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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.

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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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In der Machbarkeitsstudie wird die Nachnutzung alter Kohlenwasserstoffbohrungen der ExxonMobil Deutschland in Niedersachsen als tiefe Erdwärmesonden (TEWS) zur kommunalen Wärmeversorgung untersucht. Das Ziel dieser Nachnutzung ist es die Wertschöpfungskette zu verlängern, die Kosten für geothermisch bereitgestellte Wärme zu minimieren und den CO₂-Fußabdruck zu reduzieren.

Numerische Modelle zeigen, dass die thermische Leistung der umkomplettierten TEWS nach 30 Jahren des Wärmeentzugs zwischen 200 und 400 kW liegt. Es wird zudem ein Optimierungspotenzial von bis zu 600 kW mit Simulationen aufgezeigt. Die Wärmegestehungskosten sind vergleichbar mit denen von Biomasse und wettbewerbsfähig mit den Gaspreisen aus dem Jahr 2022.

Die umfassende Modellierungsstudie zeigt, dass die wichtigsten Einflussfaktoren auf die Leistung einer umkomplettierten TEWS die Bohrtiefe sowie die Fließrate und Rücklauftemperatur der Anlage sind. Um realistische Szenarien zu modellieren, wurden die Wärmebedarfe ausgewählter Bohrungen in Niedersachsen kartiert und die Wirtschaftlichkeit durch Wärmenetzsimulationen berechnet. Hierbei ermöglicht die hohe Qualität der Wärme, mit einer Sondenaustrittstemperatur von bis zu 70 °C über einen Zeitraum von 30 Jahren, eine Versorgung über mehrere Kilometer.

Die Nutzung alter Bohrungen birgt geringe geologische Risiken, da sie nicht von Reservoirqualität und Fluidzusammensetzung abhängig ist. Außerdem spart sie enorme Investitionskosten, da die erforderliche Tiefbohrinfrastruktur bereits vorhanden ist. Insgesamt zeigt das Projekt das große Potenzial, bestehende Kohlenwasserstoffbohrungen für eine nachhaltige und kosteneffiziente Wärmeversorgung zu nutzen und kann somit einen wichtigen Beitrag zur Wärmewende in Deutschland leisten.

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.

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.

In geothermal exploration, geostatistical interpolation techniques are employed to characterize the spatial variability and heterogeneity of key reservoir parameters. The reliability and predictive capability of these methods are highly dependent on the availability, quality, and spatial resolution of subsurface data. As a result, assessments of geothermal potential in regions with limited data coverage are associated with substantial uncertainties. A central objective of the ProGRes (“Geological process modelling and play-based potential analysis for the evaluation of geothermal reservoirs”; Grant 03G0934A) project is the development of semi-automated methodologies for the systematic analysis of legacy and existing datasets using machine learning algorithms. These approaches aim to generate robust calibration parameters to constrain forward models, which require only a fraction of the data needed in geostatistical approaches. Based on uncertainties in the input data, ensembles of forward models are created, forming the basis for play-based potential analyses including thermal-hydraulic-mechanical and chemical processes. The workflow developed within the ProGRes project will be applied to the Middle Triassic Muschelkalk Formation of the North German Basin, with a focus on the Berlin-Brandenburg region, to establish a more robust and data-informed foundation for geothermal exploration. Despite its considerable geothermal potential for heat extraction, the Muschelkalk has remained largely underexplored, primarily due to its complex reservoir heterogeneity and the limited availability of high-resolution subsurface data. The development of an exploration catalogue composed of synthetic 2D seismic sections and pseudo-logs promotes the application of process-based forward models to enable efficient and cost-effective assessments of geothermal potential, particularly in greenfield areas.

This contribution presents the progress in developing a 3D geological model of the Osteifel region within the DEGREE project, which aims to develop a digital twin of the subsurface to improve geothermal exploration. The modeling focuses on the East Eifel Volcanic Field, a geologically complex area with Quaternary and Tertiary volcanism and active magmatic processes beneath the Laacher See volcano. Based on digitized geological maps, interface points were extracted, and a simplified stratigraphic column was defined. An implicit surface-representation approach based on universal cokriging (implemented in the open-source software GemPy) was then applied to generate a structural geological model. The probabilistic modeling tools of GemPy allow assigning probability distributions to input parameters to quantify uncertainties, enabling the generation of plausible model ensembles. The current model incorporates surface geological data and treats Devonian as the base layer. Further integration of well logs, cross-sections, and geophysical data will next be included to improve the subsurface representation. The geological model, including its quantified uncertainties, will be iteratively updated towards a comprehensive Play-Fairway-Analysis (PFA) within the DEGREE-project. The presented workflow highlights the value of probabilistic 3D geological models as an automatable component of digital exploration tools for reducing subsurface risks in geothermal projects.

