Das Risiko induzierter Seismizität ist ein entscheidender Faktor für die gesellschaftliche Akzeptanz der Tiefengeothermie, denn spürbare seismische Ereignisse können das Vertrauen in die Technologie stark beeinträchtigen. Deshalb ist die Erforschung der physikalischen Grundlagen induzierter Seismizität und die Entwicklung von Methoden zur Risikoreduktion entscheidend für einen nachhaltigen Ausbau der Tiefengeothermie als klimafreundliche Energiequelle. Anhand von Experimenten auf unterschiedlichen Skalen, Auswertungen operativer Daten, und numerischen Simulationen zeigen wir, welche Überwachungsansätze und operative Maßnahmen geeignet sein könnten, seismische Risiken frühzeitig zu erkennen und durch adaptive Steuerung der geothermischen Anlagen wirksam zu reduzieren.

Unsere Ergebnisse deuten darauf hin, dass ein langsamer Druckaufbau, eine geringe Injektionsrate, eine adaptive Anpassung der Injektionsparameter basierend auf Echtzeitauswertungen seismischer Daten, die Rückförderung des injizierten Fluids statt eines Shut-ins, ein geringes Nettoinjektionsvolumen sowie eine geringere Differenz zwischen Reservoir- und Injektionstemperatur die Wahrscheinlichkeit des Auftretens spürbarer seismischer Ereignisse reduzieren können. Neben klassischen und adaptiven Ampelsystemen kann die Beobachtung der eingebrachten hydraulischen Energie und der freigesetzten seismischen Energie sowie der Einsatz künstlicher Intelligenz bei der Echtzeitprozessierung der Daten dazu beitragen spürbare Seismizität möglichst früh zu erkennen. Maßgeblich für induzierte Seismizität sind jedoch die geologischen Gegebenheiten, wie die Geometrie und die Eigenschaften von Störungszonen sowie das lokale Spannungsfeld. Auch die Reservoirtemperatur spielt eine Rolle. Durch die Wahl eines geeigneten Standorts kann demnach ein wesentlicher Beitrag zur Reduzierung des seismischen Risikos geleistet werden. Eine seismische Risikobewertung vor der Standortentscheidung und eine hochaufgelöste seismische Echtzeitüberwachung während der operativen Arbeiten sind daher entscheidende Faktoren im Umgang mit induzierter Seismizität.

Developing Enhanced Geothermal Systems (EGS) requires underground fluid injection operations, which, under certain conditions, can induce large-magnitude earthquakes. Such seismic events pose risks of severe damage to infrastructure, economic losses, and casualties. To mitigate these hazards, various injection protocols have been proposed to regulate the operational parameters such as injection rate, volume, and scheme. However, it remains uncertain whether these protocols can effectively minimize the maximum induced earthquake magnitude and its occurrence probability. Here, we applied theoretical models, numerical tools and field data to investigate the effectiveness of injection protocols to minimize the seismic hazard. Our findings revealed that short-duration injection protocols are likely characterized by lower seismic hazard, as they perturb smaller areas of pre-existing critically stressed faults. This decreases the likelihood of larger ruptures,that might propagate beyond the pressurized rock volume. Additionally, we analyzed the nucleation of 2017 M5.4 Pohang earthquake, which was triggered by the hydraulic stimulation of the nearby EGS.

Previously in 2006, the injection of roughly similar fluid volume in Basel induced an earthquake of magnitude M3.4. The difference in energy release was likely linked to the duration of the injection protocols, which was approximately 600 and 6 days at Pohang and Basel, respectively. Our investigations indicate that effective control over seismic hazard requires detailed subsurface characterization - subsurface fault network and hydromechanical conditions - combined with real-time monitoring of perturbed rock volumes. These findings have significant implications for the development of EGS technology in the context of the energy transition.

Der weitere Ausbau der Tiefengeothermie in Deutschland ist, neben anderen Faktoren, auch von der gesellschaftlichen Akzeptanz der Technologie vor Ort abhängig. Ein Aspekt, welcher die Akzeptanz in der Bevölkerung maßgeblich kontrolliert, ist das mögliche Auftreten induzierter Seismizität bzw. deren öffentliche Wahrnehmung. Ein Ansatz, dieses Risiko zu reduzieren ist der Einsatz numerischer Simulationsverfahren im Vorfeld von Errichtung und Betrieb eines Geothermiekraftwerks.

