Die geothermische Forschungsplattform Groß Schönebeck liegt rund 50 km nördlich von Berlin im Norddeutschen Becken. Der Standort besteht aus zwei Tiefbohrungen. Die erste Bohrung (GrSk 3/90), ursprünglich 1990 zur Gaserkundung gebohrt, wurde 2000 reaktiviert und zwischen 2002 und 2005 hydraulisch stimuliert und anschließend als Injektionsbohrung genutzt. Die zweite Bohrung (GrSk 4/05) wurde 2006 niedergebracht und im Anschluss ebenfalls mehrfach hydraulisch stimuliert und als Produktionsbohrung genutzt. Dieses sogenannte Matrix-dominierte Enhanced Geothermal System (EGS) hatte zum Ziel die Erschließung der Rotliegend Formation zu erforschen. Nach 25 Jahren Forschung und Entwicklung sind die Bohrungen derzeit ungenutzt.

Die Bohrung GrSk 4/05 soll nun als tiefe Erdwärmesonde mit einem koaxialen Rohr-in-Rohr-System mit kontinuierlichem Vakuum nachgenutzt werden. Darin zirkuliert eine Arbeitsflüssigkeit, die im Ringraum erhitzt und im innenliegenden vakuumisolierten Tubing mit minimalem Wärmeverlust zurückgeführt wird. Im Vergleich zu herkömmlichen Systemen kann so der Wärmeverlust signifikant reduziert werden. Die Komponenten basieren auf Standardtechnik und Verfahren aus der unkonventionellen Öl- und Gasindustrie. Die Lösung ist wartungsarm, benötigt kaum Strom, ist korrosionsfrei, lange nutzbar und erlaubt saisonale Leistungsanpassung. Vor der Installation wird die Bohrungsintegrität geprüft und die untersten perforierten Bereiche werden verschlossen, um ein geschlossenes System zu schaffen. Der Test soll zeigen, wie effizient das System isoliert und welche Auswirkungen sich bei variierender Durchflussrate und geologischen Besonderheiten wie Salzschichten ergeben. Die gewonnenen Erkenntnisse können auf andere stillgelegte Geothermie-, Öl- und Gasbohrungen übertragen werden. Die Lösung bietet flexible Nutzungsmöglichkeiten, etwa zur direkten Wärmeversorgung oder als saisonaler Wärmespeicher.

Für die Versorgung eines neu errichteten Wohnviertels mit Wärmeenergie hat die Energie und Wasser Potsdam GmbH den Bau eines geothermischen Heizwerkes zur Fernwärmeversorgung geplant. Dazu wurden seit Ende 2022 bis Mitte 2023 zwei geothermische Bohrungen an der Heinrich-Mann-Allee im Stadtbereich von Potsdam abgeteuft, wovon primär die Bohrung Gt P 14a als Injektions- und die Bohrung Gt P 15 als Produktionsbohrung vorgesehen sind.

Da insbesondere die erste Bohrung auch einen geologisch- lagerstättentechnischen Erkundungscharakter aufwies, wurde im Vorfeld, beim Abteufen der Bohrungen und danach ein umfang-reiches Untersuchungsprogramm realisiert. Neben einem geophysikalischen Bohrlochmess-programm sowie intensiven Kernuntersuchungen wurden an den Bohrungen im Rahmen der Erkundung umfassende hydraulische Testarbeiten durchgeführt.

Im Ergebnis der Auswertung der ersten Teste wurden verschiedene Maßnahmen zur Optimierung der Fließeigenschaften in den Bohrungen und zur Ankopplung an das Reservoir vorgenommen. Neben der final festgelegten und eingebauten Bohrungsinstallation führten auch die durchgeführten Intensivierungsmaßnahmen zu einer deutlichen Verbesserung der Leistungsfähigkeit der untertägigen Komponenten der Geothermie Anlage.

Abschließende Tests im Rahmen der Funktionskontrolle zur Vorbereitung der Inbetriebnahme haben die verbesserte Performance nochmals bestätigt und lassen für den geplanten Betrieb energetisch sehr gute Bedingungen erwarten.

