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Am Standort Schäftlarnstraße, München wurde bereits 2019 unmittelbar nach Fertigstellung einer der Produktionsbohrungen erfolgreich ein permanentes faseroptisches Monitoringsystem im Bohrlochinneren bis Endteufe eingebaut. 2023 wurde nun eine Injektionsbohrung am gleichen Standort mit einem vergleichbaren System nachgerüstet, erstmalig in dieser Konfiguration in einem offen komplettierten Reservoir (Open Hole, kein Lochliner). Die Nachrüstung der stark abgelenkten Bohrung stellte spezielle Herausforderungen an das Design des Kabels und die notwendigen Komponenten. Aufgrund der Komplettierung der Bohrung (starke Ablenkung, Open Hole) bestand außerdem ein hohes Risiko für den Erfolg des Einbaus. Die Erfahrungen während des erfolgreichen Einbaus, die Systemkomponenten sowie die Riskovermeidungsstrategien werden hier vorgestellt.

Mit permanent installierten Glasfaserkabeln in Tiefenbohrungen lassen sich verschiedene Eigenschaften und Prozesse des Reservoirs erfassen und über lange Zeiträume beobachten. So können zum Beispiel hydraulische aktive Zonen und daher die Permebailitätsverteilung der Reservoirgesteine über Temperaturanalysen quantifiziert und überwacht werden. Zusätzliche faseroptische punktuellen Drucksonden erweitern die Daten und Auswertemöglichkeiten auch im Hinblick auf Beeinflussung verschiedener Bohrungen an einem Standort untereinander.

Die niedrigfrequente Komponente der faseroptischen Dehnungsratenmessung (DDSS oder DAS) enthält thermische Deformation durch Fluidbewegungen. Ergebnisse aus dem GFK-Monitor Projekt zeigen erstmals Bereiche, in denen während des Stillstands und während der Injektion freie Konvektion auftritt. Das Auftreten dieser Strömung und ihre Geschwindigkeit steht im Zusammenhang mit dem Dichtegradienten, den wir über den Temperaturgradienten und die Höhe des Wasserspiegels ermittelt habe. Diese Methode ergibt neue Einblicke in die Mechanismen des Wärmetransportes und könnte genutzt werden, um etablierte Wärmetransportmodelle zu validieren.

Mit Hilfe des am Standort Schäftlarnstraße eingebauten GFKs, konnte die Zementation der Ankerrohrtour laufend überwacht werden und mit einer faseroptischen Dehnungsratenmessung (DDSS oder DAS) der Aufstieg verschiedener Fluidübergänge (Bohrspülung/Wasser und Wasser/Zement) nachverfolgt werden. Der Vergleich mit einem Volumenmodell erlaubt eine direkte und ortsverteilte Bestimmung der Zementverdrängungseffizienz, das Maß für den Erfolg der Zementplatzierung. Vor allem mit der Hinzunahme der Temperaturmessung lassen sich anschließend die Hydratationsstufen in jeder Tiefe abschätzen. Diese Ergebnisse erlauben eine Beurteilung der erreichten Bohrlochintegrität und erlauben eine kontinuierliche Qualitätsüberwachung der Zementation.

Die Kombination von faseroptischen Messmethoden erlaubt die Überwachung von Tauchkreiselpumpen. So konnten mit Hilfe ortsverteilter Temperaturmessungen (DTS) die thermische Verlustleistung der Pumpe, die Effizienz der Kühlung und die Temperaturentwicklung entlang der Pumpenstufen bestimmt werden. Die Dehnungsratendaten erlaubten es wiederum, den Schlupf zwischen angelegter Frequenz und Rotationsfrequenz der Welle als ein Maß zur Ermittlung der Pumpeneffizienz zu bestimmen.

Das Tracermanagement im Molassebecken dient der optimierten Planung und Durchführung von Tracerversuchen in der Tiefengeothermie. Eine darauf basierende Handlungsempfehlung zeigt zentrale Aspekte wie die Auswahl geeigneter Tracerstoffe, die richtige Dosierung, unterschiedliche Tracerdesigns sowie potenzielle Wechselwirkungen zwischen Geothermieanlagen. Ziel ist eine einheitliche Genehmigungspraxis und ein nachhaltiges Reservoirmanagement.

Basierend auf den Ergebnissen des GFK-Monitors Projekts wird ein Ausblick zur Bewertung der technisch-wirtschaftlichen Eignung der mit der Glasfaserkabel-Technologie erhobenen Daten für den betrieblichen Nutzen von Tiefengeothermieanlagen gegeben. Der Fokus liegt hierbei auf den möglichen Mehrwerten (Kosten-Nutzen-Analysen) der Anwendungen in der Überwachung von Tauchkreiselpumpen am Beispiel der Schäftlarnstraßenbohrung Th4, des Seismizitätsmonitorings sowie der Reservoircharakterisierung anhand der u. a. aus der GFK-Technologie ermittelbaren Parameter.

Seit über 6 Jahren werden am Standort Schäftlarnstrasse in München faseroptische Daten gewonnen und ausgewertet. Es werden alle bisher angewandten Methoden der Datenauswertung zusammenfassend präsentiert und aus verschiedenen Blickwinkeln bewertet. Ergänzt werden diese durch weitere Anwendungsbeispiele aus der Literatur und Konzepte für Methoden, welche bisher noch nicht oder nur eingeschränkt angewandt wurden. Die Erfassung und der Nutzen der Daten werden zeitlich in die Lebenszyklen einer Bohrung eingeordnet und mit möglichen konventionellen Messtechniken für die jeweiligen Anwendungsfälle verglichen.

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Die Studie zur mitteltiefen und tiefen Geothermie in Norderney beauftragt durch die Stadtwerke Norderney GmbH und in Zusammenarbeit mit dieser bringt Erkenntnisse, die für die gesamten Insel- und Küstengebiete der Nordsee, insbesondere Ostfriesland, relevant sind. Mit diesem Beitrag möchten wir diese teilen und aufmerksam machen auf die nächsten Schritte und Herausforderungen.

Die Nordsee und das Wattenmeer gehören zu den ökologisch sensibelsten Regionen, die Erhaltung der Nationalparke und Schutzgebiete hat höchste Priorität. Wird hier ein Projekt für mitteltiefe / tiefe Geothermie geplant, sollte das Vorgehen deutlich von konventionellen E&P-Aktivitäten abzugrenzen sein und einen hohen ökologischen Standard gewährleisten.

Als potentielles Reservoir erweisen sich Karbonate der Kreide entlang aufgewölbter Salzstrukturen als aussichtsreichstes Kluft-Play. Dagegen sind die Channel-Systeme des Norddeutschen Beckens in der Insel- & Küstenregion Ostfrieslands in ihrer räumlichen Ausdehnung für gut durchlässige Sand- Siltsteine als Target-Reservoir voraussichtlich nicht ausreichend ergiebig für eine hydrothermale Dublette.

Sobald operative Aufsuchungstätigkeiten, wie Seismik, das Festland verlassen, verursachen erhöhte Kosten und komplexere Durchführung erhebliche Erschwernisse für Geothermie-Projekte in Insel- und Küstengebieten. Dies zudem diese Regionen bereits mit umfangreicheren Genehmigungsverfahren z.T. aufgrund der Schutzzonen behaftet sind.

Vor diesem Hintergrund bedarf es auf die Küstenregion zugeschnittene Konzepte und zusätzliche Förderungen, sowie transparente, abgestimmte Vorgehensweisen mit Industrie, Politik und Öffentlichkeit, um sowohl geothermische Potenziale als auch ökologische Schutzgüter zu berücksichtigen und somit eine nachhaltige Wärmeversorgung in Nordsee-Erholungsgebieten zu realisieren.

Geothermische Projekte stehen immer wieder geologisch-bohrtechnischen Problemen gegenüber. Für die Minimierung der sich daraus ergebenden Bohrrisiken ist ein Zugang zu relevanten Untergrunddaten unerlässlich. In der Regel sind geologisch-bedingte Bohrprobleme insbesondere durch Variationen im Spannungsfeld und erhöhte Porendrücke zu erklären. Hinweise darauf finden sich vor allem in den Bohrhistorien bereits abgeteufter Tiefbohrungen. Im Rahmen eines Pilotprojekts im Bayerischen Molassebecken veröffentlicht die TU München gemeinsam mit dem Bayerischen Landesamt für Umwelt seit 2024 jährlich Bohrungssteckbriefe, damit Druck- und Spannungsverhältnisse bereits während der Planungsphase von Geothermiebohrungen adäquat berücksichtigt werden können. Um einen Überblick über die Druck- und Spannungsverhältnisse entlang der ausgewerteten Bohrungen zu geben, umfassen die Steckbriefe neben bohrtechnischen Basisinformationen ein vereinfachtes Schichtenverzeichnis, Rohrabsetzteufen, verwendete Spülungsgewichte, Druckmessungen, Spannungsmessungen (Leak-Off oder Formation Integrity Tests), Spülgas, Meißeldurchmesser & Kaliber-Log und geologisch-bedingte Bohrprobleme.

In diesem Beitrag stellen wir den aktuellen Stand der Steckbriefe sowie die Nutzbarkeit zur Bohrplanung im Bayerischen Molassebecken, sowie die potenzielle Übertragbarkeit in andere geothermische Regionen vor.

