2023 ist ein entscheidendes Jahr für die Wärmewende: Nach den Notfall- und Preisbremsengesetzen rüttelte die Novelle des Gebäudeenergiegesetzes die breite Öffentlichkeit wach. Sie wird flankiert durch den Entwurf des Wärmeplanungsgesetzes, mit dem die Kommunen in die Pflicht genommen werden sollen. Beide Gesetze werden wichtige Rahmenbedingungen für die Geothermie in allen Varianten setzen.

Zugleich hat sich die Regierungskoalition als Projekt für die Legislaturperiode eine Bergrechtsnovelle vorgenommen. Dieses Vorhaben steckt noch in den Anfängen. Es könnte überholt werden von einer älteren Verbändeforderung: Einem speziellen Geothermiegesetz - in der Tradition der wiederholten Gesetzesnovellen und Gipfel zur Wind- und Solarenergie.

Im Vortrag soll der aktuelle Stand der Gesetzgebungsverfahren und deren Bedeutung für die Geothermie dargestellt werden.

Die Tiefengeothermie ist eine zentrale Säule bei der Transformation der deutschen Wärmeversorgung auf dem Weg zur Klimaneutralität. Worin sich Expert*innen schon lange einig sind, wird nun auch von der deutschen Bundesregierung erkannt und verfolgt – die Förderung des Ausbaus der Wärmeversorgung aus Tiefengeothermie. Hierfür hat die aktuelle Bundesregierung bereits im Koalitionsvertrag den Ausbau der Tiefengeothermie thematisiert. Nicht zuletzt das vom BMWK veröffentlichte Papier „Eckpunkte für eine Erdwärmekampagne – Geothermie für die Wärmewende“ unterstreicht die Wichtigkeit der Geothermie im Rahmen einer klimaneutralen Wärmewende in Deutschland.

Um das in dem Eckpunktepapier genannte Ziel einer geothermischen Wärmeversorgung von 10 TWh p. a. ab dem Jahr 2030 erreichen zu können, werden acht Maßnahmen genannt, die verfolgt und umgesetzt werden müssen. Eine Maßnahme zur Marktanreizung bzw. zum Marktausbau, die maßgeblich durch den Staat beeinflusst werden kann, ist hierbei die Schaffung eines geeigneten Förderrahmens. Kommunen, Stadtwerke und Energieversorger sowie privatwirtschaftliche Projektentwickler könnten somit als Nutznießer öffentlicher Mittel die Realisierung von Tiefengeothermieprojekten vorantreiben.

In dem Vortrag wird zunächst ein Überblick über den Status Quo der Fördermittellandschaft in Deutschland in Bezug auf die Tiefengeothermie (BEW, etc.) dargelegt. Welche alternativen oder ergänzenden Finanzierungs- bzw. Fördermittelinstrumente können durch den Staat realisiert werden? Worin bestehen die Herausforderungen bei der Implementierung eines Förderinstruments (Stichwort: EU-Beihilferecht)? Wie ist die Lage der deutschen Fördermittellandschaft im internationalen Vergleich einzuschätzen und welche Lessons Learned können aus anderen Ländern auf den deutschen Markt übertragen werden?

Viele Auftraggeber von Geothermieprojekten sind im Bereich der Wärmeversorgung und mithin als Sektorenauftraggeber gemäß §§ 100 Abs. 1, 102 Abs. 3 Nr. 2 GWB tätig. Derartige Energieversorger unterliegen dementsprechend den Vorgaben des Vergaberechts – namentlich denen des GWB und der SektVO. Darüber hinaus können auch sonstige (private) Auftraggeber dem Vergaberecht unterfallen, soweit diese im Zusammenhang mit dem Bau einer Geothermieanlage Fördermittel erhalten. Unterfällt ein Geothermieprojekt dem Vergaberecht, muss die Beschaffung grds. (europaweit) ausgeschrieben werden. Welche Besonderheiten gelten für die Beschaffung von Geothermieanlagen durch Auftraggeber, die dem Vergaberecht unterfallen? Und welche Maßnahmen kommen in Betracht, um das Vergabeverfahren „schneller, besser oder einfacher“ zu machen? Diese und weitere Themen möchte ich im Rahmen eines Vortrags auf dem Geothermiekongress gern näher beleuchten.

Die Erde schickt uns keine Rechnung, ließe sich ein bekanntes Zitat des Journalisten Franz Alt zur Nutzung von Solarenergie abwandeln. In der Tat ist die dauerhafte Verfügbarkeit von „kostenloser“ Erdwärme eine gute Grundlage für die planbare und sichere Erzeugung von Strom und Wärme.

Gleichwohl ist der wirtschaftliche Betrieb einer (Tiefen-) Geothermieanlage eine Herausforderung. Der Wirkungsgrad wird häufig in einer Bandbreite von 5-15% angegeben und ist damit niedrig. Er hängt vom Verhältnis der Strom- und Wärmeerzeugung zueinander ab, die häufig jahreszeitlich schwankt. Aufgrund der Umwandlungsverluste ist der Wirkungsgrad in der Stromerzeugung niedriger als bei der rein thermischen Nutzung.

Die Kostenkontrolle ist daher wichtig. Geothermieanlagen benötigen zwar keine klassischen Einsatzbrennstoffe wie Gas oder Heizöl. Jedoch sind die Stromkosten für den Betrieb der Pumpen, insbesondere der Förderpumpe im Solekreislauf, erheblich. Dasselbe gilt, wenn die Temperatur des Thermalwassers durch Wärmepumpen für die Wärmeversorgung angehoben werden muss. Die Vortragenden untersuchen daher alle Einzelelemente beim Strombezug auf Einsparpotenziale.

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) fördert die Stromerzeugung der Geothermieanlage. Daneben stellen die Vortragenden alle sonstigen energierechtlichen Aspekte im Zusammenhang mit der Stromerzeugung und der Einspeisung und Vermarktung der erzeugten elektrischen Energie in das Elektrizitätsversorgungsnetz dar. Schließlich gehen die Vortragenden auf die Förderung der Anlage bzw. des (Nah-) Wärmenetzes nach dem Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) ein und geben einen Ausblick auf die mögliche Entwicklung im Zuge der Wärmewende.

Die Vortragenden verfügen über Know-how und Branchenwissen aus der langjährigen Erfahrung aus zahlreichen komplexen Energieprojekten in der Rechtsberatung.

Kommt noch

HT-ATES (high-temperature aquifer thermal energy storage) systems target seasonal storage of large amounts of thermal energy enabling to meet the demand of e.g. industrial processes or district heating systems. The high injection temperatures or pressures of HT-ATES systems, however, cause thermo- and poroelastic stress changes close to the injection well, which may induce fault reactivation and seismicity. In this contribution, we focus on assessing the risk of fault reactivation and induced seismicity of the planned HT-ATES demonstrator DeepStor in the Upper Rhine Graben close to Karlsruhe, Germany, which aims at utilizing a former oil reservoir for HT-ATES. The risk assessment starts with a geological model of the planned storage site as input for thermo-hydraulic numerical modeling. The resulting changes in reservoir pressure and temperature are entered in a semi-analytical calculation of stress changes on a fault next to the HT-ATES system. A parameter sensitivity and subsequent Monte Carlo analysis with 1000 realizations show that the strongest influence is related to uncertainties in the stress state, especially the horizontal–vertical stress ratio and the orientation of the maximum horizontal stress. The calculated slip tendency on the fault next to the injection well, however, exceeds the friction coefficient only for c. 1 % of all parameter combinations of the Monte Carlo analysis, i.e. only for a very unfavorable combination of reservoir and operational parameters. Thus, the risk of fault reactivation and subsequent induced seismicity for HT-ATES at the DeepStor demonstrator can be expected to be relatively low.

We like to present calculated results for a hypothetical ATES system based on a geological reservoir model for the Breisgauer Bucht in the southwest of Germany. The storage configuration consists of two 8” horizontal filter sections with a length of 500m at a distance of 100m within the Buntsandstein in a depth of 700m below surface. Calculations were made with the FEA-Program COMSOL..

The seasonal storage system is powered by a solar thermal field (4ha) based on extrapolated hourly heat power data from 2016 to 2020, published for the solar thermal field in Vojens, Denmark. On the consumer load side, the monthly heat demand of 1000 households in Munich 2013 were taken.

Aim of the study was to calculate time dependent flow rates, pressure changes and temperature distributions to derive a realistic estimation of the production heat power, the storage capacity and the storage efficiency during operation. Dependent on the input data, storage efficiencies between 60% and more than 80% were calculated.

Since the optimal operation of an ATES is a trade-off between storage production power and storage efficiency, these models can be a powerful tools during the planning, construction and operation of an ATES system and, after validation in early operation phases, result in a digital twin for control (and cost) optimisation.

The City of Vienna is committed to become climate-neutral by the 2040. Its vast district heating grid, with a pipe length of over 1,300 Km connects more than 400,000 households and prevails in the heating sector by using 50% of the energy demand. Amongst other technologies, ATES is deemed one important building block in decarbonising the energy sector.

Evaluation of Neogene strata for ATES usage in the Vienna Basin involved interpretation of a modern 3D seismic survey and a large pre-existing dataset from oil & gas wells. Although the hydrocarbon prospective areas are generally situated in more proximal parts of the depositional systems, sedimentological interpretations can be extrapolated into the ATES study area with limited well control when applying sequence stratigraphic principles.

A geological concept is proposed for three sequences, each representing one specific depositional system. Each system contains a defined number of architectural elements such as slope, channel, fan, prodelta and delta plain. The geometry of the potential reservoirs is then assessed, whilst depositional environments have been calibrated with sedimentological data available from cores. Additionally, wireline log data from key wells have been used to calculate reservoir properties. Modelling of subsurface temperature data from offset wells resulted in a temperature model in 3D, which allows for accurate predictions of the reservoir temperatures.

By integrating data from all the disciplines, several GDE maps (Gross Depositional Environment) have been created. These maps highlight the high potential areas for ATES applications, in which leads and prospects will be explored in the near future.

Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) systems are recognized for their substantial storage capacity at relatively low costs, making them an increasingly appealing technology. In densely populated urban areas like Berlin, where excess heat resources are abundant, geothermal district heat supply is of utmost importance. Therefore, ensuring the sustainable operation of ATES systems necessitates precise evaluation and prediction of hydraulic and heat transport processes.

Our research primarily focuses on the Adlershof ATES site located in the south-eastern region of Berlin. This ATES utilizes fine-grained Jurassic and Triassic sandstones to store and provide heat for the district heating network. To investigate the interaction between fluid and solid phases in porous media and their influence on storage behavior, we adopt an integrative approach that combines multiscale field measurements, laboratory experiments, core analysis, and numerical modeling.

Field measurements and laboratory experiments contribute to establishing the parameter ranges and identifying critical values for a medium-scale model. This model is employed for stochastic simulations to study the relevant system parameters, providing insights into sensitive parameters and their potential values. We confirm the hypothesis that the influence of dispersivity and porosity is dominating over the heat capacity. The model calibration can be improved by high-resolution measurements. Subsequently, a 3D large-scale model incorporates this information to facilitate the optimal design of the ATES system and ensure accurate long-term forecasting of its performance. Simulations account for varying injection temperatures and distances between wells to show the shared effect of these parameters and facilitate technical solutions.

Surplus heat as stored in an MTES (Mine Thermal Energy Storage) system in summer could partly meet the increasing demand of energy in winter. Better understanding the process of heat and mass transfer in the subsurface of an MTES during the injection-production cycles helps improving the budgeting of the stored mass and heat, and permits sustainable operation of such systems. Therefore, a concurrent injection and production test was conducted at a doublet wellbore system built in a previous mine site, Bochum, Germany. In this test, water of defined temperatures up to 55 °C was injected into the gallery of a horizontal mine drift down to 64 m in the subsurface, and the temperature of the concurrent produced water was below 25 °C. The depth-resolved temperature at both wellbores as monitored using the distributed temperature sensing (DTS) technique revealed such a heat transition in the storage that was much faster than the one which could be presumed for the porous rock matrix in the studied subsurface. By numerical modelling, it could be shown that the fracture flow-dominated heat transition in the storage yielded wellbore temperatures comparable to the values as monitored throughout the present test. Flow of water along the fractures as well as the concomitant heat transition into the surroundings resulted in lower temperature of the produced water as compared to the concurrent injected water.

Für die systematische stratigraphische Interpretation von Tiefbohrungen im Bayerischen Molassebecken nutzt das Bayerische Landesamt für Umwelt (BayLfU) verstärkt vorhandene bohrlochgeophysikalische Messdaten. Wir stellen Ergebnisse repräsentativer Tiefbohrungen im Molassebeckens vor, mit denen eine Grundlagen für eine beckenweite Dateninterpretation geschaffen wurde.

Bei der Bearbeitung wurde auf einen umfangreichen bohrlochgeophysikalischen Messdatensatz zurückgegriffen, welcher für ca. 600 Bohrungen vorlag. Das Projekt war in mehrere Teilaufgaben untergliedert.Die Daten wurden zuerst harmonisiert, GIS-basiert priorisiert und 65 Bohrungen für die weitere Bearbeitung ausgewählt. Diese Bohrungen wurden anhand der Logs lithostratigraphisch rekonstruiert und über petrographische Informationen referenziert.

Im nächsten Schritt wurden diese Bohrungen zu Korrelationsplots zusammengestellt und ein Gitter von 11 Profilen über das Bayerische Molassebecken gelegt. Im Zuge der Bohrungskorrelation wurden die stratigraphischen Nomenklaturen der West- und Ostmolasse miteinander verknüpft und ein System von Leithorizonten erarbeitet, welches markante petrophysikalische Sequenzen miteinander verbindet, bzw. voneinander trennt. Dies wurde vor dem Hintergrund durchgeführt eine verbesserte Verknüpfung zu seismischen Profilen zu ermöglichen und so statistisch gesicherte Eingangsparameter (z.B. seismische Geschwindigkeiten) für 3D Modelle zu generieren.

Im letzten Schritt wurden 10 Bohrungen für eine detaillierte petropysikalische Analyse ausgewählt. Es wurden Eigenschaften wie Porosität und Wärmeleitfähigkeit über die gesamte Bohrstrecke berechnet und mit Labordaten verglichen. Anhand der aus den Logs ermittelten Parametern wurden Temperatur-Tiefenprofile für die Bohrungen berechnet und mit BHT-Daten abgeglichen. Die Ergebnisse liefern Hinweise darauf, dass die im Molassebecken beobachteten Temperaturanomalien über Unterschiede im Gesteinsbestandes des tertiären Oberbaus erklärt werden könnten. Das kann zur Verbesserung geothermischer Modelle genutzt werden und somit zur Absicherung der Temperaturprognosen für zukünftige Projektstandorte.

Die Verteilung der Untergrundtemperatur in Deutschland ist nach wie vor ein spannendes Thema der Geothermie. In Gebieten aktiver Tektonik, wie z. B. dem Oberrheingraben oder den Alpen, finden sich häufiger Temperaturanomalien als in anderen Regionen. Der Grund liegt in der Regel darin, dass rezente Zerrüttungszonen entlang von Störungen Wegsamkeiten für Grundwasser darstellen, wo, je nach hydraulischem Potenzial, Wasser aufsteigen oder absinken kann. Aufsteigende Tiefenwässer bewirken aufgrund des geothermischen Gradienten eine positive Temperaturanomalie. Damit Tiefenwässer aufsteigen können, muss an anderer Stelle Wasser absinken, wodurch negative Temperaturanomalien im Untergrund hervorgerufen werden.

Viele Studien haben sich mit dem Temperaturfeld im Bereich des Wasserburger Trogs östlich von München eingehend befasst. Es gilt als wahrscheinlich, dass tiefe Grundwasserbewegung die Ursache für die negative Temperaturanomalie ist. Allerdings ist die Herkunft des relativ kalten Wassers noch nicht befriedigend geklärt. Mit einem neuen, ganzheitlichen Ansatz wird dieser Frage auf den Grund gegangen. Dabei werden Hydrochemie, Thermalwasseralter, hydraulisches Potenzial, Tektonik und Temperaturfeld zusammen betrachtet. Zudem werden auch die geothermischen Gradienten in angrenzenden Gebieten betrachtet. Es zeichnet sich dabei ein neues Szenario ab, bei dem meteorisches Wasser südlich des Molassebeckens absinkt und sich anschließend als niedrig mineralisiertes Thermalwasser im Malm-Aquifer unterhalb des Wasserburger Trogs verteilt. Die These wird dabei vor allem durch sehr niedrige geothermische Gradienten in einigen alpinen Tiefbohrungen sowie der Alters- und Salinitätsverteilung des Grundwassers im Malm-Aquifer gestützt.

Bisher werden für die geothermisch betriebene kommunale Wärmeversorgung im Süddeutschen Raum die Oberjurassischen Karbonate des Malms genutzt. Sowohl die günstigen Temperaturen und Schüttungen, die aus den gut durchlässigen Karbonaten erzielt werden, als auch das hohe Investitionsvolumen, das eine entsprechende Abnahme zur Amortisation bedarf, haben die Tiefe Geothermie überwiegend in urbanen, dichter besiedelten Gebieten entstehen lassen. Für ländlich geprägte Kommunen mit einem geringen und mittleren Wärmebedarf ist die tiefe „Malm-Geothermie“ daher oft keine Option.

Aus der Erdölexploration sind in der Molasse neben dem Oberjura aber auch weitere klastisch dominierte poröse Einheiten im Untergrund bekannt, die je nach Verbreitung, Tiefe und Schüttungsprognosen eine geothermische Alternative im ländlichen Raum darstellen können. Die Studie fasst Untertagedaten und -erkenntnisse aus der Erdölexploration zusammen und zielt darauf das Potential flacherer, geothermisch relevanter Horizonte in Bayern aufzuzeigen. Dazu wird zunächst die Verbreitung der potentiell nutzbaren Reservoire im Untergrund mit den obertägigen Wärmebedarfsdaten räumlich verschnitten und einzelne Kommunen ausgewählt, die beispielhaft für ländliche Kommunen stehen. Für diese werden dann geothermische Reservoirparameter aus umliegenden geophysikalischen Daten interpretiert und im Labor an Kernmaterial bestimmt. Anschließend werden Standortkriterien nach einer statistischen Verteilung angenommen, um die thermische Leistung und den Strombedarf einer geothermischen Dublette zu bestimmen. Unter Einbeziehung der Bohrkosten nach marktüblichen Kriterien und, wenn nötig, einer Temperaturanhebung durch eine Wärmepumpe können so die Wärmegestehungskosten ermittelt und die Konkurrenzfähigkeit gegenüber Alternativen wie einer Hackschnitzelheizung oder Solarthermie dargestellt werden.

Das Multibohrungssystem Schäftlarnstrasse hat insgesamt 6 Bohrungen in den Malm-Aquifer des bayerischen Molassebeckens abgeteuft und wird seit 2021 mit 3 Dubletten betrieben. Für jede dieser Bohrungen wurden während der Inproduktionssetzung (nach den Pumpversuchen) die Gasgehalte mit Hilfe von Wireline-Probennehmern untersucht. Dieses Verfahren ermöglicht eine experimentelle Bestimmung der Bubble Points im Labor, die mit den simulierten Bubble Points verglichen wurden. Die Gasanalyse zeigt generell erhöhte Gasgehalte sowie starke lokale Schwankungen auf einer Skala von wenigen Kilometern. Die Bubble Points des Fluids sind teilweise größer als der Anlagendruck, so dass eine der drei geothermischen Dubletten im Zweiphasenstrom betrieben wird. Das hohe Gasaufkommen führte zu einem regelmäßigen Druckaufbau im Ringraum der Förderbohrung, was ein Absinken des Betriebswasserspiegels zur Folge hatte. Um dieses Problem zu lösen, wurde eine Ringraumgasüberleitung installiert, die eine leichte Entgasung auf der Förderseite erlaubt. Durch die genaue Charakterisierung der Gasphase konnte mittels einer Simulation des Entgasungsverhaltens nachgewiesen werden, dass trotz der Entgasung nur ein minimal erhöhtes Risiko für die Bildung von Karbonatscalings besteht.

Auf dem Gelände des Heizkraftwerks (HKW) Süd der SWM in München ist eine der europaweit ambitioniertesten geothermischen Wärmeanlagen in Betrieb gegangen. Erstmals in Deutschland wurde eine Geothermieanlage mit sechs Bohrungen und einer Multilateralbohrung von einem Sammelbohrplatz in einer Millionenmetropole mit 25.000 m Gesamtbohrstrecke abgeteuft. Die Anlage hat eine thermische Leistung von 50 MW. Mit der Anlage kann die SWM mindestens 80.000 Münchner Bürger und Bürgerinnen mit Wärme versorgen.

Die einmalige Konstellation von sechs Bohrungen im Projekt, einem besonderen tektonischen Setting und einer hervorragenden Datenlage ermöglicht eine deutliche Weiterentwicklung im Reservoirverständnis des Malm.

Bohrungen in unterschiedlichen tektonischen Einheiten des Reservoirs beeinflussen sich hydraulisch weitaus weniger als Bohrungen, die innerhalb einer tektonischen Einheit liegen. Ein Blick auf die Ablagerungsgeschichte des Malm Reservoirs und das Timing von Verkarstungsprozessen und Tektonik liefert eine Erklärung für dieses hydraulische Verhalten.

Die HAMBURG ENERGIE Geothermie GmbH (HEGeo), eine Tochter der Hamburger Energiewerke, hat eine Bohrungsdublette zur Gewinnung von Erdwärme aus tertiären Sandsteinen des Eozäns errichtet und erfolgreich getestet. Ursprünglich war das Projekt als tiefe Geothermie geplant. Eine zu geringe Mächtigkeit des ursprünglichen Reservoirs erforderte im laufenden Projekt eine Umplanung. Sukzessiv wurde ein Ausweichhorizont getestet, über zwei abgelenkte Bohrungen erschlossen, geowissenschaftlich untersucht und mittlerweile erfolgreich getestet. Der Projektablauf und der erreichte Stand werden vorgestellt. Das Projekt wird als Bestandteil der Gesamtprojekts IW³ „Integrierte Wärmewende Wilhelmsburg“ als eines der Reallabore der Energiewende vom BMWi (Projektträger Jülich) gefördert.

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 Demonstrations-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 Speichers wird beginnend im Juli 2023 zunächst ein mit optischer Fasermesstechnik tiefenaufgelöster Geothermal-Response-Test (GRT) zur Charakterisierung der thermischen Gebirgs- und Bohrlocheigenschaften durchgeführt. Anschließend folgt ein einjähriger Testbetrieb in dem eine zyklische Be- und Entladung des Speichersystems mit einer externen Wärme und Kältequelle simuliert wird.

Dieser Beitrag gibt einen Überblick über das Messprogramm am SKEWS Erdwärmesondenspeicher und stellt erste Ergebnisse des GRT und darauf basierender numerischer Modellierungen vor.

München besitzt, wie andere Städte auch, ein hohes, beständiges Grundwasserdargebot und ein großes Potenzial zur Wärmeabdeckung durch Grundwasserwärmepumpen (GWPs). Ihre Nutzung ist fester Bestandteil der kommunalen Wärmeplanung. Jedoch zeigt sich, dass trotz hohen Potenzials und Gebäudeeignung oft nicht ausreichend Platz zur Verfügung steht, um den Mindestabstand zwischen Produktions- und Schluckbrunnen einzuhalten (mind. 10m). Daher wurde untersucht, ob eine effiziente Nutzung über Ein-Brunnen-Systeme (Standing-Column-Well - SCW) möglich ist, bei denen das Grundwasser in denselben Brunnen eingeleitet wird, aus dem es zuvor gefördert wurde. Damit wäre eine GWP-Umsetzung auch bei Grundstücken mit wenig Platz realisierbar. Jedoch muss die Effizienz des Systems trotzdem gegeben, und die Produktionstemperatur nicht von der Wiedereinleitung beeinflusst sein. Bei Standard-SCW-Systemen soll daher möglichst eine geringleitende Schicht zwischen Produktions- und Injektionshorizont vorhanden sein. Dies wäre aber in München wasserwirtschaftlich nicht genehmigungsfähig. In München treten jedoch teilweise sehr hohe Grundwasser-Fließgeschwindigkeiten auf (5-20 m/d), so dass die injizierte Kälteanomalie in Brunnennähe ohne große vertikale Vermischung abließt. Um den Einsatz von Ein-Brunnen-Systemen bei diesen Verhältnissen zu untersuchen, wurden numerische Parameterstudien durchgeführt, wobei maximal mögliche Entnahmeraten ohne negative Beeinflussung der Effizienz für alle Kombinationen der brunnentechnischen und hydrogeologischen Parameter bestimmt, eine Regressionsgleichung abgeleitet und eine Potentialkarte für das Ein-Brunnensystem erstellt wurde. Die Ergebnisse zeigen, dass in weiten Bereichen der Stadt Ein-Brunnen-Systemen für Kleinanlagen möglich sind. In besonders geeigneten Gebieten sind Entnahmeraten > 10 l/s möglich. Als nächster Schritt wird zur Verifizierung eine Pilotanlage in München geplant. Beim Erfolg könnte damit das Potenzial zur Nutzung von Grundwasserwärmepumpen in der kommunalen Wärmewende deutlich erhöht werden.

Auf Basis von modellbasierten Potentialuntersuchungen und Vorplanungen soll die Umsetzbarkeit für bestehende, derzeit fossil versorgte Quartieren der am Projekt beteiligten Energieversorger erarbeitet werden, so dass eine reale Umsetzung als zentrales Projektziel vorbereitet wird. Hierzu sollen detailliert die technischen, regulatorischen und ökonomischen Anforderungen in den untersuchten Quartieren identifiziert und bewertet werden.

Die Entwicklung von fallübergreifenden Leitfäden und die Erweiterung von Planungstools sollen wichtige Voraussetzungen schaffen, damit die am Projekt beteiligten Versorger zukünftig in die Lage versetzt werden, Geothermieprojekte im Bestand umsetzen zu können.

Unterstützt werden diese Ziele durch die Entwicklung techno-ökonomischer Geschäftsmodelle unter Berücksichtigung rechtlicher Umsetzungsoptionen für Geothermieprojekte im urbanen Raum.

Freiflächenheizungen zur Eisfreihaltung werden bei kritischer Infrastruktur eingesetzt, um Störungen im Betrieb aber insbesondere um Unfälle zu vermeiden. Nach Zahlen von Zion-Market-Research [1] betrug das weltweite Marktvolumen für derartige Systeme im Jahr 2020 5.7 Mrd. US $, in Deutschland betrug das Marktvolumen im gleichen Jahr 427 Millionen €.

Gegenwärtig werden diese Systeme vorwiegend konventionell beheizt. Nach einer Studie des Ministeriums für Verkehr, Energie und Landesplanung des Landes Nordrhein-Westfalen [2] ist in Deutschland Strom in Kombination mit elektrischen Widerstandsheizungen die am weitesten verbreitete Energieform. Die restlichen Anlagen werden über einen hydraulischen Kreislauf betrieben, die in der Regel mit Gas, Öl oder Fernwärme beheizt werden.

Ansätze Freiflächen mit Geothermie zu beheizen gab es schon mehrere [2], bisher hat sich diese Technik aber nicht etablieren können, da konventionelle Systeme aufgrund niedrigerer Investitionskosten und niedriger Energiepreise wirtschaftlich attraktiver waren.

Im Verbundvorhaben GERDI wurde eine Freiflächenheizung auf Basis von Fertigbetonelementen entwickelt, die ausschließlich mit Wärme aus dem Untergrund beheizt werden kann. Dafür wird das Prinzip eines Zweiphasen-Thermosiphons verwendet, der rein thermisch angetrieben ist und dafür die Temperaturdifferenz zwischen Untergrund und Oberfläche ausnutzt.

In diesem Beitrag wird auf neueste Marktzahlen für diese Anwendungen eingegangen, es wird eine Übersicht über das Projekt gegeben und der im Rahmen des Projektes gebaute Demonstrator vorgestellt.

Das Projekt wird gefördert durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz aufgrund eines Beschlusses des Deutschen Bundestages.

[1] https://www.zionmarketresearch.com/news/snow-melting-system-market

[2] M. Würtele, P. Sprinke, W. Eugster, Geothermie sorgt für Verkehrssicherheit, Studie im Auftrag des Ministeriums für Verkehr Energie und Landesplanung des Landes Nordrhein-westfalen, Düsseldorf 2005

A new closed loop solution for extracting geothermal energy provides stable, reliable and clean energy for district heating. The solution differs from the conventional open geothermal solutions by being more environment friendly, can be implemented almost anywhere, and has low operational risk and maintenance cost.

The solution is based on an arrangement where one or several horizontal wells are drilled to a suitable depth, normally up to 4 km vertical depth and a similar length horizontal section. The wells are completed with a new patented production string solution, DualVac, which supplies the geothermal energy to the district heating network.

The solution is based on heat exchange between the rock and the circulating water in the well. The water is heated from the rock as it is pumped down the well. The heated water returns to the surface through the inner DualVac pipe with minimal heat loss as the pipe works as a thermoflask.

The closed loop solution avoids requirements for the permeability and porosity of the rock formation. The solution avoids that fluid enter into the formation, i.e. avoid risk of subsurface water pollution, induced seismicity and no need for fracking the formation.

The energy output per well can typically be up to 4 MW. The flow rate can be adjusted to control the temperature and thermal power output. The power output capacity per well depends on various factors, such as the temperature and thermal conductivity of the formation, the temperature of the circulating water and the horizontal well section depth.

Perf, Wash and Cement is an annulus remediation technique implemented when the annulus bond outside a casing string is below an acceptable limit. This technique is about perforating a casing section using a Gun/TCP system, washing the annular space behind casing, removing cement, mud, barite, etc, then placing a new sheath of cement in the annular space and inside the casing. The effect is a rock to rock, cross sectional well barrier across the perforated section.

In Germany, Deutche Erdwarme/Neowells, a Geothermal well operator, needed to do a section well abandonment in the field Graben Neudorf TH1, to establish the well integrity cross barrier, across the 9⅝" liners shoe and provide a base for a subsequent 8 ½" sidetrack window to run a new 7" liner section.

Neither the current 9 ⅝" nor 7" liners on the well were adequately cemented, and both lack any primary annular integrity. Section milling of the 9⅝" casing would have been a high-risk operation, given no annular cement. This operation’s most likely outcome would likely result in the detachment of multiple joints by applying counterclockwise torque at the connections.

Given the low probability of success associated with cement squeezes and section milling, the solution to implement a Perf, Wash & Cement operation was taken. The objective of this lecture will be to share the learnings on how the well integrity was achieved to successfully sidetrack the well.

Fishbones is a patented stimulation technology that enables deep geothermal connectivity across a wide range of rock types without the drawbacks of hydraulic fracturing. With a unique acid and fracking-free approach, we give operators the confidence to access complex reservoirs i.e., delivering increased productivity, even in very deep and tight wells.

Fishbones stimulation systems are open hole liner completions, which are run on a normal reservoir liner string, to connect the well and the reservoir in a single, simple, and efficient operation. Our unique small diameter laterals jet or drill out from the wellbore, penetrating the reservoir exactly where needed. Fishbones has a proven track in increasing productivity in oil and gas wells and injectivity in water injection wells resulting in improved field economics.

As our approach is always tailored and focused on finding solutions to our customer’s challenges by research, development, and innovation, this means our technology can also be applied to any geothermal well. However, wells are drilled in a variety of geological settings, so Fishbones approach is adapted to suit the specific needs of our customer’s well location and reservoir type.

The Iceland Deep Drilling Project (IDDP) is an innovative attempt to unlock the immense energy potential hidden within superhot geothermal resources. Despite the challenges encountered during the drilling of IDDP-1 and IDDP-2, such as extreme heat and corrosiveness, these explorations have provided a platform of learning that is instrumental in the planning and execution of the upcoming IDDP-3 project. The lessons learned through successes and failures, coupled with potential solutions, will help navigate the path ahead. This presentation discusses these critical lessons and their implications, and how they will shape the success and trajectory of the upcoming IDDP-3 project.

High lithium concentrations of up to 162 mg kg^-1 in highly saline hydrothermal fluids occur in the calcareous Muschelkalk aquifer. We have combined and with modern investigation methods newly interpreted geological, hydraulic, hydrochemical, isotopic, thermal, and stress field data of the Muschelkalk aquifer beneath the Cenozoic and Jurassic sediments, i.e. the Molasse basin, for a spatial synopsis to constrain the origin of these brines. Low gradient groundwater flow in the Upper Muschelkalk aquifer is to the north, enabled by the regional recharge from west, southwest, south, and southeast, leading to a conspicuous flow field pattern. However, the north-south-trending maximum horizontal stress orientation might provide fracture permeability in the competent carbonates of the Upper Muschelkalk aquifer. Surprisingly, high lithium concentrations of up to 162 mg kg^-1 in highly saline hydrothermal fluids occur in the Muschelkalk, i.e. in a carbonate-rich aquifer. The highest lithium concentrations and total dissolved solids (TDS) can be found in the southern part of the Muschelkalk aquifer, close to the Vindelician High, a former crystalline basement land surface. Both trace elements and isotope data were used to get information on the origin and development of the highly saline, lithium-rich fluids in the Muschelkalk aquifer. In order to identify possible lithium sources within the aquifer, high temperature alteration experiments with rock material from a quarry in the Muschelkalk Group were carried out. Our investigations do support an extra-reservoir origin of the lithium-rich fluids from crystalline basement rocks. The marginal sand-rich facies of the Muschelkalk Group enables inflow of brines.

With the continuing search for clean energy resources, geothermal energy can play a pivotal role in providing a resource with continuous baseload energy. However, for geothermal projects to be successful, both geologically and economically, a proper investigation must be performed on potential locations for exploitation. Here, we present the results of an assessment of the geothermal resources of the northern Upper Rhine Graben.

Starting with initial geological studies of the lithological formations, an analysis is performed to assess their thermal energy-bearing potential. Using a heat-in-place calculation approach, a new model is presented, using the latest available data. But while the energy is present, it is not always retrievable. Therefore this presentation will not only look at the heat-in-place analysis but also at how much of the energy can technically be recovered for consumption.

However, subsurface modeling is a venture with uncertainty. And while the best efforts give a good indication of geothermal potential, uncertainty remains. Thus this presentation will also dive deeper into the uncertainties that remain in the study. The results presented here are publicly available and provide a starting point for stakeholders to accelerate initial geothermal investigations.

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The electrification in the mobility sector and plans for a large-scale domestic battery cell production makes lithium a highly critical raw material and highlight the strategic importance of its supply. However, Germany is projected to face a significant lithium deficit in the short term. One potential solution lies in the lithium dissolved in geothermal brines of the Upper Rhine Graben (URG) and the North German Basin (NGB). Extracting lithium from these fluids, known as direct lithium extraction (DLE), offers geostrategic advantages, is environmentally friendly and can potentially also help boosting the large geothermal technology roll-out. Currently, with an intermediate technology readiness level of 5-6, DLE has proven its applicability in small-scale demonstrators and is about to be scaled up. To assess the feasibility and implementation of geothermal lithium extraction, an evaluation of geothermal deposits and extraction processes has been done. Based on the current geothermal capacities in Germany the lithium quantities that could be extracted are quantified and compared to the forecasted German demand. Furthermore, the necessary expansion of geothermal in Germany to access the required reservoir volumes is extrapolated. To assess the long-term behavior of a reservoir under production, a generic model, based on the URG geothermal setting, was developed, and extraction over a 30-year operation time was simulated. Despite a significant depletion, a mean production of 231 t/a (1230 t/a LCE) is achieved, for a current state-of-the-art doublet type geothermal power plant. Implementing DLE has the potential to greatly enhance the economic viability of geothermal.