Frühe Kluftnetzwerke in Karbonaten können langlebige Fluidwege darstellen. Ihre Charakterisierung ist für die Reservoirmodellierung von entscheidender Bedeutung, werden jedoch häufig nicht beachtet bzw. übersehen, da es an geeigneten Arbeitsabläufen für deren Vorhersage mangelt. Dabei haben synsedimentäre Kluftnetzwerke einen erheblichen Einfluss auf die Reservoirqualität, da sie (1) ein effektives Störungsnetzwerk bilden, (2) bei tektonischen Ereignissen reaktiviert werden können und (3) Fließwege für frühe diagenetische Fluide sind.

Das Verständnis der Rissbildungsprozesse ist für die Voraussage ihrer räumlichen Verteilung von entscheidender Bedeutung. Die Modellierung dieser synsedimentären Rissen ist jedoch herausfordernd, da sie sich ohne tektonische Einflüsse bilden und stattdessen durch innere Spannungen in Karbonatplattformen beeinflusst werden. Die frühe Lithifizierung von Karbonaten begünstigt die Bildung von Rissen aufgrund interner Schwachstellen und schneller Plattformprogradation. In Plattformen sind Störungen im Allgemeinen senkrecht bzw. parallel zum Plattformrand ausgebildet, während interne Muster variieren.

Discrete-Fracture-Network Ansätze sind für synsedimentäre Rissmodellierung ungeeignet, da die Rissbildung primär auf die komplexen Geometrien der Karbonate zurückzuführen ist und nicht aus den regionalen Spannungsfeldern resultiert. Die prozessbasierte stratigraphische Modellierung bietet hier einen leistungsstarken Arbeitsablauf zur Modellierung der internen Geometrien von Karbonaten, wobei Progradations-/Aggradationsmuster mit der Intensität und den Abständen der Klüfte gekoppelt werden.

Wir haben einen neuen Ansatz für die Charakterisierung solcher synsedimentärer Störungen entwickelt, der stratigraphische und strukturelle Vorwärtsmodellierung kombiniert, um die Vorhersage der Reservoirqualität und die Platzierung von Bohrungen zu verbessern. Analoge Aufschlussstudien dienen der Überprüfung und Validierung der Ergebnisse anhand digitaler Aufschlussmodelle. Dieser innovative Arbeitsablauf hat das Potenzial, die Bewertung der Produktivität von geothermischen Karbonatreservoiren erheblich zu verbessern.

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.

Die Erschließung geothermischer Energie in hydrothermal genutzten Schutzgebieten erfordert eine differenzierte Risikoanalyse im Spannungsfeld zwischen Ressourcennutzung und Quellenschutz. In dieser Studie untersuchen wir die potenzielle geothermische Nutzung im Stadtgebiet von Bad Oeynhausen. Mehrere langjährig genutzte Heilquellen, die durch ein komplexes Störungssystem teilweise miteinander in hydraulischem Kontakt stehen, kennzeichnen dieses Gebiet. Vorzugsstandorte wurden in einer Vorstudie bereits auf Basis der Nähe zu bestehenden Wärmenetzen, der obertägigen Platzverfügbarkeit sowie unter Berücksichtigung des quantitativen Heilquellenschutzes bewertet.

Zur Ermittlung potenzieller Wechselwirkungen zwischen Störungen, Thermalquellen und potenziellen hydrothermalen Dubletten wurden gekoppelte thermisch-hydraulische Untergrundmodelle mit FEFLOW© erstellt. Auf Basis geologischer, hydraulischer und thermischer Parameter wurde ein sensitivitätsbasiertes Szenario-Set entwickelt, das unterschiedliche Bohrkonfigurationen und Entzugsstrategien berücksichtigt. Insbesondere wurden mögliche Auswirkungen auf Druckverteilungen, Temperaturfahnen und thermohydraulische Gradienten innerhalb des Schutzgebiets analysiert.

