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.

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 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.

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.

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.

The geothermal industry faces several challenges in the exploration and exploitation process of deep geothermal resources. Some of these challenges include poor drilling performance, lack of bottom hole awareness, and absence of tools for real-time process optimization, resulting in significant non-productive time. In deep geothermal projects, the drilling process alone can account for a significant proportion of the overall project cost of up to 60%. To provide a solution to minimize these uncertainties and the associated costs, a data driven AI-based drilling advisory systems is being developed within the OptiDrill project. The system applies machine learning based models to optimize the drilling process for geothermal wells and at the same time increases the economic attractiveness and accessibility of geothermal energy. The drilling advisory system consists of four main modules, each addressing a different aspect of the drilling process. The four modules focus on the areas of drilling performance prediction and optimization, drilled lithology prediction, drilling problem detection and well completion and stimulation optimization. This presentation provides an overview of the OptiDrill project with a focus on the developments based on AI methods. It introduces and presents software modules focused on drilling process performance prediction and optimization as well as drilled lithology prediction. Both modules utilize artificial neural network models trained on historical drilling data from oil, gas, and geothermal projects to predict target values, such as rate of penetration and drilled formation lithology. These predictions offer valuable insights to drillers, contributing to a more effective and seamless drilling process.

Die Gemeinde Weyhe prüft die Nutzung hydrothermaler Geothermie für die kommunale Wärmeversorgung. Insbesondere der Buntstandstein oberhalb des Salzkissens Barrien wurde auf Kohlenwasserstoffe intensiv exploriert, weshalb eine gute Datenbasis aus 3D-Seismik und Tiefbohrungen besteht. Reservoire der Trias und des Juras des Norddeutschen Beckens sind durch die Kohlenwasserstoffexploration gut bekannt und könnten geeignete Aquifere für eine hydrothermale geothermische Nutzung darstellen. Auch karbonatische Formationen der Kreide können geeignete Durchlässigkeiten aufweisen, zum Beispiel die Reitbrook Formation des Maastrichts der Oberkreide.

Im Projektgebiet liegen einige Reservoire vergleichsweise tief und sind daher aufwendig zu erschließen, sind nicht vorhanden, oder nur geringmächtig abgelagert. Daher wurde auch ein Augenmerk auf flacher gelegene potentielle geothermische Systeme der karbonatischen Kreide-Formationen als Ganzes gelegt, die im nördlichen Teil des Gebietes Tiefen von über 2000 m und Mächtigkeiten von bis zu 1000 m erreichen und vergleichsweise günstig zu erschließen wären.

Zur Charakterisierung wurde eine 3D-Seismik ausgewertet. Seismisch auflösbare Störungen wurden interpretiert und reflektieren das komplexe Spannungsfeld in der Umgebung oberhalb des Salzkissens. Störungsattribute geben Hinweise auf sub-seismische Störungen oder Zerrüttungszonen, vor allem an der nördlichen Flanke im Bereich des Oberbaus.

Um diese Strukturen besser abzubilden, wurden weitere Attribute berechnet, welche eine ca. 2x8 km große Ost-West streichende Dehnungszone oberhalb der nördlichen Flanke des Salzkissens innerhalb der Kreide zeigen. Hier wird das geklüftete Gesteinsvolumen als ausreichend für eine mögliche geothermische Entwicklung angesehen. Mit einer bohrtechnischen Erschließung senkrecht zur aktuellen lokalen minimalen Spannungsrichtung könnte, bei ausreichender Kluftdurchlässigkeit, ein geothermisches System erschlossen werden.

Geothermische Potenziale für Nordrhein-Westfalen (NRW) wurden bisher nicht systematisch und oft nicht flächendeckend quantifiziert. Im Zuge der „Potenzialstudie zur zukünftigen Wärmeversorgung in NRW“ des Landesamtes für Natur, Umwelt und Verbraucherschutz NRW (LANUV) wurden flächendeckend für das Land Nordrhein-Westfalen erstmalig mitteltiefe und tiefe hydrothermale geothermische Potenziale ermittelt und bewertet.

