GeoTHERM Abstracts Band

Erweiterte Heat-In-Place-Abschätzung für den Potenzial-Atlas „Tiefe Geothermie“ in Baden-Württemberg, SW-Deutschland

Ernst Kiefer — 2024-02-26

Development of geothermal energy in areas with low transmissivity and/or in areas with a high density of operations. Well architectures to maximise heat extraction

Pierre Ungemach — 2024-02-26

Energy transition policies implemented recently in France acted as a strong stimulus by targeting a quasi two fold increase in heat production from deep seated geothermal reservoirs.

Clearly the message means that the Dogger (Mid Jurassic) carbonate rocks, a dependable hot water resource of regional extent supplying, via 50 doublets and grids, ca 1,500 GWh_th/year to the Paris suburban areas, the world's largest Geothermal District Heating operated to date, will have its capacity doubled by the scheduled 30 new doublets, each rated 50,000 MWhth/year.

The ambitioned goals required appropriate well designs taking advantage of the multilayered reservoir structure, a distinctive attribute of a number of sedimentary settings securing both thermal longevity along well to reservoir exposure. Another concern addressed the reclamation of moderately to poorly productive areas, which otherwise would have remained unchallenged.

The so-called subhorizontal (SH) well concept was initiated on the Cachan, moderately performant (15 Dm transmissivity) site, South of Paris, with a view to replace two, 33 year old doublets, cumulating 350 m3/h nominal production. The philosophy behind the concept aimed at intersecting via a step wise, en echelon type, trajectory, the layering sequence inferred from either temperature/flowmeter (PLT) logs on offset wells or straightforwardly from direct drilling assessment.

Trajectories both landed at top reservoir at 85 to 88° angles easing the geosteering process securing low DLS’s by avoiding sharp angles. RSS(Rotary Steerable System), MWD, LWD, PDC bits equipped the BHA (Bottom Hole Assembly) complemented by XRF/XRD analysis performed on cuttings, allowing to anticipate the bit position ahead from LWD information. The first geothermal SHW doublet awarded as a world premiere achieved 450 m3/h production and operates safely 4 years after completion of two 1 km long drains.

The concept replicated in 2022 on a poorly productive (10 Dm transmissivity) site achieved similar performances thanks to a modified Ecoscope/Periscope HD (SLBä) geosteering BHA, confirming the pilot hole strategy as non essential.

Typical programmes and workflows along architecture modelling are documented. Technological and economic issues are also discussed.

DEEP GEOTHERMAL IN THE UK : HISTORY AND FUTURE PROSPECTS

Andrew Sloan — 2024-02-26

Interest in deep geothermal in the UK dates back to the 1970s in response to the global oil crisis of the times.

This was initially restricted to desktop studies to classify areas of the country that may provide potential geothermal energy resources that could developed, followed by a limited drilling campaign to investigate the Permo-Trias for heating and the Cornish granite for potential heat and electricity production.

Four deep boreholes were drilled and tested to evaluate the potential for geothermal energy in Permo-Trias at Marchwood and Southampton in Hampshire, Larne in Northern Ireland and Cleethorpes in Humberside generally referred to as low enthalpy or hot aquifer wells. In addition, a joint UK-European research programme was undertaken in Cornwall to investigate the concept of mining heat from ‘hot dry rocks’, now referred to as Engineered Geothermal Systems (EGS). Three deep wells in the Carnmenellis granite were drilled and extensively tested because of their above average geothermal gradient, which exists due to the continuing decay of the radium, thorium and potassium in the granite batholith.

In the 2000s, two wells were drilled in Weardale, Co Durham in the Weardale granite, which has a higher than normal geothermal gradient, similar to Cornwall. These were followed by a well in Newcastle upon Tyne drilled into the Carboniferous Fell Sandstone.

The results of these projects are summarised to provide a background to a discussion on the technical feasibility and risks of future prospects for both heating and electricity production. Geothermal potential is currently being re-evaluated as part of the UK government’s Net Zero strategy, so success now, building on lessons learnt from both UK and European projects, is vital for securing geothermal’s place in the UK’s future energy mix.

Geothermie und Lithiumgewinnung

Horst Kreuter — 2024-02-26

Vorgestellt wird Vulcans Zero Carbon Lithium™ Projekt, ein neuartiges integriertes Verfahren, das aus tiefem Geothermalwasser Nutzen für eine grundlastfähige, dekarbonisierte, regionale Wärme- und Stromversorgung wie auch zu einer klimaneutralen Mobilität generiert. Der Vortrag behandelt die spezifischen, technischen Herausforderungen wie Scaling und Korrosion und erläutert die Methode der direkten Lithiumextraktion durch Adsorption.

Sustainable and Cost-Effective Storage Solutions for Europe from Mechanical and Geothermal Energy Technologies

Jeanette Hagan — 2024-02-26

The growth of intermittent wind and solar power generation will significantly increase the demand for reliable storage solutions to replace fossil fuel baseload power production and mitigate marginal pricing. We present a new energy storage technology developed by Sage Geosystems to be deployed in Europe by TerraThermo Limited, similar to pumped storage hydropower (PSH) but instead of pumping water up a mountain, we pump it into the subsurface, where we store and harvest pressure and heat within a borehole.

TerraThermo Ltd is a European focused geothermal technology and projects development company intending to deliver energy storage projects (including mechanical and geothermal storage) and geothermal baseload power generation at competitive costs, leveraging Enhanced Geothermal System (EGS) technologies. Sage Geosystems is a US technology company focused on energy storage and geothermal solutions for a sustainable energy future. Utilizing existing oil and gas equipment and technologies, Sage has developed energy storage solutions that include mechanical storage (EarthStore™) and geothermal storage (Battery+™). These novel technologies can be paired with intermittent renewables (such as solar and wind farms) to store mechanical energy that can then be dispatched during times of peak demand. They rely on currently available equipment and can be adapted to a broad range of subsurface conditions.

EarthStore and Battery+ are estimated to be considerably less expensive than current surface storage alternatives on a Levelized Cost Of Storage (LCOS) basis, which considers the full lifetime cost of ownership divided by the annual usable MW.

EarthStore injects water downhole into an artificial subsurface reservoir, stores it for a period of hours or longer, then re-opens the valves on the borehole and generates energy from the pressurised water that jettisons to surface. EarthStore can be installed anywhere regardless of geothermal characteristics to provide efficient and cost-effective energy storage and power generation. Based on recent 2022-2023 field testing in South Texas, USA and modelling it has an estimated round-trip efficiency of 70-75% and offers discharge times of 1 hour and up to 18 hours with the potential for more which can be used for daily, weekly, or even seasonal storage. Some existing oil and gas boreholes can be re-purposed for EarthStore, depending on well integrity.

When the temperature is greater than 150° C at the bottom of the borehole, a Battery+ system is modelled to capture both the pressure and heat of the water, enhancing performance, efficiency, and generating geothermal electricity. It delivers more energy to the grid than is expended to store that energy, with a 200% efficiency.

EarthStore and Battery+ can substantially lower the Levelized Cost of Storage in Europe, have low to zero carbon emissions, a minimal footprint, and are sustainable requiring no supply chain. By drilling deeper and reaching hotter rocks, they can deliver geothermal baseload energy. Sage Geosystems can pair mechanical storage with solar to generate 24/7 baseload energy using proven technologies in the near term, including within the normally-pressured, low-permeability formations of Paleozoic basins of Central Europe.

Research, Development and Deployment Advancing Deep Geothermal Energy Utilisation and Geothermal Technology

Samantha Alcaraz — 2024-02-26

There is significant research effort occurring advancing technologies that will enable more widespread utilisation of deep geothermal energy in coming years. This presentation will canvas the research, development and deployment activity in the 13 nations and 2 organisations that are participants in the IEA Geothermal Technology Collaboration Programme. The work occurring in IEA Geothermal on superhot geothermal, advances in geothermal drilling technologies and underground thermal energy storage will be amongst a range of aspects discussed in the presentation. The presentation will identify work occurring through programmes supported by the USDOE and the EC who currently fund significant geothermal research activity.

Come and listen, and maybe find out what is occurring in your nation, or in neighbour nations or in nations on the other side of the globe. Be introduced to some of the experts with whom you can connect with later.

Seismic monitoring network evaluation using an interferometry derived velocity model

Leo Eisner — 2024-02-26

Die seismische Überwachung ist für die sichere Entwicklung der geothermischen Ressourcen unerlässlich. Wenn keine große Anzahl bereits vorhandener Seismizität vorliegt, muss die Überwachungsleistung eines Netzwerks durch Modellierung des Netzwerkdesigns bestimmt werden. Eine solche Modellierung hängt sowohl von der P-Wellen- und S-Wellen-Geschwindigkeit als auch von den P-Wellen- und S-Wellen-Dämpfungsmodellen ab. Während P-Wellen normalerweise bekannt sind (Reflexionsmessungen oder Schallprotokolle), benötigen S-Wellen-Modelle zusätzliche Einschränkungen, insbesondere im flachen Teil des Modells, wo es keine Einschränkungen durch Schallprotokolle gibt.

Urban Vibroseis Truck

Daniel Jaskulski — 2024-02-26

In diesem Verbundvorhaben zwischen der Herrenknecht AG und dem KIT/Geophysikalisches Institut soll ein mobiler P-Wellen-Vibrator entwickelt werden, welcher im Rahmen von reflexionsseismischen Untersuchungen für die strukturelle geologische Erkundung des Untergrundes im urbanen Umfeld benötigt wird. Diese Entwicklung ist vor dem Hintergrund der Energiewende von hoher zukünftiger Bedeutung für die Erkundung geothermischer Lagerstätten in Deutschland und Europa. Die hier angestrebten Innovationen bestehen zum einen darin, dass die Quelle im urbanen Umfeld flexibel einsetzbar ist, da das Trägerfahrzeug den europäischen Richtlinien der Straßenzulassung entspricht und zum anderen durch seine Wendigkeit und seinen leisen Betrieb für die Durchführung von reflexionsseismischen Messungen in städtischen Gebieten sehr gut geeignet sein wird. Der neue mobile Vibrator wird bezüglich der Qualität und Stabilität des Quellsignals optimiert, so dass Abbilder des geologischen Untergrundes von höherer Qualität erzeugt werden können. Durch einen Projektfokus auf die messtechnische Ermittlung der vom Vibrator in den Boden eingeleiteten Kraft, sollen Methoden zur Validierung der Shaker-Performance und zur Maximierung der Qualität von seismischen Abbildern entwickelt werden.

