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Tiefbohrungen für Tiefengeothermie-Projekte müssen über ihren gesamten Lebenszyklus integer sein, die darin befindlichen Fluide dürfen also nicht unkontrolliert in die Umwelt gelangen. So fordert es das deutsche Recht und auch die breite Öffentlichkeit. Ereignisse haben nicht nur schwerwiegende Konsequenzen für die Betreiber, sondern schädigen die Reputation der gesamten Branche. Deshalb müssen die Risiken frühzeitig und umfassend gemanagt werden.

Um Bohrungsintegrität zu erreichen, sind vielfältige Maßnahmen (wie in der ABBergV gefordert) nach Stand der Technik umzusetzen – von den Auslegungsgrundlagen und die Auslegung selbst über Herstellung und Betrieb der Bohrung bis hin zur Verfüllung viele Jahre später. Hierfür ist es wichtig, diese Regeln zu kennen und anzuwenden. Der Stand der Technik bezüglich Bohrungsintegrität für Tiefbohrungen für die deutschen Rahmenbedingungen ist in der „Technischen Regel Bohrungsintegrität“ des Bundesverbands Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V. (BVEG) definiert. Experten verschiedener Unternehmen haben diesen in Anlehnung an internationale Standards wie die ISO 16530 und die NORSOK D-010 erarbeitet und 2017 und für Deutschland veröffentlicht – zunächst mit Fokus auf Tiefbohrungen der E&P- und Speicher-Industrie. Dabei wurden chronologisch entlang der Projektphasen gemeinsame Vorgehensweisen für alle Bohrungstypen definiert und darüber hinaus weitere individuelle Vorgehensweisen entsprechend der spezifischen Anforderungen einzelner Bohrungstypen.

Auch für geothermische Tiefbohrungen gibt es diese Anforderungen. Deshalb hat ein Experten-Gremium, das nicht nur aus Mitgliedern des BVEG, sondern auch des BVG sowie weiteren Stakeholdern besteht, die „Technische Regel Bohrungsintegrität“ auf die Tiefe Geothermie erweitert und erstmals den Stand der Technik dafür definiert. In einem umfangreichen Prozess wurden die Bergbehörden und weitere Stakeholder eingebunden und Stellungnahmen berücksichtigt. Das Ergebnis ist eine erweiterte Technische Regel, die im Juli 2021 als „Leitfaden Bohrungsintegrität“ auf der Verbandswebseite www.bveg.de veröffentlicht wurde.

Der neue „Leitfaden Bohrungsintegrität“ beschreibt – neben E&P- und Speicher-Bohrungen auch hydrothermale Produktions- und Injektionsbohrungen sowie Tiefe Erdwärmesonden. Petrothermale Bohrungen werden derzeit ausgeklammert, weil dafür noch keine hinreichenden Erfahrungen in Deutschland bestehen.

Der Leitfaden Bohrungsintegrität fordert in der Regel zwei umhüllende Barrieren um das im Bohrloch befindliche Medium. Zur Sicherstellung der Integrität dieser Barrieren werden Akzeptanzkriterien der einzelnen Barriereelemente für die Planung und Herstellung, den Erst-Nachweis und die Überwachung und Überprüfung definiert. Ausnahmen zur Zwei-Barriereregel gibt es für Bohrungen ohne technisches Open-Flow Potential. Neben Akzeptanzkriterien werden auch Vorgehensweisen für die einzelnen Schritte beschrieben sowie Beispiel-Barrierediagramme für acht Bohrungstypen gegeben. Die Integrität von Barriereelementen wird durch vielfältige Praktiken entlang des Projektzyklus gewährleistet, von ihrer Auslegung über die Umsetzung/Einbau mit initialer Prüfung sowie mit wiederkehrenden Prüfungen. Für die Tiefengeothermie wird z.B. speziell auf die höheren Temperaturen und thermischen Wechselspannungen eingegangen, sowie auf Ausfällungen.

Auf 106 Seiten beschreibt der „Leitfaden Bohrungsintegrität“ den Stand der Technik, der für Neubohrungen anzuwenden ist. Da Bestandsbohrungen per Definition nicht dem aktuellen Stand der Technik entsprechen können, werden für diese Ausnahmeregelungen definiert, wie ein sicherer Betrieb zu gewährleisten ist.

Der Leitfaden definiert einheitliche Regeln, die als Hilfestellung für Geothermiebetreiber sowie für andere Stakeholder wie z.B. Versicherer und Ingenieurdienstleister geeignet sind. Mit der Etablierung und Anwendung des Leitfadens können Bohrungsintegritätsvorfälle vermieden werden. Damit leistet der Leitfaden einen wichtigen Beitrag zu Umweltschutz und Akzeptanz der Tiefengeothermie.

Tiefbohrungen für Tiefengeothermie-Projekte müssen über ihren gesamten Lebenszyklus integer sein und bleiben. Die in den Bohrungen befindlichen Fluide und Gase dürfen nicht unkontrolliert in die Umwelt gelangen. Die Formationswässer, die in den für die tiefe Geothermie relevanten geologischen Formationen im Oberrheingraben und im Norddeutschen Becken angetroffenen werden, sind von Natur aus stark mineralisiert und zeigen erhöhte Spurenelementkonzentrationen. Bei geothermischen Nutzungen werden diese Wässer im Kreislauf gefahren. Sie stellen hohe Anforderungen an die Integrität von Bohrungen und Rohrleitungen. In Deutschland sind in der Regel zwei unabhängige Barrieren um das im Bohrloch befindliche Medium gefordert. Ausnahmen zu dieser Regel gibt es für Bohrungen ohne technisches Open (Out)-Flow Potential.

Bohrungsintegritätsmanagement für geothermische Bohrungen in Deutschland basierte bis dato auf den Standards und Verfahren der Öl- und Gasindustrie. In vielen Fällen bedingen thermisch induzierte Spannungen und hohe Produktions- sowie Injektionsanforderungen an geothermische Bohrungen die Notwendigkeit von speziellen Lösungen nicht nur aber auch im Bereich der Erhaltung der Bohrungsintegrität. Oft handelt es sich bei Geothermiebohrungen um großkalibrige, tiefe und abgelenkte Bauwerke mit einem Integritätsfokus auf Grundwasserschutz.

Der neue BVEG Leitfaden „Technische Regel Bohrungsintegrität“ erweitert die Anforderungen an die Integrität in Deutschland insbesondere auf die Tiefe Geothermie. Die Richtlinie für die Tiefengeothermie geht speziell auf die höheren Temperaturen und thermisch induzierte Lastfälle sowie auf etwaige Ausfällungen ein. Die neue Richtlinie versucht die speziellen Bedingungen in der Tiefengeothermie in ein gesamtgültiges Regelwerk zu integrieren um dabei Bohrungsintegritätsvorfälle zu minimieren oder zu vermeiden.

Diese Präsentation interpretiert die neue Richtlinie aus Sicht des Betriebsführers oder Designers, diskutiert die Herausforderungen und zeigt nötige Lösungen zum Design und Betrieb am Beispiel von Hochtemperatur-Geothermie-Anlagen unter besonderer Berücksichtigung von thermisch induzierten Herausforderungen auf.

In dem Verbundvorhaben QEWSplus „Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020A-H, www.qewsplus.de) werden wichtige Aspekte der Qualitätssicherung und -steigerung oberflächennaher geothermischer Systeme von der Auslegung und Planung über die Ausführung bis hin zur Inbetriebnahme untersucht und Lösungen entwickelt, aufbauend auf den Erkenntnissen aus dem Vorgängerprojekt, dem Forschungsverbundprojekt „QEWS II: Qualitätssicherung bei Erdwärmesonden II“ (FKZ: 03ET1386A-G, www.qews2.de). In diesem Beitrag wird erstmals das Verbundvorhaben in seiner Gesamtheit vorgestellt.

Zu den Arbeitsinhalten zählen u. a. die Entwicklung eines In-situ-Mess- und Auswerteverfahrens am Beispiel von Erdwärmesonden, welches die Überprüfung und Ermittlung der thermisch-energetischen Eigenschaften des gesamten geothermischen Quellensystems innerhalb kurzer Zeit ermöglicht. Das Verfahren überprüft Neuanlagen bei der Inbetriebnahme mit den Auslegungsbedingungen. Weiterhin wird das für Erdwärmesonden (EWS) etablierte Verfahren des Thermal-Response-Tests (TRT) auf andere Quellensysteme erweitert und beispielhaft am plattenförmigen Grabenkollektor herausgearbeitet, um so dessen thermisches Verhalten im Untergrund zu charakterisieren und die Auslegungsberechnungen zu verbessern. Ebenso werden sogenannte Kurzzeit-Verfüll-Analyse-TRTs an Erdwärmesonden durchgeführt und quantifiziert, um deren Aussagekraft zur Qualitätskontrolle überprüfen zu können. Hierfür wird auf die bereits in QEWS II (www.qews2.de) untersuchte Glasfasertemperaturmesstechnik und auf in der Strömung im Sondenrohr mitschwimmende, autarke Messfühler sowie Ultraschallmessungen zurückgegriffen. Mit der Kombination aus TRT-Testequipment und Messtechnik (Temperatur, Sondenverlauf) sowie experimentellen Untersuchungen der Wärmekapazität und Wärmeleitfähigkeit wird eine aktive thermische Tomografie von Erdwärmesonden ermöglicht.