Nach den guten Erfahrungen aus der ersten Projektphase mit einer Bohrungsdublette sind im Stadtbereich von Potsdam weitere Anlagen zur Nutzung der mitteltiefen Geothermie geplant. Die vorbereitenden Arbeiten dazu haben bereits im Juni 2025 begonnen. Die Ergebnisse und ‚Lessons Learned‘ für die Erschließung, den Bohrungsausbau und die Intensivierungs-maßnahmen aus dem Vorläuferprojekt werden hier natürlich einen wichtigen Einfluss haben.

Efficiently solving partial differential equations in geothermal systems is increasingly important, particularly for coupled processes. Accurately describing these systems usually involves high-dimensional parameter spaces and computationally expensive forward simulations, which makes the exploration of multiple scenarios for uncertainty quantification or sensitivity analysis challenging. Surrogate modelling helps overcome this barrier by significantly reducing computation time. However, the partial differential equations can exhibit non-linear and chaotic behaviour due to natural convection, which might complicate surrogate modelling. In geothermal systems, where fault zones act as preferential fluid pathways, geological conditions and physical properties sometimes allow multiple numerical solutions for the same external conditions. Slight variations in parameters or numerical schemes can produce distinct convection regimes, highlighting both physical and numerical challenges. In this study, we construct surrogate models of an idealised thermo-hydraulic fault model using the non-intrusive reduced basis method, which integrates physics-based and data-driven approaches. By incorporating physical pre-conditioning, exploring possible bifurcation points, and using entropy generation-based surrogates, we demonstrate enhanced surrogate model accuracy. This work highlights key considerations for constructing effective surrogate models in convection-dominated systems.

Durch den Erlass des Rohstoffgesetzes der EU rückt die Nutzung heimischer Vorkommen kritischer Rohstoffe zunehmend in den Fokus. Die Gewinnung von Lithium aus regionalen Quellen kann dabei einen entscheidenden Beitrag leisten. Tiefengeothermiewässer bieten eine vielversprechende Ressource, die durch sogenannte DLE-Prozesse (Direct Lithium Extraction) erschlossen werden kann. Die EnBW untersucht die Anwendung eines kombinierten, patentierten Extraktionsprozesses, der die Vorteile verschiedener Sorbenten optimal verbindet. Ziel ist es, Energiekosten, Wasserverbrauch und den Einsatz von Chemikalien im Vergleich zu herkömmlichen Verfahren signifikant zu reduzieren. In diesem Vortrag werden Teilergebnisse der Untersuchungen vorgestellt, die die Effizienz und Nachhaltigkeit des Prozesses beleuchten und dessen Potenzial für die industrielle Anwendung aufzeigen.

Windkraft und Photovoltaik liefern bereits heute rund 45 % der Stromproduktion in der BR Deutschland; bis 2023 ist die Verdopplung der installierten Leistung von Windkraftanlagen geplant. Diese liefern Energie fluktuierend, was Energiespeicherlösungen verlangt, indem eine zeitweise Überproduktion in Form von umgewandelter Energie gespeichert wird.

Die Wärmeenergiespeicherung in Gestein und im geologischen Untergrund stellt dabei aufgrund der verfügbaren Volumina und geeigneter thermophysikalischer Eigenschaften eine zu prüfende Option dar. Dazu muss untersucht werden, inwiefern sich mechanische, thermische und hydraulische Gesteinseigenschaften durch wiederholtes Erhitzen und Abkühlen ändern, um transiente Auswirkungen auf den Wärmespeicher zu evaluieren.

Zur Einschätzung des Einflusses einer zyklischen thermischen Belastung auf die Gesteinseigenschaften wurde ein Sandstein aus dem Oberrheingraben (Buntsandstein) zyklisch auf verschiedene Temperaturen (200 °C, 500 °C und 600 °C) erhitzt. Vor und nach der thermischen Behandlung wurden die Dichte, Porosität, Ultraschallwellengeschwindigkeit, Wärmeleitfähigkeit, Wärmekapazität, Permeabilität, einaxiale Druckfestigkeit und triaxiale Druckfestigkeit bestimmt.

Es zeigt sich bei allen gewählten Maximaltemperaturen eine Reduktion der P-Wellengeschwindigkeit nach einer thermischen Behandlung. Auch die einaxialen und triaxialen Druckfestigkeiten zeigen Abweichungen im Vergleich zu den Ausgangsgesteinen. Der deutlichste Einfluss auf die Gesteinseigenschaften zeigt sich beim Erhitzen auf 600 °C, was auf die Phasenumwandlung von α- zu β-Quarz zurückzuführen ist.