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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Quellenverzeichnis

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Problemstellung

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

Lösungsansatz: Rücklauftemperaturreduzierung durch Digitalen Zwilling

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

Das Praxisbeispiel ist aus den Niederlanden

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Literatur:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Insight to the Work Over operations of two geothermal wells in Germany. Challenges, mitigations and solutions during the planning, engineering, and execution phases of the projects. Starting with miss information, all the way to regulatory changes over time, and beyond.

Dieses Projekt entsteht in Zusammenarbeit mit dem Geophysikalischen Institut des Karlsruher Institut für Technologie (KIT) und ist gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK).
Der Herrenknecht UrbanVibroTruck ist ein mobiler P-Wellen-Vibrator, welcher im Rahmen von reflexionsseismischen Untersuchungen für die strukturelle geologische Erkundung des Untergrunds im urbanen Umfeld in den Einsatz kommen wird. Diese Entwicklung ist vor dem Hintergrund der Energiewende von hoher zukünftiger Bedeutung für die Erkundung geothermischer Lagerstätten in Deutschland und Europa. Die hier angestrebten Innovationen bestehen darin, dass der neue mobile Vibrator im urbanen Umfeld flexibel einsetzbar ist, da das Trägerfahrzeug den europäischen Richtlinien der Straßenzulassung entspricht.
Vor allem die Durchführung von reflexionsseismischen Messungen in städtischen Gebieten wird durch seine Wendigkeit und seinen leisen Betrieb verbessert. Des Weiteren wird der Shaker bezüglich der Qualität und Stabilität des Quellsignals optimiert, so dass Abbilder des geologischen Untergrunds von höherer Qualität erzeugt werden können. Ein weiterer Projektfokus wird auf die messtechnische Ermittlung der vom Vibrator in den Boden eingeleiteten Kraft gelegt. Daraus sollen Methoden zur Validierung der Shaker-Performance und zur Maximierung der Qualität von seismischen Abbildern entwickelt werden.
Gemäß dem aktuellen Zeitplan starten wir Mitte Oktober 2024 mit der Inbetriebnahme des Trucks und führen Anfang November eine Seismik durch.

Die Entwicklung von Tiefengeothermie-Projekten in urbanen Gebieten stellt Stadtwerke, Kommunen, Energieversorger, Investoren, etc. vor eine Vielzahl von Herausforderungen. Neben der fehlenden Erfahrung für die Entwicklung von untertägigen Projekten sind meist finanziellen Ressourcen sehr beschränkt. Eine der größten Herausforderungen ist die Minimierung des Fündigkeitsrisikos, das mit der Erschließung geothermischer Ressourcen in städtischen Umgebungen verbunden ist. Darüber hinaus spielen Fördermöglichkeiten eine entscheidende Rolle, um die wirtschaftliche Realisierung solcher Projekte zu ermöglichen.

Ein weiterer wichtiger Aspekt ist die Durchführung von seismischen Messungen, um geothermische Potenziale in urbanen Gebieten zu bestimmen. Diese Messungen sind entscheidend, um Risiken zu minimieren und die Effizienz von Tiefengeothermie-Projekten zu maximieren. Dabei müssen jedoch u.a. Brut- und Setzzeiten sowie Fahrgenehmigungen berücksichtigt werden. Die Information der Öffentlichkeit und die Erlangung von Betretungserlaubnissen sind weitere wichtige Schritte, um Akzeptanz und Unterstützung für derartige Projekte in urbanen Gebieten zu gewinnen.

Bisher sind vom Projektbeginn bis zur Projektrealisierung ca. 40 Anträge und behördliche Vorgänge zu meistern. In diesem Zusammenhang stellt das Geothermie-Beschleunigungsgesetz eine Chance dar, die Genehmigungsverfahren und die Prozesse zu beschleunigen.

Trotz dieser Herausforderungen bieten Tiefengeothermie-Projekte in urbanen Gebieten immense Chancen für eine nachhaltige Wärmeversorgung. Dieser Vortrag soll neben dem aktuellen Stand auch Hinweise und Ideen den konsequenten Ausbau bzw. Hochlauf der Tiefengeothermie aus praktischer Sicht geben.

Das Erfolgsrezept eines Geothermie-Vorhabens besteht nicht nur aus der Fündigkeit der ersten Bohrung, sondern auch darin, wie das Projekt in die Öffentlichkeit getragen wird. Das beginnt schon mit den ersten Erkundungsmaßnahmen. Der Geologische Dienst NRW (GD NRW) berichtet seit 2021 über seine seismischen Untersuchungen auf verschiedenen Plattformen. Mit viel Geo-Know-How und verständlicher Sprache ist das oberste Ziel: die Bevölkerung informieren und sie an die Hand nehmen. Insbesondere für Nordrhein-Westfalen, ist die positive Besetzung der Geothermie entscheidend für die kommunale Wärmeplanung. Die Landesregierung geht mit dem Masterplan Geothermie NRW in Vorleistung und unterstützt Erdwärmeprojekte. Dies beinhaltet auch ein Explorations- und Bohrprogramm zur Erkundung des tiefen Untergrundes, das vom GD NRW geplant und durchgeführt wird. Die erhobenen Geo-Daten sind die Basis zur Umsetzung künftiger Geothermie-Projekte im Land. Ein Vorzeigebeispiel ist Münster. Heute planen sie, gemeinsam mit den regionalen Stadtwerken, die nächsten Schritte in Richtung Zukunftswärme.

Um mehr solcher Projekte in NRW erfolgreich in die Umsetzung zu bringen, ist es essenziell, die Bevölkerung durch eine transparente Kommunikationsstrategie mitzunehmen. Gemeinsam mit der PR-Agentur Enerchange GmbH & Co. KG, die auf die Kommunikation geothermischer Projekte spezialisiert ist, hat der GD NRW während seiner drei Erkundungskampagnen das Thema Seismik und Geothermie breit in die Öffentlichkeit getragen. Ganz nach dem Motto: Mehr ist mehr. Neben der täglichen Berichterstattung auf Social Media wurde die Presse umfangreich bedient, die Kommunen, Bürgermeisterinnen und Bürgermeister durch technische Workshops informiert und die breite Öffentlichkeit bei Veranstaltungen mitgenommen. Dabei ist es elementar, sämtliche Sorgen und Bedenken schnell und kompetent aufzufangen und zu beantworten.

