Präsentiert werden vorläufige Erkenntnisse über die Verteilung von Gebirgsspannungen und Porendrücken aus Daten der ersten Eavor-Loop-Zwillingsbohrungen (Loop 1) in Geretsried, Bayern. Seit Bohrbeginn im Juli 2023 wurden bis dato bereits mehrere Lateralbohrungen erfolgreich innerhalb des knapp 600m mächtigen, mikritischen Malmkarbonats abgeteuft. Die möglichst genaue Kenntnis der im Untergrund vorherrschenden Druck- und Spannungsbedingungen ist eine wichtige Voraussetzung für das effiziente Abteufen der weiteren Bohrungen.

Um zunächst die Porendruckverteilung einzugrenzen, diskutieren wir zwei voneinander abweichende Tonsteindichteprofile aus Bohrkleinmessungen vor dem Hintergrund lokaler Bruchtektonik im Bereich der Bausteinschichten. Dieser als Mittelbau (Chatt mit basalen Bausteinschichten) beschriebene Abschnitt bildet den Übergangsbereich zwischen aufliegendem Aquitan, in dem laut Tonsteindichteverteilung bereits ein Porenüberdruck-Profil ansetzt, und den deutlichen Überdruckverhältnissen im unterlagernden Rupel.

In diesem Kontext deuten die Ergebnisse zweier im Bereich der Bausteinschichten durchgeführter Formation Integrity Tests (FIT), die sehr hohe horizontale Hauptspannungen (S_Hmax ≥ S_hmin) nahe der Vertikalspannung (S_v) suggerieren, nach derzeitiger Datenlage auf ein transpressives Regime (S_Hmax > S_v) im Grenzbereich eines isotropen Spannungszustandes (S_Hmax ≥ S_v ≥ S_hmin) hin. Die Voraussetzungen für eine mit der Profiltiefe zunehmende Konvergenz der Hauptspannungen im Mittelbau wären durch eine entsprechende Porendruckrampe gegeben.

Tektonischer Stockwerksbau sowie die Nähe zu der südlich im Mittelbau ausstreichenden Geretsried Blind Thrust (Shipilin et al. 2020) deuten also auf ein vielschichtiges und im Tiefenprofil möglicherweise bis heute in differenzierter Form vorliegendes Druck- und Spannungsregime hin. Hierzu werden abschließend die Spannungsverhältnisse im hydrostatisch veranlagten Malm vor dem Hintergrund bohrtechnischer Ereignisse und der noch in Auswertung befindlichen Borehole-Image-Logs diskutiert und den Erkenntnissen aus dem Mittelbau gegenübergestellt.

In order to maximize the potential of deep geothermal energy in Munich, while at the same time reducing the number of drilling sites, development costs and the implementation time of geothermal projects, it is important that individual well sites achieve the highest possible production rates. One evident strategy to enhance the productivity of a drilling site is to expand the development radius around the location as well as the number of boreholes. Wells in the Munich area have been drilled up to 3,000 m horizontal departure (HD), but there is potential for further horizontal reach. However, this requires the outer wells to be drilled at a considerable distance, almost horizontally, from the surface starting point to the landing point. This increasing horizontal distance of the target from the well site inevitably leads to increased technical effort, cost and risk. This paper presents the challenges and limitations arising when applying conventional drilling and liner running methods on wells with extended reach. A thorough risk analysis is provided, detailing the identified limitations. Additionally, various aspects of the well design are highlighted and reviewed.

Wässer aus geothermischen Tiefenbohrungen in hydrothermalen Systemen weisen standortspezifisch äußerst individuelle Zusammensetzungen und Mineralisation auf (von wenigen mg/l bis mehreren g/l). Die enthaltenen Elemente wie Fe, Ar, Li, Mg, Sr, die in großer Tiefe unter hohem Druck und hoher Temperatur gelöst sind, sollen in technischen Anlagen gewonnen werden. Mit Hilfe des technologischen Fortschritts ist es möglich, diese gelösten Elemente vor Ort in Europa zu gewinnen und als Rohstoff für die importabhängige Hightech- und Batterieindustrie zur Verfügung zu stellen. Darüber hinaus kann neben der stofflichen Nutzung auch das energetische Potenzial von Solewässern zu einer Verbesserung der Wirtschaftlichkeit führen.

Für die energetische und stoffliche Nutzung werden zum einen geeignete Solequellen in Europa aufgezeigt, die die erforderlichen hohen Mineralkonzentrationen aufweisen. 400 Bohrungen aus verschiedenen europäischen Ländern wurden dazu als Quellsystem auf ihr energetisches Wärmepotenzial untersucht. Zum anderen werden die neu zu entwickelnden Technologien und Verfahren zur Extraktion ausgewählter Elemente aufgezeigt. Diese Verfahren sind für die ganzheitliche Nutzung des geothermischen Potenzials von großer Bedeutung. Für zwei Extraktionsverfahren wird jeweils die Wärmeintegration der Prozesse vorgestellt. Beide Extraktionsprozesse wurden mittels Wärmeintegration analysiert und mit den jeweiligen Wärmequellen des Systems verschaltet. Als Ergebnis ist eine Energieeinsparung von bis zu 30 % innerhalb des Prozesses möglich, zusätzlich stehen weitere Wärmepotentiale auf unterschiedlichen Temperaturniveaus zur verfügbar. Ein standortspezifisches energetisches Überschusspotenzial von bis zu 800 kW kann weitere Abnehmerstrukturen, mit mehreren hundert Wohneinheiten bzw. weitere industrielle Prozesse mitversorgen.

Diese zusätzlichen Potenziale an Wärme können weitere Einnahmequellen darstellen, um die Gesamtinvestitionen zu unterstützen sowie eine gesamtheitliche Nutzung des Solewassers zu etablieren.

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 tiefen Geothermie wird der Thermalwassertransport oft durch Strömungen in Klüften dominiert. Insbesondere in Bohrlochnähe werden dabei mittlere bis hohe Fließgeschwindigkeiten in den Klüften erreicht. Um das Fließverhalten unter diesen speziellen Bedingungen besser zu verstehen, werden Klüfte und deren Hydraulik in im F⁴aT-Labor (Forced fracture fluid flow and Transport Laboratory) experimentell untersucht. Dazu werden im ersten Schritt verschiedene Gesteinsproben auf ihre Rauigkeit hin analysiert. Mehrere Parameter, wie zum Beispiel der Hurst Exponent und die Höhenvarianz, werden untersucht und verglichen. Die gemessenen Rauigkeiten sind gesteinsabhängig und bilden die Randbedingungen der hydraulischen Versuche. Die Rauigkeit bestimmt die Apertur der Klüfte und ist damit der wichtigste Faktor für die Hydraulik und Fließdynamik des Systems. Die Durchflussversuche werden mit einer großen Variabilität an Fließraten durchgeführt um sowohl den laminaren Bereich bei kleinen Fließraten (Re <1) als auch den Beginn des nicht-laminaren Fließverhaltens darzustellen, wobei die Messungen einen signifikanten Einfluss der Rauigkeit auf die Hydraulik zeigen.

Seit 2022 entsteht in Berlin das Quartier KOKONI ONE mit 84 Doppel- und Reihenhäusern. Die nachhaltige Gestaltung fällt durch hölzerne Fassaden, Grünflächen und dachintegrierte Photovoltaikmodule auf. Seit 2023 sind die Wärmeerzeugungsanlagen in Betrieb und die ersten Bewohner:innen eingezogen. Entwickelt wird das Quartier vom Projektentwickler INCEPT GmbH, einem Teil der ZIEGERT Group. Das Energiekonzept verantwortet die naturstrom AG.

Einer der innovativsten Aspekte des Quartiers spielt sich unter der Erde ab. In 100 Metern Tiefe entziehen 68 Erdwärmesonden der Umgebung auf einem Temperaturniveau von 5 °C Wärmeenergie, die in die Energiezentrale des Quartiers geleitet wird. Dort heben zwei Sole-Wasser-Wärmepumpen mit einer elektrischen Eingangsleistung von 74 Kilowatt sowie einer thermischen Ausgangsleistung von 360 Kilowatt die Temperatur des Wassers auf 40 °C an. Das mehr als 1.200 Meter umfassende Niedertemperatur-Nahwärmenetz bringt die Heizenergie in die Gebäude. Die Trinkwarmwasserbereitung erfolgt dezentral in elektronischen Durchlauferhitzern.

Dank des hohen Baustandards nach BEG 55 und moderner Fußbodenheizungen reicht die niedrige Temperatur des Wärmenetzes aus, um ein komfortables Wohnklima zu schaffen. Das niedrige Temperaturniveau von maximal 40 °C sorgt für eine hohe Effizienz der Wärmepumpen und günstigere Wärmepreise.

Im Sommer werden die Energieflüsse zur passiven Kühlung umgedreht: Überschüssige Wärme wird den Gebäuden entzogen und ins Erdreich zurückgeführt. Ein Rückkühler mit 200 Kilowatt Leistung speichert zusätzliche Wärme aus der Luft im Erdreich. Der Rückkühler ermöglicht außerdem eine Reduktion der Sonden. Das senkt die Investitionskosten.

Die Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von 410 Kilowatt-Peak versorgen die Haushalte über das quartierseigene Stromnetz und betreiben die Wärmepumpen.

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.

Das geothermische Informationssystem GeotIS ist ein öffentlicher, digitaler Geothermie-Atlas im Internet, das vom LIAG-Institut für angewandte Geophysik betrieben wird. GeotIS nutzt moderne WEB-GIS- und Datenbanken-Technologien zur Bereitstellung von geowissenschaftlichen Karten, Explorationsdaten und weiteren Daten, die für eine erste Einschätzung von Geothermie-Potenzialen relevant sind. Spezielle Funktionen, wie z. B. der interaktive Profilschnitt ermöglichen einen detaillierten Blick in den geothermisch nutzbaren Untergrund. Darüber hinaus können die jährlich erhobenen Energiedaten der einzelnen tiefen Geothermie-Anlagen in Deutschland abgerufen werden. Neu ist, dass auch Daten für die kommunale Wärmeplanung, z. B. die räumliche Wärmebedarfsdichte und die maximal erforderliche Heizlast, in GeotIS abrufbar sind. Ursprünglich als System für Tiefengeothermie ausgelegt, wird GeotIS in den laufenden Forschungsprojekten ArtemIS und WärmeGut für die mitteltiefe und oberflächennahe Geothermie erweitert. Im Zuge dieser Erweiterung wird die zur Auslegung von Erdwärmesonden entwickelte Software GEOHAND^light der Hochschule Biberach in einer speziell angepassten Version in GeotIS integriert. Damit wird es möglich, für ein beliebiges Areal interaktiv den potenziellen Deckungsgrad von Erdwärmesondenfeldern am lokalen Wärmebedarf abzuschätzen. Dies stellt eine wichtige Informations- und Handlungsgrundlage für die kommunale Wärmeplanung dar. Zum ersten Mal entsteht ein Online-Werkzeug, mit dem relativ einfach und schnell abgeschätzt werden kann, ob eine bestimmte Siedlungsfläche besser durch oberflächennahe, mitteltiefe oder tiefe Geothermie mit Wärme versorgt werden kann.

Siehe Publikation Geothermische.Energie.Nr.108

With the ratification of the Paris Agreement in 2015 and the accelerating global climate crisis, reducing our carbon footprint has become crucial, particularly in the energy sector. Consequently, developing geothermal energy has emerged as a priority in the energy policies of many countries, including Austria and Canada. Traditional geothermal exploration for deep geothermal projects relies on conventional active seismic surveys, which are both logistically challenging and expensive. Recently, noise-based passive seismic methods combined with large and dense seismic nodal arrays have shown to be reliable and cost-effective alternatives for geothermal exploration. Although these nodes are typically designed with high corner-frequencies (>5 Hz), signals within the microseism bandwidths (0.15–1 Hz) can be accurately retrieved by enhancing the signal-to-noise ratio through seismic interferometric methods such as waveform correlation and stacking. This makes them suitable for imaging purposes. Here, we briefly introduce three case studies, where noise-based passive seismic methods are applied for geothermal exploration: one in southern Yukon, Canada, and two in the Vienna Basin, Austria. We discuss features observed in our models relevant to geothermal exploration.

Land surface temperature (LST) is commonly retrieved from thermal infrared remote sensing data and has been used in various applications within the field of geothermal exploration. In geothermal studies, the measured LST is assumed to arise from the combined effect of surface and subsurface processes, with the latter being of fundamental importance to characterize. However, due to diurnal solar heating and spatial heterogeneity in the heating rates of surface materials, the subsurface heat component is recognized only when it presents a high contrast against the background temperature. In this work, we introduce a single-source energy balance model named SkinTES (Surface KINetic TEmperature Simulator), developed in the Interactive Data Language (IDL) environment, for modeling and correcting high-resolution (<100 m) surface temperature data for diurnal and topographic effects. This approach combines atmospheric parameters with a bulk-layer soil model and remote-sensing-based parameterization schemes to simulate surface temperature over bare surfaces. By solving the energy balance, heat, and water flow equations for each pixel and integrating the surface and subsurface energy fluxes over time, SkinTES generates a model-simulated temperature map. This map is then contrasted with concurrent remote sensing LST data to uncover the subtle temperature anomalies arising from subsurface geothermic processes. We present the theoretical basis of the model, its parameterization schemes, and the results obtained by applying it to point-scale and ASTER thermal datasets acquired over a geologically complex sedimentary basin in Iran. The potential application of the model in geologic studies and its capability in detecting blind geothermal systems are highlighted.

The area of Abano Terme is a prominent part of the Hydrothermal Basin of the Euganean Hills. The thermal waters are extracted from wells reaching depths of over 1000 meters. The water from the deep reservoir (upper Trias “Dolomia Principale” and Giurassic limestones) has averaged temperatures of 85°C, chlorinated characteristics and is rich in dissolved silica.

The vulnerability of the Euganean hydrothermal system has led, as is typically the case in similar contexts, to the prohibition of geothermal resource exploitation using classical open-loop systems, reserving the hot water solely for sanitary-thermal use.

