasse (Drews und Duschl 2022) und zeigen, dass der Anteil mechanischer Kompaktion der chemischen Kompaktion sowie Zementation unterliegt. Jedoch spielt die vertikale sowie die, bisher nur für die Faltenmolasse nachgewiesene, horizontale Einengung eine nicht zu vernachlässigende Rolle bei der strukturellen Entwicklung.

Die Arbeit ist Teil des vom Landesamt für Umwelt geförderten Projekts GeoChaNce.

Quellenverzeichnis

www-01 https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/geothermie#tiefe-geothermie, abgerufen am 21.06.2024

Able, Lena-Maria (2023): Mikrostrukturelle und diagenetische Merkmale von klastischen Sedimentgesteinen der Vorland- und Faltenmolasse in Bayern (Westlicher Teil). Masterarbeit. TUM, München. Professur für Geoth. Technologies.

Drews, M. C.; Duschl, F. (2022): Overpressure, vertical stress, compaction and horizontal loading along the North Alpine Thrust Front, SE Germany. In: Mar. Pet. Geol. 143.

Rüeck, Benedikt L. (2023): Mikrostrukturelle und diagenetische Merkmale von klastischen Sedimentgesteinen der Vorland- und Faltenmolasse in Bayern (Östlicher Teil). Masterarbeit. TUM, München. Professur für Geoth. Technologies.

Knowledge of pore pressure is a key prerequisite for safe drilling in the deeper subsurface. This is particularly the case for deep geothermal projects, where drilling covers a significant share of the overall project cost. Especially in areas with abnormal pore pressure (above or below hydrostatic pore pressure) the pre-drill prediction of pore pressure is challenging.

Here, we present a three-component data-driven workflow for the prediction of pore pressure. The first component is a pore pressure database covering the Bavarian Molasse Basin which comprises of 449 pore pressure data records from 25 hydrocarbon and geothermal wells from 1955 through 2013. All data records are assessed using a new quality ranking scheme. The second component is a set of two geological models for pore pressure projection between adjacent wells. These models are based on shared geologic history between adjacent wells, typically within stratigraphic units. The first model projects pore pressure between wells assuming constant vertical effective stress, while the second model assumes constant pore overpressure. The final component—the interactive computer application EFECT—joins the first two components to “explore, select, and predict” pore pressure data from the database to a planned drilling path.

Our aim is to ultimately workflow provide a standardized procedure for pore pressure prediction which yields practical constraints on the pore pressure ranges along planned drill paths. We hope that this will benefit geothermal developments in the Bavarian Molasse Basin and beyond by reducing the risks related to inadequately pore pressure-matched mud density.

Best Practices und Erfahrungen aus dem Tiefengeothermie Projekt in Polling von der Planung bis zur Realisierung.

To integrate geothermal energy into the future energy portfolio, it is essential to reduce the technical and financial risks of drilling deep geothermal wells. This can be achieved using a tool that detects drilling problems like plugged nozzles, cutting accumulations, circulation loss, and well control issues.

A real-time drilling rig hydraulics model is presented. The methodology uses a dynamic geometrical representation of the wellbore/drillstring-system to simulate wellbore hydraulics in real-time. The drilling fluid’s rheology is modeled using Power-Law, Bingham-Plastic, and Herschel-Bulkley models, per API Recommended Practice 13D. The model adapts to changes in pump rate and drillstring movement using real-time sensor data, including pump strokes, flowrate and bit/hole depth.

The model was validated with 500 hours of rig sensor data from drilling four oil wells with water-based mud and one deep-water High Pressure High Temperature (HPHT) well with synthetic-based mud. It accurately predicted standpipe pressures (SPP) for conventional drilling with water-based mud in both vertical and horizontal wellbores, with deviations of 0-10 bars. Short-term trends for measurements and predictions correlated well.

For the HPHT well, accuracy was lower, though trends were similar. Therefore, downhole temperature and pressure effects on mud shear stress must be considered. Special considerations model specific drill string components (e.g. heavy weights, collars, mud motors, and tool joints) without needing their design details.

The method also determines equivalent circulating density (ECD), annular cutting velocities, and flow regimes. Future work includes additional calculations using sensor data, such as Torque and Drag (TaD) and Managed Pressure Drilling (MPD) parameters.

Projekte zur Nutzung geothermischer Energie sind oft mit erheblichen Risiken und Kosten verbunden, und es gibt keine Garantie gegen ein Scheitern. Die Erschließung geothermischer Ressourcen ist komplex und kann in einigen Fällen die Erwartungen und den Wärmebedarf nicht erfüllen.

Der Untergrund ist auch in benachbarten Gebieten nicht einheitlich, so dass die Anforderungen an die Planung und Durchführung von Bohrungen unterschiedlich sein können. Manche Projekte werden sogar aufgegeben und gelten als gescheitert, weil keine geeigneten Aquifere gefunden werden, unerwartete Temperaturen auftreten oder die Wasserchemie nicht stimmt.

Ein Geothermieprojekt ist ein dynamisches System, das von Anfang an und während seiner gesamten Lebensdauer sorgfältig betreut werden muss. Wenn das erforderliche Wissen bereits in einer frühen Projektphase zur Verfügung steht, können Bohrungen mit hoher Ergiebigkeit und langfristiger Integrität geplant werden, was den Gesamterfolg des Projekts erhöht.

Ein ganzheitlicher und strukturierter schrittweiser Ansatz zur Bewertung der verschiedenen Komponenten eines geothermischen Entwicklungsprojektes ist ein Schlüsselelement, um die meisten Projektunsicherheiten zu reduzieren. Ziel ist es, Informations- und Datenlücken zu vermeiden und die Integration der relevanten Fachkompetenzen sowie den Wissenstransfer zwischen den Beteiligten sicherzustellen.

In diesem Beitrag wird dargestellt, wie eine geeignete geothermische Play-Analyse in Kombination mit einem gründlichen und präzisen Well Delivery Process sowohl kleinen als auch großen Tiefengeothermieprojekten zu einer soliden Grundlage für eine reibungslose Projektentwicklung verhelfen kann.

Die Anwendung dieses schrittweisen Prozesses erhöht die Erfolgschancen des Projekts – insbesondere im Hinblick auf folgende Kriterien: die Erreichung der angestrebten geothermischen Leistung, die Gewährleistung der Bohrungsintegrität und die Verringerung des wirtschaftlichen Risikos.

For harvesting geothermal energy or any other subsurface utilization, normally three distinguishable subgroups are required: surface facility, wellbore and reservoir. It is the conjunction and good linkage of these 3 groups to make for optimal output of any installation. With regards to wellbore and reservoir, the underground interface between both needs to be as effective as possible in order for the geothermal reservoir to be productive. Upgrading such within one or several desired production zones of the borehole serves to improve permeability and thus, final production out of a geothermal reservoir. Such reservoir enhancements may be done for example through radial jet drilling (RJD), where micro size drilling tools, powered by high pressure water, are eroding or mechanically drilling laterals away from the main wellbore.

Today’s proven RJD process itself runs on coiled tubing (CT), but only after the deflector system required for the desired change of direction has been laboriously inserted into the borehole via casing and full rig, resulting in high operating times and cost. Reducing these setup times to a minimum will upgrade measures and services such as RJD, bringing more safety, efficiency and cost savings. The core of new, RJD related, developments besides their essential downhole tools is an innovative BHA system allowing use merely with a coiled tubing and wireline system rather than requiring a full rig. Furthermore, extended logging may be possible by incorporating wireline for fast data access and transfer. These further improvements will help to optimize geothermal production schemes.

Das übergreifende Ziel des Gesamtprojekts ist die Entwicklung eines innovativen integrativen Konzepts für mitteltiefe Erdwärmesonden. Die Integration in die Wärmeversorgung von kleineren Kommunen und Industrieparks, die bislang noch nicht über ein Fernwärmenetz verfügen, ist sowohl aus wirtschaftlicher als auch aus technischer Perspektive vorgesehen. Das Poster fokussiert auf die numerische Simulation einer Erdwärmesonde, die auf dem geschlossenen Zweiphasen-Thermosyphon mit Kohlendioxid als Arbeitsmittel basiert. Das Modell stellt die Grundlage für die realitätsnahe Modellierung eines CO₂-Erdwärmesondensystems in mittleren Tiefen dar. Die numerische Simulation zielt darauf ab, transiente Temperaturänderungen im Untergrund vorherzusagen, das Wärmegewinnungssystem zu optimieren und dessen Sicherheit zu gewährleisten. Darüber hinaus ermöglicht der im Vergleich zu experimentellen Untersuchungen geringe Aufwand, der durch Modifikationen des Strukturdesigns unter Zuhilfenahme der numerischen Simulation, beispielsweise in Form einer koaxialen Struktur, erforderlich ist, eine Analyse hinsichtlich der thermischen Energieausnutzung, was zu einer gesteigerten Wärmeausnutzungseffizienz führt.