A world’s first geosteering application in Geothermal

Romain Griffon — 2024-02-26

The Paris Basin is the largest geothermal district heating market in the world, with over 250,000 homes heated with geo-energy. However, further development of this resource is facing an uphill battle to deploy new heating plants in areas with sub-optimal reservoir properties and limited surface locations to locate geothermal plants. Drilling horizontal geothermal wells reduces the impact of drilling operations in densely populated urban areas. In this basin, there is also an East-West divide of good reservoir properties. The East has higher permeabilities and substantially more developments. And the best flow characteristics come from thin layers, which should be targeted to enhance heat recovery.

A service company in a recent collaboration with a Geothermal operator has addressed the challenge of placing a horizontal doublet in thin permeable layers, using Logging While Drilling (LWD) deep electromagnetic multi bed boundary mapping and borehole imaging technologies, combined with an 8.5 x 9.5” rotary steerable (RSS) drilling BHA. After identifying the main permeable layers with a pilot hole and production logging data, the lateral trajectory was designed to maximize reservoir exposure. The production well was drilled over a length of 850m, in the two most productive layers, with vertical thicknesses typically between 2 and 3m and not exceeding 5m. Accurate steering decisions and swift directional response from the RSS allowed us to follow the formation boundaries by combining geological and petrophysical model update using real time data interpretation. The addition of a fixed Stage Hole opener increased the hole diameter to 9.5”, resulting in further production flow rate enhancements. The geosteering outcome were then confirmed by the production logging run giving confidence with the well placement and drilling technologies in the first well. As a result, the pilot hole for the second well was cancelled. It was drilled and geosteered through the reservoir for another 800m lateral.

Such innovative well architecture for a geothermal doublet enabled the generation of approximately 15MW of heating capacity. It provides hot water and heat to residents of about 8,000 homes with renewable energy. This project alone avoids the emission of 15,000 metric tons of CO2 equivalent per year.

This presentation will show the world’s first real-time multi-bed boundary mapping application in Geothermal and demonstrate how this new LWD based strategy resulted in doubling the well production, compared with a standard J-type geothermal doublet. Six other wells’ prospects have been identified around Paris in which this technology is planned to be deployed again, and other companies in Denmark, the Netherlands and Germany have shown interest to replicate this approach in Europe.

The frequently ignored element to avoid failures in deep geothermal projects

Detlef Klaus — 2024-02-26

Stating that geothermal heat and energy can be extracted from the earth sometimes comes without significant risks and associated cost, which often leads to projects with disappointing results.

The road to harvesting geothermal resources may be bumpy and perhaps complicated and, in some cases, may not live up to the expectations and heat demands.

The subsurface is not uniform, not even in nearby areas and therefore well design and completion requirements may be different to cater for this. A few projects may even be abandoned and seen as complete failures often due to not finding suitable aquifers, unexpected temperatures, or water chemistry.

A geothermal business is a dynamic system, and it needs to be managed right from the beginning and through its lifetime. Having the required knowledge available in the early project stage enables the design of wells with high performance and long-term integrity thus increasing the overall project success.

In our view the overlooked element for reducing most project uncertainties is a holistic and structured stepwise approach in evaluating the various building blocks of a geothermal development project. Integration of relevant technical competencies along with knowledge transfer is critical to avoid any information or data gaps.

This paper illustrates how our geothermal play analysis combined with a thorough well delivery process can help small as well as large deep geothermal projects build a solid foundation for development.

Using this stepwise process will ultimately increase the chance of success to get the expected geothermal output, ensure well integrity and reduce economic risk.

Information: Detlef Klaus, Lead Well Engineer, Drilling fluids and cement specialist, WellPerform

Contact: dkl@wellperform.com, mobile: +49 172 5327281

Ultra-high temperature Logging-While-Drilling tools and Pressure-While-Drilling (PWD) applications in high temperature geothermal wells.

Davide Di Tommaso — 2024-02-26

The use of directional drilling in a geothermal is usually dictated by geological targets, for example to intersect as many formation fractures as possible, or lease boundaries, institutional, legal, or topographic issues, and allows to drill several wells from one prepared site avoiding collisions. The difficulties inherent in directional drilling are aggravated in geothermal wells because both the electronic tools and elastomer elements in the motors are susceptible to high temperature. We will present new set of high-temperature Logging-While-Drilling (LWD) and Pressure-While-Drilling (PWD) technologies for operating unshielded electronic components up to 210ºC. In particular, the BAP tool, a high temperature PWD sensor that provides bore and annular pressure and temperature, was used in some high enthalpy deviated geothermal wells where lost circulation was expected, mainly related to the presence of natural highly productive fracture system.

In addition to the applications commonly used in oil and gas wells, the real time and cost-effective measurement of downhole pressure and temperature was attempted to be used to better understand hydraulic conditions of the reservoir, improve accuracy in fracture characterization and position, and prevent downhole equipment damage and NPT. In particular, the combined analysis of downhole pressure and temperature trends, measured by the BAP sensor, was used to discriminate between “open” versus “closed” circulating system (or “hot pot”) and position the losses and fracture, which are all valuable data for drilling and completion plans. Although there are multiple variables to take into consideration, the concept proves to be valuable and deserves further discussion and case history.

Wellhead Design Optimizations – Forecast based on Current Projects

Sven Alex — 2024-02-26

Beschreibung der aktuellen Wellhead Designs für Geothermiekunden. Dabei wird herausgestellt, in wie weit unterschiedlichste technische Lösungen nötig sein können, um oberflächennahe, mittel-tiefe, tiefe und ultra-tiefe Geothermieprojekte wellheadseitig umzusetzen. Dabei spielt insbesondere die Entwicklung, dass mehr und mehr innerstädische Projekte umgesetzt werden eine Große Rolle, da der Wellhead möglichst nicht sichtbar, aber dennoch für Montagearbeiten, Pumpentausch etc. zugänglich sein muss. Und all das selbstverständlich unter höchsten Sicherheitsstandards unserer API 6A Wellheads.

New Advances in High Temperature Electronics and Sensors for Geothermal Drilling

John Clegg — 2024-02-26

Enhanced and Advanced Geothermal Systems (EGS and AGS) are new methods of creating geothermal installations that have already been demonstrated to potentially increase electric power production by a factor of greater than 10 when compared with more conventional methods. Some involve fracturing the rock between injector and producer wells, and some rely on drilling wells to convey closed loop fluid systems to take heat from the rock.

Many such systems are emerging, with subtly different designs, and they are attracting a lot of funding and excitement. But compared with conventional hydrothermal wells, they are technically challenging to drill. In particular, very accurate well positioning, generally including horizontal wells, will be required for the most advanced well designs to succeed. The oil and gas industry can already drill accurate directional wells and this capability to position the well is potentially directly transferable to some of the first EGS and AGS wells because they are likely to be drilled at temperatures familiar to oil and gas drillers. But to make EGS and AGS wells more economically interesting, they will need to be drilled at higher temperatures which are currently beyond the capabilities of oil and gas drilling, completions, and production equipment.

Even the claimed 175°C operating capability of oil and gas technologies is challenging for the economics of geothermal drilling because equipment operated at this maximum temperature limit exhibits low mean time between failure and/or service. Therefore, the industry needs a step change in its approach to the temperature capabilities of downhole equipment. This presentation will outline just such an approach to the temperature resistance of the electronics and sensors needed.

Showing in detail a new approach to tool design, it will describe how a combination of component selection, a completely reimagined approach to downhole electronics – looking nothing like the boards currently used in oil and gas – and multiple cooling strategies will allow measurement and control to be reliably implemented at higher temperatures, initially above 200°C and ultimately as high as 300°C. This will finally make reliable drilling at high temperature a reality.

The author, John Clegg, has worked for over 37 years with drill bits, drilling motors, Rotary Steerable Systems (RSS), Measurement and Logging While Drilling (MWD and LWD) and Manage Pressure Drilling (MPD), including leading the development of one of the world’s first RSS. John holds a Masters in Engineering Science and a Diploma in Global Business, both from Oxford University. He is a Society of Petroleum Engineers (SPE) Distinguished Lecturer and has sat on the Boards of the Drilling Systems Automation and Research and Development Technical Sections of SPE, the Program Committees for the annual SPE Drilling Conference and the SPE Drilling Advisory Committee. He is now CTO of Hephae Energy Technology, developing high temperature MWD and RSS for geothermal drilling. Hephae Energy Technology will be exhibiting at GeoTherm in 2024.

A Novel Electrical Submergible Pump (ESP) technology boosted production by 56% from High-Enthalpy Geothermal Wells

Jorge Villalobos — 2024-02-26

Objectives/Scope: Geothermal fields often require pumping systems to achieve commercial production rates and pressures. In lower-enthalpy fields, line-shaft pumps (LSPs) have traditionally been used to supply brine to binary plants, while self-flowing production wells have been relied on in higher-enthalpy fields to power flash plants. However, the use of LSPs is impractical in deviated wells because of the limited length of the pump shafts. Additionally, the evaporation of a portion of the produced mass in flash geothermal power plants can lead to declining reservoir pressures and reduced flow rates. Despite their historical use, the use of LSPs poses significant challenges in geothermal applications. The maintenance and servicing of LSPs can be complex and time-consuming, requiring frequent interventions and potential production disruptions. Moreover, LSPs are often limited in terms of their depth capability, preventing their deployment in deep geothermal wells where enhanced production potential could exist. These limitations have created a need for innovative technologies to overcome the constraints associated with LSPs and optimize geothermal production.