Abandoned hydrothermal wells offers the potential for cost-effective energy recovery through conventional DBHE arrays. FEFLOW modelling has been conducted to verify the efficiency of the exchangers by the dynamic flow condition in the reservoir, facilitated by pumping for the thermal establishments, compared to a purely conductive scheme. Detailed simulations have verified scenarios with coaxial DBHE exchangers with vacuum insulated inner tubing, capable of minimizing thermal short-circuiting between the supply and return pipes.

For newly constructed wells, exploitation scenarios with systems conceptually similar to DCL® (Dynamic Closed Loop) technology have also been verified. This technology is currently being tested particularly for exchangers in shallow geothermal systems. The DCL type application, for proper evaluation and sizing, requires the availability of an accurate reservoir geological model (as normally available in hydrothermal exploitation areas). However, as confirmed by numerical modeling, it can find excellent application in deep geothermal systems, ensuring significantly higher energy extraction than classic DBHE.

The Upper Jurassic Aquifer (UJA) in the Molasse Basin, South Germany, presents favorable conditions for geothermal energy utilization due to its high temperature and promising hydraulic properties. In the city of Munich, the reservoir offers optimal conditions for geothermal energy production, driving further research in the area to meet the growing demand for renewable heat sources. Our study focuses on the Schaeftlarnstrasse (SLS) geothermal site in Munich, the largest inner-city geothermal plant in Europe. The site consists of three SLS geothermal doublets (each consisting of an extraction well and an injection well) that were developed to facilitate the reuse of hydrothermal fluids and enhance the reservoir's natural fractures. These doublets operate within a 500 m thick UJA, intersecting its numerous features, including three matrix blocks, two normal faults separating the matrices, two damage zones around the faults, a karst zone, and a debris facies. Due to this high heterogeneity in a relatively small localization, an accurate characterization of the reservoir’s hydraulic properties is needed to understand and improve its performance. This was done in this research using a detailed numerical model that could emulate the hydraulic processes in the reservoir upon which sensitivity and parametric studies are applied. These studies were able to determine the controlling parameters and the parameter combinations responsible for altering the reservoir conditions. They also account for better decision-making in designing and operating the wells, hence facilitating a more sustainable exploitation of the UJA geothermal resources.

The demand for sustainable and renewable energy sources has intensified the exploration of geothermal reservoirs globally and in the European region. This research aims to identify potential opportunities and geothermal applications across the UK and delves into the application of play fairway analysis for geothermal reservoirs.

Play fairway analysis has been conventionally used in the oil and gas industry at the pre-exploration stage for mitigating geological risks, ranking promising sites and identifying areas with the highest potential. The comprehensive analysis integrates multidisciplinary datasets to map the elements of a prospect and create a holistic understanding of subsurface conditions.

An approach to locating geothermal resources follows the play fairway analysis workflow that identifies key components of a prospect. Based on gathered geological data key parameters controlling the distribution of geothermal systems have been identified and mapped by applying weighted cut-offs. A scoring system has been applied to rank potential prospects and eliminate high-risk areas. As a result of the work, for different geothermal types composite common risk segment maps have been created integrating reservoir-level uncertainties.

Thus, applying play fairway analysis to geothermal reservoirs allows for mitigating risks associated with critical components controlling the resource quality. The described method could be applied to identify areas with optimal conditions thereby enhancing exploration efficiency and contributing to the sustainable development of geothermal energy. The results could be utilized as a basis for subsequent resource evaluation and economic feasibility assessment.

Over the last decade, road construction companies have developed innovative solutions that integrate new functions into roads, such as the ability to generate renewable energy. One such technology involves harvesting solar thermal energy through a heat exchanger made up of pipe registers integrated into the pavement. The energy is mainly harvested during the summer, taking advantage of the large black surfaces that roads offer. However, heating needs are significantly higher in winter than in summer, making seasonal storage a critical aspect of this technology. Recent developments have focused on understanding and optimizing the storage of solar heat using shallow geothermal technologies. This paper examines the capability of thermoactive pavement to harvest solar energy and recharge a geothermal probe field. The authors present observations from two operational facilities in France, which provide renewable heat to a customer office at a toll station near to Paris and to social housing in Normandy. Two main parameters were studied: the annual energy balance between the pavement and the probe fields and the evolution of the temperature annually and over several years. Based on these two experiences, the ability of thermoactive pavement to recharge a geothermal probe field has been positively assessed. Like solar thermal energy, this system contributes to the regeneration of the soil. This ensures the long-term dimensioning of geothermal production and allows for optimization of the geothermal field's size. The road infrastructure, on the other hand, does not require additional space, as it is already an integral part of our urban landscapes.

The Greater Paris Region has become the largest geothermal basin in the EU, with 2 TWh of annually delivered heat. Today, geothermal energy is considered as a solution to reduce carbon emissions and stabilise energy costs. Around Paris, this energy source could double in the mid term and various French cities have launched new projects. While some of the district heating systems were initially conceived with geothermal energy, many others were using gas or coal as their principal source of energy. Switching to geothermal resources may require extensive adaptations, particularly with reservoirs between 60-80°C. With 40 years of experience, MANERGY gained a solid knowledge in optimising temperature regimes for publicly and privately operated district heating. The presentation will focus on:

· The development of deep geothermal energy in the Greater Paris Region and projects in France

· Lessons learnt in switching to geothermal resources from a technical perspective

· How technical considerations could have a decisive impact on the financial balance of district heating systems

Operating deep or high-temperature geothermal wells involves several well integrity challenges due to the extreme conditions encountered downhole. With a particular emphasis on the energy sector, Vallourec has been delivering premium tubular solutions for decades, designed to withstand even the most severe conditions, including corrosive environments, high pressure, and high temperatures. Drawing on its extensive expertise in the oil and gas sector, Vallourec has expanded its portfolio to address the unique challenges of geothermal applications including the specialized demands of deep geothermal projects. This presentation will explore how Vallourec's experience in the oil and gas market can be leveraged in the geothermal environment through the use of premium connections, high-collapse pipes, well design optimization, and material selection to enhance well life without compromising profitability.

The combined production of heat/electricity and lithium from hot and deep geothermal waters could be a local and sustainable solution for reducing our carbon footprint to produce energy and critical raw materials. The geothermal lithium concept is based on the combined use of heat from hot, deep water and the extraction of lithium naturally present in the brine.

Lithium is an alkaline metal with interesting electrochemical properties that make it an essential mineral resource in the battery industry. On Earth, lithium is concentrated in the Earth's crust in solid form (rocks and minerals) or liquid form (salt lakes and geothermal waters).

The supply risks are particularly important for lithium and concern both economic and geopolitical criticality and also societal, ethical and climatic impacts. In such a context, the development of a local industrial sector for lithium production from geothermal resources can have a strong impact on our territories. Coupling heat production and lithium extraction from geothermal water should allow the Upper Rhine graben area in Germany and France not only to develop a competitive industrial sector but also to contribute to the reduction of environmental impacts by producing at a local scale a renewable energy and lithium with a low carbon footprint.

AQUAPROX's main R&D laboratory in Le Mée Sur-Seine (France) :

- The R&D Team,

- the R&D Equipment

- the current projects.

The general working method of the R&D Team, with 30 years of experience in geothermal activities, explained using the example of the new antiscale additive GeoDisperse 210 for Deep Geothermal Systems (“High Enthalpy”):

1.) Detailed analysis of the problem

a) Chemical composition of the water,

b) Chemical composition of the scale deposits,

c) Molecular/crystallographic structure of the scale deposits

2.) Selection of suitable active ingredient molecules, taking into account biodegradability and safety for the technicians,

3.) Water chemical simulation of on-site conditions

4.) Formulation of synergistic combinations of active ingredients to design high-performance target products

5.) Performance testing of these target products

6.) Selection of the "Most Performant", stability tests of the latter

7.) Conclusions, preparation for industrialization

Eine nachhaltige Wärmeerzeugung ist die Grundvorraussetzung für jedes Geothermieprojekt. Neben vielen Faktoren ist die optimale Reservoirbewirtschaftung ein essentieller Baustein. Diese umfasst aus Perspektive der Ressource sowohl die Fragestellung einer langfristigen Sicherstellung der Produktivität und Injektivität als auch der Födertemperatur.

Die mesozoischen Reservoire des Norddeutschen Beckens sind insbesondere für ihre lokalen, fluviatilen Ablagerungen bekannt. Somit ist die Lage des Reservoirs im Hinblick auf den Projektstandort von großer Bedeutung. Aber auch Hetergoenitäten innerhalb der Flussysteme sind von Bedeutung.

Für das Reservoirmangements müssen daher die Fragen zur geometrischen Ausprägung der Ressource aber auch des geothermischen Entwicklungspotenzials frühzeitig berücksichtigt werden. Der Einfluss der Reservoirkomplexität auf die Prognosefähigkeit des geothermischen Modells werden im vorliegenden Beitrag untersucht.

Obwohl Tiefengrundwasser grundsätzlich Teil des hydrologischen Kreislaufs ist, muss es als begrenzte Ressource betrachtet werden. Dies betrifft die hydrochemische Zusammensetzung, die Altersstruktur und die im Grundwasser gespeicherte Wärme. Das Monitoring von Veränderungen im Reservoir ist essentiell für eine frühzeitige Erkennung von nutzungsbedingten und nutzungsabhängigen Veränderungen im Reservoir.

In dieser Studie wird ein Konzept vorgestellt, mit dem die Veränderungen im Reservoir anhand des hydrochemischen Fingerabdrucks erkannt, auf Fließprozesse zurückgeführt und bewertet werden können. Exemplarisch wird das Konzept auf einen Tiefengrundwasserleiter angewandt, der zur Produktion von Heil- und Mineralwasser genutzt wurde. Diese Daten dienen später dem Test eines Prognosemodells, dessen erste Phase mit Produktionsdaten aus Geothermiebohrungen kalibriert wird.

Im betrachteten Mineralwasserleiter zeigen Daten der letzten 40 Jahre eine hydrochemische Schichtung, wobei Salinität und Alter mit der Tiefe zunehmen. Mit fortlaufender Reservoirnutzung haben das hydraulische Potential, die Gesamtmineralisation des geförderten Wassers und dessen CO₂-Gehalt stetig abgenommen. Diese Ergebnisse lassen in Kombination mit Tiefenmessungen darauf schließen, dass der Salzwasserhorizont im Reservoir nutzungsbedingt signifikant abgesunken ist. Die Summe der Veränderungen sowie vorhandene Anzeichen einer dauerhaften Veränderung wären demnach ein Indikator für den "Abbau" des Mineralwassers.

Auch in den Carbonaten des Oberjura im bayerischen Molassebeckens lassen sich mehrere Grundwassertypen unterscheiden. Auch wenn Geothermieanlagen kein tiefenaufgelöstes Monitoring der hydrochemischen Zusammensetzung erlauben, muss bei den großen Mächtigkeiten der erschlossenen Reservoire eine Tiefenzonierung angenommen werden. Kontinuierliches faseroptisches Temperaturmonitoring ermöglicht die Überwachung der hydraulisch aktiven Zonen im Reservoir. In Kombination mit gemessenen Veränderungen der hydrochemischen Charakteristik am Brunnenkopf können die Entwicklung des Reservoirs und regionale Zuflüsse abgegrenzt werden.

Das hydrothermale Reservoir, bestehend aus den Karbonaten des Oberjura und Purbeck, im Süddeutschen Molassebecken ist das wichtigste Reservoir für die geothermische Energieversorgung in Bayern. Die komplexe Hydrogeologie des Oberjura Reservoirs wird durch eine heterogene Geologie mit Verkarstungen, Riff- und Beckenfazies und tiefen Störungszonen verursacht.

Das große Interesse an dem Reservoir für die geothermische Energieversorgung führte zu einem verstärkten Ausbau von Geothermiekraftwerken im Großraum München in den letzten Jahren. Heute werden in diesem Gebiet 18 geothermische Kraftwerke für die Fernwärme- und Stromerzeugung genutzt.

Das Verständnis der Dynamik innerhalb des Reservoirs ist wichtig, um eine lange und nachhaltige Nutzung der geothermischen Ressource zu gewährleisten. Tracerversuche sind ein dabei wichtiges Instrument zur Untersuchung der Grundwasserströmungswege, zur Erkennung möglicher thermischer Durchbrüche und zur Minimierung potenzieller negativer Interferenzen zwischen geothermischen Kraftwerken.

In den letzten Jahren wurden an den bestehenden Anlagen mehrere Tracerversuche durchgeführt, und die wachsende Zahl von Projekten wird in den kommenden Jahren auch zu einer Zunahme von Tracerversuchen führen. Die Zunahme führt zur Anforderung Tracerversuche ganzheitlich mit dem Blick auf Interferenzen zwischen Geothermie-Standorten und Hintergrundwerten zu planen. Da nur eine begrenzte Anzahl herkömmlicher Tracerstoffe für den Einsatz in der tiefen Geothermie bei hohen Temperaturen zur Verfügung steht und an einigen Anlagen bereits Versuche durchgeführt wurden, wird vom Lehrstuhl für Hydrogeologie der Technischen Universität München in Kooperation mit dem Bayerischen Landesamt für Umwelt ein Tracermanagement für das Oberjura Reservoir entwickelt, das Richtlinien zur Durchführung von Tracerversuchen, die Eignung verschiedener Tracer für den Einsatz in der Geothermie und standortspezifische Empfehlungen enthält.

Im Rahmen des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz der Bundesrepublik Deutschland (BMWK) geförderten Forschungsprojektes „GFK-Monitor“ wurde erstmalig ein Glasfaserkabel (GFK) in eine tiefe Geothermie-Bohrung (4180m MD, 3141m TVD) von GOK bis über 900m des Open-Hole-Bereichs der Reservoirsektion eingebaut. Der Glasfaserkabeleinbau erfolgte an einem Sucker-Rod-Strang in eine seit 3 Jahren im Betrieb befindliche Reinjektionsbohrung der Stadtwerke München am Energiestandort Süd.