Um die Qualität kommerzieller TRT-Geräte zu überprüfen und damit die Auslegung und Effizienz geothermischer Anlagen sicherzustellen, soll der im Vorgängerprojekt entwickelte und aufgebaute TRT-Prüfstand weiterentwickelt werden. Diese Weiterentwicklung soll in die Erstellung von Zertifizierungsregeln für TRT-Geräte münden.

Das Verhalten von EWS-Verfüllmaterialien in Interaktion mit dem umgebenden Gestein soll weiter untersucht werden. Der bereits aufgedeckte Einfluss der Anmischung und des Filtrationsverhaltens auf die Eigenschaften des Baustoffs werden nun in Systemtriaxialzellen, in Großversuchsständen und an realen Testsonden untersucht und deren Ergebnisse verglichen. Erstmals sollen in einem Steinbruch (Merdingen) verschieden hinterfüllte Testsonden installiert werden, die nach umfangreichen In-Situ Tests (TRT, etc.) nachträglich freigelegt werden, um eine reale Bewertung der Verfüllqualität und deren Zusammenhänge durchführen zu können. Außerdem werden die im Projekt entwickelten Messsonden validiert. Im Rahmen des Projektes wird zudem ein neues automatisches Verfüllmonitoring ausgearbeitet und getestet.

Des Weiteren wird die Entwicklung konsistenter Auslegungsmodelle für unterschiedliche oberflächennahe geothermische Quellensysteme weiter vorangetrieben. Neben Ergänzungen und Erweiterungen um zusätzliche Quellensysteme werden insbesondere Kombinationen gleichartiger und unterschiedlicher Quellensysteme abgebildet und in dafür weiter zu entwickelnde Softwarewerkzeuge integriert.

Das Forschungsprojekt soll zum Abbau von Risiken, zur Reduzierung von Energiegestehungskosten, zur Steigerung der Effizienz- und Anlagenverfügbarkeit sowie zu einer größeren Bekanntheit und öffentlichen Akzeptanz dieser Technologien beitragen.

Um den Wechsel von LSP-Pumpen zukünftig effizient und sicher zu gestalten, hat die MB Well Services im Auftrag der Pfalzwerke Geofuture sowie der Deutschen Erdwärme ein Arbeitsbühnen-Konzept entwickelt. Die Rigless Intervention gewährleistet unter der Beachtung der neusten bergrechtlichen und arbeitssicherheitstechnischen Vorgaben eine schnellstmögliche Verfügbarkeit sowie kostengünstige Lösung. Produktionsausfälle werden außerdem durch die schnelle Einsatzfähigkeit der Arbeitsbühne minimiert.

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Deep geothermal energy is a key to lower local and global CO2 emissions caused by the burning of fossil fuels. Different initiatives aim at establishing deep geothermal energy production at the Weisweiler coal-fired power plant near the city of Aachen, Germany, in order to replace district heat generated as a side product of coal burning. But how much information do we actually have about or need of the subsurface to carry out such a project?

The conducted investigations will provide a 3D geological and probabilistic subsurface model of the area between Aachen and Weisweiler created with the open-source package GemPy developed at RWTH Aachen University. This model is in contrast to established regional models and more detailed local models.

The geological structures between Aachen and Weisweiler represent a SW-NE striking syncline, the Inde Syncline, embedded in the Aachen fold-and-thrust belt. The syncline is offset by Cenozoic normal faults of the Lower Rhine Embayment. The target layers comprise of karstic Lower Carboniferous Kohlenkalk platforms and Upper/Middle Devonian Massenkalk reef carbonates outcropping along the flanks and down faulted within the Lower Rhine Embayment.

Results show that the Aachen fold-and-thrust belt and the down faulted fault blocks can be modeled integrating the available surface and sparse shallow subsurface data. The probabilistic modeling provides information about uncertainties of the target layers in the subsurface. It can be deduced that a planned exploration well for fall/winter 2021 will reduce uncertainties in the subsurface in the vicinity of the target layers enabling improved economic decisions.

The geothermal potential of the North German Basin has been under evaluation since the early 1970s. Results have shown significant amounts of geothermal resources bound to Palaeozoic and Mesozoic reservoirs. But mainly for economic reasons, the exploration and development has been focused on Mesozoic hydrothermal sandstone reservoirs.

The fluvio-deltaic sandstones of the Upper Triassic Exter Formation, has been a successful geothermal target for direct use with significant porosity in this basin. The long-term operations at Neubrandenburg, Neustadt-Glewe und Waren, and the recently successful development at Schwerin demonstrate the relevance of Rhaetian sandstone reservoirs for the increasing direct use of geothermal energy in North Germany. Nevertheless, the potential of this sedimentary complex has barely been exploited. The high exploration risk due to a lack of information, such as reservoir geometry, thickness, depth and petrophysical properties hampered the reservoir development at other sites. Previous studies have contributed to improve reservoir prediction of Rhaetian reservoirs by basin- to regional-scale subsurface mapping of facies and relevant reservoir parameters based on sedimentological methods. However, a validated seismic methodology to delineate the reservoir geometry and reservoir quality on the local scale is missing.

The aim of this research is to propose a validated seismic facies analysis approach for the interpretation of 2D and 3D seismic data sets to enable comprehensive reservoir predictions at individual localities. A further goal of this study will focus on the application of Machine Learning algorithms to identify and classify fluvio-deltaic facies in seismic data. The preliminary results at the current stage of this research are hereby presented, corresponding to the identification of the Rhaetian complex by means of seismic attributes analysis applied to 3D-seismic data. An interactive interpretation workflow, as used in the hydrocarbon exploration, has been applied to recognize the distribution and geometry of fluvio-deltaic reservoirs.

Based on the obtained results, it is confirmed that fluvio-deltaic channels are present in the middle Exter Formation (“Contorta-Sandstein”) in eastern Lower Saxony. The channel distribution found so far based on seismic attributes, evidences avulsion and lateral shifting of individual channels contributing to the formation of channel belts within the Rhaetian deltaic system as proposed by subsurface mapping. These results significantly contribute to reduce the geothermal exploration risk in North German Basin by presenting a way to enhance the reliability of prediction of the Rhaetian reservoirs based on seismic methods.

The success of an Enhanced Geothermal System (EGS) relies on the creation of a fracture network a geometry that facilitates the fluid flow between boreholes and avoids interaction with in-situ faults. Engineering the stimulation of the suitable fracture network requires careful planning that typically involves modelling of the fracture growth based on local stress magnitude and orientation, reservoir rheological and fluid conductivity properties and characteristic of the in-situ Discrete Fracture Network (DFN). However, the impact of heterogeneity, local stress shadows and rotation and the fracturing process itself can result in unpredicted deviations from the target objectives. Monitoring of the microseismic activity associated to the induced fractures provides an essential feedback in EGS operations by imaging the fracturing process as it develops. A valuable information extracted from the microseismic catalogue is the interpretation of the geometry of the induced fracture network.

This study presents a process to automate and remove observer’s subjectivity in the detection and characterisation of developing fractures. For this purpose we analysed a catalogue of data from the U.S. DoE’s EGS Collab project (https://www.energy.gov/eere/geothermal/egs-collab) recorded during repeated hydraulic stimulation experiments at Sandford Underground Research Facility at an approximate depth of 1.5 km below surface and processed by Schoenball et al. (2019).

The microseismic catalogue consists of 1,933 events recorded by a dense 3D network of two strings of 12 hydrophones and 18 three-component accelerometers surrounding the injection volume.

The events appear in distinct spatial clusters as indicated by the pair analysis and quantified by the degree of spatial randomness. The deviation in interevent separation from what would be obtained for a uniform random distribution observed at short intervent distances is typically observed in induced seismicity or aftershock series. Following this observation, in order to automate the analysis of the underlying structure within the induced fracture, the seismic catalogue is split into different clusters identified using a k-means clustering approach , optimising the number of clusters using a proximity regrouping of the starting number.