The subsurface of large parts of the North German Basin is dominated by salt structures (flat salt pillows and steeply rising salt domes). Although no thermal water-bearing horizons within these salt structures exist, they nevertheless offer good conditions for geothermal utilization using closed geothermal systems. Rock salt has a higher thermal conductivity compared to the surrounding rocks, which leads to a modified temperature field with increased temperatures within the salt structure, at least in the medium-depth range above 2500 m as well as higher extraction rates along a heat exchanger.

The project UPTES (Investigation of the potential of deep geothermal probes in Schleswig-Holstein) aims to establish a planning tool for deep coaxial heat exchangers in salt structures. Both the subsurface conditions (distribution and depth of salt structures, thermal conductivities) and the technical parameters of the coaxial heat exchangers are considered. The technical configuration of a newly developed deep coaxial borehole heat exchanger by green therma, employing a combination of vertical and horizontal heat exchanger sections and improved thermal insulation, is used in this project, which starts in autumn 2024. This poster will thus present the project ideas, project outline and intended work packages.

Weltweit gibt es zwischen 20 und 30 Millionen stillgelegte Öl- und Gasbohrungen sowie weitere Bohrungen für verschiedene Zwecke, z. B. für Exploration, Geologie, Geothermie oder Abfallentsorgung. Viele dieser Bohrungen befinden sich in Regionen mit hohem geothermischen Potenzial. In den letzten zwei Jahrzehnten wurden einige Forschungsarbeiten durchgeführt, um diese Bohrungen für geothermische Anwendungen zu nutzen. Es wurden zwei Optionen in Betracht gezogen: offene und geschlossene geothermische Systeme. Trotz einiger erfolgreicher Projekte auf der ganzen Welt, bei denen geschlossene Kreislaufsysteme für einige dieser Bohrungen eingesetzt wurden, befinden sich unsere praktischen Erfahrungen in diesem Bereich noch in einem frühen Stadium. In dieser Studie untersuchen wir beide Systeme und stellen einige unserer Simulationsergebnisse für die Energiegewinnung aus solchen Ressourcen vor. Die Vorteile der Verwendung von CO2 als Wärmeträger werden hervorgehoben. Die mit diesen Systemen verbundenen Herausforderungen und Kosteneinsparungen werden ebenfalls erörtert.

Bergwerke stellen nach ihrer Außerbetriebnahme und der einhergehenden natürlichen Flutung große Wasserreservoire dar. Diese Wasserreservoire rücken zunehmend in den Fokus der Gemeinden und Energieversorger besitzen sie doch ein hohes Potenzial an erschließbarer Erdwärme. Durch den Kontakt mit dem Gestein ist das sogenannte Grubenwasser gut thermisch an den Untergrund angekoppelt. Dies führt dazu, dass bei einer energetischen Nutzung dieses Wassers eine große Speichermasse im Untergrund wärmetechnisch aktiviert werden kann, was mit einer entsprechenden hohen Wärme- oder Kälteleistung korreliert.

Die Erschließung der oftmals verwahrten Bergwerke ist jedoch mit hohen Kosten durch das Abteufen und Sichern von Bohrungen oder Schächten verbunden. Hohe Initialkosten bedingen, dass ein System eine lange zuverlässige Betriebsphase ermöglicht und keine negativen Veränderungen, wie ein Abfall der Wärmeleistung, stattfinden. Diese können durch eine übermäßige energetische Erschöpfung des Gesteins im Bergwerk zustande kommen. Eine genaue Vorausplanung der verfügbaren thermischen Energie ist daher essenziell.

Um dieses Energiepotenzial über die Lebensdauer einer Anlage zu bestimmen, lassen sich in der Literatur verschiedene Modelle finden. Analytische und vereinfachte numerische Modelle besitzen gegenüber komplexen CFD-Modellierungen den Vorteil, relativ genaue Ergebnisse in kurzer Zeit zu erzeugen. Jedoch konnten in den vereinfachten Literaturmodellen diverse Schwachstellen identifiziert werden, welche durch eine Eigenentwicklung verbessert werden.

Im Rahmen der Studie wurde ein solches Modell gegen adaptierte und optimierte Literaturmodelle sowie gegen umfangreiche CFD-Simulationen getestet. Die Ergebnisse zeigen eine bessere Übereinstimmung mit den Ergebnissen der komplexen CFD-Simulation als die Literaturmodelle. Ein Validierungsversuch wurde mit Realdaten einer Kleinzeche unternommen. Ursachen für Abweichungen werden diskutiert und Verbesserungsansätze vorgeschlagen.

Das UNESCO-Welterbe Zollverein in Essen, NRW, strebt an, ab 2030 klimaneutral zu sein. Um dieses Ziel zu erreichen, erarbeiten die Fraunhofer-Einrichtung für Energieinfrastrukturen und Geothermie IEG sowie das Fraunhofer-Institut für Bauphysik IBP eine Machbarkeitsstudie, die klären soll, wie eine Transformation des 100 Hektar großen Areals hin zu einer klimaneutralen Wärme- und Energieversorgung erreicht werden kann.

Als Industrie- und Kulturdenkmal erinnert Zollverein an die für die Entwicklung des Ruhrgebiets prägende Ära des deutschen Steinkohlebergbaus. Das Areal von Zollverein umfasst neben der ehemaligen Zentralförderanlage, die als Meisterleistung und Wegweiser für den sachlich-funktionalen Industriebau gilt, die 1957 entstandene Kokerei Zollverein. Nach der Stilllegung arbeitete das Land an der Umnutzung des Geländes zu einem Industrie- und Kulturdenkmal, das 2001 zum UNESCO-Welterbe erhoben wurde. Seitdem hat sich Zollverein zu einem lebendigen Standort für Kultur, Bildung und Freizeit entwickelt, mit mehr als 150 angesiedelten Unternehmen und jährlich bis zu 1,6 Millionen Besuchern.

Die Studie stellt sich der Herausforderung, einen denkmalgeschützten Industriekomplex nachhaltig zu transformieren, um ihn in ein modernes und nachhaltiges Welterbe weiterzuentwickeln, das als Vorzeigeprojekt für die Region und andere Welterbestätten dienen soll.

Im Fokus des Beitrags stehen die Herausforderungen und Chancen, die sich aus der Betrachtung der untertägigen Energiepotenziale ergeben. So werden insbesondere Problemstellungen und Lösungsansätze diskutiert, die sich im Zusammenhang mit der angestrebten thermischen Grubenwassernutzung unter Einbindung der auf dem Zollverein-Gelände erhaltenen Schachtanlagen ergeben. Dieser Beitrag setzt sich somit inhaltlich mit der Thematik von energetischen Quartiertransformationen und insbesondere mit dem Potenzial und den Problematiken einer geothermischen Nachnutzung der Bergbauinfrastrukturen des Steinkohlebergbaus auseinander.

Das Ruhrgebiet zählt zu den größten Metropolregionen Europas und hat eine lange Steinkohlenbergbauhistorie. Die bestehenden, gefluteten Bergbauinfrastrukturen mit dem darin enthaltenen Grubenwasser bieten ein großes Potenzial zur thermischen Nutzung. Aufgrund der Notwendigkeit eines Energie- und Wärmewandels, weg von fossilen Brennstoffen, hin zu erneuerbaren Energien, ist es essentiell dieses Potenzial zu erschließen. Durch die Verbindung des oberirdischen Wärmebedarfs mit dem unterirdischen Potenzial für Wärmeversorgung und -speicherung wird die Entwicklung möglicher Konzepte für eine nachhaltige Wärmeversorgung mithilfe von Grubenwasser im Ruhrgebiet optimiert und vereinfacht. Die GIS-basierte Analyse des Wärmebedarfs im lokalen Versorgungsgebiet kann verwendet werden, um die räumlichen Ausbauphasen eines Fernwärmenetzes sowie wirtschaftlich besonders attraktive Gebiete zu bestimmen. Durch die Digitalisierung unterirdischer Bergwerke anhand vorhandener Grubenpläne wird ein besseres Verständnis der unterirdischen Strukturen erlangt. Es ermöglicht auch, die besten Zugangspunkte zu den untertägigen Bergwerksinfrastrukturen zu finden und die Grundlage für weitere Modellierungen zu schaffen. Aus der Auswertung des Wärmebedarfs der einzelnen Gebäude kann der Gesamtwärmebedarf innerhalb des Versorgungsgebiets ermittelt werden, sowie Gebiete mit höherem oder niedrigerem Bedarf rausgefiltert werden. Dies ermöglicht eine präzise Gestaltung von Wärmenetzen und den dazugehörigen Versorgungskonzepten. Mithilfe der digitalisierten unterirdischen Bergbauinfrastrukturen lässt sich das Grubenwasser als Wärmequelle sinnvoll in das Versorgungskonzept integrieren. Neben der Möglichkeit, Wärmebedarf und -potenzial mit einander zu verschneiden, bietet die Digitalisierung viele weitere Vorteile, wie die Grundlage für z.B. thermohydraulische Modellierungen oder die 3D-Bohrpfadplanung.