Um den Erfolg des GFK-Einbaus zu garantieren, wurden u.a. Lessons Learnt aus einem bereits erfolgten GFK-Einbau im Cased-Hole-Bereich in einer der benachbarten Bohrungen herangezogen, komplettierungstechnische Sonderlösungen entwickelt, sowie ein Befahrbarkeitsnachweis des Open-Hole-Bereichs am Bohrgestänge, inkl. Bohrlochmessung, vor dem GFK-Einbau durchgeführt. Es werden sowohl bohr- und komplettierungstechnische Aspekte aus der Planung und Umsetzung des GFK-Einbaus als auch erste Ergebnisse der Auswertung der faseroptischen, ortsverteilten Temperatur- (DTS) und Dehnungsmessung (DAS) sowie der zwei punktuellen Druckmessungen durch faseroptische Tiefensonden auf Endteufe und oberhalb des Reservoirs vorgestellt.

Anhand der gewonnenen Temperaturdaten aus dem Stillstand und während der Reinjektion werden die hydraulisch aktiven Zonen im open-hole Bereich interpretiert und quantifiziert. Durch Korrelation mit geophysikalischen Logs werden die hydraulisch relevanten Bereiche in den lokalen und regionalen geologischen Kontext gesetzt. Der Vergleich mit stationären Flowmeter Messungen, welche nach Fertigstellung der Bohrung durchgeführt wurden, könnte auf Änderungen in den Injektionszonen hinweisen. Diese stehen womöglich im Zusammenhang mit einer stark verbesserten Injektivität der Bohrung. Abschließend werden mögliche Gründe für diese hydraulische Dynamik im Reservoir diskutiert.

A significant increase in geothermal site construction and drilling activity is necessary to reach the ambitious goal of supplying 25% of the building heat used in Bavaria. Thereby, drilling efficiency and safety are often challenged by the subsurface's difficult-to-predict geological and geomechanical conditions. One critical safety aspect is identifying and mapping gas reservoirs in shallow and deep stratigraphic layers. To achieve this goal, seismic reflection profiles, mainly acquired in the 1970s and 1980s, will be analysed for direct hydrocarbon indicators (DHIs) and trap structures. To also reduce the risk of drilling into shallow gas accumulations that cannot be detected with regular seismic measurements, shallow seismic reflection (P- & S-wave) is to be tested in the region of Simbach a. Inn, an area historically known for its abundance of shallow gas shows. Gas accumulations at shallow depths pose an elevated drilling risk as the total weight of the mud column in the borehole is still relatively low and blow-out prevention in the top hole section is usually limited due to the large hole diameter. In the area of interest, close to Simbach, a diffuse spot in two older 2D seismic reflection profiles could indicate a fault zone with potential gas migration/accumulation. We will give an overview of the first results of the shallow seismic campaign and an outlook on further plans for seismic gas detection in deeper layers in the North Alpine Foreland basin in SE Germany.

The work is part of the GeoChaNce project funded by the Bavarian Environmental Agency.

Bis zum Jahr 2045 soll die Energieversorgung in Deutschland treibhausgasneutral werden, so auch der Wärmesektor und damit die Versorgung der Bestandsgebäude. Mit dem Wärmeplanungsgesetz und der Novelle des Gebäudeenergiegesetzes sind gesetzliche Grundlagen geschaffen worden, die die Wärmewende in Richtung klimafreundliches Heizen unterstützen. Die Planung und Umsetzung einer gänzlich regenerativen Energieversorgung und damit der Tausch von fossilen Versorgern zu Wärmepumpen in Wohngebäuden stellt in diesem Zusammenhang eine Herausforderung dar. Auch wenn Wärmepumpen, genau wie Heizkessel, Wärme permanent und regelbar bereitstellen können, gibt es zwischen beiden Wärmeerzeugern wesentliche Unterschiede.

Im Vortrag sollen anhand von Umsetzungsbeispielen zunächst die Historie und Hintergründe für den Heizungstausch beleuchtet und dargelegt werden. Über die Konzeptentwicklungen werden dann die vorhandenen Beispiele (Mehrfamilienhäuser) vorgestellt. Die gesammelten Erfahrungen und Erkenntnisse aus der Planung und Umsetzung des Umbaus stellen die häufig auftretenden Bottelnecks dar, wie Konzept zur Raumheizungs- und Trinkwarmwasserbereitung, Ausbau des Stromnetzes und des Stromanschlusses sowie der Aufstellort der Wärmepumpen ist frühzeitig zu betrachten, da Heizzentralen meist nicht groß genug sind, um zusätzliche Speicher und Geräte unterzubringen. An den Umsetzungsbeispielen kann grundlegend gezeigt werden, das die Vorraussetzung für einen Wärmeerzeugertausch gegeben sind, diese aber richtig angewendet und erarbeitet werden müssen. Ein effizienter Wärmepumpeneinbau kann nur in Verbindung mit fachkundigem Personal, einer qualitätsgessicherten Umsetzung und einem effizienzgeprüften Betrieb der Anlagentechnik erzielt werden. Nach der Inbetriebname der Wärmepumpe ist eine Anlagenüberwachung, die Analyse der Betriebsdaten und die Anpassung an neue Randbedingungen (Einregulierungsphase) erforderlich.

Im Gebäudesektor liegt das größte Potenzial zur Senkung der Treibhausgas-Emissionen im Bereich der Bestandswohngebäude. Zusätzlich müssen viele dieser Gebäude vor einer sommerlichen Überhitzung geschützt werden. Ein gemeinsamer Lösungsansatz für beide Problemstellungen wird im Rahmen des Projektes KUEHASystem[1] in einem Feldtestobjekt in Leipzig mit 36 Wohneinheiten erprobt.

Bei diesem Lösungsansatz wird hauptsächlich auf Wärmepumpentechnologien gesetzt, da diese zur Wärme- und Kältebereitstellung genutzt werden können. Synergieeffekte entstehen insbesondere bei Anlagenkonfigurationen in Verbindung mit Erdwärmesonden. Für die verbraucherseitige bzw. raumseitige Energiebereitstellung werden die im Objekt bereits vorhandenen freien Heizflächen sowohl im Heiz- als auch im Kühlfall genutzt.

Zur Validierung der Systemlösung wurde im Feldtestobjekt ein besonders detailliertes Monitoring mit über 400 Datenpunkten und ca. 500.000 Messwerten pro Tag aufgebaut. Erfasst werden neben den Energieströmen der zentralen Wärme- und Kältebereitstellungsanlage und aller Wohneinheiten ebenso alle relevanten Temperaturen zur Bewertung des Anlagenverhaltens und der Raumluftzustände.

Neben der Erprobung und Validierung der Systemlösung liefern die Untersuchungen am Objekt zusätzliche Ergebnisse hinsichtlich des reglungstechnischen Zusammenspiels von bi- bzw. multivalenten Anlagen, Ergebnisse zur besseren Einschätzung der gegenseitigen Beeinflussung von Sondenbohrungen, der Möglichkeit zur Nutzung des Sondenfeldes als Saisonalspeicher sowie abschließend Aussagen zur Regenerationsfähigkeit des Erdreiches.

[1] KUEHASystem – Ganzjährige Gesamtsystemoptimierung zur Reduzierung der CO₂-Emissionen von Bestandheizungsanlagen – Demonstration einer Systemlösung für Heizen und Kühlen

Als zentraler Baustein für die Wärmewende gelten Wärmepumpen, welche Umweltwärme zum Heizen oder Kühlen von Gebäuden nutzen. Als Wärmequellen dienen meistens Außenluft, Erdreich, oder Grundwasser, wobei die Quelle und das dafür nötige System zur Erschließung die Kosten und Effizienzen im späteren Betrieb bestimmen.

Die Effizienz einer Wärmepumpe hängt entscheidend von der Temperatur der Wärmequelle ab. Die Erdreichtemperatur in direkter Umgebung von Erdwärmesonden ist nicht direkt durch klimatische Temperaturschwankungen beeinflusst und zeigt eine vergleichsweise geringe jährliche Variabilität in Folge des Wärmeentzugs. Hingegen zeichnen sich Luftwärmepumpensysteme durch ausgeprägte Schwankungen der Quellentemperatur aus – von jahreszeitlich bis tageszeitlich. Erdkollektorsysteme zeigen sowohl eine ausgeprägte Abhängigkeit der Erdreichtemperaturen vom Klima als auch von der Wärmeentzugsmenge.

In unserer Studie vergleichen wir für unterschiedliche Klimastandorte in Deutschland die jahreszeitliche Entwicklung der Wärmequellen Luft und Erdreich für unterschiedliche Wärmeentzugsleistungen. Hierfür nutzen wir klimatologische Daten (Außentemperatur), Messdaten aus dem Monitoring von Erdwärmesonden, sowie modellierte Daten der Erdreichtemperaturen für Erdwärmekollektoren. Wir vergleichen zu welchen Zeiten Luftwärme bzw. Erdwärme die energetisch bevorzugte Quelle ist und ziehen Schlüsse mit Blick auf die Effizienz über ein ganzes Jahr. Dabei betrachten wir kritisch die gängige Praxis des Effizienzvergleichs von Luftwärmepumpen und Erdwärmepumpen auf Basis des SCOP (Seasonal Coefficient of Performance) und diskutieren Unterschiede in der Effizienz zu Spitzenlastzeiten.

Eine ausreichend niedrige Netzrücklauftemperatur ist für die Wirtschaftlichkeit von tiefen und mitteltiefen Geothermie Projekten von hoher Bedeutung. Mit Hilfe neu entwickelter Absorptions-Hausanschlussstationen (AHCS) ist es möglich, die Rücklauftemperatur im Wärmeverteilnetz unter die Rücklauftemperatur des Gebäudeheizungssystems zu senken. Dadurch ist auch einer Erhöhung der Thermalwasserauskühlung bzw. eine Verringerung der Injektionstemperatur möglich. Außerdem wird für die gleiche Gebäudeheizleistung ein geringerer Volumenstrom im Wärmeverteilnetz benötigt, so dass entweder weitere bzw. zusätzliche Verbraucher mit versorgt werden können oder der Leistungsbedarf der Netzförderpumpen reduziert werden kann. Im Beitrag wird die technische Funktionsweise der AHCS dargestellt und die wirtschaftlichen Auswirkungen einer verringerten Rücklauftemperatur betrachtet.

In der oberflächennahen Geothermie werden bei geschlossenen Systemen, d.h. bei Erdwärmesonden und Flächenkollektoren, aber auch bei Nieder­temperatur­netzen, überwiegend Frost­schutzmittelgemische als Wärmeträgerflüssigkeit (WTF) verwendet, um einen Betrieb nahe bzw. unter 0 °C zu ermöglichen. Frostschutzmittel ist eine Bezeichnung für verschiedene chemische Substanzen wie z.B. Glykol. Zusätzlich zum Frostschutzmittel werden auch Additive zugesetzt, die beispielsweise als Korrosionsschutzmittel, Tensid oder Duftstoffe dienen. Im Falle eines Defekts können Frostschutz­mittelgemische in den Untergrund und ins Grundwasser gelangen, d.h., sie stellen ein Risiko für die Umwelt und insbesondere für das Trinkwasser dar.

In Deutschland wird als Frostschutzmittel überwiegend Ethylenglykol mit einem Volumenanteil zwischen 25 % und 30 % am WTF eingesetzt. Außerdem werden weitere Alkohole wie z.B. Propylen­glykol und Ethanol aber auch Solen verwendet. Die Frostschutzmittel beeinflussen nicht nur den Gefrierpunkt des WTF, sondern auch dessen thermische Eigenschaften sowie dessen Dichte und Viskosität und damit auch die Wärmeübertragung und die für die geothermische Anlage erforderliche Pumpleistung.

In einer von E.ON finanzierten Studie haben wir die Vor- und Nachteile von Frostschutzmitteln und Additiven analysiert, um eine Bewertungs­grundlage für den Betrieb von erd­gebundenen Wärmetauschern mit und ohne Frostschutzmittel und andere Zusatzstoffe zu erhalten. Beim Geothermiekongress diskutieren wir insbesondere das Umweltgefährdungspotenzial der WTF-Bestandteile sowie den Einfluss von Frostschutzmitteln auf die Gesamtkosten und die CO₂ Emissionen eines Erdwärmesondenfeldes.

Enhanced Geothermal Systems (EGS) involve artificially creating permeability in geothermal systems through engineering and stimulation methods. Despite over 30 EGS projects initiated since the pioneering experiment at Los Alamos National Lab in 1974, technical complexities, financial constraints, and seismicity challenges have hindered their success. This work examines all EGS projects established from 1974 to 2024, focusing on developments over the last decade. Presently, Europe leads with nine commercial and research projects, followed by North America with seven EGS endeavors. Most projects have been conducted in igneous formations. While some projects, such as Desert Peak and Fervo Energy in the USA or Landau and Rittershofen in Europe, achieved high flow rates after stimulation, many projects failed to meet commercial viability thresholds, resulting in project abandonment. Challenges also persist due to induced seismicity, especially in naturally fractured reservoirs near large fault zones. Recent advancements, like Fervo Energy's multistage fracking in non-fractured rock, offer promise in mitigating induced seismicity. A deep understanding of thermo-hydro-mechanical behaviors, careful control over injection rates, and comprehensive risk assessments remain crucial for operational safety and the further development of EGS.

As the hydrocarbon industry declines in central Europe, countless wells are left behind, providing an opportunity to use existing infrastructure and expertise in accelerating the green energy transition. TRANSGEO is a regional development project exploring the potential for producing geothermal energy from these abandoned oil and gas wells. TRANSGEO members have produced socio-economic and policy analyses of well reuse in 5 central European countries: Austria, Croatia, Germany, Hungary, and Slovenia. The socio-economic analyses focus on reusing active and abandoned boreholes in municipalities (for district heating systems and thermal baths/spas), agriculture (for greenhouses, drying, and aquaculture), and industry. Heat demand of these specific applications has been matched with the energy production potential of 5 geothermal reuse technologies (Aquifer and Borehole Thermal Energy Storage, Deep Borehole Heat Exchangers, Hydrothermal Energy, and Enhanced Geothermal Systems) to guide future geothermal development projects in choosing the most suitable options for well reuse. The economic analysis provides cost estimates for a variety of reuse situations and compares the cost of well reuse with the cost of drilling new wells, which is often much higher. The policy analysis provides information on the laws related to well ownership and reuse in the 5 countries, guidance on steps required to undertake a reuse project, and national and EU financial support and incentives. TRANSGEO is co-funded by the European Regional Development Fund through Interreg Central Europe.

