GeoTHERM Abstracts Band

Relevance of accurate estimation of the geothermal fluid’s PVT properties based on a practical numerical tool

Hasan Can Turunç, Mohd Amro , Hakan Alkan — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Accurate prediction of phase behavior and PVT properties are essential in geothermal reservoir and production engineering, not only for systems with high concentrations of salts/solids and non-condensable gases (NCGs) but also for low solid concentrations. Over the years, half empirical equations of state (EoS) models, such as Peng-Robinson and Soave-Redlich-Kwong as well as empirical correlations have been developed, refined, and adapted to meet the evolving needs of the hydrocarbon industry, and more recently, the CCS (Carbon Capture and Storage) and geothermal sectors. Recent experimental studies on geothermal brines under varying temperatures and pressures have focused on understanding the impact of salt and NCG content on phase behavior and calculating their intrinsic and extrinsic properties.

This study explores the application of different EoS models, integrated with empirical correlations specifically tailored to predict the phase behavior of geothermal fluids. Besides, the available experimental studies conducted under typical geothermal reservoir and wellbore thermodynamic conditions are studied. In this context, the effect of varying pressure-temperature on aqueous/gaseous geothermal fluid’s PVT properties and component concentrations are investigated. The use of experimental correlations giving the solubility and related properties are found more convenient for this purpose at the pressure-temperature-concentration ranges that are typical for geothermal reservoirs. A PVT package to calculate the thermodynamic properties which are crucial for geothermal projects such as density, enthalpy, heat capacity, and critical properties using state of the art empirical correlations is presented and discussed. The effects of salt content on the thermodynamic properties of geothermal fluids are added into the PVT package. Then, the use of the PVT package for different purposes is evaluated incorporating it into generic models of geothermal systems and flow in the wellbore. Additionally, the potential influence of dissolved solid and gas concentrations on the production performance of geothermal wells is examined, also offering insights into scaling and corrosion issues as well as remediation measures.

District Heating and Cooling in Denmark utilizing shallow geothermal reservoirs

Tina Rasmussen — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

A new geothermal concept is tested through a pilot project on the small island of Als close to the Danish/German border. The idea and project were initiated by Energy Machines and Danfoss and the purpose of the project is to explore and investigate whether the upper part of the Chalk formation can be utilized for district heating and cooling at the location. The final plant will work as an Aquifer Thermal Energy Storage (ATES) allowing both extraction of heating and cooling during seasonal changes.

The approach for the concept is new in Denmark both regarding the depth of the reservoir and the surface facility design/construction. The Chalk reservoir is expected to be found approximately 300 m below ground level, which means that the Danish Subsoil Act comes into force. This traditionally means that the authorities require adapting conventional well design and drilling practices. This poses a significant challenge with regards to the project economy.

Energy Machines and WellPerform jointly worked to establish a safe and reliable well design with focus on evaluating the subsurface prognosis, assessment of project risks and development of a robust work program for the drilling contractor. All data and information obtained in the first well, depth prognosis, drilling operations and test results are to be used for the second well planning and the geothermal project in general.

The case story will present the challenges and lessons learned in the new project, the outcome of drilling two new wells and the test results. The pilot plant will show case a new approach for establishment of geothermal ATES project by utilizing an unproven reservoir type and a simplistic approach to well design thus ensuring a sound project economy.

Ein unterirdisches Forschungslabor für geothermische Energie in Deutschland - GeoLab ist auf dem Weg

Fiorenza Deon — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

GeoLaB (Geothermisches Labor im kristallinen Grundgebirge) ist eine geplante Helmholtz- Forschungsinfrastruktur. Standortuntersuchungen (u.a. Seismik, Gesteinsbestimmungen und Experimente) im Odenwald sind im Gange. Die internationale und interdisziplinäre Forschungsplattform der Helmholtz-Gemeinschaft befasst sich mit den thermisch-hydraulisch- mechanisch-chemischen (THMC) Prozessen tiefer geothermischer Reservoire und Fragen des Reservoir-Engineerings. Das übergeordnete Ziel der Forschung ist eine sichere und ökologisch nachhaltige Nutzung der wichtigsten geothermischen Ressourcen in Deutschland und weltweit.

New Frontiers – Exploring Geothermal Resources of Eastern Anatolia

Cannur Bozkurt, Taygun Uzelli — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Ignis H2 Energy besitzt vier Explorationslizenzen und eine Abbaulizenz in den Provinzen Bingöl und Muş in der türkischen Region Ostanatolien. Diese Region zeichnet sich durch ihr zerklüftetes Gelände, ihre Erhöhung und ihre bedeutende geothermische Aktivität aus, was sie zu einem strategischen Standort für die Energieexploration macht. Das Gebiet ist auch reich an natürlichen Ressourcen und hat eine Geschichte des Bergbaus und der Energieerzeugung, was zu seiner wirtschaftlichen Bedeutung innerhalb der Türkiye beiträgt. Die Kombination dieser Faktoren macht Ostanatolien zu einem Schlüsselgebiet für die Geschäftstätigkeit von Ignis H2 Energy, da die Region vielversprechende Möglichkeiten für die Entwicklung nachhaltiger Energieressourcen bietet.

Das Lizenzportfolio befindet sich in der Überschneidung der Varto-Verwerfungszone (VFZ), der Ostanatolischen Verwerfungszone (EAFZ) und der Nordanatolischen Verwerfungszone (NAFZ), die auch als Karlıova Triple Junction bezeichnet wird. Günstige Strukturen, wie z.B. die Störungssegmente der NAFZ und VFZ, sind die primären Regler der geothermischen Fluidzirkulation in geothermischen Systemen. Rund um die Hauptverwerfungszone wurden innerhalb der Konzessionen Merkmale wie Dehnungsrisse, Druckkämme, Auseinanderziehbereiche und Über-/Biegebereiche identifiziert. Das Vorkommen verschiedener heißer Quellen, Travertin Ablagerungen, Alterationen und vulkanischer Elemente deutet auf eine signifikante geothermische Aktivität in diesem Gebiet hin.

Während Verwerfungen in geothermischen Feldern die hydrothermale Aktivität und die daraus resultierende Alteration kontrollieren, lieferten Formationen, die in prämiozänen Einheiten beobachtet wurden, Daten über Situationen wie die Lösungshohlräume im Gestein, die im Laufe der Zeit mit hydrothermalen Flüssigkeiten gefüllt wurden. Heißwasserquellen haben eine tiefe Zirkulation und stammen aus Carbonatgesteinen im Grundgebirge, und einige werden von meteorischem Wasser beeinflusst, während sie zwischen jüngeren vulkanisch-sedimentären Einheiten zirkulieren. Die Temperaturen der bestehenden flachen Brunnen variieren in den Bereichen, die als mittlere bis niedrige Enthalpie gelten, während die ermittelte Höchsttemperatur mit 80 °C in 100 m Tiefe gemessen wurde.

Im 4. Quartal 2023 wurde die erste geophysikalische Kampagne durchgeführt und magnetotellurische (MT) Daten von 76 Punkten und 310 Gravitationsmessungen in der Abbaulizenz gesammelt. Zusätzlich wurden 17 Gesteinsproben, 1 Schnee- und 9 Wasserproben (heiß und kalt) entlang der Konzessionsgebiete analysiert. Basierend auf den Erkenntnissen wurde ein geologisches Konzeptmodell erstellt und mit geophysikalischen und geochemischen Datensätzen interpoliert. Eine größere MT-Kampagne im Jahr 2024 ergänzt die Daten von 394 Stationen, um den Untergrund von Explorationslizenzen zu modellieren. Geplant ist auch die Erstellung von zwei Explorationsbohrungen, um das Geothermische Modell des Abbaulizenzgebiets im gleichen Zeitraum zu testen.

Eine erste Evaluierung deutet darauf hin, dass dieses System möglicherweise die geothermische Stromerzeugung aus relativ flacheren Tiefen zwischen 1.000 und 2.500 Metern unterstützen könnte. Unter Berücksichtigung des mittelfristig (2040) berechneten Potenzials der Türkiye für die geothermische Stromerzeugung von 6.000 MWe bei einer derzeit installierten Kapazität von 1.700 MWe, ist Ostanatolien der Hauptkandidat für das herausragende, unerschlossenen Wachstumspotential.

In diesem Beitrag werden die bisherigen Explorationsbemühungen in Ostanatolien der Türkei detailliert beschrieben und Einblicke in die geothermischen Stromerzeugungskapazitäten auf der Grundlage der durchgeführten Studien gegeben. Es wird sich auch mit den Anreizen und Vorteilen befassen, die das türkische Geothermie Gesetz und die Gesetzgebung bieten.

Highlighting the hydraulic extension of a fault zone by analyzing the temperature gradients

Constantin-Laurian Ciuperca, Vladimir Hanumolo — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

In general, crossing a fault zone creates a variation of petrophysical parameters inferred from the geophysical logs, as well as the local disturbance of the natural tectonic stress field.

Within the current study, the abnormal changes throughout the temperature gradients trend over the fault area, were correlated with uranium content, breakout orientation, bedding walkout plot variation, fracture type and fracture density from borehole images, borehole inclination as well as with lithology.

Thru first phase the fault zone (3093.5-3108.5 m) is being highlighted following the interpretation of the high-resolution micro-resistivity borehole image data, throughout a limestone lithology which begins with the occurrence of large breakouts and higher conjugated natural fracture density (Fig. 1). Over this interval, a change in the imager azimuth of Pad 1 (blue curve on static images) and a rotation of the breakouts can be noted.

The faulted area and the near adjacent upper zone are characterized by high uranium values, element which is soluble in liquids and is usually accumulated or travelling within zones with higher secondary porosity. The uranium content decreases with the entry into the highly resistive zone below, which confirms the formation behavior of acting as a seal. Parallel analysis of the borehole trajectory in the fault zone and in the near-adjacent fault area is revealing a variation in the inclination of the borehole, while the azimuth has been remaining constant.

From temperature vs depth cross-plot analysis are identified 3 distinct zones (Fig.2):

- Zone 1 – 3019-3079m – with positive trend +0.036°C/m (blue)

- Zone 2 – 3079-3115m – high variations in temperature trend (yellow) – fault zone

- Zone 3 – 3115-3150m – with positive trend +0.0369°C/m (brown)

The penetration of the colder drilling fluid in the fault zone produced the rock cooling phenomena (zone 2 - yellow), temporarily disturbing the normal temperature gradient of the zone.

Although the temperature gradient trend is the same in zones 1 and 3, due to the cooling effects of the rocks in the fault zone, the highest point in zone 1 (104.6 °C at 3079m) is lower than the lowest point in zone 3 (106.8 °C at 3115m), suggesting a hydraulic isolation between fault compartments, sealing being the fault zone itself.

The presented study case is focusing on the importance showing that if the analysis is limited only to the classic combo logging suite and borehole imaging data (Fig. 1), there could be a constraint to delineate only the interval 3093.5-3108.5m as a fault zone, without considering the area of its influence in the near-adjacent zones, above and below, which in fact is representing the real fault zone 3079-3115m.