To address these challenges and enhance geothermal production, a new, innovative technology in the form of ESPs has emerged. Unlike LSPs, ESPs can be installed in deviated wells, enabling continued production from self-flowing geothermal wells and production in wells where flow has diminished because of pressure depletion. This breakthrough in ESP technology provides a reliable and efficient solution for geothermal operators, unlocking new opportunities for reservoir optimization and energy extraction.

Methods, Process: This study provides a comprehensive overview of the key components of the ESP system, including the motor, protector, pump, power cable, motor lead extension, and downhole sensors. The new ESP system demonstrates improved reliability, power density, and operational efficiency by using high-efficiency permanent magnet motors, innovative encapsulation technologies, and optimized pump designs. The paper also highlights the successful field trial of the newly developed geothermal ESP in Kizildere Field that showcased its enhanced reliability and increased production in a high-temperature environment.

Results, Observations, Conclusions: The findings from this trial have paved the way for the design and implementation of the new ESP system in additional high-enthalpy wells, further expanding the application of ESP technology to geothermal energy extraction. Overall, this paper underscores the transformative potential of ESP technology in enhancing the use of geothermal resources for sustainable energy production.

The key findings from this study demonstrate the remarkable success of the newly developed ESP in high-enthalpy geothermal wells in Türkiye. The field trial results from well (case of study) in the Kizildere geothermal field have shown that this new, high-temperature ESP can significantly increase production rates. The introduction of this technology boosted production by 56%, demonstrating its potential to tackle the critical challenges faced by the geothermal industry.

Novel/Additive Information: This project will provide to the geothermal industry an alternative that unlock numerous avenues for its further expansion and adoption in geothermal power plants worldwide. With the operational temperature range of the geothermal ESP surpassing the limitations of previous ESPs, operators are now able to use artificial lift in high-temperature wells previously inaccessible to this technology.

Further development in geothermal energy production is key to promoting sustainable and renewable energy, and the creation and application of high-temperature geothermal ESPs are central to this effort.

Thanks for the opportunity to present our case study. It explains the contribution that new generation of electrical submergible pumps (ESP) with high temperature ratings brings to the geothermal industry in terms of incremental fluid production and artificial lift system reliability.

Real-time Electric Submersible Pump Machine Learning Diagnostics Enable Scale Detection and Power Optimization in Geothermal Applications

Juan Pablo Atencia — 2024-02-26

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

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

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

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

Realistic automated scenario drilling through implementation and validation of physical and machine learning models using a real-time drilling simulator

Harits Alkatiri — 2024-02-26

Scenario drilling is a method that creates realistic drilling environments to simulate and execute complex drilling processes in real-time. Its application also includes pre-drilling or re-drilling a complete well or critical sections of the well. This is done in order to analyze the process and understand or investigate particular drilling and downhole phenomena. By obtaining and analyzing the data from the simulation, it is possible to improve the drilling performance (for instance in deep geothermal wells) by adjusting the operating or wellbore parameters.

The software simulator (DrillSIM:600) available at the Drilling Simulator Celle is designed and manufactured by Drilling Systems, UK. The simulator emulates a real-time life drilling environment, including a land rig and its surface and downhole equipment. The simulator combines a 3D surface and downhole graphics with realistic rig equipment sounds, allowing the user to have real-life learning experience.

Another function of the DrillSIM:600 is the ability to create different drilling scenarios by designing formation conditions, such as formation layers, formation properties, etc., and setting up drilling parameters like rig, drillstring, BHA, trajectory, etc. There is also the option to include potential drilling problems, for example loss circulation, kick, pipe sticking, drillstring vibration. The combination of all the mentioned factors creates a complex drilling operation which can be simulated in real-time or with accelerated simulation speed.

An Application Programming Interface (API) is used to establish the communication with the DrillSim:600. The API allows the user to improve existing models and implement externally developed physical and machine learning models to calculate drilling and downhole parameters, such as rate of penetration, bottom hole pressure, wellbore temperature. The newly developed models shall provide a more realistic drilling simulation compared to the built-in simple models.

In this paper, both physical and machine learning models will be included such as ellipsoid of uncertainty, bit walk tendency, rate of penetration, weight on bit, and equivalent circulation density.

The process of scenario drilling has been automated by the use of a specifically designed automation algorithms, which consists of related parameters regarding multiple drilling phenomena.

The improved and implemented models are validated by analyzing their behavior and comparing them to the already available models and the historical data of the drilled wells. This comparison allows the user to observe, analyze and optimize the effects and behavior of different parameters and multiple drilling operations included in scenario drilling.

Real-Time Data Simulator for the Qualification of DAS Passive Seismic Geothermal Monitoring Systems

Joel LE CALVEZ — 2024-02-26

The use of the Distributed Acoustic Sensing (DAS) technology is gaining traction as the scientific community values its versatility while benefiting ease of deployment. This technology has been applied in a wide range of geophysical applications. The distributed nature of the sensing coupled to the large aperture array enabled by long cable(s) provides robust passive seismic monitoring systems. We developed a simulator of DAS-acquired passive seismic data for Geothermal injection monitoring, which outputs data at real-time speed. The simulator serves for the verification of the acquisition geometry and the processing system when monitoring hydraulically-induced fracture network.

Benchmarking von Leistungsdaten: Die Förderung von Spitzenleistungen in der Geothermie-Industrie

Marco Meirich — 2024-02-26

Benchmarking performance data has become an indispensable tool in the drilling industry. This abstract explores the potential advantages of benchmarking and its profound impact on driving performance to new heights, if applied in the geothermal business.

In the dynamic and rapidly evolving field of geothermal drilling, performance is the key to success. Benchmarking, as a systematic and data-driven process, offers a range of advantages that enable drilling companies to achieve excellence. Firstly, it allows for the measurement and comparison of drilling performance against industry standards and competitors, providing a clear understanding of where a company stands in the market.

Through benchmarking, drilling businesses can identify areas for improvement and optimization. Whether it's reducing drilling costs, increasing drilling speed, or enhancing safety measures, benchmarking highlights opportunities for enhancement. It provides insights into best practices and innovative techniques employed by top-performing companies, enabling others to learn and adopt these strategies.

Benchmarking also fosters a culture of continuous improvement. By setting performance targets based on benchmarked data, drilling companies can challenge their teams to achieve new levels of efficiency and excellence. This, in turn, drives innovation and encourages the development of cutting-edge technologies and drilling methodologies.

Furthermore, benchmarking is a powerful tool for performance transparency and accountability. It aligns the goals and objectives of all stakeholders in the drilling business, from management to on-site drilling teams. With clear performance metrics and benchmarks in place, everyone shares a common vision of success.

In summary, benchmarking performance data in the geothermal drilling space empowers geothermal businesses to enhance their operations, reduce costs, improve safety, and drive innovation. It not only helps companies meet industry standards but surpass them, making it an essential practice for achieving excellence and sustaining growth in the geothermal drilling industry. This speech sets the stage for a deeper exploration of benchmarking's role in driving performance and makes an offer to the industry.

Benefits and opportunities of Geothermal Drilling Campaigns

Marcel Knebel — 2024-02-26

Geothermal energy offers the opportunity to revolutionize the sustainable energy landscape by offering a reliable and available heat source with a small footprint. However and despites its promise, a rapid geothermal expansion has not materialized yet due to challenges with acceptance, permitting, financing complexities, equipment availability and lack of innovation.

A structured drilling sequence enables particularly on the technical side a key strategy to overcome these and other obstacles to accelerate the installation of geothermal power plants. First of all, standardization and the economics of scale is a proven method to make significant cost reductions possible. Besides cost, drilling campaigns offer longer term security for contractors and suppliers enabling them to invest in people and equipment. Longer and therefore better learning curves and more available contingencies will reduce project risks what provides more accurate cost estimates and lower insurance costs. Drilling campaigns enable stepwise introduction of innovations on well design and drilling technologies by taking steps of manageable risks. Maybe the biggest opportunity for acceleration comes from a multi-operator campaign with operators joining the sequence when their project matured enough. This way, long lead times for equipment etc. are taken out of the critical path.

This presentation will demonstrate the benefits and opportunities of using drilling campaigns and will show what it takes to enable them to be used by multiple operators.

Geothermal-Response-Test und einjähriger Testbetrieb an einem mitteltiefen Erdwärmesondenspeicher

Ingo Sass — 2024-02-26

Zur grundlastfähigen Nutzung fluktuierender, regenerativer Wärmequellen, wie z.B. Solarthermie müssen Möglichkeiten zur saisonalen Wärmespeicherung geschaffen werden. Untergrundspeicher im kristallinen Grundgebirge können aufgrund der hohen Wärmeleitfähigkeiten und geringen Permeabilität einen wesentlichen Beitrag dazu leisten. Mit einer Tiefe von 750 m wurde am Campus Lichtwiese in Darmstadt im Rahmen des Forschungsprojekts SKEWS (Saisonaler Kristalliner ErdWärmeSondenspeicher, BMWK Förderkennzeichen 03EE4030A) ein mitteltiefer Demonstrations-Erdwärmesondenspeicher gebaut. Der Speicher besteht aus drei koaxialen Erdwärmesonden in einer Dreiecksanordnung mit einem Abstand von 8,66 m. Die Bohrarbeiten wurden bereits Ende 2022 durchgeführt und der vollständige Ausbau der Erdwärmesonden erfolgte bis zum August 2023.

Anschließend wurde zur tiefenaufgelösten Bestimmung der geophysikalischen Gesteinseigenschaften sowie der Sonden spezifischen thermischen Widerstände ein 6-wöchiger Geothermal-Response-Test (GRT) mit einer definierten Heizleistung von ca. 150 kW durchgeführt. Die Messtechnische Aufzeichnung erfolgt tiefenaufgelöst mit optischer Glasfasermesstechnik sowie obertägig mit magnetisch induktiven Durchfluss- und Temperatursensoren.