Die Simulationsergebnisse geben Hinweise, dass bestimmte Szenarien – etwa bei großem lateralen Abstand zu aktiven Quellstrukturen und konservativen Entzugsraten – keine, bis nur geringe hydraulisch-thermische Auswirkungen auf die Heilquellen verursachen könnten. Durch Szenarien mit Annäherung an vermutete hochdurchlässige Störungszonen sowie höherem Wärmentzug durch eine Dublette lassen Auswirkungen auf die Thermalquellen durch geothermische Nutzung quantifizieren. Die Ergebnisse unterstreichen die hohe Systemempfindlichkeit gegenüber struktureller Unsicherheit und betonen in diesem Gebiet die Notwendigkeit geophysikalischer und hydrogeologischer Detailerkundung vor einer geothermischen Untergrundnutzung.

Geological modeling is essential for reservoir characterization in geothermal exploration, focusing on the spatial relationships between geological features such as rock unit boundaries and faults. However, these models often contain significant uncertainties due to limited subsurface information. It is therefore imperative to use all available information, including legacy data. The KarboEx2-project digitizes and reprocesses legacy seismic data from former coal exploration in North Rhine Westphalia with modern seismic processing workflows. Our contribution investigates how uncertainties in the interpretation of this legacy data can be considered in subsequent geological modeling workflows.

Uncertainties related to input point positions result from factors like seismic processing and interpretation. A common approach to address these uncertainties involves sampling the data as fully correlated (i.e., moving all points simultaneously) or fully uncorrelated (i.e., moving all points independently). However, geological errors typically correlate with distance. To account for spatial correlations, a geological surrogate model from a lower-dimensional representation of modeled interfaces can be generated. It facilitates to perform inference and sensitivity analysis while addressing different spatial uncertainties.

We explore a workflow applying a variational Gaussian process (VGP) model and universal co-kriging for implicit geological modeling from inducing points using two open-source Python packages (GeoML, GemPy). Our results demonstrate efficient creation of surrogate models across diverse geological settings while balancing model dimension (input points) and complexity. In addition, the variational approach allows uncertainty representation within the surrogate model. In next steps, the generated surrogated models will be integrated into geothermal exploration workflows, incorporating uncertainties from legacy seismic data.

Characterizing the physical and chemical properties of geothermal reservoirs requires a comprehensive understanding of diagenetic evolution and its interaction with thermal, hydraulic, mechanical, and chemical (THMC) processes. The Muschelkalk formation of the North German Basin (Berlin-Brandenburg region) offers considerable geothermal potential due to its high porosity, permeability, and favorable temperature gradients at depth. Major diagenetic mechanisms associated with halokinesis and fluid flow—such as ooid formation, uplift-driven deformation, and water mixing corrosion—enhance these properties but also contribute to geological complexity and heterogeneity, increasing uncertainty in reservoir performance. Within the framework of the ProGRes project (“Geological Process Modelling and Play-Based Potential Analysis for the Evaluation of Geothermal Reservoirs”; Grant 03G0934A), a central objective is to develop a THMC-coupled modeling workflow to simulate the diagenetic evolution and performance of geothermal reservoirs. The main objectives are:1. Developing and calibrating THMC models of the Muschelkalk formation using site-specific and laboratory-derived data. 2. Conducting basin-scale numerical simulations to assess reservoir behaviour and geothermal production potential across multiple spatial scales.These models utilize the MOOSE-based GOLEM simulator, which has been coupled with geochemical reaction capabilities (e.g., dolomitisation) through integration with Phreeqc. Key reservoir parameters, including temperature, porosity, permeability, and geochemical composition, along with their temporal evolution, are analyzed and quantified. This workflow enables systematic evaluation of coupled THMC processes and their impact on reservoir diagenesis and geothermal productivity. Integrating these processes into a physics-based modeling framework allows quantification and prediction of key physical and geochemical changes, supporting the development of optimized reservoir management and geothermal resource utilization strategies.

Der Einsatz von maschinellem Lernen in der Geochemie ist auf dem Vormarsch. Im Rahmen des MALEG-Projekts wird künstliche Intelligenz genutzt, um die Effizienz der geothermischen Energieerzeugung zu steigern. Dafür ist eine geochemische Echtzeit-Modellierung des aktuellen Zustands des Thermalwasserkreislaufs unerlässlich. Zu diesem Zweck wird sowohl ein digitaler Zwilling des geothermischen Kraftwerks (cyber-physisches System) mit seinen Sensoren und Aktoren als auch ein digitaler Zwilling der hydrogeochemischen Prozesse (Prozesssimulation) entlang des Kreislaufs entwickelt.