Zur Dekarbonisierung der ansässigen Gartenbaubetriebe exploriert die Gemeinde Straelen am Niederrhein die Tiefe Geothermie. Potenzielle geothermische Reservoire sind der karbonzeitliche Kohlenkalk, der Condroz-Sandstein und der Massenkalk des Devons, der bisher nur in der rund 20 km entfernten Bohrung Viersen-1001 nachgewiesen wurde. In der Machbarkeitsstudie DEEP-Straelen wurden grenzüberschreitende 2D seismische Daten aus den Niederlanden interpretiert und so eine erste dreidimensionale Vorstellung des Untergrundes erstellt. Eine Abschätzung der Wirtschaftlichkeit zeigte, dass der Massenkalk als potenzielles Reservoir für Großabnehmer und kleine lokale Netze geeignet wäre, sodass im Anschluss das Erlaubnisfeld Gelderland-Süd beantragt und zugeteilt wurde. Parallel wurde durch den Geologischen Dienst NRW die 2D Seismik Niederrhein akquiriert, deren Linien 2301 und 2303 durch das Projektgebiet verlaufen und weitere Bohrungen anschließen.

In diesem Beitrag zeigen wir die Ergebnisse der gemeinsam neu interpretierten niederländischen und deutschen Seismiken und das resultierende detaillierte 3D Strukturmodell. Insbesondere auf der Linie 2301 im Bereich von Straelen zeigt die PreSTM Prozessierung deutliche Reflektoren in der erwarteten Tiefe des Massenkalks und reduziert das Fündigkeitsrisiko. Das nun vorhandene Nord-Süd Profil der Linie NDRH 2301 zeigt ein deutliches Einfallen der Schichten nach Norden. Der im Bereich der Linienkreuzung 2301, 2303 und SCAN29 liegende Vorzugsstandort für eine Bohrung liegt daher am Massenkalk etwa 200 m tiefer als bisher angenommen. Eine auf der Linie NDRH 2303 neu abgebildete Abschiebung zeigt den Vorzugsstandort außerdem nun auf einer Horst-Struktur.

Anhand einer Bayes'schen Unsicherheitsbetrachtung analysieren wir abschließend die Maßnahmen "3D Seismik" und "Erkundungsbohrung", um die weiteren Explorationsschritte objektiv bewerten zu können.

This poster showcases a web-based extension of a physics-based drilling hydraulics simulator (DOI: 10.5281/zenodo.14845153), designed to enhance real-time diagnostics and operational awareness during well construction.

The platform connects to cloud-hosted drilling databases, enabling engineers to remotely access and interpret hydraulics data through an interactive browser-based interface.

Two main features are available:

1 Drilling Summary Plot:

This module displays time- and depth-based visualizations of both raw and modeled data. Parameters include bit and hole depth, hookload, torque, WOB, standpipe pressure (measured and modeled using Herschel-Bulkley, Power Law, and Bingham Plastic), ECD, mud weight, and mud window constraints. It enables rapid screening of trends and deviations during drilling.

2 Wellbore Schematic & Drillstring Viewer:

A real-time visualization of the wellbore and bottomhole assembly, overlaid with dynamic plots of annular pressure, ECD, cuttings loading, mud velocity, and cuttings transport efficiency along the depth profile. This digital tool supports broader adoption of digital hydraulics modeling as part of real-time drilling optimization workflows, bridging simulation with field data. By integrating planning and execution in one cloud-based environment, it enhances operational insight, decision-making, and collaboration across drilling teams. A simplified version of the tool has been prepared to illustrate the described functionalities.

The Geothermal industry is increasingly exploring the adoption of advanced completion technologies in High-Pressure, High Temperature (HPHT) environments. This paper outlines applications for Swellable Elastomeric Technologies, are their benefits, in Geothermal Wells.

The technologies discussed in this paper offer reliable isolation, without mechanical packers and may offer reduce use of grout (cement).

The compounds discussed – Super Absorbent Polymers (SAP) – offer improved performance in high salinity environments when compared to conventional, osmotic-swell elastomers. These characteristics may also prove well suited to wells where the production of elements, such a Lithium, is desired.

Swelling in water, SAP compounds offer enhanced zonal isolation reliability when compared to grout (cement), conforming to borehole irregularities, negating potential for micro annuli formation.

Designs for Geothermal usage can offer:

• Cable feedthroughs to facilitate succinct Pressure-Temperature (P-T) measurement above and/or below isolations.
• Reduced well count and subsequent topside infrastructure – dual string completions.
• Improved HSE performance, through a reduction to hazard exposure during drilling and completion operations.
• Improved environmental performance
  • Reduced reliance on grout (cement) which may be considered as high energy consuming and high carbon emitting during its production.
  • Elastomer is inert and stable – removal of potential for grout (cement) contamination of formation water.
• More straightforward well recovery when compared to well completions, which have been fixed with grout (cement).

This paper concludes that Swellable Elastomeric Technologies offer a resilient solution for Geothermal Wells and may offer enhanced isolation performance, improved health and safety metrics and reduced environmental impact.

WBGeo (Workbench for Digital Geosystems) aims at the development of a modular digital workbench that integrates structural geological modeling, mesh generation, process simulation, and visualization, enabling users to design and automate geoscientific workflows efficiently using a domain-specific language.

A key technical feature of WBGeo is the automated generation of simulation-ready meshes from geological models. Currently, the platform supports two mesh types—structured and unstructured—which can be created from structural models automatically within the workbench. Structured meshes are generated as uniform grids across all geological layers by assigning an equal number of grid points per layer. The vertical resolution is defined by user-specified subdivisions between layers. This method is especially well suited for stratified systems or models requiring regular, layered discretization. Unstructured meshes are created through integration with the open-source meshing software Gmsh. These meshes allow for tetrahedral discretization of complex geometries, including faults, layer intersections, and non-horizontal surfaces. This approach supports high geometric fidelity and is ideal for detailed process simulations.

Both mesh types are highly flexible and support the integration of external features such as wells, mining shafts, point sources, and arbitrary planes. These features can be added at user-defined locations and linked directly to the geological model. In this contribution, we will discuss how the automatic meshing stage has been implemented in the WBGeo environment and provide some applications for reservoir simulations, from geological modelling to meshing and process-based simulations, to showcase the flexibility and usability of the developed features.

The Geothermal Laboratory in the Crystalline Basement (GeoLaB) is a joint research initiative designed to investigate key scientific and technical aspects of deep geothermal energy extraction in crystalline rock.

As part of the project's initial phase, two exploration wells – GeoLaB1 (vertical) and GeoLaB2 (deviated) – were drilled to characterize the geological environment, test monitoring technologies and prepare for future in-situ experiments. Following the drilling and coring of the vertical well GeoLaB1, a fiber optic cable was clamped behind the casing, in a U-loop configuration, and permanently cemented in place. This cable contains several fibers, enabling simultaneous use of different fiber optic sensing technologies. A first dataset was acquired during and after the cementation job of GeoLaB1 using Brillouin Optical Time-Domain Reflectometry and Distributed Acoustic Sensing (DAS). This dual approach allowed joint monitoring of strain (static response) and seismic activity (dynamic response) during cement injection and hardening process. The same infrastructure was subsequently used for continuous DAS monitoring during the drilling of the nearby deviated GeoLaB2 well.

Following the presentation of the technical aspects of the measurements, we analyze the response to the cement job of the fiber optic sensing data, with support of the logging data. Additionally, we present the drilling monitoring conducted via DAS at a short-offset distance. This study highlights the contribution of distributed fiber optic sensing to gaining valuable insights into well integrity, seismicity, and the broader potential of such systems for high-resolution, multi-parameter monitoring in geothermal environments.

The seismic moment tensor (MT) represents the source displacement of a shaking event and is an invaluable quantity to understand the processes that cause seismicity and earthquakes. We implemented relMT, a software to robustly estimate relative moment tensors of weak seismic events. The technology is important for de-risking subsurface fluid circulation in critically stressed aquifers or hydraulic fracturing operations, such as the stimulation of enhanced geothermal systems. We apply the relMT algorithm to the St1 Deep Heat EGS stimulation data set. First results indicate that we are able to decrease the magnitude threshold at which reliable MTs can be estimated from 0.3 to about -0.5, increasing the number of resolved MTs from 300 to potentially 3000. With the additional data, stimulation processes such as pore pressure diffusion and crack opening can be better understood.

The computation of relative moment tensors has been highly automated. The algorithm is freely available and under active development on GitHub (https://github.com/wasjabloch/relMT). It uses as input data seismic event waveforms, approximate arrival time picks, event locations, ray take-off angles (or an approximate velocity model) and one reference moment tensor. Waveform combinations for which the subsurface Green’s function can be assumed equal are aligned with sub-sample accuracy. Relative amplitudes are measured at optimal passbands for each event combination. After quality control using easy-to-estimate metrics, the relative constraints are tied to the reference moment tensor in a sparse system of linear equations that is subsequently solved for all relative moment tensors simultaneously using algebraic methods.