Mit den Ergebnissen können die vorhergehenden numerischen Simulationen kalibriert und validiert werden sowie der daran anschließenden einjährige Testbetrieb optimiert werden. Bei dem einjährigen Testbetrieb wird durch externe Wärme- und Kältequellen die zyklische Be- und Entladung des Speichersystems simuliert. Dadurch sollen bereits erste Speichereffekte aufgezeigt und eine Hochskalierung des Systems ermöglicht werden.

Mit diesem Beitrag werden die Erfahrungen aus der Versuchsdurchführung des GRT erläutert sowie erste Ergebnisse unter Einbezug der numerischen Simulationen dargestellt. Ebenso wird der aktuelle Stand des Testbetriebs vorgestellt.

Danksagung

Die Arbeit wurden im Rahmen des Forschungsprojekts SKEWS (Förderkennzeichen 03EE4030A) über den Projektträger Jülich vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz finanziert.

Laboratory Testing of Closed Loop Geothermal Systems and Applications for Scaling to District Heating in Germany

Rob Klenner — 2024-02-26

Baker Hughes and its Wells2Watts partners have constructed a geothermal test facility to demonstrate advanced closed loop geothermal downhole testing facility in Oklahoma City, OK. The well was drilled to a depth of 400ft with the purpose of testing various equipment, sensors, and production scenarios at relevant subsurface conditions to further research and development in the oil and gas domain. However, the well is currently being reconfigured as a geothermal flow loop under the Wells2Watts partnership to position geothermal energy as a key enabler in the energy transition. The geothermal flow loop will have the ability to accommodate a 9 ” downhole heated bore for the closed loop system, temperatures up to 450^ºF, pressures up to 5000 psi, 200 gpm flow rates, and accommodate various working fluids for circulation in the wellbore. A series of experiments will be conducted to test the efficiency of closed loop systems for power generation at relevant subsurface and wellbore conditions of low enthalpy systems. In addition to the laboratory testing, we will present the business case and considerations for a field deployment being considered at an existing well near Celle, Germany for district heating purposes. The scaling of the test well facility in Oklahoma to Baker Hughes’ testing site in Germany will enable the ability to understand the feasibility to deploy closed loop geothermal in various locations for district heating networks and using existing wellbores using this technology.

New developments in scale and corrosion inhibitors for geothermal applications

Davide Parravicini — 2024-02-26

Scale and corrosion inhibition is critical in operating effectively geothermal plants for power generation and heat production. Indeed, these phenomena are often responsible for loss of system efficiency and premature equipment failure or replacement. In this study, we focus on finding a new scales inhibitor compatible with the geothermal brine, but also with corrosion inhibitors.

Geothermal fluid produced has a Total Dissolved Solid content of ~100 g/L and main dissolved gases in these fluids are CO₂ (90%), N₂ (8%) and CH₄ (2%). The combination of low pH and high content of chlorine contributes to enhanced geothermal fluids natural corrosive effect on most steel grades. Moreover, during the heat transfer in geothermal plants, liquid-solid equilibrium is changing, leading to barium sulphate precipitation and metal-rich (Pb, Fe, As, Sb) sulfides. They can co-precipitate together with radioactive isotopes, creating Naturally Occurring Radioactive Materials (or NORMs). These by-products enriched with radioactive elements leads to health hazards for operators, and environmental damages in case of discharge. All of these reasons, clearly highlight why this geothermal plant requires an effective control of scaling and corrosion.

The work described in this paper is related to the development of a new solution for a geothermal plant located in Europe. Although the facility is currently using two separate technics for controlling sulphate / sulfide deposition and corrosion issues, a manual hazardous (mostly due to the presence of NORMS) cleaning of the heat exchangers is required once a year. Scales have a significant impact on plant efficiency and power generation; therefore, it is necessary to develop a scale inhibitor with higher performance. Furthermore, this anti-scaling technology needs to be compatible with the current anti-corrosion agent. Therefore, both products would be injected close together before the heat exchanger where main scaling and corrosion issues are typically observed.

To produce this new technical solution, an extensive work in the lab has been done. Due to high amount of calcium in the solution, insuring compatibility with the geothermal brine was a critical point. Several compatibility tests with geothermal brine and the current corrosion inhibitor, in addition to performance against barite and lead sulfide, have been assessed. All of these experiments were achieved by applying conditions close to geothermal brine operation.

As a result of this work, a new technology having significantly better performance has been developed and industrialized.

A comprehensive study on drilling performance of first prototype from ORCHYD: Design, fabrication and experimental tests

Naveen Velmurugan — 2024-02-26

Improvement of drilling performance can be achieved in deep, hard rocks using high pressure water jetting and percussion drilling. This study presents the results of testing the first prototype of a mud hammer with high pressure nozzle for peripheral rock slotting. The parameters that can be further optimised in designing the prototype are highlighed.

Successful Planning and Drilling of Forked Injection Wells at Sorik Marapi Geothermal Project

Sami Atalay — 2024-02-26

If carefully planned and completed successfully, a forked well can be lower cost than two separate penetrations from surface and increase injection capacity per-wellhead connection. Two forked wells were successfully completed at Sorik Marapi Geothermal Project (SMGP). These wells were forked using time drilling and without whipstocks or cement plugs. Competent geologic conditions at SMGP contributed to the success of this approach. In this paper, we discuss the well design and the steps taken to manage risk during the forking operation. The key to successful risk management with the collaboration between drilling and geoscience personnel to develop a robust wellbore evaluation and operational program. This program is described herein. We present the SMGP wells as operational case studies, and conclude by describing the cost and permeability implications of forking.

Optimizing power generation in EGS reservoir with Organic Rankine Cycle based on Radial Outflow Turbine technology

Davide Elia Lattuada — 2024-02-26

This paper presents the application of Organic Rankine Cycle based on the Radial Outflow Turbine technology to harness the geothermal resource from the first deep geothermal project in UK. Located in Cornwall this geothermal field is an Enhanced Geothermal System based on a Hot Dry Rock geothermal reservoir extracting the heat from the hot granite rocks beneath the United Downs site, near Redruth. To create the geothermal reservoir two deep directional wells were drilled and tested by GEL Geothermal Engineering Ltd in 2019 and 2020. The production well is the deepest in the UK at 5275 m depth while the injection well is at a depth of 2393 m. Thanks to the deployment of an Organic Rankine Cycle power plant, now under development, the geothermal field will produce by 2024 approximately 2.5 MWe net of carbon free electricity. The project also involves the exploitation of the geothermal heat to deliver 10 MWth of zero carbon heat for a large housing development at Langarth Garden Village, a project being developed by Cornwall Council.

The EPC project for the binary power plant is being developed by Exergy International and employs the proprietary Radial Outflow Turbine technology to produce power from the geothermal brine of the reservoir entering the ORC cycle at a temperature of 170°C. The thermal power extracted from the brine is used first to preheat and then to evaporate and superheat the organic fluid typically adopted in ORC geothermal applications. In the cycle configuration designed by Exergy, the organic fluid enters in the Radial Outflow Turbine in superheated conditions and is expanded down to the condensation pressure. The condenser is an induced air-cooled condenser. After the condenser, two feed-pumps are used to increase the pressure up to the maximum value, to close the loop. After the last ORC heat exchanger is sent to the reinjection system where two multistage centrifugal pumps give the geothermal fluid the necessary head to be reinjected.

The design of the cycle and choice of the working fluid were totally customized by Exergy to optimize geothermal resource exploitation thus enhancing the overall efficiency of the power plant. The system is a closed loop with a total reinjection of the resource in the reservoir so the power plant will have minimal impact on the environment and a small footprint.

The system will be delivered in 18 months, with commissioning of the plant expected by late 2024. Once in operation, this installation will save more than 6,500 tonnes of CO2 emissions per year compared to the production of conventional fossil fuel power.

More safety through shallow geothermal energy

Lars Staudacher — 2024-02-26

Systeme zur Eisfreihaltung haben in Deutschland ein beträchtliches Marktvolumen. Laut Zion Market Research [1] hatte es im Jahr 2023 ein Volumen von rund 490 Millionen Euro und soll bis 2026 ein Volumen von rund 580 Millionen Euro erreichen.

Mit Blick auf den Endverbraucher sind kommerzielle Anwendungen (227 Millionen Euro/Jahr) der wichtigste Markt, gefolgt von kommunalen und privaten Anwendungen, die beide etwa in der gleichen Größenordnung von etwa 100 Millionen Euro/Jahr (2020) liegen. Hinsichtlich der Anwendung wird die gesamte Branche in Auffahrten/Rampen, Dächer, Holzflächen, Pflaster, Parkplätze, Start- und Landebahnen, Sportanlagen und andere Anwendungen kategorisiert. Hier hat der Sektor Auffahrten/Rampen den größten Marktanteil, gefolgt von Parkplätzen und Pflastern. Die anderen Sektoren liegen alle mehr oder weniger in der gleichen Größenordnung.

Die meisten dieser Systeme werden konventionell beheizt, ein wesentlicher Teil davon mit Strom über elektrische Widerstandsheizungen [2]. Geothermie ist eine Lösung, um die Emissionen deutlich zu reduzieren und Spitzenlasten im Stromnetz zu vermeiden.

Im Verbundvorhaben GERDI wurde ein derartiges Heizsystem auf Basis von Fertigbetonelementen entwickelt, welches ausschließlich mit Wärme aus dem Untergrund beheizt werden kann. Dafür wird das Prinzip des Zweiphasen-Thermosiphons verwendet, dass rein thermisch angetrieben wird und dafür die Temperaturdifferenz zwischen Untergrund und Oberfläche ausnutzt.

In diesem Beitrag werden die wesentlichen Ergebnisse des Projektes zusammengefasst und Messergebnisse des 2023 in Bad Wurzach von BauGrundSüd gebauten Demonstrators präsentiert.

[1] GERMANY SNOW MELTING SYSTEM MARKET 2022, ZION Market Research

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

Das Potential der oberflächennahen Geothermie für die Dekarbonisierung bestehender Wärmenetze

David Kuntz — 2024-02-26

Im Rahmen der Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) werden Transformationspläne zur Dekarbonisierung bestehender Wärmenetze bis 2045 zu attraktiven Konditionen gefördert. Wärmepumpen mit oberflächennaher Geothermie (OFNG) als Umweltwärmequelle stellen dabei eine der förderfähigen Wärmeerzeugungstechnologien dar.