Im Hinblick auf den geochemischen digitalen Zwilling hängt die Energieerzeugung in geothermischen Kraftwerken von den grundlegenden hydrochemischen Bedingungen des Fluids ab. Änderungen des Drucks, der Temperatur oder des pH-Werts verändern das chemische Gleichgewicht des geförderten Thermalwassers. Dies kann zu unkontrollierten Prozessen wie Mineralausfällung, Ausgasung und Korrosion führen. Um diese Prozesse besser abbilden zu können, wurde ein digitaler Zwilling entwickelt, der in mehreren geothermischen Kraftwerken angewendet wurde, um die aktuelle Hydrochemie in Echtzeit zu modellieren. Diese Simulationen werden automatisch berechnet, übertragen und ausgewertet. So können die neuen geochemischen Gleichgewichtsbedingungen direkt bestimmt und interpretiert werden, sobald sich die Kraftwerksparameter während der Energieerzeugung oder innerhalb verschiedener Abschnitte ändern. In Kombination mit dem cyber-physischen System bilden diese Prozesssimulationen die Grundlage für den Einsatz von künstlicher Intelligenz zur Steigerung der Effizienz von Geothermiekraftwerken.

Die industrielle Nutzung von Tiefengeothermie erfordert an vielen Standorten eine zusätzliche Aufwertung der Quelle durch beispielsweise Wärmepumpen. Elektrisch betriebene Wärmepumpen stellen hierbei die gängigste Technologie dar und werden bereits in großen Leistungsklassen angeboten. Häufig können oder wollen Industrieunternehmen jedoch die elektrische Anschlussleistung ihrer Standorte nicht ausbauen, sodass das Potenzial der Tiefengeothermie zur Prozesswärmebereitstellung nicht voll ausgeschöpft werden kann.

Thermisch angetriebene Wärmepumpen stellen in diesen Fällen eine vielversprechende Alternative dar, insbesondere, wenn produktionsbedingte Reststoffe, Biomasse oder Abwärme verwertet werden können. In diesem Beitrag werden gängige thermisch betriebene Wärmepumpen vorgestellt und deren Einsatzmöglichkeiten sowie Limitationen anhand der Prozessdampferzeugung diskutiert. Aufbauend hierauf werden innovative Verfahrensrouten vorgestellt, welche das vorhandene Produktportfolio ergänzen und ganzheitliche Energieversorgungssysteme für Industriestandorte ermöglichen.

Decarbonisation of heating systems is essential for achieving a net-zero greenhouse gas economy. The main challenge here is the seasonal mismatch between heat demand and sustainable energy generation. Therefore, an effective energy storage for later use is crucial, and low-temperature large-scale heat storage in shallow aquifers and boreholes is commonly utilized. Increasing storage temperatures can enhance system efficiency and lower the LCOE.

The EU-H2022 project PUSH-IT (GA 1011096566) aims to demonstrate high-temperature underground thermal energy storage (HT-UTES; up to 90°C) in geothermal reservoirs using three technologies: aquifers (ATES), boreholes (BTES), and mines (MTES). Each technology will be implemented at a demonstration (d) and tested at a follower site (f):

• Delft (ATES, d) – 120-200m; Maassluis formation; storing heat from a geothermal doublet; 75-88°C
• Berlin (ATES, f) – 350-400m; Lower Jurassic; using surplus heat from a wood-fired power plant; < 90°C
• Darmstadt (BTES, d) – 750m; granodiorite; storing excess heat from a super-computer and summer heat surplus; 55-75°C
• Litomĕřice (BTES, f) – 500m; impermeable Carboniferous siliciclastics; integrating several sustainable heat sources; 30-70°C
• Bochum (MTES, d) – 120m; abandoned Bochum-Mansfeld colliery; using summer surplus heat from university campus and IT centre; 30-80°C
• United Downs (MTES, f) – n/a; abandoned Consolidated Mines; storing heat from a geothermal plant

PUSH-IT develops technologies to reduce environmental impact, LCOE, and risks while enhancing HT-UTES performance. Key innovations include advanced monitoring systems, novel drilling techniques and improved control systems. The project also investigates socio-economic factors related to UTES and formulates guidelines for technology integration and regulatory improvements.