Um das auf 70 GW geschätzte energetische Potential der hydrothermalen Energie in Deutschland für eine erfolgreiche Wärmewende zu nutzen, ist eine verbesserte Potentialanalyse notwendig. Deutschlands Hotspot der hydrothermalen Tiefengeothermie ist das nordalpine Vorlandbecken in Bayern, und dort der Großraum München, in dem 18 Anlagen mit über 40 Einzelbohrungen derzeit Thermalwasser aus dem Oberjura und der Unterkreide für die Wärmebereitstellung oder Verstromung fördern. Im Rahmen des interdisziplinären Forschungsprojektes Geothermie-Allianz Bayern wurden hydraulische, thermische und hydrochemische Parameter aus dem hydrothermalen Reservoir umfassend ausgewertet und analysiert und im „Bewertung Masterplan Geothermie“ eine erste Zonierung der Produktivität veröffentlicht (Geothermie-Allianz Bayern, 2020; Zosseder et al., 2022; Anahi et al., 2022).

Die zunehmend hohe Datendichte im Großraum München erlaubt nun eine Verbesserung dieser Zonierung mit einem multivariaten, statistischen Ansatz. Für diesen wurden für 42 Bohrungen insgesamt 25 technische, geologische, hydraulische, thermische und hydrochemische Parameter erfasst und erweitert interpretiert. Anschließend wurde eine hierarchische Clusteranalyse (HCA) und Hauptfaktorenanalyse (PCA) durchgeführt, um Ähnlichkeiten zwischen den Bohrungsdatensätzen und ihrer Produktivität herauszuarbeiten. Der Datensatz kann auf 6 Hauptfaktoren und 5 übrige Parameter reduziert werden, denen spezifische Attribute zugeordnet werden konnten. Nach Durchführung der HCA zeigen sich 5 Hauptcluster und 2 untergeordnete Cluster, die sich auch örtlich voneinander abgrenzen und die im „Masterplan Geothermie“ beschriebenen Grenzen statistisch validieren. Vor allem der Hauptfaktor 1, der sich aus den geologischen Komponenten (u.a. Porosität, Thermalwassertemperatur) zusammensetzt, kontrolliert hier die Unterteilung der Cluster.

Durch eine kontinuierliche Aktualisierung und Integration neuester Forschungsergebnisse wird der Masterplan durch diese Erkenntnisse stetig verbessert und die Unsicherheiten in den Potentialabschätzungen verringert.

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

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

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

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

Die GeoSphere Austria hat im Rahmen eines Forschungsprojekts mit einer einheitlichen Methodik Planungsgrundlagen für die Oberflächennahe Geothermie in Österreich erarbeitet. Diese Datensätze wurden nun in den interaktiven online Geothermie-Atlas integriert, der mögliche Einschränkungen und Potentiale für die Nutzung von Grundwasserwärme und Erdwärmesonden in Wien zeigt.

Die dargestellten Geodaten für die Grundwasserwärme beinhalten eine Reihe von Parametern zur Aquifergeometrie und die daraus abgeleitete Jahresenergiemenge, sowie die Brunnenleistung und thermische Volllast-Leistung. Die Jahresenergiemenge bezieht sich einmal auf eine ausgeglichene Betriebsweise (gleich großer jährlicher Wärmeeintrag wie -entzug) und einmal auf Normbetriebsstunden, abgeleitet von den am Standort vorhandenen klimatischen Bedingungen (überwiegender Wärmeentzug). Für die Erdwärmesonden sind die maßgeblichen Eigenschaften Bodentemperatur, Untergrundtemperatur und Wärmeleitfähigkeit des Untergrunds, sowie die daraus ermittelten Jahresenergiemengen und spezifische Sondenleistungen. Die Sondenleistung bezieht sich dabei auf eine Einzelsonde und die Jahresenergiemenge für ein vorgegebenes Erdwärmesondenfeld, jeweils mit ausgeglichener Energiebilanz und den Betrieb mit Normbetriebsstunden. Die Datensätze für die Erdwärmesonden sind für das gesamte Stadtgebiet verfügbar, jene für die Grundwasserwärme beschränken sich auf die produktiven Grundwasserkörper mit ausreichender Datengrundlage.

Im Webmapviewer erstellt ein Abfragetool für jeden beliebigen Standort eine Zusammenfassung sämtlicher Geodaten. Für Erdwärmesondenanlagen ist zusätzlich eine individuelle Potenzialabschätzung möglich. Basierend auf der gewählten Lage und Tiefe der Sonden, sowie der Betriebsstunden erfolgt eine Abschätzung der verfügbaren Leistung und Energiemenge. Bei zusätzlicher Angabe des Wärme- und Kältebedarfs wird die Bedarfsdeckung ermittelt. Ein automatisch generierter PDF Bericht fasst die Ergebnisse zusammen.

Die Erweiterung der frei verfügbaren Applikation auf ganz Österreich erfolgt in mehreren Schritten, beginnend mit dem Bundesland Salzburg.

Link zum Geothermie-Atlas: https://geothermieatlas.geosphere.at/

Bis 2040 plant der Freistaat Bayern klimaneutral zu sein, bis 2030 sollen Treibhausgasemissionen um 65% pro Kopf im Vergleich zu 1990 gesenkt werden. Die Transformation der Wärmebereitstellung spielt hierfür eine wesentliche Rolle. Zur Unterstützung bietet der Energie-Atlas-Bayern Kommunen sowie Bürger:innen in Bayern einen Überblick über gebietsbezogene umsetzbare Potenziale Erneuerbarer Energien. Diese Information ist auch für die kommunale Wärmeplanung von zentraler Bedeutung.

Um Sichtbarkeit und Einbeziehung der oberflächennahen Geothermie in Bayern deutlich zu verbessern, ermittelten Technische-Universität-München, Friedrich-Alexander-Universität Erlangen (FAU) und das Bayerische Landesamt für Umwelt (LfU) das Potenzial für die drei gängigsten oberflächennahen geothermischen Systeme, Grundwasserwärmepumpe, Erdwärmesonde und Erdwärmekollektor auf jeweils zwei Arten: einerseits wurde das Potenzial zur flächendeckenden Information für Bestand und Neubau bayernweit im Energie-Atlas-Bayern anhand eines Rasterdatensatzes ausgewiesen. Andererseits wurde es für Kommunen flurstückscharf berechnet und gemeindeweise aggregiert. Die Potenziale wurden systemspezifisch mit unterschiedlichen Methoden quantitativ ermittelt und als thermische Leistung (MW) bzw. als Wärmemenge (MWh/a) bezogen auf eine definierte Fläche (10m x 10m Rasterdatensatz bzw. verfügbare Flurstücksfläche) dargestellt, um mit anderen Potenzialen der Erneuerbaren Energien vergleichbar zu sein. Im flurstückscharfen Ansatz wurde das umsetzbare Potenzial mit dem Wärmebedarf des dortigen Bestands abgeglichen, um zu analysieren, wieviel des derzeitigen Wärmebedarfs in Bayern durch oberflächennahe Geothermie gedeckt werden kann.