Untersuchungen zeigen, dass erdgekoppelten Wärmepumpen für Niedertemperaturanwendungen wie Heizung, Kühlung und Trinkwarmwasserbereitung in Gebäuden effizienter sind als Luft-Wärmepumpen. Daher kommen mit einem EWS-Feld gekoppelte Wärmepumpen besonders in Großanlagen mit Heiz- und Kühlbedarf zum Einsatz. Die Überwachung der Performance solcher Wärmepumpensysteme ist wichtig, da diese Systeme sensibel auf Betriebsstörungen reagieren. Die Komplexität des Systems und der Steuerungen führt oft zu einem ineffizienten Betrieb, und bei der Überwachung können bestehende Fehlfunktionen identifiziert werden. Diese Probleme könnten für einen nachhaltigen und optimalen Betrieb des Systems behoben werden. Auch die EWS-Felder benötigen aufgrund ihrer speicherähnlichen Eigenschaften eine Überwachung, um die langfristige Temperaturentwicklung aus Gründen der Nachhaltigkeit zu beobachten. Diese Studie konzentriert sich auf die Zusammenfassung der wichtigsten Erkenntnisse aus den verfügbaren Messdaten von 10 verschiedenen Anlagen mit erdgekoppelten Wärmepumpen. Diese Standorte unterscheiden sich hinsichtlich der Gebäudenutzung (Wohn- oder Nichtwohngebäude), der Systemkonfiguration, des Standorts, des Zwecks (Heizung oder Kühlung) und der Datenverfügbarkeit (lang- oder kurzfristig) voneinander. Die Tiefe der EWS variiert von 40 m bis 145 m. Erste Ergebnisse haben gezeigt, dass der SPF von Wärmepumpen für die Heizung zwischen 2,5 und 6,5 und für die Kühlung zwischen 3,0 und 5,1 liegt. Ein perfektes Gleichgewicht zwischen Wärmeentzug und -einspeisung ist an den meisten Anlagen nicht erreicht worden. Bei den meisten Standorten mit kurzfristigen Monitoringdaten ist die Veränderung des Temperaturniveaus des Grundwassers vernachlässigbar. Bei den Standorten mit Langzeitüberwachung konnte jedoch eine Abweichung der Grundwassertemperaturen im Laufe der Zeit erkannt werden. Zur weiteren Analyse werden die Vorteile der Regenerierung anhand der Wärmebilanz der Erdreichquelle und der Grundwassertemperaturen bewertet.

The utilization of shallow geothermal resources using ground source heat pumps is expected to gain considerable importance in future years due to, among other financial aspects, its base load capability and the vast available resource amount. The joint research project WärmeGut, which provides the framework for this study, supports scientifically the geothermal heat pump roll-out for the heat transition through a nationwide, uniform provision of geoinformation on near-surface geothermal energy in Germany. Over the last years, a BHE-field of shallow scattered individual installations and few small units of lattice layout with a depth range between 70 and 120 m has been developed within a neighborhood of newly built houses in Lower Saxony, Germany. The degree of thermo-hydraulic interaction between neighboring individual shallow geothermal facilities (BHEs) for one-family house heating purposes (<30 kW) depends on key controls such as groundwater velocity field, thermal load operational scheme, relative position of BHEs and further petrophysical parameters. This works studies the impact of such key controls on the thermo-hydraulic interference of individual 88 BHEs of small power (<30 kW) to demonstrate the severity (or lack thereof) of such interferences on the long-term performance of a real field of individual near-surface facilities typical for Lower Saxony shallow geological settings. Using finite-element approaches provided within the computational frameworks of FEFLOW and COMSOL Multiphysics®, we conduct a variety of long-term thermo-hydraulic simulations. This study is intended to bring insights into the thermo-hydraulic dynamics of a real field of 88 individuals BHEs in multiple lithological and hydrogeological layers.

Für die Auslegung von Geothermie Anlagen ist es neben weiteren Parametern entscheidend, die Wärmeleitfähigkeit des Untergrundes sowie den thermischen Bohrlochwiderstand zu kennen. Ein Thermal Response Test (TRT) ist die Methode der Wahl, um diese Werte zu ermitteln.

Seit der Entwicklung der mobilen TRT-Geräte in den 1990er Jahren gibt es zahlreiche Beschreibungen und Empfehlungen für die Durchführung der Tests, einschließlich der Vorgaben für den Testaufbau, die Anforderungen an die Messgeräte sowie die Auswertung eines TRTs, wie beispielsweise die VDI Richtlinie 4640 Blatt 5 in Deutschland. Dies ermöglicht Testanbietern ein eigenes TRT-Gerät zu bauen und einen solchen Test durchzuführen. Allerdings gibt es bislang noch keine etablierte Methode zur Überprüfung von TRT-Geräten einschließlich des Testablaufs und der Testauswertung.

Zur Qualitätssicherung von TRT-Geräten wurde daher am ZAE Bayern eine emulierte Erdwärmesonde (E-EWS) entwickelt und gebaut. Sie bildet das thermische Verhalten einer realen Erdwärmesonde (EWS) nach. Es können verschiedene Erdwärmesondeneigenschaften (Länge etc.) sowie Untergrundeigenschaften eingestellt werden. Dadurch können verschiedene TRT-Geräte innerhalb kurzer Zeit unter reproduzierbaren Randbedingungen getestet werden.

Besonders der Ausschluss der Umgebungseinflüsse (Sonne, Wind, Regen, Spannungsschwankungen des elektrischen Netzes) auf die TRT Messung wie sie speziell auf Baustellen vorkommen, stellen eine große Herausforderung für die TRT-Geräte und den Testablauf dar. Daher wurde im Rahmen des vom BMWK geförderten Verbundvorhabens „QEWSplus – Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020B) die E-EWS in einem Optimierungsschritt um die Möglichkeit der Nachbildung auch dieser Einflüsse ergänzt.

In diesem Vortrag sollen der aktuelle Entwicklungsstand der E-EWS dargestellt, sowie die Ergebnisse der ersten Messungen mit Emulierung der Umgebungseinflüsse vorgestellt werden.

Aquifer thermal energy storage (ATES) in the geological subsurface can help bridge the temporal mismatch between production and demand of energy from renewable sources by shifting heat seasonally. Increasing the temperature level of the stored heat provides additional energetic benefits of easier integration into the heat supply system as well as increased storage capacity and storage rates. Because HT-ATES represents a new technology and operational experience and insights into induced subsurface temperatures are rare, the heat experiments at the TestUM –Aquifer field site aim to provide a basis for characterization and verification of the hydraulic and thermal process understanding and for the energetic assessment of HT-ATES systems. For this, a well doublet was operated for one year mimicking heat injection and extraction cycles under heavily monitored conditions.

A numerical simulation model for coupled heat transport and groundwater flow was developed, representing all cycles of the experiment. Model results generally indicate a good agreement with measured temperatures, both for return flow temperatures as well as aquifer temperatures. It is found that density induced thermal convection strongly influences the temperature distribution close to the injection well, while temperatures in the far field are determined by horizontal convective heat transport and heat losses. The simulated return flow temperatures indicate the general trends of increasing heat recovery with increasing cycle number and reduced recovery with increasing cycle duration, in agreement with the experimental results. This demonstrates that numerical simulation allows for both an operational assessment and the prediction of the induced subsurface temperatures.

Die Hochtemperatur-Aquiferwärmespeicherung (HT-ATES) wird zurzeit vor allem in der Schweiz, den Niederlanden und Deutschland anhand von verschiedenen Pilotprojekten untersucht. Dieser Technologie wird bei der Wärmewende ein hoher Stellenwert beigemessen, da sie die Lücke zwischen der überschüssigen Wärmeproduktion und schwankendem Wärmebedarf schließen kann. Neben der industriellen stellt auch die Abwärme aus Großrechnern eine Quelle dar, mit dessen absehbarem großflächigem Ausbau zunehmend überschüssige Wärme zu erwarten ist.