In diesem Beitrag zeigen wir Auszüge des Potenzialanalyseteils der mitteltiefen und tiefen Geothermie der LANUV Wärmestudie NRW, sowie weitere Potenzialabschätzungen im Untersuchungsgebiet anhand volumenabhängiger Berechnung und setzen diese Potenzialabschätzungen in Bezug zueinander. Dies trägt zum erweiterten Verständnis im Umgang mit Potenzialabschätzungen in der Geothermie im Allgemeinen bei und soll Unsicherheiten bezüglich nutzbarer Chancen beim Ausbau der Geothermie mindern.

Mitteltiefe Geothermie definieren wir hier bis 1,5 km Tiefe und tiefe Geothermie von 1,5 km bis 5 km Tiefe. In NRW liegt der Fokus für hydrothermale Systeme aktuell auf den Karbonat-reservoiren der Kreide (Cenoman/Turon), des Karbons (Kohlenkalks) und des Devons (Massenkalks). Die geothermischen Potenziale der Reservoire werden anhand von zwei verschiedenen Methoden, Heat-In-Place und stochastischen Leistungsberechnungen einer geothermischen Dublette, ermittelt. In NRW kann theoretisch bei der Wahl eines jeweils besten Reservoirs pro Standort nach stochastischer Leistungsberechnung ein mitteltiefes hydrothermales Potenzial von bis zu 5,25 GW und für die tiefe hydrothermale Geothermie von bis zu 17,24 GW erreicht werden.

Aufgrund der Abschaltung des RWE-Kohlekraftwerkes Weisweiler im Jahre 2029, das Wärme für Fernwärmenetze im Rheinischen Revier bereitstellt, werden Alternativen für die klimaneutrale, kommunale Wärmeversorgung gesucht. Hierbei könnte die mitteltiefe und tiefe Geothermie eine wichtige Rolle einnehmen, um einzelne Gebäude, Quartiere, Industriegebiete und ganze Stadtteile der Stadt Aachen mit regenerativer Fernwärme zu versorgen. Im Rahmen der Geothermie-Erkundung und des Aufbaus eines Forschungsstandortes in Weisweiler, wurden vom RWE Bohrbetrieb im Oktober 2023 eine 100 m tiefe und im Februar 2024 eine ca. 500 m tiefe Erkundungsbohrung abgeteuft. Im Nachgang wurde die erste Bohrung zu einem seismologischen Observatorium ausgebaut und in der zweiten Bohrung eine Doppel-U-Erdwärmesonde eingebaut. Beide Bohrungen sind bis zur Endteufe mit Glasfaserkabeln ausgestattet. In der zweiten Bohrung ist ein Enhanced Geothermal Response Test zur Bestimmung der effektiven Wärmeleitfähigkeiten des Oberkarbons durchgeführt worden. Die Auswertungen der geologischen und geophysikalischen Daten geben Aufschlüsse über die Verteilung von tertiären und paläozoischen Ablagerungen auf dem Weisweiler Horst der Niederrheinischen Bucht. Die paläozoischen Gesteine der Inde Mulde des Rhenoherzynischen Falten- und Überschiebungsgürtels stehen in beiden Bohrungen bei 70 m an. Die gewonnen Daten erlauben Rückschlüsse auf die Ablagerungssequenzen (Zyklotheme) im Oberkarbon sowie strukturelle und petrophysikalische Eigenschaften der identifizierten Ton-/Silt-/Sandstein/Steinkohlen Wechselfolgen. Mit Hilfe der stratigraphischen Grenzen der Basis Breitgang und Basis Aussenwerke Formation können Strukturmodelle aktualisiert und die Teufenlage der unterkarbonischen Kohlenkalke weiter eingegrenzt werden. Die Bohrungen dienen als erste Maßnahmen für die Erkundung tieferer Schichten im Raum Weisweiler. Für die kommenden Jahre sind seismische Vermessungen sowie Tiefbohrungen von den verschiedenen Partnern geplant.

In frühen Explorationsphasen geothermischer Systeme ist aufgrund meist mäßiger geowissenschaftlicher Datenlage die Unsicherheit in der Bestimmung von grundsätzlichen Reservoir-Parametern wie die Größenordnung der Durchlässigkeit sehr groß. Entscheidungen für konkrete Explorationsmaßnahmen wie 2D- oder 3D-Seismik oder das Abteufen einer Erkundungsbohrung sind daher mit Risiken behaftet, da nicht sicher ist, ob eine gewählte Maßnahme den gewünschten Informationsgewinn bringt und eingesetzte Investitionsmittel verloren sind. Methoden aus der Informations- und Entscheidungstheorie unterstützen fundierte Entscheidungen in der Exploration geothermischer Systeme.