The geometry of the induced and mobilized fracture network is done through a statistical approach applying the three-point method (e.g. Reyes-Montes & Young 2006, Fehler et al. 1987), automatically calculating the orientation of planes that fit every unique combination of three events. By plotting the poles of the calculated planes on a stereogram, preferential orientations are highlighted by areas of high density. The analysis was applied to the complete dataset and to each individual cluster identified in the previous step. The results for all clusters show clearly identifiable preferential orientations, interpreted as the orientation of the macro-fractures formed by multiple microcracks that describe a macroscopic active Discrete Fracture Network. The overall dominating structure corresponded to subvertical planes oriented along the maximum horizontal stress, however shallow dipping structures were also identified that could correspond to the in-situ fabric. Other orientations present in the dataset would require further investigation as could respond to local stress rotations or be an effect of the rock heterogeneity. The results are consistent with those observed by Schoenball et al. (2019) and validate the approach as a real-time automatic tool for the monitoring of fracture development.

The Earth's subsurface holds natural resources which are fundamental for regional development. Obtaining accurate images of water, mineral, and energy sources deep below the surface is a crucial step for their management and exploitation. Geophysical imaging allows us to obtain detailed maps of the Earth's interior. This is achieved by analyzing the deformations and electromagnetic (EM) fields measured at the surface. The EM modeling/inversion routines predict the EM fields arising from induced electric currents in the Earth's subsurface. The EM response to that excitation source depends on the electrical distribution of geological properties. From this dependence, it is possible to extract useful subsurface information to improve and reinforce reservoirs' characterization and interpretation.

In this conference, we present the role of a workflow for detecting and characterizing energy reservoirs based upon EM methods and High-performance Computing (HPC). The numerical experiments are focused on the Vallès fault (Northeast, Spain), where several geothermal anomalies have been identified/observed, and different geophysical surveys have been carried out to characterize its deeper reservoirs. However, the setting remains poorly understood and primarily untapped. Furthermore, the granite bedrock with a highly fractured nature represents a significant challenge for its geological study and numerical modeling. At the same time, its potential for heat generation has brought tremendous interest, with a nearby location to urban areas.

We describe the experimental setup for the Vallès region, a 2-D joint EM inverse model, several 3-D EM simulations, and their comparison with real data measurements. The experiments included in this talk show how to use numerical simulations to study realistic problems in a geothermal exploration context. Furthermore, these results depict that a triple helix approach based on novel numerical strategies, EM methods, and HPC can be extremely competitive for the solution of realistic and complex 3D models in the geothermal energy context.

To achieve the European Commission goal to have a green, and sustainable growth, it is necessary to research and develop techniques for clean energy production. In particular, the development of new practical, reliable methods for geophysical characterization of a reservoir can promote and facilitate the application of deep geothermal energy. Measuring data in a harsh environment, such as elevated temperatures requires the employment of specific technologies such as application of optical cables. With these cables a detailed image of the subsurface can be created, using for instance seismic imaging techniques. In addition, the deployment is more cost-efficient in terms of time and costs, in comparison with standard installation of conventional borehole instruments. Therefore, developing fibre optics surveying could be very promising for this purpose.

The Groß-Schönebeck in-situ laboratory is situated in the North German Basin, and is one of Germany's three major type localities for deep geothermal energy. Within the framework of the joint research project RissDom-A (RissDominierte Erschließung in German: fracture-dominated exploitation) in early 2017, a vertical seismic profile (VSP) survey using wireline Distributed Acoustic Sensing (DAS) technology was carried out. As a result, unique borehole measurements were recorded in the two 4.3 km deep wells E GrSk 3/90 and Gt GrSk 4/05 with 5 m spatial sampling. The 61 vibroseis source points had various offsets from 200 to 2000 meters with a spiral layout around the target area to ensure a good azimuth distribution.

With these measurements, a detailed 3-dimensional image around the existing boreholes was created. An interpretation of the generated DAS VSP cube provides information previously unknown for the Groß-Schönebeck site. For the first time, borehole seismic imaging was able to resolve a complex thin interlaying in the upper part of the Rotliegend reservoir with numerous pinch outs in the depth range from 3.8 to 4.0 km. In addition, the high resolution of the data allowes to trace depth variations of the Elbe basis sandstone horizon at 4.08-4.10 km depth, which is one of the possible targets for the future explorations plans of the research site. Moreover, the 3D VSP cube evidences the existence of an unconformity in the area where we expect volcanic rocks. Thereby, the borehole seismic imaging results will shape the further development of the Groß Schönebeck in-situ geothermal laboratory by resolving small-scale features in the reservoir.

The geological setting at the experiment site is typical for a broad part of Northern Europe. Therefore, the acquired knowledge from this case study can be applied for geothermal exploration programmes in other areas with similar geological conditions.

The North German Basin is a large intracratonic basin that is characterized by several sub-basins, thick sedimentary deposits and numerous salt bodies. Such passive geothermal play systems typically host low to medium enthalpy resources and are determined by conductive heat transfer. Geothermal resource utilization is therefore challenging and the selection of suitable sites is key in order to minimize the exploration and development risk. These challenges could be overcome by harnessing local temperature anomalies caused by the presence of salt in the subsurface. Rock salt has a significantly higher thermal conductivity than typical sedimentary rocks. It is, therefore, very efficient in conducting heat to the surface from depth, causing positive anomalies above the salt and negative anomalies below its base. Potential target zones in the North German Basin focus on the Mesozoic aquifers in the overburden of the thick Zechstein salt deposits, where increased temperatures of at least 5°C have been recorded. Understanding these thermal anomalies is vital for geothermal exploration in terms of drilling depth and costs. However, studies devoted to the analysis of the temperature field around salt domes are either limited to simple geometric bodies and boundary conditions, assume constant thermal conductivities, or are reduced to two-dimensional solutions.

Here we use the finite difference method to model the steady-state conductive temperature perturbations caused by the presence of salt in the basin. Unlike conventional models that rely on constant thermal conductivities, this model determines geothermal conductivity as a function of lithology, temperature, and depth. Our results demonstrate that the thermal effect of salt on its surrounding is controlled by two main factors: the contrast in thermal conductivity between salt and sediment and the shape and size of the salt structure. The highest positive temperature anomalies are recorded in the overburden of thick, near-surface salt deposits in porous, insulating sedimentary rocks. The ability of the salt to transport heat from the base to the top is shown to depend on the contrast in thermal conductivity and, hence, sedimentary infill and depth. Modelling the temperature field around various salt bodies, such as layers, pillows and domes shows, moreover, that both the size and shape are decisive. For compact salt bodies, such as domes or diapirs, the vertical extent of the salt structure is a direct measure of the temperature anomaly. For salt structures with extremely low aspect ratios or complex morphologies, this relationship is altered and detailed analyses are needed to determine its extent.

Applying this method to local sites and regional models in the North German Basin demonstrates that temperature anomalies of up to 20 ℃ are feasible. By comparison, to achieve the same temperature in an undisturbed, homogeneous geothermal gradient, one would have to drill 500m to 600m deeper. The exploitation of the geothermal energy above the salt could therefore be favourable, not only due to reduced drilling depths and costs but also because of the reduced risk of finding a highly compacted reservoir at depth.

Mesozoic sandstone aquifers offer significant potential to provide green and sustainable geothermal heat as well as large-scale storage of heat. The estimation of both potentials, in particular the ability of the underground to store heat, for the North German Basin remains a challenging task: based on sparse and partly uncertain subsurface data, the structural and depositional architecture of the underground needs to be integrated in adequate 3D subsurface models. The BGR TUNB project recently published a basin-wide structural interpretation of depth horizons of the main stratigraphic units, which were used in combination with temperature data from 3D models and GeotIS. Based on a reservoir facies identification using well logs and by providing technical boundary conditions we calculated the geothermal heat in place and the potential for heat storage for virtual well doublet systems. The results of the analysis show large potential for both geothermal heating and aquifer thermal energy storage in geologically favorable regions and in many areas of high demand (i.e. high population density, high industrial heat demand). Given the uncertainties in the input data, the applied methods and combined data are most powerful in identifying promising regions for economic subsurface utilization and should be combined with detailed geological analysis beforehand to decrease exploration risk.

Geothermal energy will play a major role for the heat supply in the forthcoming energy transition. Therefore, the Lower Carboniferous (Dinantian) carbonates have been investigated by the Interreg-funded project ‘Roll-out of Deep Geothermal Energy in North-West Europe’ (DGE-ROLLOUT).