Oberflächennahe geothermische Systeme können bayernweit nahezu flächendeckend eingesetzt werden. Insbesondere bei Erdwärmekollektoren bestehen kaum Ausschlussflächen. Erdwärmesonden zeigen ein niedrigeres Gesamtpotenzial, das im Wesentlichen durch die in Bayern geltenden Bohrtiefenbegrenzungen beschränkt ist. Grundwasserwärmepumpen sind auf Räume beschränkt, bei denen eine oberflächennaher Grundwasserleiter vorhanden ist und zeigen ein signifikantes, aber geringeres Potenzial.

Die Kommunale Wärmeplanung ist ein wesentlicher Schritt zur nachhaltigen Energieversorgung und spielt eine zentrale Rolle in der Energiewende. In der bayerischen Kleinstadt Illertissen, mit einer Bevölkerung von rund 17.500 Einwohnern, gibt es Überlegungen geothermische Energie zu nutzen. Im Rahmen der Kommunalen Wärmeplanung wird die effiziente und umweltfreundliche Wärmeversorgung von örtlichen öffentlichen Gebäuden wie dem Schwimmbad, der Veranstaltungshalle und dem Schulzentrum geprüft.

Für die Umsetzung eines möglichen Geothermieprojekts sollten nicht nur die geologischen, sondern auch die soziologischen Voraussetzungen gegeben sein. Hierzu soll die gesellschaftliche Akzeptanz vor Ort durch eine Interviewstudie abgefragt werden, um die Perspektiven, Bedenken und Bedürfnisse der verschiedenen Akteure der Gemeinde zu erfassen. Dabei werden Gespräche mit Stadträten, lokalen Unternehmen, den Stadtwerken, Bauunternehmen und Bürgern geführt. Die Ergebnisse der Studie sollen der Planung und dem Vorgehen hinsichtlich gesellschaftlich relevanter Themen bei der Kommunalen Wärmeplanung in Illertissen nutzen und mögliche gesellschaftliche Herausforderungen identifizieren.

Die Interviewstudie wird so umgesetzt, dass die Ergebnisse und möglichen Lösungsansätze (bspw. Kommunikation) aus Illertissen als repräsentatives Fallbeispiel einer Kleinstadt genutzt werden können. Die daraus abgeleiteten Handlungsempfehlungen können deutschlandweit Gemeinden bei Überlegungen zum Einsatz von Geothermie in der Kommunalen Wärmeplanung und der damit verbundenen gesellschaftlichen Akzeptanz unterstützen.

Die Geothermie ist essentiell für die Wärmewende und den Übergang zu einer nachhaltigen Energieversorgung. In Deutschland entfallen über 50 % des gesamten Endenergieverbrauchs auf die Wärmeerzeugung, wobei der Anteil erneuerbarer Energien 2023 nur 18,8 % betrug. Das neue Wärmeplanungsgesetz (WPG) fordert bis 2030 mindestens 50 % Wärme aus erneuerbaren Energien und unvermeidbarer Abwärme. Die Tiefengeothermie stellt eine vielversprechende erneuerbare Energie dar, die zur Erreichung dieser Ziele beitragen kann. Geplante Gesetzesänderungen sollen bürokratische Hürden abbauen, Investitionen fördern und die Projektdurchführung beschleunigen.

Aktuell erfordern Tiefengeothermieprojekte umfangreiche bergrechtliche Genehmigungen einschließlich Haupt- und Sonderbetriebsplänen. Die Aufstellung eines Rahmenbetriebsplanes ist zu verlangen und ein Planfeststellungsverfahren durchzuführen, wenn ein Vorhaben einer Umweltverträglichkeitsprüfung bedarf. Zusätzlich sind wasserrechtliche Erlaubnisse und Baugenehmigungen für obertägige Anlagen notwendig. Zur Entlastung von Betreibern und Behörden sind gesetzliche Änderungen geplant, die die Planungs- und Genehmigungsverfahren im Bergrecht und Wasserrecht effizienter gestalten sollen.

Mit dem geplanten Geothermiebeschleunigungsgesetz sollen verwaltungsrechtliche Verfahren halbiert werden, um die Erschließung des energetischen Potentials der Geothermie sowie den Ausbau von Wärmepumpen zu beschleunigen. Dies soll durch Digitalisierungsvorgaben, Verkürzung behördlicher Fristen bei der Bearbeitung von Antragsunterlagen und der Reduzierung von Genehmigungsanforderungen erreicht werden. Besonders die Vereinfachung und Beschleunigung der wasser- und bergrechtlichen Genehmigungsverfahren nimmt eine zentrale Rolle ein.

Es wird ein Ausblick auf petrothermale Geothermiesysteme einschließlich der erforderlichen Genehmigungsverfahren gegeben, die zusätzliche Möglichkeiten zur Deckung des Wärmebedarfs bieten.

Die Potenziale der Geothermie stoßen in der Forschung auf ein zunehmendes Interesse. In der Praxis hingegen erfährt die Geothermie im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien jedoch weniger Akzeptanz. Dies kann daran liegen, dass in der Bevölkerung ein Mangel an Wissen über und Erfahrung mit der Technologie vorherrschen. Zudem war die öffentliche Darstellung der Technologie in der Vergangenheit häufig von Negativbeispielen geprägt. Hinzu kommen Herausforderungen wie steigende Energiepreise und die Debatte über die Wärmepumpe. Das negative Framing der Geothermie und ein mangelndes Bewusstsein über die Technologie erschweren daher eine sachliche Debatte.

Diese Studie ist Teil eines interdisziplinären Forschungsprojekts (2024-2026) zu den Potenzialen der oberflächennahen Geothermie zur Beheizung und Kühlung von Stadtquartieren. Die quantitative Framinganalyse (n = 600) untersucht den öffentlichen Diskurs über oberflächennahe und tiefe Geothermie der vergangenen zehn Jahre (2014-2024) in regionalen und überregionalen öffentlich-rechtlichen und privaten Medien in Deutschland (FAZ, SZ, Bild, WELT, MDR, LVZ, Sächsische Zeitung, Freie Presse, DNN). Die Ergebnisse geben Aufschluss über die Darstellung von Vor- und Nachteilen der oberflächennahen und tiefen Geothermie, der Differenzierung der beiden Verfahren sowie der Bedeutung relevanter Stakeholder. Die Ergebnisse ermöglichen es weiterhin, Missverständnisse in der Medienberichterstattung und besonders polarisierende Aspekte in der Diskussion über die Geothermie zu identifizieren. Daraus können im nächsten Schritt Informationsbedarfe und Akzeptanzfaktoren abgeleitet werden, die in der Wissenschaftskommunikation zukünftig adressiert werden sollten.