As more deep hydrocarbon wells are coming to the end of production, interest in opportunities to reuse this valuable infrastructure for geothermal development is increasing. To facilitate repurposing of existing wells, the regional development project TRANSGEO is creating a variety of tools and guidance documents to inform new geothermal redevelopment projects and decrease their technical and financial risk. We have compiled a database of wells in regional sedimentary basins in five central European countries (Austria, Croatia, Germany, Hungary, and Slovenia) as the basis for an online application for selecting candidate wells for geothermal redevelopment. Additionally, engineering workflows for applying 5 geothermal reuse technologies (Aquifer and Borehole Thermal Energy Storage, Deep Borehole Heat Exchangers, Hydrothermal Energy, and Enhanced Geothermal Systems) were created based on literature and numerical modelling studies. The workflows provide information on the steps involved in evaluating and adapting a well for a new purpose. TRANSGEO is co-funded by the European Regional Development Fund through Interreg Central Europe.

The use of carbon dioxide (CO2) in geothermal power plants has gained significant attention in recent years as a means of preventing calcium carbonate scaling in the wells and submersible pumps. Calcium carbonate scaling can cause a number of problems in geothermal power plants, including reduced efficiency, increased energy consumption, and decreased power output.

The PRESUS C technology from Linde is a highly effective and reliable method of injecting CO2 below the submersible pump in geothermal power plants. This technology is capable of reducing the concentration of dissolved calcium in the geothermal fluids, thereby preventing the formation of calcium carbonate scaling.

By injecting CO2 into the geothermal fluid, the pH level of the fluid is lowered, making it less conducive to the formation of calcium deposits. This method has been proven to be highly effective, with some geothermal power plants.

Moreover, the use of CO2 injection in geothermal power plants is a relatively low-cost and environmentally friendly solution to calcium carbonate scaling. Unlike some other methods, such as acidification or the use of chemical or biological inhibitors, CO2 injection does not produce any harmful byproducts or waste.

In conclusion, the use of CO2 injection technology such as PRESUS C from Linde in geothermal power plants is an effective and sustainable solution to calcium carbonate scaling. By preventing the formation of calcium deposits, this technology can help geothermal power plants operate more efficiently and reliably, ultimately contributing to a more sustainable and low-carbon energy future.

The research project Eva-M 2.0 adopts a holistic approach to investigate and compare two methods for mitigating calcium carbonate scaling in geothermal plants located in the Bavarian Molasse basin. The first method involves the injection of an environmentally friendly liquid polymer inhibitor, while the second employs CO₂ injection. The study incorporates comprehensive hydrochemical and microbiological monitoring, alongside assessments of biological and thermal degradability, corrosion, and fluid-rock interaction with the reservoir. This paper presents the results related to the economic efficiency of both scaling mitigation methods, focusing on key performance indicators. The results demonstrate that both methods effectively prevent scaling, thereby enhancing the economic efficiency of medium-enthalpy hydrogeothermal projects.

Die Wärmetransformation ist das zentrale Instrument zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung. Für die Stadt München und das angrenzende Umland bietet das Molassebecken aufgrund seiner geologischen Beschaffenheit großes Potenzial zur Nutzung tiefengeothermischer Energie. Durch die Anbindung an ein Fernwärmenetz kann zukünftig der größte Teil des Wärmebedarfs regenerativ gedeckt werden.
Neben der Tiefengeothermie werden Großwärmepumpen einen maßgeblichen Anteil an der Wärmeerzeugung haben. Diese werden im Zusammenspiel mit Geothermieanlagen betrieben, wobei Thermalwasser als hochwertige Wärmequelle dient und Wärmeenergie effizient für verschiedene Betriebsweisen bereitgestellt werden kann. Bereits in der Vorkonzeption stellen sich viele Fragen, wie die Wahl eines zukunftssicheren und geeigneten Kältemittels, die Teillastfähigkeit der Anlage und der hohe Stromanschlussbedarf bei hohen Leistungen. Zudem ist die Anzahl der Hersteller von Großwärmepumpen noch sehr begrenzt und viele Entwicklungen sind noch laufend. Im Folgenden werden der Hintergrund des Wärmepumpeneinsatzes in der Tiefengeothermie erläutert, die verschiedenen Betriebsweisen dargestellt und einige der aktuellen Herausforderungen näher erörtert.

Aufgrund des hohen Anteils des Wärmesektors am Endenergieverbrauch in Europa ist dessen stetige Dekarbonisierung unabdingbar. Großwärmepumpen können hierzu einen wichtigen Beitrag leisten. Grundsätzlich sind verschiedene Energiequellen wie Erdwärme, Luft oder fließendes Wasser nutzbar. Im Kontext der Systemintegration von Großwärmepumpen bestehen noch offene Forschungsfragen zu den technischen Aspekten, wie der Fluidauswahl oder dem Teillastverhalten, sowie zu den wirtschaftlichen Aspekten zu beantworten.

Diese Studie untersucht das Potenzial zur Steigerung der thermischen Leistungsabgabe bestehender geothermischer Heizwerke durch die Integration von Großwärmepumpen. Um eine belastbare Wirkungsgradprognose der Wärmepumpe zu berücksichtigen, werden experimentell validierte Kennlinien in ein techno-ökonomisches Modell implementiert. Somit werden insbesondere die Einflussgrößen Temperaturhub, Temperaturgleit und Teillastbetrieb in Bezug auf die Effizienz der Großwärmepumpe berücksichtigt. Die angestellten Jahressimulationen basieren auf realen Eingangsdaten für das Fernwärmenetz, die geothermische Quelle, sowie das bestehende Heizwerk im Süddeutschen Molassebecken.

Im Rahmen der technisch-ökonomischen Analysen erfolgt die Berechnung der Wärmegestehungskosten (WGK). Für das Basisszenario ergibt sich ein Wert von 68 €/MWh. Des Weiteren wurden Sensitivitätsanalysen durchgeführt, um den Einfluss ausgewählter geologischer, anlagentechnischer und wirtschaftlicher Parameter auf die WGK zu quantifizieren. Der Strompreis zeigt mit einer potenziellen Senkung der WGK um 39 % die deutlichsten Auswirkungen. Die Studie demonstriert das signifikante Potenzial der Integration von Großwärmepumpen in geothermische Energiesysteme und Fernwärmenetze zur effizienten und kostengünstigen Erweiterung der thermischen Kapazität des erneuerbaren Systems. So könnte bei gleichen Randbedingungen in den bestehenden Heizwerken im Molassebecken die Wärmemenge von 1100 GWh/a auf 2000 GWh/a angehoben werden.

Das Temperaturniveau von geothermalen Quellen reicht vielerorts nicht aus, um unmittelbar Wärme für industrielle Prozesse bereitzustellen. Hochtemperatur-Wärmepumpen bieten eine effiziente Lösung zur Temperaturaufwertung. In der Regel werden elektrisch angetriebene Wärmepumpen verwendet, welche bei ungünstigen Randbedingungen (z. B. hohe Temperaturhübe) jedoch unwirtschaftlich sein können. Bei großskaligen Anlagen werden zudem hohe Anschlussleistungen benötigt, die möglicherweise die lokalen Netzanschlusskapazitäten überschreiten.

Gleichzeitig fallen an vielen Industriestandorten produktionsbedingte Reststoffe und Biomasse an, die ungenutzt bleiben oder entsorgt werden müssen. Thermisch angetriebene Wärmepumpen stellen – insbesondere in solchen Anwendungsfällen – eine vielversprechende Alternative dar. In Dänemark werden beispielsweise Biomasse betriebene Absorptionswärmepumpen (AWP-Typ 1) eingesetzt, um geothermale Wärme in Nah- und Fernwärmenetze einzuspeisen. Aufgrund technischer Hemmnisse ist der Einsatzbereich von AWP-Typ 1 jedoch meist auf den Niedertemperaturbereich bis 90 °C beschränkt.

In diesem Vortrag werden thermisch angetriebene Wärmepumpen vorgestellt, welche darüber hinaus den Hochtemperaturbereich (> 100 °C) und somit industrielle Anwendungen bedienen können. Im Fokus der Untersuchungen steht die industrielle Prozessdampferzeugung, die insbesondere für die Lebensmittel- und Papierindustrie relevant ist. Als potenzielle Antriebsenergie wird der Einsatz von Biomasse, Reststoffen, erneuerbaren Gasen oder zugekauftem Dampf untersucht. Die erarbeiteten Optionen werden mit elektrisch angetriebenen Wärmepumpen verglichen und anhand ihrer individuellen Vor- und Nachteile diskutiert. Über Sensitivitätsanalysen werden zudem die Einflüsse von verschiedenen Randparametern auf die technisch-ökonomische sowie ökologische Performance dieser Technologien herausgestellt. Auf Grundlage dieser Untersuchungen werden Empfehlungen für priorisierte Einsatzbereiche von elektrisch bzw. thermisch angetriebenen Wärmepumpen erarbeitet, um zukünftig den Planungsaufwand für Geothermieprojekte zu reduzieren.

This study compares the techno-economic performance of high temperature heat pump (HTHP) cycles for upgrading geothermal heat in industrial process heat applications. For industrial facilities lacking excess waste heat and aiming to decarbonize their heat supply, upgrading geothermal heat via a HTHP presents a potential solution. Based on a HTHP literature review, three promising closed-loop compression heat pump cycles—intermediary heat exchanger (IHX), transcritical, and two-stage cascade—are presented and compared in three different industrial process case studies: hot air drying, water heating, and steam generation. The hot air-drying case study considers the heating of dry air from 120 °C to 160 °C; the water heating case study considers the heating of pressurized water from 90 °C to 110 °C; and the steam generation case study considers producing saturated steam at 160 °C from a 110 °C pressurized water stream. All simulations assume an 80 °C geothermal source with a constant flow rate of 75 liters per second. Thermodynamic simulations serve as the basis for the techno-economic evaluation, with Coefficient of Performance (COP) and levelized cost of heat (LCOH) being calculated and discussed for each cycle. In addition to comparing different cycles, heat pump LCOH is evaluated against the installation of a boiler for each process.

Neben der klassischen direkten Nutzung der (mittel-) tiefen Geothermie zur Wärmeversorgung sowie zur Strombereitstellung besteht ein wachsendes Interesse, die verfügbare Wärmeenergie zur Erzeugung von Prozesswärme, Kälte oder in Hochtemperaturwärmepumpen zu nutzen. Über verschiedene Anlagenkonzepte kann die Absorptionstechnologie in diesen Bereichen einen wichtigen Beitrag leisten. Im Gegensatz zu klassischen Kompressionsmaschinen ermöglicht die Absorptionstechnologie eine Wärmetransformation bzw. Kältebereitstellung durch den Einsatz nur geringer Mengen elektrischer Energie. Ihre Nutzung ermöglicht eine ganzjährige Auslastung von Geothermieanlagen, auch in Phasen geringer Wärmenachfrage. Im Rahmen dieses Vortrags sollen Potentiale der verschiedenen Absorptionstechnologien in der Geothermie identifiziert werden. Neben Absorptionswärmepumpen- und Wärmetransformatoren liegt ein besonderer Fokus der Untersuchungen auf Kältebereitstellung aus Geothermie mithilfe von Absorptionskältemaschinen.

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.­­­

Das Forschungsprojekt Geothermie-Allianz Bayern (GAB) startete 2016 unter Förderung des Bayerischen Staatsministeriums für Wissenschaft und Kunst. 2024 endet die zweite Förderphase des Projekts. Die angewandte Forschung der letzten vier Jahre umfasste die Entwicklung effizienter Anlagenkomponenten, die Untersuchung der Auswirkungen möglicher Seismizität auf Gebäude, das langfristige und nachhaltige Reservoirmanagement im Malm sowie die Erkundung des nordbayerischen Kristallins. Der Vortrag gibt einen Überblick über die Arbeiten und die erzielten Meilensteine in den vier Teilprojekten. Es wird dabei auf die spezifischen Fachvorträge aus dem Projekt im weiteren Kongressverlauf verwiesen.

2025 beginnt die nächste Förderphase der GAB. Der Forschungsschwerpunkt wird von der hydrothermalen Technologie im Malm auf alternative, mitteltiefe Horizonte, sowie petrothermale Bereiche in Nordbayern verlagert. Die Teilprojekte werden nicht nach Technologie, sondern nach dem methodischen Vorgehen gegliedert. Die zukünftige Forschung im untertägigen Bereich wird in klassische geologische Erkundung und skalenübergreifende Reservoirmodellierung unterteilt. Im obertägigen Bereich rückt die flexible Fahrweise, sowie die Systemeinbindung von geothermischer Energie in den Fokus. Das Arbeitsprogramm wird durch Simulationen zur Minimierung seismischer Einwirkungen in neuen Horizonten abgerundet.

Die günstigen geologischen Bedingungen im Untergrund des Großraums München weisen ein hohes Potenzial, nach aktuellen Schätzungen von mindestens 1,8 GWth, für die tiefengeothermische Fernwärmeversorgung auf und überschneiden sich mit einer sehr hohen Wärmebedarfsdichte im Großraum München. Bisher wurde dort ein geothermisches Potenzial von ca. 400 MWth erschlossen. Dies reicht jedoch für die Transformation der Fernwärmeversorgung in der Landeshauptstadt München und im Landkreis nicht aus. Derzeit ist höchstens ein Viertel des Potenzials im Bilanzraum erschlossen. Diese Lücke bildet die Motivation für das Projekt GIGA-M, in dem ein breites Bündnis von Akteur*innen aus der Stadt und dem umgebenden Landkreis München ein zeitnahes Hochskalieren der Tiefengeothermie in der Region anstreben. Ein strategischer Wechsel von der derzeitigen Umsetzung einzelner Standorte in Stadt und Umland zur synergetischen optimierten Nutzung eines geothermischen Feldes soll gelingen. Dafür und für die Verschiebung der Tiefengeothermie-Nutzung von der Grundlast in die Mittel- bis Spitzenlast erarbeitet das Projekt GIGA-M Lösungen für die folgenden Herausforderungen: i) für die Beurteilung des wirtschaftlich-technischen Risikos im Wärmebergbau aufgrund gegenseitiger Beeinflussung von Projekten sowie der nachhaltigen Nutzung des Geothermiefeldes wird ein Reservoir-Management-Modell und Bewertungsmodell erstellt, ii) um fehlende Grundlagendaten zur Verfügung zu stellen wird eine inter-kommunale 3D-seismische Erkundung von weiten Teilen des Großraums München durchgeführt, iii) zur Steigerung der Produktivität einzelner Anlagen werden technische Maßnahmen zur Vergrößerung der Bohrreichweite untersucht und iv) zur Überwindung nicht-technischer Barrieren werden gemeinschaftlich Konzepte für interkommunale Geschäftsmodelle, Priorisierung von Flächen und Kommunikationsstrategien entwickelt. Das Projekt wird durch das BMWK aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestags mit ca. 11,1 Mio. Euro gefördert.