Fault zones with their potentially increased permeability are preferred exploration targets for deep geothermal, particularly in the Upper Rhine Graben (URG). However, the development of geothermal projects in the URG has led to sporadic occurrences of induced seismicity, e.g. in Strasbourg (France). Understanding the frictional behavior of fault gouges under varying temperatures and slip rate conditions is crucial for assessing fault stability in geothermal reservoirs. To address this issue, we have investigated the mechanical response of fault gouge samples from Muschelkalk, Buntsandstein and basement rocks (granite) under controlled laboratory conditions using a hydrothermal rotary shear apparatus. These experiments were conducted at temperatures 20 to 250 ºC, effective normal stresses of 60 and 75 MPa, pore fluid pressures of 40 and 50 MPa, and slip velocities 0.3 to 100 µm/s, depending on the fault gouge type. We observed differences in gouge sliding strength and frictional character as a function of sliding velocity and temperature. Results confirmed a strong temperature dependent steady-state sliding strength, with friction coefficients in the range of ~0.4 – 0.8. The rate-and-state parameters (a-b) for granite show a transition from a velocity-neutral to velocity- and strain-weakening behavior at temperatures between 200 and 250 ºC. This transition enhances mechanical instability and creates conditions more favorable to seismic nucleation. Contrastingly, the Muschelkalk and Buntsandstein samples revealed velocity-strengthening and strain-hardening behavior, implying more stable frictional properties that favor aseismic creep than dynamic rupture. The findings provide vital insights into understanding of fault behavior at regional scales, allowing constraint input for seismic models.

Die erfolgreiche Nutzung geothermischer Energie endet nicht an der Quelle – erst durch ein technisch durchdachtes Wärmenetz wird die regenerative Wärme effizient nutzbar. Im Fokus dieses Beitrags steht das Kunststoffmantelrohr (KMR) als zentrale Komponente zur Verteilung geothermischer Wärme nach dem Wärmetauscher. Es werden die spezifischen Anforderungen an das KMR im sekundären Kreislauf betrachtet – insbesondere Temperaturbereiche von 40 °C bis über 160 °C sowie die daraus resultierenden Druckverhältnisse und thermischen Belastungen.

Der Vortrag stellt verschiedene KMR-Typen vor – einschließlich vorisolierter Systeme mit unterschiedlichen Medienrohren (z. B. PE-Xa, Stahl, Mehrschichtverbund, GFK) – und vergleicht deren Eignung für den geothermischen Wärmetransport. Im Mittelpunkt stehen dabei Eigenschaften wie Wärmedämmung, Langlebigkeit, Verlegbarkeit, Betriebssicherheit und Wirtschaftlichkeit.

Ein weiterer Schwerpunkt liegt auf der fachgerechten Auslegung von KMR-Systemen: Welche Dimensionierungen und Dämmstandards sind sinnvoll? Wie lassen sich Wärmeverluste effektiv begrenzen? Und worauf ist bei Trassenführung und Netzarchitektur zu achten, um einen zuverlässigen Langzeitbetrieb zu gewährleisten?

Der Beitrag kombiniert technische Tiefe mit praxisnaher Netzplanung und richtet sich an Planer, Netzbetreiber und kommunale Entscheidungsträger. Ziel ist es, Handlungssicherheit bei der Auswahl, Planung und Umsetzung von Wärmenetzen auf geothermischer Basis zu schaffen – unter dem Leitgedanken: „Geothermie – und jetzt? Der Weg vom Reservoir zur Wärmeversorgung.“

Coal fires are a common problem in many coal-producing countries like the USA, China, Australia, India, Indonesia, etc. As the global pursuit shifts toward negative emissions, it’s compelling fossil fuel sectors like oil & gas, coal industries to pivot toward cleaner, carbon‑removing energy pathways. The Jharia coalfield, renowned for its prime coking coal, is a key source of high-quality coal in India. However, since its extraction began, the region has been plagued by persistent coal fires burning since 1916. These fires have led to elevated local thermal gradients of 50-55°C/km and anomalous subsurface temperatures ranging from 150-200°C in shallow zones, making the area a potential geothermal hotspot. Geothermal energy is crucial for the global shift towards sustainable energy, providing carbon-free heat and a stable baseload power supply. Assessing the geothermal potential of the fire-affected Jharia basin through reservoir characterization and adopting suitable extraction technologies could help determine its viability for geothermal energy production. This study thereby demonstrates the process of utilizing a wasted heat source for sustainable energy production in the form of geothermal energy. The successful implementation of this energy resource could reduce the dependency on coal-based power and thereby reduce the carbon footprint in the Jharia coalfield of India.

Die Wärmewende im Gebäudesektor schreitet voran. Luft-Wasser-Wärmepumpen haben sich zur marktbeherrschenden Standardlösung entwickelt, da sie einfach zu installieren und vergleichsweise kostengünstig sind. Erdgekoppelte Wärmepumpen hingegen stagnieren auf konstant niedrigem Marktanteil. Obwohl sie in Effizienz, Lebensdauer und Betriebssicherheit der Luft- Wärmepumpe überlegen. Zusätzlich tragen sie erheblich zur Netzstabilität bei und reduzieren den Primärenergiebedarf.

Das Potenzial der Geothermie wird bislang zu wenig ausgeschöpft, trotz des zunehmenden politischen und wirtschaftlichen Drucks zur Dekarbonisierung des Gebäudesektors und Stabilisierung des Stromnetzes. Sie wird durch technische, wirtschaftliche und regulatorische Hürden ausgebremst. Insbesondere hohe Bohrkosten aufgrund großer Bohrdurchmesser stellen eine zentrale Eintrittsbarriere dar. Diese führen zu höherem Energieeinsatz, größerem Platzbedarf und erschweren den Einsatz in dicht bebauten Gebieten.

Ein innovativer Ansatz bietet die splitpipe-Technologie. Es bietet ein modulares Erdwärmesondensystem mit Vor- und Rücklauf integriert in einem Rohr. Damit kann der Bohrdurchmesser auf bis zu 85 mm reduziert werden. Dies mindert die Flurschäden, senkt die Investitionskosten signifikant und erhöht die Machbarkeit in dicht bebauten Siedlungen. Damit wird Geothermie dort realisierbar, wo sie bislang technisch oder wirtschaftlich ausgeschlossen war.

Thermal Response Tests und CFD-Analysen belegen die hohe Effizienz des Systems sowie den vernachlässigbaren thermischen Einfluss des Trennstegs in der Splitpipe-Sonde. Praxisbeispiele aus urbanen Kontexten zeigen die erfolgreiche Realisierung unter engen Platzverhältnissen.

Vor dem Hintergrund ambitionierter Klimaziele bietet Geothermie eine nachhaltige, zuverlässige und wirtschaftlich attraktive Lösung für die Wärmeversorgung. Ihr systemischer Beitrag zur Energiewende bleibt bislang unterschätzt. Es braucht innovative Unternehmen, die bereit sind, neue Wege zu gehen, um das ungenutzte Potenzial der Geothermie im Wärmesektor zu heben.

In the residential district “Postsiedlung” in Darmstadt, Germany, the heat supply of three old and six new buildings with different specific heat demands is coupled to exploit synergy effects. While the heat demand of the new buildings is supplied by heat pumps coupled to a borehole heat exchanger (BHE) field, the old buildings are supplied mainly by cogeneration (CHP) plants. The BHE field is regenerated by floor cooling of the new buildings in summer, as well as by waste heat from the exhaust gas and exhaust air from the CHP plants. The energy system has been in operation for more than one year. An extensive measurement campaign enables first conclusions about the design and operation of the cold grid. It was shown that the BHE field was operated with laminar flow nearly half of the time. Optimisation potential lies in the decoupling of the volume flow rates of the different components (BHEs, floor cooling heat exchangers, heat pumps) to reduce the electricity consumption of the circulating pumps. As part of this process, the temperature spread of the BHE field and the floor cooling should be increased.

Die oberflächennahe Geothermie ist ein zentraler Baustein zur Erreichung der Klimaziele des Pariser Abkommens. Für die Planung von Geothermieanlagen sind insbesondere die Wärmeleitfähigkeit des Untergrunds und der thermische Bohrlochwiderstand entscheidend. Diese Parameter werden durch den Thermal-Response-Test (TRT) ermittelt, bei dem eine Erdwärmesonde über mehrere Stunden mit definierter Wärme belastet wird, um die Reaktion des Untergrunds zu messen. Seit den 1990er Jahren existieren mobile TRT-Geräte, und es gibt zahlreiche Empfehlungen und Richtlinien (z. B. VDI 4640 Blatt 5) zur Durchführung und Auswertung solcher Tests.

Bisher fehlte jedoch eine standardisierte Methode zur Überprüfung und Qualitätssicherung von TRT-Geräten. Um reproduzierbare und vergleichbare Testergebnisse zu gewährleisten, wurde am ZAE Bayern ein emuliertes Erdwärmesonden-Bauwerk (E-EWS) entwickelt und aufgebaut. Dieses kann nicht nur das thermische Verhalten realer Erdwärmesonden für unterschiedliche Parameter (z. B. Sondenlänge, Rohrtyp, Untergrundeigenschaften) simulieren, sondern auch die für TRT-Geräte im Feldbetrieb herausfordernden Umgebungsbedingungen (Umwelteinflüsse und Netzspannungsschwankungen) nachbilden. Damit lassen sich verschiedene TRT-Geräte schnell und unter kontrollierten Bedingungen testen.