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

Many of the planned geothermal wells to deliver hot water into already existing central heating systems of mid-size cities have to be drilled in densely populated urban areas. For a more economical drilling of geothermal wells up to 2500 m Huisman Equipment has modified and optimized the existing HM 150 ton drilling rig unit in many details.

The HMR 150 rig fulfills now all the challenges necessary for the drilling of geothermal wells. Because the pipe – and casing handler is now part of the rig trailer a drill pad size of 30 m x 30 m only is required. Only 3 people per shift are required to operate the rig, while offering hands-off semi automated tripping of drill pipes and casing up to 16 inch.

The max 8 trailerized loads result in fast crane-less rig moves, performed within one dayshift. Completed with the new developed high torque ( > 50.000 Nm ) universal top drive large diameter wells can be drilled in reversed circulation technology ( 20 inch and bigger). Wireline coring ( SQ and PQ ) can be executed as well.

Combined with the 340 bar mud pump pressure it ensures that modern down-hole-motors and down-the-hole-hammers can be operated. Noise emissions are minimized and the energy consumption is reduced clearly by the electric powered rig where even CO2 neutral operations can be achieved when connected to a power grid.

Planned mid-deep geothermal wells are now enabled by the modernized HMR 150 faster, safer, and with minimal environmental impact.

Geomachine’s geothermal solution includes the development of a revolutionary DTH drill rig that drills down to 3000 meters. In addition the concept includes a compressor (GMair35) and booster (GMair80) pattern as well as an IoT-based control system for controlling and developing the drilling process. We also support our customers with the rig’s technical operation and help improve the drilling processes.

GM2000 is a geothermal well-drilling rig that enables the efficient utilisation of geothermal heat in larger sites and district heating networks. It is the first rig in the world specially designed for drilling 3,000-metre-deep wells.

GMair35 is an economical, simple-to-use compressor. All unnecessary has been eliminated to produce compressed air with as little fuel as possible.

GMair80 powered by Keystone is a booster compressor modified for European conditions. It compresses the compressed air up to 79 bar with 70 cubic metres of air per minute.

GMTracker(DTH) is a solution for monitoring the drilling work and collecting and storing drilling data. It increases the overall efficiency of the drilling process by monitoring the drilling parameters and, if necessary, suggesting changes to optimise the process.

GM2000 Drilling Rig, GMair35 Compressor, GMair80 Booster and GMTracker IOT solution is Geomachine’s integrated geothermal product family, which gives performance and economy for drilling geothermal wells.

We have developed a versatile model that simulates transient thermal behaviours of downhole tools and the surrounding environments when drilling into hot geothermal reservoirs. Special emphasis was placed on flexibility and full transparency during development. Assessing the correct functioning of the model at the most basic level—each individual equation—is essential to understand and simulate the physics behind novel events or situations that are increasingly occurring in the geothermal domain. The thermal wellbore model predicts the temperature evolution over time along and across certain solid parts of the bottomhole assembly (BHA), drillstring, and surrounding rock, as well as in the drilling fluid column (also known as mud; within both drillpipe and annulus, respectively), when different parameters are altered. Those parameters include surface temperature, mud pit volume, mud flow rate, well diameter, depth, inclination, geothermal temperature gradient and physical properties of drillpipe, BHA, rock formation, and mud. The model results will be validated against several different datasets. Beyond quasistatic solutions, particular emphasis is given to the simulation of highly dynamic drilling operations. Temperature profiles driven by mud losses and high-temperature influxes will also be presented. The model will reveal overlooked or neglected challenges and will point towards possible strategies on how to overcome or even use them. It is a new building block with which geothermal drilling will potentially become more reliable, more productive, and more cost effective.

A rig/wellbore drilling hydraulics monitoring tool is essential for detecting and mitigating drilling problems such as plugged nozzles, cuttings accumulation, and well control issues. SINDI DRILLING is a simulation tool for real-time monitoring using rig sensor data, and offline job design calculations. The solution was developed based on practical experience and state-of-the-art science.

This tool prioritizes intuitive and user-friendly operation and is equipped with a graphical user interface (GUI) featuring dropdown buttons for easy input and results visualization. Hydraulic key parameters ensuring a safe and efficient drilling process are calculated and analyzed against measurements, including standpipe pressure (SPP), equivalent circulating density (ECD), mud loading, cuttings velocity, surge and swab pressures, and wellbore in/out-flux.

During the presentation, a drilling operations monitoring job is demonstrated using a real-life oil well sensor dataset. The process involves walking through the following configuration panels:

1. Wellbore Schematic and Surface Facility

2. Drillstring Tools and Dynamic Hydraulics Fields

3. Mud Properties and Mud Motor

4. Offline Pressure Calculation

5. Real-Time Pressure Calculation

6. SPP, ECD, Slip, and Geometry vs. MD

7. Surge and Swab

After configuring and checking inputs, the simulation runs, and the results are visualized and interpreted via the GUI. Thanks to built-in workarounds derived from oil and gas drilling experience, the model setup and calculations remain straightforward, even with limited input data.

Learnings and needs specific to geothermal drilling, especially in High Pressure High Temperature (HPHT) settings and Managed Pressure Drilling (MPD), are also elaborated.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Problemstellung

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

Lösungsansatz: Rücklauftemperaturreduzierung durch Digitalen Zwilling

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

Das Praxisbeispiel ist aus den Niederlanden

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

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

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

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

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

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

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

Literatur:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Im Rahmen der Energie- und Wärmewende ist die Nutzung der tiefen Geothermie ein wichtiger Baustein zur Klimaneutralität des Landes Schleswig-Holstein (SH). Aufgrund der Lage SHs im Norddeutschen Becken mit einer teilweise komplexen geologischen Entwicklung ist ein gutes Verständnis des Untergrundes unerlässlich, da nicht alle Regionen des Landes die Voraussetzungen für die tiefe Geothermie erfüllen.

Bereits 2014 hat der Geologische Dienst SH in einer Studie eine erste Abschätzung des hydrothermalen Potenzials vorgenommen. Als Datengrundlage dienten reflexionsseismische Untersuchungen und Tiefbohrungen der Erdöl-/Erdgasindustrie sowie der Geotektonische Atlas Nordwestdeutschlands. Der Schwerpunkt der Potenzialstudie lag auf den Sandsteinformationen des Mittleren Buntsandsteins, des Oberen Keupers und des Mittleren Jura (Dogger). Kenntnisstand und Datengrundlagen wurden in zahlreichen Beratungsgesprächen mit Kommunen, Industrie bzw. Energieversorgern sowie interessierten Bürgern kommuniziert. Mittlerweile bestehen drei laufende bergrechtliche Aufsuchungsgenehmigungen und weitere Vorhaben sind in Vorbereitung.