Am Oberrhein steht einem bemerkenswertem Wärmebedarf ein hohes geothermisches Potential gegenüber. Gleichzeitig bietet sich in der Region die Chance, Lithium aus dem Thermalwasser zu gewinnen. Zusammen mit Partnern ist die EnBW derzeit in verschiedenen Geothermieprojekten aktiv: mit der Mannheimer MVV soll ein großes Fernwärmenetz anteilig dekarbonisiert werden, gemeinsam mit der Stadt Wörth und der Daimler Truck AG soll Prozess- und Heizwärme für den Industriestandort und das städtische Netz zur Verfügung gestellt werden. Parallel dazu prüft die EnBW Ausbauoptionen der gemeinsam mit den Bruchsaler Stadtwerken seit 14 Jahren betriebenen Geothermieanlage. An dem Standort wird zudem intensiv zum Thema Lithiumgewinnung geforscht. Der Vortrag soll einen Überblick zu diesen Aktivitäten geben.

Im Verbundprojekt AGENS soll demonstriert werden, dass durch einen multilateralen Aufschluss eines störungsdominierten geothermischen Reservoirs im Oberrheingraben die Wirtschaftlichkeit des Betriebs eines Geothermiekraftwerks optimiert und gleichzeitig das Risiko induzierter Seismizität minimiert werden kann. Ziel dieses interkommunalen Projektes ist die Erstellung einer geothermischen Dublette zur dauerhaften Wärmeversorgung in Speyer und Schifferstadt. Der Hauptfokus des fünfjährigen Projekts ist dabei die Erstellung einer Dublette mit zwei Haupt- und mehreren Lateralbohrungen. Durch einen von intensivem wissenschaftlichem Monitoring begleiteten Evaluationsbetrieb dieser Dublette soll verifiziert werden, dass mittels des im Projekt umgesetzten Aufschluss- und Monitoringkonzepts die Seismizität auf einem minimalen Niveau gehalten und gleichzeitig die für den wirtschaftlichen Betrieb notwendigen Fließraten erreicht werden können. Frühzeitige Öffentlichkeitsarbeit und Stakeholder-Engagement zielen darauf ab, breite Akzeptanz des Projekts sowohl bei Interessengruppen als auch in der Bevölkerung zu erreichen und werden wissenschaftlich evaluiert. In diesem Vortrag sollen erste Einblicke in das Verbundprojekt AGENS, die beteiligten Partner sowie weiteren Planungen gegeben werden.

Für eine optimale Nutzung nachhaltiger Wärme ist die Speicherung großer Wärmemengen notwendig, um saisonalen Angebots- und Nachfrageschwankungen Rechnung zu tragen. Hier kann die großtechnische Wärmespeicherung in geothermischen Reservoiren einen entscheidenden Beitrag leisten. Insbesondere in urbanen Strukturen, wo wenig Fläche verfügbar ist, aber eine hohe Nachfrage an Speicherkapazitäten besteht, sollten thermische Aquiferspeicher in Betracht gezogen werden. Aufgrund der noch hohen Temperaturen in den bestehenden Wärmeverteilstrukturen besteht auch ein besonderer Bedarf für die Speicherung auf höheren Temperaturen (50 - 100°C). Herausforderungen hierbei bestehen im Auffinden geeigneter geothermischer Reservoire, dem thermisch, hydraulisch, geochemischen Verhalten der Speicher sowie deren optimaler Integration in neue oder bestehende Energieinfrastrukturen.

Da Aquiferspeicherbohrungen, ähnlich zu geothermischen Bohrungen oberflächennahe Grundwasserleiter durchteufen, bestehen auch besondere Anforderungen an den Grundwasserschutz. Die am GFZ mit Partnern aus Wissenschaft und Industrie durchgeführten Projekte sollen Wissenslücken schließen und Methoden für eine verlässliche Planung sowie einen effizienten und sicheren Speicherbetrieb beitragen.

Der Beitrag gibt einen Überblick über die Hochtemperatur (HT)-ATES Forschungsaktivitäten des GFZ Potsdam in Berlin im Rahmen der Projekte ATES Berlin (FKZ 03ESP409A), GeoFern(FKZ 03EE4007), ATES-iQ (FKZ 03EE4013) und PUSH-IT (Horizon Europe, Projekt-ID: 101096566) sowie einen Ausblick auf das Reallaborprojekt GeoSpeicherBerlin (03EWR022C).

Hochtemperatur-Aquiferwärmespeicherung (HT-ATES) kann durch die saisonale Speicherung von Wärme zur Dekarbonisierung der Wärmeversorgung beitragen. Die Wirtschaftlichkeit von HT-ATES-Systemen wird maßgeblich durch die thermische Wiedergewinnung beeinflusst, welche wiederrum von der Intensität der dichtegetriebenen Konvektion abhängt. Für den untersuchten HT-ATES in den Unteren Braunkohlesanden unter Hamburg-Wilhelmsburg sind aus Bohrprofilen geringmächtige Schichten bekannt, die aufgrund ihrer geringen Permeabilität das Potential haben, Konvektion zu dämpfen. Dieses Potential soll mittels generischer und geostatistisch abgeleiteter Szenarien quantifiziert werden, wobei thermohydraulisch gekoppelte Modelle verwendet werden. Weiterhin soll die Unsicherheit der thermischen Wiedergewinnung und der Temperaturverteilung auf Basis der Untergrundheterogenität untersucht werden und inwiefern diese durch eine Erkundungsbohrung in der Nähe des warmen Brunnens eingegrenzt werden kann.

Die generischen Szenarien zeigen, dass es für die Dämpfung von Konvektion ausreicht, wenn geringpermeable Schichten im Bereich des analytisch ableitbaren thermischen Radius‘ um den warmen Brunnen herum vorliegen. Um diese Erkenntnis in das Verhältnis zu den Gegebenheiten am Standort zu setzen, wurden eine Indikator-Variogrammanalyse anhand der Standort-Bohrprofile durchgeführt. Die erhaltenen Parameter wurden als Basis für die Generierung von 30 gleichwahrscheinlichen Faziesverteilungen mittels unkonditionierter sequentieller Indikatorsimulation verwendet. Als Indikator für die zu erwartende Wiedergewinnung wurde der volumetrische Anteil der geringdurchlässigen Fazies im thermischen Radius um die Filterstrecke des warmen Brunnens herum berechnet. Für die unkonditionierten Realisationen variierte er zwischen 0-24% (Standardabweichung: 7%). Für die mittels einer 10 vom warmen Brunnen entfernten hypothetischen Erkundungsbohrung konditionierten Realisationen variierte er nur zwischen 5-18% (Standardabweichung: 3%), was eine Eingrenzung der Unsicherheit der thermischen Wiedergewinnung bedeutet und zeigt, dass eine Erkundungsbohrung einen wertvollen Informationszugewinn mit sich bringt.

The German Research Center for Geosciences GFZ is focusing on Mesozoic targets for the application of geothermal and ATES utilization concepts in urban areas. The general depth and the suitability of those aquifers are largely depending on the ascent and location of deeper present Permian salt structures. After drilling an explorational borehole at the Technical University Berlin in central Berlin (Fasanenstraße, Gt BChb 1/2015), the Gt BTrKoe 1/2021 borehole provides insights into the geological situation in the SE of Berlin (Adlershof). This borehole was drilled in cooperation with the BTB GmbH to evaluate the ability for seasonal subsurface high-temperature aquifer storage (considering temperatures > 60°C) near an existing district heating plant. The geological-petrophysical and hydrogeological-geochemical investigations allowed a detailed characterization and an initial estimate of the ATES potential of the subsurface. At depths of approx. 360 – 400 m a sand-dominated possible ATES reservoir was drilled. The reservoir section consists of fine-grained quartz sandstones containing 90% subangular to well-rounded quartz, 8% K-feldspar, and 2% accessory minerals on average. Overall effective porosity is about 25-30%, and the hydraulic properties were estimated using grain-size analysis and air-permeability measurements. For this summer, first hydraulic tests of the target horizon were scheduled to evaluate the reservoir behavior on the field scale and to provide essential data for borehole and storage design needed for the envisaged realization of a commercial ATES system (Reallabor GeoSpeicher Berlin). The site activities are funded by the BMWK (FKZ 03EE4007 and FKZ 03EWR022C) and the EU project PUSH-IT (https://www.push-it-thermalstorage.eu/).

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Das Fernwärmenetz der BTB (Blockheizkraftwerks- Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin) versorgt den Südosten Berlins bereits zu etwa 60 % mit erneuerbarer Wärme aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Zur weiteren Reduktion fossiler Brennstoffe ist geplant, sommerliche Wärme in einem Aquifer zu speichern und im Winter zu nutzen.

Im Rahmen des Reallabors GeoSpeicherBerlin (BMWK; FKZ: 03EWR022 A-D) soll bis Ende 2027 ein Hochtemperatur-Aquiferwärmespeicher (HT-ATES) errichtet und durch ein großtechnisches Wärmepumpensystem in das bestehende Fernwärmenetz der BTB integriert werden. Die BTB führt dieses Projekt in Zusammenarbeit mit wissenschaftlichen Partnern vom Deutschen GeoForschungsZentrum Potsdam (GFZ) und der Technischen Universität Dresden durch.

Für den Einsatz eines Aquiferspeichers ist eine geologische Formation mit guter hydraulischer Durchlässigkeit und ausreichender Mächtigkeit erforderlich, die von gering- oder undurchlässigen geologischen Schichten über- bzw. unterlagert wird. Ein ATES-System umfasst außerdem technische Komponenten wie Bohrungen zum Ein- und Ausspeichern sowie Anlagen zur Integration des Speichers in bestehende Versorgungsstrukturen.

Im Rahmen des Forschungsprojektes „GeoFern“ (FKZ: 03EE4007), das vom GFZ durchgeführt wurde, erfolgte das Abteufen einer Erkundungsbohrung, die eine Bewertung des Untergrundes als potenziellen Speicher am Standort des Heizkraftwerks der BTB in Berlin-Adlershof ermöglichte. Es stellte sich heraus, dass unterhalb des Rupeltons, am Standort mehrere jurassische Aquifere existieren, die fast durchgängig gute hydraulische Eigenschaften aufweisen.

Bei Erfolg wird der „GeoSpeicherBerlin“ mit einer Wärmekapazität von über 30.000 MWh Deutschlands größter Wärmespeicher und ermöglicht durch die Ablösung von Steinkohlewärme aus dem BTB-Heizkraftwerk Schöneweide eine CO₂-Einsparung von ca. 10.000 Tonnen pro Jahr. Diese Pilotanlage soll wertvolle Erkenntnisse zur Machbarkeit der saisonalen Wärmespeicherung für die klimaneutrale Fernwärmeversorgung in Deutschland liefern.

Ground source heat pumps coupled to shallow borehole heat exchanger (BHE) fields represent a low greenhouse gas emission technology to provide space heating and cooling. In district heating applications the resulting multi-source energy systems can be quite complex, which makes numerical system simulation a useful approach for different design stages. Many different BHE models with specific advantages and drawbacks are available, and their limitations are not always clear to the user at first sight. In the present study, we compare different BHE field models that can be used in system simulation (TRNSYS, Modelica) regarding their long and short-term accuracy and limitations, using the example of two residential districts in Darmstadt, Germany. While most models are suitable for an early design stage, accurate short-term results in the range of a few minutes are usually not as straightforward to obtain.

To optimize the performance and sustainability of a borehole heat exchanger (BHE) system, it is critical to accurately estimate the potential of the geothermal source. The focus of this study is to utilize monitoring data to improve the accuracy of geothermal potential estimates for an BHE site in operation. Initially, a numerical model was developed for a specific BHE site based on site characteristics such as geological background, groundwater seepage condition, and surface solar radiation. The model was calibrated based on the monitored energy balance and temperature datasets during BHE operation. To estimate the geothermal potential of the site, we employed Monte Carlo simulations based on assigning various heat loads for the BHE system. Through sensitivity analysis, a robust data-based relationship, also known as a surrogate model, was established between the heat load parameters and the key performance indices of the BHE system. The surrogate model enables efficient calculation of BHE performance indices for a given heat load parameter. This provides the possibility to obtain the optimal heat load strategy to maximize the geothermal potential. Finally, an optimization algorithm was used to obtain an accurate prediction of the site's geothermal potential with an objective function aiming at maximizing heat extraction from BHEs. The innovative approach presented in this study emphasizes the importance of combining monitoring data with advanced numerical modeling techniques. The resulting methodology not only improves the reliability of geothermal potential assessment, but also provides a scalable framework applicable to other BHE sites, facilitating more efficient and sustainable geothermal energy utilization.

Horizontal Ground Heat Exchangers (HGHE) installed by utilizing Horizontal Directional Drilling (HDD) have been proven to be a cost-efficient alternative to install new Ground Heat Exchanger (GHE). A big advantage of this technology is the possibility to install HGHE in places where otherwise space would be a limiting factor.