Dieser Beitrag stellt die im Rahmen des vom BMWE geförderten Verbundvorhabens „QEWSplus“ (FKZ: 03EE4020B) ermittelten Ergebnisse vor. Kurz zusammengefasst lässt sich sagen, dass neben einer guten Dämmung der TRT-Geräte eine Leistungsregelung unerlässlich ist, da sonst das Ergebnis der Messung entscheidend verfälscht werden kann (in den vorliegenden Untersuchungen um bis zu 34 %), was zu einer Fehlauslegung der Geothermieanlage führen würde. Außerdem wird dringend empfohlen die sequenzielle Rückwärtsauswertung der Wärmeleitfähigkeit bei der Auswertung der TRTs mitzubetrachten als zusätzliches Erkennungsmerkmal ungültiger Tests. Das E-EWS bietet somit die Möglichkeit ein einheitlich hohes Qualitätsniveau bei TRT-Geräten zu gewährleisten.

In conventional shallow geothermal borefield design, both the building demand and a predefined seasonal coefficient of performance (SCOP) are used as inputs. The SCOP serves to convert building loads into ground loads. However, this method introduces two key inaccuracies: (1) both peak power and total energy demand are scaled equally, often leading to an overestimation of peak extraction power; and (2) the SCOP is typically based on standard conditions (B0/W35), whereas actual system temperatures are often higher, resulting in an underestimation of seasonal imbalance and an oversized borefield.

Furthermore, because the SCOP is used as a fixed input, the borefield design process itself does not influence the efficiency of the ground source heat pump (GSHP), which is contrary to reality.

This paper demonstrates the benefits of incorporating both temperature-dependent and part-load-dependent COP curves into the design process. Simulation results show that by accounting for the true operational behavior of the GSHP, seasonal efficiencies exceeding 7 can be achieved—significantly higher than the standard SCOP values, which are often below 5. This not only leads to more accurate and cost-effective borefield designs but also highlights the critical role of system design in the actual efficiency of GSHP installations.

Die Wärmeleitfähigkeit eines Lockergesteins (Ton bis Kies) bildet für die Bemessung einer Geothermieanlage eine wesentliche Grundlage. Dabei ist bekannt, dass dieser Kennwert nicht als Paramater (Konstante) verwendet werden sollte. Er ist vielmehr als Zustandsvariable anzusehen.

Dieser Beitrag zeigt einige experimentell bestimmte Einflüsse auf die Wärmeleitfähigkeit auf. Dabei wird vor allem auf die Rolle des Porenwassers (und der Luft) eingegangen. Dazu wurden im Labor experimentell die Wärmeleitfähigkeiten mit zwei verschiedenen Methoden bestimmt. Dabei kamen die Nadelsonde (Standardgerät) und ein Eigenbau, unter Nutzung der Vergleichsmethode, in Anlehnung an die ASTM 1225, zum Einsatz. Als Versuchsmaterial wurde ein Sand mit verschiedenen Wassergehalten verwendet. Neben dem Vergleich der beiden Methoden werden die Wärmeleitfähigkeiten zunächst mit Korrelationen aus der Literatur (u. a. Côté & Konrad) verglichen.

Darüber hinaus konnten aber in den Versuchen der Vergleichsmethode durch Anlegen eines Temperaturgradienten auch deutliche Wassertransporte in den feuchten Bodenproben nachgewiesen werden. Die Auswertung der Wasserbewegungen ergab, dass es wiederum vom Zustand des Sandes (Wassergehalt oder Wassersättigungsgrad) abhängt, ob ein Wassertransport stattfindet. Der Schwerpunkt dieses Beitrags liegt dabei in der Vorstellung, unter welchen Bedingungen ein Wassertransport in einem teilgesättigten Boden aufgrund des Anlegens eines Temperaturgradienten, z. B. dem Einbau einer Geothermiesonde, vorliegt.

Schlussendlich bedeutet dies, dass die Wärmeleitfähigkeit von Lockergestein nicht nur durch Umwelteinflüsse, wie Regen- oder Trockenzeiten beeinflusst wird, sondern auch vom anliegenden Temperagradienten der Sonde. Dabei kann in bestimmten Bodenzuständen eine Sonde, die wärmer als ihre Umgebung ist (im Sommer) die Wärmeleitfähigkeit im umliegenden feuchten Boden verkleinern.

As the hydrocarbon industry declines in Germany and central Europe, thousands of old wells are left behind, providing an opportunity to use existing infrastructure and expertise in accelerating the green energy transition. TRANSGEO is aregional development project exploring the potential for producing geothermal energy from these abandoned wells.To identify and propose solutions to reduce barriers to well reuse, project members have produced a Transnational Strategy based on our socio-economic and policy analyses. The primary legal issues in the TRANSGEO countries (Austria, Croatia, Germany, Hungary, Slovenia) involve complex permitting and licensing processes and limited access to well data, keeping critical information away from potential new developers and making projects take years instead of months. This decreases project attractiveness and even feasibility for many developers. In addition, though well reuse is usually much less costly than drilling a new well, financial barriers include up-front testing, workover, and connection expenses (to a district heating grid, for example) as well as limited financial support and risk-mitigation mechanisms for private investors. A recognized shortage of skilled labour and training programs for geothermal engineers and technicians also increases the difficulty of geothermal development in general. In this contribution, we present solutions to address these barriers and actions that can facilitate well reuse in central Europe and beyond, including creation of a community of people interested in working together to reduce these challenges in the coming years. TRANSGEO is co-funded by the European Regional Development Fund through Interreg Central Europe.

Voraussetzung für ein gelungenes Geothermieprojekt ist die Auswahl eines geeigneten Standortes, das erfolgreiche Abteufen der Tiefbohrungen sowie die Einbindung von Wärmepumpen und Thermalwassertechnik in ein (ggf. neu zu errichtendes) Heizkraftwerk. Die dabei auftretenden vergabe- und vertragsrechtlichen Fragestellungen sind – gerade bei geförderten Projekten – sehr praxisrelevant. Welche vergaberechtlichen Verfahrensarten kommen für die Ausschreibung jeweils in Betracht? Und welche vertraglichen Besonderheiten sind in der jeweiligen „Phase“ des Geothermieprojekts zu beachten? Der Vortrag stellt in diesem Zusammenhang die wichtigsten Fallstricke vor, die nicht nur kommunalen Wärmeversorgern bekannt sein sollten.

Wir sehen an vielen aktuellen Beispielen: Kommunikation macht Projekte besser und schneller. Besonders bei der Tiefengeothermie zeigt sich, wie zentral strategische Kommunikation für den Projekterfolg ist. Obwohl die Technologie laut Studien bis zu 25 % des jährlichen Wärmebedarfs in Deutschland decken könnte, stößt sie häufig auf Skepsis. Sorgen über Erdbebenrisiken, Lärm, Immobilienwertverluste sowie lange Planungsphasen und unklare Zuständigkeiten verstärken die Zurückhaltung und Verunsicherung vieler Bürger, Kommunen und Investoren.

Die Praxis in der Branche zeigt: Kommunikation wird zwar als erfolgsentscheidend erkannt, jedoch oft vernachlässigt oder nur punktuell betrieben. Viele Projekte scheitern an einer fehlenden frühen und dialogischen Ansprache der Bürger sowie an der unzureichenden politischen Einbindung​. Festgefahrene Argumentationsmuster zwischen „Befürwortern“ und „Gegnern“ energiepolitischer Maßnahmen erschweren zudem den Dialog.

Das Konzept des Akzeptanzdialogs liefert hier einen wirkungsvollen Handlungsrahmen. Es umfasst fünf zentrale Elemente: Differenzierte Zielgruppenansprache, teilungsfähiges Storytelling, kontinuierlicher Dialog auf Augenhöhe sowie professioneller Umgang mit Kritik und eine transparente Grundhaltung. Ziel ist es, nicht nur Informationen zu vermitteln, sondern auch emotionale Anschlussfähigkeit zu schaffen und Betroffene aktiv einzubinden. Hierbei gilt es frühzeitig Kommunikation als Kern des Projekts zu verstehen, Budgets realistisch einzuplanen und Beteiligungsformate aktiv zu gestalten.

Ohne Kommunikation keine Akzeptanz – und ohne Akzeptanz kein Projektfortschritt. Strategische Kommunikation ist kein Beiwerk, sondern Schlüsselfaktor für das Gelingen der Energiewende im Bereich der Geothermie.

ABSTRACT

Das Projekt zur Entwicklung des Herrenknecht UrbanVibroTruck wurde erfolgreich abgeschlossen. In Kooperation mit dem Geophysikalischen Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) und mit Förderung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) konnte eine neuartige Technologie für die reflexionsseismische Erkundung im urbanen Raum realisiert und validiert werden.

Der UrbanVibroTruck stellt eine bedeutende Weiterentwicklung im Bereich der aktiven Seismik dar. Sein kompakter, straßenzugelassener Aufbau ermöglicht flexible Einsätze auch in dicht besiedelten Gebieten, die bislang seismisch nur eingeschränkt erschließbar waren. Der speziell entwickelte P-Wellen-Shaker zeichnet sich durch eine hohe Quellsignalstabilität über ein breites Frequenzspektrum sowie durch einen stark reduzierten Geräuschpegel aus — beides zentrale Anforderungen für den Einsatz im städtischen Umfeld.

Ein wesentlicher Innovationsschwerpunkt des Projekts war die Entwicklung eines Systems zur direkten Messung der eingeleiteten Bodenkraft. Die so erfassten Echtzeit-Daten erlauben eine präzise Kontrolle und Validierung der Vibratorleistung während der Messungen und tragen wesentlich zur Verbesserung der Signalqualität und zur Erhöhung der Auflösung seismischer Abbildungen bei.