A general conclusion is that a precise characterization of faulted areas is a laborious process and requires the integration of as many geological and geophysical data as possible, for an accurate delineation of the zone. In this process the temperature measurements, analyzed as gradients, are bringing a great value into showing the hydraulic connectivity and influence of the fault zone and non-connectivity between fault compartments, which can further be used for the completion engineering design and production strategy.

Monitoring (kalter) Nahwärmenetze und geothermischer Anlagen – Was tun mit all den Daten?

David Kuntz, Florian Schwinghammer — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Insbesondere bei Nahwärmenetzen der vierten oder fünften Generation, die aus öffentlichen Fördermitteln bezuschusst werden, ist ein Monitoring des Anlagenbetriebes häufig eine Auflage des Fördermittelbescheids. Aber auch ohne eine solche Verpflichtung ist die Erhebung von Betriebsdaten solcher Netze zwingende Voraussetzung für ein nachhaltiges Betriebsmanagement. Oftmals lässt sich der Anlagenbetrieb aus den Erfahrungen der ersten Betriebsjahre optimieren und die Wirtschaftlichkeit verbessern. Bei geothermischen Anlagen kommt hinzu, dass in der Regel ein unterirdisches Energiereservoir erschlossen wurde, dessen Wärmeinhalt nicht unerschöpflich ist und die Effizienz von Wärmepumpen über seine langfristige Temperaturentwicklung maßgeblich beeinflusst.

Aus unserer Erfahrung heraus werden Kalte Nahwärmenetze und geothermische Großanlagen durchaus regelmäßig mit mehr oder weniger Messtechnik ausgerüstet. Hierbei werden Betriebsdaten wie z.B. thermische Leistung, Volumenstrom, Temperaturen und Energiemengen aufgezeichnet. Parameter wie z.B. Messintervalle, Anzahl und Lage der Datenpunkte sowie Speicherdauer historischer Daten werden dabei allerdings sehr unterschiedlich gehandhabt, je nach Erfahrung der planenden Ingenieure. Wenn geothermische Anlagen involviert sind, wird eher selten ein geothermischer Fachplaner bei der Konzeption des Monitoringkonzeptes hinzugezogen. Mit der Erfassung von Betriebsdaten sind zwar die oft unspezifischen Anforderungen an ein „Monitoring“ erfüllt, häufig werden die nicht unerheblichen Datenmengen jedoch nicht weiter ausgewertet oder interpretiert.

Im Rahmen des Vortrages stellen wir zunächst Anregungen für ein auf geothermische Anlagen angepasstes Monitoring Konzept vor. Weiterführend werden beispielhaft Betriebsdaten eines kalten Nahwärmenetzes an einer Erdwärmesondenanlage vorgestellt und Möglichkeiten sowohl der automatisierten als auch fachspezifischen Auswertung und Interpretation erörtert. Ziel der Datenauswertung sind dabei sowohl für einen Betreiber leicht verständliche Kennzahlen des Systemzustandes (ähnlich einer Ampel), als auch tiefergehende Analysen, aus denen ggf. Optimierungen der Regelstrategie oder Referenzwerte für zukünftige Anlagenplanungen abgeleitet werden können.

Eine sinnvolle Auswertung von Betriebsdaten ist die notwendige Grundlage des Asset Managements für Investoren geothermischer Großanlagen und innovativer Wärmenetze!

Auswahl verschiedener Typen von Erdwärmesonden für einen effizienten Sondenfeldbetrieb

Rolf Wagner — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Bei der Planung von Erdwärmeprojekten wird durch die rechnerische Gegenüberstellung mit einem Algorithmus, der die verschiedenen Sondenkonstruktionen mit einer Software abbildet, die die thermodynamischen Berechnungen für diese Sondentypen auf gleicher Grundlage und Methode ausführt. Dazu wird das von den Autoren entwickelte Programm ModTherm eingesetzt. Nach dieser Auswahl kann ein technischer, geothermischer und wirtschaftlicher Vergleich zur bestmöglichen Abschätzung führen, die der Projektentwicklung und Planung zugrunde gelegt werden kann. In dem Vortrag werden marktübliche Sondentypen verglichen.

New GeoESP® Pump Intake Enhances Performance in High-Flow Geothermal Wells

Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Geothermal Electric Submersible Pumps have been key to geothermal project development, serving as a flexible and reliable artificial lift method to handle high flow rates and downhole temperatures up to 150 L/s and 150 °C, respectively. However, due to the harsh well conditions, common problems such as scaling and abrasive solids production could affect the mechanical integrity of the pump, leading to system failure and compromising the project’s economic goals. To address these challenges, a new pump intake design has been developed by leveraging technologies from the oil and gas and medical industries, to minimize scale accumulation within its parts, avoiding plugging, increasing flow rate, and preventing premature failures. The innovative design included a longer intake section encompassing multiple holes drilled with different shape patterns and variable outer diameters to reduce friction losses, generate a better flow transition, and provide a uniform velocity pattern across the inlet segment. It can operate with a wide flow range from 0.4 L/s to 184 L/s and has been tested in high-flow applications with severe scaling tendencies, in which the well intervention costs could be reduced by increasing the pump’s useful life while managing open hole completions. Through Computational Fluid Dynamics (CFD) simulations and real-time high-resolution monitoring data, this study demonstrates that the enhanced flow dynamics and mechanical design are the key factors in reducing the pressure drop by up to 70% and 50% compared to standard and integral inlets, respectively. After the pump was pulled from the well, the physical inspection confirmed the new intake’s ability to manage open-hole completions with solid production, by reducing scale accumulation on its holes and bearings. The field implementation encompassed several engineering proposals until a final modular design was crafted, which has not experienced any failure to date.

Qualitäts-Engineering in der Geothermie mit Monte Carlo Simulation

Marco Meirich — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Einführung: Der Vortrag behandelt die Bedeutung von Qualitäts-Engineering in der Geothermie und stellt die Monte Carlo Simulation als ein effektives Werkzeug zur Risikobewertung und Entscheidungsfindung vor. Ziel ist es, zu zeigen, wie der richtige Einsatz von Monte Carlo Simulationen die Investitionschancen in Geothermieprojekte signifikant erhöhen kann.

Gliederung:

Einführung in das Qualitäts-Engineering:
- Definition und Bedeutung von Qualitäts-Engineering in der Geothermie.
- Überblick über die Herausforderungen und Risiken in geothermischen Projekten.
Vorstellung der Monte Carlo Simulation:
- Funktionsweise und Anwendung der Monte Carlo Simulation.
- Vorteile der Simulation bei der Risikobewertung.
- Beispiele für den Einsatz der Monte Carlo Methode in der Geothermie.
Anwendung der Monte Carlo Simulation im Geothermieprojektmanagement:
- Identifizierung und Bewertung von Unsicherheiten in der Projektplanung.
- Simulation verschiedener Szenarien zur besseren Entscheidungsfindung.
- Optimierung von Investitionsentscheidungen durch präzise Risikoabschätzungen.
Praxisbeispiele und Fallstudien:
- Präsentation von realen Fallbeispielen, in denen die Monte Carlo Simulation erfolgreich eingesetzt wurde.
- Analyse der erzielten Ergebnisse und deren Auswirkungen auf die Projekteffizienz.
Schlussfolgerungen und Ausblick:
- Zusammenfassung der wichtigsten Erkenntnisse.
- Bedeutung der Monte Carlo Simulation für die Zukunft der Geothermie und deren Attraktivität für Investoren.
- Ausblick auf mögliche Weiterentwicklungen und Einsatzgebiete.

Zusammenfassung: Der Vortrag verdeutlicht, wie die Monte Carlo Simulation durch ihre Fähigkeit, Risiken zu simulieren und Unsicherheiten zu minimieren, die Erfolgswahrscheinlichkeit von Geothermieprojekten erhöhen kann. Durch den Einsatz dieser Methode im Qualitäts-Engineering lassen sich fundierte Investitionsentscheidungen treffen, was letztlich zu einer höheren Investitionssicherheit und -attraktivität in der Geothermie führt.

New Frontiers – Exploring A Geothermal Resource in Alaska

Marcus Oesterberg, Dr. Guy Oliver, Moamen Kamel — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Mount Augustine ist ein aktiver Stratovulkan auf Augustine Island im Cook Inlet, Alaska, etwa 110 Kilometer südwestlich der Stadt Homer auf der Kenai-Halbinsel. Es wird angenommen, dass Mount Augustine, der vom Alaska Volcano Observatory (AVO) genau überwacht wird, aufgrund seiner prognostizierten oberflaechennahen Magmakammer ein erhebliches geothermisches Potenzial besitzt. Alaskas Vulkane, die entlang des Pazifischen Feuerrings positioniert sind, machen sie zu einem erstklassigen Kandidaten für die Erkundung geothermischer Energie.

Im Sommer 2023 wurde eine umfangreiche geophysikalische Untersuchung durchgeführt, die AMT-Daten von 28 Standorten und Schwerkraftdaten von 205 Standorten umfasste. Darüber hinaus wurden 20 Gesteinsproben aus Klippenabschnitten entlang des Südrandes der Insel entnommen, hauptsächlich aus der zutage tretenden Naknek-Formation. Aufbauend auf diesen Erkenntnissen wurde im Sommer 2024 eine neue magnetotellurische (MT) Vermessung durchgeführt, bei der 40 MT-Stationen im gesamten südlichen Teil der Insel installiert wurden. Darüber hinaus wurden seismische Katalogdaten, die von der AVO zur Verfügung gestellt wurden, einschließlich der Ankunftszeiten der P- und S-Wellen, die von 15 permanenten Stationen aufgezeichnet wurden, die zwischen Januar 2001 und Dezember 2017 an der Südflanke des Vulkans eingesetzt wurden, in das Verständnis des Untergrunds integriert.

Die kombinierten geophysikalischen Daten, einschließlich der jüngsten MT-Messung, deuten darauf hin, dass die Insel ein beträchtliches hydrothermales System beherbergt. Die Analyse der P- und S-Wellengeschwindigkeiten ergab ein hohes geothermisches Potenzial an der Südflanke, wahrscheinlich aufgrund einer spröden Zone, in der entgaste Flüssigkeiten Risse gebildet haben. Darüber hinaus weisen die Schluffe und Sande aus dem Oberjura höhere VP- und VS-Werte auf, was auf eine thermisch veränderte Tonschicht hindeutet, die als Abdichtung zwischen dem zerklüfteten, flüssigkeitsgesättigten Grundgebirge und den darüber liegenden Sedimenten fungiert. Darüber hinaus deuten die MT-Daten auf mehrere seitlich ausgedehnte oberflächennahe Zonen mit niedrigem spezifischen Widerstand hin, die potentielle hydrothermale Fluide überlagern. Schließlich wurde ein großer Geokörper mit niedrigem Widerstand identifiziert, der sich von einer Tiefe von 2 km bis 7 km erstreckt und den zentralen und südlichen Bereich der Insel unterschreitet und wahrscheinlich eine große magmatische Wärmequelle darstellt. Die Naknek-Formation liegt wahrscheinlich unter einem Großteil der südlichen Insel und verhindert effektiv das Auftreten typischer geothermischer Oberflächenmerkmale. Folglich klassifizieren wir die Ressource Mount Augustine als atypisches blindes geothermisches System, das wahrscheinlich ein eher horizontales Zirkulationsmuster aufweist. Eine erste Evaluierung deutet darauf hin, dass dieses System potenziell bis zu 100 MW Energieerzeugung unterstützen könnte. Ein ähnliches Blindsystem ist im Geothermiekraftwerk Cerro Pabellón im Norden Chiles zu beobachten, das über eine installierte Leistung von ca. 80 MWe verfügt.