Geothermal energy utilization can be traced back to the Paleolithic era, an impressive 14,000 years ago. Although the majority of ancient societies predominantly relied on surface geothermal activities to extract heat and minerals, the remarkable Persian civilization ingeniously constructed a geothermal system that integrated wells, water channels, heat exchangers, and heat storage systems. The ancient Persian cooling methods were primarily centered around the Badgirs, which are windcatchers, and their amalgamation with Qanat, the underground water channels, and Ab-Anbar, the underground water storage cisterns. In a meticulously-designed integrated energy system comprising geothermal, wind, and hydrothermic thermal energy storage, the Qanat embodies the geothermal section, the Badgir represents the wind section, and the Ab-Anbar represents the hydrothermic thermal energy storage system.

This paper aims to examine the historical legacy of ancient Iran in the development of geothermal energy utilization for refrigeration. In addition, the paper seeks to verify whether Iran's cooling systems were the first geothermal cooling systems in history. By exploring the historical roots and unique features of this innovative energy system, the paper intends to shed light on how ancient civilizations utilized geothermal energy for cooling purposes and how this knowledge can be leveraged to develop sustainable and efficient cooling technologies in the modern world.

Mineral mapping from satellite images is crucial in assessing and exploring geothermal fields, providing valuable insights into mineral alteration and helping identify potential geothermal resources. Previous research has employed various methodologies for spectral identification, including ACE, CEM, MF, MTMF, OSP, SAM, TCIMF, and MTTCIMF. However, the quality of mapping results remained a major concern for application.

This study utilized ASTER satellite images of the Coso Geothermal Field in California, USA, with geological samples obtained from the field as the primary ground truth. Hyperspectral data were collected from these samples using the ASD FieldSpec 4 Hi-RES NG portable spectrometer. By analyzing samples from the Coso Geothermal Field, the research established a ground-truth dataset and a spectral library specific to the field. The spectral library was subsequently examined using the CSIRO TSG and ENVI THOR Material Identification, with supporting information from SEM, pXRF, and sample occurrence. The study acquired multiple high-purity spectra of alteration minerals such as alunite, chalcedony, hematite, kaolinite, and opal.

A limited number of studies have been dedicated to accurately assessing spectral mapping for geological materials, particularly in evaluating all eight algorithms mentioned above. The research used the abovementioned methods to leverage pre-processed satellite data and the spectral library to perform mineral spectral target detection. The accuracy of each method was calculated based on the ground-truth data, yielding the highest accuracies for ACE, CEM, MF, and MTMF methods. We performed a fusion of the four best methods to generate mineral alteration maps for the Coso Geothermal Field.

Für die Nutzung der Mitteltiefen Geothermie in der kommunalen Wärmeversorgung war zunächst die Minimierung des Fündigkeitsriskos bei der Erschließung hydrothermaler Reservoire von vorrangiger Bedeutung. In mehreren Verbundvorhaben wurden die mesozoischen Hauptreservoire des Norddeutschen Beckens schrittweise neu bearbeitet und das Kartenwerk geothermischer Reservoire Norddeutschlands geschaffen, das entscheidend zur Minimierung des Fündigkeitsriskos beiträgt. Das Verbundvorhaben mesoTherm schließt diese umfangreiche Neubearbeitung mit der Untersuchung von potenziellen Karbonatreservoiren des Muschelkalks und Oberjuras ab. Inhaltlich wird der interdisziplinäre Arbeitsansatz um Methoden der seismofaziellen Erkundung und Fündigkeitsbewertung (POS-Studie), die an die Gegebenheiten des Norddeutschen Beckens angepasst sind, ergänzt. Durch die Konzeption von Erschließungsbeispielen werden die Nutzungspotenziale der Mitteltiefen Geothermie an zukünftigen Standorten aufgezeigt, die nach dem Vorbild Schwerin-Lankow erschlossen werden können. Zudem wird für die Mitteltiefe Geothermie eine Definition unter Berücksichtigung der Fündigkeitstypen hydrothermaler Reservoire erarbeitet.

Die erfolgreiche Ersterschließung in Schwerin-Lankow hat gezeigt, dass nach der Minimierung des Fündigkeitsriskos nun der serielle Ausbau der Mitteltiefen Geothermie im Vordergrund stehen muss, um den Anteil der Geothermie in der Wärmeversorgung signifikant zu erhöhen. Dieser wesentlichen Voraussetzung der Wärmewende widmet sich das Verbundvorhaben DeCarbSN, das für den Geothermie-Modellstandort Schwerin die notwendigen wissenschaftlichen Grundlagen schaffen wird, um bis zum Jahr 2035 mindestens 65 % des Fernwärmebedarfs aus geothermisch erzeugter Wärme bereitzustellen. Um diese Ausbauziele zu erreichen, muss ein nachhaltiges Erschließungs- und Bewirtschaftungskonzept der hydrothermalen Lagerstätte auf Grundlage eines 3D-Reservoirmodells entwickelt und die Kosteneffizienz durch Maximierung der Dublettenleistung deutlich gesteigert werden. Die Übertragung der Ergebnisse auf weitere Standorte wird zum seriellen Ausbau der Geothermie in Norddeutschland beitragen.

Die Stadt Potsdam ist vor etwa 10 Jahren mit einem ambitionierten Programm gestartet, den CO2-Ausstoß signifikant zu reduzieren. Zu dem entwickelten Maßnahmenpaket gehört u.a. der Ersatz fossiler Energieträger durch regenerative Energie bei der Erzeugung von Fernwärme. Die Untersuchung und ggf. spätere Nutzung des lokal vorhandenen geothermischen Potenzials bildet einen wesentlichen Bestandteil dieser Strategie.

Im Untergrund von Potsdam weisen mehrere salinare Aquifere der mesozoischen Schichtenfolge Potenzial für eine geothermische Nutzung auf. Diese wurden und werden im Umland für unterschiedliche Zwecke genutzt, für die Untergrundspeicherung von Erdgas (Buntsandstein, Jura), die Wärmespeicherung (Jura), die Balneologie (Rhät) oder die Injektion von Formationswässern (Muschelkalk, Jura). Die Erkundungsmaßnahmen begannen mit 2D-seismischen Messungen, mit denen speziell die Tiefenlage und der strukturelle Bau der mesozoischen Formationen bis in eine Tiefe von ca. 2.500 m untersucht wurden. Entsprechend den Ergebnissen der seismischen Messungen erfolgte zunächst die Abteufung einer vertikalen Erkundungsbohrung mit dem Zielhorizont Mittlerer Buntsandstein (Detfurth-Unterbank), der in einer Tiefe von max. 2.000 m erwartet wurde. Überraschenderweise wurde hier der höherliegende Schaumkalk-Horizont (Unterer Muschelkalk) erbohrt, welcher jedoch für eine geothermische Nutzung nicht geeignet ist. Ein Aufschluss des deutlich tiefer liegenden Mittleren Buntsandsteins erfolgte nicht mehr, da mit dem ebenfalls erbohrten Oberaalen-Sandstein (Mitteljura) ein aussichtsreicher Nutzungshorizont angetroffen wurde. Dementsprechend wurde die zweite Bohrung mit entsprechender Ablenkung und dem Zielhorizont Oberaalen-Sandstein abgeteuft.

Aus den hydraulischen Tests lässt sich ableiten, dass der Aalen-Sandstein ausreichend geothermische Energie für eine wirtschaftliche Nutzung liefern kann. Die Ergebnisse der Erkundungsmaßnahmen werden auch für die Erschließung des geothermischen Potenzials an weiteren Standorten im Stadtgebiet von Potsdam genutzt.

Bisher liegen für den tiefen Untergrund von Berlin nur sehr wenige Daten vor, weshalb das Fündigkeitsrisiko sehr hoch ist. Mit dem Begriff Fündigkeitsrisiko wird bei geothermischen Bohrungen das Risiko bezeichnet, ein geothermisches Reservoir mit einer (oder mehreren) Bohrung(en) in nicht ausreichender Quantität (Fördermenge, Temperatur) oder Qualität (Wasserchemie) zu erschließen. Da die Investitionskosten für eine geothermische Bohrung je nach Tiefe bei mehreren Mio. Euro liegen, stellt das bestehende Fündigkeitsrisiko ein bedeutendes Investitionsrisiko dar, welches die kommerzielle Entwicklung dieser Technologien in Berlin bisher gehemmt hat.

Daher werden nun im Rahmen von drei Pilot-Projekten die Vorerkundung bis zur Realisierung der ersten Bohrung einer geothermischen Dublette wissenschaftlich und finanziell begleitet. Ziel ist, das geologische Fündigkeitsrisiko der notwendigen Bohrungen zu senken und Erkenntnisse zu sammeln, die auch weiteren Projekten zugutekommt.

Als weitere Explorationsmaßnahme sind 3D-seismische Messungen im Berliner Stadtgebiet geplant. Die 3D-Seismik soll die Erkenntnisse über den tiefen Untergrund in die Fläche übertragen, damit das Fündigkeitsrisiko weiter reduzieren, die Entwicklung neuer Projekte beschleunigen und Planungsgrundlagen für berlinweite Erschließungen liefern.

Im Vortrag werden die geplanten Maßnahmen vorgestellt, der vorgesehene Zeitplan diskutiert und die Motivation des Landes Berlin erläutert.

Um für die geplante Wärmewende die notwendige Datengrundlage für die Umsetzung tiefer Geothermieprojekte zu schaffen, plant das Land Berlin eine flächendeckende 3D Seismik im gesamten Stadtgebiet. Aufgrund eines nur geringen Potenzials an förderwürdigen fossilen Ressourcen, war Berlin bisher nie im Fokus großflächiger geologisch-geophysikalischer Untersuchungen. Daher liegen nur für wenige Stadtgebiete Daten über den tiefen Untergrund in Form von 2D-Linien und einer kleinflächigen 3D-Seismik sowie Daten aus wenigen Tiefbohrungen vor.

Parallel dazu werden während der Explorationskampagne Tiefenbohrungen abgeteuft. Zusammen mit der Seismik lassen sich die aus diesen Bohrungen gewonnenen Erkenntnisse über den tiefen Untergrund in die Fläche übertragen. So wird eine Datenbasis und eine einheitliche Genehmigungsgrundlage geschaffen, die es ermöglicht, alle nachfolgenden Bohrprojekte präzise und schnell zu planen.

Das Survey Design zu den Messungen, dessen aktueller Stand während der Tagung vorgestellt werden soll, ist durch die vielen großstädtischen Besonderheiten außerordentlich anspruchsvoll. Komplexe infrastrukturelle Bedingungen, ein sehr heterogener Oberbau und ein permanent hoher Rauschpegel erfordern eine geeignete Mess- und Filterstrategie die letztendlich eine hinreichende Datenqualität gewährleistet. Zudem sollen bei den Messungen nach Möglichkeit mehrere Zielhorizonte (Lias, Basis Zechstein) adressiert werden.

Um diesen Problemen begegnen zu können wäre die Nutzung erhöhter Anregungsenergien angebracht. Dies ist jedoch aufgrund der zahlreichen denkmalgeschützten Gebäude in Berlin nicht umsetzbar. Die Definition geeigneter Messparameter stellt für eine erfolgreiche Projektdurchführung somit die größte Herausforderung dar.

Am Beispiel der Explorationslizenz „Aachen-Weisweiler“ zur Aufsuchung von Erdwärme des Fraunhofer IEG wird eine geologische Risikoanalyse vorgestellt und darauf basierende Explorationsmaßnahmen abgeleitet. Besonderheit in der Region „Rheinisches Revier“ ist die allgemeine Greenfield-Situation für Geothermieprojekte. Sie steht damit stellvertretend für Regionen, in denen die Reservoire kaum exploriert wurden und daher einerseits durch eine geringe Datenlage, andererseits aber von einem hohem Wärmebedarf gekennzeichnet sind, der durch mitteltiefe oder tiefe Geothermie teilweise abgedeckt werden kann.

Potentielle geothermische Systeme im Untersuchungsraum sind der „Kohlenkalk“ des Unterkarbons, bzw. der „Massenkalk“ des Ober- bis Mitteldevons, deren regionale Faziesverteilung und Reservoirstruktur in NRW aufgrund fehlender tiefer Daten weitestgehend unbekannt ist.

Zunächst wurde auf Basis von Oberflächendaten ein Strukturmodell der potentiellen Reservoire konstruiert, um probabilistische Tiefenabschätzungen durchzuführen und analytische Abschätzung der thermischen Leistungen zu ermöglichen. Im Greenfield können Verteilungen von Reservoir-Parametern, wie Porosität oder Permeabilität nur anhand von Reservoir-Analogen abgeleitet werden.

Ansätze zur Ermittlung des geologischen Risikos wurden ausgeprägt in der Kohlenwasserstoffindustrie entwickelt und können für die geothermische Exploration adaptiert werden. Bei beginnender Exploration wird vorgeschlagen, die Risikoanalyse auf die Parameter Präsenz, Permeabilität und Fluid zu beschränken. Weiterhin wird die Tiefe und damit verbundene Temperatur bei einer gegebenen Mindest-Reservoirtiefe nicht als Risiko gesehen, wenn moderne Fernwärmesysteme oder der Einsatz von Großwärmepumpen eine Möglichkeit zur Nutzung der vorgefundenen Reservoir-Temperatur bieten.

Abschätzung zur Minderung des geologischen Risikos und Ermittlung des Informationswertes für z.B. seismische Erkundungen lassen darauf schließen, dass wild-cat-Bohrungen teilweise als Explorationsmaßnahme vorzuziehen sind. Damit können auch wichtige Modelle zur Charakterisierung des seismischen Risikos konkret mit Daten hinterlegt werden.

Für die Fernwärmeverteilung aus hydrothermalen Tiefengeothermiequellen können Verbundleitungen zur Verbindung kleinerer Gemeinden im ländlichen Raum eine entscheidende Rolle darstellen. Aus diesem Grunde wird im Rahmen der Fortführung des Masterplans Geothermie Bayern, mit dem Ziel der Bewertung von Potentialen interkommunaler Geothermie-Projekte im ländlichen Raum, ein thermo-ökonomisches Optimierungsmodell für Fernwärmenetzverbundleitungen entwickelt. Anhand des Anwendungsfalles Kirchweidach in Südostbayern wird das wirtschaftliche Potential geothermischer Anlagen im ländlichen Raum unter Betrachtung von Verbundleitungen zwischen kleineren Gemeinden und Städten analysiert. Soweit möglich werden allgemeinere Aussagen über die Wirtschaftlichkeit und Möglichkeiten der Wärmeversorgung mit Verbundleitungen im ländlichen Raum abgeleitet. Grundlage für solche Analysen sind eine zuverlässige und möglichst detaillierte Datenlage. Deshalb wird im Rahmen des Vorhabens zusätzlich eine Analyse zur aktuellen Datenlage existierender Wärmenetze durchgeführt. Im Fokus des Vortrages liegt die Methodik der thermo-ökonomischen Optimierung von Wärmeverbundleitung sowie die ersten Ergebnisse des konkreten Anwendungsfalls Kirchweidach.

Kalte Nahwärmenetze (KNWN) sind eine effiziente, emissionsarme, dezentrale, grundlastfähige und flexible Technologie zur Wärmeversorgung. Um das Verständnis für und die Verbreitung von KNWN zu fördern, läuft seit Mai 2022 das vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) geförderte Verbundprojekt „GeoWaermeWende“. Als Projektpartner beteiligt sind die Stadtwerke Schifferstadt (SWS), die Transferstelle Bingen (TSB), die Internet Marketing Services GmbH (IMS), sowie die drei Institute gia, GUT und E3D (Koordination) der RWTH Aachen.

Übergeordnetes Ziel des interdisziplinären Projektes ist die Erarbeitung von Werkzeugen, die eine automatisierte Planung und Berechnung von KNWN ermöglichen. In einem webbasierten Geoportal können NutzerInnen ein Gebiet zur Wärmeversorgung definieren. Thermische Untergrundparameter werden, soweit verfügbar, aus öffentlich zugänglichen Geodatenquellen mittels offener Web-Dienste (OWS) abgerufen. Begleitend dazu wird ein bestehendes KNWN in Schifferstadt mit Messsensorik ausgerüstet.

Ein Teilaspekt des Projektes ist die Entwicklung analytischer Rechenansätze für KNWN. Diese ermöglichen eine effiziente, parametrisierte Berechnung der Fluidtemperaturen im System. Basierend auf der Methode der g-Funktionen werden Sonden und Leitungen komponentenweise berechnet. Die Temperaturen im Mehrkomponentensystem KNWN werden ultimativ durch das Lösen eines resultierenden Gleichungssystems bestimmt. Die analytische Methode eignet sich aufgrund ihrer Effizienz sehr gut zur Iteration verschiedener Systemvarianten und zur Optimierung der Fluidtemperaturen und Bohrmeter.

Die für die Systemauslegung benötigten Gebäudelastkurven sollen anhand bestehender Daten automatisch bestimmt werden. Weiterhin wird ein numerisches Modell entwickelt, um detaillierte Berechnungen zu ermöglichen. Die finalen, geoportal-basierten Planungswerkzeuge sollen hierbei nicht die Planung durch Fachplanungsbüros ersetzen, sondern FachplanerInnen und StakeholderInnen die Zugänglichkeit, Vordimensionierung und Machbarkeit einer KNWN-Installation erleichtern.

Um die Wärmewende in vor allem eng bebauten, städtischen Bestandsquartieren voranzutreiben sind Nahwärmenetze wichtig. In diesem Beitrag wird der Fokus auf Kalte Nahwärmenetze (Betriebstemperaturen von 3 – 20 °C) gelegt, welche eine Kopplung von dezentralen Wärmepumpen mit einem zentralen Erdwärmesondenfeld erlauben. Dadurch können geothermische Ressourcen in einem Quartier geteilt werden und Abwärme- oder Solarthermiepotentiale zur Regeneration erschlossen werden. Außerdem liegt die Jahresarbeitszahl bei Erdwärmepumpen höher als bei Luftwärmepumpen und diese führen nicht zu Schallemissionen, die vor allem in eng bebauten Räumen problematisch sind.

Verschiedene Open Source Lösungen in Python wurden verglichen und das Package Pandapipes ausgewählt. Mit Pandapipes werden verschiedene generische Netzkonzepte (normaler Strang Tichelmann, Ring) nachgebaut, thermohydraulisch ausgelegt und Jahressimulationen durchgeführt. Ein selbst entwickelter Auslegungsalgorithmus übernimmt die Auslegung der Rohrdurchmesser über die spezifischen Druckverluste und prüft ob die maximale Druckerhöhung der Pumpen nicht überschritten wird. Des Weiteren wird geprüft, ob zulässige Strömungsgeschwindigkeiten in den Leitungen eingehalten werden. Anhand einer Jahressimulation werden die Konzepte der generischen Netze miteinander verglichen und anhand technisch-ökonomischer Aspekte ein präferiertes Konzept ausgewählt.

Die großmaßstäbliche, innerstädtische Nutzung von Umweltwärme erreicht durch saisonale Wärmespeicherung hohe Deckungsgrade, da mit einer günstigen Kosten-Nutzen-Relation auf niedrigem Temperaturniveau zwischen 5 und 15°C nahezu verlustfrei Wärme im Untergrund gespeichert werden kann. Die enge Bebauung und hohe Wärme- oder Kältelasten sind eine Herausforderung für oberflächennahe Geothermie, der bei geeigneter Hydrogeologie mit Aquiferspeichern im öffentlichen Raum begegnet werden kann. Dazu können Brunnendoubletten und Grundwasserzirkulationsbrunnen mit Vertikalfiltern eingesetzt werden. Für höhere Leistungen und bei geringmächtigen Grundwasserleitern haben sich auch Horizontalfilterbrunnen etabliert. Wenn eine seitliche Verziehung und lokale Aufböschung oder Absenkung des Grundwassers unerwünscht ist, kann eine vertikal übereinander angeordnete Lage von Horizontalfiltern ebenfalls ein großräumiges Volumen thermisch erschließen. Ein solcher Horizontalfilter-Zirkulationsbrunnen kann Leistungen bis in den Megawatt-Bereich erreichen und damit für Quartiere über „kalte Umweltwärmenetze“ bzw. maschenförmige Netze der 5. Generation eine Infrastruktur darstellen, die auch im verdichteten Bestand eine Umweltwärmenutzung ermöglicht. Zugleich sind Grundwasserreinigungsmaßnahmen möglich, die sonst aus Kostengründen unterbleiben. Die Technologie und deren innerstädtische Integration werden in diesem Vortrag skizziert.

Die ehemaligen gefluteten Gruben sind ein attraktiver Asset zur erneuten Nutzung als geothermische Quelle und/oder saisonaler Speicher. Ewigkeitslasten werden transformiert in Ewigkeitsnutzen. Dabei spielt auch der sozial historische Kontext eine wichtige Rolle. Die Anwendung begeistert und fasziniert Viele was die Akzeptanz für die notwendigen Maßnahmen der Energiewende fördert.

Als Fraunhofer IEG mit ihrer Vorläuferinstitution GZB sind wir bereits mehr als 10 Jahren intensive mit der Erforschung der Bergbaufolgenutzung beschäftigt und einbezogen in die Umsetzung vieler Projekten. Für eine erfolgreiche Umsetzung ist die integrale Entwicklung der untertägigen und obertägigen Infrastruktur wichtig. Beide Expertisen sind im Competence Center Bergbaufolgenutzung zusammengebracht.

In diesem Vortrag möchten wir als Fallbeispiel die Entwicklung und Umsetzung des Wärme- und Kältenetzes der 5. Generation der Stadtwerke Bochum Holding GmbH am Industrie-, Technologie- und Forschungscampus Mark 51°7 besprechen. Das Projekt auf dem ehemaligen Areal der Zeche Dannenbaum und Opelfabrik in Bochum mit einer geplanten Gebäudenutzfläche von mehr als 210.000 m2 ist in Nachfolge des 5. Generationsnetzes mit Grubenwassernutzung in Heerlen, Niederlande entstanden. Die Erkenntnisse aus Heerlen sind über das EU INTERREG Nordwesteuropa Projekt D2Grids eingeflossen.

Das 5. Generationsnetz wird momentan umgesetzt und nach Plan Angang 2025 vollständig in Betrieb sein. Es umfasst drei bivalente dezentrale Energieanlagen die mit einander im Austausch stehen, wobei das Grubenwasser der Zeche Dannenbaum als Bilanzquelle und saisonaler Speicher eingesetzt wird.

In dem Vortrag wird eingegangen auf den heutigen Stand, den Entwurf, die Dimensionierung und die Funktionalität des Wärme- und Kältenetzes der 5. Generation und der Grubenwasseranlage.

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For the drilling and the completion of shallow geothermal wells (to 400 m) a lot of technical improvements were developed over the last 20 years. But wells are drilled with 2 m short pipes and casings still, which takes a lot of time and logistic efforts.

Using a Coil Tubing Rig with a 500 m long coil the drilling will be much faster and will deliver a better borehole integrity (hole geometry), because flushing the hole while drilling is not interrupted when drill pipes have to be added. The non- productive time will be much shorter because the BHA can be pulled from 500 m depth to surface in less than 40 minutes.

The transport dimensions of such a Coil Tubing Unit are 2.7 m width and 3.1 m height with a length of 6 m only. The tracks of the rig are 60 cm wide and 4.00 m long. By these dimensions and a perfectly balanced centre of gravity a good stability during moves and drilling operation is guaranteed even on slightly inclined drill pads. Drill pad size required is much smaller than for conventional rigs and doesn’t need a lot of improvement neither levelling, because the rig can correct up to 10 degrees inclination and can operate on uneven grounds.

Hydraulic downhole hammer drilling technologies have been widely used in the mining as well as O&G industry to speed up especially hard rock drilling operations. Typically, any DTH hammer principle is based on an axially reciprocating piston, powered via intensified fluids. Subsequently, the rather dynamic forces are being transferred onto a drill bit to crush the rock ahead. All of today’s hydraulic DTH percussion systems have a certain water quality limit, needing rather clean fluids for smooth operation, whereby the fluid quality heavily impacts the service and tool life. Also, wellbore control and cuttings transport are more of a challenge with current, water powered DTH tools compared to standard mud rotary drilling technologies. Therefore, an all-new DTH hammer concept for deep, hard rock drilling applications has been designed and developed at IEG based on a new control switch for the percussion mechanism instead of a mechanical system. The final percussion mechanism and DTH hammer works with only one single, main moving part inside and without the need for overly accurate tolerances and, therefore, does tolerate much better low-quality water / fluids and drill mud without excessive wear. The development of this prototype percussion hammer system was realized via iterative design, experimentally as well as numerical simulation work. A final, 4 inch DTH hammer percussion unit has successfully been validated and tested at the Fraunhofer IEG drill site in Bochum, Germany.

Due to accumulations of minerals in deep, geothermal type waters or brines, massive precipitation and deposits, so called scaling, repeatedly do occur during thermal water production out of geothermal wells as pressures and temperatures are changing. Especially during thermal production from carbonate type reservoirs, large amounts of e.g. calcium carbonate are deposited inside casings and other production equipment. As a result, pipe´s cross sections and thus, flow rates, are being reduced, decreasing overall thermal output and efficiency of such wells and power plants. Today’s methods for scaling removal, having been mainly used and developed in the oil and gas industry, are rather costly and time consuming, and, moreover, may involve large amounts of water / drilling fluid and environmental pollution. Thus, the occurrence of scaling and its required removal does pose some major challenges for operators of many geothermal power plants.

Therefore, developing a for-purpose scaling removal workover procedure especially for geothermal type wells, only requiring the use of ambient well water encountered in the well is rather desirable. Such an environmentally sound scaling removal, mechanical drilling process has been developed and tested at Fraunhofer IEG together with the geothermal Power Plant in Traunreut, Bavaria, Germany, back then still operated by Grünwald Equity. The developed, mechanical scaling removal process is based on multiphase, underbalanced drilling conditions (UBD). Results of the successful developments and full scale field operation in Traunreut in 2021 are being presented here.

The European funded GEOTHERMICA GRE-GEO project rallies a multinational consortium of geothermal experts to develop a new glass fiber reinforced epoxy casing system for geothermal wells. Such a system would solve the corrosion and scaling challenges of conventional steel based well designs.

Glass Reinforced Epoxy (GRE) tubular are already being used for decades in highly corrosive oil wells (e.g. H2S, CO2, Sulfide Reducing Bacteria based corrosion). However, the industry-standards describing such tubular are missing and design envelopes representing their load capacities have not been verified. This presently limits the down-hole use of GRE tubular.

One of the objectives of the project is the development of product qualification procedures to provide the basis for the construction and verification of a final product suitable for installation in the conventionally used well designs.

In order to provide these procedures, a Full-scale performance-based test program on GRE down-hole tubular is presently being developed by the GRE-GEO consortium. This includes the tests carried out under external pressure in combination with axial loads, which are novel for fiberglass casings and have created new insights in the collapse failure modes and have stimulated the development of dedicated test methodologies and test instrumentation.

Another critical subject is the definition of the threshold (condition, under which the first damage occurs to the pipe) for the different loads, which must be in line with ISO14692. But also, to try to combine this design methodology with the traditional ISO13679 used for qualification of casing connections.

Cementing is one of the most critical steps during the drilling process of geothermal wells. Here, we employ many techniques and technologies well-known in the oil & gas industry. However, weak formations and CO₂-containing formation water may entail the use of specially customized recipes. Thus, a dedicated design based upon extensive lab research and thorough engineering is crucial.

This paper presents our dream team for geothermal projects in the Netherlands. Here, to counteract losses into weak formations, the use of lightweight slurries is essential. The HOZlite consists of blast-furnace slag cement and contains hollow spheres providing low densities with a high compressive strength after hardening. This system provides excellent mechanical properties as determined via tri-axial tests. The HMR⁺ Blend, on the other hand, is chemically and physically optimized ensuring durability of the resulting sheath, even in the presence of CO₂. The gas-tightness of the hardened system was confirmed via lab experiments with H₂.

Recently, we employed the well-established combination of HOZlite (lead @ 1.35 kg/L) and HMR⁺ Blend (tail @ 1.88 kg/L) in the 20″, as well as in the 16″ casing section with great success. Prior to the actual cementation, our abrasive spacer effectively removed residual mud and its filter cake facilitating premium cement bonding. Thus, laboratory and field results impressively proved the premium properties of our new technologies for cementing geothermal wells.

In diesem Vortrag werden aktuelle Diskurse rund um Gesetze mit Relevanz für die Branche (v.a. Gebäudeenergiegesetz) untersucht und anhand dieser Analyse gezeigt, welche Bedeutung mediale Mechanismen für die Geothermie haben. Außerdem wird davon ausgehend gezeigt, welche Botschaften und welches Framing uns helfen können, die Geothermie weiter zu propagieren und ihr Öffentlichkeit zu verschaffen.

Die Geothermie kann einen entscheidenden Beitrag zur deutschen Energiewende leisten. Ihre Potenziale werden durch die Roadmap Tiefe Geothermie in Deutschland der Fraunhofer- und Helmholtz-Institute und dem Karlsruher Institut für Technologie (Februar 2022), das Eckpunktepapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (November 2022) und die Stellungnahme der Deutschen Industrie- und Handelskammer (Januar 2023) herausgestellt.

Die gesellschaftliche Akzeptanz spielt bei der Umsetzung von Geothermieprojekten eine entscheidende Rolle. Auf Grundlage einer globalen systematischen Literaturanalyse betrachten wir die gesellschaftlichen Akzeptanzfaktoren in Deutschland, der Schweiz und Japan. Das Beispiel Schweiz haben wir aufgrund der räumlichen und kulturellen Nähe und einem ähnlichen geothermischen Potenzial zum Vergleich herangezogen. Demgegenüber betrachten wir auch Japan mit seinen offensichtlichen und scheinbaren geologischen wie kulturellen Unterschieden. Die Lage Japans als Teil des pazifischen Feuerrings bedingt ein besonders hohes geothermisches Potenzial. Darüber hinaus können im asiatischen Raum Unterschiede in sozioökonomischer Hinsicht angenommen werden. Die identifizierten Akzeptanzfaktoren der einzelnen Länder werden gegenübergestellt, Unterschiede und Gemeinsamkeiten identifiziert. Daraus leiten wir ab, ob und wie sich die einzelnen Faktoren positiv (oder auch negativ) auf die Akzeptanz von Geothermieprojekten in der Gesellschaft auswirken.

In allen drei betrachteten Ländern sind die Projektorganisation und Prozesse sowie die Umwelt die zentralen Akzeptanzkategorien. In Japan sind vor allem politische Akzeptanzfaktoren entscheidend. Technologische Faktoren spielen dort keine wesentliche Rolle, im Gegensatz dazu sind sie in Deutschland und der Schweiz bedeutende Faktoren.

Zukünftig sollen unsere Erkenntnisse als neutrale und wissenschaftsbasierte Grundlage für Handlungsempfehlungen bei der Umsetzung von Geothermieprojekten dienen.

This presentation will introduce the Micro Turbine Drilling - MTD® operation in Marl, NRW, which was successfully completed in 2023. Contractor of the project was the RAG Aktiengesellschaft, whose tasks include the monitoring of the aquifers of the overburden in the greater Ruhr area. Using the MTD® was intended to provide the basis for a hydraulic test to determine the vertical permeability of the Emscher Formation, for which more precise information is not yet available. The MTD® technology is a novel drilling method that allows micro-sidetracks to be drilled into the surrounding rock formation from an existing borehole. The micro-sidetracks, which are several meters long, can be used to establish a connection between rock and borehole. In this project, the 354 m deep borehole "Pferdekamp 2" in Marl was penetrated at two specified depths (290 m and 330 m) by 6 micro sidetracks each with a uniform angular spacing of 60°. A particular challenge was the 5 1/2" steel casing, which had to be drilled before drilling could continue into the surrounding rock.

Wässer aus tiefen Geothermiebohrungen, abgeteuft in hydrothermale Systeme sind besonders in Bezug auf ihrer Mineralisation (bis zu 350 g/l) standortspezifisch einzigartig. Die enthaltenen Elemente wie Fe, Sr, Ar, Li, Mg, Sr, die in großer Tiefe unter hohem Druck und Temperatur gelöst sind, führen in technischen Anlagen, wenn diese gefördert werden, zu Herausforderungen. Dennoch besteht das Potenzial, dass diese Stoffe genutzt werden. Mithilfe des technologischen Fortschrittes ist es jetzt möglich, diese löslichen Elemente für die importabhängige Hightech- und Batteriebranche, vor Ort in Europa zu gewinnen und als Rohstoff zur Verfügung zu stellen. Zusätzlich kann die Nutzung des energetischen Potenzials von Solewässern, bei der Gewinnung von Rohstoffen zu einer Verbesserung der Wirtschaftlichkeit führen.

Für die energetische und stoffliche Nutzung müssen zum einen geeignete Quellen von Solewässern in Europa lokalisiert werden, welche die benötigen Mineralkonzentrationen aufweisen. Zum anderen sind Technologien und Prozesse zu entwickelt, die ausgewählte Elemente herauszulösen. Die neu zu entwickelnden Extraktionsprozesse sind für die ganzheitliche Nutzung des geothermischen Potenzials von hoher Bedeutung. Für eine erste Anlagenauslegung ist eine im Vorfeld durchgeführte Wärmeintegration der Prozesse entscheidend. Hierzu wurden 400 Bohrlöcher aus verschiedenen europäischen Ländern als Quellsystem auf deren energetisches Wärmepotenzial untersucht. Ein Extraktionsprozess wurden mithilfe einer Wärmeintegration analysiert und mit den Quellsystemen verschnitten. In dieser Analyse wird gezeigt, welche Potenziale sich in den ausgewählten Ländern finden lassen und welche Herausforderungen es für eine ersten Bewertung zu überwinden gilt. Darüber hinaus wird veranschaulicht, dass bei höheren energetischen Potenzialen weitere Abnehmerstrukturen oder unabhängige Prozesse mitversorgt und so weitere Kosten eingespart werden können.

Im EFRE/NRW-geförderten Forschungsprojekt ‘“Geothermale Papiertrocknung‘“ konnte die grundsätzliche Machbarkeit der Bereitstellung von industriellen Prozessdampf zur Papiertrocknung am Produktionsstandort der Kabel Premium Pulp & Paper in Hagen auf Basis tiefengeothermaler Wärme aus devonischen Karbonaten aufgezeigt und die Region Hagen als geothermisch vielversprechende Region identifiziert werden.

Mit der räumlichen Nähe von aufgeschlossenem, für geowissenschaftliche Untersuchungen zugänglichem Massenkalk im Steinbruch Steltenberg in Hagen und dem nur ca. 9 km nördlich vom Aufschluss gelegenen Standort des KPPP-Papierwerkes besteht in der Region Hagen eine derzeit einzigartige Konstellation für eine risikoarme Erkundung der Reservoirformation des Massenkalks in NRW. Die Ergebnisse der bisher durchgeführten 2D-seismischen Messungen zeigen Hinweise, dass der Massenkalk im Bereich des Betriebsgeländes des Papierwerkes in für die geothermische Prozesswärmenutzung geeigneten Tiefen von 2,6 bis 3,6 km liegt. Im Rahmen einer ersten flachen Erkundungsbohrung im Steinbruch Steltenberg sowie Laboruntersuchungen an Massenkalkproben konnten eine starke (hydrothermale) Dolomitisieriung durch Lage im Bereich Großholthauser Sprung / Ennepe Überschiebung nachgewiesen werden. Für die weitere Exploration am Standort wurde unter Berücksichtigung geomechanischer Betrachtungen sowie thermo-hydraulisch-mechanischen Modellierungen auf Basis der 2D-Seismik ein Bohrkonzept für eine erste tiefe Erkundungsbohrung entwickelt.