Im Rahmen der Feldtests wurden umfassende Messkampagnen erfolgreich durchgeführt. Die erzielten hochauflösenden seismischen Profile demonstrieren die Leistungsfähigkeit des Systems und zeigen das große Potenzial des UrbanVibroTrucks für die geothermische Exploration insbesondere im urbanen Raum. Mit dieser Technologie wird erstmals die systematische und flächendeckende geophysikalische Charakterisierung geothermisch nutzbarer Strukturen in Städten technisch und logistisch praktikabel.

Die Ergebnisse der Validierung und der seismischen Erkundungen werden in dieser Präsentation vorgestellt.

Das WärmeWerk Wörth ist ein Joint Venture der drei Partner EnBW, Daimler Trucks und der Stadt Wörth, welches sich zum Ziel gesetzt hat CO₂-neurale Erdwärme für die regionale Wärmeversorgung und des Daimler Truck Werkes in Wörth am Rhein bereitzustellen. In einer Region mit einem sehr hohen geothermischen Potenzial gilt dieses Projekt als eines der aktuellen Leuchtturmprojekte, welches neue Exploration-Konzepte erproben und als eine Blaupause für andere Projekte dienen soll.
In der ersten Phase der Explorationen wurden gravimetrische Messungen sowie ein hydrochemisches Grundwasser-Screening durchgeführt. Aufbauend auf diesen Messungen sowie von Bestandsdaten wurde ein erstes konzeptuelles geologisches Modell erstellt. Diese Datengrundlage diente zur Ableitung der geothermischen Erkundungstiefe sowie des Kerngebietes für die weitere Projektentwicklung. Als Vorbereitung einer „neuen“ hochauflösenden 3D-Seismik wurden dieses Modell herangezogen, um in einem Survey Design die Messgeometrie und das Messverfahren zu bestimmen.
Die zweite Explorationsphase setzt sich aus der Durchführung der 3D-Seismik, des seismischen Processings und der geologischen Interpretation zusammen. Im Januar/Februar 2025 konnte die Seismik auf einer Fläche von 142 km² länderübergreifend auf der rheinland-pfälzischen sowie auf der baden-württembergischen Rheinseite akquiriert werden. Durch den Einsatz des Slip-Sweep-Verfahrens reduzierte sich die Messzeit von ursprünglich geplanten 6-8 Wochen auf lediglich 2-3 Wochen. Seit Frühjahr 2025 werden die akquirierten Daten ausgewertet, um die nächste Projektphase im Herbst 2025 zu beginnen.

In der Tiefen Geothermie spielen seismische Untersuchungen eine entscheidende Rolle für die Erkundung und für die Erschließung geothermischer Reservoire. Die Stadtwerke Münster führten im vierten Quartal 2024 die bisher größte 3D-Seismik in einer deutschen Innenstadt durch.

Dieser Vortrag reflektiert die Erfahrungen und Erkenntnisse, die während der Durchführung einer 3D-Seismik in Münster gewonnen wurden. Die Präsentation beleuchtet die Herausforderungen im Projektverlauf sowie die Strategien, die zur Überwindung dieser Hindernisse entwickelt wurden. Zu den zentralen Lessons Learned zählen die Bedeutung einer frühzeitigen Stakeholder-Einbindung, um Akzeptanz und Unterstützung in der Bevölkerung zu fördern, sowie die Notwendigkeit einer präzisen Planung und Durchführung der seismischen Messungen, um die Qualität der Daten zu maximieren.

Darüber hinaus werden Best Practices vorgestellt, die sich in der münsterschen Seismikkampagne bewährt haben, wie etwa die Integration modernster Technologien zur Datenerfassung und -analyse sowie die Implementierung einer städtischen Task Force während des gesamten Prozesses. Diese Ansätze haben nicht nur die Geschwindigkeit des Genehmigungsprozesses deutlich erhöht, sondern auch die Akzeptanz und Effizienz der Datenerhebung verbessert.

Die gewonnenen Erkenntnisse und Best Practices werden in einem Best-Practice-Leitfaden aus Sicht des Projektierers gesammelt und im Jahr 2026 veröffentlicht, um zukünftige Geothermie-Projekte in städtischen Räumen zu unterstützen und voranzutreiben.

Das Bayerische Landesamt für Umwelt (LfU) arbeitet im Auftrag des Bayerischen Wirtschaftsministeriums an der Erstellung eines tiefengeothermischen Reservoirmanagementmodells. In enger Zusammenarbeit mit Arbeitsgruppen der Technischen Universität München sowie der Ludwig-Maximilian-Universität München entsteht hierbei ein geologisches Untergrundmodell, das sowohl Detailmodelle im Reservoir-Maßstab als auch geologische Großeinheiten und deren Lagerungsverhältnisse im gesamten bayerischen Molassebecken zusammenhängend darstellt.

Dazu erfolgt zunächst eine Neuauswertung des digitalen Datenbestands des LfU (Großmann et al. 2024). Basierend auf digitalisierten Bohrberichten sowie geophysikalischen Log- und Seismikdaten der Öl- und Gasindustrie und jüngerer Tiefengeothermieprojekte, werden geologische Tiefbohrungsmarker neu interpretiert. Bereits vorhandene Beckenmodelle (GeoMol, GeoERA) werden über die stratigraphische Charakterisierung seismischer Großeinheiten, der Erstellung synthetischer Seismogramme an ausgewählten Schlüsselbohrungen (Golden Spikes), sowie beckenweite Korrelationen seismischer Reflektoren, mit neuen geophysikalischen Auswertungen ergänzt. Punktuell ermöglichen detaillierte Interpretationen an Golden Spyke-Bohrungen die Vereinigung sowohl des beckenweiten Modellmaßstabs als auch von detaillierten Parametermodellen im Maßstab tiefengeothermischer Reservoire.

Zwischen den Arbeitsgruppen getroffene Absprachen zum einheitlichen Vorgehen etwa in der Datenhaltung oder der Interpretation von Bohrlogs und seismischen Daten werden als allgemeine Arbeitskonventionen festgehalten. Fertiggestellte Teilmodelle lassen sich auf diesem Weg zu einem umfassend abgestimmten Rahmenmodell ergänzen.

In diesem Beitrag geben wir anhand konkreter Fragestellungen und Beispielen eine erste Übersicht zum arbeitsgruppenübergreifenden Vorgehen in der statischen Untergrundmodellierung.

Großmann, J., Hofmann, N., Pamer, R., Spörlein, T., Pechnig, R., Knapp, D., Clauser, K., Karp, T., & Günther, D. (2024): Abgeschlossene Arbeiten zur Digitalisierung geophysikalischer Grundlagendaten in Bayern. Geologica Bavarica, 127, 115 p.

Für lange Zeit galt das Lagerstättengesetz für die geologische Landesaufnahme und die Übermittlung geophysikalischer Daten. Vor fünf Jahren hat der Gesetzgeber das Geologiedatengesetz verabschiedet und damit das Lagerstättengesetz grundlegend überarbeitet. Die Übermittlung geologischer Daten wurde auf neue Beine gestellt: Neue Datenarten, neue Vorschriften zur Übermittlung und vor allem die Pflicht zur zeitlich gestaffelten öffentlichen Bereitstellung von Daten. Gerade der letzte Punkt, die Datenveröffentlichung war umstritten und ist es noch immer.

Wie bewährt sich das Geologiedatengesetz in der Praxis? Was sagt die Rechtsprechung zur Verfassungsmäßigkeit der Offenlegungsvorschriften? Und wo knirscht es?

Diese Frage will der Beitrag aus rechtlicher Sicht be- und ausleuchten.

Die Aufsuchung von geothermisch nutzbaren Horizonten ist mit geologischen und technischen Risiken verbunden. Ein umfassendes geologisches Bewertungsverfahren („Risk Assessment“) der geologischen Unsicherheiten sollte daher die Grundlage eines jedes fundierten Entscheidungsprozesses im Rahmen der Aufsuchung und Gewinnung von tiefen Thermalwässern sein.

Dieses umfängliche Bewertungsverfahren ist obligatorisch in der Kohlenwasserstoffindustrie; da die Exploration von Erdöl und Erdgas naturgemäß mit hohen Unsicherheiten behaftet ist. Die Übertragung dieses Ansatzes auf die Erkundung von Erdwärme ist nicht nur naheliegend, sondern auch notwendig, um spezifische geologische Risiken systematisch zu identifizieren, zu bewerten und quantifizierbar zu machen. Eine entsprechende Adaption der geologischen Parameter, d.h. von der Bewertung Öl- und Gasprospekte auf thermalwasserführende Nutzhorizonte ist hierbei unerlässlich und erfordert ein Detailwissen bzw. langjährige Erfahrungswerte bei der Erkundung von Erdwärme. Denn neben den geologischen Parameter sind es auch deren „cut-offs“, d.h. Minimalanforderungen an die Parameter des Trägerhorizontes, die bei Risk Assessment einzustellen gilt.

Das auf die Geothermie zugeschnittene Risk Assessment liefert nicht nur eine belastbare Prognose zur Fündigkeit potenziell wirtschaftlich nutzbarer Ressourcen, sondern zeigt auch technische Maßnahmen zur Risikominderung auf, beispielsweise seismische Untersuchungen bei Teufenunsicherheiten, um die Erfolgswahrscheinlichkeit auf eine Fündigkeit zu erhöhen.

Anhand konkreter Beispiele soll veranschaulicht werden, wie ein tragfähiges Risk Assessment für Geothermieprojekten praktisch umgesetzt werden kann.