For this research two HDD drilled boreholes were installed in Saga City, Japan. The boreholes have a diameter of 114,3 mm and a length of 59 m and 56 m as well as a depth of 5 m and 9,5 m respectively. In March 2022 a Thermal Response Test (TRT) was conducted and showed the influence of rain on the system. Bases on this test, the installed HGHE and the geology of the location a numerical model was developed in FEFLOW and validated using the measured temperatures at the turning point and the outlet of the system. The model was then used to conduct long time simulations to show the influence of water injection into the borehole. Furthermore, sensitivity studies have been conducted to investigate the influence of the borehole on the efficiency of water injection and determine optimal well design. The results showed the influence of different well paths, the distance between the boreholes and the long-term effects of water injection on the ground.

As climate change progresses, Europe has been experiencing increasingly severe and frequent summer heat waves, leading to a surge in residential cooling demand. Traditional methods of air conditioning, while effective, contribute to significant energy consumption and greenhouse gas emissions, exacerbating the problem they aim to solve. To address this, alternative and sustainable cooling solutions must be explored and implemented.

One promising solution is shallow geothermal energy, which leverages the earth’s relatively stable subsurface temperatures to provide both heating and cooling. While shallow geothermal systems are well-established for heating applications, their potential for cooling, especially in residential settings, is not yet fully realized or appreciated. This is partly due to the inadequacies of Europe’s historical residential architecture in adapting to modern cooling needs.

Europe’s rich architectural heritage, encompassing medieval, ancient, and old buildings, was not designed with contemporary cooling demands in mind. These structures often lack the insulation and design features necessary for effective temperature regulation, making it difficult to accurately measure and meet the cooling demand. Consequently, the potential of shallow geothermal energy in Europe remains underutilized.

This paper aims to highlight the critical need to redefine geothermal potential to include its cooling capabilities. By understanding the lessons from ancient cooling systems, particularly those in Iran which successfully integrated hydrothermal passive cooling with wind energy, we can better appreciate the diverse applications of geothermal energy. Ultimately, this redefinition will help in realizing the true potential of shallow geothermal energy in meeting Europe’s residential cooling demands amidst changing climate conditions.

Background of the projects:

We calculate the heat pumps exactly according to the desired operating conditions.

These are type-tested series machines that we can combine in various sizes.

This allows us to offer solutions in the output range from approx. 350 kW to 8000 kW per cascade. Larger heat outputs can also be achieved by connecting several cascades in parallel. The specific data depends solely on the respective conditions on the source side and the heating network.

For each project, we offer a customized master control system for the heat pump system with water pumps, control units, measuring equipment, refrigerant monitoring systems and other requirements in order to be able to operate the heat generation system safely and energy-efficiently in the long term.Our factory service offers contracts for the support of the heat pumps and the master control system over the entire service life.

About Carrier

Founded by the inventor of modern air conditioning, Carrier is a world leader in high-technology heating, air-conditioning and refrigeration solutions. Carrier experts provide sustainable solutions, integrating energy-efficient products, building controls and energy services for residential, commercial, retail, transport and food service customers. Carrier is a part of Carrier Global Corporation, global leader in intelligent climate and energy solutions that matter for people and our planet for generations to come. For more information, visit www.carier.com, www.carrier.de.

Die Transformation von Fernwärmenetzen hin zu nachhaltigen Energielösungen ist eine zentrale Herausforderung moderner Städte. Aarhus, Dänemarks zweitgrößte Stadt, zeigt einen vielversprechenden Ansatz durch die Nutzung hydrothermaler Geothermie. Die Stadt plant, durch 17 Bohrungen an sieben Standorten eine Gesamtleistung von 110 MW zu erzielen, was etwa 20% des Fernwärmebedarfs decken wird. Dieses Projekt, das größte seiner Art in der EU, umfasst einen 30-jährigen Liefervertrag zwischen dem lokalen Versorger Kredsløb und dem Wärmecontractor Innargi, wobei letzterer das Explorations- und Bohrungsrisiko trägt.

Unsere Erfahrungen in Aarhus bieten wertvolle Einblicke für die Implementierung geothermischer Lösungen in deutschen Städten. Dabei konnten wir die Herausforderungen der Standortwahl, des Risikomanagements und der öffentlichen Akzeptanz erfolgreich meistern. In Deutschland adaptieren wir diese Ansätze durch die Identifikation geeigneter Standorte, Nutzung staatlicher Förderprogramme wie das BEW und Anpassung an lokale Genehmigungsverfahren.

Die Ergebnisse in Aarhus zeigen, dass Geothermie nicht nur zur Reduktion von CO2-Emissionen beiträgt, sondern auch eine langfristige Versorgungssicherheit und wirtschaftliche Stabilität bietet. Unsere deutschen Projekte spiegeln diese Vorteile wider und fördern die Integration erneuerbarer Energien in die städtische Wärmeversorgung. Ab 2025 sollen die ersten Wärmelieferungen in Aarhus beginnen und die CO2-Emissionen um jährlich 165.000 Tonnen reduzieren. Diese Erkenntnisse unterstützen unsere Projekte in Deutschland, um ähnliche Erfolge in der nachhaltigen Wärmeversorgung zu erzielen und die städtische Klimabilanz zu verbessern.

Erstmalig wurde in München durch einen Industriebetrieb ein Tiefengeothermieprojekt realisiert.

Seit Frühjahr 2020 beschäftigt sich der Münchner Flugzeugturbinenhersteller MTU Aero Engines AG mit den Möglichkeiten zur Nutzung der Tiefengeothermie als künftige Wärmequelle für die aktuell mit Gas betriebene Wärmeversorgung des Werks im Münchner Norden (Stadtteil Allach). Basierend auf bereits existierender 2D-(Alt-)Seismik und unter Einbindung umliegender Bohrungsinformation wurde ein geologisches 3D-Modell erstellt, das als Grundlage für die Bohrplanung einer Dublette ausgehend von einem Sammelbohrplatz am MTU-Werk diente.

Ende Januar 2024 starteten die Bohrarbeiten für die beiden Tiefbohrungen, die nach knapp sechs Monaten erfolgreich und im Zeitplan abgeschlossen werden konnten.

Die nach Süden gerichtete Bohrung Allach Th1 erreicht in 2.650 m MD (1.970 m TVD) und die nach Norden gerichtete Allach Th2 in 3.104 m MD (2.110 m TVD) ihre jeweilige Endteufe im Malm-Reservoir. Die Kurzzeitpumpversuche im Airliftverfahren zeigen für beide Bohrungen eine außergewöhnlich gute Hydraulik. Im Rahmen des Tests der Allach Th1 konnte beispielsweise bei einer Förderrate von 120 l/s (max. Ableitrate war auf 120 l/s limitiert) ein PI von 51 l/s/bar und eine Transmissivität von 6-7,8 *10^-3 m²/s im stationären Zustand nachgewiesen werden. Die Bohrung zählt damit aus hydraulischer Sicht zu einer der besten im Molassebecken. Als Fördertemperatur wurden in beiden Bohrungen rund 70 °C ermittelt. Geologisch-bohrtechnische Herausforderungen zeigten sich im Bereich der Absetzteufen Top Malm beider Bohrungen mit dem Antreffen von totalen Spülungsverlusten bzw. in Form von mächtiger Schutzfels-Formation, denen jedoch erfolgreich begegnet werden konnte.

Aktuell laufen die Bauarbeiten für das Wärmeverteilzentrum. Ab Mitte 2025 soll die Inbetriebnahme erfolgen.

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.

Die etablierte Dichtheit geologischer Strukturen, über Jahrmillionen entstanden, wird durch Tiefbohrungen künstlich aufgetan. Daraus lässt sich die grundlegende Forderung des Nachweises von Dichtheit und Integrität der Tiefbohrungen ableiten. Besonders für Geothermiebohrungen sind diese Kriterien für die Akzeptanz der Technologie besonders relevant. Dies gilt nicht nur, aber insbesondere im urbanen Raum.

Eine integre Tiefbohrung ist grundlegende Voraussetzung für die Unversehrtheit potentiell beeinflusster Schutzziele und den nachhaltigen Betrieb. Der Nachweis der Integrität tiefer Bohrungen und somit auch Geothermiebohrungen hat sich in den letzten Jahrzehnten zunehmend etabliert, konkretisiert und weiterentwickelt. Es liegen Verfahren zur Bewertung der Dichtheit und Integrität vor, die auf der Basis von nationalen und internationalen Standards, geltenden Regeln, Richtlinien und Verordnungen durchgeführt werden und somit eine hohe Akzeptanz bei den Behörden und der Öffentlichkeit ermöglichen.

Geothermiebohrungen durchlaufen im langjährigen Betrieb unterschiedliche Lebenszyklen (Auslegung, Herstellung, Betrieb, Verfüllung). Der Nachweis der Integrität der Bohrung muss in jeder Phase erfolgen, unterscheidet sich jedoch teilweise in den Anforderungen. Zyklisch wiederkehrende Bewertungen sind Stand der Technik und können sich neben betrieblichen Vorgaben des Bohrungsbetreibers auch nach bergbehördlichen Forderungen richten.

Die Integritätsbewertung basiert auf der Definition und Bewertung von Barrieren bzw. Barrieren-Envelopen. Es gilt, dass die Bohrung für jeden Betriebszustand ausreichend sicher ist und keine unkontrollierten Umstiege von Fluiden ins bzw. aus dem Gebirge oder entlang der Bohrung möglich sind. Interdisziplinäre Fachkompetenz aus Gebirgsmechanik, Geologie, Tiefbohrtechnik, Werkstofftechnik, Thermodynamik und Betrieb sowie für Mess- und Testprozesse zeigen die komplexe Bewertungsphilosophie.

Es wird ein Konzept zur Dichtheits- und Integritätsbewertung von mitteltiefen/tiefen Geothermiebohrungen vorgestellt und anhand von Praxisbeispielen diskutiert.

Obwohl die Fluide des Malm-Aquifers im südlichen Molassebecken eine geringe Mineralisierung aufweisen, führen Calcit-Ausfällungen (Scaling) in geothermischen Anlagen zu einer erheblichen Verminderung der Effizienz der Anlagen Seit 2017 hat sich in einem Pilotprojekt am Standort Unterhaching der Einsatz eines biologisch abbaubaren Scaling-Inhibitors als wirksame Lösung bewährt. Im Rahmen des Folgeprojektes EVA-M 2.0 wurde der Einsatz des Inhibitors auf zwei weitere Anlagen im Großraum München ausgeweitet: Dürrnhaar seit 2021 und Kirchstockach seit 2023. Gleichzeitig wird in diesem Forschungsvorhaben am Standort Sauerlach die Injektion von CO₂ zur Vermeidung von Scaling erprobt. In enger Zusammenarbeit mit den Stadtwerken München und der Hydroisotop GmbH wird ein umfangreiches Monitoring durchgeführt, welches den Erfolg der Maßnahmen und seine Umweltauswirkungen wissenschaftlich bewerten soll. Die Hochschule Merseburg untersucht in dieser Forschungskooperation Fluide und Aufwuchsflächen (Stahlcoupons) mit molekularbiologischen Methoden.
Die Untersuchungen zeigten, dass sich aufgrund der Zugabe des Inhibitors die Zusammensetzung der mikrobiellen Gemeinschaften in Folge des Inhibitorabbaus an allen Standorten geändert hat. Langzeituntersuchungen in Dürrnhaar belegen, dass der Abbau des Inhibitors in situ sowohl über die Verringerung seiner Konzentration als auch über die Abnahme des Elektronenakzeptors Sulfat und die Zunahme von Abbauprodukten nachgewiesen werden kann. Die Inhibitorkonzentration (ca. 3 mg/L) nahm zwischen Förderbohrung und Kraftwerksausgang im Durchschnitt um etwa 65% ab. Anhand einer Stoffbilanz kann der Inhibitorabbau in der Obertageanlage allein durch Sulfatreduktion erklärt werden. In einem Bypass erhöhte sich der Abbau des Inhibitors infolge der längeren Verweilzeit und der mit 55°C besonders günstigen Temperatur auf 70% bis 100% (unter Nachweisgrenze) je nach Verweilzeit des Fluids im Bypass.

Über die Hälfte der energiebedingten CO₂-Emissionen werden in Deutschland im Wärmesektor emittiert. Um die nationalen und europäischen Klimaschutzziele erreichen zu können, ist die Dekarbonisierung des Wärmesektor unerlässlich. Doch die Transformation steht noch ganz am Anfang: Energieversorger und Stadtwerke entwickeln nun die Strategien, die sie in den nächsten 20 Jahren umsetzen müssen. Zentrale Säule in vielen Wärmetransformationsplänen nimmt dabei die Tiefengeothermie ein, die grundlastfähig klimaneutrale Wärmeenergie langfristig bereitstellen kann.

Die Transformation des Wärmesektors und der damit verbundene Ausbau der Tiefengeothermie in Deutschland wird einen hohen Investitionsbedarf auf Seiten der Versorger, Stadtwerke und Projektentwickler in den nächsten Jahren erfordern. Entsprechend ist eine optimale Finanzierungsstruktur für diese Infrastrukturprojekte unerlässlich, um die Transformation erfolgreich zu gestalten.

Insbesondere die Finanzierung von Tiefengeothermieprojekten kann auf Grund des technologiespezifischen Risiko-Rendite-Profils viele Projektentwickler vor Herausforderungen stellen. Hinzu kommt eine zusätzliche Belastung durch Finanzierungskosten in Phasen hoher Fremdkapitalzinsen. Abgedämpft werden kann diese Mehrbelastung durch die Einbeziehung bestehender Fördermittel der öffentlichen Hand (bspw. durch das BEW, der EEW, dem Energieforschungsprogramm sowie diversen Förderprodukten von öffentlichen Förderbanken).

Neben den am Markt verfügbaren Fördermitteln erhalten Tiefengeothermieprojekte auch indirekt Unterstützung seitens der EU: Der Sustainable-Finance-Action-Plan mit seinen zehn Maßnahmenpaketen (EU-Taxonomie, etc.) umfasst einheitliche Definitionen und Standards zu nachhaltigen Geldanlagen in Deutschland und steigert damit das Interesse der Finanzwirtschaft an der Finanzierung der Transformation, bei der die sogenannten ”ESG-Kriterien” umfassend eingehalten werden.