Technische Entwicklungen sowie Fortschritte im Bereich der Auswertungs- und Bewertungsmethodik geologischer und geophysikalischer Daten ermöglichen eine kontinuierliche Weiterentwicklung der hydrothermalen Potenziale. Ein Modul ist die mineralogische, geochemische und petrophysikalische Charakterisierung relevanter Sandsteinformationen. Hierfür werden neben den bekannten Nutzungshorizonten auch Eozäne Kalksandsteine untersucht, die insbesondere für den südlichen Landesteil einen relevanten Aquifer darstellen. Die Ergebnisse dieser Untersuchungen fließen in die Parametrisierung des landesweiten 3D-Untergrundmodells ein, dass seinerseits kontinuierlich weiterentwickelt wird. Für die nächsten Jahre sind eine Reprozessierung und Neuinterpretation reflexionsseismischer Daten sowie ergänzende neue Reflexionsseismik geplant. Ziel ist die vorhandene Datenlage zu optimieren, nutzungsfertige Datenprodukte öffentlich bereitzustellen und weitere geeignete Gebiete für eine geothermische Nutzung zu identifizieren.

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

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

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

Das Fündigkeitsrisiko stellt eines der größten Hemmnisse für die Umsetzung tiefer hydrogeothermaler Projekte dar. In der Regel wird das Fündigkeitsrisiko einzelner Standorte über die Unsicherheiten der geologischen Begebenheiten, die maßgeblich Produktionstemperatur und Förderraten beeinflussen, an erhoffte thermische Leistung bzw. Wärmegestehungskosten gekoppelt. Um das Fündigkeitsrisiko finanziell zu kompensieren, ist idealerweise ein Portfolioansatz, in dem das Risiko auf eine Vielzahl von Projekten verteilt wird, notwendig. Dabei ist insbesondere zu Beginn der Erschließung eines Portfolios die Erschließungsrangfolge der Projekte maßgeblich für die Minimierung der Explorations- und Bohrkosten nichtfündiger Projekte. Für die Rangfolgenfestlegung müssen die geologischen Unsicherheiten, daraus resultierende Verteilungen erwartbarer thermischer Leistungen und Fündigkeitsrisiken sowie die ökonomischen Aspekte an jedem Standort einbezogen werden.

Wir testen am Beispiel des Bayerischen Molassebeckens typische Kriterien (Maximal- und Medianwerte der thermischen Leistung bzw. Minimal- und Medianwerte der zu erwartenden Wärmegestehungskosten) zur Erstellung einer Rangfolge und vergleichen diese mit einem weiteren Kriterium, nämlich den risikominimierten Wärmegestehungskosten (LCOH_risk). LCOH_risk berücksichtigt die Kosten einer Fehlbohrung und der vorangegangen Explorationsunternehmungen als Funktion des Fündigkeitsrisikos. Wir können zeigen, dass sich über LCOH_risk als Rangfolgenkriterium gerade zu Beginn einer Portfolioerschließung das Fündigkeitsrisiko und die Kosten nichtfündiger Projekte signifikant minimieren lassen. Gleichzeitig wird die thermische Gesamtleistung des Portfolios in dieser Erschließungsphase maximiert. Die Ergebnisse unterstreichen die Notwendigkeit eines Portfolioansatzes, der die flächendeckende Charakterisierung der geologischen Begebenheiten mit den ökonomischen Aspekten kombiniert, um einen kosteneffizienten und risikominierten Ausbau der tiefen Hydrogeothermie und Aufbau etwaiger (staatlicher) Fündigkeitsversicherungen zu gewährleisten.

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

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

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

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

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

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

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

Das Geothermie-Informationssystem (GeotIS) ist das Informationssystem für die Abschätzung des Geothermiepotentials in Deutschland. GeotIS besteht aus (i) Informationen zur Nutzung Von Geothermie, (ii) einer E-Learning-Plattform und (iii) einer Kartenanwendung zur Erkundung der geothermischen Untergrundbedingungen vor Ort. GeotIS basiert auf Daten von mehr als 30.000 Bohrungen, hauptsächlich Erdöl und Erdgas-Bohrungen, aber auch Geothermiebohrungen und anderen. Vor kurzem wurde GeotIS mit einem Ampelkarten-System erweitert, um das Potenzial der oberflächennahen Geothermie zu erstellen.

Behörden verlangen die Verwendung von numerischen Modellen, um nachzuweisen, dass geothermische Anlagen (z. B. > 30 kW) die Untergrundbedingungen innerhalb zulässiger Grenzen verändern. Der Finite-Elemente-Software FEFLOW wird in vielen geothermischen Projekte aufgrund seiner Vielseitigkeit zur Modellierung von Grundwasserströmung, Massentransport und Wärmetransport unter variablen und vollständig gesättigten Bedingungen angewendet. FEFLOW wurde zur Modellierung von Anlagen mit wenigen bis Hunderten Erdwärmesonden verwendet.

In dieser Studie stellen wir einen neuen Workflow vor, der GeotIS-Datensätze halbautomatisch in FEFLOW verwendet. Der potenzielle Standort von Erdwärmesonden wird auf Grundlage der von GeotIS prognostizierten Machbarkeit ausgewählt. Datensätze wie die mittlere Untergrundtemperatur und hydrothermale bzw. petrophysikalische Parameter von GeotIS werden verwendet, um das FEFLOW-Modell zu parametrisieren. Das numerische Modell, das Grundwasserströmung und Wärmetransport einbezieht, wird verwendet, um die Machbarkeit der neuen Anlage am ausgewählten Standort zu bestätigen (oder nicht). Der Workflow ist standortunabhängig und kann angewendet werden, um das Potenzial oberflächennaher Geothermie in mehreren Bundesländern zu testen.

Bei den erdgekoppelten Wärmepumpen, die oberflächennahe geothermische Quellensysteme nutzen, dominieren bislang Erdwärmesonden. Erdwärmekollektoren haben inzwischen einen signifikanten Anteil und gewinnen im Zusammenhang mit Kalten Nahwärmenetzen weiter an Bedeutung. Als Beispiel kann angeführt werden, dass laut Aussage des Bundesverband Geothermie, im Dezember 2018,der Marktanteil dieser Quellensysteme bei 35 % lag. Für diese Art Quellensystemen gibt es jedoch noch keine allgemein anerkannte Möglichkeit, das thermische Verhalten im Untergrund zu bestimmen, wie es für Erdwärmesonden mit einem TRT der Fall ist.