In Dinantian times, a tropical, shallow-water platform developed in the south of the Laurussian shelf around the London-Brabant massif, forming thick limestone deposits, which were often affected by karstification and dolomitisation. These altered platform carbonates of the so-called Kohlenkalk Group provide ideal aquifers for hydrothermal energy production.

Each of the partner countries involved in this project constructed a virtual 3D model of this reservoir to determine the depth, thickness, and geothermal potential in their respective region. The models of Northern France, Belgium, the Netherlands, and North Rhine-Westphalia have been merged to a combined model for northwest Europe.

This contribution presents the results of the 3D mapping campaign in North Rhine-Westphalia, which covers not only the platform carbonates of the Kohlenkalk Group as a geothermal reservoir, but also the deep basinal facies of the Kulm basin and its possible potential. Well data and outcrop analogues were used to create a facies map, which is used for preliminary estimations of the reservoir qualities.

The 3D model further provides information about the depth, thickness and structure of the Dinantian strata. It is the basis for temperature estimates in the deep subsurface. Temperatures above 100 °C are expected in the southwestern part of the Lower Rhine Embayment (Roer valley graben/Wurm syncline) and throughout the Münsterland basin. Here, the additional implementation of hydrothermal power plants for electrical power generation could be considered.

Upper Jurassic Malm carbonates represent the most important deep geothermal reservoir in the Molasse Basin in southern Germany and neighbouring countries. To fully utilize its geothermal energy potential, a quantified regional scale model is necessary to predict future exploration targets. In framework of the EU funded GeoERA-HotLime Project (Diepolder et al. 2020) the volumetric ‘Heat in Place’ (HIP) method (Muffler & Cataldi, 1978) was applied deterministically after Limberger et al. (2018) to calculate the geothermal energy potential of the deep Malm reservoir. The geometry data was based on a joint structural 3D model of the top Malm surface, including its thickness and temperature data from the GeotIS platform (www.geotis.de, Veldkamp et al. 2021). Petrological parameters like bulk porosity, density and specific heat capacity of rock and fluid were retrieved from regional studies (e.g. Clauser et al. 2006, Bohnsack et al. 2020) and scaled proportionally. The calculations resulted in a regional HIP distribution map of the study area, including an overall amount of 2,35 * 10⁶ PJ (Petajoule) of stored energy in the reservoir.

As several input parameters like the bulk porosity that were used for the deterministic HIP model in GeoERA-Hotlime can vary dramatically across the reservoir, a probabilistic modelling approach was also utilized by testing the MATLAB-based 3DHIP Calculator tool (Piris et al. 2019). The resulting probability maps (P10, P50 and P90) of HIP validate the deterministic model results. In additional simulations, the amount of recoverable heat in the reservoir was predicted by including a recovery factor (estimated percentage of recoverable energy in a specific reservoir volume) and the estimated lifetime of an average geothermal plant. This study highlights the importance for regional reservoir models and their potential to support future geothermal exploration projects.

References:

Bohnsack, D., Potten, M., Pfrang, D., Wolpert, P., & Zosseder, K. (2020): Porosity–permeability relationship derived from Upper Jurassic carbonate rock cores to assess the regional hydraulic matrix properties of the Malm reservoir in the South German Molasse Basin. – In: Geothermal Energy 8 (2020): 1-47.

Clauser, C., Koch, A., Hartmann, A., Rath, V., Mottaghy, D., Pechnig, R. (2006): Erstellung statistisch abgesicherter thermischer und hydraulischer Gesteinseigenschaften für den flachen und tiefen Untergrund in Deutschland Phase 1—Westliche Molasse und nördlich angrenzendes Süddeutsches Schichtstufenland. BMU Projekt, FKZ 0329985 (Final Report)

Diepolder, G.W. & HotLime Team (2020): HotLime – Mapping and Assessment of Geothermal Plays in Deep Carbonate Rocks – summary of mapping and generic characteristics of eleven case studies. – 10 pp, https://geoera.eu/wp-content/uploads/2020/02/HotLime-Midterm-Summary-Report.pdf

Veldkamp, H. (ed.) & HotLime Team (2021): Report on play and prospect evaluation in HotLime’s case study areas. - HotLime Deliverable 3.1: 92 pp. (in prep.).

Limberger, J., Boxem, T., Pluymaekers, M., Bruhn, D., Manzella, A., Calcagno, P., ... & van Wees, J. D. (2018): Geothermal energy in deep aquifers: A global assessment of the resource base for direct heat utilization. – In: Renewable and Sustainable Energy Reviews 82 (2018): 961-975.

Muffler, P., and Cataldi, R. (1978): Methods for regional assessment of geothermal resources. – In: Geothermics 7.2-4 (1978): 53-89.

Piris, G., Herms, I., Griera, A., Gómez-Rivas, E., Colomer, M. (2020): 3DHIP-Calculator (v1.0) [Software]. ICGC, UAB. CC-BY 4.0

The geothermal anomalies of the Upper Rhine are a great opportunity for geothermal heat exploitation and power generation. The high geothermal gradient, permeable fault zones and reservoir formation and central location in Europe make it a prime site. To facilitate the extraction of these resources, many models, like Hessen 3D (1.0 and 2.0) and GeORG have been created and published to map the resource potential. While these models give great insight, they cannot be taken as an exact representation of the subsurface. Errors from measurement, calculations, modelling and interpolation create uncertainties in a model. In the scope of the EU-NW-Interreg project DGE-Rollout (NWE 892) the influences of these uncertainties are further explored.

This presentation builds upon previous studies in the northern Upper Rhine Graben (nURG). By combining uncertainties that come from errors in the geophysical, borehole and laboratory data acquisition, a new uncertainty model is computed. It uses the uncertainty constraints provided by both structural geological inputs as well as intrinsic rock properties. A custom-made stochastic workflow based on a Monte Carlo simulation provides a multitude of equal valid models. Combining these outcomes, quantitative uncertainty models are created, which describe the uncertainty as a function of location and depth for parameters critical to geothermal exploration. With this uncertainty, the validity of models and the modelling techniques can be explored. As the horizons can have uncertainties of several hundreds of meters in the deeper parts and the properties have uncertainties in the range of tens of percentages, these maps are invaluable for minimizing geological and financial risk, and therefore decision making in unlocking the geothermal potential that the Upper Rhine Graben provides.

In the European Union, the objective of decarbonisation of the economy 2050 laid out by the European Green Deal leads to rapid and profound changes in the structure of the electricity market. Transitioning away from a centralised system dominated by suppliers with high operational costs, the electricity network in increasingly dominated by renewable sources which are defined by low marginal costs. Because of a sharp increase in variable generation, flexibility and dispatchability is now more valuable, though the old market structure is not fit to reward them.

New regulatory instruments and business models are therefore emerging to allow the deployment of renewable technologies that meet the new needs of the electricity market. Geothermal plants, whose potentially remains mostly untapped across most of Europe, can benefit from this evolving regulatory framework and the apparition of new business models.

Capacity Remuneration Mechanisms in the 2018 European electricity market regulation can become an opportunity for geothermal power plants if they are implemented to incentivize new investments. Power Purchase Agreement, an increasingly prevalent business models for private and public entities to secure a long term supply of renewable energy, value the stability provided by geothermal plant and can be driver in new investments. The provisions introduced as part of the European Green Deal and the Fit for 55% package will further accelerate the transition towards renewable sources and the need to progress towards sector coupling. The GEOSMART project is exploring the policy, regulatory and financing framework that can allow the deployment and marketability of flexibility resources from geothermal energy at scale.

This paper will present the finding of the GEOSMART project, looking in a first time at the electricity market structure in Europe and flexibility needs. The paper will also present how geothermal power plants can meet the arising needs of the electricity market, and what new models for pricing and tariffication within the markets are suited to build the business case of geothermal ORC plants in Europe. The paper will also explore how business models, notably Power Purchasing Agreement can complement the regulatory framework in accelerating the deployment of geothermal power plants as a flexibility and security of supply provider.

Im Rahmen eines deutsch-indonesisches Kooperationsprojekts unter Beteiligung des GFZ Potsdam (Deutschland), der Agentur für Technikfolgenabschätzung und -anwendung in Indonesien (BPPT) und PT Pertamina Geothermal Energy (Indonesien) wurde im Zeitraum 2015-2018 ein geothermisches Binärkraftwerk (ORC) für einen indonesischen Standort entwickelt, umgesetzt und in Betrieb genommen. Trotz des sehr hohen Anwendungspotentials der ORC-Technik in Indonesien wurde erst 2017 die erste kommerzielle Anlage in Betrieb genommen.