Letztlich muss die Finanzierung von Tiefengeothermieprojekten individuell betrachtet und sämtliche Faktoren, wie Finanzierungsstruktur, verfügbare Fördermittel oder weitere Finanzierungsquellen in der Auslegung des Business Case berücksichtigt werden.

Die Auswahl eines Standorts für Tiefengeothermieanlagen ist komplex. Der Standort sollte nicht nur geologisch geeignet und über ein Versorgungsnetz erschlossen sein. Berücksichtigt werden muss auch, ob der vorgesehene Standort in einem Wasser- oder Naturschutzgebieten liegt. Denn eigentlich sind Bohrungen in solchen Schutzgebieten verboten. Das Gesetz sieht dabei aber auch Ausnahmen vor. Um Tiefengeothermieanlagen zu wirtschaftlich günstigen Konditionen zu realisieren und damit deutschlandweit für insgesamt erschwingliche Strom- und Wärmepreise zu sorgen, sind diese Ausnahmen zentral.

Mit dem Ende letzten Jahres in Kraft getretene Wärmeplanungsgesetz (WPG) hat der Gesetzgeber klargestellt: Geothermieanlagen liegen im überragenden öffentlichen Interesse. Damit sollen auch Ausnahmen in Wasser- und Naturschutzgebieten erleichtert werden. Welche Erleichterung die Neuregelung aber tatsächlich schafft, soll im Beitrag unter Bezug auf aktuellste Urteile näher betrachtet werden.

Schnell wird dabei deutlich, dass die neue Regelung im Wärmeplanungsgesetz noch nicht alle Hindernisse ausräumt. Schließlich fordert das Recht darüber hinaus, dass der Standort im Wasser- oder Naturschutzgebiet auch erforderlich, d.h. alternativlos ist. Der Beitrag zeigt auf, wie diese Anforderungen bereits bei der Standortauswahl berücksichtigt werden können und unterbreitet Empfehlungen für ein entsprechendes Vorgehen.

Die Vortragenden verfügen über Erfahrungen bei der Umsetzung von Projekten im Zusammenhang mit der Wärmewende und der Realisierung der dafür erforderlichen Infrastrukturen. Der Vortrag basiert auf den gewonnen Erfahrungen bei der Beratung von Tiefengeothermievorhaben.

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 Kombination aus geothermischem Potenzial im Untergrund und den Abnehmerstrukturen an der Oberfläche ist eine große Herausforderung für mitteltiefe Geothermieprojekte. Insbesondere im Norddeutschen Becken muss der notwendige Bohrungsabstand von 1.000 bis 1.500 Metern oft bereits in Tiefen unter 1.500 Metern erreicht werden, was präzise Planung und geologische Untersuchungen erfordert. Eine Verbindung zwischen zwei Bohrplätzen über oberirdische Trassen ist wegen der Anforderungen an den Grundwasserschutz besonders herausfordernd.

Bei der Auswahl von Bohrplätzen sind verschiedene Aspekte entscheidend. Der Bohrplatz sollte möglichst nah an einem Einspeisepunkt ins Fernwärmesystem liegen, um Transportverluste zu minimieren. Das Grundstück sollte idealerweise im Eigentum des Abnehmers sein, um das Projektbudget im Rahmen zu halten. Zudem muss die umgebende Infrastruktur, insbesondere die Nähe zu Wohngebieten, berücksichtigt werden, was ein Schallschutzkonzept erfordert. Auch die langfristige Nachnutzung des Bohrplatzes ist relevant.

Erfahrungen aus verschiedenen Projekten mit Stadtwerken, Energieversorgungsunternehmen und privaten Investoren zeigen, dass die frühzeitige Einbindung aller relevanten Stakeholder, flexible Planungsansätze und eine solide finanzielle Planung entscheidend für den Erfolg sind. Diese Lessons Learned können helfen, zukünftige Geothermieprojekte im Norddeutschen Becken erfolgreicher zu gestalten.

Dieses Paper untersucht den Nachweisprozess von Geothermieanlagen zum Anschluss an öffentliche Stromnetze gemäß den Richtlinien des Verbands der Elektrotechnik, Elektronik und Informationstechnik (VDE). Der Fokus liegt auf dem Einzelnachweisprozess. Beschrieben wird der Prozess insbesondere anhand der Schritte Anmeldung, Planung, Dokumentation und Konformitätserklärung. Im Prozess sind eine Reihe von Akteuren wie z.B. Netzbetreiber, Anlagenbetreiber, Generatorhersteller und Planer involviert. Durch eine detaillierte Analyse werden die Herausforderungen, die in der praktischen Umsetzung dieses Prozesses auftreten können, aufgezeigt. Dabei werden Aspekte wie regulatorische Anforderungen, technische Komplexität, Ressourcenmanagement und Kommunikation zwischen den beteiligten Parteien berücksichtigt. Die Erkenntnisse dieses Papers bieten wichtige Einblicke für Fachleute und Organisationen, die mit der Zertifizierung und Überprüfung von Geothermieanlagen betraut sind, und tragen dazu bei, effizientere und zuverlässigere Verfahren für den Nachweisprozess zu entwickeln.

Im Zuge der angestrebten Wärmewende ist auch in Deutschland die thermische Speicherung von Wärme und Kälte im Grundwasser in den Fokus gerückt. Forschungsvorhaben und Pilotprojekte konzentrieren sich hierbei meist auf die Speicherung hoher Temperaturen (> 70 °C), insbesondere zur Dekarbonisierung von Fernwärmenetzen. Niedrigtemperatur-Aquiferspeicher (NT-ATES) mit Speichertemperaturen unter 40 °C finden dagegen bisher in den energiepolitischen Debatten kaum Berücksichtigung. Anders als in Nachbarländern wie den Niederlanden oder Dänemark kommen in Deutschland ausschließlich unidirektionale Systeme (pump and dump) zur thermischen Grundwasserbewirtschaftung zum Einsatz.

Dies liegt nicht nur an der fehlenden Bekanntheit der Technologie, sondern ist auch in der technischen und betriebswirtschaftlichen Verwandtschaft beider Nutzungsformen begründet. Trotz langjähriger Forschungsarbeit im Bereich der Aquiferspeicherung wurden die Systeme nicht gegenübergestellt oder verglichen. Aufbauend auf der historischen Aquiferspeicherentwicklung weltweit werden in diesem Beitrag mögliche Vor- und Nachteile von NT-ATES im Vergleich zu klassischen Grundwasserbrunnenanlagen analysiert.

Die Gegenüberstellung erfolgt anhand mehrerer Projektbeispiele in Deutschland unter Berücksichtigung der standortspezifischen unter- und obertägigen Randbedingungen. Die Vorzüge der beiden Technologien werden aus energetischer, genehmigungsrechtlicher sowie raumplanerischer Sicht bewertet. Ziel ist die Entwicklung einer ersten Entscheidungsgrundlage für die Systemfrage: NT-ATES oder monodirektionales Doublettensystem? Anhand von realen Projektbeispielen wird gezeigt, wie NT-ATES-Systeme unter verschiedenen Bedingungen erfolgreich implementiert werden können und welchen Beitrag sie zur Wärme- (und Kälte-)wende leisten können.

Niedrig-Temperatur Aquiferspeicher (NT-ATES) existieren nur wenige in Deutschland. Wir präsentieren die ersten Ergebnisse der DemoSpeicher Machbarkeitsstudie eines NT-ATES im urbanen Gebiet. Ziel ist die Errichtung einer Demonstrationsanlage, wobei deren thermisch-hydraulische, geochemische sowie ökologische Einflüsse auf den Untergrund analysiert werden. Als erster Standort wurde der Hinterhof eines Gebäudekomplexes in Berlin-Mitte gewählt. Aufgrund der dicht bebauten Verhältnisse konnte kein klassisches Dubletten-System umgesetzt werden. Implementiert wurde daher ein Grundwasserzirkulationsbrunnen (GWZB) mit 27 m Bohrtiefe und 6 m Filterstreckenabstand. Der Ausbau des GWZB wurde als Koaxialbrunnen mit einer Rohrtour konzipiert, der nur im Durchflussprinzip betrieben werden kann. Die zulässige Temperaturspreizung ist in Berlin auf 3 K limitiert. Das Brunnensystem wurde als integrierte Wärme- und Kältequelle im Zuge der energetischen Gebäudesanierung geplant und dient zur Abdeckung der Grundlast mit einem Durchfluss von 6 m³/h. Die Heiz- und Kühllast werden voraussichtlich 150 kW und 40 kW betragen. Die Inbetriebnahme ist für Ende Juni 2024 geplant.

Das Monitoring erfolgt über drei Messstellen, die sich ebenfalls im Hinterhof befinden. Glasfaserkabel wurden zur tiefendifferenzierten Temperaturmessung installiert. Zudem werden kontinuierlich Messungen von Pegeldruck, Leitfähigkeit sowie Wärme-, Kälte und Durchflussmengen durchgeführt. Um die thermischen Einflüsse auf die Grundwasserökologie erfassen zu können, werden am Standort regelmäßig Grundwasserproben genommen und mit weiteren Proben im Stadtgebiet verglichen.

Die Berliner Aquifere stellen günstige hydrogeologische Bedingungen für NT-ATES dar. Die Implementierung wird allerdings durch Altlasten, Bohrtiefenrestriktionen, geringer Flurabstand, limitierte Temperaturvariationen und komplizierte Liegenschaften erschwert. GZWB können bei diesen Bedingungen ein Kompromiss sein. In Zusammenarbeit mit den Behörden werden Empfehlungen entwickelt um Umsetzungshürden abzubauen.

Aktuell wird etwa die Hälfte der in Deutschland benötigten Energie für die Bereitstellung von Wärme und Kälte verwendet, wobei nur etwa 19 % dieser Heiz- und Kühlenergie aus regenerativen Energiequellen gewonnen wird. Um eine Dekarbonisierung der Energieversorgung zu erreichen, ist die Integration saisonaler Wärmespeicher unerlässlich. Eine Möglichkeit könnte dabei die Nutzung von teilgefluteten Bergwerken bieten.

Im Rahmen des vom BMBF geförderten F+E-Projektes „MineATES“ wurde ein In-Situ-Reallabor in der Reichen Zeche (Himmelfahrt Fundgrube in Freiberg, Sachsen) eingerichtet. Untertägig kann über einen mobilen Wärmepumpenversuchsstand Wärmeenergie zyklisch in ein Versuchsspeicherbecken (Volumen ca. 21 m³) eingebracht (Einspeicherung) und wieder entzogen werden (Ausspeicherung). Durch über neunzig Temperatursensoren im Wasser und Gestein, zahlreiche Wasseranalysen sowie quasi-kontinuierliches Leitparameter-Monitoring werden dabei die Auswirkungen auf das umliegende Gestein (Freiberger Gneis), auf die Wasserchemie sowie die technische Infrastruktur (z.B. Wärmeübertragerplatten, Schlauchsysteme) betrachtet.

Die ersten Versuchsreihen zeigen, dass eine temporäre Speicherung von Wärme möglich ist, wobei sowohl das Versuchsbecken als auch das anliegende Gestein als Speichermedium fungieren. Bezüglich Letzteren konnte eine Temperaturänderung in einem Abstand vom Versuchsbecken von mehr als 2 m binnen weniger Tage nachgewiesen werden.

Parallel zu den untertägigen Untersuchungen wird die Anbindung von Bergwerken an die übertägige Wärmeversorgung betrachtet. Durch GIS-gestützte Modellierung werden mögliche Abwärme-Quellen aus Industrie, aktiver Gebäudekühlung oder Solarthermie systematisch erfasst und ihre mögliche Kopplung mit einer Wärmespeicherung im Bergwerk untersucht. Die beispielhafte Betrachtung von Freiberg zeigt dabei, dass sich insgesamt 16 von 139 Quartieren gut für eine netzgebundene Wärmeversorgung inklusive Bergwerks-Wärmespeicher eignen. Weitere 11 Quartiere weisen zudem eine vom erneuerbaren Energiemix abhängige Eignung auf.

Europa und insbesondere auch Deutschland wurde über Jahrtausende durch den Bergbau geprägt. Die Bergwerke bieten dabei auch nach der Stilllegung ein Potenzial: als regenerative Energiequelle zum Heizen und Kühlen mit Grubenwasser.

Zur Gewinnung der Energie ist meist ein Wärmeübertrager zwischen Grubenwasser und einem Zwischenkreislauf zum Transport der Energie notwendig. Standortabhängig führt das Grubenwasser verschiedene Frachte mit, wie z.B. gelöste und ungelöste Metalle, Schwebstoffe oder Bakterien. Diese Frachten können sich dann im Wärmeübertrager ablagern (Fouling) und die Effizienz des Systems erheblich beeinflussen. Bereits ein Biofilm von ca. 250 μm reduziert die übertragene Wärmemenge um etwa 50 %.

Um mögliche Grubenwassergeothermiestandorte vergleichen zu können, wurde eine Standortbewertung entwickelt, die anhand verschiedener Eingangsparameter, z.B. Temperatur, geplante Abkühlung, Elementgehalte verschiedener Metalle, TOC, etc. eine Bewertung ermöglicht. Zusätzlich wurde analysiert, ob durch die Modifizierung der Wärmeübertrageroberflächen, z.B. durch Beschichtungen, die Ablagerungen reduziert werden können. Durch die Verknüpfung von Oberflächeneigenschaften (z.B. Rauigkeit, Kontaktwinkel, Oberflächenenergie) mit der für die Standortbewertung notwendigen Prognose der Ablagerungen wurde eine Möglichkeit geschaffen, für jeden Standort die bestmöglichen Oberflächenparameter und damit das effektivste Material auszuwählen. In insgesamt 10 Testreihen an unterschiedlichen ehemaligen Bergwerksstandorten konnte die Funktionsfähigkeit der Standortvorbewertung validiert werden. In über 80 % der Fälle stimmte die Vorbewertung des Standortes mit der späteren Ablagerungsmenge überein. Darüber hinaus zeigte sich, dass durch die standortabhängige Materialauswahl für den Wärmeübertrager eine Verbesserung von bis zu 60 % gegenüber einem Standardedelstahl möglich ist.