Für die verfahrenstechnische Umsetzung wurde eine Methodik entwickelt, mit der geeignete Verfahrensrouten für die geothermale Prozessdampferzeugung identifiziert und bewertet werden können.

Das Konzept zur Nutzung der charakteristischen „Sprungtektonik“ und deren Störungssysteme im Bereich des devonischen Massenkalks kann nach erfolgreicher Erkundung im Raum Hagen auf das Gebiet Rhein-Ruhr angewandt, übertragen und weiter erkundet werden.

Angesichts des bereits laufenden und weiter steigenden massiven Zubaus volatiler erneuerbarer Wind- und Solarkapazitäten im Stromsektor wird eine verstärkte Flexibilisierung der Bedarfsseite zur Unterstützung des Netzausbaus und der Netzstabilität immer dringlicher. Im Rahmen der thermischen Sektorkopplung konzentriert sich diese Arbeit insbesondere auf den strommarktorientierten Einsatz von Energiewandlern wie geothermisch gekoppelten Wärmepumpen. Zu Zeiten günstiger Strompreise ist der Strommix in der Regel auch weniger CO₂-behaftet, so dass sich neben dem netzdienlichen und wirtschaftlichen günstigen auch noch ein ökologisch positiver Effekt einstellt.

Im Rahmen dieses Papers präsentieren wir eine strommarktorientierte Betriebsplanungs- und Optimierungsstrategie verschiedener geothermischer Wärmepumpensysteme für die Versorgung unseres wachsenden Energiecampus am Bochumer Standort des Fraunhofer IEG. Das Ziel dieser Arbeit besteht darin, die Flexibilitäten der verschiedenen bestehenden und zukünftigen geothermischen Anlagen und Abnehmer abzuschätzen, neue zu dimensionieren und zu simulieren, um ein effizientes und nachhaltiges Energieversorgungssystem zu konzipieren. Neben der Analyse der geothermischen Anlagen und Abnehmer inklusive ihrer Leistungsfähigkeit, Kapazitätsgrenzen und Flexibilitäten liegt besonderes Augenmerk auf der Untersuchung der technischen Voraussetzungen und Möglichkeiten, unser Energie- und Anlagensystem zur Teilnahme am Day-Ahead-Markt zu befähigen. Unter Berücksichtigung verschiedener Anlagendesigns, Marktbedingungen und Betriebsparameter modellieren wir das Verhalten des Systems, um die strommarktorientierte Steuerungsstrategie dann anschließend sowohl wirtschaftlich als auch ökologisch zu bewerten.

Diese Studie zielt darauf ab, das Potenzial einer strommarktorientierten Betriebsplanungs- und Optimierungsstrategie für geothermische Anlagen auf unserem Energiecampus und ähnlichen Standorten und Quartieren aufzuzeigen. Durch die optimierte Nutzung solcher flexiblen Quartiere kann ein Beitrag zu Kosteneinsparungen, zur Reduzierung von CO₂-Emissionen und zur Verbesserung der Netzdienlichkeit und Resilienz des Gesamtenergiesystems geleistet werden.

Die Bundesregierung plant mit dem neuen Gebäudeenergiegesetz (GEG), dass ab dem Jahr 2024 möglichst jede neu eingebaute Heizung mit mindestens 65 Prozent Erneuerbarer Energie betrieben werden soll. Die Grundlage für die Umsetzung der Wärmewende stellt dabei eine kommunale Wärmeplanung dar, die eine räumliche Zusammenführung von allen erneuerbaren Wärmequellen und -verbräuchen vorsieht. Neben dem Ausbau der Fernwärme rückt somit im Großraum München der Fokus auch auf die dezentrale Wärmeversorgung mittels unabhängiger, nachhaltiger und zukunftssicherer Wärmepumpen.

Der quartäre Untergrund im Großraum München weist optimale Bedingungen für die Oberflächennahe Geothermie, v.a. bezüglich der hydrochemischen Qualität und des Grundwasserdargebots, auf. Die überwiegend stark durchlässigen Kiese der Münchner Schotterebene, mit zum Teil hohen Grundwassermächtigkeiten, erlauben dabei die direkte Nutzung des quartären Grundwassers über Grundwasserwärmepumpen. Gegenüber Luftwärmepumpen überzeugen Grundwasserwärmepumpen unter anderem durch deutlich höhere Effizienzen und sind somit, vor allem bei höheren Wärmeverbräuchen, über den Betrieb deutlich kostengünstiger. Daher bieten die Stadtwerke München (SWM) seit diesem Jahr ein „Alles-aus-einer-Hand“-Wärmepumpen-Produkt als Ergänzung zur Tiefengeothermie (M-Fernwärme) und der im Aufbau befindlichen M-Nahwärme an, um einen weiteren Beitrag zur Wärmewende in München zu leisten und die große Nachfrage an (Grundwasser‑) Wärmepumpen bedienen zu können.

In diesem Beitrag werden, neben der Vorstellung der Vision der M-Wärmepumpe, die hydrogeologischen Gegebenheiten des Münchner Untergrundes bezüglich der Grundwasserwärmepumpennutzung aufgezeigt sowie ein Einblick in aktuell laufende Pilotprojekte gegeben.

Großwärmepumpen werden immer häufiger in der Wärmeversorgung von Gebäudeblocks und Quartieren eingesetzt. Eine der größten Herausforderung bei der Erstellung eines entsprechenden Heizungskonzeptes für den Einsatz von Großwärmepumpen ist die richtige Balance zwischen Kosteneffizienz und minimaler Emission von Treibhausgasen zu finden. Bestimmte Kriterien wie Innovation des Versorgungskonzeptes und die verwendeten Technologien, die Reduzierung der CO2-Emissionen und die Akzeptanz sowie die Wirtschaftlichkeit müssen im Vorfeld geklärt werden. Wärmepumpenanlagen und -konzepte in dieser Größenordnung und mit dem aufgezeigten Umfang erfordern eine entsprechende Auslegung und Vorplanung - große Aufstellflächen (Berücksichtigung des Platzbedarfs), Geräuschpegel (Integration von Schallschutzwänden) sowie die Ergiebigkeit der Wärmequelle. Großwärmepumpen haben das Potenzial, auf vielfältige Weise eingesetzt zu werden.

In diesem Beitrag sollen fünf Beispiele für die Integration von Wärmepumpen vorgestellt werden, die von Wohnvierteln, Gebäudeblocks bis zur Nutzung von Abwärme für die Nahwärmeversorgung reichen. Die Wärmepumpen müssen eine Vorlauftemperatur von bis zu 80°C erzeugen und eine thermische Ausgangsleistung bis 2.000 kWth bereitstellen können (abhängig von der endgültigen Größe des Heizungsnetzes). Die Projekte zeigen, dass ein signifikanter Beitrag zur Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien an der Wärmeversorgung geleistet werden kann. Es kann gezeigt werden, dass es theoretisch möglich ist, den Wärmebedarf durch den Einsatz von Wärmepumpen bis zu 100% zu decken. Darüber hinaus können enorme ökologische Potenziale aufgezeigt werden. Im Vergleich zu Gaskesseln können CO2-Reduktionen von 50 - 90% erreicht werden.

Durch die derzeitige energiepolitische Lage und klimapolitischen Ziele besteht besonders im Wärmesektor enormer Handlungs- und Innovationsbedarf, weshalb erneuerbare und kostengünstige Projekte wie die Nutzung Mitteltiefer Geothermie mehr in den Fokus rücken. Dabei können Groß- und Hochtemperatur-Wärmepumpen ein entscheidender Faktor für die Dekarbonisierung des Wärmesektors sein. Denn wenn das geothermische Potential für eine Einspeisung in ein Fernwärmenetz zu gering ist, kann es durch Wärmepumpen klimafreundlich angehoben und somit nutzbar gemacht werden. Die unterschiedlichen geologischen Bedingungen machen es schwierig eine allgemeingültige Aussage über die Wirtschaftlichkeit oder technische Umsetzbarkeit in Deutschland zu treffen. Daher werden in dieser Studie zwei sich unterscheidende geographische Bereiche untersucht. Zum einen das Molassebecken nördlich von München wo mit Temperaturen zwischen 30 °C und 80 °C und sehr hohen Schüttungen von bis zu 170 L/s zu rechnen ist. Zum anderen der Buntsandstein in Nordbayern, bei welchem der Fokus, durch niedrige Schüttungen und Temperaturen eher auf kleinen Fernwärmenetzen liegt. Um das Potential der Kombination aus Wärmepumpe und Mitteltiefer Geothermie einordnen zu können, wurden im niedrigen Leistungsbereich techno-ökonomische Vergleiche zu Luft-Wasser-Wärmepumpen und im höheren Leistungsbereich zu BHKW angestellt. Ausgehend von einem Basisszenario werden Sensitivitätsanalysen durchgeführt, um den Einfluss auf die Wärmegestehungskosten zu ermitteln. Zusätzlich wird auch das Teillastverhalten der Wärmepumpen berücksichtigt, das durch empirische Werte einer Versuchsanlage in die Modelle implementiert werden kann (siehe Jeßberger et al. [1, 2]).

Die Untersuchungen legen den Fokus auf die Wärmebereitstellung und nicht auf standortabhängigen Wärmebedarfe. So können auf Basis von den Ergebnissen allgemeingültige Aussagen getroffen werden unter welchen geologischen Bedingungen sich welche Wärmepumpentechnik rentiert.

Zur Minimierung der Klimaerwärmung ist eine umfangreiche Reduzierung der Treibhausgasemissionen erforderlich. Für viele Bereiche der Wirtschaft folgt daraus eine notwendige Umstrukturierung der Prozesse. Insbesondere energieintensive Industrien stehen vor der großen Herausforderung ihre bestehenden Wertschöpfungsketten vor dem Hintergrund der steigenden Energiepreise und der notwendigen Dekarbonisierung aufrecht zu erhalten.

Hochtemperatur-Wärmepumpen können auf einem Temperaturniveau zwischen 100 bis ca. 200°C Wärme zur Verfügung stellen. Dabei wird in vielen industriellen Prozessen auf Prozessdampf als Wärmeträger zurückgegriffen. Für diese Anwendungsfelder können Hochtemperatur-Wärmepumpen in Betracht gezogen werden, die quellenseitig verschiedene Abwärmepotentiale verwerten können. Dabei können sowohl Industrieabwärme als auch die tiefe Geothermie als aussichtsreiche Kapazitäten genutzt werden. Bedingt durch die hohen Bedarfe diverser Industrien haben sich viele Hersteller und Forschungsprojekte auf dieses Anwendungsfeld ausgerichtet.

In dem öffentlich geförderten Projekt SteamScrew wird eine mit Wasser (R718) als Kältemittel betriebene Hochtemperatur-Wärmepumpe entwickelt. Kern des Projekts ist die Auslegung und Realisierung der Wärmepumpe und die Ertüchtigung des wassereingespritzten Schraubenverdichters. Da es sich bei dem Arbeitsmedium um ein klimafreundliches Kältemittel handelt, kommen viele Anwendungsfelder in Betracht – eine direkte Nutzung des verdichteten Wasserdampfes ohne geschlossenen Wärmepumpenkreislauf ist ebenfalls möglich. Das Modell der Hochtemperatur-Wärmepumpe wird in der Sprache Modelica definiert und mit Dymola umgesetzt und simuliert.

Stellvertretend für die jeweiligen Industrien werden verschiedene Szenarien ausgewählt und deren Prozessbedingungen beschrieben. Im nächsten Schritt wird das Modell der Hochtemperatur-Wärmepumpe in den Prozess integriert und der Betrieb simuliert. Ziel dabei ist es, die Energieeffizienz des Gesamtprozesses zu steigern.

Concrete infrastructures are closely connected to contemporary society and the need
to study concrete microstructure in detail is a basic necessity for effective advancements
in concrete technology. Digital rock physics provides an effective way of
determining the physical properties of concrete at pore scale and has been used for
few decades due to its non destructive character. This study covers the use of micro
X-ray Computed Tomography (XRCT) technology to generate a three dimensional
digital twin representing a dry concrete sample, which helps to analyse the internal
structure of concrete and regarding any possible changes occurring within the
microstructure under the influence of external pressure. To get more detailed information
of the inner structure, thin section microscopic images were compared with
the μCT images available from XRCT experiment and helps to identify possible additional
phases based on literature review which cannot be seen in a μCT image due
to their comparatively lower resolution. For study purposes, both the thin section
images and μCT images were readily available and there was no need of actually
performing the experiment. Using the μCT images, the porosities of the digital twin
representing the concrete sample at different confining pressures was calculated
and any possible variation due to the external pressure is analysed. Rock physics
templates like the Hashin-Shtrikman bounds were also utilised here for calculating
elastic properties like the bulk modulus and the shear modulus. However the application
of Hashin-Shtrikman bounds and the adopted μCT image processing methods
possess certain challenges which affects the accuracy in results. This research contributes to the broader objective of comprehending reservoir characterization through analysis of μCT images of concrete specimen.

Am Standort Gersdorf im ehemaligen Steinkohlerevier Lugau-Oelsnitz (Sachsen) muss zukünftig dauerhaft Grubenwasser abgeführt werden. Um aus dieser Aufgabe einen Benefit zu ziehen, wurde anhand von Simulationen in Matlab Simulink evaluiert, wie eine geplantes Neubauquartier (11 Einfamilienhäuser) bestmöglich regenerativ versorgt werden kann. Dabei wurden Verbraucherlastprofile (Wärme, Kühlen, Strom) für verschiedene Bevölkerungsgruppen z.B. Senioren und Familien in die Simulation integriert. Neben einer Nutzung des Grubenwassers wurde dabei auch analysiert, in wie weit eine zusätzliche Nutzung der verfügbaren Dachflächen für Photovoltaik und Solarthermie zu empfehlen ist.

Die Ergebnisse zeigen, dass die verfügbare Heizleistung des Grubenwassers (420 kW) am Standort deutlich über der benötigten Heizleistung des gesamten Quartiers von 65 kW liegt. Die Erwärmung des Grubenwassers durch Kühlen im Sommer liegt deutlich unter 1 K.

Eine Simulation des gesamten Quartiers mit einer zentralen 65 kW-Wärmepumpe und einer Variation von 0 bis 100 % Photovoltaik bzw. Solarthermie-Anteil an der verfügbaren Gesamtdachfläche (880 m²) zeigt, dass elektrische Deckungsgrade bis 40 % und thermische Deckungsgrade bis zu 100 % (mit Grubenwassergeothermie) bzw. bis 50 % (ohne Grubenwassergeothermie) möglich sind. Zusammenfassend zeigt der Variantenvergleich, dass eine Lösung mit Grubenwassergeothermie und einer möglichst großen PV-Fläche zu empfehlen ist. Wenn die Wärmepumpe auf 100 %-Deckung ausgelegt ist, sind im Sommer bis zu 20fache thermische Überschüsse verfügbar, die an Gebäude außerhalb des Quartiers abgegeben werden können. Alternativ ist eine kleinere oder modulierende Wärmepumpe (< 50 kW) in Kombination mit Solarthermie zu empfehlen.

Der Großteil der Endenergie in Deutschland wird für die Wärme- und Kälteversorgung von Gebäuden eingesetzt. Bestandsgebäude haben meist einen vergleichsweise hohen Wärmebedarf, da über die Hälfte dieser Gebäude bereits vor der ersten Wärmeschutzverordnung errichtet wurden und weniger als 10 % davon vollsaniert sind. Wärmepumpen, die Erdwärmesonden als Wärmequelle nutzen, könnten einen wichtigen Beitrag leisten, den Gebäudebestand klimaschonend mit Wärme zu versorgen.

Der effiziente Einsatz von Wärmepumpensystemen hängt allerdings stark von den technischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ab. Folglich wird aktuell kontrovers diskutiert, ob solche Systeme im Gebäudebestand überhaupt wirtschaftlich eingesetzt werden können und wie groß deren Klimanutzen ist.

Im Rahmen der hier vorgestellten Parameterstudie wurde untersucht, welchen Einfluss der Heizenergiebedarf des Gebäudes, die Vorlauftemperatur des Heizsystems sowie die thermischen Eigenschaften des Untergrundes auf die Wirtschaftlichkeit und den Klimanutzen des Erdwärmesondensystems haben. Dabei wurden unterschiedliche ökonomisch-ökologische Szenarien betrachtet.

Die Parameterstudie zeigt, dass die betrachteten Systeme unter bestimmten Gegebenheiten durchaus wirtschaftlich sein können. Wichtigster Parameter hierfür ist die Vorlauftemperatur des Heizungssystems. Der jährliche Wärmebedarf oder die Untergrundeigenschaften haben einen wesentlich geringeren Einfluss auf die Ergebnisse. In den untersuchten Szenarien schneiden die Erdwärmesondensysteme bereits ab Vorlauftemperaturen von 55 °C wirtschaftlicher ab als eine vergleichbare Gasheizung. Eine deutliche ökologische und energetische Verbesserung wird erwartungsgemäß immer erreicht. Demnach sind Maßnahmen, welche die Vorlauftemperatur eines Gebäudes heruntersetzten, besonders sinnvoll. Ein vollsanierter Zustand ist für den wirtschaftlichen Einsatz von Wärmepumpen im Gebäudebestand somit nicht Voraussetzung.

Die Beurteilung des thermischen Empfindens von Menschen spielt eine entscheidende Rolle in der bedarfsgerechten Klimatisierung von Gebäuden. Ziel ist es, nur so viel Wärme ab- oder zuzuführen, wie die Bewohner:innen benötigen, um thermischen Komfort zu erfahren. Heutige Heiz- und Kühlthermostate werden nach der im Raum herrschenden Lufttemperatur geregelt. Die entsprechenden Solltemperaturen wurden unter Zuhilfenahme von Behaglichkeitsmodellen für sitzende Personen mit leichter Tätigkeit und einer vorgegebenen Bekleidungskombination abgeleitet. Da thermischer Komfort jedoch ein Zustand ist, welcher für die Raumkonditionierung nicht allein durch die Lufttemperatur beschrieben werden kann, erreich man mit lufttemperaturgeführten Heiz- und Kühlthermostaten immer nur eine ungefähre Bedarfsdeckung von Wärme und Kälte. Gerade bei verschiedenen Gebäudestandards können der Einbezug von Komfortindizes von Behaglichkeitsmodellen, die unter Zuhilfenahme weiterer Raumklimaparameter und humanphysiologischer Kenngrößen eine Bewertung des Raumklimas vornehmen, zu präziseren Auslegungen bei Heizsystemen und insbesondere Erdwärmepumpensystemen führen. Als geeignete Indizes für die Gebäudekonditionierung haben sich die operative Temperatur als auch die Berechnungsgröße des Behaglichkeitsmodells nach Fanger, das vorausgesagte mittlere Votum (Predicted Mean Vote, kurz PMV), herausgestellt. Gegenstand der Untersuchungen dieser Arbeit ist es, die Auswirkungen der alternativen Regelungen auf den Lastgang und den Energiebedarf verschiedener Gebäudestandards zu untersuchen und den Einfluss dieser auf die Dimensionierung und Auslegung von Erdwärmepumpen-Systemen abzuschätzen. Die Ergebnisse zeigen, dass für die behaglichkeitsgeführte Raumkonditionierung, besonders bei Alt- und Bestandsbauten, die spezifischen Investitionskosten pro kWh, um bis zu 13% niedriger ausfallen als bei der Regelung nach der Lufttemperatur.

Chemical stimulation of geothermal reservoirs was recently proposed as a potential alternative to hydraulic stimulation for decreasing the risk of induced seismicity. In previous studies, selective dissolution of biotite was demonstrated in fractured granite at 200°C and 15 MPa confining pressure. This study reports results of chelating agent flooding experiments for a variety of German granitoids with geothermal project context under different temperature and confining pressure conditions. Thus, lab work on fractured granitoids will be developed into chelating agent flooding experiments at 150 - 200°C and 15 - 55 MPa. The stimulation fluid consists of a 20 wt% aqueous solution of a sodium salt of a chelating agent, GLDA. The lab scale effectiveness of the chelating agent shall be investigated with X-ray CT prior and after the experiment as well as effluent, SEM and EPMA analysis. The first results presented a fast and large permeability improvement at 200 °C under a confining pressure of 15 MPa, accompanied by a wormhole formation due to dissolution of a mineral vein identified by X-ray CT. Moreover, biotite dissolution was observed which led to void formation and therefore connected fluid paths. It can be assumed that the combination of a fracture filled with Ca-bearing minerals and biotite being dissolved is a reason for the fast permeability improvement. This extensive study of the chemical stimulation of granitoids provides evidence for effective permeability enhancement based on pressure and temperature conditions and previously unfocused influencing factors of the composition of potential geothermal reservoir rocks.

Matrix acidification is one of the most popular stimulation techniques to increase the porosity and permeability of reservoir systems. Usually, the thermal-hydro-mechanical properties of reservoir rocks affected by the matrix acidification process are studied using flow-through tests or autoclave experiments. In this study, a novel acidification approach was tested using a thermal triaxial device at the TU Darmstadt laboratory. Thereby, hydrochloric acid 0.0375% (HCl pH=2) was flushed continuously through a total of five Remlinger sandstone samples under reservoir conditions (90^oC temperature, s₁=25 MPa, and s₃=23MPa). Changes in matrix permeability and other petrophysical parameters due to the chemical reaction between the rock sample and HCl were recorded before, during, and after the reactive experiments. In addition, outflow fluid samples were collected for posterior ICP-MS analysis, and thin section descriptions after the test were included. After approximately 30 days of continuous flow for each sample, the permeability increased for all the samples, with a maximum increase of 300%. Likewise, porosity increased from 13.2% to 14.5%. In contrast, P- and S-wave velocities decreased from 2608 to 2189 m‧s^-1 and from 1540 to 1380 m‧s^‑1, respectively. Test results provide important information for reservoir stimulation and can be used to benchmark THMC models.

Die Nutzung nachhaltiger Energieressourcen ist in der heutigen Zeit unvermeidbar. Jedes Jahr steigt der Anteil der erneuerbaren Energieressourcen in Deutschland und damit auch der Anteil der geothermisch erzeugten Energie. Das größte thermische Potential liegt in tiefen, harten Formationen. Da die Bohrkosten mit zunehmender Tiefe exponentiell ansteigen, ist die tiefe Geothermie ein kostenintensives Unterfangen, bei dem Kostensenkungen gefragt sind. Eine Maßnahme zur Kostenreduktion ist das wasserstrahlbasierte Bohren. Dabei wird das Gestein nicht durch mechanische Bearbeitung mittels Bohrmeißel, sondern durch die hydraulische Energie eines Hochdruckwasserstrahls abgetragen. Kavitation und auch der durch Pulsation periodisch aufkommende Wasserhammereffekt steigern den Gesteinsabtrag und führen somit zu einem effizienteren Bohrfortschritt.

Die in dieser Studie betrachtete Wasserstrahldüse ist eine selbst-resonante Düse. In dieser kavitiert und pulsiert der Wasserstrahl aufgrund in einer Resonatorkammer aufkommenden Kelvin-Helmholtz-Instabilitäten.

Für die Experimente wurde ein Prüfstand aufgebaut, der aus einer Hochdruckpumpe, einem Autoklaven mit Sichtfenstern und Messtechnik besteht. Die Düse wurde im Autoklaven mit einstellbarem Zellendruck untersucht. Ziel der Experimente war es, die Pulsationsfrequenz sowie die Wolkengröße der Kavitation mittels AE (acoustic emission) -Sensorik messen zu können. Die Messdaten wurden durch eine optische Überwachung mit Hilfe von Schattenbildverfahren verifiziert. Zu diesem Zweck wurde eine Hochgeschwindigkeitskamera mit bis zu 1.000.000 Bildern pro Sekunde eingesetzt.

Die Experimente haben nachgewiesen, dass eine Korrelation zwischen den AE-Messdaten und der durch Schattenbildverfahren gemessenen Wolkengröße besteht. Darüber hinaus konnte die Pulsationsfrequenz der Kavitationswolken durch AE-Sensorik gemessen werden. Außerdem haben die Experimente gezeigt, dass die Pulsationsfrequenz und die Wolkengröße in Abhängigkeit zum Druckverhältnis Zellendruck/Düsenvordruck, sowie auch zum Düsenvordruck stehen.

Geothermal energy is a promising source of renewable energy, especially in times of
high economical costs for fossil energy carriers and the need to reduce greenhouse
gases drastically. Accordingly, exploration and development of geothermal resources
have become increasingly important worldwide. In Hungary the Dunántúl Group
Formation is targeted for geothermal energy production. However, little is known about
the microscale pore structures and flow properties of this formation, which are crucial for
both, successful water injection and extraction for producing geothermal energy. In fact,
geothermal wells in this particular region are suffering from severe clogging processes,
leading to a shut-down of injection wells within very few years. This study aims to
contribute to the sustainable development of geothermal energy resources in Hungary
and provide insights into the geology and hydrogeology of the study area by
investigating pore structures and petrophysical properties of selected sandstone
samples from this formation. The study includes classical mineralogical and
petrophysical methods, as well as advanced techniques, such as X-ray µ-CT imaging,
3-D image analysis, digital rock simulations. The results showed that the target rock
formation has relatively high porosity and permeability, highlighting the potential of a
suitable reservoir for geothermal energy production. However, the presence of small
pores, which are connecting the larger pore-network, are filled with fine-grained and
potentially movable grain material. In combination with an overall very weak degree of
cementation of the grains, this could be a main reason for physical (i.e., particle driven)
clogging during water injection procedures. The findings of this study will help in the
exploration and development of sustainable geothermal resources in the region.

For the exploitation of deep geothermal reservoirs that locate 5 km below the earth surface, a high demand for novel DTH tools exists, that feature an extended service life compared to traditional drilling tools. Typical industrial DTH hammers use a piston moved by hydraulics or compressed air which applies an alternating load onto the drill bit to crush the rock at the borehole bottom. The lifetime of hydraulic type DTH hammers depends much on the quality of the fluid being used which is currently mostly limited to clear water. Therefore, a novel percussion mechanism for deep reservoir exploration is developed, which uses among other innovations a motionless fluidic switch instead of a mechanical valve. The development of the novel percussion mechanism is realized by an experimental as well as a numerical approach to iteratively optimize each component. The investigations show an improvement to the current state of fluidic switch driven percussion mechanisms and show the great potential of this technology, which lies in its simplicity and the various adjustment options.

Das Münsterländer Kreidebecken im Norden Nordrhein-Westfalens (NRW) umfasst drei Karbonatgesteins-Formationen, welche potentielle, hydrothermale Systeme für die Entwicklung von Tiefengeothermie darstellen: der devonische Massenkalk als tiefstes Reservoir in ca. 5.000 m, der Kohlenkalk des Unterkarbons, sowie die karbonatischen Formationen des Cenomans und Turons der Kreide in bis zu 1.200 m Tiefe. Die vorliegende Studie fokussiert sich auf die Struktur und geothermischen Eigenschaften der Oberkreideschichten. Tiefreichende, tektonische Strukturelemente können zudem Fließwege für hydrothermale, korrosive Fluide darstellen und damit Verkarstung in den Karbonatreservoiren hervorrufen und sind im Gegensatz zu Randbereichen des Beckens und der Kohlenwasserstoffexploration im Zentrum des Beckens, relativ unbekannt.

Für diese Studie wurden 2D-seismische Bestandsdaten, sowie Daten der Landesaufnahme des Geologischen Dienstes NRW mit Bohrungsdaten interpretiert. Das Kreide-Intervall zeigt mindestens zwei auffällige SW-NE streichende Zonen, in denen Transtensions/Transpressions-Strukturen (sog. Flower-Structures) identifiziert wurden. Diese können regional paläozoischen (d.h. variszischen) Antiklinalen zugeordnet, welche in ihren zentralen Bereichen Auf- bzw. Überschiebungen und extrem steiles Einfallen aufweisen. Es wird vermutet, dass diese Antiklinalen Schwächezonen darstellen, die während der Oberkreideinversion tektonisch reaktiviert wurden.

Darüber hinaus geben erhöhte Impedanzkontraste im Bereich der Flower-Structures Hinweise auf erhöhte Porositäten und somit auch ggf. auf erhöhte Permeabilitäten, die notwendig für offene geothermische Systeme sind. Nachweise von Kohlenwasserstoffen (Gas) im Cenoman und Turon des Münsterländer Kreidebeckens durch Bohrungen unterstützen diese Beobachtung. Diese Strukturen stellen daher ein mögliches Ziel für mitteltiefe geothermische Projekte dar.

Die prognostizierten höheren Permeabilitäten und Porositäten entlang dieser tektonischen Zonen in der Kreide begünstigt die Entwicklung von tiefengeothermischen Projekten im zentralen Bereich des Münsterländer Kreidebeckens.

The Gulf of Suez is the most promising area for geothermal potential and oil/gas industry. This study focuses on the future geothermal potential in the Belayim reservoir in Shoab Ali oil field and hence the importance to study the structural closure of this formation along with the seal/reservoir integrity.

The targeted offshore oilfield is located in the southern part of the Gulf of Suez,43 Km to the southeast of El Tor city. It is part of a tilted fault-block within the Ghara trend northeast of Shadwan Island.

To develop a 3D structural model in the study area, 2D seismic lines and borehole data were used in Petrel software. The modelled horizons were South Gharib formation representing the top seal of the field, Belayim and Kareem formations representing the shallowest reservoirs in the field.

The model shows three Gulf of Suez trending normal faults dissecting both top Belayim and top Kareem reservoirs. The structure of both reservoirs is a simple 3-way closure. faults throw and faults displacement profiles were estimated, and show adequate values. Additionally, a juxtaposition analysis is performed to show the reservoir integrity and the paths of possible leakage along the faults plan and the results show a good sealing of the reservoir along the faults, which make this unit suitable for heat production, and mostly for CO2 storage.

Die mitteltiefe Geothermie im Norddeutschen Becken, die bislang nur geringfügig erschlossen wurde, eröffnet vielversprechende Perspektiven für eine klimaneutrale Wärmeversorgung. Insbesondere die porösen Kalkarenite des Maastrichts stellen ein potenziell geeignetes Reservoir dar. Im Norddeutschen Becken kann das Maastricht, innerhalb seines Verbreitungsgebietes, von Südosten nach Nordwesten in drei Hauptfaziestypen unterteilt werden: die proximale Steinförder-Fazies, die Reitbrooker-Fazies mit den Kalkareniten und die distale Schreibkreide-Fazies. In der Vergangenheit wurden diese Kalkarenite der Reitbrooker-Fazies durch zahlreiche Bohrungen der Kohlenwasserstoffindustrie turchteuft und flächendeckend zwischen den Flüssen Aller/Weser und Elbe nachgewiesen. Obwohl sie lokal zur Versenkung von Lagerstättenwasser genutzt wurden, ist ihre Eignung für die geothermische Nutzung bislang unerforscht.

Um das geothermische Potenzial der Kalkarenite zu charakterisieren, erfolgt eine umfassende Analyse der vorhandenen Bohrloch- und Seismikdaten. Dabei werden moderne Verfahren des maschinellen Lernens angewendet. Das Hauptziel besteht darin, ein parametrisiertes 3D-Modell des potenziellen Reservoirs zu erstellen. Auf dieser Grundlage wird der Betrieb eines geothermischen Dublettensystems unter Berücksichtigung verschiedener thermischer, hydraulischer und mechanischer Aspekte numerisch simuliert, um das Reservoir ökonomisch zu evaluieren. Die Resultate dieser Untersuchungen werden als Grundlage für die Formulierung von Strategien zur Erschließung des geothermischen Potenzials der Maastricht-Formation herangezogen. Die gewonnenen Erkenntnisse und Empfehlungen sollen anschließend über die Plattform GeotIS einer breiten Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden.

With advancements in tracer technology and analysis techniques, artificial tracers have become an usefull tool for exploring subsurface reservoirs and aquifers. The primary purpose of tracers is to determine underground flow paths, study interconnections, and obtain information about reservoir properties. The most commonly used class of tracers are fluorescent molecular tracers, such as xanthene dyes. However, since the usage of fluorescent tracers originates in groundwater science, their applicability in challenging geothermal environments still requires investigation. Therefore, we are studying the impact of geothermal environments (e.g., temperature, salinity, etc.) on the behavior of different fluorescent tracers (e.g., uranine), which are considered mainly conservative in hydrogeology, and comparing them with specialized geothermal tracers (e.g., 1,3,6-naphthalene trisulfonate). These experimental investigations will provide a basis of knowledge to understand tracer behavior in the reservoir and their interaction with the fluid and surrounding media. This knowledge can further help design successful tracer tests and make them more reliable by predicting tracer behavior under geothermal reservoir conditions.

The Republic of Kosovo is a state, in Southeast Europe in the central part of Balkan Peninsula. It is bordered
in Southwest with Albania, in Northwest with Montenegro, in North and Northeast with Serbia and Southeast with Macedonia. Kosovo covers a surface area of approx. 10,900 km² and is characterized by showing vertical changes of relief and morphology, is surrounded by several high mountain ranges. The northern part is by the Kopaonik, the western part of the Albanian Alps and the Mokra Gora; these areas are characterized by rocky material, high mountains and deep gorges, and south-western part of Kosovo, at the border to Macedonia, the Montanan Shari. Geothermal characteristics of Kosovo are very interesting. The Earth's crust varies in thickness, increasing to the east. This thickness is uniform, of highlighted anomalies about 30-40km.
The geothermal area of Dukagjini has the geological structure of the Inner Dinarides. In the east separates Drini-Ivanicki structure.
Rrafshi i Dukagjinit, pronounced is a large basin and the name of the region covering the south-western part of Kosovo.The region covers 35% (3,891 km2) of Kosovo's total area. Its principal river is the Drini i Bardhe, river. Extends north and south between Mokna Mountain to Shari Mountain. Western border closes of the hilly area of the Albanian Alps.
Surface water temperatures vary from 23ºC to maximum 48.5ºC with flow rates about 43.3 (l/s). The heat total installs capacity about 4.59 (MWth) and total energy of value of 108.6 (TJ/year).
Key words:geothermal energy, Republik of Kosovo

In the objective of greenhouse gas reduction, relative to heat production and to reduce fossil energy consumption, subsurface heat storage can be a durable solution to be integrated into the seasonal management of district heating and cooling grids. The PotAMMO project (project agency PtJ, project number 03G0913B) proposes to evaluate the potential of integrating an Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) in a holistic approach for both district heating networks in Mannheim and Offenbach localities in Germany. Integrating storage systems requires a geological subsurface model, e.g. a model of structural, and sedimentary architecture in 3D of the targeted aquifers. The lack of seismic and well data will be compensated using stratigraphic forward modelling on a larger scale from the Northern Upper Rhine Graben to the Wetterau Graben and the Hannau Basin to the Saar-Nahe Basin, with a complete overview of the geological history of the study areas. Temperature field modelling will be then implemented to evaluate the heat-storage potential and integrate it into the techno-economical potential assessment workflow. Subsurface models will be the basis for further thermo-hydraulic storage simulations in the aquifer, and it will be coupled with a district heating grid model, to obtain a dynamic overall system model. In addition, the life-cycle-based calculation of heat generation costs and environmental impact to help cost-benefit criteria decision making process, regarding ATES integration strategies, to significantly contribute to ATES development and decarbonization of heat supply in Germany and other countries.

To accompany efficient and sustainable solar thermal energy solutions, a thermal energy subsurface storage needs to be integrated due to its seasonal availability. Medium-deep geothermal storage systems can make a decisive contribution here and can be built in urban districts in a space-saving manner due to the higher depth of the borehole heat exchangers. A first demonstration storage system was built as part of the research project SKEWS (Seasonal Crystalline Geothermal Energy Storage, BMWK funding code 03EE4030A) at the Lichtwiese campus of the Technical University in Darmstadt. For such systems, the distance between the borehole heat exchangers is a key efficiency factor to ensure efficient storage operation and to minimize heat losses.