Für die öffentliche Wahrnehmung relevante induzierte Seismizität wird in geothermischen Reservoirs hauptsächlich durch die Reaktivierung existierender Störungen in Folge von temperatur- und porendruckbedingten Änderungen der Effektivspannungen verursacht. Für die effiziente Simulation induzierter Seismizität wurde ein thermo-hydraulisches Reservoirmodell mit einem dynamischen Störungsmodell kombiniert. Das Reservoirmodell ist dabei mittels eines Finite Differenzen (FD) Ansatzes implementiert, während das dynamische Störungsmodell auf einem Ansatz beruht, welcher die Einbindung realistischer, im Labor gemessener, Reibungseigenschaften der Störungsflächen („Rate & State Friction“), einschließlich der Berücksichtigung kriechender Störungssegmente, erlaubt. Die Kopplung zwischen Reservoirmodell und Störungsmodell erfolgt über zwei Mechanismen. Zum einen wird der lokale Porendruck im Reservoirmodell direkt zur Berechnung der effektiven Normalspannung an jedem Störungselement verwendet. Zum anderen werden Spannungsänderungen in Folge thermo- und poroelastischer Effekte berechnet. Dazu wird die Volumenveränderung des Gesteins in jedem Volumenelement des Reservoirmodells in Folge einer Temperatur- oder Porendruckänderung in eine entsprechende Dislokation an der Oberfläche dieses Volumenelements übersetzt und daraus mit Hilfe eines „Boundary Element“ Ansatzes die resultierende Spannungsänderungen auf der Störungsfläche berechnet.

Mit diesem Ansatz lässt sich die induzierte Seismizität in geothermischen Reservoirs mit realistischen Störungsgeometrien und -eigenschaften simulieren.

Der Klimawandel sowie politische Vorgaben zwingen Energieversorger, ihre CO₂-Emissionen deutlich zu senken. Eine nachhaltige Lösung bietet die Nutzung von Geothermie – einer ganzjährig verfügbaren Energiequelle für Heizung, Kühlung, saisonale Energiespeicherung und Stromproduktion. Allerdings bestehen durchaus Herausforderungen hinsichtlich der Lebensdauer, Wartung und Effizienz geothermischer Anlagen und Systeme, u.a. insbesondere bei derzeit eingesetzter Fördertechnik für geothermische Fluide wie den elektrischen Tauchpumpen (ESP).

Überwachung und planbare Wartung haben sich in der Industrie als effektive Methoden etabliert, um Ausfälle deutlich zu reduzieren. Dies verbessert die Betriebseffizienz, reduziert Stillstandzeiten und senkt Kosten. Zudem erhöht es die Betriebssicherheit durch frühzeitige Erkennung von Defekten. Bei geothermischer Produktion etwa im Molassebecken Süddeutschlands zeigt sich dagegen eine deutlich unzureichende Lebensdauer solch untertägiger Pumpensysteme, was deren Produktivität erheblich beeinträchtigt. Nach Schätzungen können allein für die Anlagen im Molassebecken bei störungsfreien Pumpenlaufzeiten von ca. 2 Jahren bis zu €800 Millionen bis 2045 eingespart werden.

Um die Effizienz, Lebensdauer und Produktivität von ESPs zu steigern und zu optimieren, müssen Zustandsüberwachung und prädiktive Wartung direkt an Produktionskomponenten wie Pumpen und Rohren integriert werden. Eingesetzte Sensor-, Logging- und Datenübertragungssysteme müssen dabei hohen Temperaturen, Drücken, aggressiven Fluiden sowie Korrosion und Ablagerungen standhalten, welche daher entsprechend adaptiert werden müssen.

Das Fraunhofer IEG konzentriert sich daher auf die Überwachung verschleißanfälliger Komponenten, die Entwicklung und den Einsatz prädiktiver Wartungstechniken sowie die Analyse von Ausfallursachen.

Daraus werden weiterführend KI-gestützte Optimierungen der Steuerung, Wartungsintervalle und Fördersystemtechnik für geothermische Anlagen entwickelt. Diese Innovationen sollen die Lebensdauer von ESPs verlängern und somit die Wirtschaftlichkeit tiefengeothermischer Energiegewinnung deutlich verbessern helfen.

The objectives of the INSIDE research project were to investigate induced seismicity and ground deformation associated with geothermal energy exploitation in the Munich area, to apply innovative monitoring techniques and to propose a reservoir management system. Through the collaboration between the public companies IEP and SWM, and the KIT, key objectives were successfully achieved, and we present few achievements.

We showed that it is possible to integrate Distributed Acoustic Sensing (DAS) on fiber optic cables deployed in dedicated or geothermal wells in a monitoring network like any other seismic station. This has the main advantage, among others, to increase the sensitivity of a surface network, especially in an urban zone. The Internet of Things (IoT) platform of the geothermal field operator was used and configured to enable real-time storage, processing, and archiving of the DAS data. Hence, the field operator could have direct access to the results and use them for reservoir management purposes and mitigation of seismic risk.

The analysis of satellite data, GNSS and Radar, showed that the precision requirements of the Markscheider Mining Ordinance, for ground deformation monitoring, can be met. It has been demonstrated that free services, such as those provided by the German and the European Ground Movement Services can identify sensitive structures and the onset of potential changes. Individual leveling campaigns are not sufficient to monitor the impact areas of geothermal boreholes that are overlapping between the different plants and are expected to expand with the continued development of geothermal energy.