Das Forschungszentrum Jülich (FZJ) errichtet eine Großrechneranlage und möchte in diesem Zuge erkunden, ob eine solche Quelle in Kombination mit einem HT-ATES geeignet ist, den bisherigen Einsatz von fossilen Energieträgern zu ersetzen und langfristig die Wärmebereitstellung des Campus zu gewährleisten. Die Tagebau-Aktivität in direkter Umgebung des FZJ bietet eine solide Datenbasis sowie hat Kenntnisse der geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse im Untergrund in der Region geschaffen. Eine vom Institut für Energieinfrastrukturen und Geothermie (IEG) durchgeführte Vormachbarkeitsstudie hat ergeben, dass die Standortbedingungen günstig sind, so dass in einem nachgesetztem Forschungsprojekt die (hydro-)geologischen, technischen, rechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der Untergrundspeicherung detaillierter untersucht werden. Das erste Konzept sieht vor, die Abwärme zunächst im Sommer mit Strom (z.B. aus PV) über eine Wärmepumpe auf ca. 80 °C zu erwärmen und einzuspeichern. Im Winter kann diese entnommen und über eine weitere Wärmepumpenstufe auf die Vorlauftemperatur des bestehenden Fernwärmenetzes angehoben werden. Als Speicherhorizonte kommen die ca. 800 m tiefliegenden, durchlässigen Sande des Tertiärs der Niederrheinischen Bucht in Frage. Erste Prognosen zeigen, dass der Speicher bei den angenommenen Bedingungen eine thermische Entzugsleistung von bis zu 13 MW (ca. 30 GWh als Kapazität) besitzt.

Microbial processes such as biofilm formation (clogging) and mineral precipitation (scaling) can affect the effectiveness of aquifer thermal energy storages (ATES). They can reduce the permeability of potential reservoirs and compromise the efficiency of ATES facilities. In addition, microbial processes can release toxic trace elements such as arsenic through iron mineral dissolution in the subsurface. To evaluate the microbial impact on the performance of ATES, it is crucial to identify in situ metabolic processes and microbial key players.

At the ATES exploration site Berlin-Adlershof, we monitored the microbial abundance, community composition and metabolic functions for 2 years after drilling in a Jurassic sandstone aquifer at ~225 m depth. We applied culture-dependent and -independent approaches such as enrichment cultures, amplicon sequencing, metagenomics and -transcriptomics in the context of the groundwater hydrochemical conditions.

The aquifer was characterized by an in-situ temperature of 17 °C, Na and Cl dominated fluid (TDS ~20 g L^-1) and organic substrates including acetate. The microbial community was adapted to saline and alkaline conditions. Over time, the community shifted from mainly fermenting bacteria, capable of hydrogen and organic acid production, to a syntrophic community of fermenting and sulfate reducing bacteria, with the latter consuming the fermentation products. These processes involve the risk of corrosion, but also offer the possibility to dissolve mineral scales.

Results of this study in combination with a percolation experiment analyzing biotic versus abiotic processes at different temperature conditions, will help to develop prediction tools for potential system operational failures and appropriate countermeasures in ATES.

Wir präsentieren analytische Berechnungen des instationären Wärmetransfers durch Wärmeleitung in einem zylindrischen Bereich und in einer Platte, welche als vereinfachte Modelle für geothermische Systeme mit oder ohne Wärmespeicherung betrachtet werden können. Die vorliegende Analyse ermöglicht es uns, die thermische Penetrationstiefe während einer instationären Startphase sowie nach Erreichen eines quasistationären Zustands zu erläutern. Durch die Nutzung der ermittelten thermischen Penetrationstiefe können wir den minimal möglichen Abstand zwischen zwei geothermischen Bohrlöchern bestimmen und zudem die Auswirkungen der Komplettierungseigenschaften auf diesen Abstand anhand der analytischen Lösung des Problems überprüfen. Darüber hinaus werden die Ergebnisse verwendet, um numerische Methoden zu verifizieren. Diese analytische Lösung kann zudem genutzt werden, um die Integration eines numerischen Reservoirmodells mit dem Bohrlochmodell zu erleichtern.

Die Bewertung von Porosität und Permeabilität ist entscheidend für die Charakterisierung von Reservoiren. Seit Archie (1942) die Beziehung zwischen dem elektrischen Widerstand und Porosität aufzeigte, wurden seine Prinzipien vielfach adaptiert, besonders zur Bewertung des Kohlenwasserstoffpotenzials. Prognosen sind jedoch aufgrund der Notwendigkeit zusätzlicher Parameter wie z.B. Messtemperatur, Anordnungsparameter und Salzgehalt des Reservoirfluids mit Unsicherheiten behaftet.

Zwischen den 1950er und 1980er Jahren wurden zur Erdölgewinnung im ehemaligen Erdölfeld Leopoldshafen bei Karlsruhe 19 Bohrungen abgeteuft, deren Daten (Bohrberichte, Logs, Kerndaten) nun zugänglich sind. Die Neubewertung dieser heterogenen, archivierten Daten zur Reservoircharakterisierung ist eine Herausforderung, da sich im Laufe der Zeit Logging- und Interpretationspraxis verändert haben.

Ziel der vorgestellten Untersuchungen ist die Nachnutzung ehemaliger Erdöllagerstätten im Oberrheingraben zur Hochtemperatur Aquiferspeicherng (HT-ATES). Diese bietet durch die Wärmeproduktion aus Tiefengeothermie attraktive Synergien, in dem die Überschusswärme aus den Sommermonaten für die tendenziell defizitären Wintermonate zwischengespeichert werden kann. Die umfangreiche Kenntnis zur Geometrie und den hydraulischen Reservoireigenschaften aus den Erdöldaten reduziert zudem das Fündigkeitsrisiko.

In der vorliegenden Arbeit werden die Kalksandsteine der Meletta-Schichten der Froidefontaine-Formation auf ihre hydraulischen Eigenschaften untersucht und die Unsicherheiten mittels Sensitivitätsanalysen aus Monte-Carlo Simulation quantifiziert. Datengrundlage bilden SP- und Resistivity Logs und die aus ihnen abgeleitete Porosität auf nach der Archie-Beziehung und der Vergleich mit den hydraulischen Untersuchungen an Kernmaterial.

High-Temperature Aquifer Thermal Energy Storage (HT-ATES) is considered for system development in the Upper Jurassic reservoir of the German Molasse Basin. In the present work, the storage of high-temperature fluids in the geothermal reservoir is evaluated under the encountered reservoir conditions, physical properties and a reservoir-adopted operation scheme. The interplay of these parameters will determine the performance of the HT-ATES-system. Coupled thermal-hydraulic numerical models are developed that represent the 500 m thick reservoir, and further consider it subdivided into three homogeneous units, introducing thus a spatial distribution of rock properties in the vertical direction. This anisotropy in the parameter space allows to identify the contribution of individual layers into the fluid migration and heat transfer. The physics-based models consider density and viscosity variation (IAPWS thermodynamic property formulations) enabling the investigation of potential occurrence of density-induced buoyancy.

Encountered ranges of rock properties are compiled by previous field and laboratory investigations, and the initial numerical models are parameterized with their average values. Provided the geological and structural reservoir heterogeneity, and therefore variance in the material properties, additional heat-storage scenarios are evaluated. Those facilitate to investigate the development of buoyancy fluxes as favored by high permeabilities, or advective and conductive heat loss components triggered by elevated flow rates or correlated with increase of the surface-area between thermally perturbed rock volume and adjacent rock matrix, or further any operational-induced thermal-hydraulic interference between injection and production. To enable a time-efficient HT-ATES-system evaluation, in the next phase the development of a reduced order model is planned.