Bei der Erstellung von solchen Transformationsplänen stellt sich Netzbetreibern die Frage, welches Potential die oberflächennahe Geothermie bei der Dekarbonisierung bestehender Netze bietet. Zentral ist neben der langfristigen thermischen Ergiebigkeit dabei die Frage nach der optimalen Bewirtschaftung eines unterirdischen (Wärme-)Reservoirs sowie der Wirtschaftlichkeit einer solchen Investition. Fachplaner im Bereich der oberflächennahen Geothermie müssen zur Beantwortung Fragen zur Skalierung etablierter Auslegungsansätze für geothermischen Anlagen lösen sowie besondere Randbedingungen für den Dauerbetrieb an Heizkraftwerken berücksichtigen.

Die GeoAlto GmbH hat in den letzten beiden Jahren verschiedene standortbezogene Potentialanalysen sowohl für geschlossene (Erdwärmesonden) als auch offene Systeme (Brunnen/Grundwasser) zur Nutzung oberflächennaher Geothermie für die Dekarbonisierung von Fernwärmenetzen durchgeführt. Dabei wurden neben den oben aufgeworfenen Themen und Fragestellungen auch verschiedene für übergeordnete Transformationspläne notwendige Ansätze entwickelt, wie z.B.:

Sinnvolle Reduktion der Freiheitsgrade in der Auslegung von Erdwärmesondenanlagen zur näherungsweisen Skalierung des geothermischen Potentials für den Netzbetreiber bzw. Transformationsplanersteller
Bezug des thermischen Potentials auf die zu erschließende Fläche inkl. vorläufiger Flächeneignungsbewertung
Ermittlung einer optimalen Sondenfeldgeometrie/Sondenabstand in Abhängigkeit der Jahreswärmebilanz des unterirdischen Wärmereservoirs

Im Rahmen des Vortrags werden einige dieser Ansätze beispielhaft vorgestellt und anhand eines konkreten Fallbeispiels auszugsweise erläutert. Weiterhin werden neben Erdwärmesondenanlagen auch Untersuchungsbefunde zu offenen Systemen (in anonymisierter Form) vorgestellt und im Hinblick auf Wirtschaftlichkeit und Skalierbarkeit mit geschlossenen Anlagen verglichen.

Der Vortrag soll die mögliche Rolle der oberflächennahen Geothermie bei der Dekarbonisierung bestehender Wärmenetze mit Herausforderungen und ersten Lösungsansätzen aus der Ingenieurspraxis beleuchten und einen Anstoß zur fachlichen Diskussion geben. Die Branche wird sich zeitnah mit belastbaren Antworten dazu äußern müssen, ob und unter welchen Randbedingungen oberflächennahe Geothermie bei der Dekarbonisierung bestehender Wärmenetze sinnvoll eingesetzt werden kann.

Der Beitrag oberflächennaher Geothermie zur emissionsfreien Energieversorgung in Industrie und Gewerbe

Lars Ostfalia — 2024-02-26

In dem Forschungsvorhaben „goe:base“ werden insgesamt 4 Industriestandorte untersucht, in denen thermische Speicher im jeweiligen Wärmeversorgungssystem zur Nutzung regenerativer Energie und Senkung der Treibhausgasemissionen eingesetzt werden. Zwei Systeme nutzen die oberflächennahe Geothermie als Quelle und Speicher, zwei Referenz-Standorte sind mit einfachen, schneller regelbaren Wasserspeichern als thermische Kapazität ausgestattet. Fragen zu den Planungsgrundlagen, zur Einbindung der Speichertypen in das jeweilige Gesamtsystem, zum Betriebsverhalten sowie dem jeweiligen Beitrag hinsichtlich einer emissionsfreien Wärmeversorgung werden am Beispiel der thermisch aktivierten Pfahlgründung für die Produktionshalle 18 am Standort Emden der Volkswagen AG mit dem „Energiemanagement-Niedertemperatur-Speicher“ im Versorgungssystem der Fa. Oeding Print GmbH in Braunschweig verglichen.

Wärmeplanungsgesetz, Genehmigungsbeschleunigung und Bergrechtsnovelle - der aktuelle Stand

Georg Buchholz — 2024-02-26

Der Beitrag informiert über die wesentlichen Inhalte des Wärmeplanungsgesetzes, den Stand des Paktes zwischen Bund und Ländern zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie sowie den Stand der Bergrechtsnovelle, jeweils soweit sie für die tiefe und oberflächennahe Geothermie relevant sind.

Thermische Aquiferspeicher – Potentiale und Barrieren in Deutschland

Ruben Stemmle — 2024-02-26

Die Dekarbonisierung des Heiz- und Kühlsektors ist von wesentlicher Bedeutung für die Reduktion der CO₂-Emissionen sowie für das Erreichen der ambitionierten Klimaschutzziele. Die erfolgreiche Umsetzung dieser Wärmewende kann nur mithilfe ausreichender thermischer Speicher gelingen. Eine Technologie, die das klimafreundliche Heizen und Kühlen von Gebäuden ermöglicht, stellen thermische Aquiferspeicher (Aquifer Thermal Energy Storage, ATES) dar. Überschüssige Wärme oder vorhandene Kälte wird dabei im Grundwasser gespeichert und bedarfsgesteuert wiedergefördert. So lässt sich z. B. der saisonale Versatz von Bedarf und Verfügbarkeit von Wärme und Kälte ausgleichen. In den Niederlanden sind bereits über 3000 solcher Aquiferspeicher installiert. In Deutschland wird diese Speichertechnologie jedoch bisher kaum genutzt und ist weitgehend unbekannt.

Dieser Vortrag gibt einen Überblick über Anwendungsmöglichkeiten und Barrieren von Aquiferspeichern in Deutschland. Eine neu erstellte Deutschlandkarte des ATES-Potentials zeigt, dass mehr als die Hälfte der untersuchten Fläche gut oder sehr gut für die Anwendung dieser Speichertechnologie geeignet sind. Ökonomische wie ökologische Vorteile gegenüber konventionellen, auf fossilen Energien basierenden Heiz- und Kühltechnologien bekräftigen die Bedeutung thermischer Aquiferspeicher als Schlüsseltechnologie im Kontext der Wärmewende. Die wirtschaftliche Machbarkeit dieser Systeme im Vergleich zu anderen Technologien wird entscheidend vom Kühlbetrieb beeinflusst. Da Daten zum Kältebedarf oftmals nur unzureichend bekannt sind, geht der Vortrag auch auf die Ermittlung des bestehenden Kühlbedarfs anhand von Luftbildauswertungen ein.

Des Weiteren zeigen wir legislative, regulatorische und sozio-ökonomische Barrieren auf, die den Markteinstieg von Aquiferspeichern in Deutschland – wie auch in anderen Ländern – erschweren. Für die kommerzielle Nutzung von Aquiferspeichern sind demzufolge die Anpassung genehmigungsrechtlicher Anforderungen, Maßnahmen zur Steigerung der Bekanntheit von ATES wie die Umsetzung von Demonstrationsanlagen sowie die Schaffung von gezielten Fördermaßnahmen erforderlich.

Optimierung von oberflächennahen Geothermieanlagen

Kathrin Singer — 2024-02-26

Oberflächennahe Geothermie ist aufgrund der hohen Effizienz beliebt für die Beheizung und Kühlung von Gebäuden. Allerdings ist vor allem bei Erdwärmesonden und Flächenkollektoren die verfügbare Fläche oder die Einschränkung der Bohrtiefe häufig ein limitierender Faktor, insbesondere bei Wohnquartieren mit zentralen Wärmequellenanlagen und bei Wärmequellenanlagen in urbanen Gebieten. Generell ist es daher attraktiv Bohrmeter bzw. Kollektorfläche einzusparen. Um dies zu erreichen, wird die Kombination von oberflächennahen Geothermieanlagen mit weiteren (Umwelt-)Wärmequellen mehr in den Fokus rücken.

Die vollständig erneuerbare Wärmeversorgung für Gebäude im Bestand mit oberflächennahester Geothermie

Volkmar Frotscher — 2024-02-26

Der Beitrag zeigt, dass eine nahezu 100prozentige erneuerbare Wärmeversorgung auch in Bestandsgebäuden aus der Mitte des 20. Jahrhunderts möglich ist, ohne dass bei diesen die Gebäudehülle saniert wird. Bestandteile des Konzepts sind oberflächennaheste Erdwärmekollektoren die das Erdreich als Pendelspeicher nutzen, eine zweite Wärmequelle - in diesem Fall Energiezäune - sowie ein Quellenmanagement mitttels steuerungstechnisch autarker Hydraulikmodule. Dank der hohen durchschnittlichen Quelltemperatur sind Jahresarbeitszahlen im unsanierten Gebäudebestand größer als 4,5 realistisch.

GeotIS – Informationssystem für tiefe, mitteltiefe und oberflächennahe Geothermie

Thorsten Agemar — 2024-02-26

Das etablierte geothermische Informationssystem GeotIS ist ein virtueller Geothermie-Atlas im Internet, der seit 2007 vom Leibniz-Institut für Angewandte Geophysik (LIAG) betrieben wird und kostenfrei Informationen und Daten zur Geothermie in Deutschland und Oberösterreich anbietet. Beim Aufbau von GeotIS stand die Tiefengeothermie im Fokus. Daten zum Potenzial der oberflächennahen Geothermie fehlten weitgehend. Hintergrund ist, dass die geologischen Daten zur oberflächennahen Geothermie von den Bundesländern eigenständig erhoben werden. Einheitlich aufbereitet und zentral zusammengeführt werden die Daten bisher nicht. Hier setzt das Forschungsvorhaben „WärmeGut“ an. WärmeGut ist eine von acht Maßnahmen im Eckpunktepapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) zur Erdwärmekampagne und flankiert die Datenkampagne wissenschaftlich. Unter Einbindung der Staatlichen Geologische Dienste der Länder werden Datenlücken durch umfangreiche Datenaufbereitung geschlossen, um bundesweit einheitliche Ampelkarten zur oberflächennahen Geothermie in GeotIS bereitzustellen. In Zusammenarbeit mit der Hochschule Biberach wird zudem eine neue Funktion implementiert, mit der es möglich sein wird, das Erdwärmepotenzial von Sondenfeldern interaktiv für verschiedene Konfigurationen berechnen zu lassen. Die Verschneidung von Erdwärmepotenzial mit Wärmebedarfsdichte wird die ökonomische Perspektive auf die verschiedenen Technologien der Geothermie ermöglichen, um entlang ökologisch verträglicher Effizienzsteigerung und ökonomisch solider Ausbaupfade das Erdwärmepotential in Deutschland auszuschöpfen.