Alle Entwicklungsbemühungen, insbesondere an einem so abgelegenen Ort, erfordern erhebliche Kapital- und Betriebsausgaben, um Georisiken und andere mit dem Standort verbundene Herausforderungen zu bewältigen. Diese Bemühungen orientieren sich an einem Businessplan, der auf sorgfältig durchdachten Annahmen basiert, die zur Bewertung des internen Zinsfußes (IRR) und des Kapitalwerts (NPV) herangezogen werden.

In diesem Artikel werden die bisherigen Explorationsbemühungen auf Mount Augustine in Alaska detailliert beschrieben und Einblicke in die potenziellen Produktionsmöglichkeiten auf der Grundlage der gesammelten Daten gegeben. Es wird sich auch mit den technischen und finanziellen Herausforderungen der Nutzung von Geothermie an einem so abgelegenen Ort befassen, der Hunderte von Kilometern vom nächsten Stromnetz entfernt ist.

Potential of Large-N passive seismology to image meter scale reservoir heterogeneity

Mark Ireland — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Shallow and deep geothermal resources require reliable reservoir characterisation. Given that both P-wave and S-wave velocity can be related to reservoir properties we demonstrate, using a unique survey acquired in the UK using STYRDE nodes, the potential for passive seismic tomography to characterise meter scale reservoir heterogeneity.

In 2022 a high-density nodal survey (referred to as large-N) was acquired over a 6km2 operating RAF base in the UK. The data have been used to demonstrate the use of the continuous records of ambient seismic noise to derive meter scale variations in seismic velocity, and hence geological heterogeneity. We use the Green’s function computed from cross correlations between pairs of nodes to determine group velocities that are used for tomographic inversion. We analyse the spatial variability in ambient noise and the frequency spectra from different anthropogenic signals to understand the variability across an urban area. In our survey the dominant seismic waves recovered in the cross correlations are likely Rayleigh surface waves and therefore we exploit their dispersive nature to produce dispersion curves for the subsequent tomography. We demonstrate the reproducibility and reliability at each step of the workflow, using checkerboard testing and through using different random array configurations, where very similar spatial variations in velocity are derived regardless of pairs of nodes included in the processing flow. We compare conventional array processing to results from eikonal tomography and examine the application of eikonal processing for reservoir monitoring.

This first of a kind processing of a large-N passive seismic survey in the UK demonstrates, using the dispersive nature of surface waves, that complex variations in seismic velocity can be resolved at the meter scale without the need for active seismic sources.

Improving Rate of Penetration with Directional Steel Shot Drilling

Jeanet Schouten — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

In 2023, the International Renewable Energy Agency and the International Geothermal Association released a report underscoring the pivotal role of geothermal energy in the transition to a CO2-neutral energy system. In Europe, where over 50% of energy demand is driven by seasonal heating, geothermal systems are crucial for the heat transition. However, uncertainty in well productivity and high upfront costs for well construction present significant financial risks, slowing market adoption. Multi-lateral wells are a proven method for addressing reservoir heterogeneity and enhancing productivity, but the challenge lies in making their construction cost-effective for geothermal operators. One of the factors that would improve cost-efficiency would be increase of Rate of Penetration (ROP).

Directional Steel Shot Drilling (DSSD) technology uses high pressure jets containing steel shot particles, which are retrieved at surface after they have been supporting hole making. The steel shot particles are injected downstream of the mud pump in the drill pipe and circulated down into the bottom hole assembly. The steering sub converts the steel shot particle concentration into pulsed concentration synchronized with the rotation of the drill bit, a polycrystalline diamond compact (PDC) bit with modified nozzle positions and configuration. When the jets in the bit rotate across the hole bottom, there will be more particles and more erosion on one side of the hole bottom than the other. Next to the advanced and effective directional control method of the DSSD technology, the erosive action of the accelerated steel shots enhance the rate of penetration (ROP) up to a factor of three in hard rock making drilling much more cost-effective.

Mechanical specific energy (MSE) is widely used to quantify drilling efficiency and maximize ROP in oil and gas wells drilling. MSE is affected by the level of downhole torque and the effect of weight on bit (WOB). MSE is a well-known concept to quantify the cutting efficiency of the rock: Energy = Power * Time; Power = Torque * RPM.

Without Weight on Bit (WOB) there is no torque on the bit and no ROP. However, with DSSD there is ROP, even without WOB. And the torque is provided by jetting the steel shots.

As part of the European GEOTHERMICA project ‘DEPLOI the HEAT,’ the DSSD system's operational performance is being evaluated in collaboration with various partners. The research includes large-scale component testing, factory acceptance testing, a field trial, and a pilot in a live well. Large-scale tests have demonstrated that with low WOB, the ROP in concrete, limestone, and granite can be tripled compared to conventional PDC bits, potentially reducing overall drilling costs by significantly cutting drilling time. The tests also showed that excellent borehole wall quality and effective hole cleaning could be achieved in the laterals.

This paper presents ROP improvement with DSSD, in combining the MSE to the drilling strength (DS) and amount of energy used for hole making.

GEO-HANDLight & GEOSYST go GEO.Toolbox

Daniel Buchmiller, Fabian Neth, Adinda Van de Ven, Roland Koenigsdorff — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Am Institut für Gebäude- und Energiesysteme (IGE) der Hochschule Biberach werden seit Langem Modelle und Dimensionierungs- sowie Simulationsprogramme für erdgekoppelte Wärmepumpensysteme entwickelt. Beispiele sind das Dimensionierungswerkzeug GEO-HAND^light für Erdwärmesonden-Felder und das Programm GEOSYST für Gebäude mit thermoaktiven Bauteilsystemen, Wärmepumpen und Erdwärmesonden-Feldern. Ebenso wird an Methoden zur Potenzialermittlung oberflächennaher Geothermie, an kompletten thermisch-hydraulischen Systemmodellen sowie an Modellen für grundwassersdurchströmten Untergrund, Erdwärmekollektoren, unterirdische thermische Energiespeicher u. a. m. (z. B. Verbundvorhaben QEWSplus) gearbeitet.

Ableger der entwickelten Modelle und Software-Tools wurden Industriefirmen und Verbänden für deren Softwareumgebungen bzw. Web-Applikationen zur Verfügung gestellt (z. B. Bundesverband Wärmepumpe e.V.: GEO-HAND^light for BWP) und fließen in Informationssysteme der Geothermie mit ein (GeotIS, Projekt WärmeGut). Ein zunehmend wichtiges Einsatzgebiet ist die Kopplung mit etablierten energietechnischen Simulationsprogrammen (z. B. im Verbundvorhaben HeatSHIFT). Diese Entwicklung hin zu sehr vielfältigen, aber heterogenen Modellen und Software-Lösungen sowie der Wunsch, Modellansätze und Software-Bausteine Dritter einbinden und zu können, führten zum Vorhaben einer strukturell und softwaretechnisch kompletten Neuordnung mit dem Arbeitstitel „GEO.Toolbox“.

Diese modulare Toolbox, implementiert in der Programmiersprache Python, wird als Open-Source-Software zur Verfügung gestellt. Im Beitrag werden Konzept und Struktur, aktueller Stand, die geplanten weiteren Arbeiten sowie der vorgesehene Verbreitungsweg vorgestellt.

Beschleunigung der Wärmewende mit geothermischen Wärmenetzen im Quartier

Olaf Kruse — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Wärmenetze sind ein entscheidender Enabler („Ermöglicher“) zur wirtschaftlichen und zielgerichteten Transformation der Wärmeversorgung in Richtung Klimaneutralität. Beim Hochlauf von EE-Wärmenetzen bis 2045 muss eine noch deutlich stärkere Einbeziehung geothermischer Ressourcen erfolgen, um die gesteckten Ziele zu erreichen. Innovative Anlagenkonzepte und Projekte zeigen eindrucksvoll die Nutzung des Potenzials und dienen als „Blau-Pause“ für die notwendige Vervielfältigung z.B. auf Quartiersebene.

Real-Time Temperature Management Advisory System: Preventing Downhole Tool Failure during Geothermal Well Construction

Naveen Velmurugan — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Drilling cost-efficient, safe, and deep wellbores is key to scaling geothermal energy. However, the elevated costs associated with high non-productive and invisible loss times (NPT/ILT) are taxing on the operators, acting as a severe bottleneck in utilizing geothermal energy. In deep geothermal wells, the leading contributors to NPT/ILT are the failure of downhole tools and/or absence of their measurements.

Continuous downhole parameter measurements are often hindered by mud circulation interruptions or downhole tool failures caused by high operating temperatures. During drilling operations, the mud temperature fluctuates due to its thermal interaction with the surrounding environment, which is typically hotter. This variability is particularly pronounced during activities such as connection and tripping, when mud circulation and downhole measurements are unavailable. Estimating temperature distribution along the wellbore before deploying costly downhole tools is critical to mitigate the risk of failure. Furthermore, developing an effective strategy to cool the mud relies on factors including circulation rate, duration, and inlet mud temperature.

In this study, we introduce an approach that combines physics-based modeling and machine learning techniques to achieve real-time prediction of mud temperature distribution. This method aims to enable precise and continuous estimate of mud temperature along the wellbore, facilitating more efficient thermal well management. An automated calibration system tailored for adjusting parameters within the physics-based hydrothermal model was also developed. This calibration process is designed to enhance the accuracy of the model and, further improve the performance of the monitoring system. The calibration system is smartly triggered by Discrete Event Simulation (DES) technique as and when operational conditions change on the rig. The advisory system synergizes with the monitoring system to suggest optimal mud circulation durations and flow rates. These recommendations are tailored to the inlet mud temperature, thereby ensuring precise control over the targeted temperature profile within the wellbore.

Our approach has been validated using select cases from the Utah Forge dataset for which wellbore temperature measurements were available. Our real-time monitoring system was able to estimate the mud temperature profile along the wellbore after prolonged stagnation of mud inside the wellbore due to other operations like connection and tripping when bottom hole mud temperature measurements were absent. The automatic calibration technique proved efficient in updating uncertain model parameters to provide improved predictions. Ultimately this approach can drastically improve temperature monitoring and management during the construction of a geothermal well and reduce tool failure.

Surface Tree and Wellhead Solutions for Deep Geothermal Applications

James Grubham — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Abstract

Surface trees and wellheads play a crucial role in the geothermal energy sector by providing essential infrastructure for safe and efficient well operation. SLB has developed advanced surface tree and wellhead solutions tailored specifically for the geothermal market, addressing the unique challenges posed by geothermal environments.

This abstract, highlights the key features and benefits of SLB surface trees and wellheads, emphasizing their role in enhancing safety, efficiency, and operational reliability during installation and throughout the lifespan of geothermal wells. These solutions are designed to withstand the high temperatures and corrosive conditions typically encountered in geothermal reservoirs, ensuring prolonged operational integrity and minimal downtime. SLB are able to do this through decades of Oil and Gas experience at similar temperatures and even higher pressures to provide highly reliable equipment whilst complying with the standards of API 6A.