Basierend auf Fallstudien in Nordrhein-Westfalen präsentieren wir zwei Methoden, die unterschiedliche Aspekte der Entscheidungsfindung von Explorationsmaßnahmen beleuchten. In einer ersten Fallstudie wird auf Basis stochastischer geologischer Modellierungen eines geothermischen Reservoirs der Informationswert (Value of Information, VOI) verschiedener Bohrstandorte für geplante Erkundungsbohrungen quantifiziert. Dabei wird zwischen verschiedenen Ausgangspunkten unterschieden: Bohren von ausschließlich einem Bohrloch oder mit der Option eines zweiten Explorations-Bohrloches.

In einer zweiten Fallstudie wird der Einsatz sogenannter Risikofunktionen (auch Verlustfunktion genannt, im Englischen loss function) in der Entscheidungsfindung erörtert. Diese Funktionen ordnen bei jeder Entscheidung, die immer von einer Schätzung eines Wertes, z.B. der Reservoirtiefe, abhängt, eine Differenz zu dem wahren Wert zu. Über- oder Unterschätzung dieses Wertes können durchaus verschiedene finanzielle Auswirkungen auf das Projekt haben. In dieser Fallstudie stellen wir loss functions für Bohrtiefen auf und zu erwartenden thermischen Leistungen von Dubletten auf und analysieren die Auswirkungen von Über- oder Unterschätzung dieser Parameter auf die Wärmegestehungskosten. Die Risikoaffinität verschiedener Stakeholder dargestellt wird über skalierbare Risikofunktionen berücksichtigt.

Die Tiefengeothermie ist weltweit ein wichtiger Bestandteil der Wärmewende und spielt eine entscheidende Rolle bei der Dekarbonisierung. Um das volle Potenzial dieser Energiequelle zu erschließen, sind ein tiefes Verständnis des geologischen Untergrunds sowie sichere und wirtschaftliche Bohrungen notwendig.

DGMK und BVEG haben einen Leitfaden erstellt, der sich an Institutionen und Personen richtet, die mit der Planung, Umsetzung und Finanzierung von tiefer Geothermie befasst sind. Der Leitfaden bietet eine standardisierte Methode zur geologischen und wirtschaftlichen Bewertung hydrothermaler Projekte. Er beschreibt die geologische Bewertung im Kontext eines risikominimierenden geothermischen Projektmanagements. Der Leitfaden zeigt einen standardisierten Weg zur Quantifizierung der geologischen Erfolgswahrscheinlichkeit, welche die notwendige Basis für Investitionsentscheidungen darstellt. Geologische Unsicherheiten sind Teil jedes bergbaulichen Projektes, also auch des geothermischen Systems. Die vorgestellte Methodik beschreibt die geologischen Analysenmethoden und weist einen Weg, geologische Wahrscheinlichkeiten als auch natürliche Variabilität der geologischen Parameter in die wirtschaftliche Bewertung sowie technische Detailplanung einzubeziehen. Zur Bestimmung der Wirtschaftlichkeit und zur Auswahl des geeigneten Projektdesigns müssen die Verteilungen der geologischen Parameter betrachtet werden. Eine genaue Vorhersage der geologischen Parameter in der Tiefe ist aufgrund unvollständiger Daten und vor allem aufgrund der natürlichen Variabilität nicht möglich. Daher werden statistische Vorhersage-Verfahren angewandt.

Bei der Realisation eines Einzelprojektes oder einiger weniger, vollfinanzierter Einzelprojekte kann der Investor im Rahmen der hier vorgestellten Methodik den genannten Unsicherheiten mit angepasster Planung oder verschiedener Risikoabsicherungen begegnen, er kann sie jedoch nicht umgehen.

Erst auf dieser Basis können unter- und obertägige Planungen sowie strukturierte bankengestützte Finanzierung- und Versicherungspläne adäquat umgesetzt und die begleitenden Kosten realistisch eingeschätzt werden.

Zur Dekarbonisierung der Wärmenetze werden auch in Zukunft geothermische Energiequellen bei der Planung einbezogen. Stadtwerke stehen vor der Herausforderung wie sowohl technisch als auch finanziell diese Integration erfolgreich umgesetzt werden kann. Gerade in Ballungsgebieten, wo wenig Platz zur Erschließung erneuerbarer Energien steht können tiefe Erdwärmesonden ein wichtiges Standbein für die Wärmeversorgung bilden.