Auch das ebenfalls vom BMWK geförderte Forschungsprojekt ArtemIS des LIAG zielt auf den Ausbau der Datengrundlage in GeotIS ab, in diesem Fall durch wissenschaftlich valide Datenaufbereitung für die mitteltiefe Geothermie. So werden z. B. potenzielle Reservoire des Maastricht (Oberkreide) in Niedersachsen in GeotIS aufgenommen. Ein weiterer wichtiger Aspekt von ArtemIS ist die Öffnung von GeotIS gegenüber neuen Nutzergruppen mit wenigen oder gar keinen Fachkenntnissen. Trotz der wachsenden Komplexität durch zusätzliche Daten und Funktionen, soll die Bedienung möglichst einfach und intuitiv sein. Eine leicht verständliche Zusammenfassung der geologischen und geophysikalischen Untergrundbedingungen und eine übersichtliche Darstellung der Eignung eines Standorts für verschiedene geothermische Nutzungsvarianten sollen in Zukunft mit wenigen Mausklicks abrufbar sein. Zusätzlich sollen regelmäßig GeotIS-Webinare durch das LIAG angeboten werden, damit die Nutzenden GeotIS nach dem individuellen Bedarf als Informationsquelle zur Geothermie ausschöpfen können.

Mit beiden Projekten, ArtemIS und WärmeGut, erhält GeotIS einen neuen Schub an Innovationen, Daten und Funktionen. GeotIS entwickelt sich weiter zu einem Informations-Werkzeug für die gesamte Geothermie zur Unterstützung von Geothermieprojektplanung, kommunaler Wärmeplanung und Wissenschaft.

Erfahrungen mit dem Enhanced Thermal Response Test (ETRT) unter Grundwassereinfluss

Anna Albers — 2024-02-26

Die effektive Wärmeleitfähigkeit des Untergrundes ist einer der entscheidenden Parameter für die Standortbewertung und Auslegung von Erdwärmesonden. Der sogenannte „Thermal Response Test“ (TRT) ist eine etablierte Methode zur in-situ Bestimmung der effektiven Wärmeleitfähigkeit. Beim „Enhanced Thermal Response Test“ (ETRT) wird zusätzlich eine definierte Heizleistung über ein Heizkabel in den Untergrund gebracht. Die resultierende Temperaturentwicklung wird tiefendifferenziert über ein Glasfaserkabel bestimmt. Damit ist eine tiefenspezifische Auswertung der effektiven Wärmeleitfähigkeiten möglich. Hierbei ist eine akkurate Bestimmung der Heizleistung für eine korrekte Auswertung der effektiven Wärmeleitfähigkeit wichtig. Grundwasserfluss kann die Auswertung der ETRT Ergebnisse signifikant beeinflussen.

In diesem Beitrag werden die Erfahrungen aus einem Testfeld mit hohen Grundwasserfließgeschwindigkeiten (> 0.2 m/d) vorgestellt. Die Versuche wurden im Rahmen des Verbundvorhabens QEWSplus zur Qualitätssicherung und Qualitätssteigerung oberflächennaher geothermischer Systeme durchgeführt. Der experimentelle Aufbau des ETRTs wird bewertet. Ein Fokus liegt hierbei auf der Heizleistung. Verschiedene Methoden zur Bestimmung der Heizleistung werden diskutiert. Abweichungen zwischen den Methoden bis zu 12 % werden aufgezeigt. Eine tiefendifferenzierte Bestimmung der Heizleistung zeigt Variationen im Bereich von 3 %. Die Erwärmung des oberirdisch verlegten Heizkabels verursacht Schwierigkeiten, einen ausreichenden auswertbaren Temperaturanstieg im Untergrund zu erzeugen, vor allem in Bereichen erhöhter Grundwasserfließgeschwindigkeiten (> 0.6 m/d). Mit der „Infinite Line Source“ (ILS) und der „Moving Infinite Line Source“ (MILS) werden verschiedene Auswertemodelle angewendet. Der Vergleich bestätigt, dass die ILS bei hohen Grundwasserfließgeschwindigkeiten an ihre Grenzen stößt. Dennoch zeigen die Ergebnisse auch, dass eine Abschätzung der Grundwasserfließgeschwindigkeiten mit der ILS möglich ist.

Aus den vorgestellten Ergebnissen werden Empfehlungen für die Durchführung von ETRTs abgeleitet. Es wird aufgezeigt, dass eine tiefenspezifische Bestimmung der Heizleistung einfach umsetzbar ist. Maßnahmen gegen die Überhitzung des oberirdisch verlegten Heizkabels werden ebenfalls empfohlen. Damit unterstützen die im Rahmen dieser Studie gewonnenen Erkenntnisse die zukünftige und erfolgreiche Anwendung von „Enhanced Thermal Response Tests“.

Autonomer Bohrroboter - Neuartiges Bohrverfahren für die oberflächennahe Geothermie

Hans-Jörg Dennig — 2024-02-26

Die Wärmeerzeugung durch Geothermie spielt für die erfolgreiche Wärmewende weltweit eine entscheidende Rolle. Allerdings benötigt die Erstellung der Bohrung für die Erdwärmesonde sehr viel Platz. Das Verfahren ist sehr energieintensiv, ungenau, verursacht Lärm sowie Landschaftsschäden. Dies führt dazu, dass zahlreiche Gebäude nicht von geothermischer Wärme profitieren können oder mit anderen Heizungsanlagen ausgestattet werden. Mit einem innovativen Bohrroboter, welcher sich direkt im Bohrloch befindet, werden die oben genannten Nachteile eliminiert. Es wird kein Bohrgestänge sowie grosse Gerätschaften benötigt. Insbesondere werden die Erstellungskosten durch die autonome und energieeffiziente Arbeitsweise reduziert.

Im Vortrag wird die neuartige Bohrmethode vorgestellt und die Vor- und Nachteile beschrieben. Erste Tests werden gezeigt und die Qualität des Bohrlochs beschrieben. Die Tests werden im Ton- und Sandstein sowie im Lockergestein durchgeführt. Im weiteren Verlauf des Vortrags werden zudem die zukünftigen Meilensteine bis zum Erreichen einer Bohrtiefe von 250 m sowie bis zur Markteinführungen gezeigt.

Die neue Bohrmethode basiert auf einer langjährigen Forschung an der Zürcher Hochschule für Angewandte Wissenschaften. Auf Basis der Ergebnisse wurde das Spin-off «Borobotics» gegründet (www.borobotics.ch), welche die Kommerzialisierung des Produkts durchführt.

Digital Twin for Geothermal Assets Assisting the Production and Operational Decisions

Pejman Shoeibi Omrani — 2024-02-26

An efficient production and operation of geothermal systems aiming at minimizing the total costs of ownership, emission and environmental footprint is essential to maximize the uptake of geothermal heat and power supply in the World. Operational challenges such as scaling, corrosion, filter clogging, equipment performance degradation, etc. have a significant impact on the OPEX of geothermal systems. Some of the potential mitigation measures have a negative impact on the environmental footprint of the geothermal systems. A proactive monitoring and mitigation of the unwanted processes by considering multiple operational and environmental objectives is of great importance for the performance and sustainability of geothermal assets. Digital twin technology has been demonstrated in other related industries (e.g. process and petroleum) for optimizing operation and minimizing emissions. This presentation aims at demonstrating the development of digital twin technologies for a proactive monitoring and optimization of geothermal assets which allows for standardizing data infrastructure and management, monitoring performance, critical processes and emission in real-time, automated analysis and generation of reports for well integrity and multi-objective process control and optimization. In the presentation, we discuss two large national initiatives in the Netherlands to deploy digital twin technology for the geothermal and aquifer thermal energy storage (ATES) assets. The project aims at demonstrating the digital twin technology in four geothermal and one ATES systems in the Netherlands. Case studies will be presented. One key feature of the technology is maximizing the utilization of open-source tools to provide a fully open-source digital twin framework to the sector as a deliverable of the project.

In this presentation, the architecture of the proposed digital twin will be presented and demonstrated. Several solvers and models to simulate the asset together with real-time data for monitoring, detection of events, forecasting and optimization will be shown. Some case studies of applying the digital twin modules on field applications will also be presented.

MALEG - Maschinelles Lernen zur Verbesserung der Effizienz Geothermischer Energienutzung

Fabian Nitschke — 2024-02-26

Geothermische Wässer enthalten auch nach dem Durchlaufen des Kraftwerksprozess noch große Mengen Wärmeenergie. Typische Reinjektionstemperaturen liegen zum Beispiel im Oberrheinraben bei etwa 60°C bis nahezu 80°C. Einer Effizienzsteigerung der Energieproduktion durch eine weitere Absenkung der Reinjektionstemperatur stehen jedoch hydro-geochemische Randbedingungen entgegen. Hoch mineralisierte Thermalwässer tendieren mit größer werdenden Differenztemperatur zwischen Produktion und Injektion verstärkt zu unkontrollierten Mineralausfällungen (Scalings). Dies gilt auch für eine stärkere Druckentlastung. Scaling sind ein stark limitierender Faktor für den effizienten und kontinuierlichen Betrieb von Geothermieanlagen. Eine typischerweise komplexe und standortspezifische Thermalwasserchemie erschwert die Vorhersage ihres Auftretens. Deterministische geochemische Modelle, die typischer Weise dazu genutzt werden, sind starke Vereinfachungen der Realität und können immer nur einen kleinen Ausschnitt des gesamten chemischen Systems darstellen. Große Unsicherheiten bei der Quantifizierung von Ausfällungen sind die Folge. Im MALEG Projekt wird ein neuer Ansatz erarbeitet, in dem geochemische Modelle durch eine künstliche Intelligenz ergänzt werden, um so die Gesamtheit des chemischen Systems besser abbilden zu können. Das KI-Tool wird hierzu mit experimentellen hydro-geochemischen Daten trainiert, welche mittels Kraftwerks-Zwillings, vor Ort am laufenden Kraftwerk erhoben werden.