Three coaxial borehole heat exchangers with a center distance of 8.6 m reach a depth of 750 m. The general direction of the well path deviation is NW/NWW with an average bore path deviation between 2.3° – 5.0°. This results in. a deviation of about 20 m - 40 m to the vertical at the final depth.

In this study, the influence of different degrees of well path deviations on the efficiency of a fully developed borehole thermal energy storage with 37 boreholes and a depth of 750 m is investigated numerically.

This should enable the efficiency loss to be extrapolated after the first boreholes have been drilled and thus the economic framework conditions to be checked during the project and, possibly, other drilling methods or directional drilling technology to be put into relation.

Innovationen bezeichnet Problemlösungen, die sich in ihren Anwendungskontexten durchgesetzt haben. Neben der Nutzung in der Industrie, in der sie entwickelt wurden, können sie auch in andere Bereiche diffundieren. Neben der technischen Umsetzung spielt auch die soziale Komponente eine wichtige Rolle, um die Verbreitung innovativer Praktiken nachvollziehen zu können. Anhand von Öl- und Gas- sowie Geothermiebranche soll eben diese untersucht werden. Diese Branchen teilen gemeinsam, dass sie unterirdische Ressourcen erschließen. Sie sind damit in der Lage von den Praktiken der anderen Branche zu profitieren, um ihre eigenen Prozesse zu optimieren. Diese Praktiken beziehen sich nicht nur auf die (Teil-)Prozesse der Projektumsetzung, sondern auch auf das dafür erforderliche Wissen und die technische Anwendung.

In herkömmlichen Forschungsarbeiten werden Diffusionsprozesse innerhalb einzelner Sektoren oder zwischen akademischen und industriellen Kontexten untersucht. Die vorliegende Arbeit analysiert die Rahmenbedingungen der Diffusion zwischen Branchen mit vermeintlich unterschiedlichen Zielsetzungen, die jedoch von den gleichen Praktiken profitieren können. Hierbei werden die Beziehungen zwischen diesen Feldern unter Anwendung des Konzepts der "Strategic Action Fields" von Fligstein und McAdam (2012) untersucht. Dabei werden sowohl ihre Unterschiede als auch ihre Gemeinsamkeiten berücksichtigt. Besondere Beachtung wird den strategischen Vorgehensweisen und potenziellen Hindernissen im Diffusionsprozess geschenkt.

Durch die Integration von Daten aus Experteninterviews in den zugrundeliegenden theoretischen Rahmen werden Unterschiede und Gemeinsamkeiten zwischen den Branchen herausgearbeitet. Es erfolgt eine Analyse des Diffusionsprozesses, wobei grundlegende Mechanismen, Herausforderungen und Chancen berücksichtigt werden. Die gewonnenen Erkenntnisse können Impulse zur Verbesserung der Zusammenarbeit zwischen Branchen geben. Außerdem wird das theoretische Verständnis bezüglich der Rahmenbedingungen von Innovationsprozessen erweitert.

This study aims to enhance our understanding of fracture characteristics in potential geothermal reservoir rocks in the Aachen region by conducting a comprehensive comparative analysis of fracture orientation, distribution patterns, and topology characterization. Fracture characterization techniques, including the Visual Outcrop Mapping (VOM) approach and the linear scanline method, were employed to examine fracture properties across various outcrops within the Devonian Massenkalk and Lower Carboniferous Kohlenkalk carbonate formations. The results revealed compelling correlations between the orientations of primary regional faults and fracture measurements, suggesting the influence of residual stresses and stress release during previous unloading processes. The analysis of fracture distribution patterns demonstrated the presence of corridor-type fracture patterns in sections located near the regional faults, indicating a relationship between fracture patterns and the fault system. The proximity of the Kornelimünster carbonate outcrops to the Laurensberg and Feldbiss fault shows high fracture density and well-connected fracture networks. The study also investigated the relationship between fractures and faults, revealing the significance of fault boundaries in shaping fracture characteristics.

Permanently installed fiber optic cables allow for distributed sensing of subsurface infrastructures. Preliminary studies show that distributed temperature sensing (DTS) and distributed acoustic sensing (DAS) data may be utilized to assess well integrity. The completion of a geothermal well in Munich included the installation of a permanent fiber optic cable in the annulus behind the surface casing. The cable was attached through clamps to the outside of the casing while running in hole, reaching a depth of roughly 700 m. This allowed the acquisition of DTS- and DAS-data during cement placement, wait on cement (WOC), and further operations.

Within this study, the fiber optic data is analyzed to assess cementing operation, cement curing, and cement sheath integrity. The temperature data provides for each meter a continuous measure of the released heat during hydration, whereas the acoustic data allows for an understanding of the wave field along the entire measurement. This wavefield and its changes are examined in the time and frequency domains to identify features, which are correlated with technical operations and physical properties of the curing cement. The goal is to extract distinct features, which are conclusive through various other forms of assessment like logging. Going beyond, distributed temperature and acoustic data may prove a viable solution to monitor the evolution of any well’s integrity over its lifetime.

Cities have a significant impact on global energy consumption and carbon dioxide emissions (CO2), with buildings being the main electricity consumers. However, efforts to reduce the carbon footprint of cities can be challenged by unforeseen events like the Covid-19 pandemic and international conflicts. These events, while increasing energy prices, also provide an opportunity to promote renewable energy. To decarbonize urban energy systems (UES) and replace conventional fossil fuel-based heating, ground source heat pumps (GSHP) and aerothermal heat pumps (AHP), are compared. AHP are cheaper and easier to install but less efficient, potentially straining the electricity grid. Incorporating shallow geothermal energy (SGE) into UES can reduce electrical grid requirements to couple heating demand compared to using AHP.

This study develops a heat supply model using Geographic Information System (GIS) and open-source data to assess the SGE’s feasibility. The model analyzes different integration scenarios. Three datasets were used to model the urban energy systems in Oldenburg: infrastructure, energy potential and geothermal system locations. The study employed the FlexiGIS tool to set the city infrastructure and estimate electricity demand. The scenarios considered the power and energy demand of aerothermal and geothermal heat pumps, as well as a distributed system using geothermal potential.

The study concludes that GSHP using borehole heat exchangers (BHE) is the most suitable SGE for urban implementation due to their efficiency, space requirements, and reduced pressure on power distribution networks compared to AHT. Likewise, SGE systems can provide a cost-effective and environmentally friendly alternative for space heating and hot water.

In geothermischen geklüfteten Reservoiren ist mit nicht-laminaren Strömungen, insbesondere in Bohrlochnähe, zu rechnen. Die typischerweise im Reservoirengineering angewandten hydraulischen Modelle bedienen sich allerdings meistens Approximationen zur Quantifizierung des Strömungsverhalten in Gesteinsklüften, die häufig von laminaren Strömungsverhalten ausgehen. Gängige Vereinfachungen wie das Cubic Law werden hauptsächlich zur Optimierung der Rechenzeit angewandt, können die realen hydraulischen Prozesse jedoch oft nicht vollständig wiederspiegeln. Adäquatere Modelle hingegen benötigen teilweise vorherige individuelle Parametrisierungen der Klüfte oder führen zu einem hohen Simulationsaufwand.

Um die Gültigkeitsbereiche der Modelle zu validieren, wird die Durchflusshydraulik in Klüften im F⁴aT-Hydrauliklabor (Forced Fluid Fracture Flow and Transport Laboratory) experimentell untersucht. Das Labor besteht aus einem 3D-Scanner zur Digitalisierung der Rauigkeit von natürlichen Gesteinsoberflächen, einem 3D-Drucker zur vielfachen Reproduktion der rauen Kluftproben und dem Durchfluss-Versuchsstand in dem die Hydraulik, Fließdynamik und Transportprozesse untersucht werden. Ein zentrales Durchflussphänomen ist das sogenannte Channeling. Durch die komplexe Geometrie des durchflossenen Volumens ergeben sich präferierte Fließpfade, über die ein überproportionales Wasservolumen fließt. Insbesondere die Auswirkungen des Channelings auf die Transportprozesse stehen im Zentrum der Untersuchungen.

Die Vergleichbarkeit zwischen Experiment und numerischer Simulation wird durch kluftspezifische Simulationen erhöht. Neben den vereinfachten hydraulischen Berechnungen werden auch vollständige 3D-Navier-Stokes-Simulation der Klüfte berechnet, um die einzelnen Einflussparameter zu quantifizieren. Die Vergleiche von Simulation und Experiment helfen die Aussagekraft von Simulationen zu validieren und den Einfluss einzelner Phänomene auf die Anwendbarkeit einfacher Modelle zu ermitteln.

In times of climate change, energy and raw materials shortage, the need for the EU to domestically source critical raw materials (CRM) and clean energy has become a priority. Under this prospective, this ongoing project, in collaboration with the EU funded ´´CRM-Geothermal´´ project, aims at contributing to the development of a pilot plant in SW England for the co-production of Li and geothermal energy from a low-salinity crystalline reservoir, potentially providing new insights into this novel and environmental-friendly approach for the extraction of CRM. In the poster, the workplan of the project will be presented along with the hydrogeological and hydrochemical results of the fieldwork conduced in June/July 2023 at the test site in England – where the pilot plant will be developed - as well as the outcomes of the preliminary 3D thermal-hydraulic-chemical (THC) simulation based on the data collected both on the field and from previous studies in the same area. The fieldwork included hydrogeological testing, chemical-physical fluid monitoring, and sampling of fluids and scales from two different boreholes – operated by Cornish Lithium Ltd - penetrating the same crystalline reservoir and targeting two major structures known to be highly permeable to the Li-enriched fluids circulating within the formation. The data will be then used to characterize the geothermal system at the pilot site and to build the 3D model in which the TH(C) simulation will be run, with the aim of helping validating the long-term sustainability of the i.e. co-production system.

In the context of the heat transition in Germany, the decarbonization of the heating and cooling industry via renewable energy sources requires the usage of comprehensive strategies and novel engineering solutions. With regard to district heating in urban areas, middle-deep geothermal resources offer a great potential which has not been fully utilized yet due to the required minimum temperature on district heating networks. Within the ArtemIS project, we systematically analyze the impact of reservoir quality and operational parameters on the performance of a typical mesozoic sandstone reservoir in the North German Basin targeted by smart multi-well arrangements. For the first time, we compare in a comprehensive manner the analytical solution provided by Jobmann and Schulz (1989) and Schulz 1987 with our numerical results to quantify the influence of different controlling factors on the thermal breakthrough occurrence time, the maximum cooling rate and the final production temperature after 50 years of simulation time. Based on our numerical results, we set up a ranking scheme showing the influence of varying input parameters on the considered output parameters. Most influencing parameters were identified as I) the inter-well distance and II) pumping rate. Additionally, we present the advantages and disadvantages of a single geothermal doublet compared to geothermal doublet array systems based on their performance. Simulation results show a delay of the thermal breakthrough of up to 20 % when considering a geothermal doublet array but also an up to 30 % higher cooling rate after it happens, compared to a single doublet layout.

In der Metropolregion München soll bis 2040 der gesamte Wärmebedarf klimaneutral gedeckt werden. Ein Großteil dieser Wärme soll aus der tiefen Geothermie kommen. Schon heute werden hier zahlreiche Geothermieanlagen erfolgreich betrieben. Bei Thermalwasserförderraten von >100 l/s und Fördertemperaturen über 100 °C kommt es im bayerischen Molassebecken allerdings vermehrt zur Bildung von mineralischen Ausfällungen, welche den Betrieb und schließlich die Wirtschaftlichkeit beeinträchtigen. Die Ausfällungen bestehen größtenteils aus Carbonaten, weswegen der umweltfreundliche Kalkinhibitor NC47.1B zur Vorbeugung eingesetzt wird. Wirksamkeit und Effizienz des Kalkinhibitors wurden im Forschungsprojekt EvA-M nachgewiesen. Als Voraussetzung für einen dauerhaften Einsatz wird im Nachfolgeprojekt EvA-M 2.0 nun die Umweltverträglichkeit nachgewiesen. Diese setzt sich aus der nicht-toxischen Inhibitorchemie, sowie der biologischen und thermischen Abbaubarkeit zusammen. Die thermische Abbaubarkeit soll eine potenzielle Bioakkumulation in der Injektionsbohrung und dem Reservoir verhindern.
Langzeitlaborversuche in hermetischen Glasampullen und Kurzzeitversuche in Headspace-Vials mit inhibitorversetztem Thermalwasser, die beide ein anaerobes geschlossenes System darstellen, wurden durchgeführt. Die Differenzierung zwischen thermischem und mikrobiellem Abbau erfolgte durch die parallele Präparation von Niedrig- (15 - 25 °C) und Hochtemperaturversuchsreihen (115 °C) sowie dem Einsatz eines Biozids und Sterilfiltration. Die Versuchszeiträume variierten von 16 h bis zu 6 Monaten. Durch die Auswertung mittels Hochleistungsflüssigkeitschromatographie konnte der thermische Abbau innerhalb von Stunden zu einem Zwischenprodukt festgestellt werden, welches nach 3 Wochen vollständig thermisch abgebaut war. Durch den nachgewiesenen thermischen Abbau kann nun eine langfristige Nutzungslizenz der Kraftwerksbetreiber beantragt werden.

Im Rahmen des Projektes „CRM-geothermal“ wird auf europäischer Ebene untersucht, inwiefern eine Co-Nutzung tiefengeothermischer Anlagen für Wärme- und Rohstoffproduktion möglich ist. Neben einem Screening zu Gehalten an kritischen Elementen in unterschiedlichen geothermischen Fluiden soll herausgefunden werden, woher die Elementanreicherung kommt und wie nachhaltig eine langfristige Extraktion der jeweiligen kritischen Elemente ist. Als eine von fünf geologischen Modellregionen wird dabei der Fokus auf das Norddeutsche Becken gelegt – also überwiegend salinare Fluide in einem Sedimentbecken. In dieser Arbeit soll eine erste Abschätzung der Gehalte ausgewählter kritischer Elemente in bestimmten Formationen des Norddeutschen Beckens gemacht werden. Dazu wurden verschiedene Gesteine untersucht, die von Cuttings aus der tiefengeothermischen Forschungsanlage Groß Schönebeck (GrSk04/05; Endteufe ca. 4400 m) Brandenburg) stammen. Hier wurden 25 unterschiedliche geologische Formationen beprobt und hinsichtlich ihres Gehaltes and Lithium, Strontium und Kupfer analysiert. Um festzustellen, an welche Mineralphasen die kritischen Rohstoffe gebunden sind und wie sie gelöst werden, kommen verschiedene Methoden zum Einsatz: Nach einem Gesamtaufschluss mit anschließender Gesamtelementanalyse werden ausgewählte Proben zunächst mineralogisch (Röntgendiffraktometrie, Mikrosonde) analysiert. Durch eine sequentielle Extraktion kann dann herausgefunden werden, an welche Mineralphasen die zu untersuchenden Elemente gebunden sind.

Bei vielen Prozessen der Energieerzeugung geht ein großer Teil der Energie als Abwärme verloren. Die effiziente Rückgewinnung dieser Energie hat ein großes Potenzial, um die aktuellen Energiekrisen maßgeblich zu beeinflussen.

Auf dem derzeitigen europäischen Markt gilt die Geothermie als einer der am schnellsten wachsenden Sektoren der erneuerbaren Energien. Die tiefengeothermischen Reservoire in Deutschland werden im Allgemeinen in Reservoire mit mittlerer Enthalpie (100°C-200°) eingeteilt, in denen binäre Kraftwerke, „Organic Rankine Cycle (ORC)“ Kraftwerke ihre Bedeutung erlangen.

Die Arbeit soll aufzeigen welche unterschiedlichen Kopplungen mit zukunftsweisenden Technologien zur Abwärmenutzung möglich sind und keine Auswirkungen auf den bestehenden ORC-Prozess haben. Da die Restwärme aus dem Rücklauf der Thermalwasserquelle gezogen wird.

Zwei Möglichkeiten die Abwärme als Energiequelle zu nutzen ist der thermoelektrische Generator (TEG) und der thermomagnetische Generator (TMG). Ein weitere Möglichkeit Energie zu erzeugen ist die Nutzung des Saline Gradient Energy (SGE) als Energiequelle. Dies kann mit Pressure Retarded Osmosis (PRO) und Reverse Electrodialysis (RED) erfolgen. TEG und PRO sind aus meiner Sicht für die geothermische ORC-Bedingungen besser geeignet. TEG wandelt die Abwärme direkt in Strom um und ist stärker von der Temperaturdifferenz abhängig. Dieses Verfahren ist bereits eine kommerziell etablierte Technologie mit geringerer Komplexität und dadurch einfacher anwendbar. PRO ist weniger abhängig von der Temperaturdifferenz. Der höhere Salzgehalt der geothermischen Sole kann in diesem Verfahren eine höhere Energie auskoppeln.

Das Pro Verfahren erweitert den Anwendungsbereich der Stromerzeugung mit der Auskopplung der Fernwärme. Die Kopplung kann den Gesamtwirkungsgrad der Anlage maßgeblich verändern. Dadurch kann eine vollständige Nutzung der Gesamtwärme und SGE erreicht werden.

Mit dem Pariser Klimaabkommen verpflichteten sich 195 Staaten zur Reduktion von Treibhausgasemissionen. Der städtische Raum verzeichnet eine hohe Wärmebedarfsdichte, gleichzeitig ist das Flächenangebot zur Erzeugung von regenerativen Energien begrenzt. Die Nutzung von oberflächennaher Geothermie mittels Erdwärmesonden (EWS) und Wärmepumpe stellt eine Möglichkeit der emissionsarmen Wärmeversorgung mit geringem Platzbedarf dar. Um beim flächendeckenden Einsatz von EWS eine langfristig hohe Effizienz der Wärmepumpe garantieren zu können und gleichzeitig die Investitionskosten möglichst gering zu halten, bietet sich die Regeneration der Untergrundtemperatur mit Hilfe von zusätzlichen Wärmequellen an. In der Literatur kommen vor allem Solarthermie und Raumkühlung zum Einsatz. In dieser Arbeit wird die Kombination verschiedener Wärmequellen anhand des geplanten Wohnquartiers „Ludwigshöhviertel“ (LHV) in Darmstadt untersucht. Im LHV soll ein irreguläres EWS-Feld zur Wärmeversorgung von 140 Wohneinheiten mithilfe von PVT-Kollektoren, passiver Fußbodenkühlung und Abwärme aus dem lokalen Supermarkt regeneriert werden. Im Rahmen dieser Arbeit wird zunächst ein detailliertes Simulationsmodell des Gebäudeenergiesystems und des Untergrunds im Simulationsprogramm TRNSYS erstellt. Anschließend werden die Energieströme im Quartier analysiert und mit Fokus auf die verschiedenen Regenerationsquellen qualitativ nach CO₂-Emissionen optimiert. Mit dem Ziel, Handlungsempfehlungen für den Planungsprozess auszuarbeiten, werden sowohl der Betrieb, als auch die Auslegung der verschiedenen Wärmequellen kritisch beleuchtet. Vorläufige Ergebnisse bestätigen, dass die Regeneration vielfältige Vorteile mit sich bringt, wie die Steigerung des thermischen Komforts und der elektrischen Effizienz der PVT-Anlagen, weshalb sich weitere Untersuchungen insbesondere zur Interaktion zwischen den verschiedenen Wärmequellen als sinnvoll darstellen.

Die Stadtwerke Bochum Holding GmbH beabsichtigt auf dem Gelände Mark 51°7 in Bochum eine geothermische Anlage zu errichten, die Grubenwasser aus dem stillgelegten Kohlebergwerk Dannenbaum zum Heizen und Kühlen nutzt.

Hierfür wurden im Zeitraum 2021 bis 2022 die Strecken der 4. und 8. Sohle des Grubengebäudes Dannenbaum mit je einer Bohrung bohrtechnisch und hydraulisch erschlossen. Die Schächte der Zeche Dannenbaum waren nach ihrer Stilllegung im Jahr 1958 verfüllt und die Grube geflutet worden. Als erste der zwei Bohrungen wurde die Bohrung GT2 in die 4. Sohle des Grubengebäudes bis auf 343 m abgeteuft. Im Anschluss wurde die Bohrung GT1 vom gleichen Bohrplatz aus bis 864 m in die 8. Sohle zielgenau abgeteuft. In beiden Bohrungen deuteten das plötzliche Abfallen des Wasserspiegels sowie der Verlust der Meißelbelastung in der erwarteten Bohrtiefe auf ein erfolgreiches Antreffen der nur 3 m hohen Strecken hin.

Um den hydraulischen Anschluss zum Grubengebäude genauer zu untersuchen, wurden in 2023 unter Einsatz einer 300 m tief installierten Förderpumpe und unter Einbindung beider Bohrungen Pumpversuche konzipiert und erfolgreich umgesetzt. Diese demonstrierten, dass das Bergwerk im Bereich der erschlossenen Sohlen hydraulisch zugängig ist und dass die für den zukünftigen Betrieb angestrebten Betriebsraten bis zu 160 m³/h unter laminaren Strömungsverhältnissen und mit nur geringen Druckdifferenzen umgesetzt werden können. Gleichzeitig zeigten sich trotz ähnlicher Geometrie der Strecken Unterschiede in den hydraulischen Eigenschaften der Bohrungen.

In unserem Vortrag werden wir über die bohrtechnische Erschließung des Bergwerks sowie die Ergebnisse der Pumpversuche im Detail berichten.

Das Projekt D2Grids wird durch INTERREG Nordwesteuropa-Mittel unterstützt.

Obwohl die Sanierung von Bergwerken mit Herausforderungen verbunden ist, kann sie auch einzigartige Chancen bieten. Eine davon ist die große Menge an Grubenwasser, die durch die Flutung der Grubenhohlräume entsteht und die darin gespeicherte Wärme. Diese Energie kann mit Hilfe von Wärmepumpen auf ein für die Raumheizung oder die Warmwasserbereitung nutzbares Temperaturniveau angehoben werden. Durch die Bereitstellung einer umweltfreundlichen, sicheren und stabilen Wärmeversorgung könnte diese alternative Wärmequelle eine entscheidende Komponente zur Steigerung der Attraktivität einer vom Bergbau geprägten Region sein.

Im Allgemeinen eine solche energetische Nachnutzung eines stillgelegten Bergwerks mit hohen Kosten verbunden. Daher muss besonderes Augenmerk auf eine angemessene Gestaltung der Grubenwassersysteme gelegt werden.

Die in der Literatur vorhandenen Berechnungsmodelle neigen dazu, das Wärmepotenzial zu unterschätzen, da in einfachen Modellen nicht alle Mechanismen der Wärmebereitstellung einbezogen werden konnten. Da die Berechnung der nachhaltigen Wärmeentnahme für viele Interessensgruppen dennoch unabdingbar ist, müssen benutzerfreundliche Ansätze entwickelt werden, welche in der Lage sind eine praxisrelevantere Datenbasis zu schaffen.

In dieser Studie wird ein Vorgehen diskutiert, nach welchem die notwendigen Mechanismen der Wärmebereitstellung in einem Berechnungsmodell berücksichtigt werden können. Zur Unterstützung der analytischen Ansätze werden numerische Berechnungen durchgeführt. So entsteht eine Validierungsbasis, um die Ergebnisse des vereinfachten Modells zu überprüfen und das Modell entsprechend zu optimieren. Das daraus resultierende erweiterte, einfach zu handhabende Modell soll dazu beitragen, die Technologie der Grubenwassernutzung mit Wärmepumpen zu weiter zu verbreiten.

Grubenwässer bieten insbesondere in Deutschland ein großes energetisches Potenzial zum Heizen und Kühlen. Jedoch führen sie standortabhängig verschiedene Frachten mit sich (z.B. gelöste, ungelöste Stoffe, Bakterien, etc.), diese können zum Ausbilden von Fouling im Wärmeübertrager führen. Die Effizienz einer Grubenwassergeothermieanlage wird dadurch wesentlich beeinträchtigt, da der Auslegungswert der Wärmeleistung nicht mehr erreicht werden kann. Die Dicke der Biofilme kann dabei bis zu 1000 µm betragen. Ein Biofilm von ca. 250 µm führt bereits zu einer Reduktion der übertragenen Wärmemenge um ca. 50 %. Zusätzlich entstehen für jede Reinigung Wartungs- und Stillstandskosten.

Zur Reduktion dieser Ablagerungen und der damit verbundenen Kosten sollen die Oberflächen der Wärmeübertrager durch andere Materialien oder Beschichtungen modifiziert werden. Die Auswahl der Oberfläche erfolgt dabei auf Basis einer prädiktiven Analyse des Grubenwassers. Dafür wurde eine Bewertungsmatrix entwickelt, die einen möglichen Grubenwassergeothermiestandort hinsichtlich der Gefahr von Ineffektivität durch Fouling bewertet. In Kombination mit verschiedenen Oberflächenkriterien wie Kontaktwinkel oder Oberflächenenergie wurden auf Basis der prädiktiven Analyse bisher 19 verschiedene Materialien und Oberflächen ausgewählt. Diese wurden anschließend in sechs Versuchsreihen In-Situ mit einem mobilen Wärmepumpenversuchsstand international an vier verschiedenen ehemaligen Bergwerksstandorten getestet. Die Ergebnisse zeigen, dass durch die gezielte Auswahl der Oberfläche auf Basis der prädiktiven Analysen das Fouling im Vergleich zu Standardmaterialien um mehr als 70 % reduziert werden kann. Zudem wird deutlich, dass standortabhängig für die Kühlanwendung andere Oberflächen zu empfehlen sind, als für die Heizanwendung.

Deutschland steht insbesondere im Gebäudesektor vor großen Herausforderungen, wenn eine klimaneutrale Wärmeversorgung gelingen soll. Quartierslösungen und lokale Energieversorgungssysteme werden hierbei in den Fokus rücken. Insbesondere (kalte) Wärmenetze, die erneuerbare Wärmeenergiequellen einbinden können, sind essenziell für die Quartiersversorgung der Zukunft. Eine der wenigen erneuerbaren grundlastfähigen Wärmeenergiequellen, die im Gebäudesektor eine Rolle spielen wird, ist Geothermie. Da Deutschland über Jahrhunderte durch den Bergbau geprägt wurde, sind an vielen Standorten durch den Strukturwandel umfangreiche Nachsorgemaßnahmen (z.B. Abpumpen/Reinigen von Wässern zum Grundwasserschutz) notwendig. Für geeignete Quartiere kann hierbei die in den Wässern verfügbare Wärmeenergie als Energiequelle und Wärmespeicher genutzt werden. Dies ermöglicht gleichzeitig eine Zwischenspeicherung von saisonalen Energieüberschüssen aus fluktuierenden erneuerbaren Energien im Untergrund. Damit werden die Versorgungsmöglichkeiten von Gebäuden und Quartieren erheblich gesteigert.

Um künftige Versorgungsmöglichkeiten ortsscharf zu prüfen, ist es nötig, neben den Untergrundanalysen, auch obertägige Versorgungsanalysen mittels Geoinformationssystemen (GIS) durchzuführen. Hierbei werden automatisierte Methoden zur Verschneidung von Wärmebedarfen und -dargebot sowie der Simulation von geothermiebasierten Energienetzen via GIS entwickelt, um eine Planungsgrundlage für Quartierskonzepte zu erhalten. Erste Ergebnisse zeigen, dass neben Geothermie weitere erneuerbare Wärmequellen in die Berechnung von Versorgungskonzepten einbezogen werden müssen, um die erneuerbare Energiequote der Quartiersversorgung weiter zu erhöhen und die Wirtschaftlichkeit von Versorgungskonzepten steigern zu können. So sind insbesondere ortskonkrete Potenziale von Abwärme, Biogasanlagen oder solarthermischen Flächen, aber auch Kühlbedarfe im Quartier im Wärme-, bzw. Wärmespeicherkonzept zu berücksichtigen. Zur Evaluierung von netzgebundenen Versorgungsmöglichkeiten werden verschiedene Kriterien der Standort- und Quartiersbewertung geprüft. Diese werden für drei Reallaborstandorte (Silbergrube Reiche Zeche Freiberg, Zinngrube Ehrenfriedersdorf, Steinkohlengrube Lugau/Oelsnitz) ausgewählt und validiert.

Als Ergänzung zum Projekt der Tiefengeothermie am Standort Weisweiler (Kooperationsprojekt), werden die Wärmepotentiale im Rheinischen Revier und die Nachnutzung von Grubenwasser aus einer Steinkohlenzeche im Ruhrgebiet im Rahmen von zwei begleitenden Masterarbeiten näher betrachtet.

Warme Wässer in den tiefen Liegendleitern, also unterhalb der Braunkohlenflöze, des Tertiär sind seit Längerem bekannt. An einzelnen Standorten wird bereits Wärme aus Sümpfungswasser der Tagebaue gewonnen. Mit Beendigung der Tagebaue entfällt sukkzessive die so zur Verfügung gestellten warmen Wässer. Das Rheinische Revier ist in seiner Geologie bei der RWE Power AG sehr gut bekannt und viele Daten stehen zur Verfügung. Hier gilt es nun eine grundlegende Betrachtung durchzuführen, ob und wie die Wärme genutzt werden kann.

Für einen Standort in Dortmund wird die Möglichkeit der Nutzung von Grubenwasser am Beispiel der Zeche Friedrich Wilhelm zur Wärmegewinnung untersucht. Dazu werden Grubenbilder aufgearbeitet und bewertet und mit geologischen Daten kombiniert. Neben der Erstellung eines Grobkonzeptes zur Wärmenutzung wird auch die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung und das Genehmigungsregime behandelt.

The areas of Paris and Munich are early users in utilizing geothermal energy, esp. for providing it to their heating networks. Together, they have 70 years of practical experience consistently improved by means of applied research. Both pursue an extension of geothermal projects in a challenging urban context. The French-German tandem presentation will highlight the role of geothermal energy in both metropolitan areas: their success story, the further geothermal strategy, urban challenges as well as lighthouse and synergy effects.

In the last two decades, it has become obvious in hydrocarbon exploration that a standardization of project evaluation was needed. On the one hand, to evaluate projects in relation to each other, but also to ensure a standardized risk assessment of the projects. In order to accelerate project assessment, projects were divided into different phases, with a project description going from the rough to the detailed reservoir identification and quantification. The concept of dividing the phases into a play, lead and prospect phase is widely used internationally in hydrocarbon exploration. This approach makes it possible to make a quick decision, especially in the play phase, whether to proceed with the project or not. The decisive factor here is the correct identification of the reservoir and assessment of the associated risks. In the following lead phase, generally areas with similar deposit-specific properties are grouped together. In the prospect phase, the main focus is to identify a drilling candidate in each of the preselect leads. The risk assessment is therefore already defined with regard to the drilling location. This approach of evaluation for finding new hydrocarbon deposits has been adopted and adapted for geothermal project assessment. This paper will illustrate this implementation with an example of a geothermal project development near Vienna. In detail, the tasks that were carried out in the individual phases as well as the technical disciplines that were necessary will be highlighted.

The research project Eva-M 2.0 investigates two methods for the mitigation of calcium carbonate scaling at geothermal facilities in the Bavarian Molasse basin. The first is based on the injection of a liquid polymer inhibitor, and the second relies on the injection of CO2. In this paper the results of the economic efficiency of both applied are presented. The key performance indicators (saving of costly acidification jobs, lifetime of electric submersible pump (ESP), yield increase, increased yield losses through heat transfer degradation, costs for scaling prevention measures) are thoroughly analysed and evaluated. The results show that both methods have the potential to improve the economic efficiency of medium enthalpy hydrogeothermal projects in the South German Molasse Basin.

Geothermal energy is a highly reliable, eco-friendly, sustainable, and clean energy source that has proven to be a game-changer in the residential and industrial sectors. It can be developed from hot rocks saturated in geologically favorable reservoirs, in which water is produced at temperatures greater than 120 °C from a depth of up to 4 km utilizing an Electric Submersible Pump (ESP). Once its heat is converted to electricity in the power plant, the water is cooled and reinjected into the reservoir.

Due to the flow rates required, high-enthalpy fluids, and harsh downhole conditions of geothermal wells, a real-time well manager system was implemented to improve the ESP design, operation, reliability, and well performance. This paper details the operating conditions of a high-efficiency geothermal ESP system in Germany with in-house developed machine learning models. Our geothermal ESP well manager system has advanced to obtain virtual measurements, visual operating indices, vibrations tracking, real-time pump and well performance evaluation, electrical unbalance tracking, and scale detection.

The machine learning models predicted pump intake pressure, motor temperature, fluid temperature, flow rate, and overall operating parameters with less than 3% error. Additionally, the virtual parameters and real-time total dynamic head were analyzed together to indicate potential scale buildup within the flow meter, organic deposition on the motor housing, and changes in fluid composition.

A thorough assessment was made by continuously monitoring (24/7) the physical and digital aspects of the system, enabling recommendations to be made for improving efficiency and increasing the lifespan of the ESP.

Drilling costs hinder access to deep geothermal reservoirs, demanding innovative technologies for improved Rate of Penetration (ROP). The H2020 ORCHYD project focuses on developing hybrid high-pressure water jet (HPWJ) – percussive rotary hammering drilling technology, offering great potential for revolutionising drilling and advancing deep geothermal exploration. The project integrates experimental and numerical approaches to achieve its goals.

From a numerical perspective, ORCHYD takes advantage of novel multiphysics modelling techniques, utilising our powerful in-house software, Solidity and Fluidity, which combine advanced contact detection and analysis, multibody impact simulations, rock dynamic fracture based on the Finite-Discrete Element Method, and non-Newtonian high velocity water jet using adaptive mesh optimisation techniques. These integrated modelling components effectively address the extraordinarily complex interactions between the rock, bit, and jet, providing invaluable insights into the drilling process.

We strive to optimise the design of a new hard rock cutting system by collaborating with experimental drilling researchers and extend validated simulations to model conditions at 5 km depth, surpassing the limitations of laboratory settings that can only replicate depths up to 2 km. The proposed system significantly enhances ROP, a critical parameter for drilling efficiency. Our work overcomes computational challenges, showcasing dynamic rock destruction caused by bit hammering while the HPWJ simultaneously cuts a groove. Through precise simulation and analysis of the rock-bit-jet interaction, our modelling technology identifies optimal drilling system configurations and operating parameters.

This abstract underscores the immense potential of our modelling technology in driving breakthroughs in deep geothermal drilling.

Im süddeutschen Molassebecken wurden in den letzten 25 Jahren ca. 60 Bohrungen niedergebracht. Die Hälfte dieser Bohrungen wurde bereits vor 2009 abgeteuft, was insbesondere auf die hohe Bohraktivität in den Jahren 2008 und 2009 zurückzuführen ist. Allein in diesen beiden Jahren wurden 20 Bohrungen erfolgreich fertiggestellt. In dieser frühen Phase intensiver Bohraktivitäten gab es jedoch auch Herausforderungen: Die Bohrleistung war sehr unregelmäßig und einige Bohrungen wiesen später im Betrieb Schäden auf. Dennoch erwies sich diese Zeit als äußerst lehrreich. Durch die sorgfältige Analyse und Auswertung der gesammelten Daten konnten wertvolle Erkenntnisse gewonnen werden, die in den Folgejahren zu erheblichen Verbesserungen führten.

Eine der wichtigsten Entwicklungen war die kontinuierliche Optimierung des Bohrprozesses. Durch den Einsatz modernster Bohrwerkzeuge und die Optimierung aller Bohrparameter konnte der Bohrprozess erheblich beschleunigt und das Bohrrisiko reduziert werden. Darüber hinaus wurden umfangreiche Maßnahmen zur Vermeidung von kollabierten Rohren durch Aufheizung und Druckabsenkung getroffen. Ein weiterer Meilenstein war die Einführung der Multilateralerschließung. Mit dieser Methode können mehrere Bohrungen von einer Stammbohrung abgezweigt werden, was zu einer besseren Anbindung der Lagerstätte und zu einer höheren Produktivität führt.