High-temperature aquifer thermal energy storage (HT-ATES) systems have significant potential to balance the seasonal mismatch between energy supply and demand. Ambient groundwater flow can be expected to cause substantial energy loss as a result of thermal convection compared to the conduction. Installing a well matrix to counteract the negative impacts of groundwater flow in HT-ATES is impractical due to the high drilling cost. Thus, the design of injection/production well configurations requires particular attention. In this study, the impacts of well layouts on the system performance with an ambient groundwater flow velocity of 0.1 m/d is being investigated employing the open-source research software, DuMuX . Results show that the up-gradient hot well achieves the highest energy recovery rate and production temperature for single-well configuration, reaching ca. 85 % and 78 ℃, respectively. On the other hand, a multi-well configuration, with higher initial investment and maintenance costs, performs better in energy recovery rate and production rate. The highest energy recovery rate reaches ca. 85 % when all the water is injected from the up-gradient hot well and extracted from the down-gradient hot well. Compared to the single-well system, the multi-well system presents a lower levelized cost of heat, but a higher total 30-year profit and CO2 emission reduction

In dicht besiedelten Gebieten, in denen eine hohe Wärmeabnahmedichte vorliegt, ist die Tiefengeothermie in den Transformationskonzepten der Energieversorger und Stadtwerke bereits ein wichtiger Bestandteil. Hier wird aktuell vor allem Erdgas zur Beheizung genutzt. In ländlich geprägten Regionen, wo die Haushalte für die Wärmeversorgung aktuell vor allem das klimaschädliche Heizöl nutzen, werden Tiefengeothermieanlagen dagegen weniger berücksichtigt. Die Gründe hierfür liegen primär an den zusätzlichen Investitionen für die Verlegung eines Fernwärmenetzes. Ohne das Vorliegen von großen Wärmeabnehmern stehen den hohen Investitionen teilweise zu geringe Umsatzerlöse gegenüber. Die Finanzierung der Bohrungen und des Netzes erfolgt in der Regel mit Hilfe von Fremdkapital, die entstehenden Zinskosten sind auf Grund des derzeitigen Zinsniveaus die größte Kostenposition, zumindest in den ersten Betriebsjahren. Die Folge: Der Erfolg von Tiefengeothermieprojekte im ländlich geprägten Raum hängt von den Finanzierungskosten ab.

Welche Möglichkeiten bieten sich also für Projektentwickler und Energieversorger, um trotzdem tiefengeothermische Projekte auch in mittel bis dünn besiedelten Gebieten zu realisieren und somit eine grundlastfähige und klimaneutrale Wärmeversorgung bereitstellen zu können?

Im Rahmen des Vortrages werden wir aufzeigen, ob eine Kombination der Tiefengeothermie mit „kalten“ Fernwärmenetzen eine Lösung sein kann. Die Wärme wird in „kalten“ Wärmenetzen an die Abnehmer verteilt und dort über dezentrale Wärmepumpen auf ein höheres Temperaturniveau gehoben. Diese Technologie wird bislang für echtes Kaltwasser genutzt, wobei die hohen Stromkosten auf Seite des Kunden ein häufig geäußerter Kritikpunkt sind. Die erforderliche Arbeit der Wärmepumpen wäre durch höhere Temperaturen im Transportnetz geringer, allerdings zu Lasten der Wärmenetzverluste bzw. der Stromkosten auf Seiten des Versorgers für die Tiefpumpe.

The GeoBOOST project aims to promote the adoption of geothermal heat pumps (GHPs) across the European Union (EU). GHPs are currently the most effective and versatile technological solution for reducing dependence on fossil fuels.

As part of the project, this study focuses on developing recommendations for a robust legal and technical framework to prevent interference in open and closed loop GHP systems. The goal is to optimise planning and design of systems, thereby maintaining their efficiency and geothermal resources management. A comprehensive review was conducted on studies evaluating thermal interference between adjacent GHP systems and its impact, and applicable regulations across EU countries involved in the project (Belgium, Spain, Germany, Ireland, Sweden, Austria, the Netherlands, and Poland).

Results indicate that thermal interference can significantly reduce GHP system efficiency if not considered during the planning phase. The regulatory review shows major variations in legal requirements, highlighting the heterogeneity of GHP data records, which raises issues with standardisation and implementation of reporting practices.

In response, we propose a holistic approach to address thermal interference and regulatory challenges, enabling more efficient and compliant GHP systems planning. A key component of this initiative is a robust data collection structure to harmonise data from various regions, which has the potential to allow for more accurate assessments and improved framework reliability. This structure proposes information about drilled geology and hydrogeology and GHP installation data. Adopting this framework can improve the visibility of geothermal projects, provide data for facilitated market analysis and stimulate the market for GHPs.

Das Bundesberggesetz (BBergG) regelt in § 3 Abs. 2 S. 2, dass sich das Eigentum an einem Grundstück nicht auf die sogenannten bergfreien Bodenschätze erstreckt. Die Aufsuchung und Gewinnung von Erdwärme ist daher dem Verfügungsrecht des Grundstückseigentümers entzogen und bedarf einer bergrechtlichen Genehmigung. Die Aufsuchung von Erdwärme ist erlaubnispflichtig, für die Gewinnung bedarf es einer Bewilligung, gem. § 6 S. 1 i.V.m. § 3 Abs. 2 Nr. 2 lit. b BBergG. Sowohl die Aufsuchungserlaubnis, als auch die Bewilligung gewähren ihrem Inhaber für einen begrenzten Zeitraum in einem bestimmten, räumlich umgrenzten Feld ein im Verhältnis zu Dritten ausschließliches Recht. Innerhalb eines Aufsuchungsfeldes können nur unter engen Voraussetzungen und auch nur in begrenztem Umfang überlappende Aufsuchungserlaubnisse für denselben Bodenschatz erteilt werden. Nicht ausgeschlossen ist hingegen die Erteilung einer Bewilligung innerhalb eines bestehenden Erlaubnisfeldes.

Wie sich zeigt, kann die Ausschließlichkeit von Bergbauberechtigungen im Ergebnis dazu führen, dass bei geothermischen Aktivitäten im selben Feld, selbst wenn diese in unterschiedlichen Stockwerken stattfinden, eine Überlagerung mehrerer Bergrechte für verschiedene Inhaber zum Teil nur eingeschränkt oder garnicht zulässig ist. Mit dem vierten Bürokratieentlastungsgesetz soll zumindest der rechtliche Rahmen für ein Nebeneinander von Tiefengeothermie und oberflächennaher Geothermie vereinfacht und bundesweit vereinheitlicht werden.

Im Rahmen dieses Beitrages soll die Bedeutung konkurrierender Interessen im Kontext des bergrechtlichen Genehmigungsrahmens beleuchtet werden. Dabei soll insbesondere auf das Verhältnis konkurrierender Anträge auf Erteilung gleichwertiger oder unterschiedlicher Bergbauberechtigungen für überlappende Felder eingegangen werden. Darüber hinaus sollen die Möglichkeiten von Kooperationen beleuchtet und aktuelle Entwicklungen zur Stockwerkstrennung dargestellt werden.

Zur Erreichung der Klimaziele der deutschen Bundesregierung ist die Wärmewende unverzichtbar. Großes Potenzial haben dabei in geothermischen Heizwerken, die je nach geologischen Bedingungen unterschiedliche Anlagenkonfigurationen erfordern. Um das Spektrum im süddeutschen Molassebecken abzudecken, werden die Umweltauswirkungen von zwei Heizwerken verglichen: einer klassischen Tiefengeothermieanlage und ersten Ergebnissen eines theoretischen Modells einer mitteltiefen Anlage, die Wärmepumpen nutzt um die Vorlauftemperatur anzuheben. Dabei wird auf die kritischen Parameter eingegangen, die den Fußabdruck besonders beeinflussen und reduzieren können. Diese Ergebnisse sind vor dem Hintergrund der EU-CO2e-Grenzwerte der Taxonomie besonders relevant, die alle fünf Jahre gesenkt werden und bis 2050 Netto-Null erreichen sollen.

Zur Bewertung der Anlagen wird eine Ökobilanzierung für hydrothermale Geothermieheizwerke vorgestellt, die auf den Standards ISO 14040 und 14044 basiert. Diese Analyse umfasst die ökologischen Auswirkungen in verschiedenen Wirkungskategorien: Treibhausgaspotenzial, Verbrauch fossiler und mineralischer Ressourcen sowie Versauerung von Gewässern. Untersucht werden die Lebenszyklusphasen Konstruktion, Betrieb und Rückbau, wobei sowohl die untertägigen Komponenten wie Bohrungen als auch die obertägigen Anlagen berücksichtigt werden. Die Treibhausgasemissionen betragen 66 g CO₂/kWh für die tiefengeothermische und 102 g CO₂/kWh für die mitteltiefe Geothermieanlage. Besonders beeinflusst werden die Anlagen durch ihren Strombedarf, der durch den deutschen Strommix gedeckt wird. Hiervon ist die die mitteltiefe Anlage stärker betroffen als die tiefengeothermische Anlage, da neben der Tiefenpumpe zusätzlich Strom für die Wärmepumpen benötigt wird. Um die Spannbreite der geologischen Randbedingungen für mitteltiefe Anlagen abzubilden wird in zukünftige Arbeiten eine systematische Untersuchung vorgenommen.