Im Verbundvorhaben „QEWSplus – Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020) werden im Teilprojekt 1: „erweiterte thermische Testmethoden“ untersucht. Es wird ein Verfahren und ein Messgerät entwickelt, um Grabenkollektoren zu charakterisieren. Aufbauend auf Erfahrungen mit klassischen TRT-Geräten wurde ein modular erweiterbares Testgerät entwickelt, um neben Erdwärmesonden auch Erdwärmekollektoren untersuchen zu können. Das neuartige Testgerät ermöglicht die Beheizung oder Kühlung der Quellensysteme. Da Erdwärmekollektoren bei Wärmeentzug den Phasenwechsel des im Boden enthaltenen Wassers nutzen, bringt das Kühlen der Quellensysteme Herausforderungen mit sich. Wasser scheidet als Wärmeträgermedium aus, da das Temperaturniveau unter dem Gefrierpunkt liegt. Dadurch müssen Wasser-Glykol-Mischungen verwendet werden. Deren Dichte und Wärmekapazität müssen von dem Testgerät bestimmt werden, um ein exaktes Ergebnis zu bekommen. Zudem werden ein weiterentwickelter Testablauf sowie eine neue Auswertemethodik benötigt, welche den Phasenwechsel des Erdreichs berücksichtigen.

Für erste Testmessungen mit diesem neuen Gerät wurde am Testfeld der Hochschule Biberach ein Grabenkollektor verbaut und mit Messtechnik ausgestattet. In diesem Beitrag sollen das Konzept, die Konstruktion und der Aufbau des Testgerätes vorgestellt werden sowie Erfahrungen mit ersten Testmessungen im Geothermietestfeld der HBC.

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

Geothermie ist eine wichtige Säule für die Dekarbonisierung der Wärmeerzeugung. Bei der Nutzung von Erdwärmesonden ist zu beachten, dass die aus dem umgebenden Erdreich nachströmende Wärme die Entzugsenergie der Erdwärmesonden in der Regel nicht ausgleicht. Somit ist der Untergrund häufig nicht als Energiequelle im eigentlichen Sinne zu betrachten, sondern vielmehr als Energiespeicher. Da Wärmepumpen besonders bei einem niedrigen Temperaturhub (Differenz zwischen Heizungsvorlauf- und Quellentemperatur) effizient sind, ist die Temperatur der Erdwärmesonden eine wichtige Größe. In Normen und Leitfäden sind Betriebsgrenzen für die Temperaturen von Erdwärmesondenanlagen festgelegt, die zum einen die Sicherheit, zum anderen aber auch den langfristigen und effizienten Betrieb der Anlagen sicherstellen sollen. Die aktuellen Regeln, die bei der Dimensionierung beachtet werden müssen und wie deren Einhaltung im Betrieb sichergestellt werden, werden in diesem Beitrag zusammengefasst. Anschließend wird eine reale Beispielanlage mit dem marktüblichen Simulationswerkzeug EED (Earth Energy Designer) anhand mehrjähriger Messdaten nachsimuliert und eine Prognose für den langfristigen Verlauf der Sondentemperaturen erstellt. Die gewonnenen Erkenntnisse dienen als Grundlage für weitergehende Untersuchungen, in denen der Einfluss verschiedener Optionen der thermischen Regeneration des Untergrunds, wie Solarthermie, Abwärme, und Gebäudekühlung, als auch baulicher Maßnahmen auf die Temperaturprognosen ermittelt wird. Darüber hinaus wird geprüft ob eine genauere Untersuchung der Grundwasserbedingungen und eine entsprechende Simulation, die diese berücksichtigt, zu signifikanten Unterschieden bei der Prognose führen. Unter Umständen ist dadurch die aktive Regeneration des Untergrunds nicht nötig. Abschließend werden Kosten- und Energieabschätzungen gemacht und daran die Ergebnisse bewertet.

Das Verbundvorhaben „Geo-Resume“ (FKZ 03EE4021) wird mit Mitteln des Landes Niedersachsen und des BMWK gefördert.

In an effort to tackle climate change geothermal energy serves as a good alternative to fossil fuels. It is on this backdrop that the THC-Prognos project was designed. In this study, we focus on two main objectives: First is the collection and validation of available data. Second is to simplify and speed up access to quality-checked fluid data relevant for the utilization of geothermal energy in Southern Germany via GeotIS.

The sustainable use of geothermal energy requires the comprehensive understanding of the subsurface geology, temperature and fluids. It is therefore planned to map the fluid composition and other fluid parameters of Southern Germany as part of this project. This will be based on 3D geological models, the 3D temperature distribution of the subsurface and the collected hydrochemistry data sets. These maps will be created using geostatistical methods.

One of the main tasks of this project is to collect and validate hydrochemical data from existing databases, published literature, past and present projects and from partners involved in this project related to the Southern part of Germany. All these data will be used for mapping and to expand GeotIS.

The anticipated outcome of this project is to visualize the spatial variability of fluid properties in the Southern Germany and to establish GeotIS as the primary portal for geothermal fluid data in Germany. The project results will stimulate further geoscientific research and help in the planning and operation of geothermal reservoirs.

In an effort to tackle climate change geothermal energy serves as a good alternative to fossil fuels. It is on this backdrop that the THC-Prognos project was designed. In this study, we focus on two main objectives: First is the collection and validation of available data. Second is to simplify and speed up access to quality-checked fluid data relevant for the utilization of geothermal energy in Southern Germany via GeotIS.

The sustainable use of geothermal energy requires the comprehensive understanding of the subsurface geology, temperature and fluids. It is therefore planned to map the fluid composition and other fluid parameters of Southern Germany as part of this project. This will be based on 3D geological models, the 3D temperature distribution of the subsurface and the collected hydrochemistry data sets. These maps will be created using geostatistical methods.

One of the main tasks of this project is to collect and validate hydrochemical data from existing databases, published literature, past and present projects and from partners involved in this project related to the Southern part of Germany. All these data will be used for mapping and to expand GeotIS.

The anticipated outcome of this project is to visualize the spatial variability of fluid properties in the Southern Germany and to establish GeotIS as the primary portal for geothermal fluid data in Germany. The project results will stimulate further geoscientific research and help in the planning and operation of geothermal reservoirs.

New isotopic and hydrochemical investigation methods, including geothermometry, together with structural geological data were applied on the thermal fluids of the Baden-Baden area, to get detailed information on their origin and development. We used the test site, to evaluate our methods for application in deep granitic geothermal reservoirs in the Upper Rhine Graben. Changing flowrates and total dissolved solids of the thermal waters with time indicate a rather dynamic geothermal fluid system. Although the thermal waters (springs, boreholes) emerge from different lithologies (granites, schists, arkosic sandstones), major and trace element concentrations are very similar implying no significant impact of these lithologies. Application of a newly developed Na/K-geothermometer result in a reservoir temperature of c. 200°C. The thermal waters are i.a. supersaturated with respect to aragonite, quartz, and calcite, which is well in agreement with a 2000 years old sinter cone. The ratio of Cl- and Li concentrations correspond to those of deep thermal waters in the crystalline basement and Permotriassic siliciclastic rocks of the deep URG. Stable water isotope data indicate that meteoric water has interacted in the subsurface with granitic rocks, particularly supported by Sr-isotopic composition and by S- and O-isotopes indicating that SO₄ in the thermal waters can only be derived by oxidation of disseminated sulfides in basement rocks. Stress data indicate a general (N)NW-(S)SE trending S_Hmax, which may be the preferred direction of fluid transport in the crystalline basement, whereas the NE-trending structures rather act as hydraulic barriers forcing the thermal fluids to emerge to the surface.