Hierfür wird ein Hardware-Zwilling im Demonstratormaßstab gebaut, der in der Lage ist, die Prozesse in einer Geothermieanlage vollständig abzubilden. Der Demonstrator wird lokal, per Bypass, mit der Geothermieanlage verbunden und als Feldlabor für hydrogeochemische Ausfällungsexperimente und Entgasungsprozesse betrieben. Dabei werden die Betriebsparameter des Kraftwerks abgefahren und bis zu Extremwerten variiert. Ein engmaschiges Fluid- und Feststoffmonitoring begleitet die Experimente zur Evaluierung möglicher Ausfällung von Mineralen und Entgasung von nichtkondensierbaren Gasen. Änderungen der Systemparameter, wie der Temperatur, des pH-Wertes, des Druckes oder der Ionenkonzentration, provozieren die Bildung potenzieller Mineralphasen. Experimente an mindestens drei verschiedenen Geothermieanlagen in unterschiedlichen geologischen Settings und Reservoiren sind geplant. Dadurch wird ein umfangreicher, ausreichend diverser hydro-geochemischer Datensatz geschaffen, welcher die Basis für das KI-Vorhersagetool „MALEG“ bildet. Die Vorhersagen von MALEG werden mit einem digitalen Zwilling, bestehend aus einer geochemischen Modellierungsumgebung, validiert. Die präzisere Vorhersage der Thermalwasserchemie und des Potenzials für mineralische Ausfällungen ermöglichen eine gezielte und auf den Standort zugeschnittene Optimierung der Betriebsparameter. Diese Ergebnisse können dann in einem weiteren Schritt benutzt werden, um eine Effizienzsteigerung per Kaskadennutzung oder die Integration von Prozessen zur Mineralienextraktion zu designen oder sie sind Grundlage zur Planung von routinemäßigen Monitoringprogrammen und Wartungsintervallen.

Applying Coating Technologies from Oil and Gas to Advance Geothermal Drilling

Michael Adams — 2024-02-26

Geothermal operators face competing temperature challenges in their efforts to extract high-energy heat from deep, hot reservoirs. First, they want to keep produced reservoir fluids as hot as possible to maximize the geothermal energy delivered to the surface. Second, they want to keep drilling muds and sensitive electronics in downhole directional drilling tools as cool as possible to avoid tool damage and expensive downtime associated with pulling the string to make repairs.

This paper presents a novel temperature control solution for geothermal drilling that NOV originally developed for the oil and gas industry: an insulating drillpipe coating that keeps drilling mud cooler to protect drilling tools from high-temperature failures. The coating retains the same features that extend tubular life in aggressive oil and gas environments—reliable protection against corrosion, wear, and deposit buildup—while improving hydraulic efficiencies to reduce pumping horsepower. It also includes components that minimize thermal conductivity, lower heat transfer rates through the tubing string, and keep the mud cooler.

The paper also reviews NOV’s collaboration with an operator developing a series of enhanced geothermal system (ESG) projects. Using the operator’s modeling simulation results as a guide, NOV designed and tested several low-conductivity coatings to arrive at a coating with a k value of just 0.1808 W/mK, which was nearly three times lower than the operator’s target of 0.5 W/mK. In the field, drillpipe coated with the new insulative coating helped the operator drill an ESG well a total of 18,000 ft into a reservoir at temperatures up to 250°C (480°F). The coated drillpipe kept the mud temperature below 95°C (203°F) for the duration of the run, well below the operator’s temperature threshold of 120 °C to prevent BHA damage.

Finally, the paper discusses how NOV is taking the lessons learned from this first geothermal drilling application to develop coatings with even lower thermal conductivities for deeper, hotter reservoirs.

Erdwärmesonden Prüfungen nach SIA 384/6:2021

Ernst Rohner — 2024-02-26

Der Markt verlangt nach geprüft eingebauten Erdwärmesonden. Die schweizerische SIA hat bei der Revision der Norm SIA 384/6 diesem Bedürfnis entsprochen und die Prüfverfahren angepasst.

Der Hinterfüllungs Vorgang der Erdwärmesonden soll elektronisch erfasst werden. Jede Erdwärmesonde wird nach Vorgabe gespült. Dabei muss eine normierte Durchfluss- und Dichtigkeitsprüfung elektronisch erfasst und ausgewertet werden.

Die komplexen Zusammenhänge zwischen Hinterfüllungsmaterialien, Sonden-Typen und Tiefen und den daraus resultierenden Prüfparameter werden erklärt.

Um die Bohrunternehmen zu unterstützen, wurde der Prüfautomat H-EP (Hinterfüllungs und Erdwärmesonden Prüfgerät) entwickelt, der die Hinterfüllungsdichte und das eingebrachte Volumen protokolliert und die Prüfungen normkonform durchführt. Der Prüfautomat unterstützt den Benutzer auf dem grafischen Display, wertet die Messung ad hoc aus und erstellt bewertete Protokolle, die auf dem Gerät anzeigt und direkt ab Baustelle verschickt werden können.

Efficient operation of geothermal probe fields and their active regeneration

Rolf Wagner — 2024-02-26

Abstract for a lecture

Erstellung eines Modells für saisonale Erdwärmesonden-Speicher und Integration in eine Kraftwerks-Simulationsumgebung im Rahmen des Projekts HeatSHIFT

Roland Koenigsdorff — 2024-02-26

Im Verbundvorhaben HeatSHIFT bildet das IEAT – Institut für Energie- und Antriebstechnik der Hochschule Kempten auf Basis moderner Prozesssimulationen Wärmepumpen, Wärmeerzeugungsanlagen und -verteilnetze sowie saisonale Wärmespeicher detailgetreu nach. Das IGE – Institut für Gebäude- und Energiesysteme der Hochschule Biberach erstellt im Rahmen von HeatSHIFT ein Modell für einen saisonalen Erdwärmesonden-Speicher, welcher in Kooperation mit dem IEAT in eine kommerzielle Kraftwerks-Simulationsumgebung integriert wird. Vorgestellt werden die untersuchten und entwickelten Modellierungsansätze, deren Umsetzung und Integration in die übergeordnete Simulationsumgebung sowie beispielhafte Simulationsergebnisse.

Erkenntnisse zur Bohrlochintegrität aus rückgebauten Erdwärmesonden

Yannick Reduth — 2024-02-26

Bei der Verfüllung von Erdwärmesonden (EWS) tritt der Verfüllbaustoff in direkten Kontakt mit dem Untergrund und interagiert mit diesem. Bereits bei einer mittleren hydraulischen Durchlässigkeit wird die Verfüllqualität erheblich von Filtrationsprozessen und der Beschaffenheit des Verfüllbaustoffs beeinflusst. Um dem nachzugehen, wurden realmaßstäbliche Filtrationsversuche durchgeführt und reale EWS in einem Steinbruch erstellt, die anschließend in großem Umfang zur Analyse rückgebaut wurden. Sowohl die Filtrationsversuche als auch die Rückgebauten EWS ergeben plausible Eindrücke in die Vorgänge in EWS-Bohrungen, während und nach der Verfüllung. Daneben geben die rückgebauten EWS einmalige Einblicke unter anderem in die Bohrlochgeometrie, die Positionen der Sondenrohre und das potentielle Auftreten von Lunkern.

Mitteltiefe Geothermie in Hamburg-Wilhelmsburg

Kristina Kara — 2024-02-26

Ursprünglich war das Projekt als tiefe Geothermie geplant. Eine zu geringe Mächtigkeit des ursprünglichen Reservoirs erforderte im laufenden Projekt eine Umplanung. Sukzessive wurden mögliche Ausweichhorizonte in der ersten Aufschlussbohrung getestet. Begleitet wurden die Aufschlussarbeiten von einem umfangreichen geowissenschaftlichen Untersuchungsprogramm.

Exploration and drilling for the geothermal district heating of Potsdam

Sven Fuchs — 2024-02-26

Vor etwa 10 Jahren startet die Stadt Potsdam ein ehrgeiziges Programm zur Verringerung der Klimaauswirkungen. Dies beinhaltet die Substitution fossiler Energieträger durch erneuerbare Energien für die Bereitstellung von grüner Fernwärme. Die unterirdische Erkundung des geothermischen Potenzials im Stadtgebiet ist ein wichtiger und anspruchsvoller Bestandteil dieser Strategie. Im Potsdamer Stadtgebiet weisen mehrere tiefe salzwasserführende Aquifere ein Potenzial für die geothermische Nutzung auf, von denen der Aalener Sandstein (Mittlerer Jura) für die weitere Erschließung ausgewählt wurde. Hier wird über die Erkundungsergebnisse, die Dublettenbohrung, die Bewertung der Reservoirformation und die wissenschaftliche Auswertung des Aalener Speichersandsteins berichtet. Die Ergebnisse werden im Hinblick auf die künftige Nutzung in der Fernwärmeversorgung der umliegenden Wohngebäude und auf die Bedeutung für die erweiterte geothermische Feldesentwicklung in Potsdam diskutiert.