Problemstellung

• Für den optimalen Betrieb und Steuerung von Geothermieanlagen ist eine niedrige Rücklauftemperatur entscheidend, das erhöht den Ertrag und verbessern die Wirtschaftlichkeit der Geothermie und der Fernwärme
  • Der Kunde sichert die Grundlast seines Fernwärmesystems durch eine Tiefengeothermie-Anlage (2 Km Teufe, 75 Grad Vorlauf, 8 MW Wärmeleistung) hohe Rücklauftemperaturen verhindern allerdings eine optimalere Steuerung des Wärmetauschers und einen maximierten Ertrag
  • Auf Basis der Vorligenden Betriebserfahrungen hat der Kunde eine Ausschreibung zur Reduzierung der Rücklauftemperauren und zur Verbesserung der Geothermie-Steuerung vorgenommen

Lösungsansatz: Rücklauftemperaturreduzierung durch Digitalen Zwilling

• Vollständiger Netzeinblick: Sichtbarkeit von Temperaturen und Problemstellungen historisch und im laufenden Betrieb
  • Auf Basis der historischen Analyse können Netzengpässe und Abnehmer identifiziert werden, welche eine Temperaturabsenkung verhindern
  • Auf Basis des Echtzeit-Monitorings erfolgt im laufenden Betrieb die Priorisierung von Maßnahmen zur Rücklauf-Temperaurabsenkung, die den größten Nutzen bringen werden
  • Der Digitale Zwilling wird zusätzlich zur Dynamischen Rücklauf-Temperaursteuerung eingesetzt

Das Praxisbeispiel ist aus den Niederlanden

In typischen Kraftwerken der Tiefengeothermie in Deutschland werden primär drei Arten von Rückständen produziert. Scalings, welche Ausfällungen der Thermalwasser von kristallinen Reservoirs sind, können Konzentrationen von Schwermetallen wie Arsen, Antimon und Blei im Bereich mehrerer Hundert mg/kg erreichen. Deren Radionuklidgehalte für die typischen Hauptnuklide Ra-226 und Pb-210 aus der natürlichen Uran-Zerfallsreihe weisen häufig mehrere tausend Bq/g auf. Daneben fallen jedwede Materialien an, welche mit den Scalings in Berührung kommen, wie beispielsweise die persönliche Schutzausrüstung der Mitarbeiter. Die dritte Art bilden Stahlabfalle, nämlich die Druckrohre, mit welchen die Scalings in Berührung kommen. Diese Rückstände fallen typischerweise bei Reinigungsarbeiten an Wärmetauschern, bei Pumpenrevisionen, aber auch allgemeinen Reinigungen an und sind aufgrund überhöhter Radionuklidgehalte als Rückstände gemäß Strahlenschutzgesetz einzuordnen.

Herausfordernd im Sinne der rechtskonformen Entsorgung der Rückstände in Deutschland sind im Wesentlichen die Kombination aus hohen Gehalt an chemischen Elementen wie Arsen und Antimon zusammen mit überhöhten spezifischen Aktivitäten durch Ra-226 und Pb-210. Es wird anhand einschlägiger Beispiele gezeigt, welche Entsorgungswege grundsätzlich zur Verfügung stehen, welche Nachweise zu erbringen sind und welche organisatorischen und strahlenschutztechnischen Maßnahmen sowie fachgutachterlichen Begleitungen des Entsorgungsprozesses notwendig sind, um eine rechtskonforme, praxistaugliche und wirtschaftliche Lösung zu erhalten.

There are many innovation topics on the agenda of various geothermal organisations. These topics often explore the boundaries of technolgy and science. We believe that there is still a lot to be learned by operational excellence. Closing the loop from design to construction to production monitoring and maintenance needs to be closed by applying the lessons learned in new designs. In this poster we provide examples of these lessons learned for sandstone high saline brine projects during the development of approximately 10 geothermal projects with a capacity of over 150 MW thermal, including well design and well testing learnings, production and geohazard monitoring and and production optimisation projects.

The novel concept of Carbon Dioxide-Based Electrothermal Energy and Geological Storage System (CEEGS) offers a solution for large-scale buffer capacity for balancing non-dispatchable wind and solar energy resources and providing additional value for carbon capture, usage and storage (CCUS) by utilizing carbon-dioxide as working fluid. In this paper, we aim at understanding geological parameters and fluid flow processes that control both subsurface and surface performance of the proposed system.

The transient pressure and temperature processes in the reservoir are modelled using CMG GEM and STARS simulators. The system has two operation phases: first, a carbon dioxide plume is established in the reservoir through continuous injection in a well. After that, intra-day energy storage periods are simulated. The sensitivity of the geological parameters on system performance are tested in two generic reservoirs under realistic conditions: deep saline aquifer in sandstone and deep geothermal carbonate rock.

The simulation study shows that besides rock transmissibility, larger reservoir depth and geothermal gradient may significantly enhance system efficiency and energy output. It is also observed that both geological scenarios can provide considerable well injectivity and productivity as well as gross efficiency and sustainability for economic operation. It is also shown that initial carbon-dioxide plume setup phase may not only allow minimizing unsolicited brine co-production, but it may effectively induce well productivity decrease due to geochemical reactions between carbon dioxide, rock and brine. Other concepts where geothermal energy with carbon capture and storage are combined may benefit from the results of this study as well.

Achieving CO2-neutral heat production requires renewable sources such as geothermal energy. However, heat demand varies regionally and seasonally, while continuous production is more efficient. In theory, high-temperature aquifer thermal energy storage systems (HT-ATES) can help to address this mismatch if properly sized and implemented. This requires extensive geological surveys which are challenging and costly, especially in urban areas where demand is high, but space is limited, and detailed thermohydraulic simulations. In this project, real heating network data including timedependent flow rate and fluid temperature (>85°C) from heat providers of three different major cities, namely Augsburg, Freiburg. i. Br., and Hamburg, in Germany served as input data for long-term (≥10 years) thermohydraulic FeFlow simulations, where different stratigraphic and lithological layers in the deep subsurface (>800 m b. sl.) are targeted for ATES applications. The aim is first to determine the feasibility of HT-ATES, second to identify its efficiency regarding the ratio between cyclic injection and extraction of heat energy for different settings at each location and finally, to find individual costoptimal solutions taking into account different potential storage system designs for existing heating networks.

Initial simulation results for Hamburg show that certain subsurface layers are generally suitable for HTATES systems, although the system efficiency decreases slightly as the number of wells increases. Similar investigations are underway for the other two locations and further results will be available by the time of the congress

Eine schnelle, einfache und seit Jahrzehnten etablierte Methode für die Dimensionierung von Erdwärmesonden-Feldern ist die dynamische Simulation mit analytischen Lösungen, z. B. in Form sog. g-functions. Diese sind in Programmen wie EED, EWS, GEO-HAND^light und auch verschiedenen Python-Toolboxen umgesetzt. Der Einfluss strömenden Grundwassers, insbesondere die individuelle gegenseitige Beeinflussung der Erdwärmesonden in einem Feld und die Begrenzung der Grundwasserströmung auf nur einen Teil der betreffenden geologischen Schichten, wird dort jedoch nicht oder nur rudimentär berücksichtigt.

Im Forschungsvorhaben QEWSplus „Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (Förderung: BMWK, FKZ: 03EE4020, www.qewsplus.de) wurde von der Hochschule Biberach in Kooperation mit der Universität Ulm ein analytisches Rechenmodell implementiert, welches die Berechnung der Auswirkung einer Grundwasserströmung auf die einzelnen Sonden in einem Sondenfeld in Analogie zu den bekannten g-functions berechnet. Das Verfahren schließt an eigene Vorarbeiten aus Van de Ven et al. (2021) an und baut auf Arbeiten von Abdelaziz et. al (2014) sowie Erol and Francois (2018) auf, deren Modellansätze zu diesem Zweck weiterentwickelt wurden.

Das erstellte Rechenverfahren, seine Verifizierung mittels numerischer Simulationen und seine Anwendung werden vorgestellt.

Literatur:

Abdelaziz, S.L., Ozudogru, T.Y., Olgun, C.G., Martin, J.R., 2014. Multilayer finite line source model for vertical heat exchangers. Geothermics 51, 406–416.

Erol, S., François, B., 2018. Multilayer analytical model for vertical ground heat exchanger with groundwater flow. Geothermics 71, 294–305.

Van de Ven, A., Koenigsdorff, R., Bayer, P., 2021. Enhanced Steady-State Solution of the Infinite Moving Line Source Model for the Thermal Design of Grouted Borehole Heat Exchangers with Groundwater Advection. Geosciences 11 (10), 410.