In diesem Beitrag stellen wir erstmalig eine gekoppelte Simulation einer tiefen geothermischen Anwendung mit einer Wärmenetzauslegung vor. Hierbei kombinieren wir eine detaillierte Wärmenetzsimulation basierend auf der Open-Source-Software pandapipes mit der Simulation einer tiefen Erdwärmesonde (TEWS) mit saisonaler Wärmespeicheroption unter Verwendung der Software Feflow. Diese direkte Kopplung beider Systemvorhersagen ermöglicht eine qualitativ hochwertige Netzsimulation unter Einbeziehung tiefer geothermischer Energiequellen. Die Interaktionen zwischen den beiden Systemen kann dann umfassend analysiert und in einem nächsten Schritt optimiert werden.

Unser Ansatz wird auf ein Wärmenetz in Bamberg angewendet, wobei eine Jahressimulation durchgeführt wird. Die Ergebnisse zeigen, wie die Modelle am besten miteinander interagieren und wie der Netzumbau ganzheitlich und effizient analysiert werden kann. Durch die Toolkopplung bieten wir Stadtwerken den ersten Ansatz einer wertvollen Methode, um die Integration von geothermischen Energiequellen in bestehende Wärmenetze zu planen und durchzuführen.

Die vorgestellten Ergebnisse und Methoden sollen dazu beitragen, das Verständnis und die Akzeptanz für geothermische Anwendungen in städtischen Wärmenetzen zu erhöhen und eine fundierte Entscheidungsgrundlage für zukünftige Infrastrukturprojekte zu schaffen.

Nachhaltige Nah- und Fernwärmenetze werden eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung des Wärmesektors in Deutschland und Nordwesteuropa spielen. Bei der Gestaltung dieser komplexen Systeme muss das Zusammenwirken von Erzeugern, Verbrauchern, Speichern und dem Netz optimiert werden. Erdsondenspeicher gehören zu den erfolgversprechendsten saisonalen Speicherlösungen, um der asynchronen Fluktuation von Wärmeangebot und -nachfrage zu begegnen.

Für die Optimierung solcher Fernwärmesysteme ist die gemischt-ganzzahlige lineare Programmierung (MILP) ein vielversprechender Ansatz. In diesem Beitrag wird die automatisierte Verknüpfung eines nichtlinearen Erdsondenspeichermodells mit einem technoökonomischen MILP-Optimierungstool für Fernwärmesysteme demonstriert.

Für das Erdsondenspeichermodell wird das auf dem g-Funktionsansatzes basierende open-source Python-Tool GHEDesigner ausgewählt. Es ermöglicht, die optimale Anzahl von Bohrlöchern und deren optimale Bohrlänge für gegebene Bodenparameter zu finden, während die Temperaturen des Bodens und des Arbeitsmediums in den Sonden vordefinierte Grenzwerte nicht überschreiten.

Bisher wurden solche detaillierten Erdsondenspeichermodelle vor allem für isoliert betrachtete Dimensionierungen oder Betriebsoptimierungen einzelner Nahwärmesysteme oder Gebäudeenergiesysteme verwendet. In unserer Arbeit sind sie jedoch in ein Optimierungsschema für die Entwurfs- und Auslegungsphase eines gesamten Nah- oder Fernwärmesystems integriert.

In einer Fallstudie wird die automatisierte Erstellung des Modells eines Nahwärmesystem basierend auf öffentlich zugänglichen Daten (Open-Data) unter Verwendung der neu im Projekt ODH@Juelich entwickelten Open-District-Hub-Tools demonstriert. Dies umfasst auch die automatisierte Erstellung von Lastgängen der einzelnen Gebäude. Das System wird einschließlich eines Erdsondenspeichers dimensioniert, simuliert und optimiert. Die Untersuchung umfasst auch eine Sensitivitätsanalyse bezüglich wichtiger Parameter wie beispielsweise der Wärmeleitfähigkeit des Bodens oder der Bohr- und Stromkosten, die einen hohen Einfluss auf die Wärmegestehungskosten des Gesamtsystems haben.