Eine wesentliche zukünftige Entwicklung im Raum München könnte vor allem eine deutliche Erhöhung der Reichweite von Bohrungen durch den Einsatz der sogenannten „Extended Reach Drilling“-Technologie sein. Da im innerstädtischen Bereich nur begrenzt Platz für Bohrstandorte zur Verfügung steht, wird es in Zukunft notwendig sein, den Erschließungsradius auf diese Weise zu vergrößern.

Anhand konkreter Projektbeispiele der Stadtwerke München werden diese wesentlichen Entwicklungen der letzten 15 Jahre, aber auch neue Herausforderungen vorgestellt.

Die Nanotechnologie ist eine Querschnittstechnologie mit vielen Anwendungsmöglichkeiten für neue oder verbesserte Produkte. So gibt es inzwischen eine Vielzahl wirtschaftlicher Bereiche, die von der Nanotechnologie profitieren, z.B. Energie, Medizin, Maschinenbau und Bauwesen. Was macht Nanotechnologie so besonders und welche Potenziale gibt es speziell für die Geothermie? Dieser Fragestellung widmet sich das internationale ZIM-Netzwerk NanoGeoTherm mit Partnern aus Deutschland und Belgien.

Nanomaterialien bilden eine große Gruppe von Stoffen mit unterschiedlichen Eigenschaften, die verschiedene Potenziale für den Energiesektor bieten (u.a. Steuerung der Wärmeleitfähigkeit, Sensorik …) und bei der Erreichung ambitionierter Klimaziele helfen können. Ziel des Netzwerks ist es diese Potenziale für die Geothermie nutzbar zu machen und optimierte Erdwärmesonden in der oberflächennahen Geothermie zu entwickeln. Nanomaterialien, wie z.B. Carbon Nanotubes (CNTs) werden bereits großtechnisch in industriellen Anwendungen eingesetzt und erste Studien des Netzwerks belegen dieses Potenzial auch für den Einsatz in der Geothermie. Bspw. können die elektrische und die Wärmeleitfähigkeit gezielt durch die professionelle Einarbeitung von CNTs eingestellt werden. Neben der Effizienzsteigerung ermöglicht dies auch Monitoring im laufenden Betrieb. Um eine Unbedenklichkeit des Einsatzes von CNTs sicherzustellen, wurden in einer ersten Durchführbarkeitsstudie – neben den zentralen Gesichtspunkten „Verarbeitungseigenschaften“ und „Materialeigenschaften“ – auch sicherheitsrelevante Aspekte (Ökotoxikologie) untersucht. Hierfür wurden anhand eines Funktionsmusters zunächst verschiedene Freisetzungsszenarien definiert bzw. untersucht (1. Abrieb kleinster Kunststoffpartikel bei der Installation; 2. Auswaschung von CNTs im Betrieb) und anschließend die Auswirkung auf geeignete Organismen getestet (u.a. Grünalgen, Leuchtbakterien, Wasserflöhe und Bachflohkrebse). Die verwendeten CNTs zeigten dabei sowohl in reiner Form als auch als Kunststoffkomposite keine Auswirkungen auf die Organismen.

Für die Entwicklung eines ganzheitlichen Monitoringkonzepts von Tiefengeothermie-Anlagen mit Hilfe von Glasfasersensorik und Tracer-Technologie, startete 2022 das Forschungsprojekt GFK-Monitor. Übergeordnetes Ziel ist es, die Produktions- und Betriebssicherheit von Geothermieanlagen und ihre Effizienz zu erhöhen sowie potentielle Umweltauswirkungen durch Geothermieanlagen zu minimieren bzw. zu vermeiden. So wird eine nachhaltige und sorgsame Bewirtschaftung des Reservoirs ermöglicht, um eine wirtschaftlich und ökologisch effiziente Nutzung der Tiefengeothermie zu gewährleisten. Konkrete Themenfelder sind dabei die Überwachung der Integrität von Verrohrung und Zementation, Monitoring der Tiefenpumpe und die Untersuchung der elastischen Reservoireigenschaften (Mikroseismizität/Subsidenzanalyse) sowie der thermisch-hydraulischen Eigenschaften des Reservoirs (Dynamik und Interaktion mit anderen Bohrungen). Dafür wurden bereits 2019, im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern (GAB), Glasfaserkabel in 2 Bohrungen des Geothermiestandorts „München Schäftlarnstraße“ im bayrischen Molassebecken installiert, welche in GFK-Monitor durch ein weiteres Kabel in einer Injektionsbohrung ergänzt werden.

Die Glasfaserkabel Technologie eignet sich für ein vielseitiges Monitoring in allen zuvor genannten Bereichen. Der einzigartige Vorteil dieser faseroptischen Messungen gegenüber konventionellen Messmethoden ist, dass diese die Möglichkeit bieten, kontinuierlich in Zeit und Raum hoch aufgelöste Daten von Temperatur (DTS) und Akustik (DAS) sowie durch die Integration von weiteren Sensoren auch Daten z.B. des Drucks auf unterschiedlichen Tiefen entlang der gesamten Bohrstrecke während des Betriebes liefern zu können. Es werden Zwischenergebnisse des laufenden Projekts aus den verschiedenen Bereichen vorgestellt. Schwerpunkte sind dabei die Bohrungsintegrität (faseroptische Überwachung der Zementation und Verrohrung), Monitoring der Pumpe über DAS und DTS, Ableitung elastischer Reservoireigenschaften und thermisch hydraulischer Eigenschaften (Zuflusszonenmonitoring).

"Directional Steel Shot Drilling" (DSSD), eine neuartige „Stahlkugel-Richbohrtechnologie“ entwickelt von Canopus Drilling Solutions B.V., bietet eine innovative Lösung zur Verbesserung der Produktivität und Wirtschaftlichkeit von Geothermiebohrungen. Herkömmliche Bohrungen sind häufig von Unsicherheiten in Bezug auf die Reservoirqualität betroffen, was zumeist auf geringe Durchlässigkeiten des Reservoirbereiches zurückzuführen ist. Das DSSD-System ermöglicht die Konstruktion von Multilateralbohrungen, um den Herausforderungen der Reservoirheterogenität zu begegnen. Es kombiniert Bohren mit Stahlkugeln unter erhöhtem Druck mit einem rotierenden Richtbohrsystem und soll so die Erstellung von Multilateralbohrungen vereinfachen. Im Rahmen des EU GEOTHERMICA-Projekts "DEPLOI the HEAT" wurde die Technologie umfangreich getestet und soll später in einer Geothermiebohrung in den Niederlanden eingesetzt werden.

Im ersten Projektjahr legte Canopus Drilling Solutions den Grundstein für die Entwicklung des Systems und erstellte erste Konzepte sowie einen Prototyp. In Zusammenarbeit mit WEP und dem Rijswijk Centre for Sustainable Geo-Energy (RCSG) der TNO wurden umfangreiche Tests und Optimierungen durchgeführt. Ein Feldversuch fand im Versuchsstollen Hagerbach (VSH) in der Schweiz statt und wurde unter Leitung der ETH Zürich gemeinsam mit WEP, der SCHENK AG, WellGuidance, TorqueWavez und SiG durchgeführt. Dabei wurden mehrere Richtbohrungen mit dem DSSD-System erstellt und vermessen, um den Fortschritt, die Bohrlochqualität und den Steuermechanismus zu untersuchen.

Die Präsentation beinhaltet eine Einführung in die DSSD-Technologie und erläutert das Design des Bohrstrangs. Es werden die Ergebnisse der Werksabnahmeprüfung vor dem Feldversuch sowie erste Ergebnisse des Feldversuchs präsentiert. Die Vorteile von Multilateralbohrungen zur Steigerung der Produktivität und Sicherheit werden diskutiert, ebenso wie das weitere Entwicklungs- und Testprogramm im Rahmen des "DEPLOI the HEAT" Projekts.

Bei der Förderung von Thermalwässern, Trinkwasser sowie Erdöl und Erdgas aus Tiefbohrungen werden neben den gewünschten Rohstoffen meist auch Begleitstoffe in gelöster oder fester Form zutage gefördert. Durch die erhebliche Senkung von Druck und Temperatur im Förderstrang kommt es zu Ausfällungen und Ablagerungen dieser Stoffe in den Rohren. Es bilden sich sogenannte Scales. Diese können aus mehreren Schichten und Komponenten bestehen. Die Förderung kann durch das Scale-Wachstum innerhalb kurzer Zeit erheblich beeinträchtigt und die Wirtschaftlichkeit der Anlage entsprechend gefährdet werden. Außerdem kann es zu einer wesentlichen Erhöhung des Rohreigengewichts kommen.

Bis heute sind die Möglichkeiten zur Beseitigung von Scales auf chemische und mechanische Verfahren begrenzt und teilweise sehr ineffektiv. Beide Verfahren haben in Abhängigkeit vom Ort des Auftretens der Scales und deren physikochemischen Eigenschaften eigene spezifische Einsatzgebiete. Besonders schwer sind z. B. Baryt (BaSO4) oder Galenit (PbS) Ablagerungen zu entfernen. Sie sind sowohl gegenüber chemischen als auch mechanischen Verfahren sehr widerstandsfähig. Deshalb ist eine Weiterentwicklung der vorhandenen Methoden bzw. die Entwicklung neuer Methoden zur schnelleren und effektiveren Entfernung von Ablagerungen erforderlich. Ein gänzlich neuer Ansatz zum Entfernen mineralischer Scales stellt dabei das Elektro-Impuls-Verfahren (EIV) dar.

Beim EIV werden Hochspannungsentladungen genutzt, um die Scales zu lösen. Es handelt sich hierbei um eine Weiterentwicklung eines Verfahrens aus der Tiefbohrtechnik, mit dem Hartgestein effektiver als bisher erbohrt werden kann. In dem vom BMWi geförderten Projekt „Entwicklung und in-situ Erprobung eines EIV-Bohrsystems (ISEB)“ wurde ein entsprechendes Bohrsystem als Prototyp entwickelt. Diese Technologie kann, durch entsprechende Anpassung, grundsätzlich auch für Aufwältigungsarbeiten eingesetzt werden.

In dem BMWI geförderten Projekt „Elektro-Impuls-Verfahren zur Aufwältigung eines mit Scales verengten Bohrloches“ mit dem Kurztitel EVA (IGF Vorhaben Nr.: 21674 BR) wurde ein erster Prototyp zur Scaleentfernung entwickelt und aufgebaut. Die Stromversorgung ist bei diesem System gegenüber dem bereits entwickelten Bohrsystem deutlich einfacher, da bei Work-Over-Arbeiten ein Stromversorgungskabel mitgeführt und die Ladespannung obertägig zur Verfügung gestellt wird. Somit ist keine untertägige Stromerzeugung erforderlich, und lediglich der Impulsspannungsgenerator zur Erzeugung der Hochspannungsimpulse notwendig.

Im Rahmen von Versuchen vor Ort mit dem EVA-Mobil konnten erste Erfolge zur Scaleentfernung an Rohren erzielt werden. Daraufhin wurden Versuche mit dem EVA-Prototyp an realen Rohrproben mit Scaleanhaftungen und einem zugesetzten Sandfilter geplant und durchgeführt.

Der Beitrag behandelt die erreichten Ziele des Projektes EVA und die Projektweiterführung, sowie die Herausforderungen, Durchführung und Ergebnisse der ersten Tests mit dem Prototyp.

Die Speicherung von Energie ist eine der zentralen Herausforderungen der Energiewende. Dies gilt insbesondere für die Wärmeenergie, deren Bedarf starken saisonalen Schwankungen unterliegt und für die eine effiziente Speicherung eine Herausforderung darstellt. Die Wärmespeicherung ist entscheidend für die Ausweitung der geothermischen Nutzung von der Grundlast auf die Mittel -und Spitzenlast in Ballungsräumen. Das Projekt VESTA Malm befasst sich mit den Herausforderungen der Wärmespeicherung bei sehr hohen Temperaturen (>100 °C) in einem reaktiven Karbonatreservoir. Ziel des Projektes ist es, die technischen Hürden eines Demonstrationsprojektes im Großraum München aufzuzeigen und zu senken. Die zentralen Herausforderungen des Projektes sind (1) Geeignete Behandlungsmethoden zur Vermeidung von Formationsschäden durch Ausfällung von Karbonatmineralien aus dem injizierten Thermalwasser zu finden. (2) Verbesserung der Rückgewinnung der gespeicherten Wärme in einem verkarsteten Aquifer mit unregelmäßiger Porositätsverteilung. (3) Bereitstellung einer wirtschaftlich optimierten Bohrungskonfiguration, die die Anforderungen der Produktionstechnik (z.B. häufige Pumpenwechsel) berücksichtigt. (4) Integration des Speichers in das bestehende Fernwärmenetz unter Berücksichtigung der Wärmequellenverfügbarkeit.

Aufgrund der angestiegenen Energiepreise sowie der voranschreitenden Klimakrise zeigt sich ein zunehmendes Interesse an weiteren regenerativen Energiequellen wie Aquiferspeichern. Die sogenannten Hochtemperatur-Aquiferspeicher (HT-ATES) sind durch die Möglichkeit der Einspeicherung von Temperaturen von >50°C gekennzeichnet. Der Vorteil ist hierbei, dass die ausgespeicherte Wärme direkt, ohne den Einsatz von Wärmepumpen, in ein Wärmenetz eingebunden werden kann. HT-ATES können die Lücke zwischen konstanter Wärmeproduktion für die Heiz-/Kühlzwecke und saisonal schwankendem Wärmebedarf nach dieser abdecken und stellen somit eine denkwürdige Alternative insbesondere für die Regionen mit einer eingeschränkten oder ausgeschlossenen Umsetzung tiefer Geothermie dar. Eine ähnliche Situation tritt in der Niederrheinischen Bucht im Bereich der Städte Düren und Kreuzau auf. Im Rahmen einer vom Land NRW geförderten Studie des Wettbewerbs „Wärme aus Tiefengeothermie für NRW“ wurde für die Region Düren/Kreuzau das geothermische Potential untersucht. Durch die jahrelange Tagebau-Tätigkeit in der Region ist eine solide Datenbasis sowie Kenntnisse der geologischen und hydrogeologischen Verhältnisse tertiärer Lockersedimente geschaffen. Somit sind gute Voraussetzungen für die Aquiferspeichernutzung gegeben. Düren/Kreuzau zeichnet sich durch zahlreiche Unternehmen aus der Papierherstellung/-verarbeitung aus, welche eine gute Abwärmequelle für die Einspeicherung im Untergrund darstellen. Das Potential der HT-ATES wird am Beispiel der Nutzung von sandigen Einheiten des Tertiär untersucht. Die Ermittlung des thermischen Potentials sowie der erwarteten Wärmerückgewinnungsgrade erfolgt durch eine gekoppelte thermohydraulische Simulation mittels DoubletCalc und FEFLOW für drei Standorte in je drei übereinanderliegenden potentiellen Aquifere für eine Einspeicherung von 50°C. Mit Modellen vorhergesagte thermische Leistung werden in diesem Beitrag vorgestellt und hinsichtlich der Eignung der untersuchten Standorte für die Umsetzung eines HT-ATES eingeordnet.

Hochtemperatur-Aquiferwärmespeicherung (HT-ATES) im geologischen Untergrund kann dabei helfen das zeitliche Missverhältnis zwischen Produktion und Bedarf von Energie aus erneuerbaren Quellen zu überbrücken. Trotz großer Bedeutung für die Energiesystemtransformation im Wärmeversorgungsbereich ist HT-ATES mit einigen Herausforderungen und Risiken wie z.B. genehmigungsrechtlicher Hürden konfrontiert. Die Wärmeeintragsexperimente am TestUM-Aquifer-Testgelände bieten eine Grundlage für die Charakterisierung und Überprüfung des hydraulischen, thermischen, geophysikalischen, mikrobiologischen und geochemischen Prozessverständnisses. Ein HT-ATES-System wurde auf dem Gelände experimentell simuliert, wobei drei Phasen mit unterschiedlichen Be- und Entladezyklen bei Einspeisetemperaturen von 80°C dargestellt wurden. Mehr als 500 Thermoelemente wurden verwendet, um Temperaturdaten über einen Zeitraum von 579 Tagen zwischen Juli 2021 und Februar 2023 aufzuzeichnen. Insgesamt wurden elf Betriebszyklen, unterteilt in zwei Phasen, durchgeführt, was einem Gesamtwärmeeintrag von 155 MWh entspricht. Die Temperaturaufzeichnungen sind räumlich hoch aufgelöst, insbesondere in der Nähe der Injektionsbohrung, mit Intervallen von nur 0,5 m in vertikaler und horizontaler Richtung und einer zeitlichen Auflösung von 10 min. Somit sind die Temperaturverteilung im Untergrund und die Position der Wärmefahne zu jedem Zeitpunkt gut charakterisiert. Die Ergebnisse zeigen, dass die Temperaturverteilung durch dichtegetriebene Konvektion, die durch die Temperaturunterschiede verursacht wird, sowie durch Wärmeverluste an die hangende Stauschicht beeinflusst wird. Die Speichereffizienz wurde durch die Messung von Rückflussraten und Temperaturen bestimmt, wobei sich zeigte, dass die Speichereffizienz mit der Zykluslänge und mit den Stillstandszeiten zwischen Ladung und Entladung abnimmt.

Saisonale ATES-Systeme ermöglichen die effiziente Integration klimaneutraler Wärmequellen in urbane Wärmeversorgungssysteme. Ein sicherer und effizienter Betrieb setzt jedoch sowohl die Erfassung, als auch die realistische Bewertung und Prognose induzierter hydraulischer, thermischer, geochemischer und mikrobiologischer Effekte, sowie deren Auswirkungen auf Betrieb und Umwelt voraus.

Um eine Datenbasis für eine Erweiterung des Prozessverständnisses auf der Feldskala und die Ableitung geeigneter Monitoringstrategien bereitzustellen wurde ein zyklischer HT-ATES Feldversuch durchgeführt. In sechs 14-tägigen Beladungsperioden wurden ~300 m³ Wasser in den Speicherhorizont (6-15 m u. GOK) infiltriert (~15 L/min; ~80 °C) und direkt oder nach 21 Tagen Speicherung wieder extrahiert. Dabei überwachte ein räumlich und zeitlich hochaufgelöstes Monitoring an ~90 Messpunkten induzierte hydrogeochemische Effekte, sowie deren Reversibilität.

Innerhalb von ~7 m um den „warmen Brunnen“ deutet die Überlagerung zuvor stratifizierter Kalzium- und Sulfatkonzentrationen in Kombination mit dem Ausbreitungsmuster erhöhter Siliziumkonzentrationen auf die Ausbildung einer dichtegetriebenen Konvektionszelle hin, welche auch von begleitenden numerischen thermo-hydraulischen Simulationen prognostiziert wurde. In Speicherperioden, aber umso mehr im Postbetrieb, gehen Temperaturrückgänge auch mit dem Rückgang zuvor erhöhter Konzentrationen von bspw. Silizium, Kalium, Selen und Vanadium einher. Nach den ersten ATES-Zyklen zeigen mit Kalium und Selen erste Komponenten abnehmende Konzentrationsmaxima, was auf eine Erschöpfung ihrer mobilisierbaren Pools hinweist. Zudem zeigte das Monitoring 30 m abstromig des warmen Brunnens bisher keine Hinweise auf induzierte Temperatur- oder Konzentrationsänderungen, obwohl simulierte Tracerausbreitungen bereits auf den Durchgang infiltrierten Wassers hinweisen.

Insgesamt dominieren hochdynamische Strömungsbedingungen den Nahbereich des heißen Brunnens und trotz skalenbedingt geringer Wärmerückgewinnungsraten hält die Reversibilität der induzierten Effekte das weitere Umfeld geochemisch unbeeinflusst.

Die Nutzung von thermischen Untergrundspeichern ist essentiell für die Dekarbonisierung von Wärmenetzen. Um diese optimal in Verbindung mit dem Gesamtsystem zu betrieben, sind einerseits umfangreiche Finite Elemente Modelle für die Speicher erforderlich und andererseits muss die Finite-Elemente Software mit Netzsimulations-Software gekoppelt werden.

In unserem Beitrag stellen wir eine Methode vor, um einfache dynamische Gleichungen für die Speicher basierend auf Daten aus Finite Elemente Simulationen abzuleiten, welche dann für einen anschließende Betriebsoptimierung mit Python eingesetzt werden.

Bei der Betriebskostenoptimierung fokussieren wir uns auf die Wärmeerzeugerseite, welche aus verschiedenen Wärmequellen wie Prozessabwärme, Solarthermie oder einem konventionellen Heizkraftwerk besteht. Die Wärme wird hierbei über eine Wärmepumpe in ein Fernwärmenetz eingespeist.

Anschließend verwenden wir unsere Methode, um den optimalen Betrieb eines geplanten Grubenspeicher (MTES) für die Fernwärmeerzeugung am Campus der Ruhr-Universität Bochum zu berechnen.

Deep geothermal energy (DGE) may play an important role for future energy production considering its base load capacity and ubiquitous availability. Funded by the EU Interreg North-West Europe (NWE) Programme, DGE-ROLLOUT promotes the DGE potential of Lower Carboniferous carbonate rocks following a multi-disciplinary geoscientific approach.

With the Geological Survey of North Rhine-Westphalia as lead partner, project partners include the national geological surveys of Belgium, France and the Netherlands, as well as industry partners (DMT GmbH & Co. KG; Energie Beheer Nederland B.V.; RWE Power AG) and research institutions (Fraunhofer Institution for Energy Infrastructures and Geothermal Systems; Technical University Darmstadt; Flemish Institute for Technological Research). Furthermore, DGE-ROLLOUT collaborates with ten sub- and associated partners, including the national geological surveys of Great Britain and Ireland and the European Geothermal Energy Council.

DGE-ROLLOUT comprises three administrative, one investment and three implementation work packages (WP T1-T3): T1 provides a reconciled knowledge baseline for the DGE market development in NWE, including a transnationally harmonised depth and thickness map of the Lower Carboniferous. T2 fills information gaps through the acquisition of 2D seismic surveys, drillings, reprocessing vintage seismic data, and developing 3D subsurface models. T3 increases the efficiency of existing geothermal systems, implementing new or improved production techniques regarding reservoir behaviour, cascading systems and thermal energy storage.

After five years of excellent collaboration, DGE-ROLLOUT comes to an end in October 2023. We are keen on presenting our final results, including two webtools comprising the results of WPs T1-T2. DGE-ROLLOUT collaborations will continue through annual network meetings.

The Bavarian Molasse Basin, is one of Europe’s most successful hydrothermal energy plays. The geological potential of hydrothermal usage of the prolific Upper Jurassic carbonate reservoir also suggests that a significant development of the geothermal output is very feasible, in particular for heating purposes. In order to master this development, challenges associated with exploration, drilling and production have to be further mitigated: For example, around 20% of all deep geothermal exploration wells yielded reduced or insufficient flow rates, at least 25% of all deep geothermal projects experienced severe drilling problems in at least one well and, although not a critical risk in the Bavarian Molasse Basin, few geothermal sites have also been associated with minor microseisimicity. These challenges are mostly related to the complex nature of the exploited Upper Jurassic carbonate reservoir and the foreland basin setting of the Bavarian Molasse Basin, suggesting that an improved regional understanding of the geological and geomechanical evolution and present-day state is necessary. Over the past years, we analysed and integrated geophysical and drilling data of more than 300 deep wells (hydrocarbon and deep geothermal) from the Bavarian Molasse Basin to gain a better understanding of sediment distribution and compaction (basin analysis) as well as the distribution and magnitudes of subsurface stresses and pore pressure (geomechanics). In this contribution we will provide an update and synopsis of these results and discuss possible implications for challenges associated with future geothermal drilling, exploration and production in the Bavarian Molasse Basin.

Geothermal brines in the Upper Rhine Graben (Germany) are highly saline and contain a significant load of dissolved gases, leading to operational challenges in the surface facilities. The decreasing pressure during production of the brine and the thermal transfer from the geothermal fluid to a secondary fluid used to produce electricity results in scaling and corrosion issues, reducing the efficiency of the geothermal energy system.

A thorough characterization of the brine and understanding of the chemical processes are essential to prevent scaling and corrosion and thus to increase the efficiency of the heat transfer and secure a long-term and sustainable extraction of lithium from the geothermal fluid, which is the aim of the Zero Carbon Lithium^TM Project from the Vulcan Energy Group. To avoid degassing and the resulting scaling and corrosion issues, an effective system of pressure control in combination with chemical treatments is used in the Insheim geothermal power plant in Rhineland Palatinate (Germany).

In frame of the European H2020 project GEOPRO (Grant Agreement 851816), Vulcan contributes to a better understanding of the gas behavior in the brine of the Insheim geothermal power plant to prevent degassing related issues by using a joint field and modelling approach. In the presented Insheim case study the operational influence of slight variations in the composition and of minor elements in the geothermal fluid are investigated and the origin of the dissolved gases in the geothermal fluids of the Upper Rhine Graben are studied using the composition of the gases and their isotopic signature.

Fault zones in granites and granodiorites exhibit distinct structural, geochemical, and petrological features that have significant implications for hydraulic heterogeneities. These features arise due to the brittle deformation and fluid-rock interactions within fault zones. The interconnected fractures and fault planes provide preferential pathways for fluid flow, enhancing the permeability contrast compared to the surrounding rock matrix. Additionally, the presence of hydrothermally altered or weathered minerals can modify locally the permeability, resulting in heterogeneous fluid flow patterns.

The aim of this contribution is to integrate refined mineralogical analysis through, XRD, EMP, and ICPMS, along with structural analysis from borehole logs, to characterize the heterogeneities present in faulted granodiorites and granites in two locations in the crystalline Odenwald.

The first location, e.g. the SKEWS demo-site (Projektträger Jülich, 03EE4030A), is a heat-storage demonstrator targeting granitic and granodioritic units, in which the upper section is affected by a fault. The second location is the Otzberg Fault Zone at the Eastern Border of the Tromm Granite, which is a major large-size structural element, which can serve as an analog for structures targeted in deep geothermal reservoirs, and thus is a potential site for the realization of GeoLaB.

These geological features influence fluid flow pathways, storage capacity, and fluid-rock interactions within the fault zones, ultimately affecting the development and distribution of hydraulic heterogeneities. Such understanding is vital for subsurface resource exploration and management, from deep geothermal EGS to heat-storage potential subsurface assessments in regions characterized by granitic and granodioritic rocks, in Germany or Europe-wide

The decision for the site of the GeoLaB (geoscientific underground laboratory) infrastructure considers many aspects. One of the geoscientific aspects comprise the mineralogical-petrological, petrophysical and geomechanical properties which will be investigated in the exploration stage of the project. Potential targets comprise on the one hand the Tromm ridge and the Otzberg fault zone in the Odenwald and the Omerskopf area and Glashütte fault zone in the Black Forest on the other hand.

In a recent field campaign more than 50 samples, comprising fresh, altered, and cataclastic rocks as well as fault gouge material, from the Odenwald and the Black Forest were probed. This first set of samples will be investigated for quantitative mineral composition and clay mineralogical composition, mineral chemistry, the presence of micro-fractures and alteration patterns in the thin sections via element mapping.

The investigation of micro-structures at microscale will be linked to the structural geology at macroscale. Furthermore, the same analytical approach will be applied to core samples from exploration drilling as soon as they will be available.

These first results will be combined with structural geological field data, geophysical and geomechanical experiments to generate a scientific database for the GeoLaB site selection and future scientific work. In the future the samples will undergo a complex thermo-hydraulical-mechanical and chemical investigation routine established in pre-runner projects.

Der Handlungsdruck zur Dekarbonisierung des Wärmesektors steigt rasant. Ein Schlüssel zur Erreichung dieses Ziels ist der Geothermieausbau. Geothermie wird derweil auch von der Bundesregierung als „Schlüsseltechnologie“ gehandelt, deren CO2-neutraler Einsatz das Potential hat, die Wärmewende entscheidend voranzubringen. Dazu stehen immer mehr Geothermieprojekte in den Startlöchern. Die Vorhabenträger von Morgen sehen sich dabei diversen öffentlich-rechtlichen Genehmigungsanforderungen aus verschiedenen Umwelt- und Fachplanungsgesetzen ausgesetzt. Wegweiser durch diesen „Genehmigungsdschungel“ sind eine vorausschauende Planung und eine effektive Koordination der verschiedenen Verfahren.

Die Tiefengeothermie stellt sich in genehmigungsrechtlicher Hinsicht wesentlich komplexer dar als die oberflächennahen Geothermie. Neben den einzuholenden Bergbauberechtigungen sind jeweils bergrechtliche Betriebspläne aufzustellen, die die konkreten Aufsuchungs- und Gewinnungs- sowie Injektionsbohrungen gestatten. Erforderlich sind dazu regelmäßig Hauptbetriebspläne sowie ggf. weitere Sonderbetriebspläne. Sollte eine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich werden, besteht eine Rahmenbetriebsplanpflicht, die die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens erfordert. Weiterhin bedarf es einer wasserrechtlichen Erlaubnis sowie diverser Baugenehmigungen für die übertägigen Anlagen des Geothermiekraftwerks.

Angesichts dieser Komplexität ist es unerlässlich, bei der technischen Planung auch die genehmigungsrechtliche Umsetzung von Beginn an mitzudenken, um „alles unter einen Hut“ zu bringen. Potentiellen Vorhabenträgern soll dazu eine Roadmap an die Hand gegeben werden, welche Genehmigungen einzuholen sind und wie ein effektives Projektmanagement dafür aussehen könnte. Eine abgestimmte, umfassende „Genehmigungsstrategie“ ist unerlässlich, damit das Gesamtvorhaben ohne Verzögerungen zielgerichtet umgesetzt werden kann.

Die Vortragenden verfügen über Know-how und Branchenwissen aus der langjährigen Erfahrung aus zahlreichen komplexen Energieprojekten in der Rechtsberatung sowie dem juristischen Projekt- und Verfahrensmanagement.

Fachkräftemangel wird als eine der bedeutendsten Hürden für den Erfolg des Geothermieausbaus gesehen. Während Windenergie und Photovoltaik mittlerweile deren Weg in die Lehrpläne geschafft haben, geht Geothermie weiterhin an der schulischen Ausbildung vorbei. Somit lernt man Geothermie heute, wenn überhaupt, erst in einer relativ späten Phase der Berufsausbildung kennen. Wie können wir so erwarten, dass genügend Jugendliche ihren Weg zu geothermierelevanten Berufen finden?

Zum Fachkräftemangel kommt erschwerend hinzu, dass Mädchen sich nach wie vor aufgrund von Stereotypen gegen MINT-Berufe entscheiden. Das TUM Entdeckerinnen Projekt hat das Ziel, die technisch-naturwissenschaftliche Begeisterung von Mädchen zu wecken. Schülerinnen können im Rahmen des Projektes kurz vor der Berufswahl (8. bis 10. Klasse) an einem Projekttag in einem ausgewählten MINT-Fach, darunter auch die Tiefengeothermie teilnehmen. Die Experimente umfassen drei Bereiche, die in der geothermischen Energiegewinnung essentiell sind. An Stationen können die Schülerinnen eine selbst zubereitete Lockergesteinsabfolge mit einem Schneckenbohrer durchteufen und das Reservoir anzapfen, konduktiver und konvektiver Wärmetransport mithilfe von angefärbten Flüssigkeiten vergleichen sowie die Porosität und die Permeabilität von Lockergesteinen untersuchen und gegenüberstellen. Nachdem sie selbstständig die Herausforderungen an den einzelnen Stationen gelöst haben, dürfen sie das Zusammenspiel an unserer aquarium-großen Geothermieanlage anschauen und eine Modellsiedlung mit Gewächshaus beheizen.

An den ersten Schulfahrten konnten schon über 40 Schülerinnen erreicht werden, die allesamt eine sehr positive Rückmeldung zum Format und Thema des Experimentiertages gegeben haben. Die ersten Fahrten konnten aber auch bestätigen, dass vor dem Projekttag nur einzelne Schülerinnen den Begriff Geothermie oder Erdwärme gehört haben, obwohl sie alle im Molassebecken wohnen.

Im Oberrheingraben, wo die Temperaturen am höchsten sind, und im Molassebecken um München, wo am intensivsten gebohrt wird, ist das Risiko einer geothermischen Exploration relativ gering. In Norddeutschland sind die Temperaturen nicht niedrig und die historische Bohraktivität sehr hoch, aber das Erkundungsrisiko bleibt unbequem groß, da die öffentlich zugängliche Temperaturdatenbank sehr wenig Licht auf die Tiefen und Temperaturen wirft, die für die beste Fernwärmeeffizienz, erforderlich sind, oder die zur Stromerzeugung ausreichen, oder die für viele industrielle Anwendungen gebraucht werden.

In einem repräsentativen Gebiet historischer Öl- und Gasbohrungen in Niedersachen greift das geothermische Informationssystem GeotIS auf 3461 Temperaturmessungen aus 1509 einzelnen Bohrungen zurück. Etwa 80% den Messungen sind flacher als 2000m und/oder kühler als 100°C. Die sehr spärlichen Messungen die tief und heiß sind deuten auf eine starke geografische und stratigraphische Variabilität des geothermischen Gradienten hin, die wahrscheinlich Variationen in der Krustendicke, der Wärmeproduktion des Grundgebirges, der Wärmeleitfähigkeit, und der Flüssigkeitszirkulation widerspiegelt.

Deswegen kann ein rein statistischer Ansatz zur Temperaturextrapolation oder -interpolation, wie in GeotIS, keine angemessene Auflösung der erwarteten Temperaturen in der Tiefe für eine effektive Verringerung des Explorationsrisikos liefern. Ein besserer Ansatz ist die physik-basierte 3D-Geothermiemodellierung, die eine hochauflösende geologische Interpretation (wie TUNB3D-NI, zB) und vernünftige Annahmen zur basal Wärmefluss, Wärmeerzeugung, und Wärmeleitfähigkeit für diese Geologie einbezieht. Der Untergrundabfluss kommt auch noch dazu. Dieses Verfahren hat die beste Chancen, Temperaturen in unbeobachteten Tiefen mit einer Auflösung vorherzusagen, die eine vernüftige wirtschaftliche Entscheidungsfindung unterstützen kann. Sonst tappen wir im Dunkeln.

Due to the growing demand for renewable energy, there is a pressing need for the exploitation and use of geothermal energy in Germany. A notable initiative in this regard is the WärmeGut project, which is funded by the Federal Ministry of energy and climate protection (BMWK). One of the research goals places significant emphasis on evaluating the potential of shallow to medium-depth geothermal resources of the Tertiary sandstones in the North German Basin (NGB).

In this study, we conducted an analysis of well logs from 15 sites, which included gamma ray, density, sonic, resistivity and photoelectric factor data. We investigate the temporal and spatial distribution of sandstone facies within the sequence stratigraphic framework of the Tertiary sequence in the NGB Basin. Primarily, the focus of the study revolves around the examination of four-sandstone units located in the uppermost portion of the Lower Eocene, the Middle Eocene (Brüsselsand), the lower Oligocene (Neuegammer Sand), and the Upper Miocene.

We have conducted a petrophysical analysis to evaluate the quality of sandstones as a geothermal reservoir. Preliminary findings reveal that the porosity exceeds 20%, with variations influenced by the thickness, shale content, and depth of the respective sandstone units. However, both the thickness and petrophysical characteristics of the sandstone units demonstrate variations across different spatial scales within the North German Basin. The data will be used to construct a 3D geologic model and perform thermal-hydraulic modeling to assess reservoir performance.