Key advantages include simplified installation processes, facilitated by innovative design features that streamline assembly and reduce rig time. Furthermore, SLB's surface trees and wellheads incorporate advanced materials and engineering to mitigate risks associated with thermal expansion, pressure differentials, and environmental factors prevalent in geothermal settings. By integrating these technologies, geothermal operators can achieve improved well control, enhanced safety protocols, and optimized operational performance. This abstract underscores SLB's commitment to advancing sustainable energy solutions through reliable and innovative surface tree and wellhead technologies tailored for the geothermal market.

Optimierung seismischer Datenauswertung im GeoHardt-Projekt durch CRS-Technologie

Heike Endres — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Die GeoHardt GmbH, eine Projektgesellschaft der Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) und der MVV Energie AG hat das Ziel geothermische Kraftwerke zu entwickeln und zu betreiben. GeoHardt will dazu das besondere Potenzial der Tiefengeothermie des Oberrheingrabens für die Wärmeerzeugung der Region Hardt nutzen. Um das für die Bohrplanung sowie die Reservoirerschließung notwendige hochauflösende 3-dimensionale Modell des Untergrunds zu erhalten, ist eine 3D-Seismik erforderlich. TEEC GmbH konnte durch den Einsatz der CRS-Technologie eine wesentliche Verbesserung der Datenqualität einer kombinieren Neu- und Altseismik erzielen und damit die Grundlage für ein präzises Modell der geothermischen Potentialbereiche schaffen.

New chemistry development to address stibnite scale inhibition in geothermal plants

Davide Parravicini, Daniele Zambolin, Alessandro Guidetti — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Among all the inorganic scale species that affect geothermal applications, Stibnite is one of the most difficult to be treated due to its extremely low solubility constant. Stibnite usually occurs in binary systems, and it is more frequent in countries like Italy, Turkey, USA. Precipitation in the heat exchanger of this geothermal plants typically lowers the heat exchanging efficiency thus reducing the power output.

Different ways for preventing or eliminate stibnite precipitation have been applied, such as off-line mechanical cleaning or off-line chemical cleaning with acid/caustic or the continuous (online) application of scale inhibitor and dispersant but all of them can be expensive if the plant downtime is counted and may be associated to operators’ safety issues due to the formation of H₂S.

Chemical treatment represents a more cost-effective and safer solution to minimize the side-effects associated to stibnite but only few technologies are currently available on the market and most of them didn’t provide a complete inhibition and often failed under severe conditions.

In this paper, a new stibnite inhibitor is presented. A detailed description of the development work is provided, with a focus on main challenges and testing conditions considered to be as close as possible to real field conditions. An analysis of the mechanism of action of this innovative technology is also discussed.

Results show that this new technology provides better results compared to standard solutions and can work under more severe conditions achieving good inhibition. It shows a reduction in the MIC (Minimum Inhibitor Concentration) ranging from 2x to 3x, making this product a cost-effective technology and it is able to control Stibnite in brine having about 10ppm of Antimony (about 2x higher than the maximum Antimony level that can be found in Turkish geothermal brines).

Ongoing field trials are confirming lab results, showing a significant improvement in mitigation Stibnite scale in the field compared to previously adopted solutions.

Die Zukunft der Wärmeversorgung – Status Quo der Geothermie und Argumente für einen verstärkten Ausbau

Gregor Dilger — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Die Geothermie hat in den vergangenen Jahren wesentlich mehr Aufmerksamkeit in der Öffentlichkeit bekommen und auch die Politik hat über Parteigrenzen hinweg erkannt, dass die Erdwärmenutzung eine wesentliche Rolle bei der Wärmewende spielen muss. Die scheidende Bundesregierung hat Gesetzesnovellen und ein Geothermiebeschleunigungsgesetz auf den Weg gebracht, um den Ausbau zu beschleunigen und Projekte zu erleichtern. Vieles ist aufgrund der Regierungskrise kurz vor dem Beschluss steckengeblieben, doch eine für die Oberflächennahe Geothermie wichtige Neuerung konnte vorher noch verabschiedet werden: das Bürokratieentlastungsgesetz, welches die Herausnahme der Oberflächennahen Geothermie aus der bergrechtlichen Genehmigung durchsetzt.

Geothermal Scaling in Low Temperature Geothermal Wells

Rochelle Longval, Jason Fisher, Bruce Irvine — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

The occurrence of geothermal scale in low temperature geothermal wells in Europe presents an operational challenge that impacts the efficiency and longevity of geothermal energy systems. Geothermal scale forms due to the precipitation of dissolved minerals when geothermal fluids undergo changes in temperature, pressure, and chemical composition. The most common scales found in low temperature geothermal wells are carbonates, sulfates, and silicates. Factors contributing to scale formation include the mineralogy of the reservoir, the chemical composition of the geothermal fluid, and operational parameters, such as flow rates and pressure management.

In Europe, geothermal scale formation has been documented across various geothermal fields, including those in Iceland, Germany, and France. The presence of scaling in the geothermal systems can lead to reduced heat transfer efficiency, clogging of pipes, and increased maintenance costs. As a result, the development of effective scale reduction strategies is critical for operators. Various methods for scale removal, including both conventional techniques, such as chemical and mechanical methods, and the more recent innovative technique of electro-hydraulic pulsing, have been assessed to understand their advantages and challenges in achieving successful outcomes.

Research and collaboration among European geothermal operators, academia, and policymakers are essential to address the challenges posed by scaling and ensure the efficient exploitation of low temperature geothermal resources across the continent.

Potenzial von Aquiferspeichern für saisonale Wärmespeicherung in verschiedenen Fernwärmesystemen

Irina Ganal — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Für die Dekarbonisierung des Gebäudesektors spielt der Ausbau und die gleichzeitige Dekarbonisierung der Fernwärmenetze eine zentrale Rolle. Ein wichtiger Faktor dabei ist die saisonale Speicherung von Wärme. Überschüssige Wärme, die im Sommer anfällt, kann gespeichert werden, um sie während der Heizperiode zu nutzen. Eine Form der saisonalen Wärmespeicherung stellen Aquiferspeicher dar.

Ziel dieses Beitrags ist es, den Bedarf an saisonaler Wärmespeicherung in drei konkreten Fernwärmesystemen zu untersuchen, sowie die potenzielle Rolle von Aquiferspeichern als eine Option für die saisonale Wärmespeicherung in diesen Systemen zu bewerten.

Die drei untersuchten Fernwärmesysteme liegen jeweils in einem der drei geothermischen Regionen Oberrheingraben, Süddeutsches Molassebecken und Norddeutsches Becken. Die Fernwärmesysteme unterschieden sich sowohl hinsichtlich des Wärmebedarfs als auch der Wärmeerzeugung. Für die Bewertung der Aquiferspeicher werden zukünftige Wärmebedarfe und Wärmeerzeugungsanlagen unter Berücksichtigung des energiewirtschaftlichen Rahmens in einem betriebswirtschaftlichen Modell einsatzoptimiert. Darüber hinaus werden in einer umfassenden Analyse der Untergrundverhältnisse die Chancen und Potenziale für die Speicherung von überschüssiger Wärme in Aquiferen bei hohen Temperaturen von bis zu 90°C untersucht. Da 90°C oft nicht ausreichen, um Fernwärmesysteme ausreichend zu versorgen, werden Lösungen entwickelt, um die Temperatur mit Hochtemperatur-Wärmepumpen effizient auf das benötigte Niveau anzuheben. Die Ergebnisse aus der Analyse des Untergrundes und der Speicherkonstellationen werden bei der betriebswirtschaftlichen Einsatzoptimierung berücksichtigt.

Die konkrete Betrachtung der drei Fernwärmenetze erlaubt auch generelle Rückschlüsse auf die Grenzen und Möglichkeiten von Aquiferspeichern, da sowohl die drei geologischen Regionen als auch unterschiedliche Charakteristika des Wärmebedarfs und Wärmeerzeugung sowie verschiedene Speichersysteme berücksichtigt werden.

Borehole exchangers as thermal batteries: towards a new standard in GSHP dimensioning

Giovanni Sosio — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Celsius Energy is a technology company who designs, develops and installs ground source heat pump (GSHP) systems for collective building and district heating and cooling. Among the innovations in Celsius Energy systems, boreholes can be drilled with an inclined geometry, typically arranged in a star-shaped exchanger; this reduces significantly the installation footprint and the cost of surface networks. Moreover, it has been shown that this architecture can achieve the same heating demand as a vertical borehole field, delivering an equivalent “geothermal battery” but with shorter drilled lengths (Sosio et al., GT HP Days 2023).

To facilitate the comparison between different exchanger architectures for a given site, both in terms of performance and of cost, Celsius Energy has implemented a thermal battery function in the bespoke Design Assistant dimensioning software (Parry et al., EGC 2022). This function allows characterizing the borehole exchanger as a battery, described by its power capacity (kW) and energy capacity (MWh/year) under standardized load profiles. This takes inspiration from the G.POT method (Casasso & Sethi, Energy, 2016).

Given the subsurface thermal properties (thermal conductivity and capacity and initial temperature) and completion design (single U-tube, double U-tube or co-axial, type of grout), the new feature allows characterizing the thermal battery properties according to two scenarios: heating only or balanced heating and cooling demand.

Moreover, Design Assistant already includes algorithms to optimize the well geometry according to the target site’s constraints (possible drilling locations, built areas, property boundaries, etc.), facilitating the dimensioning of the system.

This approach will be demonstrated through the application to several case studies in Europe, including Celsius Energy’s recently commissioned UK demonstrator plant.

IADC's Recommendation for How to Drill Geothermal Wells

Scott Farmer — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

The presentation would introduce the first project of the IADC (International Association of Drilling Contractors) Geothermal Committee.

The IADC Geothermal Committee aims to enhance the pivotal role of the drilling industry in expediting geothermal energy development. Serving as a forum and bridge for industry practitioners, it seeks to ensure a safe, sustainable, and efficient model of well construction for the geothermal sector to provide renewable, stable, and affordable energy anywhere in the world.

In the work leading up to the committee's formation, several companies and trade organizations had identified guidelines and standards as a major gap. Hence, its first project is the IADC Geothermal Well Drilling Guideline, which includes an IADC Classification for geothermal well types. The code will allow a common understanding of geothermal well types and bridges the gap between the geothermal industry, well construction practitioners (drilling contractors and service companies), and the investment community. It will be established as an international code and seek the endorsement of Geothermal industry bodies such as Geothermal Rising, IGA, and EGEC. By the time of this proposed presentation, this classification is intended to reach its completion and will be presented in full.

The practical terms of the code will form the basis for the remainder of the well drilling guideline, covering topics such as well design, rig and equipment selection, well control, and safety.

Leitfaden zur geologischen und wirtschaftlichen Bewertung tiefengeothermischer Projekte

Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Eine standardisierte Methode für die geologische und wirtschaftliche Bewertung von Tiefengeothermieprojekten unter Verwendung der geologischen Erfolgswahrscheinlichkeiten, der geologischen Variabilitäten und der wahrscheinlichkeitsgewichteten Wirtschaftlichkeit. Der Leitfaden zielt auf optimale Projektdesigns, optimale Investitionsentscheidungen und einen starken Hochlauf der Tiefengeothermie.