Im Rahmen der BEW-Förderrichtlinien wurden für den örtlichen Versorger drei Studien zur Transformation der bestehenden Wärmenetze, weg von fossilen Brennstoffen hin zu erneuerbaren Energien, durchgeführt. Im Rahmen dieser Studien wurden die örtlich vorhandenen erneuerbaren Energie-Potentiale untersucht und quantifiziert. Zusammen mit einer umfangreichen Ausbauplanung zur Netzerweiterung der vorhandenen Wärmenetzinfrastrukturen wurden dann Versorgungskonzepte für die Netze in 5-Jahreszeitscheiben erstellt. Ziel der Studien war es, dem Versorger einen Fahrplan zur Umstellung der Energieversorgung der eigenen Netze bereitzustellen und dabei ebenfalls unterschiedliche Optionen aufzuzeigen.

Am Ende werden die drei Netze trotz der örtlichen Nähe alle mit sehr unterschiedlichen Konzepten versorgt, um die lokal ansässigen Potentiale bestmöglich auszuschöpfen. Netz 1 setzt zukünftig auf die Erschließung eines oberflächennahen Geothermiefeldes in Kombination mit einem Biomassespitzenlastkessel. Netz 2 wir zunächst mit eine Klärwasserwärmepumpe versorgt, unterstützt mit Biomassekesseln zu Abdeckung der Spitzenlasten. Netz 3 kann auf Grund der besonderen Lage auf die Nutzung von Grubenwassergeothermie als Wärmequelle zugreifen, so dass langfristig der Großteil des Energiebedarfs über die Grubenwassergeothermie und Biomasse als Spitzenlastquelle versorgt werden kann.

Insgesamt war es aufgrund der Vielzahl verschiedener Quellen ein komplexes Unterfangen die bestmögliche Versorgung für die geplanten Ausbauszenarien zu gewährleisten, konnte allerdings aufgrund der großen Grundlastfähigkeit der geothermischen Quellen gut gelöst werden.

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.

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.

Ziel des BMWE geförderten Forschungsprojekt UrbanGroundHeat ist es die Wärmewende in urbanen Bestandsquartieren voranzutreiben. Um Klimaziele im Gebäudebereich in Deutschland kurz- und mittelfristig zu erreichen, ist eine deutlich größere Marktdurchdringung von Wärmepumpensystemen im Gebäudebestand notwendig. Die Umstellung bestehender Heizsysteme auf geothermiebasierte Wärmepumpensysteme spielt dabei eine zentrale Rolle.

Dafür wurden für reale Bestandsquartiere Optionen einer nachhaltigen geothermische Wärmeversorgung untersucht. Verschiedene Versorgungsvarianten – dezentrale Versorgung, kalte Netze, warme Netze, jeweils mit und ohne Regeneration – wurden detailliert technisch, regulatorisch und ökonomisch verglichen.

Auf Basis modellbasierten Potentialuntersuchungen und Vorplanungen wurden die Umsetzungsoptionen für bestehende Quartiere mit den beteiligten lokalen Energieversorger erarbeitet und bewertet.

Die Ergebnisse – insbesondere die wirtschaftlichen Kennwerte – und das Vorgehen der Szenarienentwicklung werden vorgestellt, verglichen und bewertet.

Beteiliget Partner: Fraunhofer IEE, Fraunhofer IEG, GASAG Solution Plus, Trianel, ISFH Hameln, Stiftung Umweltenergierecht, Stadtwerke SH, Stadtwerke Solingen,
GGEW Bergstraße, Stadtwerke Münster Stadtwerke Ahlen

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 accurate prediction of rocks and properties in the subsurface is essential for successful and cost-effective geothermal drilling. In this study, we present a probabilistic structural geological modeling approach specifically designed for geothermal exploration applications in the canton of Thurgau, Switzerland. Initially, a synthetic geological model is constructed based on the representative subsurface structure of the Thurgau region. Geophysical parameters are assigned using existing literature. With all this information, forward geophysical modeling is performed to generate synthetic data that contains potential field observations. This dataset is then used within the GeoBUS probabilistic workflow to evaluate the capability of the model to determine key geological features under uncertainty. This approach allows us to test the performance and sensitivity of our probabilistic structural framework before applying it to the real data. With this approach, we aim to target geothermal reservoirs and mitigate the risk associated with drilling costs under uncertainty. Ultimately, this work will contribute to more informed decisions in geothermal development projects, which have a direct implication for energy transition strategies in Europe.