Die Charakterisierung des Oberjura-Unterkreide Reservoirs (Malm und Purbeck) ist entscheidend für eine sichere und nachhaltige Nutzung und Entwicklung der tiefengeothermischen Ressource im Nordalpinen Vorlandbecken (Molassebecken). Im Rahmen des Forschungsprojekts Beurteilungsmodell für die tiefengeothermische Nutzung in Bayern (BeM-TG) werden Produktivitätsprognosen für neue Geothermiestandorte und Interferenzabschätzungen zwischen hydrogeothermischen Anlagen im Molassebecken erarbeitet. Ein entscheidender Faktor für diese Prognosen ist dabei die Transmissibilität (Permeabilitäts-Kapazität) des Reservoirs sowie die Verbreitung von hochpermeablen Horizonten bzw. hydraulisch aktiven Zonen.

Zur hydraulischen Charakterisierung des Reservoirs wurden deshalb Transmissibilitäten aus Pumpversuchen von Geothermiebohrungen neu ermittelt und bestehende Datensätze ergänzt. Dies ermöglicht einerseits die flächenhafte Interpolation der Transmissibilität bezogen auf die gesamte Reservoirmächtigkeit mittels probabilistischer Methoden (Indikator-Kriging) und andererseits die Charakterisierung der einzelnen hydraulisch aktiven Zonen pro Bohrung. Die Lokalisierung der hydraulisch aktiven Zonen basiert dabei auf ausgewerteten Flowmetermessungen und z.T. auf analysierten kontinuierliche Temperaturprofilmessungen. Für jede hydraulisch aktive Zone wurde dabei der relative Anteil am Gesamtfluss ermittelt. Mit der Gesamttransmissibilität pro Bohrung können so zonenspezifische Transmissibilitäten und Permeabilitäten bestimmt werden. Zusätzlich werden die Zonen mit sequenzstratigraphischen Auswertungen korreliert und mittels geophysikalischen (Image Log) Bohrlochmessungen hinsichtlich ihres Fließverhaltens (Karst-, Vuggy-, Matrix-, Störungsgebunden) klassifiziert und regional im Molassebecken verortet.

Die Ergebnisse ermöglichen eine überarbeitete umfassende räumliche Darstellung der Transmissibilitäten im Malm-Reservoir sowie erstmalig eine differenzierte Charakterisierung der hydraulisch aktiven Zonen, die es ermöglichen Zuflusszonen-Trends im Reservoir aufzuzeigen.

Die gewonnenen Erkenntnisse tragen zur Charakterisierung und zur nachhaltigen Nutzung des hydrogeothermischen Reservoirs im bayerischen Molassebecken bei und unterstützen die Vorhersagen in einem Beurteilungsmodell.

Die Sandsteine des Mittleren Jura (Dogger) im Norddeutschen Becken wurden trotz ihrer vielversprechenden Verbreitung, Tiefenlage und potentiellen hydraulischen Eigenschaften bisher kaum als geothermische Reservoire in Betracht gezogen. Im BMWE-geförderten Projekt „WarmUp“ werden diese Sandsteine exemplarisch in zwei Arbeitsgebieten untersucht. Ziel ist es die hydraulische Fündigkeit zu erhöhen.

Bisher konzentrieren sich die Untersuchungen auf ein Arbeitsgebiet im Raum Hoya/Nienburg, mit zahlreichen KW-Bohrungen und potenziellen Wärmeabnehmern. In diesem Gebiet sind mehrere Zehnermeter mächtige Sandsteine des Callovium, Bathonium („Cornbrash“) und Bajocium in einer Tiefenlage zwischen ca. 500 und 2000 m von Interesse. Folgende Hauptaspekte werden bearbeitet:

• Verbreitung, Lithologie und Mächtigkeit der Sandsteine
• Porositätsermittlung mittels verschiedener Bohrlochmessungen und deren Vergleich mit Kernuntersuchungen
• Ermittlung von Porositäts-Permeabilitäts-Korrelationen und Bestimmung der Transmissibilität basierend auf Kern- und Bohrlochmessungen
• Abgleich der In-Situ-Transmissibilität aus hydraulischen Daten mit vorliegenden Kern- und Bohrlochmessungen

Als Datengrundlage dienen geophysikalische Bohrlochmessungen (SP-Log, Gamma-, Widerstands-, Sonic-Log, sowie vereinzelt Dichte- und Neutronlog). Die Verfahren zur Porositätsbestimmung werden miteinander verglichen. Aufgrund der vertikalen Variabilität ist das ermittelte Bild sehr uneinheitlich und bedarf entsprechender Korrekturen.

Darüber hinaus wird aus verfügbaren hydraulischen Tests auf die In-Situ-Transmissibilität der untersuchten Abschnitte der Reservoire geschlossen. Diese liegt typischerweise im Bereich von wenigen Darcymetern und damit in einem für die tiefe Geothermie interessanten Bereich. Ein Vergleich der aus den Testdaten ermittelten In-Situ-Transmissibilitäten mit denen aus Kern- und Bohrlochmessungen ermittelten zeigt, dass letztere ebenfalls gute Ergebnisse hervorbringen.

Die hier skizzierten Untersuchungen sollen nachfolgend in einem zweiten Arbeitsgebiet nordwestlich von Hannover, im Umfeld von Hankensbüttel, auf den Sandstein des Aalenium angewandt werden.

The study of the long-term evolution of permeability of crystalline rocks under different high-pressure/temperature conditions is important for various geological underground projects, including the safety disposal of nuclear waste. As one of the specific objectives of the AMPEDEK project, this work focuses not only on studying the thermo-hydro-mechanical response of a representative granitic rock sample from the German crystalline basement under different high-pressure/temperature conditions, but also on analyzing the dynamics of permeability through long-term flow-through experiments.

The experiments were conducted using the Thermo-Triaxial device, which was designed to perform triaxial tests under high pressure/temperature. Cylindrical plugs were tested under different combinations of vertical and lateral stresses at three temperatures (30, 60, and 90 °C). Matrix permeability and the resulting deformation of the plugs were continuously monitored throughout the entire experiment (12 days).

At 30 °C and 60 °C, permeability exhibited minor and reversible changes during one or two load–unload cycles, indicating limited alteration of the rock structure under these conditions. In contrast, at 90 °C, a pronounced and irreversible decrease in permeability—by more than two orders of magnitude—was observed during the first load cycle, suggesting permanent structural changes or clogging effects within the pore network. During the second cycle at 90 °C, the permeability behavior resembled the reversible trends observed at the lower temperatures.

Permeability changes can be categorized into two types based on the prevailing stress conditions: (1) instantaneous changes resulting from the modification of the mean stress, and (2) gradual changes attributed to time-dependent deformation (creep-effect).

Das durch das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) geförderte Forschungsprojekt WarmUp begleitet wissenschaftlich die Explorationsinitiative des Bundes, um den beschleunigten Ausbau der Geothermie zu unterstützen. In seinem Teilvorhaben untersucht das LIAG das geothermische Nutzungspotenzial deutscher Mittel- und Großstädte anhand eines Kriterienkatalogs, der zusammen mit dem Projektpartner der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) erarbeitet wurde. Dieser Potenzialbewertung liegt zugrunde, dass nur qualifizierte Technologien der hydrothermalen Geothermie eingesetzt werden, so dass keine Technologieentwicklung, sondern vielmehr eine breitgestreute Standortentwicklung und die Erhebung notwendiger Explorationsdaten ermöglicht werden soll. Als Datengrundlage für die Potenzialbewertung dienen frei zugängliche Informationen wie aus dem etablierten Geothermischen Informationssystem GeotIS (www.geotis.de), in dem eine Vielzahl komplexer Reservoirkarten, weitere geologische Informationen sowie Wärmebedarfskarten zur Verfügung stehen. Die Kriterienauswahl folgt dem Play Type Konzept, das systematisch übertägige gesellschaftlich-technische und untertägige geologisch-technische Potenzial für eine geothermische Standortbewertung übereinanderlegt. Aus dem vierstufigen Bewertungsverfahren ergibt sich eine Ranking-Liste der Mittel- und Großstädte Deutschlands, in denen die Tiefengeothermie besonders zügig entwickelt werden kann, da ein gewisser Explorationsstand bereits vorhanden ist. Die Bewertungsmethodik kann auf Kleinstädte mit günstigen Übertage-Voraussetzungen wie einem vorhandenen Wärmenetz oder einem industriellen bzw. gewerblichen Ankerkunden ausgeweitet und angewendet werden. Mit der Ranking-Liste sollen insbesondere die Städte und Gemeinden in Regionen unterstützt werden, in denen Tiefengeothermie noch nicht so etabliert ist wie im Münchner Raum. So weisen rund 70% der Mittel- und Großstädte Norddeutschlands ein positives hydrothermales Potenzial auf, was auf ein hohes Entwicklungspotenzial im Sinne des Hochlaufs der Geothermie hinweist.

A critical factor in improving the efficiency and longevity of geothermal systems is the careful selection of materials capable of withstanding extreme environmental conditions, including high temperatures, corrosive fluids, and mechanical stresses. This paper aims to provide insights into various grades of stainless steel that are particularly suitable for geothermal energy applications, with a focus on their corrosion resistance in brine.

For well construction it is paramount to assess the influence of design features, such as crevices, bends and welded joints, in the corrosion resistance of the materials, reason why we also included those assemblies in our study. The tested grades were S31603, N08904, S32205, S32750, S31254 and N08935.