Durch die gute technische Anpassungsfähigkeit von Binäranlagen an unterschiedlichste Standortbedingungen, könnten diese an viel mehr Standorten eingesetzt werden und dazu beitragen, den Anteil geothermisch erzeugten Stroms in Indonesien deutlich zu erhöhen. Daraus ergaben sich die Ziele des Projekts, eine Demonstrationsanlage für ein bestehendes Geothermiefeld in Indonesien zu entwickeln, zu errichten, in Betrieb zu nehmen und Betriebserfahrungen zu gewinnen. Begleitet wurden diese Ziele durch Aktivitäten zur Aus- und Weiterbildung und zum Wissenstransfer.

Die Demonstrationsanlage wurde speziell an die örtlichen Gegebenheiten und Anforderungen angepasst und im September 2017 in Betrieb genommen. Die Anlage wurde unter Beteiligung von indonesischen und deutschen Firmen realisiert. Im Januar 2019 wurde die Demonstrationsanlage an einen indonesischen Partner übergeben. Seitdem konnten viele Betriebserfahrungen gesammelt werden, die bedeutend für nachfolgende Projekte sind. So ist die Betriebssicherheit und Zuverlässigkeit von geothermischen Stromerzeugungsanlagen, insbesondere in infrastrukturärmeren Gebieten ein wesentlicher Aspekt für den erfolgreichen Einsatz. Neben der Technik selbst können auch externe Ursachen die Zuverlässigkeit der Anlagen beeinflussen. Viele geothermisch genutzte Gebiete weisen eine erhöhte seismische Aktivität auf, die zum Ausfall von Geothermiekraftwerken führen können. Schäden könnten durch eine rechtzeitige Abschaltung der Anlage oder von Anlagenteilen verhindert werden. Diese Erfahrungen wurden auch am Demonstrationsstandort in Indonesien gewonnen und in Folge dessen wird aktuell ein unabhängiges Frühwarnsystem am Standort installiert, getestet und optimiert.

Dieser Beitrag wird die Entwicklung, Umsetzung und die Betriebserfahrungen der Demonstrationsanlage vorstellen sowie die Motivation, das Konzept und die Integration des Erdbebenfrühwarnsystems diskutieren.

The exploration of deep low-enthalpy geothermal systems in the Central Andes of Argentina is a key factor for the evaluation of direct use applications of the thermal water and power generation for the development of rural communities. The integrative 3D models obtained by combination of geophysical, geological and petrophysical data show the location and temperature of the water reservoir, enabling cost calculations and estimations of power output for power conversion plants. Moreover, these models significantly reduce the possibility of drilling in wrong areas, thus reducing risks for investors. In this study, we present the Pismanta geothermal system, which is located within the Iglesia Basin in the “Arid Diagonal” of South America. Results indicate a circulation of meteoric water from the Andes to the reservoir located 2500 m deep. The geometry of the system, physicochemical properties of the thermal water and δ2H/δ18O relation, suggest no interaction with magmatic bodies. A background heat flow of 60 mW/m2 raises the temperature of the reservoir to approximately 95 °C producing a mean thermal gradient of 30 °C/km. The preliminary evaluation of four binary cycle power plants resulted in a gross power generation of 30 to 280 kW. This electrical power is sufficient for two to fifteen small or medium-sized factories. The remaining thermal water can be used for applications such as drying of fruits, greenhouses, food processing and membrane distillation processes to solve arsenic problems in freshwater, among others.

The GECO aims to to significantly advance the capability to provide cleaner, cheaper, carbon-free geothermal energy in Europe and worldwide. The core of this project is the application of an innovative technology, developed and successfully demonstrated on a pilot plant scale in Iceland, that can limit the production of emissions from geothermal plants by condensing and re-injecting the gases or converting the emissions into commercial products. The goal of the GECO project is adopting this approach to become a standard to the geothermal power industry worldwide through its application to three new sites across Europe. A detailed and consistent monitoring program, geochemical analysis, and comprehensive modeling will allow characterization of the reactivity and consequences of fluid flow at our geologically diverse sites, enabling the creation of new and more accurate modeling tools to predict the reactions that occur in the subsurface in response to induced fluid flow. This approach lead to the long-term environmentally friendly storage of waste gases and to decrease considerably the cost of cleaning geothermal gas compared to standard industry solutions.

The European geothermal industry is quite fragmented because there are many national markets with different priorities, regulatory frameworks and market maturity for geothermal energy technologies. While the European geothermal energy market is progressing towards a greater degree of internationalisation and is indeed the second largest European renewable industry in value of exports, European companies in the geothermal industry, notably small and medium size enterprises, are not able to sufficiently build on the depth of the European sector to propose their services beyond Europe.

GEO ENERGY EUROPE assists European Small and Medium sized enterprises (SMEs) develop their activities on international markets. This is accomplished through international business development and capacity building activities tailored to the strengths of the member companies and the markets which they have an ambition to export to. The main target markets of this GEO ENERGY EUROPE meta cluster are Kenya, Chile, Canada and Ethiopia.

Diversifying the markets of European SMEs is key in order to ensure their financial robustness in the event of adverse economic conditions, in addition to supporting the expansion of employment in a niche scientific and engineering related discipline. While exporting geo-energy related expertise is the core business area of the GEO ENERGY EUROPE SMEs, cross sectoral business opportunities exist which further contribute the capacity for European SMEs to diversify their operations. This important when the geo-energy companies main business area is in the field of hydrocarbons which are in the process of being phased out of global energy supplies. The creation of new sustainable services for these companies in particular, which draw on the companies knowledge of the subsurface but applies it in sustainable way, such as the harnessing of geothermal energy, afford the chance of supporting jobs that would be in danger of being obsolete if an alternative market were not identified for their use.

This paper will aim at presenting the main recommendations issued from the work of the GEO-ENERGY EUROPE project to facilitate the development of international projects for European geothermal energy companies. The paper will notably look at the strength of the European geothermal industry in the global export market, and provide policy recommendations to facilitate internationalisation, as well as best practices for companies looking to explore international markets.

Von der Novellierung des EEG bis zur Einführung einer CO2-Bepreisung verbessern sich einige maßgebliche Rahmenbedinungen. Im Rahmen der Präsentation wird auf die wichtigsten Punkte eingegangen.

Die Nachhaltigkeit der Tiefen Geothermie bei der Wärmebereitstellung nachzuweisen ist ein wichtiger Aspekt im Kontext gesellschaftlicher Akzeptanz und politischer Entscheidungen zur Wärmewende. In der vorliegenden Arbeit werden in diesem Zusammenhang die Umweltauswirkungen eines realen geothermischen Heizwerks im Süddeutschen Molassebecken untersucht. Die durchgeführte Ökobilanzierung nach ISO 14040/14044 umfasst den vollständigen Lebenszyklus des Referenzheizwerks und die damit verbundenen Stoff- und Energieströme bei Bau, Betrieb und Rückbau der Anlage. Das Heizwerk weist eine thermische Leistung von rund 15 MW auf, die jährliche Wärmebereitstellung liegt aktuell bei ca. 63 GWh und die Länge des Wärmenetzes beträgt 50 km. Um einen Vergleich der erzielten Ergebnisse mit alternativen Technologien zur Wärmebereitstellung zu ermöglichen, wurde eine systematische Literaturrecherche zu Ökobilanzierungen von Biomasseheizwerken, Gasthermen, Luft/Wasser-Wärmepumpen sowie Sole/Wasser-Wärmepumpen durchgeführt. Dabei konnten geeignete Untersuchungen für einen Quervergleich dieser zentralen und dezentralen Technologien der Wärmebereitstellung identifiziert werden. Die Gegenüberstellung erfolgt maßgeblich für die Wirkungskategorien anthropogenes Treibhauspotential (CO₂-Äquivalente) und Versauerung von Ökosystemen (SO₂-Äquivalente) in Bezug auf die funktionelle Einheit (Kilowattstunde thermische Energie).