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.

Rock salt is abundant onshore Northern Germany deposited and this rock salt has mobilized and resulted in a range of features like salt pillows, salt walls and salt diapirs. Rock salt has a high thermal conductivity and with a closed loop geothermal well solution, with no fluid interaction with the subsurface, it is possible to efficiently utilize this high thermal conductivity for geothermal energy production.

A new closed loop geothermal well solution with a horizontal section can efficiently achieve utilizing this high rock salt thermal conductivity. The well is drilled to a vertical depth of 2-5 km depth with a 3-5 km horizontal section in rock salt. It can be a single well or a group of wells depending on the energy demand. Each well will be completed with the patent-pending dual vacuum tubing technology. The circulation fluid will be heated by flowing down the well outside the tubing along the geological formation in the horizontal section of the well. When the circulation fluid arrives at the toe of the well, it is returned to the surface through the inner channel of the dual vacuum tubing with a minimal heat loss as it acts as a thermoflask.

The proposed solution mitigates the issues with a conventional 2-well hydrothermal solution and can also be implemented where a conventional 2-well hydrothermal solution will not work. By taking advantage of the high rock salt thermal conductivity and the high speed of drilling in rock salt it becomes an efficient and commercially attractive solution.

Geothermal fields often require pumping systems to achieve commercial production rates and pressures. In lower-enthalpy fields, line-shaft pumps (LSPs) have traditionally been used to supply brine to binary plants, while self-flowing production wells have been relied on in higher-enthalpy fields to power flash plants. Despite their historical use, the use of LSPs poses significant challenges in geothermal applications. To address these challenges and enhance geothermal production, a new, innovative technology in the form of Electrical Submergible Pumps (ESPs) has emerged. This breakthrough in ESP technology provides a reliable and efficient solution for geothermal operators, unlocking new opportunities for reservoir optimization and energy extraction. provides a comprehensive overview of the key components of the ESP system, including the motor, protector, pump, power cable, motor lead extension, and downhole sensors. The new ESP system demonstrates improved reliability, power density, and operational efficiency by using high-efficiency permanent magnet motors, innovative encapsulation technologies, and optimized pump designs. The lecture also highlights the successful field trial of the newly developed geothermal ESP in Kizildere Field that showcased its enhanced reliability and increased production in a high-temperature environment. The key findings from this study demonstrate the remarkable success of the newly developed ESP in high-enthalpy geothermal wells in Türkiye and also it will summarize important lessons learned during the journey of designing, installing and operating ESP’s in geothermal wells.The introduction of this technology has initially boosted the production by 56% in the geothermal field subject of study.

High-temperature aquifer thermal energy storage (HT-ATES), with its high storage capacity and energy efficiency and its compatibilities with renewable energy sources, has generated widespread interest. One main criterion for a feasible HT-ATES is the thermal recovery efficiency, i.e., how much of the invested heat can be recovered. The heat lost during the HT-ATES is mainly due to the heat conduction and the density-driven buoyancy flow, which are more significant with HT-ATES compared to the conventional low-temperature ATES. Thus, understanding the fluid displacement and thermal transport processes during HT-ATES is essential for assessing the performance of HT-ATES. A group of key parameters regarding the thermal recovery efficiency for HT-ATES are identified in this study. The numerical model is set for a typical HT-ATES based on the geological in the Burgwedel region and the designed operational parameters. Over one thousand cases are simulated for a sweep of the key parameters for multiple cycles and storage volumes, and the resulting recovery efficiency for each case is obtained. The hot water injection and displacement processes and the correlation between the recovery efficiency and the key parameters are investigated. The correlation functions are built to estimate the thermal recovery efficiency, which can be used for a quick assessment of potential HT-ATES sites when the properties of the aquifer are known. Additionally, the possibility of several measures to improve the thermal recovery efficiency is investigated.

High-temperature heat storage deep underground can create a balance between the heat supply and the heat demand, subject to seasonal fluctuations. Proven depleted oil reservoirs can be used for heat storage. In the Upper Rhine Graben, the Tertiary hydrocarbon fields are ideal for this purpose.

The reservoir rocks of these hydrocarbon fields are characterized by the sandtones of Oligocene Meletta and Niederrödern Formation. Both are realtively thin sandstone layer of up to few tens of meters thickness, interlayered with about > 200m of marls.

Existing borehole measurements and core data from the hydrocarbon fields make it possible to reproduce the reservoir models. In addition, new studies on existing core material and cuttings can describe further properties. The resulting model describes the distribution of the petrophysical properties of the sandstone horizons and forms the basis for delineating the regional heat storage potential.

In this study, we present the results of a log analysis comprising 1200 logs from 35 boreholes north of Karlsruhe, Germany. The self-potential and resistivity logs are crucial for the precise localization of sandstones and the investigation of their spatial distribution and interlayering with the marls. By comparing these results with core data analyses from the Stutensee 1 well near the Leopoldshafen oil field, we establish a link between geophysical measurements and core material.

To visualize the rock texture and pore network, we perform micro-CT investigations on the core material of the Stutensee 1 well. These are intended to provide insight into possible cementation processes to characterize inhomogeneities in porosity and permeability.

Shallow geothermal energy is one of the energy resources with great potential to meet the heating energy demand in Norway and to release electricity for the transformation of heavy industry and transport systems. Norway's geology, which is characterised by crystalline rock, is well- suited for shallow geothermal systems. However, these systems face sustainability challenges in cold regions due to unbalanced heat extraction and injection. GENESS is a unique pilot set-up that addresses this challenge by integrating semi-deep geothermal wells and excess heat storage through borehole heat exchangers (BHEs) to balance subsurface temperatures. The innovative setup of GENESS with a variety of BHEs in 119 wells, photovoltaic-thermal (PV-T) panels, semi-deep wells, observation wells and a digital twin provides a comprehensive platform for real-time testing, data acquisition and analysis to evaluate and optimise geothermal energy extraction and storage technologies. This article introduces this unique facility at the University of Stavanger and the data collected so far. It also explains how the GENESS platform can foster interdisciplinary collaboration, increase knowledge in the fields of geology, engineering, and environmental sciences, and contribute to the development of more efficient and cost-effective geothermal systems.

Geothermie ist eine tragende Säule für die Wärmewende, kämpft jedoch durch die generelle Heterogenität des Untergrundes und der geothermalen Fluide mit seinen eigenen Herausforderungen. Im MALEG Projekt wird versucht diesen Herausforderungen mit künstlichen Intelligenz-Methoden entgegenzutreten. Dafür wurde eine mobile Anlage konzipiert, welche die geochemischen Prozesse in einem Kraftwerk imitieren kann, indem Druck, Temperatur, pH-Wert und Chemismus geloggt und verändert werden können. Dadurch können die geochemischen Grenzen von Fluiden bezüglich des Ausfällungs- und Entgasungspotentials genaustens untersucht werden. Dafür besitzt die Anlage an jedem einzelnen Modul, welches die vorher genannten Parameter verändern kann, Messstationen und Probenahmeventile zur Generierung eines großen Datensatzes. Mithilfe dieses Datensatzes werden künstliche Intelligenzmodelle trainiert zur Vorhersagung des Ausfällungs- und Entgasungspotentials von geothermischen Fluiden. Diese Modelle sind Teil eines digitalen Zwillings, welcher ebenfalls autonom deterministische Modelle zur Fluidcharakterisierung hinzuzieht, um die Plausibilität der künstlichen Intelligenzmodelle zu gewährleisten.

Im Projekt sind dafür Experiment an drei verschiedenen Standorten geplant: Haag am Hausruck (Österreich), Unterschleißheim (Deutschland), Gülpinar (Türkei). Die Demonstratoranlage wird den ersten Standort in Österreich gegen Ende des dritten Quartals 2024 verlassen und nach Unterschleißheim umziehen. Die Einzigartigkeit des Standortes von Haag am Hausruck, durch die direkte Einspeisung des geothermischen Fluides zu den Kunden im Wärmenetz, ermöglichte die Untersuchung des Einflusses von Mikroorganismen auf die Bildung von organischen Ausfällungsprodukten. Der MALEG Demonstrator konnte erfolgreich den Biofilm des Kraftwerks ansiedeln und die geochemischen Prozesse sowie die mikrobiellen Kulturen konnten untersucht werden. In Unterschleißheim wird der Fokus auf Entgasungsprozessen liegen und den damit verbundenen Karbonatausfällungen.

Der starke Ausbau volatiler Erneuerbarer Energien wie Wind und PV erfordert in Zukunft Technologien die zuverlässig Flexibilität bereitstellen können. Damit ändert sich auf für die Geothermie das Anforderungsprofil. War in der Vergangenheit zuverlässige Grundlast ein Hauptargument für die geothermische Strom- und Wärmeversorgung, muss sich der Sektor und das Technologieportfolio der Geothermie weiterentwickeln um auch im künftigen Energiesysteme eine wirtschaftliche Rolle spielen zu können. Während das aktuelle Sektorenkopplungspotential der geothermischen Wärmeversorgung begrenzt ist, möchte das EU Projekt FlexGeo in den nächsten vier Jahren den Grundstein für künftige flexible Geothermiesysteme legen. Kernstück ist dabei die erstmalige Demonstration einer modularen reversiblen Hochtemperaturwärmepumpe auf kommerziellen Maßstab, welche auch als Organic Rankine Cycle (ORC) zur Stromerzeugung genutzt werden kann. Im Kombination mit obertägigen oder untertägigen Speichersystemen und einer fortschrittlichen Regelung kann das Geothermiesystem somit innerhalb weniger Minuten zwischen Wärmepumpen- und Kraftwerksbetrieb umschalten und somit sowohl auf kurzfristige als auch saisonale Effekte am Strommarkt reagieren. Im Rahmen des Vortrages wird die Zielstellung und das Konzept des Forschungsprojektes sowie erste experimentelle und numerische Ergebnisse vorgestellt. Durch die seit mehreren Wochen laufende Pilotanlage eines erstmaligen für die Geothermie optimierten reversiblen HTHP/ORCs an der TUM können experimentelle Daten und erste Schlussfolgerungen bzgl. dem Upscaling und der Wirtschaftlichkeit der FlexGeo Technologie vorgestellt werden.

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.

Die hydrothermalen Reservoire im Norddeutschen Becken sind typischerweise durch Sandsteine gekennzeichnet. Aufgrund der Planungsschritte im Projektablauf erfolgt die Dimensionierung der Komplettierung im Sandstein oftmals auf Basis von Referenzbohrungen oder Literaturdaten. Somit kann trotz konservativer Auslegung des untertägigen Filters eine Sandfreiheit niemals vollumfänglich garantiert werden. Eine entsprechende Entsandung der Bohrung im Rahmen der Produktionsversuche ist oftmals aufgrund hoher finanzieller Aufwendungen für die Entsorgung der Testwässer nicht möglich. Unabhängig davon kann es sein, dass bei der Wiederinbetriebnahme nach längeren Standzeiten erhöhte Sandfrachten auftreten.

Die derzeit verwendeten, statischen Filtertechnologien sind diesen Herausforderungen nicht gewappnet. Somit werden häufiger Filter getauscht, wodurch betriebsgebundene Kosten und die Standzeit der Anlage deutlich erhöht werden können. Auch können durch diese unstetige Fahrweise der Anlage Pumpenausfälle ausgelöst werden. Diese beeinflussen wiederrum auch die generelle Lebensdauer der Pumpe. Eine Novellierung des derzeit oft genutzten statischen Filtrierungsprinzips ist somit essenziell.

Primäre Ziele sind: automatisierte Filterung, Handhabung großer Sandfrachten, Berücksichtigung verschiedener Korngrößenspektren < 100 µm und Sicherstellung der Sauerstofffreiheit.

Sekundäre Ziele sind: Minimierung der Wartezeiten und Reduzierung der zu entsorgenden Rückstandsmengen auf ein Minimum.

Somit kann eine nachhaltiger, wirtschaftlicher Anlagenbetrieb gesichert werden.

Um Konstrukteuren und Nutzern geothermischer Anlagen grundlegende Informationen über die Korrosionsbeständigkeit zur Verfügung zu stellen, wurden verschiedene metallische Werkstoffe, darunter nichtrostende Duplex- und austenitische Stähle sowie eine Nickellegierung, in künstlichen Geothermalwässern bewertet, die die Bedingungen an verschiedenen Standorten mit geothermischem Potenzial simulieren.

Mit Hilfe von elektrochemischen und Langzeittests wurde die Eignung verschiedener metallener Werkstoffe mittels kritischer Potentiale und Korrosionsraten untersucht.

In hochsalinaren Umgebungen erwies sich Spaltkorrosion als der entscheidende Mechanismus. Die Nickelbasislegierung zeigt eine ausgezeichnete Beständigkeit gegenüber Lochkorrosion. Abgesehen von ihren hohen Kosten eignet sie sich sehr gut für den Bau von Geothermieanlagen mit stark salzhaltigen Fluiden. Rostfreie Stähle und Duplexstähle weisen eine begrenzte Korrosionsbeständigkeit gegen Loch- und Spaltkorrosion auf. Daher sind sie für stark salzhaltige Fluide nicht geeignet. Der Superaustenit zeigt ein temperaturabhängiges Verhalten. In nichtsalinaren Umgebungen könnten niedrig legierte Stähle (neben den höher legierten Werkstoffen) als Konstruktionsmaterial für Geothermieanlagen eingesetzt werden, sofern eine ausreichende Wandstärke des Materials berücksichtigt wird.

Neben Korrosionsaspekten erwies sich auch die Ausfällung von Fluidbestandteilen als interessantes Thema. Beim Betrieb der Forschungsanlage in Groß Schönebeck wurden Kupfer- und Bleieffekte im Bohrloch festgestellt. Die auftretenden Mechanismen und Maßnahmen zur Verhinderung von Ausfällungen und Abscheidungen wurden ebenso untersucht, wie deren mögliche Einflüsse auf die Korrosionsbeständigkeit metallener Werkstoffe für Anlagenkomponenten.

Der Vortrag beschreibt die Wechselwirkungen zwischen Geothermalwässern und Ausrüstungs­komponenten.