Datenkampagne für den geothermischen Ausbau in Deutschland – Status Quo und Perspektiven

Inga Moeck — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Datenkampagne für den geothermischen Ausbau in Deutschland – Status Quo und Perspektiven

Die Emulierte Erdwärmesonde (E-EWS) – Eine Möglichkeit zur Untersuchung von TRT-Geräten unter realitätsnahen Umgebungseinflüssen

Hanne Karrer — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Die oberflächennahe Geothermie spielt bereits heute und wird in Zukunft vermehrt eine wichtige Rolle bei der Erreichung der Klimaziele des Pariser Abkommens spielen. Für die Auslegung von Geothermie Anlagen ist es neben weiteren Parametern entscheidend, die Wärmeleitfähigkeit des Untergrundes sowie den thermischen Bohrlochwiderstand zu kennen. Ein Thermal Response Test (TRT) ist die Methode der Wahl, um diese Werte zu ermitteln. Deshalb haben zwei Teams in Schweden (Gehlin) und den USA (Spitler) in den 1990er Jahren mobile TRT-Geräte entwickelt.

Seitdem gibt es zahlreiche Beschreibungen und Empfehlungen für die Durchführung der Tests, einschließlich der Vorgaben für den Testaufbau, die Anforderungen an die Messgeräte sowie die Auswertung eines TRTs, wie beispielsweise die VDI Richtlinie 4640 Blatt 5 in Deutschland. Dies ermöglicht jedem Testanbieter ein eigenes TRT-Gerät zu bauen und einen solchen Test durchzuführen. Allerdings gibt es bislang noch keine etablierte Methode für die Überprüfung von TRT-Geräten einschließlich des Testablaufs und der Testauswertung.

Die Idee von Kontrollmessungen für TRT-Geräte stammt aus dem IEA ECES Annex 21 "Thermal Response Test". Ein Ansatz wäre die Verwendung von Referenzmessungen an einer gut bekannten Erdwärmesonde. Die Durchführung einer Reihe von Tests wäre jedoch aufgrund der langen Regenerationsphasen des Erdreichs nach jedem TRT sehr zeitaufwendig. Außerdem wären die Randbedingungen im Laufe eines Jahres nicht vollständig reproduzierbar. Zur Qualitätssicherung von TRT-Geräten wurde daher am ZAE Bayern eine emulierte Erdwärmesonde (E-EWS) entwickelt und gebaut. Sie bildet das thermische Verhalten einer realen Erdwärmesonde (EWS) nach. Es können verschiedene EWS Parameter (Länge, Einzel- und Doppel-U-Rohre, Durchmesser, etc.) sowie verschiedene Untergrundeigenschaften (Wärmeleitfähigkeit, Temperatur des ungestörten Untergrunds, etc.) eingestellt werden. Dadurch können verschiedene TRT-Geräte innerhalb kurzer Zeit getestet werden. Diese werden an die E-EWS angeschlossen wie an eine reale EWS. Die E-EWS funktioniert dabei nach dem Hardware-in-the-Loop Prinzip.

Besonders der Ausschluss der Umgebungseinflüsse auf die TRT Messung von solarer Einstrahlung, über Wind und Regen bis hin zu Spannungsschwankungen des elektrischen Netzes, wie sie im Feld und besonders auf Baustellen vorkommen, stellen eine große Herausforderung für die TRT-Geräte und den Testablauf dar. Daher wurde im Rahmen des vom BMWK geförderten Verbundvorhabens „QEWSplus – Qualitätssteigerung oberflächennaher Geothermiesysteme“ (FKZ: 03EE4020) die E-EWS in einem Optimierungsschritt unter anderem um die Möglichkeit der Nachbildung auch dieser Einflüsse ergänzt.

In diesem Vortrag sollen nun der aktuelle Entwicklungsstand der E-EWS dargestellt, sowie die Ergebnisse der ersten Messungen mit verschiedenen TRT-Geräten unter Einbezug der Emulierung der Umgebungseinflüsse vorgestellt werden.

Effizienzsteigerung von geothermischer Stromproduktion durch Ultra-Vernebelung

Joseph Piotrowski, Dr. Heiner Menzel, Jijo Johnson, Markus Cechovsky — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Vorgestellt wird die Steigerung der Stromproduktion des Geothermiekraftwerks Insheim an heißen Tagen mit Hilfe einer Ultra-Vernebelungsanlage.

Improving economics of geothermal projects through low-cost side-track drilling

Paromita Deb — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Derived from the earth’s natural heat, geothermal energy is a reliable, sustainable and baseload energy source, which can play a critical role towards achieving a net-zero future. However, large capital costs involved in drilling into the uncertain subsurface structures (up to 50 % - 75 % of total project costs) have a strong impact in the overall project economics. A significant reduction in drilling costs is necessary for scaling-up the use of this sustainable source of energy. Within the project DEPLOI the HEAT (DEmonstrate Production enhancement with LOw cost sIde-track drilling for HEAT production), a novel drilling technology - Directional Steel Shot Drilling (DSSD) offers an innovative solution for the cost-effective construction of multilateral slim holes (Fig 1-left). The technology uses high pressure jets containing steel shot particles, which are injected in the mudline and retrieved again at surface.

Figure 1: Schematic figure of multi-laterals using DSSD technology (left) and schematic of a fractured reservoir intersected by multi-laterals (right).

Developed by Canopus Drilling Solutions B.V., DSSD can drill cost effective slim holes in any desired direction from one main hole boosting reservoir connectivity and well productivity (Fig1 -right). The operational performance of the DSSD technology is tested in the full-scale pilot field trial performed in the underground test site in VersuchsStollen Hagerbach in Switzerland. Its efficiency in increasing geothermal energy production and improving the overall economics of geothermal projects is investigated by a series of stochastic numerical modeling studies performed in the mid-depth fractured limestone reservoirs of the Swiss Molasse basin. Results of the pilot field trial in the Swiss test site as well as the numerical study investigating the production and economic performance of multi-lateral wells will be presented in this paper.

Die separatus® Splitpipe-Technologie in der Praxis

Benjamin Pernter — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Zur Einleitung werden kurz folgende Hindernisse für ein signifikantes Marktwachstum von Erdwärmesonden (EWS) identifiziert: Hohe Kosten im Vergleich zu Luft-Wärmepumpen, stark förderungsabhängig, begrenze Bohrkapazitäten. Beim wichtigen Renovierungsmarkt wirkt außerdem der große Platzbedarf für die Maschinen und Zuleitungen abschreckend, denn damit gehen Wiederherstellungsmaßnahmen an Gärten und Wegen einher.

Auf der GeoTHERM 2024 hat separatus das neuartige Splitpipe-EWS-Konzept erstmals der Öffentlichkeit vorgestellt und ist dabei auf großes Interesse gestoßen. Ein Zweikammer-Rohr vereint Vor- und Rücklauf, macht die Produktion von EWS ressourcensparender, optimiert Transport und Lagerung, ermöglicht unerreicht schlanke Bohrungen und vereinfacht die Installation erheblich. Das Gesamtkonzept senkt die Investkosten für EWS um deutliche 30%, somit nachweislich auf das Niveau einer Luft-WP. Aufgrund des geringen Bohrdurchmessers kann das Bohrequipment massiv verkleinert werden, um kaum noch Flurschäden zu erzeugen und ist auch in Innenhöfen, kleinen Gärten und schmalen Durchgängen einsetzbar. Zudem können Bohrunternehmen ihre Kapazitäten effizienter nutzen.

Nach der Einleitung erklärt der Vortrag das Funktionsprinzip der separatus Splitpipe-Idee, damit im Anschluss die Kostenstruktur einer komplett installierten EWS-Anlage deutlich gemacht werden kann. Seit der Einreichung für die GeoTHERM 2024 wurden erste Anlagen erfolgreich realisiert, wodurch jetzt interessantes Datenmaterial von Vergleichen an verschiedenen EWS-Typen zur Verfügung steht. Die Präsentation analysiert die Messergebnisse und vergleicht parallel dazu die zu erwartenden Investkosten. Es wird auch die Bestimmung des Bohrlochwiderstands für den neuen separatus EWS-Typ gezeigt, was die Simulation mittels diverser Programme wie EED und GHEtool ermöglicht. Zudem werden die gewonnenen Planungs- und Installationserfahrungen weitergegeben.

ECoPID PROJECT

Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Deep geothermal fluids extracted from the Upper Rhine Graben (URG) are notable for their high temperature (over 150°C), acidic pH (around 5), dissolved gases (predominantly CO₂), and containing more than 100 g/L of dissolved solid, mainly Cl, Na, Ca and K ions. The cooling of geothermal fluid in heat exchangers for electricity or heat production leads to a change in thermodynamic equilibrium and consequently the formation of scaling/deposits. In the URG, the most common mineral precipitations can trap heavy metals (Pb, As, and Sb) and radionuclides such as ²¹⁰Pb, which come from the decay of uranium and thorium naturally present in the crystalline reservoir.

The ECoPID project addresses the challenges posed by these deposits and their associated corrosion, aiming to enhance the efficiency and longevity of geothermal power plants. Thanks to its collaborators Kurita, ES Géothermie and ADEME, the project encompasses the development of environmentally responsible treatments (scale inhibition, dispersion of residual radioactive deposits, etc.), laboratory and field trials (innovative tests, pilot plant), and an economic assessment of the proposed solutions. The goal is to improve the performance of the geothermal process and mitigate the impact of the plant on the workers’ health and the environment. The project also discusses the implications of these deposits on the operation and maintenance of geothermal plants, highlighting the importance of ongoing research and innovation in this field.

This contribution aims to introduce and detail the background, work-packages and status of related ongoing project.

Key capabilities of nodal seismic data acquisition systems to enable their efficient use in urban areas and to ensure data quality.

Andrew Clark, Piotr Potepa — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Geothermal projects often require the acquisition of seismic data in urban areas. Single sensor node recording systems are the most cost effective, operationally efficient, and least environmentally intrusive method to acquire this data. However, there remain operational and data quality challenges with regards to quality control, data security, and signal to noise monitoring due to the lack of real time feedback. Developments in LPWAN QC networks provide solutions to these issues.

The utilization of LPWANs provides the real time QC status of the nodal recording spread without the physical intervention of staff thereby improving risk mitigation, operational management and reducing HSE exposure. The risk of third party, removal or interference with nodes and the consequent loss of data especially in densely populated areas is mitigated. In addition, ambient noise levels can be monitored to ensure an acceptable signal to noise ratio data is acquired.

The authors will discuss the challenges of urban data acquisition and how these are addressed with LPWAN QC networks.

Eine Optimierte HT-Stabile Neuartige Bohrflüssigkeit für Geothermische Bohrungen

Johann Plank — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

In einem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) geförderten Projekt haben wir vor kurzem eine neuartige, hochtemperaturstabile Bohrspülung auf Wasserbasis entwickelt, die außergewöhnliche Tragkraft- und Bohrlochreinigungseigenschaften aufweist und damit eine deutlich verbesserte Eindringtiefe bei erheblich reduzierten Bohrkosten ermöglicht. Diese Bohrspülung weist einen außergewöhnlich hohen Fließpunkt und eine niedrige plastische Viskosität auf, was ein einfaches Pumpen und eine effektive Feststoffkontrolle ermöglicht. Ausführliche technische Details zu den Eigenschaften dieser Flüssigkeit werden in der Präsentation enthalten sein.