Die durchgeführte Lebenszyklusanalyse des geothermischen Heizwerks im Großraum München quantifiziert die Umweltauswirkung der Wärmebereitstellung mit 84,78 g CO₂-Äq./kWh sowie 167,45 mg SO₂-Äq./kWh. Der größte Anteil an diesen Emissionen ist dem Betrieb der Anlage zuzuordnen. So können 91 % der CO₂-Emissionen der Betriebsphase zugerechnet werden. Dabei ist vorrangig der Eigenstrombedarf der Thermalwasser-Förderpumpe zu nennen. Aber auch der Ölverbrauch im Fall von Spitzenlast- und Redundanzabdeckung sowie die Leistungsaufnahme der Pumpe des Wärmenetzes führen zu erheblichen Emissionsanteilen (20 % bzw. 8 %). Untergeordnete Rolle in Bezug auf die CO₂-Emissionen weist die Bauphase mit untertägiger Erschließung, Heizwerk und Verlegung des Fernwärmenetzes auf. Für die SO₂-Emissionen ergibt sich eine ähnliche Verteilung über die Lebensstadien der Anlage. Verglichen mit alternativen Technologien zur Wärmebereitstellung weist das untersuchte geothermische Heizwerk die niedrigsten CO₂-Emissionen auf. Für Biomasseheizwerke wurde in den identifizierten Studien im Durchschnitt ein Wert von 138,8 g CO₂-Äq./kWh angegeben. Sole/Wasser-Wärmepumpen und Luft/Wasser-Wärmepumpen liegen bei 183,1 g CO₂-Äq./kWh und 252,2 g CO₂-Äq./kWh. Analog zum geothermischen Heizwerk ist bei den Wärmepumpenanwendungen die Deckung des Eigenstrombedarfs unter Nutzung des deutschen Strommix ein wichtiger Aspekt in der Bewertung der Ergebnisse. Durch den stetig ansteigenden Anteil erneuerbaren Energien im deutschen Energiesystem sinken die Emissionen im Strommix kontinuierlich. Daher wurden für das geothermische Heizwerk ausgehend vom Basisfall (Strommix des Jahres 2016) Szenarioanalysen durchgeführt, welche Zukunftsprognosen für den deutschen Strommix in die Ökobilanzierung einbinden. Diese zeigen, dass sich hierdurch Reduktionen der CO₂-Emissionen von bis zu 60 % für die betrachteten Szenarien des geothermischen Heizwerks ergeben.

In weiterführenden Arbeiten im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern sollen zusätzliche geothermische Wärmeprojekte einer Lebenszyklusanalyse unterzogen werden, um systematische Handlungsempfehlungen auf Basis einer breiten Datenlage für eine nachhaltige Wärmebereitstellung ableiten zu können. Darüber hinaus werden die Untersuchungen durch die Einbindung innovativer Technologien, wie der Hochtemperatur-Wärmepumpe, erweitert sowie die Zukunftsszenarien ausgebaut.

Im Rahmen des Teilprojekts Monitoring der Geothermie-Allianz Bayern wird der Betrieb von hydrothermalen Tiefengeothermieanlagen mit Strom- und/oder Wärmeproduktion untersucht. Umfassende Betriebs- und Messdaten von Referenz-Anlagen bilden die Basis für die Analyse des Betriebs und die Entwicklung von Analyse- und Diagnosefunktionen für die Gesamtanlage und deren Hauptkomponenten. Da fast alle Geothermiekraftwerke in Deutschland jedoch mit Luftkondensatoren betrieben werden und Scaling oftmals die Leistungsfähigkeit der Tauchkreiselpumpe und damit den förderbaren Thermalwasservolumenstrom beeinflusst, ist die erzeugte elektrische Bruttoleistung stark schwankend und es lassen sich wenig Betriebspunkte innerhalb eines Jahres mit gleichen Randbedingungen ermitteln. Bei Geothermieanlagen mit kombinierter Strom- und Wärmeproduktion ist der fluktuierende Wärmebedarf des Fernwärmenetzes ein weiterer Faktor für einen stark volatilen Betrieb des Geothermiekraftwerks. Daher ist die Analyse und Bewertung der Betriebsparameter eines Geothermiekraftwerks, beispielsweise der elektrischen Bruttoleistung oder des isentropen Turbinenwirkungsgrads, für Geothermieanlagenbetreiber mit besonderen Herausforderungen verbunden. Zudem weisen die bestehenden Prozessleitsysteme von Organic Rankine Cycle Kraftwerken nur eine begrenzte Funktionalität bezüglich des Monitorings auf.

Vorgestellt wird eine mit dem MATLAB® App-Designer entwickelte Softwareanwendung für das Monitoring des Betriebs und die zustandsorientierte Instandhaltung eines luftgekühlten Geothermiekraftwerks mit einem Organic Rankine Cycle einer Geothermieanlage mit kombinierter Strom- und Wärmeproduktion im Südbayerischen Molassebecken. Mit der Softwareanwendung kann die elektrische Bruttoleistung und der elektrische Bruttowirkungsgrad des Geothermiekraftwerks als entscheidende Kennzahlen für das Monitoring des Gesamtprozesses mit empirischen Simulationsmodellen überwacht werden. Weiterhin ermöglicht die Softwareanwendung die Überwachung der Leistungsfähigkeit eines Rohrbündelverdampfers, welcher der zentrale Wärmeübertrager im Gesamtprozess mit der größten Wärmeleistung ist. Hierzu kann der thermische Widerstand aufgrund von Scaling und Fouling thermalwasserseitig mit einem gleichungsbasierten, analytischen Simulationsmodell numerisch berechnet werden. Zudem kann der isentrope Turbinenwirkungsgrad und die Kondensationstemperatur der Luftkondensatoren mit empirischen Simulationsmodellen überwacht werden. Zusätzlich ist mit der Softwareanwendung die zustandsorientierte Bestimmung von optimierten Säuerungszeitpunkten für Tauchkreiselpumpen möglich, die bereits auf dem Geothermiekongress 2020 vorgestellt wurde. Die entwickelte Softwareanwendung ermöglicht Geothermieanlagenbetreibern somit eine einfache und präzise Überwachung des Gesamtprozesses von Geothermiekraftwerken, als auch die Überwachung des Betriebszustands jeder Hauptkomponente des Prozesses.

Extreme Bedingungen wie starke Mineralisierung und hohe Gasgehalte bedeuten eine enorme Herausforderung für die Tiefengeothermie, die die Nutzungsmöglichkeiten geothermischer Ressourcen beschränken. Durch den Einsatz neuer Konzepte für den Umgang mit Gas, Korrosion und Scaling (mineralische Ablagerungen) – dazu gehören glasfaserverstärkte Epoxidharzsysteme für geothermische Anwendungen, die Formation Gas Separation und die Formation Gas Reinjection – lassen sich auch für herausfordernde Standorte sichere, umweltschonende und wirtschaftlich rentable Lösungen realisieren, was nicht zuletzt der öffentlichen Akzeptanz der Tiefengeothermie zugutekommt.

Korrosion und Scaling-Bildung sind in traditionellen Verrohrungssystemen eine große Herausforderung. Der aus Kostengründen zur Verrohrung eingesetzte Kohlenstoffstahl ist in salinen Umgebungen nicht korrosionsresistent. Beim Scaling verursachen die Ablagerungen nicht nur an unterschiedlichen Stellen der Systeme Schwierigkeiten, sondern sie sind zum Teil auch radioaktiv. Besonders ausgeprägt sind diese Probleme in Regionen mit aggressiven Thermalwässern (z. B. Niederlande, Norddeutsches Becken). Gängige Gegenmaßnahmen wie Korrosionszuschläge und der Einsatz von Inhibitoren sind nur begrenzt wirksam und bringen ihrerseits Nachteile mit sich: Das Risiko des Verlusts der Bohrlochintegrität wird zwar reduziert, besteht jedoch weiter, die Lösungen sind teuer und potenziell umweltschädigend.

Eine kostengünstige, absolut korrosionsbeständige Alternative ist die Bohrlochverrohrung aus glasfaserverstärktem Kunststoff (GFK): Sie gewährleistet die Bohrlochintegrität und damit einen zuverlässigen Grundwasserschutz und wirkt sich günstig auf die Scaling-Rate aus. Aktuell wird im Rahmen eines Forschungsprojekts ein speziell für die Geothermie entwickeltes glasfaserverstärktes Epoxidharz-Casingssystem (GRE GEO) für den Industrieeinsatz verifiziert. Über Tage kann bei der Verrohrung auf Glasfaser-Standardprodukte zurückgegriffen werden; allerdings gilt es, bei der Planung (Rohrleitungsführung etc.) die Unterschiede zum Stahl (thermische Ausdehnungskoeffizienten/Duktilität) zu berücksichtigen.