Dem Nutzen bereits vorhandener Untergrunddaten bei der Aufsuchung und Erkundung geothermischer Energie wird durch die Entwicklung einer Steckbrieffunktion für das geothermische Informationssystem (GeotIS) besondere Bedeutung beigemessen. Durch das Forschungsprojekt ArtemIS (gefördert durch das 7. EFP des BWMK) soll die Steckbrieffunktion dem Benutzer an einem vom ihm ausgewählten Ort auf der Karte die aktuell in der Datenbank erfassten Untergrunddaten, welche für die Planung von Geothermieprojekten relevant sind, übersichtlich dargestellt und einfach verständlich zusammenfassen. Die Entwicklung der Steckbrieffunktion ist angelehnt an das PlayType-Konzept als Teil des Play-basierten Explorationsworkflows, ein Standardworkflow in der Erdölindustrie, der für den Einsatz in der Geothermieexploration übernommen und angepasst wurde. Der gesamte Workflow umfasst drei Ebenen: i) die Geosystem-Fokus, ii) die Play-Fokus und iii) die Prospect-Fokus Ebene. Die Zuordnung der bereits vorhandenen und verfügbaren Daten zu den Ebenen gibt Aufschluss über den Status eines (imaginären) Projekts. Jede Ebene spiegelt den Grad des geologischen Kenntnisstands und der damit verbundenen Risikoeinschätzung über den Untergrund wider. Dieser Bewertungsgrad nimmt von Geosystem-Fokus über Play-Fokus zu Prospect-Fokus zu. Neue Ergebnisse fließen in die vorherige Workflow-Ebene zurück, und so können zukünftige Projekte von den Erkenntnissen profitieren. Im Idealfall ermöglicht dieser systematische, ganzheitliche Explorationsansatz eine volumetrische Bewertung und eine konsistente Risikobewertung innerhalb des vorhandenen Projektportfolios.

Ein wichtiger Baustein zur Nutzung erneuerbarer Energien, insbesondere auf kommunaler Ebene, ist die mitteltiefe und tiefe Geothermie. Doch die Nutzung von Erdwärme setzt umfassende Informationen zur geologischen Beschaffenheit des Untergrundes voraus. Die Landesregierung von Nordrhein-Westfalen hat sich die stärkere Nutzung der mitteltiefen und tiefen Geothermie zur Aufgabe gemacht und den Geologischen Dienst NRW beauftragt, die Potenziale des Landes zu erfassen und die Daten für potenzielle Nutzer zur Verfügung zu stellen.

Bereits seit 20 Jahren wird das Portal „Geothermie in NRW“ erfolgreich zur Planung von Erdwärmeanlagen genutzt. Unter der Rubrik „oberflächennahe Geothermie“ ist eine Standortabfrage für Erdwärmesonden bis 100 Meter Tiefe möglich. Bei höherem Wärmebedarf stellt das Portal nun Daten für die Planung und die Bemessung von Erdwärmesonden bis 1 000 m bereit. Das von der RWTH Aachen entwickelte und im Portal integrierte Planungstool WebEWS gibt die Möglichkeit, Entzugsleistungen und Temperaturentwicklungen zu berechnen. Zudem lassen sich für eine saisonale Aquiferwärmespeicherung (ATES) potenziell geeignete Standorte erkennen.

Für Geothermievorhaben, die deutlich höhere Wärmebedarfe haben, gibt das Portal Auskunft über die Verbreitung, Tiefenlagen, Mächtigkeiten und Temperaturen von potenziellen Zielhorizonten bis ca. 5 000 m für eine hydrothermale Nutzung. Ergänzend bietet das Portal Informationen zu Bohrungen und seismischen Messungen, zu Wasserschutzgebieten, zu Erdbebenzonen und zu bestehenden Bergbauberechtigungen. Das Portal dient als eine wichtige Entscheidungsgrundlage für Projektplaner und nimmt bereits in der frühen Planungsphase ein Teil des Risikos aus den Vorhaben. Derzeit stehen Daten zur mitteltiefen und tiefen Geothermie für die zwei Bearbeitungsräume „Rheinland“ und „Nordrand Rheinisches Schiefergebirge“ bereit. Weitere Regionen sind in Bearbeitung.

Eignet sich ein Flusssystem des Aquitan (Untere Süßwassermolasse) im süddeutschen Molassebecken als geothermisches Reservoir? Neben der Temperatur sind vor allem die interne Struktur und die petrophysikalischen Parameter relevant. Für ein fluviatiles Reservoir sind folgende Eigenschaften von Bedeutung: der Typ des Flusssystems: verzweigt oder mäandrierend, die räumliche Dichte der Flussläufe, wie hoch ist die Periodizität, welche Dimensionen lassen sich beschreiben, gibt es einzelne Flussläufe oder Komplexe, wie ist die interne Struktur eines Flusslaufes. Anhand eines seismischen 3D – Datensatzes ein Flusssystem der unteren Süßwassermolasse analysiert. Hierbei kommen verschiedene Interpretationstechniken zur Anwendung. Die Flussläufe sind an die jeweilige Geomorphologie und damit an bestimmte Schichten gebunden. Durch die Extraktion vieler Schichten, die die Paläotopographie berücksichtigen wird die 3D-Seismik vertikal gegliedert. Auf diesen Flächen werden fluviatile Strukturen in Form verschiedener seismischer Attribute sichtbar. Einzelne Strukturen werden durch Kohärenzverfahren Im Raum markiert. Hierdurch wird die Verteilung und die geometrische Form als einzelne Körper festgelegt. Der gesamte Bereich wird in verschieden seismische Muster gegliedert. Dies Muster werden durch ein maschinelles Lernen gegeneinander abgegrenzt. Dies ermöglicht die räumliche Trennung von Bereichen des Flusssystems und der Überflutungsflächen. Bohrungsinformation aus dem Gebiet geben Aufschluss über die generellen lithologischen Bedingungen. Die Untersuchungen zeigen ein verzweigtes Flusssystem, das sich über die die gesamte seismische Untersuchungsfläche ausbreitet. Die Ausrichtung ist im wesentlichen Ost – West. Der Tiefenbereich des Systems erstreckt sich über mehrere hundert Meter. Es lassen sich größere Kanäle über hundert Meter Breite erkennen und deutliche schmalere Kanäle über mehrere Kilometern Länge sowie weitere fluviatile Ablagerungsformen.

Das Bayerische Molassebecken ist sowohl bezüglich des hohen geothermischen Potentials als auch der Nutzung von untertägigen Speichern in Porenräumen für die Energie- und Wärmewende von großer Bedeutung. Für die erfolgreiche und sichere Hebung dieses Potentials ist ein Verständnis der regionalen Variationen des Spannungsfelds und der petrophysikalischen Eigenschaften notwendig. Durch die intensive Bohrungshistorie der Kohlenwasserstoff-Industrie in Südbayern stehen an über 580 Standorten Datensätze verschiedenen Umfangs und Qualität zur Verfügung. In dieser Studie konzentrieren wir uns auf lithologisch differenzierte Beziehungen zwischen Rohdichte und seismischen Geschwindigkeiten, die u.a. für die Modellierung der akustischen Impedanz große Bedeutung haben, und der Herleitung von Vertikalspannungsprofilen, die für geomechanische Studien einen essentiellen Basisparameter darstellen. Hierzu wurden an einer Auswahl von über 90 beckenweit verteilten Bohrungen durchgängige Dichte-Logs erzeugt, die sich sowohl aus qualitätskontrollierten Dichte-Logs als auch aus konvertierten Geschwindigkeitsdaten des Sonic-Logs zusammensetzen. Die Parameter der dafür verwendeten Gardner Transformation (Gardner, 1974) wurden in einem separaten Kalibrierungsdatensatz lithologisch differenziert, um eine valide Konvertierung zu gewährleisten. Durch die somit vervollständigten Dichte-Profile bis zum geothermischen Reservoir des Oberjura können die Vertikalspannungen an den entsprechenden Bohrungsstandorten dargestellt werden. Dies geschieht unter Berücksichtigung der Porendruckverhältnisse in den verschiedenen Einheiten des Känozoikums und der Oberkreide (nach Drews et al., 2018) und als Funktion der exponentiellen Porositätsabnahme nach Athy (1930). Dabei zeigt sich, dass die Dichte-Geschwindigkeitsbeziehungen stark von der jeweiligen Lithologie abhängen und die abgeleiteten Vertikalspannungsgradienten im Bayerischen Molassebecken sowohl vertikal als auch lateral signifikant variieren können.

Im Süden von Bayern, unterhalb des nordalpinen Vorlandbeckens in Tiefen von bis zu 4.000 m wurden bereits hydrothermale Reservoire für die Tiefengeothermie erschlossen und erfolgreich zur Wärme- und auch Stromerzeugung betrieben. Auch im Norden von Bayern ergibt sich durch eine nachgewiesene Anomalie von erhöhten Untergrundtemperaturen in den kristallinen Gesteinen unterhalb des Fränkischen Beckens ein potenzieller Standort für petrothermale Tiefengeothermie.

Allerdings stellen die variablen geomechanischen Eigenschaften der Reservoirgesteine an beiden Standorten ein wirtschaftliches Risiko dar, da diese die Bohrlochstabilität maßgeblich beeinflussen können. Besonders im Falle des Standorts in Nordbayern besteht zuweilen eine immense Datenlücke bezüglich der in Tiefen von 1.500 bis 3.000 m vorherrschenden Eigenschaften. Zu diesen geomechanischen Kennwerten zählen unter anderem die Risszähigkeiten der Reservoirgesteine, da diese die komplexen Prozesse der Rissausbreitung im Reservoir steuern und somit auch eine realistische Simulation in numerischen Modellen ermöglichen.

Da Gesteinsproben aus dem Reservoir in der Regel nur in limitierter Anzahl und Größe verfügbar sind, werden Analoggesteine mit ähnlichem Alter und den Reservoirproben entsprechender Genese und Lithologie zur experimentellen Erhebung der Risszähigkeiten verwendet. Dabei werden Semi-Circular Bend-Tests (SCB-Tests) und Double-edge notched Brazilian Disk Tests (DNBD-Test) durchgeführt und die Rissausbildung mit einer Hochgeschwindigkeitskamera aufgenommen, welche eine quantitative sowie qualitative Charakterisierung der Rissausbildungen zulässt.

Durch eine umfassende Kenntnis der geomechanischen Eigenschaften, der verschiedenen Faktoren zur Rissausbreitung und somit der Minderung der Risiken von Instabilitäten, soll die Umsetzung von Geothermieprojekten in Bayern effizienter und kostengünstiger werden.

Diese Untersuchungen wurden im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern (GAB) durchgeführt, welche vom Bayerischen Staatsministerium für Wissenschaft und Kunst (StMWK) gefördert wird.

Für den weiteren Ausbau der tiefen Geothermie in Deutschland und die dafür notwendige soziale Akzeptanz der Projekte, ist die Vorhersage und Schadensbegrenzung induzierter seismischer Ereignisse von großer Bedeutung. Die Beschaffenheit von Klüften und Störungen spielt hierbei eine besondere Rolle.

In geothermischen Reservoiren aus Carbonatgesteinen, wie im Oberjura in der Region des Nordalpinen Vorlandbeckens, ist die Trennflächenbeschaffenheit stark durch die Wechselwirkungen der zirkulierenden geothermisch genutzten Tiefenwässer beeinflusst. Durch den Temperaturentzug sind die injizierten Wässer in Bezug auf das Reservoirgestein untersättigt: Im Umfeld der Injektionsbohrungen wird die Gesteinsmatrix entlang der Trennflächen aufgelöst. Die Auflösung wurde rechnerisch und experimentell quantifiziert (Baumann et al. 2017). Derzeit ist noch nicht experimentell belegt, wie sich die Auflösung auf die Trennflächenbeschaffenheit und damit die Integrität des spannungsbelasteten Reservoirs auswirkt. Zur Darstellung der Oberflächenveränderungen werden Autoklavenversuche an Gesteinsproben des Oberjura durchgeführt. Temperatur und CO₂-Partialdruck entsprechen den naturräumlichen Bedingungen. Veränderungen der Morphologie und des Mineralbestand der Oberflächen werden mit 3D-mikroskopischen Aufnahmen und Raman-Mikroskopie ermittelt. Mit einem 3D-Mikro-Scanner werden die Beträge der Auflösung quantifiziert. Die Massenbilanz wird mit hydrochemischen Analysen des eingesetzten Versuchsfluids geschlossen.

Die Kombination aus hydrogeochemischen Messdaten und lokalen morphologischen Änderungen liefert die Basis für Modelle zur Bewertung der geomechanischen Integrität des Geothermiereservoirs.

Diese Arbeit ist als Teil der Geothermie-Allianz Bayern durch das Bayerische Staatsministerium für Wissenschaft und Kunst (StMWK) gefördert.

Baumann, T., Bartels, J., Lafogler, M., Wenderoth, F. (2017): Assessment of heat mining and hydrogeochemical reactions with data from a former geothermal injection well in the Malm Aquifer, Bavarian Molasse Basin, Germany. In: Geothermics 66, 50–60.

Das noch vorhandene Tiefengeothermiepotential im Bereich der Stadt München und der angrenzenden Kommunen beträgt nach aktueller Abschätzung ca. 1,4 GWth. Bisher sind in diesem Raum bereits ca. 400 MWth erschlossen. Nun ist seit Mitte 2022 das BEW in Kraft getreten und die Vorrausetzung zur Förderung ist die Transformation der Fernwärmenetze bis 2045 hin zur CO2-Neutralität. Das noch zur Verfügung stehende Potential bietet damit der Region München die riesige Chance, die gesteckten Ziele auch wirklich bis 2045 zu erreichen. Hierfür ist aber ein großer Kraftakt aller Beteiligten und Betroffenen erforderlich. Die Stadtwerke München haben sich in den letzten Jahren für diese herausfordernde Aufgabe gerüstet. So wurde in Bezug auf die Reservoirerschließung ein Portfolio aus zahlreichen Projekten konzeptionell, aber auf hohem qualitativem Niveau ausgearbeitet, so dass jedes einzelne Konzept auch zeitnah in den Status „drill ready“ gebracht werden kann. Für die zunehmend intensive geothermische Nutzung wurde damit bei SWM ein Prozess etabliert, der eine rasche Reaktion auf ein Projektportfolio aus Tiefbohrungen im Großraum München ermöglicht, das sich sowohl extern als auch SWM- intern durch jede konkretere Planung oder Erschließung stetig verändert. Auch für die Umsetzung des Projektportfolios wurde ein Konzept erarbeitet, das die hierfür nötigen Vorrausetzungen aufzeigt und Lösungsmöglichkeiten skizziert.

Die Ziele einer CO2-Neutralen Wärmeversorgung können jedoch nur gemeinsam erreicht werden. Das geothermische Reservoir richtet sich weder nach Gemeinde- noch nach Konzessionsgrenzen. Auch auf diese, vielleicht größte Herausforderung soll der Vortrag mögliche Antworten aufzeigen.

Mitteltiefe geothermische Ressourcen sind in Deutschland bisher wenig erforscht, besitzen jedoch durchaus ein hohes Potenzial zur Wärmeerzeugung, auch in Gebieten, die bisher als ungünstig für die Nutzung der Tiefengeothermie galten, und könnten somit einen wesentlichen Beitrag zur Deckung des Wärmebedarfes in Deutschland leisten. Um die Wärmewende in Deutschland voran zu bringen und die Thematik auch Kommunen und Laien näher zu bringen, soll im Rahmen des ArtemIS Projektes das öffentlich zugängliche Geothermische Informationssystem "GeotIS" um die mitteltiefe Geothermie ergänzt sowie die verschiedenen geologischen Regionen Deutschlands, eingeteilt in sogenannte „play types“ (Fündigkeitstypen), hinsichtlich ihres mitteltiefen geothermischen Potenzials untersucht werden. Zu diesem Zweck werden regionalisierte Wärmewende-Steckbriefe entwickelt, die alle relevanten Untergrundinformationen enthalten, die für geothermische Vorerkundungen benötigt werden, wie z. B. geologische Beschreibungen potentieller geothermischer Reservoire, Reservoirmächtigkeiten, hydraulische und thermische Gesteinseigenschaften sowie Hinweise zur Fluidchemie. Darüber hinaus werden statische geologische 3D-Modelle erstellt, die als Grundlage für numerische 2D- und 3D-Simulationen des regionalen Wärmepotenzials sowie verschiedenen geothermische Nutzungsszenarien dienen. Machine Learning Algorithmen werden eingesetzt, um die Extraktion und Analyse von Bohrdaten zu beschleunigen und die Bewertung des geothermischen Potenzials sowie wirtschaftliche Prognosen zu verbessern, insbesondere in Gebieten mit geringer Datendichte. Die Ergebnisse werden anschließend auf der Internetplattform GeotIS in benutzerfreundlicher Form zur Information und Weiterverwendung zur Verfügung gestellt. Hier stellen wir die ersten Ergebnisse des ArtemIS-Projekts für das Teilgebiet „Oberrheingraben“ vor.

Das VESTA Forschungsprojekt (Very-High-Temperature Heat Aquifer Storage) untersucht an verschiedenen Demonstrationsprojekten den Einsatz von HTS-Systemen mit Ein- und Ausspeichertemperaturen von >100°C um die Energiewende mit kommerziell nutzbaren Wärmespeichern zu unterstützen. Hierfür hat sich das VESTA-Konsortium aus acht internationalen Partnern gebildet um die Hochtemperaturspeicher und die damit verbundenen technischen, regulatorischen, rechtlichen, ökologischen und wirtschaftlichen Herausforderungen gemeinsam zu lösen.

Zu dem übergeordneten Gesamtforschungsvorhaben gehören vier Teilvorhaben, in denen unterschiedliche Aspekte untersucht werden. Im Teilprojekt VESTA CONTRAST soll mittels einer 2-D Linienseismik ein besseres Verständnis für die geologische Situation, das tektonische Spannungsfeld, das hydraulischen Regimes und des hierfür benötigten Bohrlochdesigns am Standort erlangt werden. Der Standort befindet sich unterhalb der Fraunhofer Einrichtung für Energieinfrastruktur und Geothermie (IEG) in Bochum, wo sich die gefalteten und geklüfteten Sandsteine des Karbons befinden und im Zuge der Untersuchung auf die Speicherfähigkeit und das Führen von Thermalwässern untersucht werden sollen. Anhand der gewonnenen Daten soll die Machbarkeit eines solchen HTS erörtert werden.

Die geplante Messkampagne soll den Untergrund möglichst bis in Erkundungstiefen von 2000 m erschließen, um die gefalteten Sandsteinhorizonte des Namur B und deren Kluft-Systeme optimal zu erfassen. Anhand der gesammelten Daten soll im Anschluss ein groß angelegtes Aquiferspeicherexperiment mit einer detaillierten Reservoirmodellierung durchgeführt werden, wobei die gesammelten Daten aus der Seismik die Grundlage für die Modellierung bilden sollen.

Karbonatgesteine in NRW, im Speziellen der Devonische “Massenkalk”, sind durch ihre Verkarstung bekannt und spielen eine bedeutende Rolle als regionale Grundwasserleiter.

Es besteht Forschungsbedarf, ob die Eigenschaften als Aquifer auch in großen Tiefen erhalten bleiben, sodass geothermische Anwendungen zur Deckung des Wärmebedarfs in NRW möglich sind (Bracke & Huenges 2022).

Die Bohrarbeiten einer neuen Erkundungsbohrung begannen im März 2022. Aufgrund von bohrtechnischen Schwierigkeiten im Steinbruch, bei der Erbohrung großer Karst-Hohlräume, wurden die Bohrarbeiten bei einer Teufe von 224 m abgeschlossen. Dies wies bereits vor Durchführung jeglicher Experimente auf eine stark durchlässige Formation hin, hauptsächlich aufgrund von Merkmalen wie Hohlräumen oder offenen Brüchen. Schon während der Bohrarbeiten wurden hydraulisch aktive Intervalle dokumentiert (Krämer 2023).

Die Lokalisierung produktiver, geothermischer Reservoire ist eine große Herausforderung in den Geowissenschaften. Die Kombination von geophysikalischen Methoden mit Pumptests ist gängige Praxis, um hydraulisch wirksame Zonen zu identifizieren. Bohrlochmessungen können oberflächennahe Forschung ergänzen und komplettieren.

Die in dieser Arbeit präsentierten Ergebnisse zeigen, dass der Massenkalk bei Vorhandensein von Verkarstung ein ergiebiges Reservoir mit ausgeprägter Sekundär-Porosität darstellt.

Um eine Regionalisierung der gewonnenen Erkenntnisse zu ermöglichen und die Strategie gemäß Bracke & Huenges (2022) weiterzuverfolgen, sollte die Studie um zusätzliche Bohrungen ergänzt werden. Sowohl Tief- als auch Flachbohrungen werden dazu beitragen, die Karbonate in NRW, insbesondere den Massenkalk, als Reservoir zu charakterisieren.

1 Bracke, R. & Huenges, E. (2022): Roadmap Tiefengeothermie für Deutschland (Fraunhofer-Gesellschaft). 2 Krämer, J. (2023): Exploration drilling in the Devonian Massenkalk: Combining hydraulic groundwater tests with a fracture analysis. Masterthesis, Aachen (RWTH Aachen University).

In der Stadt Straelen existiert ein hoher Bedarf an Heizwärme, durch eine Fokussierung von Unterglasgartenbaubetrieben. Derzeit wird der Wärmebedarf überwiegend durch zunehmend teure, CO₂ intensive Energieträger gedeckt, was eine Umstellung auf erneuerbare Energien motiviert. Es wurde daher eine Potentialuntersuchung für die Anwendung mitteltiefer bis tiefer Geothermie durchgeführt.

Straelen liegt in Nordrhein-Westfalen an der Niederländischen Grenze und geologisch in der Niederrheinischen Bucht. Der Viersener Sprung mit bis zu 500 m Versatz verläuft in Nord-Süd Richtung durch das Gemeindegebiet und trennt den Krefelder Block vom Venloer Block. Regional werden der karbonische Kohlenkalk und der devonische Massenkalk als potentielle geothermische Reservoire im Untergrund vermutet. Diese können durch Verkarstung und Klüftung sekundäre Permeabilitäten von > 1 Darcy erreichen. Darüber hinaus ist der oberdevonische Condroz-Sandstein aufgrund seiner möglichen primären Permeabilität von Interesse.

In dieser Studie wurde ein Strukturmodell basierend auf seismischen Bestandsdaten der Niederlande erstellt und mithilfe von Bohrungen tiefenmigriert. So konnten Tiefen und Mächtigkeiten der drei Reservoire in den entsprechenden tektonischen Stufen abgeleitet werden. Aus den Bohrungen, Offset- und Literaturdaten sowie Versenkungskurven wurden anschließend petrophysikalische Parameter wie die Porosität, Salinität oder das Net/Gross Verhältnis in Bandbreiten abgeschätzt.

Basierend auf diesen Informationen wurde eine statistische Abschätzung der möglichen thermischen Leistungen aus einem Dublettenbetrieb errechnet. Neben der Berücksichtigung der Variabilität der Parameter (geologische Unsicherheit) wurde auch das Risiko betrachtet, kein nutzbares Reservoir vorzufinden (Fündigkeitsrisiko). Abschließend wurden jeweils die sog. „Levelized Cost of Heat“ berechnet und mit den thermischen Leistungen und Fündigkeitsrisiko bewertet, um ein geothermisches Portfolio als Grundlage für zukünftige Entscheidungen bereit zu stellen.

Most of the planned “Middle Deep Geothermal Wells” will be drilled in densely populated urban areas to deliver warm or even hot water.

To do that economically all the surface equipment needs to be mobile (trailerized), self erecting (moving to site, installation and deinstallation in six hours) on a very small drill pad, electrically driven and operated by a small dill crew (2,5 people per shift).

To drill all sections of a geothermal well efficiently the top drive has to allow for air-lift drilling as for handling any kind of BHA for direct circulation drilling (down-hole-motors, air-and mud-hammers as well as large diameter wire-line coring systems).

Furthermore the top drive has to have a high torque and a hydraulic clamp system to drill with casing, minimizing the risks of mud losses and hole collapses while drilling in loose and soft formation. A pipe and casing handler attached to the rig operates with highest possible automation and the drilling is automated to great extent as well.

Because of the automation up to 450 m/hour API Range 3 drill pipes can be pulled out or installed in hole and 450 m of API Range 3 casings with max. 16 inch diameter can be installed as well.

Closed-loop geothermal technology offers a flexible approach to develop geothermal resources in various locations whether for direct use or power generation needs. GreenFire Energy Inc. (GFE) has been developing its versatile GreenLoop closed-loop geothermal technology, a downbore tube-in-tube (co-axial) heat exchanger circulates large volumes of a variety of working fluids. The working fluid returns to the surface at elevated temperatures through an insulated tube and can be flashed to produce power either at an existing steam condensing power plant, or an integrated Organic Rankine Cycle power-generating system. Besides, the hot working fluid can also directly be used for district heating/cooling applications. This paper will expand upon the successes of GFE’s technology over the past few years which include 1) case studies using existing geothermal wells in California, USA, 2) the development of a closed-loop laboratory at the Baker Hughes Innovation Center, Oklahoma USA, and 3) the scale and model resource development to understand Levelized Cost of Energy to deploy this technology using existing oil and gas wells, existing geothermal wells, or drilling fit for purpose wells for geothermal applications. Additional highlights will feature the future of closed-loop with other decarbonization efforts which include pre-heating for green hydrogen generation or for the desorption process in direct air capture to help further decarbonization efforts.

Accurate characterization of the hydraulic properties of geothermal reservoirs is important in understanding and improving their performance. Numerical models ae crucial in simulating geothermal systems, and their reliability depends on calibration using real-world data. Pumping tests provide valuable information for calibrating numerical models and improving their predictive capabilities.

This study focuses on inversely estimating the hydraulic properties of a reservoir by calibrating simulated pumping tests with real-world ones conducted in deep geothermal wells. The construction of the numerical model started with creating an unstructured tetrahedral mesh which is then processed using a multiphysics framework to simulate pumping tests. To calibrate the model, pumping rates and the duration of the drawdown and the build-up of the simulated tests have to match those of the actual tests to estimate the hydraulic properties of the reservoir in the complex geological setting. A framework for parametric and stochastic analysis was then used to conduct a large number of Monte Carlo simulations to allow enough parameter combinations for calibration. After running the simulations on a well, the pressure measurements recorded at the surrounding wells are calibrated with real-world interference tests. Pressure history, Bourdet derivative, and interference curves were plotted for all the runs and the fitting simulation was ultimately derived based on the visualization of these curves.

This research demonstrates the effectiveness of pumping tests in calibrating and validating numerical models and estimating hydraulic properties. The validated model, which forms the basis for conducting predictive simulations, can be further used in sensitivity and parametric studies.

Lithium ist ein wichtiger Rohstoff für die EU, der für die Energiewende und insbesondere für die Batterieproduktion von strategischer Bedeutung ist. Es sind Lösungen erforderlich, um die Abhängigkeit der EU von der gesamten Wertschöpfungskette und die geopolitischen Risiken im Zusammenhang mit der wachsenden Li-Nachfrage auf einem konzentrierten Markt zu verringern. Die tiefen geothermischen Reservoire im Oberrheingraben (URG) entlang der deutsch-französischen Grenze weisen nicht nur gute Bedingungen für die direkte energetische Nutzung auf, sondern auch hohe Li-Gehalte (160-200 mg/L). Dabei weist das tiefe geothermische Reservoir generell sehr ähnliche geothermische und hydrochemische Eigenschaften auf. Ein von ERAMET und IFPEN für argentinische Solen entwickeltes innovatives Lithium-Extraktionsverfahren wurde daher direkt auf einer Extraktionseinheit am Reinjektionszweig einer bestehenden Geothermieanlage im ORG installiert. Im Rahmen von Pilotversuchen wurde Anfang 2021 in Zusammenarbeit mit Electricité de Strasbourg im Rahmen des EUGELI-Projekts die Möglichkeit der Lithiumextraktion aus geothermischer Sole demonstriert.

Inwieweit die Lithiumextraktion die Nutzung geothermischer Ressourcen maximieren kann, indem die Lithiumextraktion mit der Strom- und/oder Wärmeproduktion über eine einzige Bohrung kombiniert wird, wird in dieser Posterpräsentation im Rahmen einer wirtschaftlichen Sensitivitätsanalyse gezeigt, indem die verschiedenen Schlüsselparameter bewertet und anschließend einer spezifischen Variation unterzogen werden. Letztlich wird diese kombinierte Nutzung geothermischer Ressourcen in einer bestehenden Anlage zeigen, inwieweit Umwelt- und Sozialauswirkungen im Vergleich zum konventionellen Bergbau bzw. zur konventionellen Sole-Lithiumgewinnung vermieden werden können.

Der weltweite Bedarf an Lithium steigt beinahe täglich, nicht zuletzt durch die wachsende Nachfrage von Lithium-Ionen-Batterien. Die größten Förderstätten liegen aber meist außerhalb von Europa und konzentrieren sich auf wenige Staaten, was zu einer starken Abhängigkeit von diesen führt. Um dem entgegenzuwirken, hat die EU Regularien zur Nachhaltigkeit von Batterien festgelegt und fördert die Gewinnung von Lithium aus verschiedenen Rohstoffquellen innerhalb von Europa. Dabei wird das Wasser aus Geothermie Anlagen des Rheingrabens als eine mögliche Lithium-Quelle betrachtet. Es enthält eine hohe Salzfracht, welche jedoch nur einen kleinen Anteil an Lithium beinhaltet. Diese geringe Menge aus dem Geothermie-Wasser zu fördern, ist mit einigen Herausforderungen verbunden, beispielsweise der selektiven Trennung von Lithium und Natrium, da der Natrium-Anteil um das knapp 300-Fache höher liegt. Adsorptionsverfahren werden schon seit längerem getestet, jedoch ist die Verunreinigung mit Natrium immer noch recht hoch, sodass zwingend alternative Trennungsverfahren gefunden werden müssen.

Im Rahmen des EU-Projekts „LiCORNE“ wird die Freifluss-Elektrophorese (FFE) als eine neue Methode zur selektiven Trennung von Lithium und Natrium untersucht. Die Trennung erfolgt über die Wandergeschwindigkeit der verschiedenen Ionen in wässrigen laminaren Strömungen. Dabei handelt es sich um ein membranfreies Trennverfahren, das Lithium und Natrium bei diskontinuierlichem und kontinuierlichem Betrieb vollständig separiert. Um eine nachhaltige und kosteneffiziente Trennung zu gewährleisten, wurden verschiedene Prozessparameter wie z.B. Art der Eluenten in unterschiedlichen Konzentrationen und pH-Werte getestet und optimiert.

Die FFE bietet ein membranfreies Trennverfahren und ermöglicht durch die vollständige Separation neue Methoden der Gewinnung von Lithium. Zukünftig sollen die Skalierbarkeit und Umsatzsteigerung im Fokus der Forschung stehen.

Bei der Energiegewinnung oder der Verarbeitung von Rohstoffen, beispielweise in der Geoenergie, Erz- und Erdöl-/Erdgasindustrie, kann es zu einer Anreicherung natürlicher Radionuklide in industriellen Rückständen kommen. Seit 2017 sind Rückstände aus der Tiefengeothermie als Rückstände mit erhöhtem Gehalt natürlicher Radionuklide, im Strahlenschutzgesetz aufgeführt. Die Leitstelle für Fragen der Radioaktivitätsüberwachung bei erhöhter natürlicher Radioaktivität (ENORM) am Bundesamt für Strahlenschutz (BfS) befasst sich mit der Untersuchung radioaktiver Rückstände. Zu den Aufgaben der Leitstelle gehören Beratung von Behörden und Messstellen, Verfassung von Reglungen zur Überwachung von Umweltradioaktivität, und Erstellen von Messanleitungen. In den Laboren des BfS werden mit Gamma- und Alphaspektrometrie die spezifischen Aktivitäten natürlicher Radionuklide in festen und flüssigen Materialien hochauflösend ermittelt. Seit über 10 Jahren werden in Kooperation mit dem Deutschen Geoforschungszentrum (GFZ) Reservoirgesteine, Fluide und Scales aus Anlagen der Tiefen-Geothermie untersucht und Rückschlüsse über (geo)chemische Prozesse im Reservoir und in der Anlage gezogen. Eine gammaspektrometrische Herausforderung ergibt sich aus Proben einer Geothermieanlage im Oberrheingraben, wo eine Zunahme der spezifischen Aktivitäten im Scale nach dem Wärmetauscher gemessen wurde. Die Radionuklide innerhalb ihrer Zerfallsreihen liegen nicht im radioaktiven Gleichgewicht vor. Neben der starken Pb-210 Anreicherung (6600 – 680000 Bq/kg) wurde eine außergewöhnliche Anreicherung der Actinium Isotope (Ac-227 = 150 Bq/kg; Halbwertszeit = 21,8 Jahre) festgestellt. Die spezifischen Aktivitäten lassen sich durch ein Zusammenspiel der unterschiedlichen Mobilität zwischen Actinium, Radium und Thorium und der Halbwertszeiten der einzelnen Isotope erklären.

Möglichen Effizienzsteigerungen von geothermischer Energieproduktion durch Verringerung der Reinjektionstemperatur stehen meist hydrochemische Randbedingungen entgegen. Hoch mineralisierte Thermalwässer tendieren verstärkt zu unkontrollierten Mineralausfällung (Scalings) bei größerer Druckentlastung oder Abkühlung. Sie sind ein stark limitierender Faktor für den effizienten und kontinuierlichen Betrieb von Geothermieanlagen. Komplexe standortspezifische Thermalwasserchemie erschwert deren Vorhersage und Quantifizierung mittels deterministischer geochemischer Modelle. Im MALEG Projekt werden geochemische Modelle durch eine künstliche Intelligenz ergänzt, welche mit hydrogeochemischen Daten aus vor Ort Experimenten trainiert wird.

Hierfür wird ein Demonstrator gebaut, der als Hardware-Zwilling in der Lage ist, Prozesse in einer Geothermieanlage vollständig abzubilden. Der Demonstrator wird lokal, per Bypass, mit der Geothermieanlage verbunden und als Feldlabor für hydrogeochemische Ausfällungsexperimente genutzt. Ein engmaschiges Fluid- und Feststoffmonitoring begleitet die Experimente zur Evaluierung möglicher Ausfällung von Mineralen. Dabei sind Ausfällungsprozesse vom chemischen Milieu abhängig. Änderungen der Systemparameter wie der Temperatur, des pH-Wertes, des Druckes oder der Ionenkonzentration ermöglicht die Bildung potenzieller Minerale. Experimente an mindestens drei verschiedenen Geothermieanlagen in unterschiedlichen Reservoiren sind geplant. Dadurch wird ein umfangreicher, diverser hydrogeochemischer Datensatz aufgebaut, anhand dessen das KI-basierte Vorhersagetool „MALEG“ entwickelt wird. Die Vorhersagen von MALEG werden mit einem digitalen Zwilling, bestehend aus einer geochemischen Modellierungsumgebung, validiert. Die präzisere Vorhersage der Thermalwasserchemie und des Potenzials für mineralische Ausfällungen ermöglicht die Optimierung der Betriebsparameter der Geothermieanlagefür eine gesteigerte Effizienz, der Einführung einer Kaskadennutzung, Integration von Prozessen zur Mineralienextraktion oder Kostenreduzierung des hydrogeochemischen Routinemonitorings.