Regionale Wärmewende mit Tiefengeothermie

Jonas Wilke — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Bericht über eine in 2023 gegründete, kommunale
Gesellschaft, welche zum Ziel hat, im Landkreis Karlsruhe ein Fernwärmenetz aufzubauen, welches Wärme aus tiefengeothermischen Anlagen interkommunal verteilt.

Electro-Pulse Power drilling tool development

Geertjan Van Og, Robert Plat — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Electro-Pulse Power (EPP) Drilling is an advanced technology that uses high-voltage electrical pulses to break down rock formations. EPP drilling uses high-voltage electrical pulses to generate mechanical stress in rock with minimal contact opposed to conventional rotary drilling. The technology offers unique advantages and opportunities over alternative drilling methods.

Developing drilling equipment is challenging because of the extreme operational environment, unpredictable subsurface and very specific equipment requirements. Introducing novel tools, especially using innovative, non-mechanical cutting technology requires a proper understanding of all requirements. Therefore, the DEEPLIGHT consortium was created to ensure a drilling solution is built that meets industry standards and requirements. This international consortium consists of equipment builders, universities & knowledge institutes, geothermal operators and drilling service companies with the objective to build a working EPP prototype and develop related technology.

This presentation will focus on the rock breaking principle of EPP drilling and will show examples of applications, specific benefits & opportunities. Finally, a brief overview of the current developments will be given.

PV-T in Kombination mit oberflächennaher Geothermie

Peter Kömmelt — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Funktionsbeschreibung, Auslegung und Rahmenbedingungen eines PV-T Systems (multiQ sun - unabgedeckter und unverglaster Kollektor, der mit handelsüblichen PV Anlagen überbaut werden kann) in Kombination mit Wärmepumpen: als a) einzige Quelle der Wärmepumpe im Vergleich zu b) Regenerationsquelle von oberflächennaher Geothermie. Theoretische Ertrags- und Auslegungsberechnungen, sowie Polysun Simulationen werden ergänzt durch eine Vielzahl von Referenzbeispielen realisierter multiQ sun PV-T Anlagen. Die Referenzen umfassen die Bereiche vom Einfamilienhaus, über industrielle Anwendungen bis hin zu Quartierslösungen.
Der Vortrag aus Herstellersicht beleuchtet aus Praxissicht die Auslegung, die Sinnhaftigkeit, die Grenzen und die Wirtschaftlichkeit von PV-T Systemen im Hinblick auf die Kombination mit oberflächennaher Geothermie.

Das Projekt Perlenschnur

Andreas Lederle — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Die Wärmeversorgung steht bundesweit vor dem größten Umbau seit dem Wiederaufbau 1945. Allein in der bayerischen Landeshauptstadt München müssen 1,6 Millionen Menschen auf erneuerbare Wärmekonzepte umgestellt werden. Hinzu kommen weitere 1,3 Millionen Menschen im direkten Umland. Die Geothermie kann und wird einen wesentlichen Beitrag zur Dekarbonisierung dieser Wärmesenke leisten. Damit einhergehend verändert sich die Geschäftsbasis der Wärmeversorger im gesamten Großraum. Die Erdwärme Grünwald (EWG) - ein kommunaler Energieversorger im Landkreis München - zeigt mit ihren laufenden Bestandsprojekten sowie gerade entstehenden neuen Großprojekten im Rahmen der „Perlenschnur“, wohin die Reise im bayerischen Geothermiemarkt gehen kann.

Die Erdwärme Grünwald ist ein kommunaler Energieversorger und betreibt in Grünwald rd. 120 Kilometer Fernwärmenetz. Die Wärme stammt zu über 90 Prozent aus tiefer Geothermie. Zu diesem Zweck betreibt die Erdwärme Grünwald das geothermische Heizkraftwerk Laufzorn. Dort wird aus überschüssiger Wärme über eine hochmoderne ORC-Anlage zusätzlich Strom für das öffentliche Netz erzeugt. Darüber hinaus betreibt die Erdwärme Grünwald als 95-prozentiger Gesellschafter ein zusätzliches Tiefengeothermieprojekt in Unterhaching und versorgt dort rd. 70 km Fernwärmenetz mit geothermischer Wärme gleicher Qualität. .

Im Jahr 2014 hat die Erdwärme Grünwald eine interkommunale Verbindungsleitung zwischen den beiden Heiz(kraft)werken errichtet, um eine intelligente und flexible Fahrweise zwischen den beiden Erzeugungsstandorten und Netzen zu ermöglichen. Dies schafft Effizienz und Redundanz. Durch den damit verbundenen Zusammenschluss der beiden Netze betreibt die Erdwärme Grünwald neben Island heute das wohl grösste, klimafreundliche geothermische Fernwärmenetz Europas.

Im Gegensatz zu bestehenden großen Fernwärmenetzen, in denen Erneuerbare Energien heute - wenn überhaupt - meist nur eine Ergänzung darstellen, sammelt die Erdwärme Grünwald seit nunmehr zehn Jahren Know-how, um erneuerbare Fernwärme flächendeckend nutzbar zu machen. Und das Potenzial ist da!

Der Großraum München liegt im bayerischen Molassebecken - der meistgenutzten geothermischen Region Deutschlands. Auf den bergrechtlichen Bewilligungen im Großraum München ist noch ausreichend Potenzial, um weitere Geothermieanlagen zu errichten. Um diese zu heben, treibt die EWG das Programm „Perlenschnur“ voran. Die Perlenschnur-Projekte heben die Potenziale im Untergrund und bringen sie über große zusammenhängende Fernwärmeleitungen über weite Strecken zu den Verbrauchern.

Als erste „Perle“ wird zum aktuellen Zeitpunkt das neue Geothermieprojekt „Laufzorn II“ auf dem Feld Grünwald umgesetzt. Aus einer Doppeldublette, für die die Bohrungen 2025 beginnen, sollen bis 2028 über 50 MW erneuerbare Fernwärme zur Verfügung stehen. Das Investitionsvolumen beträgt rd. 150 Mio. €. Gefördert wird diese erste Perle über das BEW. Weitere Tiefengeothermie-Projekte an günstigen Standorten auf unserem Feld Unterhaching sind in der Pipeline.

Als „Schnur“ entsteht eine über 14 Kilometer lange Fernwärmeleitung, die die Wärme aus allen Projekten bündelt und in die Landeshauptstadt München transportiert. Über Seitenäste werden die Ortschaften entlang der Strecke mit erneuerbarer Fernwärme versorgt. Durch die Bündelung der Leistung aus einzelnen Projekten wird der Transport von Fernwärme auch über weite Strecken wirtschaftlich.

Faster drilling by softening hard granite rocks for deep geothermal: A reality using hybrid drilling technology from ORCHYD

Naveen Velmurugan — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Geothermal energy is a leading candidate to meet the Net Zero Emission strategy by 2050 by providing clean, sustainable, and non-intermittent renewable source of energy. However, high drilling costs serves as a bottleneck for its scalability and adaptability across the globe. The primary reason for its elevated costs come from drilling deep, hard crystalline rocks such as granites that are found at depths more than 4 km. Drilling deeper rocks comes at a higher expense of energy required to break rocks under high confining stresses. The ORCHYD (Novel Drilling Technology Combining Hydro-jet and Percussion for ROP Improvement in Deep Geothermal Drilling) project was set up under Horizon 2020 program, funded by the European Commission, to study a different technique to increase the drilling performance in deep geothermal wells.

In ORCHYD technology, high-pressure water jetting (HPWJ) and percussion drilling techniques are combined to efficiently break the hard granite rocks. A peripheral groove created using the high-pressure water jet isolates the rock surface from the surrounding stress regimes, essentially softening it and eases the rock breakage when a mud hammer is utilized. Elaborate numerical and experimental studies were carried out over the last 3 years in designing and optimizing the influencing parameters of this hybrid drilling technology. Some of the factors considered were shape and size of the drill bit inserts, their distribution on the drill bit surface, profile of the drill bit; position, shape and size of the high-pressure nozzle to optimize the stress release effect; and other operating conditions such as the nozzle jet pressure, mud flow rate for hammer operation. All these factors – individually and in combination – were meticulously tested on a laboratory scale rig under realistic downhole conditions. Our latest prototype showcased a 4X increase in the ROP as compared to the conventional drilling technologies. Such promising results were achieved due to the combined effect of stress release effect because of peripheral slotting (1-2 cm deep) by high pressure water jet and reflection of the percussive pressure wave against the free surface in the periphery.

In this work, the following will be presented: An overview of the comprehensive study of the design and fabrication of the prototype; Optimization of the influencing factors of the hybrid drilling technology; and performance of the tests carried out at the drilling test rigs in Pau, France. ORCHYD technology paves a way for faster and efficient drilling in hard granites, resulting in cost reduction of deep geothermal wellbore construction.

Prognose der thermischen Gewinne von horizontalen Anbindeleitungen bei Erdwärmesondenanlagen

Markus Kübert — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Oberflächennahe Geothermie ist aufgrund der hohen Effizienz beliebt für die Beheizung und Kühlung von Gebäuden. Hier kommen insbesondere Erdwärmesondenanlagen zum Einsatz. Systembedingt bestehen diese Anlagen aus den vertikalen Sondenbohrungen und den horizontal verlegten Vor- und Rücklaufleitungen zur Anbindung der Bohrungen über Verteiler in den Technikraum.

Bei der thermischen Auslegung von Erdwärmesondenanlagen werden in den marktüblichen Simulationsprogrammen nur die thermischen Gewinne der Sondenbohrungen berücksichtigt. Die thermischen Gewinne der horizontalen Anbindeleitungen von den Sonden zu den Unterverteilern bzw. zum Gebäude bleiben bei der Anlagenauslegung unberücksichtigt. Als Teil der geothermischen Wärmequelle können die horizontalen Anbindeleitungen einen nicht unerheblichen Anteil der Heiz- und Kühlanforderungen decken. Hierdurch können vertikale Bohrmeter eingespart und geothermische Anlagen mit Erdwärmesonden insgesamt optimiert werden.

Zur Prognose der thermischen Gewinne von horizontalen Anbindetrassen wurden seitens der tewag unter anderem numerische Simulationen mit dem Modell Delphin durchgeführt. Diese betrachten unterschiedliche Trassenbreiten (Anzahl der parallel verlegten Rohrleitungen) sowie thermische Nutzungen (nur Wärmeentzug im Heizfall, Wärmeentzug/-injektion im Heiz- und Kühlfall).

Im Vortrag werden die Simulationsergebnisse anhand ausgewählter Beispiele vorgestellt. Weiterhin werden aus den Simulationen erste Empfehlungen zur Abschätzung der thermischen Gewinne von horizontalen Anbindeleitungen in der Praxis abgeleitet.