Neben diesen, durch die hohe Mineralisation bedingten Problemen, liegt die zentrale Herausforderung für Geothermieprojekte an vielen Standorten (z. B. Oberrheingraben, Belgien) im hohen Gasgehalt (v.a. CO₂, Methan, Stickstoff) des thermalen Tiefenwassers. Beim bisher gängigen Ansatz wird das Gas in Lösung gehalten, was eine entsprechend ausgelegte Kompressionstaktik sowie Rohrleitungssysteme in einer hohen Druckklasse erforderlich macht. Das Vorgehen beeinträchtigt die Effizienz der Wärmeübertragung, die Bauteile sind hohen Belastungen ausgesetzt, und es ist nicht immer möglich den Druck zu halten - das hat nicht zuletzt zur Folge, dass trotz aller Bemühungen ungewollt Gas entweicht. Daher sind nach der Inbetriebnahme in der Regel umfangreiche Anpassungen nötig, was die Anlagenverfügbarkeit einschränkt und weitere, schwer kalkulierbare Kosten verursacht.

Ein alternatives Konzept mit erheblichem Potenzial in Deutschland und Europa (Norddeutsches Becken) bietet die Formation Gas Separation, also die kontrollierte Entgasung des thermalen Tiefenwassers, bei dem das Gas zunächst in einen Separator strömt. Dadurch können Rohrleitungen mit geringeren Wandstärken eingesetzt werden, die Kosten sinken, die Anlagenverfügbarkeit wird erhöht, und die Effizienz steigt. Der zentrale Vorteil ist jedoch, dass der Prozess – und, ein wichtiger Zusatzeffekt: auch das Scaling – beherrschbar wird. Durch Formation Gas Reinjection kann das Gas im Anschluss mit einem Downhole-Mixer in dasselbe Aquifer zurückgeführt werden, sodass kein CO₂ in die Atmosphäre gelangt. Auch diese Methoden haben sich bereits im kommerziellen Einsatz bewährt (Best-Practice-Beispiel Belgien).

In several hydrothermal plants in the Bavarian/Upper Austrian molasse basin Ca-carbonate precipitations are formed in the underground and surface pipe systems, on exposed surfaces and inside of the pump and within the installed filter system, which impede a regular operation. Within former research projects, an inhibitor was developed which meets the licensing requirements and environmental regulations. The inhibitor NC47.1B, produced by Niederrhein Chemie, was successfully tested and applied in a plant south of Munich (Unterhaching) for over three years. The performance, thermal stability, microbiological and chemical degradation of the inhibitor was investigated in situ and in various laboratory experiments within the scope of the research project EvA-M, funded by the German Federal Ministry for Economic Affairs and Energy. The accompanying hydrochemical and mineralogical monitoring proved the effectiveness of the inhibitor NC47.1B to avoid Ca-Carbonate precipitations in the surface pipe systems. Laboratory experiments, using real thermal water showed the microbiological degradation under anaerobic conditions of the inhibitor NC47.1B.

The promising results obtained by EvA-M provided the necessary confidence to inject the inhibitor underground at the production well, which will be conducted in another plant south of Munich (Dürrnhaar). As alternative method for reducing precipitation CO₂ injection will be tested in (Sauerlach). The injection of inhibitor and CO₂ will be accompanied by the follow-up research project EvA-M 2.0. Besides a comprehensive evaluation to investigate the performance of the inhibitor as well as the plant operation, a standardised procedure to test inhibitors for the application in hydrothermal operations will be developed. Further monitoring is necessary to provide data for the authorities about the reliability and sustainability of the applications of inhibitors in deep groundwater systems.

The exploration of countermeasures to avoid scaling is accompanied by extensive geochemical and molecular biological monitoring. While the research in Unterhaching was focused primarily on fluid analysis, bypass systems will be used for experiments at the Dürrnhaar and Sauerlach to study biofilms, precipitations and corrosion in detail.

Mit dem Interreg NWE-Projekt „DGE-Roll out NWE“ wurde das Netzwerk geschaffen, auf eine Nutzung der karbonatischen Formationen des U-Karbons und M-Devons für die Tiefengeothermie in Nordwesteuropa hinzuarbeiten. Einer der Pilotstandorte, der Kraftwerkstandort Weisweiler der RWE Power AG, soll darüber hinaus zu einem Entwicklungsstandort bzw. Reallabor in NRW ausgebaut werden. Hierzu wird der Fraunhofer Institution für Energieinfrastrukturen und Geothermie (Fh-IEG) am Kraftwerksstandort ein 2 ha großes Grundstück bereitgestellt. Für diese Zusammenarbeit wurde eine Rahmenvereinbarung zwischen der Fraunhofer Gesellschaft und RWE Power AG entworfen, die ausgehend von einer ersten Erkundungsbohrung die Entwicklungsabsicht bis hin zu einem Forschungskraftwerk (Energetikum) beschreibt. Ein weiterer wichtiger Partner für dieses Vorhaben ist der Geologische Dienst NRW, der aus der Landeserkundung ein 3D-Untergrundmodell erstellt hat, als Grundlage für weitere Erkundungsarbeiten.

Im ersten Schritt soll durch die Fh-IEG eine bis zu 1.500 m tiefe Erkundungsbohrung abgeteuft werden. Ziel ist, das bestehende Untergrundmodell an Hand der Bohrergebnisse zu validieren bzw. zu aktualisieren. Für diese Bohrung liegt die Aufsuchungserlaubnis vor. Die UVP-Vorprüfung hat ergeben, dass keine UVP erforderlich ist. Das Hauptbetriebsplanverfahren ist eingeleitet. Parallel erfolgen Ausschreibung und Vergabe für die Bohrung sowie die Errichtung des ca. 3.500 m² großen Bohrplatzes. Diese Arbeiten sollen bis Ende des Jahres abgeschlossen werden, so dass zu Beginn 2022 die Erkundungsbohrung abgeteuft werden kann.

Der Standort Weisweiler liegt in einer Erdbebenzone 3 und damit in einer der seismisch aktivsten Zone Deutschlands. Um frühzeitig Veränderungen durch die Geothermie-Aktivitäten zu erfassen, wird ein Bodenbewegungsmonitoring und ein seismologisches Messnetz eingerichtet. An Hand dieser Messnetze können die Verhältnisse vor, während und nach den jeweiligen Explorationstätigkeiten erfasst werden.

Bayern stellt den Hotspot der tiefengeothermischen Nutzung in Deutschland dar, was anhand der zunehmenden Anzahl umgesetzter und in Planung befindlicher Projekte deutlich wird. Um die Wirtschaftlichkeit der Technologie weiter zu erhöhen, muss das geothermische Potential ganzjährig so effizient und intelligent wie möglich genutzt werden.

Der standortübergreifende universitäre Forschungsverbund „Geothermie-Allianz Bayern“ (GAB) hat sich in seiner ersten Laufzeit von 2016-2020 etabliert und konnte zahlreiche Fragen der Tiefengeothermie erfolgreich beantworten. Nichtdestotrotz gibt es zentrale Forschungsfragen welche adressiert werden müssen, weshalb der Verbund bis Ende 2024 fortgeführt und ausgebaut wird. Durch die Aufnahme der Ludwig-Maximilians-Universität München sowie der Hochschule München in das bisherige GAB-Konsortium aus Technische Universität München, Friedrich-Alexander-Universität Erlangen-Nürnberg und der Universität Bayreuth, wird zusätzliche Expertise bei der Bearbeitung wissenschaftlicher Fragestellungen in der Tiefengeothermie gebündelt. Die GAB wird vom Bayerischen Ministerium für Wissenschaft und Kunst gefördert.

Auf dem diesjährigen DGK werden die zentralen Forschungsthemen der zweiten Förderphase komprimiert vorgestellt, um einen Überblick über die Aktivitäten des Forschungsverbunds zu geben.

Das Projekt ist in vier Teilprojekte sowie einen Masterstudiengang „GeoThermie/GeoEnergie“ eingeteilt. Das übergeordnete Ziel ist es, die Ressource langfristig und sicher zu fördern, um nachhaltig davon zu profitieren. So sollen in der zweiten Projektlaufzeit geothermische Anlagenkomponenten weiter optimiert und z. B. die Nutzung der geothermischen Energie im Kontext der Trigeneration (Strom-Wärme-Kälte) gestärkt werden. Durch die Entwicklung eines neuartigen, effizienten Pumpenmotors soll der Stromverbrauch der Thermalwasserpumpe gesenkt und dadurch die Wirtschaftlichkeit der Anlagen erhöht werden.

Die detaillierte Auswertung von Daten aus erfolgreichen und gescheiterten Geothermieprojekten dient der weiteren Charkterisierung des geothermischen Reservoirs und der darüber- und unterlagernden Schichten mit dem Ziel, geothermische Prognosemodelle zu verfeinern und Risiken bei Bohrungen sowie der allgemeinen Fündigkeit zu minimieren. Die Erkenntnisse der Reservoircharakterisierung werden in neu entwickelte Tools für ein ganzheitliches Reservoirmanagement einfließen.