Geological modeling is an integral part of geothermal resource estimation, exploration and reservoir modeling. A geological model typically consists of two components: a geometric representation of boundaries between major lithological units and discontinuities (faults, unconformities), and a volumetric model of relevant property distributions within each lithological unit (e.g., porosity, permeability). Both aspects contain significant uncertainties, but while multiple established methods exist to consider uncertainties in the volumetric model (e.g., conventional geostatistics, machine learning approaches), the geometric representations are still often treated as known.

In this work, we review probabilistic geomodelling concepts to treat uncertainties in the geometric model. In a schematic scenario, we highlight the difference in subsequent geothermal resource estimates based on these models: first for the case of independent stochastic estimates (as performed in many studies today), and then for the case of statistical dependence, considered through the probabilistic geomodel. We then apply the method to an estimate of a hydrothermal resource in Germany, where we show the integration of probabilistic geomodelling methods into an actual resource estimation workflow.

In a next step, we integrate the model ensemble into a decision analysis workflow. This work is still in progress, but first results show how loss functions enable the consideration of specific risks of over- and underestimation of a resource. In combination with the probabilistic geomodelling workflow, this opens-up possibilities for a more integrated consideration of geological uncertainties in geothermal resource estimates.

In der Metropolregion Berlin sowie in großen Teilen Brandenburgs sind eine Vielzahl geothermischer Großprojekte in Planung bzw. in Vorbereitung. Viele Projektentwickler und Kommunen, die sich im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung mit dem Thema befassen, wenden sich mit Fragen an unterschiedliche Wissensträger aus der Region. Um das Wissen verschiedener Fachbereiche zu bündeln, von der Geologie und Erschließung über den Anlagenbau und die Energiebereitstellung bis hin zu sozio-ökonomischen

Aspekten haben im November 2023 acht akademische Partnerinstitutionen die GeoEnergie Allianz Berlin-Brandenburg (GEB²) gegründet (Deutsches GeoForschungsZentrum GFZ, Fraunhofer IEG, Technische Universität Berlin, Berliner Hochschule für Technik, Institut für ökologische Wirtschaftsforschung (IÖW), Brandenburgische Technische Universität Cottbus-Senftenberg, Freie Universität Berlin und Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung (BAM)). Der Beitritt der Universität Potsdam steht kurz bevor. Im Mittelpunkt der GEB² stehen gemeinsame Forschungsvorhaben, Demonstrationsprojekte und die Förderung des wissenschaftlichen Nachwuchses. Ein Forschungsbeirat aus Vertretern von Industrie, Politik und Verbänden begleitet die Arbeit der GEB². So aufgestellt versteht sich die GEB² als erster Ansprechpartner für Kommunen, Energieversorger, Politik und Verwaltung zu Fragestellungen der GeoEnergie, also neben der Entwicklung geothermischer Energiesysteme auch die geologische Speicherung von Wärme, CO2 oder Wasserstoff. Erste Projekte in Planung sind u.a. (1) die Entwicklung einer neuen Forschungsbohrung gemeinsam mit einer Kommune, wo verschiedene Co-Nutzungspotenziale, wie z.B. die Gewinnung von Energie und Lithium im Norddeutschen Becken, untersucht werden sollen. (2) Für den Wissenstransfer soll eine Datentransferplattform entwickelt werden, in der alle verfügbaren Informationen zur energetischen Nutzung des Untergrunds bereit gestellt werden. In einem separaten DGK Workshop sollen erste Ideen dazu gesammelt und Umsetzungsmöglichkeiten diskutiert werden.­­­

Mit dem "Micro Turbine Drilling - MTD®" hat das Fraunhofer IEG in den letzten Jahren eine neue Bohrtechnologie entwickelt. Die Motivation kommt aus dem Bereich der Tiefbohrtechnik, wo das Verfahren genutzt wird, um aus konventionellen Bohrungen, Ablenkungsbohrungen mit kleinem Durchmesser (Micro-Sidetracks) in die umgebende Formation zu bohren. Dabei handelt es sich um ein minimalinvasives Verfahren, das eine risikoarme und schonende Alternative zur hydraulischen Stimulation (Fracking) darstellt. Das Bohren von Mikro-Sidetracks ermöglicht es, ohne großen Eingriff in die Geologie die Umgebung des Bohrlochs zu perforieren und so den Zufluss von Geofluiden zu erhöhen. Durch die Steigerung der Permeabilität, lässt sich das Risiko einer unzureichenden Produktivität von Geothermie- oder Naturwasserstoffbohrungen minimieren.