This study combines historical and new data to obtain an overview of how various stainless steel grades behave in different brines. Recognizing that the risk of corrosion in brines is influenced by various factors, this research evaluates the performance of stainless steels against localized corrosion in chloride concentrations of 20000, 100000 and 200000 ppm, solutions at a temperature of 90°C, pH 4 and 8, with and without aeration.

The findings of this study outline the localized corrosion performance of stainless steel, offering valuable insights for material selection in geothermal applications. Furthermore, the discussion thoroughly explores the factors affecting the corrosion resistance of stainless steel, including chloride content, oxygen levels, and solution pH, thereby contributing to a deeper understanding of the materials best suited to withstand the challenges posed by geothermal environments.

Silica scaling is an operational issue in geothermal energy production. In this work, a static bottle test methodology was developed to assist in identification of silicate inhibitors, demonstrating 80-90% inhibition performance, for application in low-enthalpy geothermal systems. To identify effective products for the control of amorphous and magnesium silicate scaling, the inhibition mechanisms and inhibition efficiency (IE) of two sulphonated polymer-based scale inhibitors, denoted A5 and SI B, were studied. This was done for a brine containing [Mg] = 120ppm and [Si] = 1880 ppm at 95ºC and pH 8.5. The impact of adding 500ppm calcium was subsequently assessed.

In the absence of calcium, Minimum Inhibitor Concentrations (MIC) of ~50ppm for SI B and ~100ppm for A5 were required to control amorphous and magnesium silicate scale effectively at ~60-90% IE. In the system containing calcium, although two approaches were used to adjust the pH of the brine to 8.5 to reduce the tendency for Ca(OH)₂ precipitation, and thereby improve scale inhibitor effectiveness, neither SI B nor A5 prevented precipitation of silicate-based scale.

Consumption of A5 and SI B was tracked using two methods to assess the inhibition mechanism: (i) by measuring the concentration of sulphur (S) contained within the A5 and SI B structure, by Inductively Coupled Plasma-Optical Emissions Spectrometer (ICP-OES), and (ii) by using a matrix-matching Hyamine technique, to enable A5 and SI B to be assayed as a polymer product. The outcomes contribute to a better understanding of the silicate inhibition mechanism.

The primary objective of acidizing injector wells in sandstones is to remove scales impeding the pathway of water and hence increase the injectivity of the formation. HCl-based treatment fluids are commonly used while employing diverting agents to prevent acids from leaking into the most permeable sub-layer of the target zone is recommendable. These additives function by creating a temporary blocking effect which causes fluid diversion facilitating successful acidizing.

This paper presents a surfactant-based product with a tendency of forming rodlike micelles in acidic solutions, where a chaotic worm-like arrangement of dissolved molecules leads to an increase in fluid viscosity. In preparation of the first field trial in a Dutch geothermal well, we performed extensive lab experiments regarding solubility of bailer samples, corrosion of L-80 coupons, and rheology of acidic recipes.

Skin removal and improvement of injectivity were the main objectives. For dissolving carbonates, as well as silicates in the Slochteren sandstone formation, a combination of hydrochloric and hydrofluoric acid was bull-headed in a stepwise approach. The subsequent injection test with brine served to evaluate the treatment and to displace spent acid systems deep into the reservoir.

Due to the superior chemical properties of our innovative diverter agent combined with the great effectiveness of the tailor-made treatment fluids, we achieved a significant improvement in injectivity. While keeping the well head pressure at a constant level, we could increase the pumping rate by a factor of four. Thus, impressively proofing that we have reached the next level of acidizing sandstones.

Digital twins for geothermal wells can boost performance, predictive maintenance, and decision-making by diagnosing issues. The software models a geothermal system and currently covers the ESP (Electric Submersible Pump), injectivity/productivity and the Well Integrity Management System (WIMS). An important feature of the WIMS model is the corrosion modelling which uses real-time data and time-lapse data as calliper logs. The corrosion model can be used early warning system for well barrier issues.

The presentation will explain the Digital Twin and the opportunities it offers.

The current climate and energy crisis requires the development of alternatives to conventional energy sources to ensure national independence in the provision of electricity and heat. In this context, (deep) geothermal energy offers a readily available, environmentally friendly, and climate-neutral alternative to fossil fuels. It has the potential to play a central role in the implementation of the heat transition. However, for the long-term and stable use of deep geothermal energy, reliable pumping systems are essential to convey the thermal water from the reservoir to the surface.

Two main systems are currently in use: electrical submersible pumps (TKP/ESP) and line shaft pumps (LSP). However, both systems have deficiencies under the specific operating conditions of geothermal energy, which affect both their economic viability and security of supply. Significant improvements in the development and standards of these pumps are therefore crucial for the safety, reliability, and profitability of geothermal plants. The ANtLiA project, funded by the German Federal Ministry for Economic Affairs and Climate Protection (BMWK), aims to identify and optimize the currently limiting factors of the above-mentioned pumping systems. This is intended to extend operating times and reduce costs, sustainably improving the economic viability of geothermal projects and their security of supply. In addition, targeted further developments of both systems will be carried out, including new subsystems for ESPs and the redesign of the lubrication system for LSPs, which will be tested and evaluated for suitability in the newly designed test rig.

Denmark has one of the most widespread uses of district heating covering more than two-thirds of all households and it is still being expanded.

As part of the decarbonization efforts of the district heating network the Danish Energy Technology Development and Demonstration Programme has awarded more than 11 million Euro for a new closed geothermal well concept to be tested in a new well to be drilled in Aalborg, Northern Denmark and it is expected that the well will be ready to produce geothermal heat late 2026 for direct use without heat pumps with the local utility company as the heat off taker.

The new concept is a co-axial closed loop well solution drilled to 3-5 km with a horizontal section of 3-5 km with an outer casing/liner and a vacuumized pipe-in-pipe completion inside. A circulating fluid will flow in the outer casing string of the co-axial solution, and in this process, the fluid will be heated along the horizontal section to the approximate temperature of the subsurface before returning to the surface in the inner insolated pipe with a continuous vacuum, that nearly eliminates the heat loss, as it acts like a long thermo flask.

To project will consist of a number of phases and tasks to ensure a successful project execution, learning process and dissemination of the results.

This project is the steppingstone for multi well geothermal projects (5-10 wells) drilled in start pattern to directly supply cities with geothermal heat to the district heating network through a heat exchanger.

Determining the economic feasibility of deep geothermal projects requires precise numerical forecasting of thermal performance. By simulating the injection of supercritical CO₂ near its critical point using different thermodynamic models, this study assesses the potential of CO₂ closed-loop geothermal systems. To evaluate the precision and reliability of existing tools, we compare results from a commercial reservoir simulator and a custom-developed numerical model.

Distinct equations of state (EOS), such as Peng–Robinson (PR), Span–Wagner (SW), and Soave-Redlich-Kwong (SRK), are employed for predicting PVT properties. Consistent EOS usage across simulation platforms enables accurate comparisons and highlights modeling sensitivities near critical conditions.

Simulation results demonstrate the advantages of using supercritical CO₂ as a working fluid. Its lower viscosity and higher thermal expansivity compared to water contribute to enhanced heat extraction and a strong thermosiphon effect. Temperature-induced density variations further drive natural convection, enhancing fluid circulation in closed-loop systems and maximizing energy recovery without additional pumping.

Variations in PVT property predictions between EOS implementations underscore the importance of careful input selection and improved simulation accuracy, particularly under near-critical conditions. Our numerical model offers insights into thermosiphon dynamics and wellbore heat transport, while the commercial simulator excels in evaluating reservoir-scale thermal performance.

Our analysis confirms the viability of CO₂-based closed-loop geothermal systems for efficient and sustainable heat generation. The findings underscore the importance of enhancing simulation tools—such as expanding EOS libraries and refining near-critical fluid modeling—and offer a pathway for bridging the gap between conventional petroleum engineering tools and renewable energy solutions.

In 2023, a major energy provider and operator of an extensive district heating network announced the development of a deep geothermal power plant. By the end of 2024, drilling operations commenced, and by May 2025, the third and final well successfully reached its planned total depth, targeting a naturally occurring hot water reservoir approximately 3,000 meters below the surface.

As of now, production testing—intended to assess formation water temperature, chemical composition, and flow rates—has not been conducted. Therefore, this paper focuses on the planning and execution phases of the drilling campaign.

We present Weatherford’s Lost-in-Hole (LIH) Preventive Initiative as a continuous improvement strategy, highlighting lessons learned from the first to the third well. Emphasis is placed on the joint efforts of Weatherford’s Drilling Engineering and Interpretation and Evaluation teams in accurately interpreting downhole and surface data to assess risks and inform our client on mitigation strategies and drilling practices. The Initiative serves as a replicable example, crucial for minimizing wellbore stability issues, preventing lost-in-hole incidents and tool damage, reducing Non-Productive Time (NPT), and ultimately enhancing drilling performance across the project.

Over the past few years, Kemco has successfully engineered, planned, and executed several complex heavy workover (WO) operations on geothermal wells in Bavaria and Rhineland-Palatinate, Germany. Contrary to common misconceptions, workovers are not straightforward, quick projects; they involve numerous interdependent processes and demand meticulous planning and engineering due to their inherently dynamic nature.

Each region in Germany presents unique well failure mechanisms, necessitating a thorough analysis of root causes to implement effective, long-term remedial actions.