Ein DGMK/BVEG Leitfaden zum bohrtechnischen Risikomanagement bei Tiefengeothermieprojekten

Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Wie in vielen anderen Bereichen der Welt erleben wir auch in Deutschland ein stark gesteigertes Interesse am schnellen Ausbau der Tiefen Geothermie, die für die Dekarbonisierung der Wärmeversorgung unverzichtbar ist. Die nachhaltige Erschließung des Energiepotentials erfordert dabei das bestmögliche Verständnis des geologischen Untergrundes, die Fähigkeit zu sicheren und wirtschaftlichen Bohrungen sowie den richtigen Umgang mit geologischen und operativen Unsicherheiten.

Um diesen Herausforderungen zu begegnen, haben die DGMK ^[1] und der BVEG ^[2] gemeinsam zwei Leitfäden erstellt, die sich an alle Institutionen und Personen richten, die sich mit tiefer Geothermie befassen, als Investor, Versicherer, Planer, Projektentwickler, Betreiber, behördlicher Aufseher und Genehmiger. Der Leitfaden zur wirtschaftlichen Bewertung geologischer Risiken tiefengeothermischer Projekte bietet eine standardisierte Methode zur planerischen Bewertung hydro- und petrothermaler Projekte. Der Leitfaden zum bohrtechnischen Risikomanagement bei Tiefengeothermieprojekten, der im folgendem näher erläutert wird, gibt wesentliche Handreichungen beim Umgang mit bohrtechnischen Risiken, insbesondere zur Methodik bei Planung und Durchführung der Bohrungen.

Jede Tiefbohrung bringt individuelle und projektspezifische Anforderungen mit sich, was u.a. den regionalen geologischen Gegebenheiten geschuldet ist, und erfordert den verantwortungsvollen Umgang mit den erheblichen einzubringenden finanziellen Mittelen. Die adäquate Planung und sichere Ausführung von Bohr- und Testarbeiten sollte daher einem strikten systematischen Risikomanagementprozess unterliegen, welcher in der vorgestellten Richtlinie umfassend beschrieben wird. Es werden Techniken wie z.B. ein Risikoregister zur Schaffung von grundlegenden Strukturen zur Erstellung einer Tiefbohrung und zur Identifizierung und Mitigierung von Bohrrisiken aufgezeigt, derer man sich unterschiedlich, d.h. technisch (z.B. Vorhalten alternativer Messinstrumente) oder versicherungstechnisch annehmen kann. Auf Basis des hier aufzeigten Managementprozesses kann eine Tiefbohrung systematisch geplant, umgesetzt und die Kosten in der Regel deutlich verringert werden.

Geoscience behind an Eavor-Loop – Complex Geology requires special attention

Heike Falk — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Together with Enercity, a municipal heat network energy provider, Eavor is planning to build Eavor-Loops in the larger city area of Hannover. Being located in the Lower Saxony Basin the Hannover area has seen a complex geological development; experiencing graben building in the Lower Permian, salt deposition in the Zechstein and in the Triassic, burial and sediment accumulation, compression and inversion during the Cretaceous accompanied by continuous salt movement. Placing an Eavor Loop inside a relatively thin package of stable rocks that would support the open hole laterals during their anticipated more than 30 years of working life, requires good knowledge of those rock properties. Furthermore, the structural model needs to be as good as possible to guide the directional drilling of the Loops. To exactly plan the whole installation and predict the thermal output offered to the heat network, good knowledge of related thermal parameters is essential. The geoscience team of Eavor is presenting what was done by the team to best image and describe the geology surrounding the future Eavor-Loops supporting Enercity to help decarbonize their heat network in Hannover.

Subjects covered are the quest for data, integrating data, understanding the geology, conducting studies to add more information on rock properties, analyse the stress field and the well stability, and to mitigate risks related to confirmed high pore pressures in the area. The team tries to answer the question how many geoscientists it takes to build an Eavor-Loop.

Geothermische Technologien in Ballungsräumen -Ein Beitrag zur Wärmewende und zum Klimaschutz-

Ingrid Stober — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Vorgestellt wird die neue Studie, die bei der Deutschen Akademie der Technikwissenschaften (acatech) erschienen ist. An der acatech Studie haben mitgewirkt: R. Emmermann, R. Schulz, I. Stober, F. Wenzel, J. Lauterjung, R. Bracke, H.-M. Henning, C. Chur, W. Müller-Ruhe, I. Sass, K. M. Reinicke, E. Knapek, Ch. Krawczyk.

Die Wärmewende ist eine Voraussetzung dafür, dass die Energiewende als Ganzes gelingt. Denn über die Hälfte der in Deutschland verbrauchten Energie wird genutzt, um Häuser, Büros und Geschäfte zu heizen und um Wärme für Gewerbe und Industrie bereitzustellen. Bei der Umstellung auf erneuerbare Energien kommt der Geothermie eine besonders wichtige Rolle zu. Diese Wärme muss nicht erzeugt werden, sie ist verfügbar. Die Herausforderung besteht darin, sie an die Erdoberfläche zu transportieren und direkt nutzbar zu machen.

Das größte Nutzungspotenzial für geothermische Systeme liegt in den urbanen Ballungszentren. Der Wärmebedarf ist dort groß, die Abnahmedichte hoch, und häufig gibt es bereits Wärmeverteilnetze. Die acatech STUDIE konzentriert sich deshalb auf die potenzielle Nutzung der mitteltiefen bis tiefen hydrothermalen Geothermie über zentrale Heizanlagen in urbanen Räumen.

Zentral gespeiste, effiziente Wärmeverteilnetze stellen in urbanen Räumen genauso wie in Neubaugebieten in ländlichen Regionen ein bestimmendes Element der Wärmewende dar. Sie bieten den Vorteil, eine hohe Anzahl von Verbraucherinnen und Verbrauchern einzubinden, und die Möglichkeit, große Mengen erneuerbarer Energien in den Wärmemarkt einzuspeisen. Durch Hochtemperatur- und Großwärmepumpen ist es heutzutage möglich, unterschiedlich temperierte Fernwärmenetze miteinander zu koppeln und Aquiferspeicher effizient zu nutzen.

Zusätzlich zu der stark ausbaufähigen Option der direkten Gewinnung von Wärme aus der Tiefe bietet die Geothermie vielfältige weitere Möglichkeiten: Geothermische Speicher - sowohl oberflächennah als auch in der Tiefe - können Wärme aus allen denkbaren Quellen wie erneuerbaren Energien, Abwärme oder Kühlprozessen speichern und zeitversetzt zur Verfügung stellen. Geothermische Nutzungssysteme sind vielseitig und lassen sich an einem Standort auch in verschiedenen Tiefen, also quasi stockwerksförmig „übereinander“ realisieren. Neben der Deckung des Wärmebedarfs können geothermische Technologien auch zur Kälteversorgung und zur Kältespeicherung genutzt werden. Gebäudeklimatisierung wird in Deutschland aufgrund der zu erwartenden Klimaerwärmung künftig an Bedeutung gewinnen.

Main outcomes of the Prefeasibility Study of the Ageli project aiming to produce lithium carbonate battery grade with low environmental impacts from deep geothermal brine in the French Upper Rhine Graben

Clement Baujard — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

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, aiming to produce lithium carbonate battery grade, with low environmental impacts from deep geothermal brine in the French Upper Rhine Graben. ÉS is a leading regional company in Alsace, active in renewable energy production, distribution, electricity and gas supply. ÉS is currently operating the two geothermal plants in the French Upper Rhine Graben: Soultz-sous-Forêts and Rittershoffen. Eramet is a global mining and metallurgy group developing the critical metals for the energy transition. ERAMET has developed a Direct Lithium Extraction (DLE) process and inaugurated in July 2024 a 24,000 t/year LCE plant at Centenario in Argentina.

The Ageli’s Prefeasibility Study (PFS) was completed in 2024. From a subsurface perspective, the PFS allowed the estimation and validation by a Competent Person of the lithium resource and the elaboration of a Field Development Plan. The numerical simulations carried out by reference service companies and reservoir engineers, based on a complete subsurface dataset, including 3D seismic survey, core measurements, single well tests and multiple wells circulation tests, lead to the definition of the best well patterns to allow significant brine production while minimizing the lithium depletion at production wells. The calculations showed that a sustainable lithium production of more than 10 000 t LCE/year can be achieved in a first phase.

The Ageli’s PFS surface studies comprised in situ pilot testing, laboratory testing and engineering studies. A three-columns pilot unit was installed at the Rittershoffen geothermal plant and was operating during 8 months under representative industrial conditions (pressure, temperature). This pilot testing allowed the determination of the optimal lithium extraction setting using the sorbent patented by Eramet. Laboratory tests were also performed to confirm the flow sheet after the lithium extraction (conversion of the lithium chloride into lithium carbonate battery grade). And finally, engineering studies developed by a reference service company designed the process and infrastructures of the lithium extraction and purification. Heat and power generation associated with the geothermal energy were also designed. Special attention was paid on a synergy between geothermal energy production and the lithium extraction and conversion process.

The Ageli’s PFS also included environmental assessment and permitting activities. Environmental assessment comprised fauna and flora investigation, as well as carbon footprint (Life Cycle Analysis) and water consumption estimation based on the mass and energy flow balances developed in the engineering studies. Drilling Authorizations are under preparation and lands were secured. Finally, a robust business plan was developed in the PFS, based on subsurface and surface engineering results and environmental activities. This business plan includes sensibility analyses, and some optimizations were highlighted for the Detailed Feasibility Study (DFS).

The next phase of the project is starting early 2025 and consists in drilling and testing new wells to validate the resource production pattern as well as building and operating a demonstration plant and training centre to adjust field scale production and validate assumptions of the DLE process and purification steps. End of this phase is expected in 2026. Start of the execution of the complete geothermal-lithium Ageli project is expected from 2027 and a commercial production of Li₂CO₃ will be achieved by 2030.

Wärme- und Kälteversorgung des Campus des Uniklinikums Köln über Grundwassernutzung

Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Innerhalb des durch das BMWK geförderten Forschungsprojektes „well-ness“ wird die Nutzung von Grundwasser zu Heiz- und Kühlzwecken am Campus des Uniklinikums Köln messtechnisch begleitet. In der finalen Ausbaustufe der geothermischen Anlage wird die Liegenschaft über acht mit einer Ringleitung verbundenen Brunnen versorgt. Es wird eine Heizlast von 3,3 MW gedeckt.

Im Rahmen des umfassenden Monitorings der Anlagen und Gebäude sollen Optimierungsansätze für die Anlagenauslegung und den Betrieb validiert und die Betriebseffizienz gesteigert und die THG-Emissionen reduziert werden. Ein weiterer Bestandteil des Projekts ist die Erstellung eines Simulationsmodells der Gebäude und des dazugehörigen komplexen Energieversorgungssystems, das die Nutzung oberflächennaher Geothermie einschließt. Fallstudien sollen verschiedene Regelungs- und Betriebsstrategien evaluieren, woraus Empfehlungen abgeleitet werden. Abschließend sollen Auslegungsvorschläge für vergleichbare Anwendungen entwickelt werden.