Der Untergrund ist eine wichtige Ressource für die Wärmewende. Abwärme aus dem Gewerbe lässt sich im Sommer dort speichern und für die Heizung von Wohngebäuden im Winter nutzen. Die Erschließung unterirdischer Wärmespeicher benötigt gelegentlich innovative Bohrtechnik. Durch Einsatz des neuartigen Bohrverfahrens »Micro Turbine Drilling - MTD®« konnte das Fraunhofer IEG erfolgreich Wegsamkeiten für Wasser in Gesteinsschichten in bis zu 500 Meter Tiefe schaffen. Die Bohrtätigkeit war Teil einer laufenden Erschließung unter der Schweizer Hauptstadt Bern, die in kommenden Projektphasen zum Wärmespeicher ausgebaut werden soll.

Ziel der MTD-Operation war die Herstellung von orientierten Lateralbohrung in die umliegende Sandstein Formation. Hierzu musste zunächst die Stahlverrohrung durchbohrt werden, bevor die Bohrung in das umgebende Gestein fortgesetzt werden konnte. Zur Überwachung und Steuerung der Bohrturbine wurde ein speziell entwickeltes akustisches Messsystem eingesetzt.

In drei verschiedenen Studien wurden die Nachnutzungsmöglichkeiten bereits bestehender Tiefbohr-Infrastruktur zu qualitativ hochwertigen Wärmequellen mittels tiefer Erdwämesonden (TEWS) untersucht. Dadurch verlängert sich die Wertschöpfungskette von Explorations- und Produktionsbohrungen, wodurch erneuerbare Wärmeenergie effizient produziert werden kann, da sowohl der CO₂-Fußabdruck einer neuen Tiefbohrung als auch die damit verbundenen Kosten minimiert werden.

In diesem Beitrag stellen wir die Ergebnisse dieser Studien vor. Zum einen die Umnutzung alter, zur Verfüllung stehender Gasbohrungen als Wärmequelle für kommunale Wärmeversorgungskonzepte in umliegenden Regionen in Niedersachsen. Hier liegt die Möglichkeit der Umkomplettierung alter Kohlenwasserstoffbohrungen zu TEWS im Fokus. Mithilfe von Simulationen wird die zu erwartende Leistung umkomplettierter TEWS simuliert, die nach 30 Jahren konstanten Wärmeentzugs im Bereich von 200 kW bis 400 kW und mit innovativem Ausbau bis zu 600 kW liegt. Dazugehörige Wärmegestehungskosten für Verbraucher werden mit Wärmenetzsimulationen quantifiziert und sind vergleichbar mit anderen regenerativen Energieträgern, wie Biomasse, aber auch kompetitiv mit Gaspreisen (Jahr 2022).

Auch in der Einsparung von CO₂ in Industrieprozessen können TEWS eine Rolle spielen, beispielsweise als Wärmespeicher. In einer zweiten Studie zeigen Untersuchungen von saisonalen Speichermöglichkeiten in Salzdiapiren und solegefüllten Salzkavernen großes Potenzial. Infrastruktur aus Zeiten erhöhtem Gasspeicherbedarfs könnte dadurch effizient nachgenutzt werden.

Die Umsetzung der simulierten Ausbaukonzepte konnte in einem Forschungsprojekt in Eden (UK, Cornwall) kalibriert und getestet werden. Der Einbau eines vakuumisolierten Steigrohres ist eine zwar kostenintensive, jedoch solide und höchst effiziente Komplettierung.

Diese Projekte beleuchten das große Potenzial der geothermischen Nachnutzung umkomplettierter Altbohrungen als qualitativ hochwertige Wärmequelle für die kommunale Wärmeversorgung und können ein wichtiger Baustein der Wärmewende sein.

Die Geothermie ermöglicht eine grundlastfähige und klimaschonende Bereitstellung von Wärme und Strom. Dabei ist ein effektiver Wärmeübergang im Wärmeübertrager der Geothermieanlage erforderlich. Dies ist oft eine zentrale betriebliche Herausforderung bei der geothermischen Energienutzung, da sinkende Durchflussraten aufgrund von Scaling und Korrosion sich negativ auf Wärmeübertragung und somit die Effizienz der Anlage auswirken.