In the last three years, there have been some significant R&D breakthroughs in geothermal. This paper discusses three of those with some field case studies and their application to secondary use systems

Well Cleaning: This abstract will discuss the last development of innovative cleaning programs that improve the performance of production and reinjection wells. The paper will describe case studies where the ability to clean geothermal wells allowed not only to recover their capacity, but, also to stimulate them to above 100% of their historic capacity. Thanks to this innovative method, one end user saved over $100 million by improving the capacity of dead or declining wells without drilling new wells. This is the first time this has been achieved in the 65 years of Geothermal history and the paper documents successful cases of production and reinjection wells that have been cleaned with the new technique and the capacity increases. This paper will explain the technique and pre work / investigation needed to decide whether the technique is appropriate for the well in question.

This is an exciting development for companies with production (or reinjection) wells that are dead or declining due to formation scaling, and/or with clean wells who wish to increase their capacity.

Corrosion: the second breakthrough has been in corrosion control. Extreme cases in the geothermal world are where the well is too acidic to be able to put into operation because of the corrosion on pipelines. In Southeast Asia, some 20% of the total wells cannot be used because they are too acidic. This problem has now been overcome and the paper will cover a brief case history.

Scaling: the final discussion will be around the development of innovative scale control program for preventing of carbonate, silica and silt deposition that often cause issues in secondary systems. The paper will present new generation chemistries used for minimizing and control scaling in geothermal plant, including case histories on silica prevention.

The paper will explain the technique for selecting and customizing a tailor made scale inhibitor on the specific field conditions by laboratory intensive study, modelling tool and an innovative and patented online monitoring system.

Die Auswahl der optimalen geothermischen Wärmeübertragungstechnologie ist von entscheidender
Bedeutung für die effiziente Nutzung geothermischer Ressourcen. In dieser Studie wird der
Vergleich der Effizienz von geothermischen Sonden und Dubletten an einem spezifischen Standort
unter ähnlichen Bedingungen durchgeführt. Es wird untersucht, wie geometrische Parameter,
Wärmeübergangskoeffizienten und die Art der Rohre, die Leistung beider Systeme beeinflussen.
Mithilfe von mathematischen Modellen wird der Wärmetransport in den geothermischen Sonden
und Dubletten analysiert. Dabei werden die geometrischen Eigenschaften, der Bodenwiderstand
sowie relevante Randbedingungen berücksichtigt. Durch die Variation der Parameter werden die
Auswirkungen auf die Effizienz untersucht und optimale Betriebsbedingungen ermittelt.
Zusätzlich wird die Einflussnahme verschiedener Bohrlochwandbeschichtungen auf den
Wärmeübergang analysiert. Dabei werden unterschiedliche Beschichtungsmaterialien untersucht
und ihre Auswirkungen auf die Wärmeübertragungseffizienz der Sonden und Dubletten analysiert.
Die Ergebnisse dieser Studie liefern wertvolle Erkenntnisse und tragen zur Auswahl der optimalen
geothermischen Wärmeübertragungstechnologie bei. Die gewonnenen Erkenntnisse werden zur
Verbesserung der Effizienz geothermischer Systeme beitragen und einen Beitrag zur
wirtschaftlichen und nachhaltigen Nutzung geothermischer Ressourcen leisten.

When aiming toward CO₂-neutral heat production, the application of renewable heat production facilities such as geothermal energy/heat plants or other facilities becomes a necessity. However, as heat demand is subjected to regional, short-term, and seasonal fluctuations, while heat production is most efficient when operating continuously or when originating from the cooling of large solar parks, produced anti-cyclic to the demand, methods for efficient, locally available and quickly accessible heat storage need to be developed. Aquifer thermal energy storage systems (ATES) can provide an easy and efficient method to overcome the discrepancy between decarbonized district heating provision and demand if sized and realized correctly. To do that, extensive and detailed explorational work, from gathering geological data from the subsurface target lithologies across short- and long-term heat input and extraction simulations towards dimensioning according to the particular demand needs to be conducted and requires profound expertise. However, subsurface data often is scarce and detailed surveys are cost and time expensive as well as difficult to execute, particularly in urban areas where the demand is high but space for ATES facilities is rare. In this study, we aim to work out the typical procedure from the exploration to the production of ATES systems to give legal and practical guidance for future projects of small to large energy suppliers. We then apply this workflow to three geologically and geographically different model sites.

Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) systems are used to temporarily store heat or cold in open aquifers in order to regulate building temperatures. Although the basic concept of storing heat in summer for winter (and vice versa) is simple, the efficient operation of ATES is not trivial. For instance, ATES are necessarily combined with conventional heating systems or heat pumps to handle peak loads, which complicates their efficient operation. Moreover, it is important to maintain a certain heat balance in the underground to ensure the long-term operation of ATES. Both challenges are addressed with modern control technologies. In particular, model predictive control (MPC) enables to optimize the current operation while taking constraints and long-term requirements into account.
The performance of MPC crucially depends on the quality of the model. In fact, the model should accurately capture the dominant system dynamics while being numerically cheap to evaluate. Existing approaches often address only one of these aspects. For instance, Rostampour et al. (2016) consider a simplistic battery-like model whereas Beernink et al. (2022) build on a complex MODFLOW model. In our contribution, we present a novel MPC scheme which reflects a sweet-spot between these extremes. More precisely, our model builds on linearizations of the heat transport equation for three operation modes injection, extraction, and storing. Incorporating these modes in the MPC leads to a mixed-integer (optimization) program, which can be solved efficiently compared to MODFLOW. We conclude our contribution with a numerical case study showing the effectiveness of our approach.

In Zeiten des Kohleausstiegs und der Dekarbonisierung von Energieinfrakstrukturen gewinnt die Wärmespeicherung eine immer größere Bedeutung. Bei Betreibern von Nah- und Fernwärmenetzen besteht großes Interesse, die saisonal schwankende Nachfrage und den daraus resultierenden Wärmeüberschuss in warmen Jahreszeiten auszugleichen und überschüssige Wärme speichern zu können. Die Speicherung von thermischer Energie in Untergrundwärmespeichern (engl. UTES) bietet dabei großes Potenzial den saisonalen Wärmeüberschuss nutzbar zu machen, nicht nur auf Grund von potenziell hohen Kapazitäten und Effizienzen, sondern auch durch geringeren Flächenbedarf im Vergleich zu oberirdischen Speichern. Um eine Machbarkeit für die jeweilige Netzsituation und Geologie abschätzen zu können, sind numerische Planungswerkzeuge wichtige Mittel. Spezialisierte Codes und Software ermöglichen eine detaillierte Modellierung der ober- und unterirdischen Systeme, um eine optimierte Integration und Betrieb planen zu können. Durch die Kopplung und Co-Simulation dieser Systeme können Dynamiken und gegenseitige Beeinflussungen von Wärmenetz und UTES detailliert dargestellt werden, um somit Grenzen und Potenziale zu quantifizieren. In dieser Studie werden verschiedene technische Lösungen und Konzepte zur Co-Simulation von solchen Softwaresystemen dargestellt und gezeigt, wie numerische Simulationstools von Grundwasser- und Wärmetransport im Untergrund mit Simulationssoftware zur Abbildung von Energieinfrastruktur, TRNSYS und Modelica, gekoppelt werden. Dafür wurden dynamische Systemmodelle von existierenden Energienetzen aus den Projekten DELTA (BMWK), PotAMMO (BMBF) und PUSH-IT (EU Horizon) erstellt, für die spezifische Kopplungstrategien notwendig waren. Neben der Implementation werden in unserer Studie auch Stabilität, Komplexität sowie Geschwindigkeiten der Schnittstellen miteinander verglichen und alternative, vereinfachte Lösungen vorgestellt, die größere Parameterstudien ermöglichen sollen.

Decarbonization of industry and building heating and cooling sector is a critical step towards achieving carbon neutrality, which requires novel and sustainable solutions for the over-seasonal storage of excess heat energy. With Germany alone having approximately 10,000 abandoned underground mines, repurposing such sites to implement a controlled thermal energy storage strategy (i.e., mining-based TES), has emerged as a potential solution. To effectively utilize these partially groundwater-filled artificial cavities, it is crucial to fully understand the heat transport and storage behavior in these systems. A robust and adaptive numerical model allowing for simulating multiple usage scenarios, accounting for variations in mine types, fractured rock types and technical usage settings, is needed. In this work, a 3D Thermo-Hydro-Component (THC) model was therefore developed in the open-source simulation software OpenGeoSys (OGS). The model was firstly verified against analytical solutions of the single fracture flow of heat and solute transport, respectively. Subsequently, stochastic discrete fracture network (DFN) geometries and meshes were generated by using the computational suite Frackit based on the site data of a pilot mining cavity in Freiberg, Germany. This test site is geologically characterized as the Freiberg Gneiss, a metamorphic fractured rock formation. The developed setup allows for investigating the thermal energy storage capacity and the energy recovery efficiency based on process simulations in OGS. The study evaluates the thermally affected zone in the fractured formation and quantifies the heat input / extraction during cyclic operation periods. The modeling outcomes provide a basis for conducting techno-economic analysis of mining-based TES systems.

Aquiferthermische Energiespeicher (ATES) werden in Deutschland vergleichsweise selten genutzt. Da es bundesweit an Demonstrationsanlagen mangelt, ist es das Ziel unseres vom BMBF geförderten Verbundprojekts "DemoSpeicher" (Entwicklung und Monitoring von saisonalen Wärme- und Kältespeichern zur Demonstration von Aquiferspeichern), die Machbarkeit eines oberflächennahen Niedrigtemperaturspeichers (NT-ATES) im urbanen Raum zu erarbeiten und nach Möglichkeit zu realisieren. Die Umsetzung wird wissenschaftlich begleitet und der gesamte Bauzyklus eines NT-ATES, von der Auslegung und Planung über die Netzintegration und Inbetriebnahme bis zur thermischen Energieversorgung betrachtet. Dabei werden auch die gesetzlichen Zulassungsvoraussetzungen evaluiert. Für die Realisierung der Demonstrationsanlage wurde ein Standort in Berlin-Mitte ausgewählt, der als Referenz für ein dicht bebautes Gebiet dienen soll, an dem aufgrund der hydrogeologischen Verhältnisse kein Doubletten-System realisiert werden kann. Für die thermisch-hydraulischen Untergrundprozesse ist ein umfangreiches Monitoringprogramm geplant. Ein weiterer Schwerpunkt des Projekts sind mögliche Veränderungen der Grundwasserchemie und Grundwasserökologie durch die thermische Belastung. Zur Abschätzung des thermischen Energieaustausches zwischen dem Aquifer und der Gebäudetechnik ist zudem ein Monitoring der Energieflüsse geplant. Dies beinhaltet eine Analyse des Heiz- und Kühlbedarfs sowie eine Bewertung möglicher synergetischer Nutzungseffekte mit anderen Technologien, die z.B. zur thermischen Beladung des Aquifers eingesetzt werden könnten. Alle Ergebnisse werden in einer gekoppelten thermisch-hydraulischen Modellierung dargestellt. Das Projekt und die ersten Ergebnisse der Implementierung werden in diesem Beitrag vorgestellt.

Um die Verbreitung von Geothermie und EWS-Systemen zu fördern, gilt es den Planungsprozess zu vereinfachen. Im Vergleich zu konventionellen Heizsystemen ist es für Entscheidungsträger häufig nur in Zusammenarbeit mit Fachplanern möglich, die Eignung und Investitionskosten für ihren Standort abzuschätzen. Um wichtige Größen wie die erforderliche Sondenanzahl oder Bohrtiefe zu bestimmen sind spezielle Berechnungsprogramme sowie Informationen zur Geologie erforderlich. Das neue Informationsportal des Geologischen Dienstes NRW bietet Fachplanern sowie technisch versierten Privatanwendern durch die Erweiterung „WebEWS“ seit Anfang 2023 einen ganzheitlichen Lösungsansatz.

Das am Institut für Geomechanik und Untergrundtechnik (GUT) der RWTH Aachen im Rahmen des GeTIS Forschungsprojektes entwickelte Berechnungswerkzeug ermöglicht sowohl die automatisierte Dimensionierung von Erdwärmesonden als auch die Berechnung der Fluidtemperaturen im Sondenkreislauf für beliebige Konfigurationen an Standorten in Nordrhein-Westfalen. WebEWS greift dabei direkt auf das Untergrundmodell des Geologischen Dienstes zu und verwendet die hinterlegten thermischen Untergrundeigenschaften als Eingangsparameter für die Sondenberechnung.

WebEWS ermöglicht die schnelle, kartengestützte Berechnung verschiedener Systemvarianten. Durch eine Kartenoberfläche können per Mausklick ein oder mehrere Standorte für Bohrungen definiert werden. Der Benutzer kann zwischen Koaxial-, 1U- und 2U-Sonden wählen und die geometrischen und thermischen Eigenschaften definieren. Die Lasteingabe erfolgt aus einer Kombination von Monatsmittelwerten und zeitlich begrenzten Spitzenwerten. Die automatische Sondenauslegung basiert auf vom Benutzer eingegebenen zulässigen Fluidtemperaturen. Die Rechenzeiten für die automatische Dimensionierung liegen zwischen wenigen Sekunden und ca. einer Minute.

Im eingereichten Beitrag sollen das WebEWS Berechnungswerkzeug und dessen Anwendung im Detail vorgestellt werden.

Die Wärmeleitplanung ist ein strategischer Planungsprozess, durch den Leitplanken für die Transformation der Wärmeversorgung gesetzt werden, insbesondere im Rahmen der kommunale Wärmeplanung. Ein zentraler Schritt ist dabei die Einteilung des zu beplanenden Gebiets in Wärmeversorgungsgebiete. Hierbei wird unterschieden in Gebiete, die sich für eine zentrale Wärmeversorgung eignen, und Gebiete, die sich für dezentrale Versorgungstechnologien eignen. Unter den dezentralen Versorgungsoptionen stellen Erdwärmepumpen eine zukunftsfähige Wärmeversorgungstechnologie dar. Um in einem Planungsgebiet eine Entscheidung für eine Wärmeversorgungstechnologie treffen zu können, werden Kennzahlen benötigt, die die Eignung von Erdwärmepumpen zur Wärmeversorgung beschreiben. Ansätze, wie die Wärmepumpen-Ampel des FfE oder Geodatendienste der Bundesländer wurden bereits umgesetzt. Diese Daten sind jedoch nicht entscheidungsorientiert für den strategischen Planungsprozess innerhalb der kommunalen Wärmeplanung aufbereitet. In diesem Beitrag wird aufgezeigt, wie Kennzahlen für die Erdwärmepumpeneignung zur Wärmeversorgung von Wohngebäuden geodatenbasiert berechnet und visualisiert werden können. Betrachtet werden Erdwärmepumpen mit Erdwärmesonden oder Erdwärmekollektoren zur dezentralen Wärmeversorgung von Bestandswohngebäuden. Dabei werden die Flächenbedarfe der Technologien sowie spezifische Eigenschaften des Erdreichs berücksichtigt, um flurstücksscharf Wärmeerzeugungspotentiale abzuschätzen. Zudem werden Wärmebedarfe von Wohngebäuden einbezogen. Die geodatenbasiert ermittelten Kennzahlen werden räumlich aggregiert und für entscheidungsrelevante Teilgebiete einer Kommune visualisiert. Interaktive Dashboards bieten den Anwender_innen verschiedene Filter- und Auswahlmöglichkeiten, damit die Akteur_innen das Kennzahlensystem innerhalb der kommunalen Wärmeplanung verwenden können. Die Ergebnisse der vorgestellten Methodik wurden im Rahmen des BMBF-Projektes WärmewendeNordwest mit kommunalen Akteur_innen evaluiert und sind positiv bewertet worden.

Grundwasservorkommen sind die wichtigste Trinkwasserressource Deutschlands (Bannick et al. 2008). Daher orientiert sich die Grundwasserbewirtschaftung und -beurteilung an strikten Nachhaltigkeitskriterien (VVWas 2014). In Bayern ist die Bohrtiefenbegrenzung eines dieser Kriterien, welches Tiefengrundwasser besonders gut schützen soll und festlegt, dass keine Durchörterung von grundwasserstockwerks-trennenden Schichten stattfindet (LfU 2009). Gleichzeitig bietet der Untergrund über die Nutzung von Grundwasserwärmepumpen und Erdwärmesonden ein hohes Potenzial für die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung und somit Mitigation der Klimafolgen, welche sich ebenfalls auf Grundwasserressourcen auswirkt (UNESCO 2022). Da Informationen über den Untergrund, wie die Verbreitung und Identifizierung von Tiefengrundwasserleitern, oft nur unzureichend verfügbar ist, wird der Grundwasserschutz konservativ angewandt, wobei die restriktive Auslegung die Nutzung vorhandener geothermischer Potenziale limitiert. Um dies zu minimieren müssen Konzepte und Werkzeuge entwickelt werden, die Beides, den nachhaltigen Ressourcenschutz und die Nutzung regenerativer Energiepotenziale, berücksichtigen.

Nutzerorientierte geologische 3D-Untergrundmodelle sind solche Werkzeuge, denn sie können die Unsicherheiten in der Beurteilung der Untergrundpotenziale reduzieren und eine unterirdische Raumplanung optimieren. In einem Projekt, gefördert vom Bayerischen Umweltministerium (STMUV), wurde für die Stadt Augsburg ein innovativer lithologisch-orientierter 3D-Modellierungsansatz umgesetzt. Das resultierende 3D-Untergrundmodell liefert Aussagen über die relevanten Geometrien (Ausbreitung, Tiefenlage, Mächtigkeit) der geologischen Potenzialräume, ihre detaillierte Stockwerktrennung, hydraulischen Interaktionsbereiche und Ausprägungen (z.B. gespannte Verhältnisse) in hoher Auflösung. Damit lässt sich eine Neueinschätzung der Bewertungsgrundlage für die Untergrundnutzung durchführen, die oftmals eine deutliche Abweichung von der bestehenden Grundlage aufweist. Daher wurde weiter quantifiziert, wieviel des Potenzials der geothermischen Nutzung durch die Neubewertung nutzbar gemacht werden kann bzw. wieviel durch die bestehende Unsicherheit für eine Wärmewende nicht nutzbar ist.

Die oberflächennahe Geothermie (ONG) hat eine tragende Rolle, um die Ziele der Wärmewende in Deutschland zu erreichen. Das große Potenzial der ONG kann nur dann ausgeschöpft werden, wenn ein bundesweit einheitliches Bewertungssystem und flächendeckende Informationen über die Möglichkeiten der Geothermie zu Verfügung stehen. In dem Projekt WärmeGut planen das Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG), die Georg-August-Universität Göttingen, die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) und geoENERGIE Konzept GmbH Freiberg, in enger Zusammenarbeit mit den staatlich geologischen Diensten (SGD) der Länder die Datenlage zu vereinheitlichen und Datenlücken zu schließen.

Vorhandene Datensätze zu Nutzungskonflikten (z.B. Schutzgebiete, Bergbau) und Risikofaktoren (z.B. Karstgebiete, Erdrutschungen) sollen als bundesweit einheitliche Ampelkarten zur ONG im Geothermischen Informationssystem (GeotIS) bereitgestellt werden. Auf diesem Weg sollen das geologische Potenzial, das technische Potenzial und die Eignung verschiedener Technologien, ermittelt und gemeinsam visualisiert werden. Eine Umsetzung der Ampelkarten und ihrer Implementierung im GeotIS soll dazu beitragen, dass Potenzial der ONG schneller und effektiver auszuschöpfen.

Hierfür werden die frei verfügbaren Daten aus den Geoportalen der Länder gesichtet und durch die Daten der SGDs ergänzt. Eine besondere Herausforderung stellen die Grenzbereiche zwischen den verschiedenen Bundesländern und die Heterogenität der Daten dar. Erste Analysen zeigen, dass Datengrundlage und Gesetzgebung für jedes Bundesland unterschiedlich sind und die einheitliche Darstellung eine Anpassung erfordert.

Erste Arbeiten bei denen eine solche Ampelkarte erzeugt wurde, fanden in einem Pilotgebiet in Sachsen statt (Projekt: Shallow Geothermal Energy Planning, Assessment and Mapping Strategies in Central Europe (GeoPLASMA-CE)). Die Vorgehensweise kann als Vorbild für die neu zu erstellenden bundesweiten Karten angesehen werden.

Shallow geothermal energy has been widely used for heating and cooling by combining borehole heat exchangers (BHE) with heat pumps. The efficiency and sustainability of BHE systems have received increasing attention in recent years. When the heat load of a BHE system is continuously unbalanced in favor of heating demand, the regenerative capacity of the ground may be excessively depleted and the ground temperature continues to cool down, leading to a decrease in the efficiency of the heat pump or even system shutdown due to regulatory restrictions on operating temperatures. Active regeneration (e.g. by injecting solar, ambient, or waste heat into the ground) and groundwater flow are considered to be two positive factors in maintaining the sustainability of BHE systems. The purpose of this study is to investigate the impact of groundwater flow on the long-term efficiency of an actively regenerated BHE system, and to provide recommendations for optimizing operation of actively regenerated BHE systems. The investigated BHE system is located at a vocational school and is modeled by using TRNSYS and FEFLOW software. In TRNSYS, the superposition borehole model (SBM) is used to simulate the BHE field. In contrast to the SBM, FEFLOW can consider groundwater flow and a heterogeneous subsurface. A comparison of these two modeling approaches using measured data for calibration, shows the accuracy and field of application of these two models. The performance of the BHE system is further predicted based on the current measured heat strategy. Finally, recommendations for optimization of regeneration operations are given.

Um fossile Brennstoffe bis 2045 vollständig zu ersetzen und das Ziel von mehr als 65% erneuerbarer Energie als Heizquelle zu erreichen, gilt die oberflächennahe Geothermie als CO₂-neutrale Alternative mit geringem Installations- und Wartungsaufwand. Derzeit werden erdgebundene Wärmepumpen (GSHP) nach Faustregeln installiert, die auf nicht rigorosen wissenschaftlichen oder technischen Berechnungen basieren (z.B. VDI 4640 und DIN 12831). Viele solcher Installationen konnten die Erwartungen nicht erfüllen und zwangen die Eigentümer zur Rückkehr zu fossil betriebenen Systemen. Die GeoAnalysis-Engineering GmbH (GAE) hat numerische Modelle entwickelt und optimiert, um die Langzeitleistung von GSHP-Systemen und deren Integration mit Photovoltaik- und Windenergie zu berechnen. Wir verwenden ein voll gekoppeltes dreidimensionales Modell, um den Leistungszahl (COP) von horizontalen oder vertikalen Wärmetauschern mit variabler Anordnung in Heiz- oder Kühlungsszenarien zu simulieren. Alle möglichen Einflussfaktoren, einschließlich Form und Material des Wärmetauschers, dynamische Energiebilanz, Klimawandel und Heterogenität des Bodens, sind in ein solches Modell integriert. Das Modell kann die Auswirkungen innovativer Techniken für Verfüllmaterialien von Gräben und Arbeitsflüssigkeiten in Rohren auf die Leistung des Systems untersuchen. Mit unserer Erfahrung und unserem Wissen können wir mit Hilfe unserer hausinternen Geräte, die auf DIN- und ASTM-Standards basieren, das thermische Verhalten des Bodens besser identifizieren. Durch den Einsatz von künstlicher Intelligenz zur Datenanalyse und intelligenten Entscheidungsfindung können wir langfristige Vorhersagen treffen, die Gesamtleistung signifikant verbessern und die richtige Wahl für einzelne oder mehrere Systeme für bestmögliche Ergebnisse empfehlen. Die Interaktion mehrerer installierter GSHP-Systeme und deren Auswirkungen aufeinander in Bezug auf Leistung und langfristige Umweltauswirkungen ist mit modernster Technologie problemlos verfügbar.

In shallow subsurface borehole thermal energy storage (BTES), borehole heat exchangers (BHE) may (partially) be installed in unsaturated soil. The lower degree of saturation decreases the thermal properties and thus the heat transfer and storage capacity of the ground compared to saturated condition. However, in high-temperature BTES, induced processes such as phase change may additionally contribute to heat transfer and influence the heat exchanger efficiency. This work investigates the impact of unsaturated conditions and high-temperatures on the thermal behaviour and the heat balance of a BHE in a porous medium at a intermediate laboratory-scale.
An experimental analog of a single vertical coaxial BHE was constructed within a cylindrical polypropylene barrel of 1.4 m³. The grouted BHE was installed in the center of the barrel in a partly saturated sand. In sand matrix, two sensors grids of 68 thermocouples and 20 FDR monitored the temperature and moisture evolution during four short-term borehole heating/cooling experiments at 30, 50, 70 and 90°C.
The results reveal a quasi-stationary temperature evolution after 3 to 4 days of heating, depending on operating temperature. The observed radial propagation of the thermal front suggests conduction dominated heat transport and no clear evidence of heat transfer associated to phase change and vapour convection. Although the maximum temperature change observed (at 90°C heating) in sand are up to 17.54K higher than in previous experiments under saturated conditions, heat balance analysis reveals a reduction of BHE heat transfer rates of up to 50% and stored heat by about 36% to the saturated experiments.

Das Projekt "NULLplusNULL"

von Prof. Edwin Kohl, Perl

Seit 1991 betreibt kohlpharma, der größte deutsche Arzneimittelimporteur, eine emissionsfreie, kostengünstige und seit 30 Jahren störungsfreie Gebäudeenergieversorgung zur Beheizung eines 3.400 m² großen Firmengebäudes in Perl, Saarland, und setzt dabei auf eine innovative Kombination bereits bewährter Technologien zur Nutzung von kostenloser, regenerativer Erdreichenergie (= NULL) und ebenfalls kostenloser Sonnenergie (= NULL).

In ca. 1,4 m Tiefe sind 1.800 m² Erdwärmekollektoren (PE-Kunststoffleitungen mit Glykol – Wasser - Gemisch) verlegt. Auf dem Dach des Firmengebäudes befinden sich Sonnenkollektoren, die das Wasser in den Heizungspufferspeichern aufheizen. Während der Heizperiode entziehen die Wärmepumpen über die Erdwärme-kollektoren dem Boden Wärme.

Im Jahr 2021 lagen die Heizkosten (Stromkosten für Wärmepumpen und Pumpensystem) im Firmengebäude bei rund 2,20 € netto pro m² und Jahr.

Dieses bewährte Wirkprinzip wurde nun entscheidend zum System „NULLplusNULL“ weiterentwickelt: künftig wird Sonnenenergie durch eine sanfte Erwärmung des Erdreiches mit den zusätzlich neu installierten Sonnentracker im Boden gespeichert.

Zu Beginn der Heizperiode dürfte das Erdreich in ca. 1,4 m Tiefe statt 12 - 13 °C künftig ca. 18 °C erreichen. Während der Heizperiode wird das Erdreich mithilfe der Sonnenkollektoren und der Sonnentracker regeneriert.

Mit der jetzt deutlich verbesserten Wärmequelle lässt sich die Jahresarbeitszahl der Wärmepumpe (COP-Wert) erhöhen, was sich in niedrigerem Stromverbrauch und höherer Leistung niederschlägt. Die zu erwartende Lebensdauer der Wärmepumpen wird außerdem deutlich erhöht.

Die Ziele vorgestellt und die bisherigen Erfahrungen geschildert. Der Scherpunkt des Vortrages liegt auf der Energiespeicherung zur Verbesserung der Wirtschaftlichkeit der oberflächennahen Geothermienutzung.

https//:www.nullplusnull.com

Eine wesentliche Hürde am Weg in ein erneuerbares Energiezeitalter ist die Umstellung der Bestandsgebäude auf erneuerbare Energie. Diese Umstellung wird umso anspruchsvoller je urbaner (= höhere Verbauungsdichte) ein Standort aufweist. Es werden 4 Projekte vorgestellt wie historische, weit über hundert Jahre alte, Gebäude auf 100% CO2 freie Wärme- und Kälteversorgung umgestellt wurden. Drei diese Projekte sind in Wien und eines liegt in Neusiedl/See. Allen Projekten gemeinsam ist, dass viel Standardtechnologie verwendet werden konnte, aber jedesmal spezielle Lösungen zu finden waren um diese anzuwenden.

The development of sustainable energy use and carbon-neutral targets requires the usage of advanced solutions to meet today’s world demand. Geothermal is one of the most convenient green technology using the natural sources of the Earth efficiently. Corrosion and scaling are the common issues geothermal utilities face in the explorational and operational phases of the project. They tend to cause temporary and in severe cases, permanent damage to the process, decrease efficiency and increase the operational cost due to additional maintenance or equipment loss.

Kurita has a wide range of strong backgrounds belonging to process and water treatment applications. The technical and practical know-how gained in decades in several industries allows to transfer all this expertise in geothermal technology to present A-to-Z solutions for this unique process. This study aims to address Kurita’s customized developments on different steps of geothermal projects including exploration, operation, reuse of materials, and surveillance. The proven technologies in use such as Reverse Osmosis (RO), Cooling Water, Boiler Water, and Petrochemicals are key to supporting the improvement of geothermal utilization through providing systems saving energy and cost.

The objective is to provide valuable references for geothermal resource development and enhance the capacity of geothermal development areas. In this study, we first compiled geothermal geological data in the study area. We then selected a key exploration area covering 30 km², supplemented by a 0.5-meter resolution airborne LiDAR-derived DEM, for conducting field geological investigations and producing a geothermal geological map at a scale of 1/10,000th . Additionaly, we employed a 0.2-meter resolution UAV LiDAR-derived DEM and a 0.1-meter resolution ground-based LiDAR-derived DSM to measure key outcrop fractures, conduct stress analysis and performe other relevant tasks. Furthermore, Magnetotelluric (MT) and Electrical Resistivity Tomography (ERT) are planned in accordance with the regional geological architecture to obtain deep geothermal geological characteristics. The results are utilized to evaluate the chemical properties, hydrothermal sources, and temperature of thermal fluids in the region, helping to facilitate the estimation of the temperature of deep geothermal reservoirs. Finally, the geological, physical, and geochemical analysis results were integrated to select drilling sites for the verification of subsurface geological structure through drilling, probing, and well testing. The preliminary results indicate that the outcrop of Guguan hot spring is situated in the Miocene Jayang Formation, consisting of thick-layered metamorphic sandstone and slate. The water quality of Guguan hot spring is classified as weakly alkaline sodium bicarbonate spring, with a maximum temperature reaching 60°C. The ground temperature gradient in the Guguan area ranges between 20°C and 30°C/Km, and its power generation potential is estimated to be about 120 mW/m.

Als bevölkerungsreichstes Bundesland Deutschlands weist Nordrhein-Westfalen einen hohen Wärmebedarf auf, der im Zuge der Wärmewende insbesondere durch erneuerbare Energien abgedeckt werden soll. Um eine stärkere geothermale Nutzung des Untergrundes zu fördern, hat die Landesregierung von Nordrhein-Westfalen den Geologischen Dienst NRW mit der geothermalen Charakterisierung des mitteltiefen und tiefen Untergrundes von NRW (GTC) beauftragt.

Im Rahmen des GTC Projekts werden geologische Fachdaten akquiriert und digitalisiert, um Untergrundmodelle zu erstellen bzw. bestehende Modelle zu verfeinern und darauf aufbauend, potenzielle geothermisch nutzbare Zielhorizonte zu modellieren. Eigene petrophysikalische Messungen geben zudem Aufschluss über die Eigenschaften der Reservoirgesteine. Neben der Aufnahme neuer Daten durch das Abteufen von Bohrungen und großräumigen 2D Seismik Kampagnen, steht vor allem die Aufbereitung von Bohrungs- und Seismik Archivdaten im Fokus. Bohrlochgeophysik und 2D Seismik Daten, die teilweise aus den 1970er Jahren stammen, werden digitalisiert und vektorisiert um potentiellen Interessenten Zugang zu allen verfügbaren Daten zu ermöglichen.

Die Ergebnisse der Modellierung und der Datenaufbereitung für die Teilräume „Rheinland" und „Nordrand Rheinisches Schiefergebirge“ sind bereits in einem Online Portal verfügbar (www.geothermie.nrw.de). Die Modelle werden laufend um neue Erkenntnisse aus aktuellen und zukünftigen Explorationsmaßnahmen aktualisiert. Weitere Daten können beim Geologischen Dienst NRW angefragt werden. Die Bereitstellung alle Untersuchungsergebnisse und Daten bietet Kommunen, Städten und potenziellen Investoren gleichzeitig Hilfestellung und Anreiz für neue, zukunftsweisende Geothermieprojekte, um die Wärmewende nachhaltig zu unterstützen und voranzubringen.

Der Ausbau klimafreundlicher Heizanlagen für die Wärmewende erfordert die Aufbereitung und Bereitstellung von Geoinformationen zur Entscheidungsfindung, ob die Nutzung Oberflächennaher Geothermie (ONG) möglich ist oder nicht und ob ein bestimmter Wärmebedarf gedeckt werden kann. Derzeit sind im etablierten geothermischen Informationssystem Deutschlands (GeotIS) vorwiegend Daten für die Tiefe Geothermie ab 1500 m verfügbar. Eine zielgerichtete Förderung und Vermarktung von Erdwärmepumpen zur Erreichung der Ausbauziele der ONG kann nur dann optimal umgesetzt werden, wenn für ganz Deutschland eine einheitliche Darstellung der notwendigen Geoinformationen vorhanden ist und eine bundesweite Vergleichbarkeit des geologisch-technischen Potenzials mit anderen Heiztechnologien hergestellt wird.

Das Projekt WärmeGut verfolgt daher das Ziel, Geoinformationen für die ONG zusammenzutragen, zu harmonisieren und das ermittelte geothermische Potenzial der ONG in GeotIS bundesweit einheitlich darzustellen. In Zusammenarbeit mit den geologischen Diensten der Bundesländer wird die umfangreiche Datenaufbereitung, die Digitalisierung und die Entwicklung von Datenschnittstellen vorangetrieben um Datenlücken zu schließen, sowie Unterschiede in der Bearbeitung und in der Bereitstellung von Geoinformationen mittels Webdiensten zu reduzieren. Um die Übersichtlichkeit und die Handhabung der zusätzlichen Daten in GeotIS weiterhin gewährleisten zu können, ist eine IT-technische Weiterentwicklung und die Implementierung neuer Funktionalitäten geplant.

Landnutzungskonflikte und Risikofaktoren können die Nutzung von ONG einschränken oder verbieten. Daher wird eine klare Darstellung durch eine bundesweit einheitliche Ampelkarte zur ONG in GeotIS angestrebt. Ampelkarten können technologie- und tiefenspezifische Kriterien berücksichtigen und entsprechend spezifisch für Erdwärmesonden, -brunnen und -kollektoren angeboten werden. Auf Basis dieser Analysen werden schlussendlich Konzepte und Empfehlungen entwickelt, welche die Möglichkeiten und Vorzüge der ONG besser kommunizieren.

Im Rahmen des EU geförderten Projektes „Roll-out of Deep Geothermal Energy in North-West Europe“ (DGE-ROLLOUT) werden Nutzungspotentiale für die hydrothermale Tiefengeothermie in unterschiedlichen Regionen Nordwest Europas untersucht. Ein Pilotstandort ist das Braunkohlekraftwerk des Projektpartners RWE Power AG in Weisweiler. Am Beispiel eines großen fossil befeuerten Kraftwerks soll untersucht werden, inwieweit tiefengeothermische Energie am Standort eingebunden werden kann und wie mit DGE die Umstellung auf erneuerbare Energien bewältigt werden kann.

Dazu wurde durch den Geologischen Dienst NRW basierend auf Kartierungskampagnen sowie lithologischen und strukturellen Studien ein vorläufiges geologisches 3D-Modell des Untergrundes des Weisweiler Gebietes erstellt. Dieses Modell wurde daraufhin in ein thermohydraulisches 3D-Modell überführt. Die anschließende Simulation des Wärmeflusses erfolgt mit der 3D-Modellierungs- und Simulationssoftware HEATFLOW der DMT GmbH & Co. KG. Auf Basis dieses Modells werden erste Simulationen und Betrachtungen verschiedener Szenarien durchgeführt.