In den letzten Jahrzehnten ist die nachhaltige Nutzung und Erzeugung von Energie zunehmend in den Fokus gerückt. Besonders der Wärme- und Kältebedarf stellt einen erheblichen Anteil am Gesamtenergieverbrauch dar – in europäischen Haushalten werden beispielsweise 63,5 % des Endenergieverbrauchs für Raumwärme verwendet. Eine vielversprechende Lösung zur Reduktion fossiler Energieträger ist die saisonale thermische Energiespeicherung (STES). Ein innovativer Ansatz innerhalb dieser Technologie ist die Mine Thermal Energy Storage (MTES), bei der stillgelegte, mit Wasser gefüllte Bergwerke als unterirdische Wärmespeicher genutzt werden. Diese bieten große Speicherkapazitäten und profitieren von der natürlichen Isolation des umgebenden Gesteins.

Im Rahmen dieser Masterarbeit wird eine Co-Simulation eines MTES-Systems in Kombination mit einem Wärme- und Kältenetz erstellt. Das betrachtete System ist Teil des PUSH-IT-Projekts in Bochum und wird mit dem Netz der Ruhr-Universität Bochum gekoppelt. Ziel ist es, die Nutzung eines MTES-Systems zu untersuchen und zu validieren. Hierfür wurde ein vereinfachtes geothermisches Untergrundmodell des MTES-Systems in Python entwickelt, das die thermischen Prozesse innerhalb des ehemaligen Bergwerks abbildet. Parallel dazu wird ein hydraulisch-thermisches Netzmodell in Modelica aufgebaut, das den Betrieb des Fernwärme- und -kältenetzes simuliert. Beide Modelle werden über Functional Mock-up Units (FMUs) gekoppelt, um im Rahmen einer Co-Simulation das dynamische Verhalten des Gesamtsystems realitätsnah abzubilden. Diese Methode ermöglicht es, unterschiedliche Szenarien hinsichtlich Wärmebeladung, Entladung sowie Regelstrategien durchzuspielen und deren Auswirkungen auf Systemeffizienz und Stabilität zu analysieren. Die Ergebnisse dieser Arbeit liefern eine erste Fallstudie zur Co-Simulation eines MTES-Systems und geben Einblick in das Potenzial solcher Speicherlösungen.

A prospect analysis of a deep geothermal energy exploration and production study is initiated with a feasibility study using existing datasets. A reliable GIS model enables the visualization and geospatial analysis, providing opportunities for further planning. In this study, we present a hexagonal grid GIS model for the canton of Thurgau, Switzerland, a target area for deep geothermal exploration as part of the Horizon Europe GeoHeat project.

Our study integrates existing geological, structural, and borehole data within a Geographic Information System (GIS) environment. We systematically acquire spatial data and employ a hexagonal Discrete Global Grid System (DGGS) using the Uber H3 indexing system for prospect analysis within a GIS model. The h3 grid system offers several advantages for geospatial analysis, including a unique address for every grid and flexible resolution ranging from 0 to 15. Due to these advantages, the GIS model facilitates the evaluation of spatial patterns and geological trends relevant to geothermal prospectivity. Additionally, we incorporate subsurface temperature datasets for heat in-place analysis. Therefore, the model provides insight into the subsurface geological structure and temperature distribution, which is a fundamental aspect of assessing deep geothermal reservoirs.

This integrated approach utilizes the h3 hexagonal grid system for geospatial analysis in deep geothermal exploration prospecting. The resulting GIS model was also employed to support in designing a passive seismic survey, incorporating geological, temperature, drilling, and terrain datasets to achieve optimal results. Furthermore, the model would serve as the foundation for further technical work and targeting strategies.

Sowohl Nutzung als auch Speicherung erneuerbarer Energien spielt eine entscheidende Rolle bei der Reduktion von CO₂-Emissionen. Geothermische Heiz- und Kühlsysteme bieten mit ihrer integrierten Speicherkapazität eine nachhaltige, breit verfügbare Lösung, die unabhängig von saisonalen Schwankungen rund um die Uhr betrieben werden kann. Im Zentrum dieser Bestrebungen stehen Effizienz und Optimierung der Bohrungen, insbesondere durch Verbesserung der Schnittstelle und Interaktion zum umgebenden Reservoir. Die gezielte Anbindung produktiver Zonen im Reservoir an bestehenden Bohrungen kann Durchlässigkeiten und damit die Gesamtleistung geothermischer Bohrungen oder auch untertägiger, thermischer Energiespeicher erheblich steigern.