Im Projekt PERFORM II liegt der Fokus auf der Adsorption der Scaling verursachenden Kationen Pb²⁺ und Cu²⁺ bei Anlagen mit Standort im mitteleuropäischen Raum. Dabei handelt es sich um Anlagen der Tiefen Geothermie, die Thermalwasser mit hohen Salinitäten und einen hohen Schwermetallgehalt fördern. Es werden Anlagen betrachtet, bei denen das Thermalwasser eine Temperatur von unter 170 °C aufweist. Das Ziel ist, durch die Abtrennung der Kationen die notwendigen Wartungen und das Austauschen von Wärmeübertragern zu reduzieren und die Lebensdauer geothermischer Anlagen zu erhöhen.

Bereits im Vorgängerprojekt PERFORM wurden ionenselektive Adsorptionsmittel (Zeolithe) getestet, die nun intensiver für den direkten Einsatz an geothermischen Anlagen untersucht werden sollen. Im Rahmen von PERFORM II wird eine Pilotanlage zur Filterung bzw. Adsorption der oben genannten Kationen entwickelt und unter Realbedingungen an geothermischen Anlagen getestet. Diese befindet sich zurzeit im Bau und wird ab Oktober 2024 an unterschiedlichen Geothermieanlagen eingesetzt.

Mit der Pilotanlage werden Versuche in einer realen Einsatzumgebung durchgeführt. Dadurch wir ein Technology Readiness Level von TRL 6 erreicht. Hierbei werden Daten gesammelt, die im weiteren Verlauf des Projektes für die Planung eines Scale-ups für den industriellen Einsatz genutzt werden.

In Bad Schlema ist die Liegenschaft mit dem größten Wärmebedarf im Ort das Kurbad mit etwa 3 GWh Strombedarf und 6 GWh Wärmebedarf. Die kombinierte Strom- und Wärmeversorgung basiert aktuell auf lokaler gasbasierter KWK (2 BHKW-Anlagen). Aufgrund hoher Kosten besteht dringender Handlungsbedarf zur Transformation der Wärmeversorgung des Kurbads.

Gleichzeitig war Bad Schlema Zentrum des Uranerzbergbaus. Das Grubengebäude erreichte eine übertägige Größe von etwa 22 Quadratkilometer. Nach der Stilllegung wurde das Grubengebäude geflutet. In 3 km Entfernung vom Kurbad befindet sich eine Wasseraufbereitungsanlage für aufsteigendes Grubenwasser. Dieses tritt mit 24 °C zu Tage.

Im Rahmen der Studie werden verschiedene Konzepte zur Erschließung des Grubenwassers zur Versorgung der Kurgesellschaft und des Quartiers in Bad Schlema untersucht. Dafür erfolgt auch eine systematische Versorgungstemperaturanalyse der Wärmebedarfe inklusive Temperaturabsenkungspotenziale als Grundlage zur Ermittlung einer optimalen Wärmenetztemperatur. Neben erheblichen Absenkungspotenzialen zeigt sich, dass das Verhältnis von Sommer- zu Winterlast des Kurbads sehr günstig ist für das Zusammenspiel mit anderen Abnehmern im Quartier und sich positiv auf die Wirtschaftlichkeit eines Wärmenetzes auswirkt

Es wird Großwärmepumpe am Standort der Wasseraufbereitungsanlage vorgeschlagen die ein Niedertemperaturnahwärmenetz speist, das weite Teile des Quartiers versorgt. Der Deckungsanteil der Wärmepumpe soll 95 % betragen. Eine PV-Freiflächenanlage auf einer Abraumhalde kann wesentliche Anteile des Strombedarfs der Kurgesellschaft sowie der Heizzentrale decken. Wärmegestehungskosten werden für verschiedene technische Lösungen diskutiert.

Der Vortrag gibt eine Übersicht über die Potenziale und den aktuellen Status von Großwärmepumpen und deren Einsatz in Wärmenetzen . Es werden die Potenziale möglicher Wärmequellen für Deutschland und speziell für Brandenburg aufgezeigt sowie die Entwicklungspotenziale der Großwärmepumpentechnologie im Allgemeinen. Darüber hinaus wird anhand einer Markübersicht und einer Übersicht über Großwärmepumpenprojekte der aktuelle Stand von Großwärmepumpen in Deutschland aufgezeigt.