Ziel ist es, einen Workflow zu erstellen der geologische Strukturmodelle in Wärmetransportmodelle überführt, um den Wärmefluss unterschiedlicher Szenarien zu berechnen und Strukturänderungen, die sich beispielweise aufgrund von neuen Bohrlochmessungen ergeben, direkt zu integrieren.

Die Auswertung geophysikalischer Grundlagendaten ist für die erfolgreiche Planung von Explorationsvorhaben im tieferen Untergrund unverzichtbar. Mit Erlass des Geologiedatengesetzes am 30. Juni 2020 stellt das Bayerische Landesamt für Umwelt (LfU) neben Schichtdaten von Tiefbohrungen ebenfalls digitalisierte Bohrlog- und Seismikdaten zur Verfügung. Diese wurden früher im Rahmen des Lagerstättengesetzes in analoger Form von den in Bayern explorierenden Firmen der Öl- und Gasindustrie dem Bayerischen Geologischen Dienst übergeben und dort verwaltet. Mittels moderner Scanning- und Vektorisierungsverfahren konnten große Teile des umfassenden Bestands an Bohrlogs und 2D-Seismik durch Fachfirmen in gängige digitale Formate (LAS-Format bzw. SEG-Y-Format) zur Auswertung in Software-Anwendungen überführt werden. Die Gesamtheit des digitalisierten Bestands erreicht eine annähernd flächendeckende Abdeckung des Bayerischen Molassebeckens über alle tertiären sowie mesozoischen Beckeneinheiten hinweg. Erste Auswertungen der seismischen Daten flossen bereits 2008 über den Bayerischen GeothermieAtlas sowie die Projekte GeoMol (GeoMol Team 2015) sowie GeoERA-HotLime (Rupf et al. 2020) in flächendeckende Untergrundmodelle des Bayerischen Molassebeckens am LfU ein. Die zusätzliche Integration digitalisierter Bohrlog-Daten erlaubt nun den detaillierten Vergleich zu seismischen Daten und bietet darüber hinaus Möglichkeit zur Auswertung petrophysikalischer Eigenschaften einzelner Beckeneinheiten hinsichtlich relevanter tiefengeothermischer Fragestellungen in Bayern.

Referenzen:

Bayerischer GeothermieAtlas (2022): Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft, Landesentwicklung und Energie, https://www.stmwi.bayern.de/energie/erneuerbare-energien/tiefengeothermie

GeoMol Team (2015): GeoMol – Assessing subsurface potentials of the Alpine Foreland Basins for sustainable planning and use of natural resources – Project Report, 188 pp. (Augsburg, LfU).

Rupf, I., Diepolder, G.W. & HotLime Team (2020): Summary report of resources mapping and characterization, including descriptive reports on the case studies T2.1 - T2.10. - HotLime Deliverable 2.0: 130 pp.

Viele Probleme beim Betrieb tiefengeothermischer Anlagen hängen mit den chemischen Eigenschaften der Thermalfluide zusammen. Durch veränderte Gleichgewichtsbedingungen während der Thermalwasserproduktion kommt es zu chemischen Reaktionen wie Entgasung oder Mineralsättigung, die zu Ausfällung oder Korrosion führen können. Das EU-H2020-Projekt REFLECT (2019-2023) zielte darauf ab die Datenlage von Thermalfluiden auf unterschiedlichen Ebenen zu verbessern. Dazu gehörte (1)die Entwicklung einer verbesserten Probennahmetechnik für Tiefenfluide bei sehr heißen Temperaturen (>300°C), (2) bestehende und neue Daten von geothermischen Fluiden in ganz Europa durch Feldmessungen zu sammeln und (3) Prozesse im Thermalwasser durch detaillierte Laborexperimente unter In-situ-Bedingungen zu simulieren um kinetische und Gleichgewichtsdaten der relevanten Reaktionen zu erfassen. Zusätzlich wurden auch numerische Simulationen zur Vorhersage der Mineralienlöslichkeit und des Ausfällungsrisikos von Mineralien durchgeführt. Diese Daten wurden (4) zum einen in fallspezifische Vorhersagemodelle implementiert, die Prozesse an Geothermiestandorten simulieren, sowie (5) in einen europäischen Geothermie-Fluid-Atlas integriert.

Die im Rahmen von REFLECT erzeugten und gesammelten Daten bilden die Basis des Europäischen Geothermischen Fluidatlas, der Abfrage- und Filtertools zur Erkundung der Datenbank mit einer GIS-basierten Kartenvisualisierung umfasst. Der Atlas macht die Daten der Geothermie-Community und der breiten Öffentlichkeit zugänglich.

In den letzten Jahren werden verstärkt Untergrund-Daten öffentlich zugänglich gemacht. Dies wird in unterschiedlicher Weise, auf unterschiedlichen Plattformen und mit unterschiedlichen Inhalten organsiert. Ein Teil der Daten liegt digital vor, gerade ältere Daten werden schrittweise oder auf Anforderung digitalisiert. Der Zugang erfolgt typischerweise über die Visualisierung in Web-Interfaces und den Export von Datensätzen in unterschiedlichen Formaten.

Die Nutzung dieser Daten kann in unterschiedlicher Weise erfolgen, wird aber teilweise beeinflusst von der föderalen Struktur, den Landesgrenzen, der Zuständigkeiten von Bergämtern oder anderen Landesbehörden.

Moderne Software-Umgebungen, die ihre Wurzeln und Hauptanwendungen oft in der Öl- und Gasindustrie haben, erlauben die Integration verschiedenster Daten mit unterschiedlichsten Formaten. Diese umfassen dabei geophysikalische, petrophysikalische, geologische, lagerstättentechnische, oder auch bohrtechnische Daten.

Es wird beispielhaft vorgestellt, welche Daten aus bestehenden Systemen genutzt werden können, um z.B. in einer Frühphase des Screenings von möglichen mittleren und tiefen Geothermie-Projekten mit den Daten lokale bzw. regionale Ansichten zu erzeugen, damit eine relativ schnelle erste Beurteilung der Informationslage und der regionalen Geologie erleichtert wird.

Darauf aufbauend können in weiteren Schritten statische oder auch dynamische Sektormodelle mit weiteren Daten ergänzt und integrative Visualisierungsmodelle erzeugt werden, um für die Öffentlichkeitsarbeit, Kommunen, Stadtwerke und Politik verständliche Darstellungen bereitzustellen. Diese Datenbasis kann zur Entwicklung von komplexeren, dynamischen Modellen für das Reservoirmanagement verwendet werden. Auch unter dem Gesichtspunkt des Monitoring von bereits operativen Projekten können z.B. Daten von mikroseismischen Ereignissen zugefügt werden.

Insgesamt fördert der Integrationsbereich solcher Softwaresysteme die Konsistenz, Handhabung und Ausbaufähigkeit von Modellen zum verbesserten Verständnis der Untergrundsituation.

Kostenintensive und aufwändige Untersuchungen des Untergrundes wurden als ein Hemmnis für eine schnelle Umsetzung geothermischer Projekte identifiziert. Um jedoch eine Entscheidung für geothermische Projekte auf kommunaler oder betrieblicher Ebene zu treffen, sind erste umfassende Informationen zur geologischen Beschaffenheit des Untergrundes sowie über die Verbreitung, Tiefenlagen, Mächtigkeiten und Temperaturen von potenziellen geothermischen Reservoiren unabdingbar. Das Ministerium für Wirtschaft, Industrie, Klimaschutz und Energie NRW hat daher den Geologischen Dienst NRW beauftragt, potenzielle Zielhorizonte im mitteltiefen und tiefen Untergrund NRWs mittels seismischer Untersuchungen zu erkunden.

Die seismischen Untersuchungen erfolgen projektunabhängig im Rahmen der geowissenschaftlichen Landesaufnahme. Im Jahr 2021 wurden 2D-seimische Messungen im zentralen Münsterland durchgeführt. Über zwei sich kreuzende, insgesamt 70 km lange, Linien konnte die Tiefenlage von drei potenziell geeigneten Karbonathorizonten aus der Kreide, dem Karbon und dem Devon in Tiefenbereichen zwischen 800 m bis 6 000 m erkundet werden. Seismische Messungen im Jahr 2022 im Rheinland hatten Karbonate aus dem Karbon (Kohlenkalk) und dem Devon (Massenkalk) in Tiefen von ca. 500 m bis 3 000 m im Fokus.

Neben der reinen Erkundung geeigneter Horizonte liegt ein weiterer Schwerpunkt auf der kommunikativen Begleitung der Projekte. Während im Vorfeld der Messungen kommunale Entscheider*innen und Behördenmitarbeiter*innen intensiv beraten werden, werden die Öffentlichkeit und die Presse während der Messungen über den Zweck, Umfang und Zeitraum sowie über die Technik informiert. Potenzielle Projektplaner werden im Nachgang der Messungen proaktiv über die Ergebnisse und notwendige nächste Schritte informiert.

Für das Jahr 2023 sind Messungen im Niederrhein sowie vorbereitende Testseismiken in Ostwestfalen und im Ruhrgebiet geplant.

TRANSGEO is a regional development project that aims to explore the potential for producing geothermal energy from abandoned oil and gas wells in central Europe. Supported by 11 partner organizations and 10 associated partners in 5 countries, TRANSGEO will develop a transnational strategy and action plan to address this technical and economic opportunity. The project partners will start by identifying and characterizing thousands of abandoned wells in the North German Basin, the South German Molasse Basin, the Vienna Basin, and the Pannonian Basin. A web-based well selection tool will then be developed to assess the wells’ suitability for a variety of thermal storage and energy production technologies. These activities will be supplemented by modelling studies at selected sites, to inform the assessment tool and validate procedures that will be developed for each reuse technology. Next, we will match well reuse potential with local energy demand and heating networks to highlight redevelopment priorities, with a focus on wells that could support rural communities and industries in the energy transition. Finally, the partnership will propose a legal policy and incentive framework to facilitate and expand reuse of abandoned wells for geothermal energy production and storage across the region.

TRANSGEO is co-funded by the European Commission’s Interreg CENTRAL EUROPE programme.

Worldwide, hydrocarbon wells are being abandoned. At the same time, energy demand is rising and most countries are struggling to meet their carbon reduction targets. Furthermore, in Nordic countries like Canada, heating buildings and transporting fresh food over long-distances both contribute significantly to CO2 emissions. Could inactive hydrocarbon wells be re-purposed to produce renewable heat for buildings and greenhouses in winter ?

This case study evaluates the potential for repurposing a 1048 m deep inactive gas well into a deep borehole heat exchanger (DBHE) or a well used in a geothermal doublet to heat an 8.1-ha bell pepper greenhouse in the St. Lawrence Lowlands (Eastern Canada). This region has a low geothermal gradient (~23°C km^-1), but contains a ~1 km deep permeable unit. 3D numerical models were built using the FEFLOW software to simulate heat transfer and groundwater flow generated by these systems. Additionally, Python functions were developed to estimate heat and pressure losses, as well as simulate the dynamic operation of heat pumps, modify injection temperature and flow rate in the models as required, and calculate the systems’ electricity consumption.

Preliminary results indicate that the doublet and associated heat pumps would meet the entire heat demand, provided the good permeability value is confirmed. However, the DBHE system would supply only 68% of heat demand, but would also produce 34% of the cooling demand in summer and presents fewer risks associated with uncertain properties, geochemistry and gas emissions. Cost of both systems are currently being estimated for further comparison.

In this paper, we present an overview of the development of the first commercial geothermal system leveraging horizontal drilling and multi-stage stimulation. The project is located near an existing geothermal power plant in Northern Nevada.

The target zone for the development was a low permeable Mesozoic metasedimentary formation at a temperature of approx. 190 °C. One vertical monitoring well and two approx.1000 m long horizontal wells were drilled into the reservoir. The horizontal wells featured a cemented 7" production casing. The well design needed to accommodate multiple drilling hazards in the shallower sections as well as all complex stimulation and production loads.

The stimulation treatment was designed to create a large fracture surface area between the two lateral wells by maximizing fracture initiation points through a combination of multi-stage and multi-cluster limited entry stimulation techniques. Proppant was placed in the fractures to increase conductivity.

This paper will review planning, drilling, stimulation, and well test operations. Furthermore, key learnings and their applicability in other geographies and geologies will be discussed.

Seit Jahren befinden sich die betrieblichen Anforderungen im Zusammenhang mit Sicherstellung der Integrität der technischen Einrichtungen in den Bereichen E&P und Geothermieanlagen in einem stetigen Wandel. Gründe hierfür sind vielschichtig: steigende Betriebs- und Servicekosten, Ergänzungen behördlicher Auflagen und sich verändernde Förderbedingungen.

Im Bereich der Geothermie bestehen ähnliche Notwendigkeiten, da das für den Betrieb der Anlagen erforderliche technische Equipment den Komponenten aus dem E&P-Bereich ist und auch zum Schutz von Menschen und Umwelt Sicherheitsstandards abverlangt werden.

Die Vielzahl und ständigen Ergänzungen der Vorschriften bringt die Anlagenbetreiber zwangsläufig unter Zugzwang Lösungen zu finden, die Kosten für vorgeschriebene Wartungen einschließlich der Integritätsmaßnahmen an den Produktionsanlagen nicht in ein betriebswirtschaftliches Missverhältnis zum operativen Betrieb laufen zu lassen und somit zwangsläufig einen "Cost-cut“ zu erzeugen.

In dieser Präsentation sollen aktuellen Stillstands- und Außerbetriebnahmeprobleme zur Sicherstellung der WI an Bohrungen aufgezeigt werden. Bereich des WIMS wird erläutert und innovative Lösungen und Technologien zur Fehlersuche, -bestimmung und -behebung aufgezeigt.

Besonderes Augenmerk wird auf in jüngster Zeit zu beobachtenden Tendenzen der „Thinking outside of the box“ Strategien bei der Umsetzung der Herangehensweise an Problemlösungen gelegt. Technisches Know-how, welches ursprünglich für völlig andere Anwenderapplikationen entwickelt und erfolgreich eingesetzt wurde, kann auch allein oder in Kombination mit bereits vorhandenen Serviceoptionen im Bereich der Medienförderung über Tiefbohrungen zur Steigerung Anlagenintegrität genutzt werden.

Mehrere praktische Fallstudien haben gezeigt, dass durch den Einsatz dieser Herangehensweise eine deutliche Steigerung der Effizienz während des Betriebes bei gleichzeitiger Steigerung WI gegenüber technischen Risiken und der Umwelt sowie deutliche Kosteneinsparungen bei Service- und Aufwältigungsarbeiten erreicht werden können

This paper will highlight how one country, Scotland, is using its wealth of experience from the oil and gas sector to develop a new, but experienced, supply chain of companies to help drive new geothermal projects.

The Scottish offshore oil sector was characterised by innovation and engineering developments in harsh conditions. Now Scotland is leading a transition away from oil. We talk about a Just Transition, ensuring workers, companies and social and economic structures are not left behind. The skills and experience from the oil sector are transferable and valuable across new renewable energy industries, especially so in the geothermal field.

The paper highlights Scottish companies, with experience of drilling deep oil wells, that are now using that experience to cover many aspects of drilling 5km deep in Northern European geothermal projects, and also the role of the new National Geothermal Innovation Centre, a central hub for geothermal technology challenges both in Scotland and globally.

With both public support and private company buy in, the future for the Scottish Geothermal sector appears rosy. The focused effort to use the expertise and experience of its previous industries in a Just Transition is helping Scotland develop a supply chain of geothermal focused companies that see innovation, engineering excellence and environmental responsibility as a long established and fundamental part of the business. This offers advice, examples and expertise for German geothermal projects and can only be good news for the German and wider European geothermal sector.

Diese Arbeit umfasst eine Ökobilanz für ein hydrothermales geothermisches Heizwerk im Süddeutschen Molassebecken durchgeführt. Dabei werden kritische Parameter und Handlungsmöglichkeiten zur ökologischen Verbesserung anhand von Sensitivitätsanalysen diskutiert. Die durchgeführte Ökobilanzierung basiert auf den Standards ISO 14040 und 14044 und umfasst die ökologischen Auswirkungen auf verschiedene Wirkungskategorien, wie das Treibhausgaspotenzial, den Verbrauch fossiler und mineralischer Ressourcen sowie die terrestrische und Frischwasser-Ökotoxizität. Die Betrachtung erfolgt entlang der Lebenszyklusphasen Konstruktion, Betrieb und Rückbau, wobei eine Lebensdauer von 30 Jahren angenommen wird. Das Heizwerk besteht aus zwei Produktionsbohrungen und einer Injektionsbohrung mit Thermalwassertemperaturen von bis zu 107 °C und einer thermischen Leistung von 16,7 MW. Zur Abdeckung von Spitzenlasten und Redundanz dienen drei Ölkessel mit einer Gesamtkapazität von 17 MW. Das Heizwerk ist an ein 48,5 km langes Fernwärmenetz angeschlossen das 1.800 Kunden versorgt. Als funktionelle Einheit wird 1 kWh Nettowärme beim Kunden gewählt. Die Ergebnisse der Analyse zeigen, dass das Treibhausgaspotenzial der Anlage bei 80,5 g CO₂-Äquivalent pro kWh liegt und der Verbrauch fossiler Ressourcen bei 25,9 Öl-Äquivalent pro kWh. Mit Ausnahme des mineralischen Ressourcenverbrauchs entfällt der größte Anteil der Umweltauswirkungen auf die Betriebsphase. Diese wird vor allem durch den Stromverbrauch der Tiefenpumpen und die Spitzenlast- und Redundanzdeckung der Kessel dominiert. Zusätzlich wurden zwei Sensitivitätsanalysen durchgeführt. Dabei wurde der Zeitraum variiert, in dem die maximale Anschlussleistung erreicht wird, sowie die Heizzahl, welche das Verhältnis zwischen geothermischer Wärmeerzeugung und dem Strombedarf der Pumpen beschreibt und unter anderem von der Scaling-Problematik abhängt.

Bei Geothermieprojekten zur gemeinsamen Strom- und Wärmebreitstellung schwankt die für den Organic Rankine Cycle (ORC) Prozess zur Verfügung stehende Wärme über das Jahr. Dies führt v.a. im Winter zu einem starken Teillastbetrieb oder sogar einem Stillstand des Kraftwerks. Bis jetzt sind geothermische ORC-Systeme in der Regel individuell optimierte Großanlagen mit einer installierten elektrischen Bruttoleistung von mehreren MW. Diese Anlagen sind optimal für die individuellen Standortbedingungen ausgelegt, erfordern jedoch lange Planungs- und Bauzeiten. Außerdem weisen sie einen zunehmenden Teillastbetrieb auf, wenn das Fernwärmenetz im Laufe der Zeit erheblich erweitert wird, was für viele Standorte z.B. in dem Molassebecken beobachtet werden kann.

In den letzten Jahren haben sich kleine modulare ORC-Systeme zunehmend auf dem Markt etabliert. Solche modularen Systeme besitzen ggf. zwar höhere spezifische Investitionskosten aufweisen. Zeitgleich können sie jedoch relativ schnell installiert werden, haben eine höhere Teillasteffizienz und könnten nach mehreren Jahren weiterverkauft werden. Diese Arbeit bewertet die thermoökonomische Leistung von modularen ORC-Systemen für geothermische Strom- und Wärmeanwendungen unter Berücksichtigung verschiedener Fernwärmeausbauraten. Die Ergebnisse liefern wertvolle Einblicke in das zukünftige Marktpotenzial modularer ORC-Systeme zur gemeinsam Strom- und Wärmebreitstellung. Ein Schwerpunkt liegt dabei v.a. auf dem zusätzlichen wirtschaftlichen Beitrag modularer ORC Systeme für geothermische Projekte, die primär zur Wärmeversorgung realisiert werden, aber in den ersten Jahren auf Grund des sich im Auf- oder Ausbau befindlichen Fernwärmenetzes ohne ORC Systeme sehr geringe Einnahmen erzielen würden.

Aktuell besteht im Bereich der Tiefen Geothermie ein großer Entwicklungsbedarf, um Wirtschaftlichkeit und Effizienz zu steigern und Risiken zu minimieren.Zu den technischen Hürden gehören Scaling und Korrosion, die regelmäßige Wartungs- und Reinigungsarbeiten erfordern und damit Kosten produzieren.
Hier setzt das Forschungsprojekt GeoThermScaling an:
Dank einer thermochemischen Oberflächenbehandlung mit Bor werden kostengünstige Baustähle für den langfristigen Einsatz in der Geothermie vorbereitet.
Grundlage sind Vorversuche durch Auslagerung des borierten Stahls P235GH im salzhaltigen Tiefenwasser unter Realbedingungen. Diese lieferten signifikante Verbesserungen der Medienbeständigkeit gegenüber unbehandelten Rohrleitungsbaustählen. Im nächsten Schritt wurde – neben Versuchen zu mechanischen Eigenschaften – eine für Tiefengeothermie-Kraftwerke anforderungsgerechte Fügetechnik von unlegierten, thermochemisch oberflächenbehandelten Stählen im Rohrleitungsbau über Tage entwickelt.

Die industrielle Nutzung von Tiefengeothermie findet international bislang wenig Anwendung. Wesentliche technische Hemmnisse sind das oftmals unzureichende Temperaturniveau der geothermalen Quelle und die erforderliche Bereitstellung von Prozessdampf, um die industriellen Prozesse bedienen zu können. Im Forschungsprojekt »Geothermale Papiertrocknung« hat Fraunhofer UMSICHT daher eine Methodik entwickelt, mit der verfahrenstechnische Routen zur Prozessdampferzeugung aus tiefengeothermalen Quellen identifiziert und einheitlich bewertet werden können. Hierzu bietet sich insbesondere der Einsatz von Groß- und Hochtemperatur-Wärmepumpen an, welche durch eine Kombination mit weiteren Verfahrensschritten zu Verfahrensrouten kombiniert werden können.

Das Forschungsprojekt fokussierte auf die deutsche Papierindustrie, für die stellvertretend ein repräsentativer Referenzstandort sowie beispielhaft der Standort der Kabel Premium Pulp&Paper GmbH in Hagen untersucht wurde. Über 100 initial identifizierte Verfahrensrouten konnten im Projektverlauf unter Berücksichtigung der lokalen Randbedingungen detailliert untersucht und sukzessive eingegrenzt werden. Neben innovativen Ansätzen mit Forschungscharakter wurden zudem Verfahrensrouten entwickelt, welche auf marktverfügbaren Komponenten basieren und somit kurz- bis mittelfristig realisiert werden könnten.

Die gewonnenen Projektergebnisse können sowohl auf andere Standorte der Papierindustrie als auch auf weitere Branchen mit Nieder- und Mitteltemperaturwärmebedarf bis etwa 300 °C – wie beispielsweise die Lebensmittel- oder chemische Industrie – übertragen werden. Das Projekt zeigte auch, dass aufgrund individueller branchenspezifischer Anforderungen und lokaler Randbedingungen eine jeweils standortspezifische Betrachtung notwendig ist, um effiziente und wirtschaftlich robuste Verfahrensrouten auslegen zu können. Insgesamt besteht ein großes Anwendungspotenzial für die industrielle Prozessdampferzeugung auf Basis von Tiefengeothermie und damit eine vielversprechende technische Lösung zur Dekarbonisierung der industriellen Prozesswärme.

Im Vortrag werden neben einer Einführung über die MTU und deren Maßnahmen zum Klimaschutz das aktuelle Tiefen-Geothermieprojekt am Standort München vorgestellt. Zunächst werden allgemein die Entstehungsgeschichte und die Entscheidungswege erläutert. Der grundsätzlichen Planungsinhalte der Dublette mit den charakteristischen Größen werden über ein Erklärvideo (2 min) der MTU mitgeteilt. Mit aktuellen Bildern werden der Status des Bohrplatzes und die bisherigen Erfahrungen geteilt. Mit dem geplanten zeitlichen Verlauf der Bohrungen wird im anschließenden Vortragsteil näher auf das Wärmeverteilzentrum, die Anbindung und die Optimierung des Heiznetzes eingegangen. Zum Abschluss wird die Planung zur industriellen Anwendung bei galvanischen Prozessen sowie zur Kälteerzeugung erläutert.

Ziel des IEA Annex 52 war es, eine große Anzahl von erdgekoppelten Wärmepumpenanlagen in verschiedenen Ländern (Schweden, Niederlande, Großbritannien, Finnland, Deutschland, Norwegen und USA) unter dem Gesichtspunkt der Langzeitperformance zu monitoren, zu analysieren und zu bewerten. Die bis zu 40 untersuchten Beispielanlagen decken eine Reihe von Gebäudetypen, Systemanwendungen und Erdwärmequellen ab. Mit all diesen unterschiedlichen Systemanwendungen, internationaler Erfahrungen und Informationen als Grundlage konnten Leitlinien für die Messtechnik und das Monitoring, zur Unsicherheitsanalyse, zur Daten- und Performanceanalyse und geeignete Performanceindizes erarbeitet und zur Verfügung gestellt werden.

Die SPFs der Systeme sind von System zu System sehr unterschiedlich, wobei bisher größtenteils keine klaren Beziehungen zwischen SPF und anderen Faktoren besteht. Im Annex wurden die Ergebnisse zur Systematisierung von Feldmessungen herangezogen, indem neue Grenzschemata für die Bewertung der Arbeitszahl eingeführt wurden (Basis SEPEMO), sodass eine breite Palette an Systemmerkmalen Berücksichtigung finden, die über typische Haussysteme hinausgehen.

Der Vortrag soll einen Überblick über den IEA HPT Annex 52 – „Longterm performance measurement of GSHP systems serving commercial, institutional and multi-family buildings“ geben, einschließlich der Monitoringprojekte und deren Ergebnisse. Der Fokus liegt dabei auf der Darstellung der Monitoring Ergebnisse und Performance der untersuchten Wärmepumpenanlagen.

Steigende Preise für fossile Energieträger beschleunigen den Einsatz einer sicheren, wirtschaftlichen und umweltschonenden Energieversorgung im Gebäudesektor. Im Bereich der Niedertemperaturwärmeversorgung (Raumheizung, Warmwasserbereitung) ist der Einsatz von Wärmepumpen (WP) in Kombination mit Erdwärmesonden (EWS) insbesondere für größere Gebäude eine etablierte Technologie. Voraussetzung für einen nachhaltigen Betrieb der EWS-Anlagen ist allerdings, dass das im Winter infolge des Wärmeentzugs abgekühlte Erdreich über den Sommer wieder regeneriert. In dieser Studie werden zuerst die Betriebsweise und das thermische Verhalten von zwei EWS-Feldern für die Wärme- und Kälteversorgung eines Bürogebäudes anhand von mehrjährigen Messdaten untersucht. Es zeigt sich, dass die gemessene Kälteleistung der EWS-Felder von den Planungswerten deutlich abweicht und bei einer andauernden, unausgeglichenen Wärmebilanz das Erdreich im Laufe der Jahre erwärmt bzw. abgekühlt wird. Die Temperaturentwicklungen des Wärmeträgermediums und im Untergrund werden mit numerischen Berechnungsansätzen in TRNSYS (TRaNsient SYstem Simulation tool) und FEFLOW (Finite Element sub-surface FLOW system) abgebildet und über die gesamte Nutzungsdauer der EWS-Felder von 50 Jahren extrapoliert. Die mit beiden Simulationsprogrammen simulierte Temperatur des Wärmeträgermediums stimmt gut mit den Messdaten aus über 10 Jahren überein. Basierend auf den Ergebnissen der Temperaturprognose wird die Betriebsweise der EWS-Felder durch den Einsatz unterschiedlicher Regerationsoptionen, beispielsweise mit Hilfe der Einspeisung von Solar-, Umwelt- und Abwärme in das Erdreich, optimiert. Neben der Energiebilanzzahl und des Netto-Wärmeentzugs spielt beim nachhaltigen Betrieb der EWS-Felder auch die zeitliche Verfügbarkeit der Regenerationswärme eine wichtige Rolle. Der Einfluss der aktiven Regeneration wird verringert, wenn ein starker Grundwasserfluss bereits für eine natürliche Regeneration sorgt.

Die Dimensionierungstabellen für Erdwärmekollektoren in der Richtlinie VDI 4640 Blatt 2 basieren auf Simulationen mit fest definierten Randbedingungen und je Klimazone vorgegebenen Lastverläufen. Entsprechend der Zielrichtung eines Tabellenverfahrens sind die resultierenden Entzugsleistungen und Entzugsenergien tendenziell konservativ, um Unterdimensionierungen von Anlagen zu vermeiden. Bei günstigeren Randbedingungen und Lastverläufen (z. B. Wärmerückspeisung im Sommer) als in der Richtlinie angegeben, können demzufolge u. U. höhere Leistungswerte erzielt werden. Dies zu quantifizieren erfordert i. d. R. Simulationen, die naturgemäß zu anderen Ergebnissen führen, was mitunter kritisiert wird.

Demgegenüber existieren für Erdwärmesonden dynamische und flexible Rechenverfahren und Auslegungsprogramme wie EED u. a. m., die einen leistungsfähigen Zwischenweg zwischen Tabellen und aufwändigen numerischen Simulationen darstellen. So können die Dimensionierungstabellen für Erdwärmesonden in VDI 4640 Blatt 2 z. B. mit der Web-Anwendung GEO-HAND^light for BWP auf anderen Randbedingungen umgerechnet werden. Im Rahmen des Forschungsvorhabens QEWSplus „Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020A-H, www.qewsplus.de) wird ein Energie- und Leistungsbilanzverfahren für Erdwärmekollektoren entwickelt, mit dem Erdwärmekollektoren einfach für von der VDI 4640 Blatt 2 abweichende Randbedingungen dimensioniert werden können. Dieses Rechenverfahren und seine Anwendung werden im vorliegenden Beitrag vorgestellt.

Im Zuge der Verdichtung oberflächennaher geothermischer Anlagen wird die Bedeutung potentieller gegenseitiger Beeinflussung von Erdwärmesonden (EWS) in Zukunft zunehmen. Bislang werden die thermischen Auswirkungen einzelner Erdwärmesondenanlagen mit geringer Leistung (< 30 KW) im Allgemeinen jedoch nicht explizit numerisch simuliert. In dieser Studie wurde ein für das Norddeutsche Becken typisches vereinfachtes 3-Schichtenmodell quartärer und tertiärer Grundwasserleiter und Grundwasserhemmer in Verbindung mit einer Vielzahl von EWS-Einzelanlagen und EWS-Feldern in COMSOL Multiphysics sowie in FEFLOW erstellt. Das Ziel der thermisch-hydraulischen 3D-Simulationen liegt zum einen in der Quantifizierung der Temperatur- und Druckänderungen unter verschiedenen thermischen und hydrodynamischen Lastzuständen und zum anderen in der Abgrenzung des thermisch-hydraulisch beeinflussten Bereiches der EWS-Gesamtanordnung. Darüber hinaus werden Kurz- und Langzeitperformance unter verschiedenen hydrogeologischen Charakteristika (Fließgeschwindigkeit, hydraulische Durchlässigkeit) von Lockergesteinsgrundwasserleitern untersucht. Zur Entwicklung der statischen und dynamischen Modelle wird ein effizienter Workflow präsentiert, der unter anderem die optimale räumliche Diskretisierung sowie die Erarbeitung des Geschwindigkeitsfeldes in den Doppel-U-Rohren beinhaltet. Besondere Beachtung erfahren vor dem Hintergrund einer nachhaltigen Betriebsweise die thermischen Interaktionen. In dieser Studie präsentieren wir die letzten Modell- und Simulationsergebnisse.

Im Verbundvorhaben QEWSplus (FKZ: 03EE4020A-H) werden Methoden zur Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme untersucht. Ein Teilprojekt befasst sich mit der Entwicklung innovativer geophysikalischer Messsonden. Hierbei wird unter anderem eine Ultraschallsonde zur Überprüfung der Verfüllqualität von Erdwärmesonden entwickelt.

Sedimentation, Penetration und Filtration können in Verfüllungen von Erdwärmesonden Fehlstellen verursachen, die sich nachteilig auf den Grundwasserschutz, die Effizienz der Geothermieanlage auswirken sowie zu Hebungen und Setzungen des Untergrunds führen können. Um diese Defekte in der Verfüllung gezielt detektieren zu können wurde eine Ultraschallsonde entwickelt. Hierbei beeinflussen die Defekte in der Verfüllung die Reflektion und Transmission des Signals und können so durch Veränderungen des Empfängersignals erkannt werden.

In Laborversuchen konnten wassergefüllte simulierte Fehlstellen mit etwa 4 cm Durchmesser detektiert werden. Dabei wurden verschiedene Verfüllmaterialien und Defektpositionen in der Verfüllung gemessen. Experimente wurden mit Puls-Echo-Anordnung, bei der das reflektierte Signal vom Sender gemessen wird, sowie mit Sender-Empfänger-Anordnung, bei der das transmittierte Signal von einem baugleichen Empfänger gemessen wird, durchgeführt. Es wurden unterschiedliche Reflektoren für gerichtete und ungerichtete Messungen verwendet. Mit dem Sender-Empfänger-Verfahren sind auch Messungen mit Sender und Empfänger in unterschiedlichen Rohren möglich um Erdwärmesonden mit komplizierterem Querschnitt zu untersuchen. Diese Verfahren wurden unter realitätsnahen Bedingungen in einer Erdwärmesonde getestet.

Mit dem Projekt Warm-Up flankiert die BGR die Erdwärmekampagne „Geothermie für die Wärmewende“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz. Ziele des Projektes sind die Durchführung eines wissenschaftlich validen Begleitprogrammes für eine zielorientierte Explorationskampagne sowie die Befähigung der überwiegend kommunalen Akteure zur praktischen Umsetzung von mitteltiefen, hydrothermalen Geothermievorhaben für die Wärmeversorgung. Projektpartner der BGR sind das Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG), das ECOLOG-Institut für sozial-ökologische Forschung und Bildung sowie das Institut für ökologische Wirtschaftsforschung.

Zuerst wurden Bewertungskriterien für eine priorisierte Auswahl günstiger Explorationsstandorte hergeleitet. Diese bundesweit gültigen Kriterien betreffen sowohl geologisch-technisch als auch gesellschaftlich-technisch relevante Faktoren. In einem Bewertungsschema wurden diese so aufbereitet, dass eine Vergleichbarkeit der einzelnen Bewerberprojekte bei der Feststellung der Förderwürdigkeit durch eine Prüfinstanz gegeben ist und abschließend eine projektspezifisch geeignete Explorationsmaßnahme identifiziert werden kann.

Weiterhin stehen Geothermiestandorte im Zentrum von Warm-Up, die gut exploriert, aber noch nicht umgesetzt worden sind. Diese werden unter den aktuellen Rahmenbedingungen neu bewertet. Aus den Erkenntnissen zur Anpassung der technischen Umsetzung und den Auswirkungen sozioökonomischer Faktoren werden daraufhin Empfehlungen abgeleitet, wie mitteltiefe Geothermieprojekte erfolgreich umzusetzen sind.

Mittels integrierter Reservoircharakterisierung soll ferner die Fündigkeit an exemplarischen Geothermieprojekten bestmöglich beurteilt und methodisch aufgezeigt werden, ob bzw. wie sich die Ergebnisse von diesen Projekten auf unterexplorierte Lokalitäten übertragen lassen. Die Ergebnisse werden in einem Konzept für eine integrierte Reservoirbewertung und Fündigkeitsbeurteilung für die hydrothermale Geothermie zusammengefasst.

Im Rahmen der Tagung sollen die aktuellen Erkenntnisse aus dem Projekt Warm-Up bei der Ermittlung der Erfolgsfaktoren für technisch machbare und sozioökonomisch sinnvolle mitteltiefe Geothermieprojekte präsentiert werden.