Durch einen Vergleich von Daten aus dem bayrischen Seismik-Überwachungs-Netzwerk mit geothermischen Betriebsdaten soll die Möglichkeit empfindlicher Prognosetools eruiert werden, welche spürbare seismische Ereignisse im Idealfall verhindern sollen. Den zentralen Fragen der Gesellschaft nach der CO₂-Einsparung gegenüber herkömmlichen Energieträgern, wird unter anderem durch umfassende Ökobilanzierungen geothermischer Anlagen und Wärmenetzen Rechnung getragen.

Neben der Erforschung der hydrothermalen Ressourcen soll weiter das geothermische Potential Nordbayerns intensiv untersucht werden. Hierfür wird der Haßfurter Granit, welcher in der ersten Laufzeit durch 2-D Seismik als mögliches Target für eine Pilotanlage im Kristallin ausgemacht wurde, durch den Einsatz weiterer geophysikalische Methoden charakterisiert und durch Durchlässigkeit-Analysen mit Hilfe eines Feldlabors einer genauen Prognose seiner geothermischen Nutzung unterzogen .

Weiterhin soll die Anbindung an nationale und internationale Geothermie-Forschungsinstitute verstärkt und der Wissenstransfer durch anwendungsnahe Forschung zusammen mit gezielten Veranstaltungen, wie Workshops und Informationsveranstaltungen garantiert werden.

Die Fortsetzung des GAB-Forschungsverbundes soll dazu führen, dass die Tiefengeothermie in Zukunft in den Energiebilanzen eine größere Rolle spielt und das Potential weiter ausgeschöpft wird, um so die Energiewende voranzutreiben.

Die hydrothermale Tiefengeothermie im Bayerischen Molassebecken ist bereits fester Bestandteil der erneuerbaren Energien-Landschaft in Süd-Bayern. Mittlerweile wurden weit mehr als 20 Projekte erfolgreich zur Wärmeversorgung und/oder Stromerzeugung umgesetzt und weitere Projekte sind aktuell in Planung. Ein zentraler Aspekt bei der Standortentwicklung ist die Bohrlochstabilität. Allerdings variieren im Bayerischen Molassebecken die Porendruck- und Spannungszustände regional, so dass eine optimale und individuelle Auslegung des Bohrdesigns für eine wirtschaftliche und sichere Niederbringung der Bohrung eine Herausforderung ist. Besonders im südlichen und südöstlichen Teil des Molassebeckens wurden häufig Porendrücke angetroffen, die das hydrostatische Druckniveau deutlich übersteigen (Überdruck) und zu einem erhöhten Bohrrisiko und –kosten beitragen können, sofern diese Überdruckzonen nicht bereits während der Bohrplanung bekannt sind.

Für diese Aufgabe sind Daten zur Orientierung und den Magnituden des Spannungstensors notwendig, sowie der Porendruck. Die ersten beiden Größen sind im Rahmen des World Stress Map Projektes (WSM) und einer Datenbank zu Spannungsmagnituden für Deutschland mit einer geprüften Datenqualität bereits verfügbar. Für den Porendruck, der bei der Definition des Bohrfensters eine zentrale Rolle spielt, fehlt bisher eine solche systematische Kompilation und Beurteilung. Die neue Porendruck-Datenbank „BPM“ (Bavarian Pore Pressure Map) umfasst u.a. die Auswertung von Bohrparametern, geophysikalischen Bohrlochmessungen und Drucktesten in so genannten „post drill“ Analysen an Bestandsbohrungen, um den vorherrschenden Porendruck in den verschiedenen Bohrsektionen abzuleiten. Häufig sind direkte Messverfahren für eine quantitative Porendruckbestimmung nicht vorhanden, unvollständig oder die Qualität der Daten ist unzureichend, weshalb vermehrt auch auf indirekte Messverfahren (z.B. Modelle aus Bohrparametern und Bohrlochmessungen) zurückgegriffen werden muss. Für die BPM muss daher auch eine Güteklassifizierung der erhobenen Porendruckdaten mit einer Evaluierung der verwendeten Methode und der Qualität/Vollständigkeit der zur Verfügung stehenden Datenbasis erfolgen.

Die Informationsbasis zu den Porendrücken im Untergrund von Bayern soll nicht nur Porendruckdaten enthalten, sondern auch damit verbundene Bohrprobleme dokumentieren. Weiterhin soll ein webbasierter Service entwickelt werden, der die Porendruckdatenbasis bereitstellt. Die BPM wird somit eine verbesserte Bohrplanungsgrundlage für zukünftige Tiefbohrungen in Bayern zur Verfügung stellen.

Die Wärmeversorgung von Städten ist eine Schlüsselfrage für die Wärmewende bzw. der Dekarbonisierung. Um dieses Ziel erreichen zu können, sind tragfähige Konzepte für eine zukunftsfähige und nachhaltige Wärmeversorgung notwendig. Ein wichtiger Aspekt bei solchen Konzepten ist die Speicherung thermischer Energie, insbesondere die Langzeitspeicherung. Die Speicherung thermischer Energie in Aquiferen bietet hierfür sehr gute Vorrausetzungen, insbesondere für die Speicherung großer Energiemengen im GWh-Bereich.

In der aktuellen Situation sind ambitionierte Demonstrationsprojekte im vorwettbewerblichen Bereich notwendig. Die Herausforderung ist, Hemmnisse für Investoren abzubauen und eine Marktreife vorzubereiten.

Das Forschungs- und Demonstrationsvorhaben GeoFern des Deutschen GeoForschungsZentrums GFZ (Sektion Geoenergie) in Kooperation mit der BTB Blockheizkraftwerks- Träger -und Betreibergesellschaft mbH Berlin adressiert genau das. Die Ziele des Vorhabens sind: (1) das Fündigkeitsrisiko für geeignete Horizonte, die als thermische Aquiferspeicher im Berliner Stadtgebiet genutzt werden können, zu reduzieren und (2) die planerischen Grundlagen zur effizienten Systemintegration für einen verlässlichen und sicheren Betrieb in die Berliner Fernwärmeversorgung zu liefern. Hierfür werden innovative Erkundungsmethoden eingesetzt sowie eine Erkundungsbohrung abgeteuft. Dabei sollen auch genehmigungsrechtliche und administrative Hürden durch die Beteiligung lokaler Akteure aus Wirtschaft, Politik und Wissenschaft überwunden werden.

Die Erkundungsbohrung wird als Vertikalbohrung bis in eine voraussichtliche Endteufe von etwa 650 Metern abgeteuft. Die Zielhorizonte liegen in jurassischen und triassischen Formationen. Es ist dabei geplant, im sogenannten Seilkernbohrverfahren bis zu 250 Meter Bohrkerne für wissenschaftliche Untersuchungen zu gewinnen. Die Bohrung wird von einem umfangreichen Mess- und Probenahmeprogramm begleitet, auf dessen Basis die geologische und hydraulische Charakterisierung des Untergrundes ermöglicht wird.

Die Geländeuntersuchungen umfassen Messungen an Bohrkernen zur geologischen Klassifizierung und zur Bewertung ihrer Durchlässig- und Speicherfähigkeit. Ausgewählte Proben werden anschließend für das Labor präpariert. Hier erfolgt dann die Analytik zur Bestimmung der mineralogisch-geochemische Zusammensetzung, der Korngrößenverteilung und des Porenraums des Gesteins. Durchströmungsexperimente und die Bestimmung weiterer gesteinsphysikalischer Parameter sowie mikropaläontologische Untersuchungen ergänzen das Untersuchungs-spektrum. Anschließende Förderteste an der Bohrung liefern Informationen zu den hydraulischen, geochemischen Eigenschaften des Aquifers, wobei auch die Reaktivität des Aquiferspeichers und der Einfluss der Temperatur auf den Untergrund bzw. auf die chemischen Reaktionen und die mikrobielle Gemeinschaft erfasst werden. So können sämtlich Fluid-Gesteins-Wechselwirkungen bei Speicherprozessen erforscht und ggf. der Speicherbetrieb optimiert werden.

In einer Gesamtsystembetrachtung werden die geowissenschaftlichen Ergebnisse vom Untergrund und die energietechnischen Betrachtungen zusammengeführt und aus wirtschaftlicher Sicht bewertet. Auf der Grundlage dieser Erkenntnisse wird ein thermischer Aquiferspeicher geplant, der bisher nicht genutzte, regenerativ erzeugte Überschusswärme speichern soll. Die Überschusswärme stammt aus einem Holzheizkraftwerk, fällt überwiegend in den Sommermonaten an und soll dem Fernwärmenetz in den Wintermonaten wieder zur Verfügung gestellt werden.