This presentation shares insights from Kemco's experience, highlighting best practices during engineering, planning, and execution phases, as well as common failure causes and mitigation strategies.

In SGP-TR-223&224 we derived a double-convolution integral, involving solely the measured signal of a conservative tracer, to predict the ‘fluid mining’ output of a co-produced micro-solute during fluid re-circulation in a geothermal reservoir operated by means of a well doublet, and illustrated our formula’s use for various reservoir settings in the Upper Rhine rift valley and the N-German sedimentary basin.

It was perceived as a major advantage that the tracer-based approach works as a model-independent tool, viz. the signal of any conservative artificial tracer, as recorded in inter-well or inter-horizon circulation tests (that are conducted under flow conditions representative of the future ‘fluid mining’ process), can be used to predict the geothermal co-production output of any fluid-‘mined’ solute (in particular: lithium), and its gradual depletion during reservoir fluid turnover, irrespective of the availability, parametrizing, and calibration of a reservoir model (distributed- or lumped-parameter, numerical or analytical, assuming whatever structure and boundaries).

In SGP-TR-227 we used the incipient signal of a conservative tracer recorded for a hydrothermal reservoir (Upper Rhine rift valley, Eastern side) to constrain the prediction of lithium depletion and cumulative lithium output during the first decade of the intended ‘geothermal co-production’ operation.

After one more year of tracer signal recording, the further tracer data available can also be exploited for model calibration — the more so, as a reliable reservoir model still remains indispensable for thermal output forecast. Though generally unsuited for hydraulic parameter calibration, mid-to-late tracer signals may (significantly) constrain the uncertainty associated with remote reservoir boundaries.

Traditional geothermal development in the Paris basin typically involves drilling deviated doublets to intersect permeable oolite layers. To increase geothermal production, also because of the limited surface footprint, multi-lateral wells were drilled in this project to more than double the production. 3D Far-field (3D FF) sonic technology was applied in these wells with two objectives:

1) Determine lateral continuity of the (sub-seismic resolution) layers for optimal well placement.

2) Establish whether 3D FF sonic can be used to eliminate the pilot hole drilling.

3D Far-field sonic provides excellent data quality in this region, a result of clear reflections between fast dolomite layers and the slower oolite layers. This provides the opportunity to see reflectors up to 40 m from the borehole. The challenge of the geothermal laterals is to make sure the well is landed in these highly permeable oolite sections. Combining unique azimuthal sensor capabilities with innovative proprietary workflows to extract dip and azimuth, we managed to position horizontal layers effectively above or below the well. Using this technology, a dune structure was identified 10 meters below the well. Despite many decades of exploration in this basin, this structure was not previously known to exist in this play and now forms an exciting new potential aquifer target.

Minimizing the occurrence of noticeable seismicity is a key aspect to increase the public acceptance of geothermal energy production in Germany. This requires a fundamental understanding about the subsurface response to pressure changes at reservoir depths, as well as a precise estimation of the impact of associated induced seismicity at the Earth’s surface.

We use numerical simulations to predict maximum surface veolcity amplitudes (peak ground velocity values, PGV) in the target areas. Here, the accuracy of the PGV-estimates highly depends on the quality of the seismic velocity model, wich is setup using information from 3D seismic explorations and stratigraphic boundaries from the regional GeORG model. We further include H/V measurements and 1D velocity profiles, calculated from dispersion curves, to improve the accuracy of the near-surface model. The results of the H/V mesurements show that the thick sediments in the Upper Rhine Graben do not feature significant velocity contrasts at depths that are relevant to induced seismicity (no classical site effects). However, the modelling studies still reveal a significant impact of the shallow velocity distribution on the final PGV values.

In a final step we simulate different (realistic) source mechanism scenarios and combine the results to derive worst-case scenario PGV maps.

Earthquake localization using Distributed Acoustic Sensing (DAS) remains challenging due to the directional limitations of single-component DAS systems. Here, we present a wavefield-based localization approach that employs dense DAS recordings and known subsurface heterogeneity to constrain source positions. The method relies on full-waveform simulations to generate synthetic DAS wavefield images across a range of possible earthquake locations. A deep convolutional neural network (CNN), based on a U-Net architecture, is trained to associate these wavefield patterns with corresponding source coordinates, without requiring the identification and picking of P- and S-wave arrivals.

The approach is evaluated using a synthetic case study with DAS data from a single vertical borehole and tested across multiple velocity models of increasing geological complexity. The results show that the CNN effectively learns location-dependent waveform features influenced by structural heterogeneity. Localization accuracy improves further with the inclusion of a second DAS borehole, which also helps to resolve ambiguity due to noise and uncertainties in the velocity model. Although the study is based on idealized two-dimensional models, the results present a promising approach for improved microseismic monitoring in settings where detailed structural information, such as that from seismic surveys, is available.

There are currently around 30 operational geothermal "doublets" in the Netherlands, consisting of an injector and a producer. These projects primarily provide heat for greenhouse horticulture, with some also supplying heat to homes and buildings. The Dutch geothermal sector is experiencing significant growth, approximately 23 installations collectively produced 7.49 PJ of geothermal energy in 2024, and three new installations became operational.
The factors that enable Geothermal projects in the Netherlands are: - Heat supply: Subsurface resources delivering the geothermal power - Heat demand: availability of customers - Publicly available data: the Dutch Technical advisor to the regulator, TNO, maintains active websites with all relevant data on all mining activities including oil and gas and geothermal - New data availability: The State Energy Company EBN is drilling several Geothermal exploration wells and has acquired and interpreted hundreds of 2D seismic lines, as part of the SCAN programme, which will be publicly available. - Tools: TNO has made standard tools available, like doublet calc for calculation of geothermal power - Process: The license award process is clear and standardized - Financial incentives: Geothermal projects can apply for an SDE++ subsidy through the above standardized process as part of the license applications

The presentation the success factors will be discussed in more details - with examples of work that PanTerra performed - in addition PanTerra is also involved in the work on the SCAN exploration wells, which is the topic of another presentation in this conference.

The publicly funded SCAN program (Seismic Campaign Geothermal Heat Netherlands) entails seismic surveys as well as the completion of eight data acquisition wells. This research aims to provide a regional dataset for the mapping of the geothermal potential in the Dutch subsurface. The Lower Permian (‘Rotliegend’) Slochteren Formation is the most important source for deep geothermal heat in the Netherlands, and the most extensively cored reservoir within the program. In the Dutch onshore, the 50-250 m thick Slochteren Formation comprises dry aeolian, rarely fluvial sediments with high matrix brine permeability. Detailed core evaluation of the new SCAN wells including CoreDNA screening, SCAL, sedimentological core logging and petrographic study enabled the distinction of reservoir rock type zones, which are linked to sedimentary facies. Aeolian dune deposits have the highest flow potential over aeolian sandflat and fluvial channel facies because of the very low clay content and a moderate impact of mechanical compaction. Diagenetic cements and faults including deformation bands can locally overprint reservoir quality but have limited control on the spatial properties of the reservoir overall. The reservoir zonation imparted by sedimentary facies is further recognised after core-to-log integration (core analysis and log-derived NMR T2) and flow profiles derived from injection tests. As a result, the geothermal potential of the Slochteren Formation can be underpinned by realistic transmissivity values, providing a de-risked dataset for future geothermal installations.

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

The Tertiary succession of the NGB is characterized by alternating sandstone and shale intervals. This study aims to predict the presence and thickness of sandstone bodies within this succession by analyzing downhole gamma ray (GR) logs. We hypothesize that sandstone intervals, having higher sedimentation rates than shale, correspond to higher frequency components in GR signal records. To test this, we analyzed GR logs from three biostratigraphically controlled sites spanning the marginal to basinal regions of the NGB. Wavelet analysis was employed to investigate the frequency-depth dependence of the GR signals, revealing consistent patterns associated with sandy intervals. These findings form the basis of a predictive model for sandstone occurrence and thickness in areas lacking detailed lithological or cutting data. The model offers a valuable tool for stratigraphic interpretation, correlation and resource assessment in data-limited parts of the basin.

Pore pressure is a key quantity for safe and economically viable geothermal development. Good knowledge about the pore pressure prior to drilling can help reduce drilling related problems. Pore pressure indicators (PPIs)­­—such as drilling mud weights, kicks, and wireline formation tests—from nearby, previously drilled wells are a valuable data source for improving this knowledge. An issue with PPIs is their varying degree of uncertainty, with the most ubiquitously available PPIs from offset wells having weaker ties to the actual pore pressure than the sparse high-quality measurements. To analyze this diverse set of data, we propose a Bayesian framework for pore pressure prediction from offset wells.

Our method is based on continuous underground domains (e.g., stratigraphic layers) in which pore pressure is governed either by constant vertical effective stress, constant overpressure with reference to a hydraulic potential, or hydrostasy. All PPI data within such a domain measure the same pore pressure state. Furthermore, all data are assumed to be drawn from measurement distributions parameterized by this state. We propose—reflecting qualities of the respective measurement processes—three simple measurement distributions for maximum mud weight, kick, and wireline formation test data. Our Bayesian analysis then derives posterior distributions of pore pressure within the target well depth interval covered by a domain from all offset well PPIs within the same domain. In the planning stage of a well, these posterior distributions indicate with which probability pore pressure may fall into certain ranges with depth. Mud weight can then be planned accordingly.