Eine effektive Methode zu solch einer Reservoirstimulation ist die Radial Jet Drilling (RJD) Technologie. Dort werden mit Wasser angetriebene Mikrobohrwerkzeuge eingesetzt, um seitliche Fließpfade von der Hauptbohrung in die Formation zu erodieren. Diese Technik stellt eine sichere, kostengünstige und zugleich umweltfreundliche Alternative zu herkömmlichen Verfahren wie der hydraulischen oder chemischen Stimulation dar.

Herkömmliche RJD-Verfahren erfordern jedoch bisher die aufwendige Installation eines speziellen Whipstocks mittels Einbaugestänge, was eine komplette Aufwältigungsanlage und damit erhebliche Logistik voraussetzt. Dieser konventionelle, „jointed-pipe“ Prozess verursacht hohe Betriebszeiten, Ineffizienzen und entsprechende Kosten.

Deshalb hat das Fraunhofer IEG ein neuartiges, Wireline-gebundenes Ablenk- und Orientierungssystem entwickelt. Diese innovative Technologie kommt ohne Einbaugestänge und Aufwältigungsturm aus und ermöglicht daher ein schnelles und kosteneffizientes Setzen und Ziehen der BHA. Diese neue Ablenkgarnitur erlaubt so einen deutlich reduzierten operativen Aufwand bei gleichzeitigem, direktem Zugang zum Bohrloch.

Zusätzlich ermöglicht das System eine wesentlich leichtere Echtzeit-Datenübertragung zur Prozessüberwachung und -steuerung. Zukünftige Integration spezieller Sensorik im Bohrloch könnte somit eine vollständige Überwachung und Qualitätskontrolle der Mikrobohrprozesse einfach ermöglichen.

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.

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.

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.

Innerhalb des Europäischen Konsortiums PUSH-IT (Piloting Underground Storage of Heat In geoThermal reservoirs; Förderkennzeichen 101096566) soll die Speicherung von Überschusswärme aus bestehenden Wärme- bzw. Kältenetzen im lokalen Untergrund an insgesamt sechs Standorten anhand von verschiedenen Untergrundspeichertechnologien (ATES, BTES und MTES) europaweit demonstriert werden.

Das übergeordnete Ziel besteht darin, Umweltauswirkungen, Kosten und bestehende Risiken für die Einbindung von Untergrundspeichersystemen im Rahmen des Forschungsprojektes zu verringern, u. a. durch neu entwickelte Überwachungs- und Qualitätskontrollen sowie mittels verbesserter Bohr- und Ausbauverfahren. Die Einbindung öffentlicher bzw. privater Unternehmen, Bürgerinnen und Bürger, die Analyse und Wahrnehmungen in Bezug auf derartige Technologien sowie die Entwicklung neuer Geschäftsmodelle stehen dabei im Vordergrund.

Das PUSH-IT-Konsortium besteht aus Wärmeversorgern, Brunnenbauern, öffentlichen Planungsbüros und akademischen Partnern. Durch eine transdisziplinäre europaweite Zusammenarbeit sollen die einzelnen Demonstrationsstandorte entwickelt werden.

Das Fraunhofer IEG ist Teil des Konsortiums und Demonstrator für die Weiterentwicklung von Untergrundspeichersystemen in ehem. Grubenbauten (Grubenwärmespeicher). Hierfür wurde ein Demonstrationsstandort in Zusammenarbeit zwischen der Ruhr-Universität (RUB) und des Fraunhofer IEG auf dem Gelände des technischen Zentrums der RUB ausgewählt.

Die Konzeptidee sieht vor, überschüssige Abwärme am Technischen Zentrum langfristig in das bestehende Versorgungsnetz der RUB zu integrieren. Um diese Wärme im System zu speichern, werden im Rahmen des PUSH-IT Projektes Teile des stillgelegten Bergwerks Mansfeld über vier vertikale Bohrungen in das ehemalige Grubengebäude, das sich in einer Tiefe von ca. 120 m direkt unter dem Technischen Zentrum der RUB befindet, hydraulisch erschlossen und als potentieller Wärmespeicher für das RUB-Netz untersucht und getestet.