Accurate estimation of reservoir temperature is a key factor in geothermal exploration studies. Advances in predictive algorithms can significantly improve the efficiency of geothermal energy exploration. The use of machine learning (ML) to predict reservoir temperatures has, therefore, attracted a great deal of interest. To investigate its practicality, northern Morocco was chosen as the research area, 99 water samples were taken in situ from springs and wells for research purposes, and five machine learning algorithms were applied. The results showed that our ML models outperformed traditional methods. XGBoost model demonstrated the best predictive accuracy with an R² of 0.9967. In addition, Shapley's additive explanation (SHAP) was used as an explanation technique to evaluate the predictive decisions of XGBoost by interpreting that SiO2 solute concentration is the most important variable for predicting reservoir temperature. This underlines the potential of ML for accurate prediction of reservoir temperature, offering advances in the understanding of geothermal resources.

Assessment of intergranular pressure solution (IPS) creep has substantial safety and economic importance in reservoirs for hydrocarbon production, geothermal operations, underground CO₂ sequestration, and hydrogen storage processes. IPS creep is a temperature-dependent, stress-driven deformation mechanism that alters mineral grain shapes by dissolution, precipitation, and diffusion in a chemically closed system. The mechanical compaction and chemical reactions of minerals lead to dissolution or precipitation related to alterations in porosity and permeability that impact the flow and, ultimately, the lifetime of the reservoir. IPS creep can be examined with experiments and some thermodynamic analytical solutions. Several IPS creep equations for uniaxial compaction and assumed linear kinetic relations between chemical dissolution and precipitation rates. According to the theory, the mineral grains have spherical shapes arranged in a cubic-packed form. Similar models also estimate the compaction occurred at slightly greater porosities. These models frequently overestimate compaction and strain rates by up to many orders of magnitude when the porosity is below 0.2. The reason is that the reaction rate parameters are estimated based on empirical equations in which the saturation indices of minerals are assumed constant. Moreover, the rate of change of grain diameters is set constant. A better approximation can be achieved using the thermodynamic databases and iterative time-dependent chemical equilibrium mass balance calculations that can be carried out in a geochemical computation program such as PHREEQC. The proposed algorithm combines the conventional IPS equation with geochemcal computation, is helpful for better inspection purposes, and provides good agreement with experimental results.

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/).

-

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.

Während der Klimawandel und die Versorgungssicherheit erhebliche Investitionen und Innovationen erfordern, um die Energiewende voranzutreiben, ist der Wärmesektor nach wie vor stark von fossilen Brennstoffen abhängig.

Technologische Fortschritte in der Geothermie haben jedoch die Machbarkeit und Erschwinglichkeit und damit die Attraktivität der geothermischen Wärmegewinnung erhöht.

Ebenso erfahren Großwärmepumpen zunehmende Aufmerksamkeit und politische Unterstützung, um zu einem Schlüsselelement für die Dekarbonisierung der Fernwärmenetze und der Industrie in Europa zu werden.

Die Komplementarität von Wärmepumpen mit erneuerbaren Wärmeerzeugungstechnologien wie Geothermie, ermöglicht eine breite Anwendung von Großwärmepumpen.
Die Präsentation zeigt interessante Konfigurationen und Vorteile von großen industriellen Wärmepumpen in Kombination mit Geothermie, die mit entsprechenden Anpassungen auch auf vielfältige Industrieprozesse angewendet werden können.

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

In den vergangenen vier Jahren hat die Energie und Wasser Potsdam GmbH (EWP) mit Hilfe von seismischen Messungen und dem Abteufen einer Bohrungsdublette das geothermische Potential des Aalen-Sandsteins am Standort Heinrich-Mann-Allee erkundet und erschlossen. Die Untersuchungen haben gezeigt, dass das Reservoir ausreichend geothermische Energie für eine wirtschaftliche Nutzung liefern kann. Derzeit erfolgen letzte bauliche Fertigstellungen sowie die Inbetriebnahme der Geothermieanlage, um die Erdwärme gewinnen zu können. Mit den nächsten Schritten will die EWP das geothermische Potential im Untergrund von Potsdam erkunden und, bei nachgewiesener Eignung, sukzessive erschließen. Dazu werden in den kommenden Jahren weitere, über das gesamte Stadtgebiet verteilte Standorte untersucht.

Die geologischen Prozesse von vielen Millionen Jahren haben im Untergrund von Potsdam ein intensives Relief hervorgerufen. Das hat auch Auswirkungen auf die Lage und die Eigenschaften der Thermalwasser führenden Horizonte. So variiert die Tiefenlage der Basis des Aalen-Sandsteins im Stadtgebiet von Potsdam um mehr als 1.000 m. Teilweise sind die Schichten auch an Störungen vertikal versetzt. Die damit verbundenen Unsicherheiten und die unzureichende Datenlage erfordern eine umfassende Erkundung. Zu den geplanten Maßnahmen gehören die Erarbeitung detaillierter Studien, die Durchführung seismischer Messungen und, als Ergebnis der Voruntersuchungen, die Abteufung weiterer Bohrungen an geeigneten Standorten. Mit thermohydrodynamischen Modellsimulationen wird die Lage der Standorte bzw. Reservoiraufschlüsse optimiert.

Im ersten Schritt sollen in den Jahren 2025 bis 2026 an zwei Standorten im Süden Potsdams Erkundungsbohrungen abgeteuft und getestet werden. Bei ausreichender Fündigkeit werden diese mit weiteren Bohrungen jeweils zu Dubletten ergänzt, im Verbund getestet und später die obertägigen Anlagen geplant sowie errichtet.

Der Umbau der Fernwärme hin zu einer klimafreundlichen Wärmeversorgung erfolgt auf vielen Ebenen. Die Quellen für die Wärmebereitstellung müssen in Zukunft weitgehend klimaneutral sein. Geothermie, Solarthermie, Bioenergie, PtX und unvermeidbare Abwärme stellen die wichtigsten Quellen dar. Darüber hinaus werden Fernwärmenetze der vierten Generation als Niedertemperatur-Prosumer-Netze ausgelegt werden. Eine Feinsteuerung und effektive Modellierung der zukünftigen Fernwärmenetze über u.a. digitale Zwillinge und „intelligente“ Netze werden sich durchsetzen.