Möglichkeiten zur saisonalen Energiespeicherung sind ein wesentlicher Bestandteil für die zuverlässige Nutzung fluktuierender, regenerativer Wärmequellen wie Solarthermie. Kristalline Gesteine weisen aufgrund ihrer hohen Wärmeleitfähigkeit und geringer Permeabilitäten ein großes Potenzial für solche Wärmespeicher auf. Im Rahmen des Forschungsprojekts SKEWS (Saisonaler Kristalliner ErdWärmeSondenspeicher, BMWK Förderkennzeichen 03EE4030A) wurde am Campus Lichtwiese in Darmstadt ein mitteltiefer Erdwärmesondenspeicher mit einer Tiefe von 750 m errichtet. Der Speicher besteht aus drei 750 m tiefen koaxialen Erdwärmesonden mit einem Abstand von jeweils 8.6 m in einer dreieckigen Anordnung.

Zur Charakterisierung des Speichersystems wurde Ende 2023 ein distributed Geothermal Response Test (dGRT) an einer Erdwärmesonde durchgeführt. Mit einer 6-wöchige Heizphase und den drei verbauten Glasfaserkabel im Innnenrohr, Ringraum und Zement konnten so die thermischen Eigenschaften der Sonde und des umgebenden Gesteins analysiert werden. Besondere Aufmerksamkeit galt der innovativen Isolierung des koaxialen Komposit-Innenrohres, bestehend aus Stahl-PPR-Inliner, die als kostengünstige Alternative zu z.B. vakuuum isolierten Steigrohre die thermischen Verluste an den Ringraum minimieren soll. Dementsprechend wurden neben dem gesamten Bohrlochwiderstand auch die thermische Verluste durch das Innenrohr an den Ringraum untersucht, um somit deren Einfluss auf die Reduzierung der Effizienz einer Erdwärmesonde bewerten.

Abschließend wurden mit den gewonnen in-situ Daten ersten thermo-hydraulische, numerische Modellrechnungen zur resultierenden Effizienz des Speicherdemonstrators und potenzieller zukünftiger Ausbaustufen durchgeführt.

A key aspect of Germany’s energy transition strategy involves expanding the utilization of shallow geothermal energy (SGE) through ground-source heat pump (GSHP) systems. However, achieving this goal is challenged by the heterogeneous characterization of SGE potential across the country and the inconsistent geoinformation quality and availability among its 16 federal states.

This study is part of the WärmeGut project, an ongoing data campaign that aims to compile and standardize geodata in Germany, assess national geothermal potential, and establish an online reference information system for SGE within the GeotIS platform. In this contribution, we present a novel workflow to evaluate and map site suitability, defined as the possibility of harnessing near-surface geothermal energy in a designated area, based on the GSHP compatibility with the subsurface geology and the regulatory framework.

The suitability is assessed using 41 key parameters, or conflict criteria, grouped into (i) conservation and environmental risk zones, (ii) regional subsurface geology, (iii) groundwater systems, and (iv) existing land use. Data used includes geological and hydrogeological maps, 3D subsurface models, (litho-)stratigraphic information, and chemical and physical measurements from existing wells. Three site-suitability classes are defined: (i) unsuitable areas, (ii) areas with usage restrictions, and (iii) suitable areas. These are depicted nationally using a traffic light color scheme.

The preliminary site-suitability or traffic light maps stand out for their ease of understanding, accessibility, and national consistency. These qualities demonstrate their potential to support the heat transition in Germany, making them a valuable tool for uniformly showcasing SGE opportunities across the country.

Im Verbundvorhaben QEWSplus "Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme" werden praxisrelevante Aspekte zur Qualitätssicherung und -steigerung oberflächennaher geothermischer Systeme untersucht. Im Rahmen der Systembetrachtung von Erdwärmesonden (EWS) wird ein besonderes Augenmerk auf die verwendeten Verfüllbaustoffe gelegt, da deren Interaktion mit dem Untergrund und deren Anbindung an die Sondenrohre entscheidend für die hydraulische Integrität des EWS-Bauwerks ist. In diesem Beitrag werden Erkenntnisse zum Verhalten verschiedener Verfüllbaustoffe im Untergrund und zur vertikalen hydraulischen Durchlässigkeit von EWS-Systemproben (Systemdurchlässigkeit) vorgestellt.

Werden EWS-Bohrungen verfüllt, tritt die Verfüllsuspension in direkten Kontakt mit dem Untergrund, was je nach Beschaffenheit die Verfüllqualität durch Filtrationsprozesse erheblich beeinflussen kann. Um dies zu untersuchen, wurden von Solites realitätsnahe Filtrationsversuche durchgeführt und in Zusammenarbeit mit Projektpartnern reale EWS in einem Steinbruch erstellt, die anschließend für die Analyse großflächig rückgebaut wurden. Sowohl die Filtrationsversuche als auch die rückgebauten EWS liefern Eindrücke über die Vorgänge während und nach der Verfüllung. Zusätzlich bietet der Rückbau einzigartige Einblicke in die Bohrlochgeometrie, die Lage der Sondenrohre und das potenzielle Auftreten von Lunkern.

Neben den zuletzt genannten Aspekten hängt die Systemdurchlässigkeit maßgeblich vom Kontaktbereich zwischen den EWS-Rohren und dem Verfüllbaustoff ab. Störungen an dieser Grenzfläche konnten mit Versuchsständen am ZAE Bayern reproduzierbar herbeiführt und qualitativ untersucht werden. Bedeutenden Einfluss auf eine Ringspaltbildung hat das rheologische Verhalten der in EWS-Bauwerken eingesetzten PE-Sondenrohre. Besonders kritisch sind Temperaturabsenkungen während des Betriebs zur Gebäudeheizung zu sehen, aufgrund derer Sondenrohre kontrahieren. Dies kann die Integrität des Bauwerks so sehr beeinträchtigen, dass behördliche Auflagen zur Systemdurchlässigkeit nicht mehr erfüllt werden. Mögliche Lösungsansätze werden diskutiert.

Risk assessments in CO₂-based electrothermal energy and geological storage systems are pivotal for the sustainable success of complex geoenergy projects. This comprehensive risk assessment framework addresses multidimensional uncertainties to ensure robust project management and operational resilience. The assessment process incorporates qualitative and quantitative analyses, utilizing Monte Carlo simulations and Feature Event & Processes (FEP) analysis to provide probabilistic evaluations of risk scenarios. Key risks identified in this process are spread across five domains: geological, technological, environmental, social, and economic. Our integrated risk management framework identifies and evaluates potential risks and provides actionable insights for effective mitigation. Collaboration with industrial experts and academic partners enhances the robustness and applicability of our risk assessment protocols. Findings indicate that the geological risks, including induced seismicity and CO₂ storage heterogeneity, pose significant challenges that require thorough site analyses and adaptive engineering approaches. Technological risks emphasize real-time data analysis and sensor reliability, which are crucial for maintaining operational efficiency and informed decision-making. Environmental risks focus on pollution levels and resource depletion, highlighting the importance of sustainable practices and rigorous safety standards. Social risks underscore the need for active community engagement and the impact on local employment, which is essential for securing public trust and support. Economic risks involve navigating regulatory compliance and managing upfront budget requirements, stressing the importance of strategic financial planning and agile management. This approach ensures that CO₂-based electrothermal energy and geological storage systems are resilient, adaptable, and aligned with long-term environmental and socio-economic sustainability goals.

Im MALEG Verbundprojekt wird an der Effizienzsteigerung von geothermischer Energieproduktion mit Hilfe von künstlicher Intelligenz geforscht. In diesem Zusammenhang wird sowohl ein Digitaler Zwilling des Geothermiekraftwerks, mit dessen Sensoren und Aktoren, als auch ein Digitaler Zwilling der hydrogeochemischen Prozesse innerhalb des Thermalwasserkreislaufes entwickelt.

Die Energieproduktion in Geothermiekraftwerken ist an die hydrochemischen Grundbedingungen des Fluides geknüpft. Dabei wird durch Druck-, Temperatur-, oder pH-Änderungen das chemische Gleichgewicht des geförderten Thermalwassers verändert, welches zu unkontrollierten Prozessen wie Mineralausfällungen, Ausgasen und Korrosion führen können. Um diese Prozesse besser abbilden zu können, wurde ein Digitaler Zwilling entwickelt. Dieser Zwilling basiert auf der Kopplung eines geochemischen Modellierprogramms (IPhreeqc) und eines numerischen Berechnungsprogramms (MATLAB) via Component Object Model Servers. Dabei werden Modellierungen automatisiert berechnet, übertragen und ausgewertet. Somit lassen sich die neuen geochemischen Gleichgewichtsverhältnisse durch die Parameteränderung direkt ermitteln und interpretieren. Diese Ergebnisse bilden die Grundlade für die Implementierung einer Künstlichen Intelligenz zur Effizienzsteigerung von Geothermiekraftwerken.