Die Nutzung geothermischer Ressourcen als Energie- und Rohstoffquelle – das Projekt GreenSoda

Hans - Jürgen Friedrich — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Vorgestellt werden soll ein neues Verfahren zur Herstellung von Soda als essenttielles chemisches Produkt auf stofflicher Basis von Thermalsolen und mit Nutzung der Erdwärme für die Bereitstellung der thermischen Energie im Herstellungsprozess. Dadurch könnten perpektivisch bis zu 1.2 Mio t/a an CO2-Emissionen eingespart werden.

Web Tool for Analyzing the Impact of Geothermal Borehole operation on Ground Temperature in densely populated areas

Anuj Keshav, Julian Schoch — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Die Nachfrage nach fortschrittlichen Instrumenten zur Evaluierung der Bodentemperatur und -kapazität nimmt kontinuierlich zu, da Erdwärmepumpen (GSHP) in dicht besiedelten Regionen weltweit zum Einsatz kommen. Bestehende Werkzeuge wie EED werden von Wärmepumpenplanern häufig für die detaillierte Bohrlochplanung verwendet, wobei die g-Funktion (Spitler et al., 2022) zur Modellierung der thermischen Reaktionen genutzt wird. Allerdings ist zu konstatieren, dass den genannten Werkzeugen eine dynamische Integration geothermischer Bohrlochdaten fehlt. Diese wären jedoch erforderlich, um schnelle Einblicke in die Bodentemperaturschwankungen aufgrund bestehender und neuer Bohrlochoperationen zu gewinnen. Auf diese Weise könnte eine Überbelegung und Übernutzung in Gebieten mit hoher Dichte verhindert werden.

Im Rahmen dieser Arbeit wird die Entwicklung einer speziellen Webanwendung für geothermische Bohrlöcher in Stockholm präsentiert. Die oberflächennahe Geothermie stellt in Schweden mit 131.192 aktiven Bohrlöchern eine vielversprechende Quelle für Wärmepumpen dar. Das in dieser Arbeit entwickelte Tool ermöglicht die Simulation der Reaktion der Bodentemperatur sowohl an bestehenden als auch an potenziellen Bohrlöchern und bietet Prognosen für die Gegenwart sowie die nächsten 20 Jahre. Es löst einen wichtigen Bedarf der Stadt Stockholm und kann potenziell auch in anderen Städten zum Einsatz kommen.'

Die Entwicklung des Tools basiert auf einem umfassenden Ansatz der Webentwicklung, wobei JavaScript für das Frontend und Python für Backend-Berechnungen zum Einsatz kommen. Es integriert mathematische Modelle, die auf der Theorie der FLS basieren, mit realen Bohrlochdaten, welche auf einer interaktiven Karte visualisiert werden. Das Tool basiert auf der Dissertation von Maria Letizia Fascì, welche sie während ihrer Promotion verfasst hat. Die durchgeführten Simulationen verdeutlichen, dass die Aktivität von Bohrlöchern einen Einfluss auf die Bodentemperaturen ausübt, selbst in Gebieten, in denen keine direkten Installationen vorgenommen wurden, sondern lediglich der Einfluss benachbarter Bohrlöcher zu berücksichtigen ist. Die beschriebene Funktion erlaubt eine zeitökonomische Evaluierung der langfristigen Temperaturauswirkungen, die aus einer kontinuierlichen Wärmebelastung resultieren. Zudem unterstützt sie die Entscheidungsfindung bezüglich künftiger Bohrlochinstallationen.

Eine der Anwendungen des Tools ist die Generierung einer sogenannten Heatmap, welche die Identifizierung von kühleren Zonen sowie die Energieplanung unterstützt. Das Tool wurde speziell für ein breites Publikum entwickelt, von Regierungsbehörden, die den Ausbau der Geothermie beaufsichtigen, bis hin zu Planern und der Öffentlichkeit. Die benutzerfreundliche Oberfläche des Tools gewährleistet, dass es für alle zugänglich ist und nur minimale technische Kenntnisse erfordert. Dies gilt unabhängig davon, ob die Nutzer:innen politische Entscheidungsträger:innen, Energieplaner:innen oder Planer:innen sind. Das Tool bietet eine einfach zu bedienende Plattform, um fundierte Entscheidungen im Bereich des geothermischen Energiemanagements zu unterstützen. Die Präsentation folgt zusammen mit der Problembeschreibung, der Methodik und der Online-App-Demonstration.

Modelling of the benefits of Curved Borehole Heat Exchangers

Diederik Wawpe, Bas Godschalk, Bastiaan Rus — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

The Canopus innovative directional steel shot drilling technology was developed for high rate of penetration low-cost cost directional drilling of deep geothermal wells. At the request of various customers in Europe it is now also being developed for the drilling of shallow curved Borehole Heat Exchangers (BHE’s) coupled to ground-source heat pumps.

In this research, the performance of curved shallow BHE’s was assessed theoretically in terms of energy output and economics. The energy output was simulated with Earth Energy Designer (EED) and FEFLOW. Curved BHE’s have a small surface footprint because they can be drilled from one central location rather than several spots throughout a field. Also, earlier results and literature showcased higher rates of extraction per meter of BHE (W/m). Significant increases in the energy output and decreases in LCOH were found in this research. The increase in energy output can be explained through the increase of background temperature and the lack of interference between the BHE's for the curved cases.

Was muss Deutschland für den Hochlauf der Tiefengeothermie in urbanen Gebieten tun ?

Nils-Peter Schmidt — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Was muss Deutschland für den Hochlauf der Tiefengeothermie in urbanen Gebieten tun ?

Limiter redesign workflow yields positive results in deep geothermal drilling in Switzerland

Alexis Garcia, Noynaert, Tom Huggett — Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

As companies are considerably increasing geothermal energy as a crucial element in their decarbonization strategies, the need to reduce costs and increase efficiency in hot hard rock drilling is gaining significant importance.

The lessons from FORGE (Frontier Observatory for Research in Geothermal Energy), a U.S. Department of Energy (DOE) geothermal project in Utah that started in 2020 over a 5-well program, were implemented using the same physics-based practices workflows developed by a group in Texas A&M University, aimed to reduce flat time generated from key performance limiters such as BHA whirl, lack of weight transfer, resonant RPM, and other parameters that accelerate drilling dysfunctions.

To reduce the drillability uncertainty into hard rock, evaluation of core samples extracted from 3 different offset wells yielded conclusive results. The lithologies included Monzonite, Metapelite and Granite, representing different grain structures. These were analyzed in the laboratory for single PDC cutter testing at different depths of cut. One of the three samples required 10-15% higher forces both axially and tangentially, suggesting a higher compressive strength compared to the granite found at FORGE.

Rapid bit iterations were critical to extend the cutting structure longevity and rate of penetration based on dull conditions seen in each run. These included different body configurations and PDC cutter grades and shapes that would perform optimally under typical higher weight on bit using high torque motor and rotary assemblies.

The combination of a good BHA design, the use of aggressive bits with shaped cutters and maximizing WOB resulted in reduced vibration levels as recorded in the MSE (Mechanical Specific Energy) trends and bit dulls led to better drilling performance. Physics-based practices training and re-training for all people involved played a significant role for achieving such results.

Niedrigtemperatur Aquiferspeicher (NT-ATES) in Deutschland: Vor- und Nachteile im Vergleich zur klassischen thermischen Grundwasserbrunnenanlage

Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Im Zuge der angestrebten Wärmewende ist auch in Deutschland die thermische Speicherung von Wärme und Kälte im Grundwasser in den Fokus gerückt. Forschungsvorhaben und Pilotprojekte konzentrieren sich hierbei meist auf die Speicherung hoher Temperaturen (> 70 °C), insbesondere zur Dekarbonisierung von Fernwärmenetzen. Niedrigtemperatur-Aquiferspeicher (NT-ATES) mit Speichertemperaturen unter 40 °C finden dagegen bisher in den energiepolitischen Debatten kaum Berücksichtigung. Anders als in Nachbarländern wie den Niederlanden oder Dänemark kommen in Deutschland ausschließlich unidirektionale Systeme (pump and dump) zur thermischen Grundwasserbewirtschaftung zum Einsatz.

Dies liegt nicht nur an der fehlenden Bekanntheit der Technologie, sondern ist auch in der technischen und betriebswirtschaftlichen Verwandtschaft beider Nutzungsformen begründet. Trotz langjähriger Forschungsarbeit im Bereich der Aquiferspeicherung wurden die Systeme nicht gegenübergestellt oder verglichen. Aufbauend auf der historischen Aquiferspeicherentwicklung weltweit werden in diesem Beitrag mögliche Vor- und Nachteile von NT-ATES im Vergleich zu klassischen Grundwasserbrunnenanlagen analysiert.

Die Gegenüberstellung erfolgt anhand mehrerer Projektbeispiele in Deutschland unter Berücksichtigung der standortspezifischen unter- und obertägigen Randbedingungen. Die Vorzüge der beiden Technologien werden aus energetischer, genehmigungsrechtlicher sowie raumplanerischer Sicht bewertet. Ziel ist die Entwicklung einer ersten Entscheidungsgrundlage für die Systemfrage: NT-ATES oder monodirektionales Doublettensystem? Anhand von realen Projektbeispielen wird gezeigt, wie NT-ATES-Systeme unter verschiedenen Bedingungen erfolgreich implementiert werden können und welchen Beitrag sie zur Wärme- (und Kälte-)wende leisten können.

Das Verbundprojekt AGENS – Demonstration eines multilateralen Lagerstättenaufschlusses für das interkommunale Geothermieprojekt Schifferstadt – Speyer

Wed, 05 Feb 2025 00:00:00 +0000

Um die Energieversorgung für Speyer und Schifferstadt zu dekarbonisieren, verfolgt die geopfalz GmbH & Co. KG, eine Tochtergesellschaft der Stadtwerke Speyer GmbH und der Stadt Schifferstadt, das interkommunale Geothermieprojekt „Rhein-Pfalz“. Dieses Projekt stellt einen zentralen Baustein zur nachhaltigen Wärmeversorgung dar und wird im Rahmen des Forschungsprojektes AGENS durch umfassende wissenschaftliche, kommunikative und wirtschaftliche Maßnahmen begleitet.

Das Hauptziel des Verbundprojektes AGENS („Demonstration eines adaptiven, multilateralen Lagerstättenaufschlusses für geothermische Energie zur Seismizitäts- und Kostenmitigation im Oberrheingraben“) ist die Entwicklung und Umsetzung einer innovativen Strategie zur Erschließung einer geothermischen Lagerstätte im Oberrheingraben. Im Mittelpunkt des fünfjährigen Projekts steht die Errichtung einer tiefengeothermischen Dublette mit zwei Hauptbohrungen und mehreren Lateralbohrungen. Diese Dublette wird umfassend wissenschaftlich überwacht, um sicherzustellen, dass die Seismizität auf einem minimalen Niveau gehalten und die für einen wirtschaftlichen Betrieb notwendigen Fließraten erreicht werden. Frühzeitige Öffentlichkeitsarbeit und Stakeholder-Engagement sollen die breite Akzeptanz des Projekts bei Interessengruppen und in der Bevölkerung fördern, während alle Maßnahmen systematisch wissenschaftlich evaluiert werden.

In diesem Vortrag werden erste Einblicke in das interkommunale Geothermie- und Forschungsprojekt AGENS gegeben und die weiteren Planungen dargestellt.