Mitteltiefe Geothermie fand bisher nur in einzelnen Projekten den Weg in die Fernwärmesysteme. Gründe hierfür sind vielseitig. In der Vergangenheit blieben die Gestehungskosten für Fernwärme aus Erdgas (GuD) weit unter den Kosten für Fernwärme aus Mitteltiefer Geothermie in Verbindung mit Großwärmepumpen. Die zu erwartenden Temperaturen der Tiefenwässer zwischen 30°C und 80°C eigneten sich zudem nicht für eine direkte Nutzung in bestehenden Fernwärmenetzen mit Vorlauftemperaturen von 70°C bis 130°C. Für den Temperaturhub notwendige Großwärmepumpen (500kW+) waren nur schwer verfügbar und teuer.

Technische Weiterentwicklungen ändern das Umfeld, u.a. Netztemperaturabsenkung, geringere Temperaturverluste im System und stärkere Temperaturspreizung beim Rücklauf sowie eine bessere Verfügbarkeit bei Großwärmepumpen. Zusätzlich erfordern die neuen gesetzlichen Rahmenbedingungen die Einbindung von klimafreundlichen Wärmequellen, u.a. durch das Gebäude-Energie-Gesetz, das Gesetz zur kommunalen Wärmeplanung und die CO2-Bepreisung.

Die deutlich verbesserten Voraussetzungen für eine stärkere Einbindung der mitteltiefen Geothermie in den Fernwärmemix der Zukunft stehen einem Bündel von Herausforderungen gegenüber. In dem Vortrag werden, am Beispiel von aktuellen Projekten, Prognosen für die Nutzung mitteltiefer Geothermie in Verbindung mit Fernwärmenetzen zur Diskussion gestellt.

Das niedersächsische Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) stellt die Markentwicklung von Erdwärmeanlagen in Niedersachsen vor. Der Fokus liegt auf großen geothermische Anlagen (>30kW), hier wird in einer Übersicht die statistische Auswertung der Niedersächsischen Erdwärmeanlagendatenbank mit seinen über 14.000 errichteten Anlagen im Zeitraum 2015 bis 2023 dargestellt.

Es sind im Projekt 10 Großanlagen messtechnisch begleitet worden und der Vortrag adressiert die Wärmepumpeneffizienz, Planungsunsicherheiten, Energiebilanz des Erdsondenfelds sowie gemachte Erfahrungen.

In Simulationsstudien werden verschiedene Regenerationsoptionen zum langfristig nachhaltigen Betrieb eines bestehenden Erdwärmesondenfeldes verglichen und bewertet.

Through parameter studies and comparison with results from the use of established planning tools, the impact of groundwater on the operation of geothermal systems is examined and quantified, and selected approaches to optimize energy production are presented.

Der Wärmemarkt in Deutschland ist für mehr als 52 % der gesamten energiebedingten CO₂-Emissionen verantwortlich. Tiefengeothermie bietet eine vielversprechende Lösung, um einen signifikanten Teil der bislang nahezu vollständig fossilen Wärmeerzeugung zu ersetzen. Jüngste Gesetzgebung in Form der Verordnung über das Herkunftsnachweisregister für Wärme eröffnet Betreibern und Entwicklern von Fernwärmenetzen nun neue Möglichkeiten, Wärme aus Tiefengeothermieanlagen mit einer vertraglichen Beschaffenheitsvereinbarung zu vermarkten.

Das Konzept der Herkunftsnachweise für Energie kommt in Deutschland bereits seit Jahren bei Strom zur Anwendung. Stromerzeuger haben hiermit die Möglichkeit, ein umweltfreundliches Produkt gezielt zu vermarkten und einen eventuellen Preisaufschlag für die positiven Produkteigenschaften sachlich zu begründen. Mit Errichtung des Herkunftsnachweisregisters für Wärme im Umweltbundesamt seit dem 24.04.2024 ist dies nun auch für Wärmeerzeuger möglich.

Der Bedarf für hochqualitative Produkte im Bereich grüner Wärme wird absehbar zunehmen: Mit Inkrafttreten der flächendeckenden ESG-Berichterstattungspflichten besteht besonders bei Industriekunden ein verstärktes Interesse an belastbaren Nachweisen über ihren ökologischen Fußabdruck, zu welchem die Wärmebereitstellung in der Regel in großem Umfang beiträgt.

Mit der Errichtung des Herkunftsnachweisregisters erhalten Betreiber von Fernwärmenetzen die Möglichkeit, die Wärme aus Tiefengeothermieanlagen gezielt zu vermarkten. Unternehmen, welche ESG-Berichterstattungspflichtig sind bieten sich in diesem Zusammenhang besonders als Neukunden an.

In diesem Vortrag wird erläutert, welche Möglichkeiten sich durch das Herkunftsnachweisregister für Wärme aus Tiefengeothermie ergeben und welche Herausforderungen dabei zu beachten sind. Weiterhin wird erläutert, warum Wärme aus Tiefengeothermie im Zusammenhang mit der ESG-Berichterstattung eine besondere Bedeutung genießen wird.

Im Bereich der Quartiere hat die Oberflächennahe Geothernie zweifelsohne eine ihrer effizientesten Anwendungsgebiete. Der Vortrag zeigt anhand einiger Praxisbeispiele den Ablauf solcher Projekte aus technischer und planerischer Sicht.

Voraussetzung für ein erfolgreiches Geothermieprojekt ist zunächst die Auswahl eines geeigneten Standortes zum Abteufen der Tiefbohrungen. Zur detaillierten Erkundung des Untergrunds – und Identifizierung eines geeigneten Standorts – ist das Messverfahren mittels 3D-Seismik besonders praxisrelevant. Der Vortrag behandelt wichtige vergabe- und vertragsrechtliche Aspekte der 3D-Seismik, die u. a. potentiellen Vergabestellen bekannt sein sollten. Insbesondere sind viele kommunale Stadtwerke als Auftraggeber von Geothermieprojekten im Bereich der Wärmeversorgung und mithin als Sektorenauftraggeber gemäß §§ 100 Abs. 1, 102 Abs. 3 Nr. 2 GWB tätig. Derartige Energieversorger unterliegen dementsprechend (auch bei der Beschaffung der 3D-Seismik) den Vorgaben des Vergaberechts. Aus vertraglicher Sicht sollten Auftraggeber auf die konkrete Festsetzung des Leistungssolls und des Leistungserfolgs der 3D-seismischen Erkundung achten und insofern einen Werkvertrag nach § 631 BGB vereinbaren.