Seismische Ereignisse, die im Kontext von Geothermiekraftwerken wie in Landau oder Basel beobachtet wurden, haben zu einer erhöhten öffentlichen Besorgnis hinsichtlich der Geothermie geführt. Zudem ist die räumliche Nähe der Geothermiekraftwerke zu bewohntem Gebiet von entscheidender Bedeutung, um die Bereitstellung von Energie in kurzer Distanz zum Verbraucher zu gewährleisten. Um dem seismischen Aspekt vorhersagend zu begegnen, werden primär Modellierungsansätze für die jeweils gegebenen geologischen und gebäudetechnischen Voraussetzungen gewählt. Die Erfassung von Daten im Hinblick auf induzierte Seismizität konzentriert sich in erster Linie auf das Freifeld. Um die Messdatensätze und Modellierungsdaten um die resultierenden Schwingungen im Gebäude zu ergänzen, wurde ein kontinuierliches Monitoring implementiert. Das Monitoring wurde über einen Zeitraum von zehn Monaten in drei verschiedenen Gebäuden in der Nähe von Geothermie-Kraftwerken durchgeführt. Für die Datenerhebung wurden Geophone eingesetzt, welche auf unterschiedlichen Geschossdecken installiert wurden und die Geschwindigkeiten der Geschossdecken in horizontaler und vertikaler Richtung aufzeichneten. Neben kleineren umwelt- und nutzungsbedingten Erschütterungen konnte auch eine kurze Serie geothermisch induzierter Events aufgezeichnet werden. Im Vortrag werden die aus dem Monitoring gewonnenen Messergebnisse präsentiert. Außerdem werden die Schwingungen hinsichtlich des Aspekts der Gebrauchstauglichkeit nach den Maßgaben der DIN 4150-2 bewertet.

Current service intervals and overall life time of geothermal related downhole production equipment, e.g. ESP´s, is critically low. This is driving up today´s production cost of geothermal power from deep reservoirs in West Europe. To improve this situation and increase overall operational efficiency of downhole pumps by extending their service lifetime and reducing maintenance cost, detailed downhole monitoring linked towards a reliable predictive maintenance system is key for minimizing risks of sudden machine failures, associated accidents and sudden down times.

Predictive maintenance is already well established in almost any equipment on surface, preventing or even analyzing breakdowns and unplanned downtime by detecting faults at an early stage. With detailed data analysis and machine learning, monitoring of industrial machines in real time and accurately predict upcoming problems has almost become a standard, but not yet for downhole, geothermal type related equipment. The objective of Fraunhofer IEG is to develop and apply an acoustic based predictive maintenance system for stationary production equipment within geothermal reservoirs. This will reduce pump cost and energy needs and thus, optimize overall geothermal system performance.

The use and installation of monitoring sensor subs within the production tubing or on the downhole pump housing will be investigated. Downhole pump Data from various operating sites will be collected and compared to evaluate and predict equipment performance.

Tiefengeothermie gilt aufgrund der Grundlastfähigkeit als eine der zentralen Erzeugungs-komponenten in dekarbonisierten Wärmenetzen. Aktuelle Wärmenetzszenarien für Deutschland prognostizieren einen Zuwachs der Tiefengeothermie von aktuell einem Prozent auf 8 bis 30 % bis 2045 [1] (Lux et al. 2021; Purr et al. 2021; Jugel et al. 2021). Im Hinblick auf die vollständige Dekarbonisierung von Wärmenetzen ergibt sich die Fragestellung, inwieweit die Tiefengeothermie einen zusätzlichen Betrag zur Deckung der Mittel- und Spitzenlastbedarfe liefern kann. In diesem Zusammenhang ist von zentralem Interesse, welche Kombinationen aus Wärmequellen und Technologien neben der Tiefengeothermie zur vollständigen erneuerbaren Wärmebedarfsdeckung techno-ökonomisch sinnvoll sind und wie sich die Transformationspfade hin zu vollständig dekarbonisierten Wärmenetzen gestalten lassen. Die räumliche Abhängigkeit der Quellenverfügbarkeit und der technologischen Randbedingungen in den Wärmenetzen macht eine regionalisierte Betrachtung dieser Fragestellungen unumgänglich. Im dieser Studie erfolgten entsprechende Untersuchungen mithilfe einer modellbasierten Szenarioanalyse. Hierzu wurden multivalente Vollversorgungssysteme mit signifikantem Geothermieanteil regionalisiert über eine Variation an Fernwärmeentwicklungsszenarien simuliert. Die Szenarioanalyse zeigt, dass die Tiefengeothermie mit Blick auf den Zielhorizont 2045 einerseits als grund- und andererseits auch als mittellastfähige Erzeugungstechnologie für die netzgebundene Wärmeversorgung in Deutschland in Frage kommt, wobei sich unter bestimmten Randbedingungen sogar eine monovalente tiefengeothermische Versorgung als Vorzugvariante zeigt. Insgesamt zeigen die Ergebnisse, dass über den massiven Ausbau der Tiefengeothermie ein signifikanter Beitrag zur Deckung zukünftiger Wärmebedarfe in geothermischen Potentialregionen geleistet und auf diesem Wege ein erhebliches Potenzial zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung erschlossen werden kann.

[1] Korrektur der Erreichung der Klimaneutralität von 2050 auf 2045 auf Basis der Anpassung des § 3 Absatz 2 KSG

Geothermische Systeme können einen signifikanten Beitrag zur klimaneutralen Wärmeversorgung und Wärmespeicherung liefern. Die Nutzung und Verteilung von geothermischer Wärme ist jedoch oft stark von der Verfügbarkeit bzw. den Ausbaumöglichkeiten von Nah- und Fernwärmenetzen abhängig. Mit dem aktuellen Trend zur Reduktion der Betriebstemperaturen von Wärmenetzen eröffnen sich zunehmend auch wirtschaftlich sinnvolle Anschlussoptionen für geothermische Systeme.

Die Ausbaupotenziale werden allerdings durch einen hohen primären Investitionsbedarf beim Leitungsbau gehemmt, der oft einen Hauptkostenfaktor beim Betrieb der Wärmenetze darstellt. Aus diesem Grund wurden verschiedene Ansätze untersucht, die Potenziale für mögliche Kostenreduktionen beim Neu- und Ausbau von Wärmenetzen bieten. Insbesondere die Herstellung und Verlegung der vergleichsweise komplexen Rohrleitungssysteme stellt einen wesentlichen Kostenfaktor dar. Deswegen wurde geprüft, ob im Gegensatz zu den üblichen Verlegeformen, bei denen Verbundrohre wie z. B. Kunststoffmantelrohre (KMR) mit einer thermischen Isolation direkt am Rohr eingesetzt werden, eine Vereinfachung der Verlegearbeiten durch den Einsatz simpler (ggf. flexibler) Rohrsysteme erfolgen kann. Der Leitungsgraben wird dabei anschließend mit thermisch geringleitenden Bettungsmaterial zur thermischen Isolation der Rohre gegenüber dem umgebenden Boden verfüllt. Als Bemessungsgrundlage für Planung und Betrieb wird das Gesamtsystem aus Rohrleitung-Bettung-Boden berücksichtigt und ggf. entsprechend den lokalen Randbedingungen angepasst.

In dem Beitrag werden die Ergebnisse einer umfassenden Parameterstudie vorgestellt und die mögliche Potenziale des Ansatzes für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen erläutert.

Lithium is a key strategic raw material for the EU, which is of great importance for the energy transition and especially battery production. Solutions are needed to reduce the EU's dependence on the entire value chain and geopolitical risks associated with the growing demand for Li in a concentrated market. The deep geothermal reservoirs in the Upper Rhine Graben (URG) along the German-French border not only have good conditions for direct energy use, but also high Li contents (160-200 mg/L). An innovative lithium extraction process developed by ERAMET and IFPEN for Argentinian brines was installed on the reinjection well of an existing geothermal plant in the URG. Extracting of lithium from geothermal brine was demonstrated in pilot tests at the beginning of 2021 in collaboration with Electricité de Strasbourg as part of the EUGELI project.

The extent to which lithium extraction can maximize the use of geothermal resources by combining lithium extraction with electricity and/or heat production via a single well is demonstrated in this poster presentation. A economic sensitivity analysis by evaluating various key parameters and specific variations shows that the feasibility and profitability of direct lithium extraction from geothermal fluids depends on several conditions and is highly site dependent. However, it also represents a good option as an alternative to many other sources of lithium or supply dependencies. This combined use of geothermal resources in an existing plant also show to what extent environmental and social impacts can be avoided compared to conventional mining or brine lithium extraction.