English Performance of full-scale HT-ATES in practice

Peter Oerlemans — 2024-02-26

The European objective to drastically cut back on carbon emissions brings a huge assignment for transition towards carbon-free space heating of buildings and (green)houses. Although sustainable heat sources like geothermal, residual and solar heat provide great opportunities, they also come with a major challenge: there is a seasonal mismatch between the supply and demand of heat, resulting in heat surpluses in summer and heat shortages in winter. Large scale heat storage is needed to solve this problem. High Temperature Aquifer Thermal Energy Storage (HT-ATES) is a technology facilitating huge amounts of heat to be stored in the subsurface in summer and its recovery in winter.

In 2021, a full-scale HT-ATES system with a storage capacity of ~30 GWh was realized in Middenmeer (the Netherlands) to store surplus geothermal heat at 85 °C in the shallow subsurface (380 mbgs). With this HT-ATES, the annual yield of the geothermal wells are increased while natural gas consumption of greenhouses fell significantly.

This presentation focusses on the field data gathered during the operation in the period 2021 – 2023 and addressed various topics regarding the operational performance of the system and the effects of HT-ATES on the subsurface:

The thermal efficiency of HT-ATES is the ratio of the recovered heat and the stored heat. Does the practical operational data line up with the estimations by numerical models during the design phase? What does the thermal monitoring using Distributed Temperature Sensing (DTS) tell us about heat transport processes occurring in the subsurface? And how big are heat losses through the hot well pipes? These aspects were researched at Middenmeer.
Former HT-ATES projects have failed because of operational challenges, the most important of which is well clogging by calcite precipitation due to heating of the groundwater. At the HT-ATES in Middenmeer, CO₂-dosing is successfully applied to prevent calcite scaling. The most recent experiences on the effectiveness and flexibility of this water treatment method are shared.
An important legal threshold for HT-ATES application in NL and other countries is the uncertainty about the subsurface effects that occur, when HT-ATES heats the storage aquifer and its surroundings. Practical data is essential to tackle this. Therefore, at Middenmeer, frequent temperature measurements (hourly) were carried out over the last years using DTS-technology in all boreholes. Meanwhile frequent groundwater sampling offered a unique chemical and biological (DNA) dataset, from which effects of HT-ATES on the subsurface system were researched in full. The outstanding recent findings are shared in the presentation.

Ageli, two experts coopering to produce lithium with low environmental impacts from geothermal brine in the French Upper Rhine Graben

Ravier Guillaume — 2024-02-26

Électricité de Strasbourg (ÉS), and Eramet have signed a cooperation agreement on January the 23^rd 2023 and joined their knowhow and expertise to develop the Ageli (Alsace Géothermie Lithium) project. The Ageli project aims to produce at least 10 000 t/year of Li₂CO₃ with low environmental impacts from a geothermal reservoir located in the northern part of the French Upper Rhine Graben (URG).

Einfluss der Einbau- und Verfülltechnologie auf die Systemdurchlässigkeit von Erdwärmesonden

Rolf Wagner — 2024-02-26

In dem Vortrag werden die Abdichtungseigenschaften der Erdwärmesonden bezüglich der Wasserwegsamkeit und der hydraulischen Prozesse in Verbindung der konstruktiven Eigenschaften diskutiert.

Vertikale hydraulische Abdichtung von EWS-Bauwerken

Micha Pinnekamp — 2024-02-26

Die Erforschung der Eigenschaften von Hinterfüllbaustoffen und der vertikalen hydraulischen Systemdurchlässigkeit ist entscheidend, um die Erfüllung der Anforderungen an EWS-Bauwerke hinsichtlich Grundwasserschutz und Schadensfreiheit validieren zu können – insbesondere an Standorten mit Grundwassergefährdungspotenzial. Im Rahmen des vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz geförderten Verbundprojekts „Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (QEWSplus, FKZ: 03EE4020AH) wurden dafür am ZAE Bayern Versuchsstände und Messverfahren weiterentwickelt sowie im Rahmen dreier Ringversuche qualitative Messungen an Systemproben unterschiedlicher Baustoff- und Sondenrohrkonfigurationen durchgeführt.

So wurden zementgebundene Hinterfüllbaustoffe unterschiedlicher Zusammensetzung (Quarz, Phonolith, Graphit) sowie tonbasierte Baustoffe zur Probenherstellung verwendet und der Einfluss einer Filtration eingehend untersucht. Außerdem kamen unterschiedliche Sondenrohrtypen (Doppel-U und Wellrohr) zum Einsatz. Alle Proben wurden mit veränderlicher Temperierung (Temperatursprünge, Frost-Tau-Wechsel) und Druckvariationen im Sondenrohr beaufschlagt.

Die vertikale hydraulische Systemdurchlässigkeit eines EWS-Bauwerks hängt maßgeblich vom Kontaktbereich zwischen den EWS-Rohren und dem Hinterfüllbaustoff ab. Störungen an dieser Grenzfläche konnten mit den Versuchsständen am ZAE Bayern reproduzierbar herbeiführt und quantitativ untersucht werden. Bedeutenden Einfluss auf eine Ringspaltbildung hat das rheologische Verhalten der in EWS-Bauwerken eingesetzten PE-Sondenrohre. Besonders kritisch sind dabei Temperaturabsenkungen während des gewöhnlichen Betriebs zur Gebäudeheizung zu sehen, infolgedessen Sondenrohre auskühlen und kontrahieren. Dies kann die Integrität des Bauwerks so sehr beeinträchtigen, dass behördliche Auflagen zur Systemdurchlässigkeit¹ nicht mehr erfüllt werden. Mögliche Lösungsansätze werden diskutiert.

1 Staatliche Geologische Dienste der Deutschen Bundesländer: „Ad-hoc-Arbeitsgemeinschaft Hydrogeologie – Empfehlungen zur Durchlässigkeit“, 2015

Simulation und Auslegung von geothermischen Anlagen im Spezialtiefbau

Holger Kaiser — 2024-02-26

Geothermisch aktivierten Gründungselementen wird mit dem GEG eine noch größere Bedeutung zukommen. Insbesondere bei Neubauten in Regionen mit enger Bebauung und Bohrtiefenbegrenzung bieten geothermisch aktivierte Fundamentgründungen oft die einzige Lösung, um Erdwärme/-kälte nutzen zu können.

Thermal Response Tests (TRT) an geothermisch aktivierten Gründungslementen sind Voraussetzung für eine fundierte Auslegung der Anlagen. Sie erfordem aber gegenüber den bekannten TRT-Verfahren bei Erdwärmesonden eine abweichende Ausführung und Auswertung, was vorgestellt wird.

Für Projekte mit Geothermie im Spezialtiefbau sind Auslegungen bisher nur mit numerischen Methoden möglich, da keine einfach standardisierbaren Geometrien der Untergrundwärmetauscher vorliegen. Numerische Simulationen sind zeitaufwändiger als analytische Berechnungen. Es gibt aber mittlerweile wissenschaftlich bestätigte Algorithmen, die einen deutlichen Geschwindigkeitsgewinn bei der numerischen Berechnung von geothermischen Fundamentgründungen bringen.

Handrechungsverfahren für thermische Ausbreitungsfahnen von geothermischen Anlagen in Bereichen mit fließendem Grundwasser sind noch nicht sehr bekannt, wissenschaftlich jedoch schon bestätigt. Um die unbekannten Verfahren, vorgestellt in der Zeitschrift „Grundwasser“, einer breiteren Öffentlichkeit vorzustellen, werden die einfache und die detaillierte Auslegung von Geothermieprojekten mit Handrechungen und numerischen Methoden, basierend auf Daten aus einem TRT, vorgestellt. Daneben werden 3D Planungen in BIM durch Automation in numerische 3D Grundwassermodell integriert.

Monitoring im Vergleich mit Simulationsergebnissen eines gro-ßen kalten Nahwärmenetzes mit Erdwärmekollektor

Hauke Hirsch — 2024-02-26

Im Rahmen des öffentlichen Forschungsprojekts KNW-Opt wird der Betrieb eines kalten Nahwärmenetzes in Bad Nauheim wissenschaftlich begleitet. Das kalte Nahwärmenetz versorgt zum letzten Zeitpunkt der Auswertung ca. 150 Gebäude mit dezentralen Wärmepumpen. Als Wärmequelle dient ein 10.000 m² großer Erdwärmekollektor, verbaut in 2 Lagen, in 1.5 m und 3 m Tiefe.

Im Projekt KNW-Opt wurde ein umfangreiches Monitoringsystem installiert, welches sowohl die Volumenströme und Drücke im Netz als auch die Erdreichtemperaturen und –feuchten erfasst. Zum Zeitpunkt der Auswertung liegen Messdaten aus 2 Jahren Betrieb vor. Weiterhin wurde ein Simulationsmodell für kalte Nahwärmenetze entwickelt und in der Open Source Software SIM-VICUS implementiert.

Der Beitrag zeigt Messdaten sowie Simulationsergebnisse und stellt diese direkt gegenüber. Damit ist es möglich verschiedene Aspekte des Simulationsmodells zu validieren, was einen wertvollen Beitrag für die praktische Dimensionierung kalter Nahwärmenetze mit geothermischen Quellen leistet.

Innovation in der Bauausbildung: „Studis und Azubis“ – Gemeinsam ein starkes Team

Gerd Siebenborn — 2024-02-26

Im Baubereich herrscht auf allen Ebenen Nachwuchsmangel. Das betrifft sowohl Planer und Bauleiter als auch Fachkräfte auf den Baustellen. Allein den Fachkräftebedarf an Bohrgeräteführern für die oberflächennahe Geothermie haben die Geothermie-Verbände bis in das Jahr 2030 auf min. 2500 Fachkräfte, d.h. 312 “Absolventen“ im Jahr beziffert.

Das Bildungs- und Tagungszentrum Bau-ABC Rostrup ist europaweit das einzige Ausbildungszentrum, das Fachkräfte im Bereich der Bohrtechnik (Brunnenbauer, Spezialtiefbauer, Fachkräfte für Geothermie und Baugrund) ausbildet, sowie in der beruflichen Weiterbildung bzw. in Teilqualifikationen qualifiziert.