Die Erdölexplorationsbohrung Erding 1 –hier war man auf heißes Wasser statt Öl gestoßen- könnte bereits als unfreiwilliger Startschuss für die Exploration der tiefen Geothermie im Großraum München gesehen werden. Es dauerte dann aber bis zum Jahr 1998, bis das Projekt in Erding die energetische Nutzung der Tiefengeothermie in der Region einläutete. In Unterschließheim wurde 2003 schließlich das erste reine Geothermieprojekt im Großraum München, basierend auf einer neu abgeteuften Förder- und Reinjektionsbohrung, in Betrieb genommen. Im darauffolgenden Jahr (2004) konnte, nachdem der Baufortschritt des Siedlungsgebiets München-Riem dies erlaubte, auch das erste Projekt der Stadtwerke München am Messestandort München-Riem geothermische Wärme ins Fernwärmenetz einspeisen und zum Kunden liefern. Der Durchbruch zur Nutzung der tiefen Geothermie für eine Wärmeversorgung im Raum München war geschafft. Weitere wichtige Impulsgeber zur geothermalen Erschließung des bayerischen Alpenvorlandes waren das Erscheinen des Bayerischen Geothermieatlas sowie die Anhebung der Vergütung geothermisch erzeugten Stroms gem. EEG. Zahlreiche weitere Tiefengeothermieprojekte wurden in den darauffolgenden Jahren bis heute im Großraum München realisiert. Jedes für sich hatte dabei auf seine Art einen Leuchtturmcharakter.

Im Raum München ist die Umsetzung der tiefen Geothermie bereits im vollen Gange, trotz alledem ist bis dato geschätzt maximal ein Viertel des zur Verfügung stehenden, technischen Potentials erschlossen. Die Voraussetzungen zum Erreichen des Ziels einer CO₂-neutralen Fernwärmeversorgung für die Region und die Stadt München, die sich zukünftig überwiegend auf tiefe Geothermie stützen will, sind damit gegeben. Somit kann die Geothermie einen wesentlichen Beitrag leisten, um die angestrebten Ziele im Klimaschutz und der sicheren und unabhängigen Energieversorgung zu erreichen.

Die maximale Produktionstemperatur einer Tiefenbohrung wird maßgeblich von der vorherrschenden Reservoirtemperatur bestimmt, welche damit bedeutend für die Anlageneffizienz ist. Für den Ausbau der Geothermie sind Tiefentemperaturprognosen deshalb von hohem Interesse.

Während geophysikalischer Messprogramme wird nach Abteufen jeder Sektion einer Tiefengeothermiebohrung in der Regel im Bohrlochtiefsten die maximale Temperatur mit gemessen. Solche „Bottom Hole Temperaturen“ (BHTs) sind durch die vorangegangene Bohrspülzirkulation thermisch gestört und weisen deshalb eine hohe Abweichung zur ungestörten Formationstemperatur auf, weshalb es einer Korrektur der BHT-Messungen bedarf. Dies wird durch eine Vielzahl an analytischen und numerischen BHT-Korrekturverfahren ermöglicht, die alle unterschiedliche Eingangsparameter für die jeweilige Methode fordern.

Problematisch bei diesen Korrekturen ist, dass notwendige Eingangsparamater wie der jeweilige BHT-Wert, die vorangegangene Zirkulationszeit, die Spülungstemperatur zum Zeitpunkt des Bohrvorgangs und Stillstandszeiten oft mit mangelnder Qualität, unvollständig oder gar nicht dokumentiert werden. Andere benötigte Parameter, wie die Temperaturleitfähigkeit können nicht direkt gemessen werden und müssen geschätzt werden. Es ist zu vermuten, dass die Ungenauigkeit eines korrigierten BHT-Wertes in hohen Maße von den Fehlern der Eingangsparameter abhängt und die Wahl des Korrekturverfahrens in dieser Hinsicht zweitrangig ist.

Um eine vollständige Evaluierung korrigierter BHT-Werte durchzuführen und die Fehlerbreite zu bestimmen, wurden BHT-Werte aus über 300 aktuellen Geothermie- und alten Kohlenwasserstoffbohrungen im Bayerischen Molassebecken mit einem quasi Monte Carlo Ansatz korrigiert. Damit wird die korrigierte Temperatur nach der individuellen Einschätzung des Fehlers in den Eingangsparametern nicht als diskreter Wert, sondern als Dichteverteilung angegeben. Dies ermöglicht eine Prognose der Formationstemperatur basierend auf Risikoszenarien, zum Beispiel unter Angabe eines p10 oder p90 Falles.

Corrosion and mineral precipitation on plant components such as pipes, heat exchangers or submersible pumps can significantly impair operation. Geothermal plants are usually designed as open systems, with groundwater coming into direct contact with plant components. Production downtime and extensive maintenance cause high costs for plant operators. Despite low mineralization of the groundwater, hydrothermal plants in the southern German Molasse Basin are also affected by calcite scaling. To counter the precipitation, a biologically degradable scaling inhibitor was tested and monitored over a period of three years at the Unterhaching geothermal plant.

Results of the initial testing encouraged introduction of the inhibitor at the Dürrnhaar geothermal plant, where it has been in use for 11 months. A bypass was installed to conduct experiments under in situ conditions. In addition to the degradation of the inhibitor and changes in the fluid chemistry, the growth of biofilms and their influence on corrosion can also be investigated. The flow rate in the individual flow sections can be adjusted to increase dwell time and observe the biological degradation of the inhibitor in situ.

Initial evaluations show a shift in the composition of the microbial community in favour of fermenting bacteria of the genus Caldicellulosiruptor. Additionally, the concentrations of sulfate and inhibitor between the in- and outlet of the bypass are decreasing. This indicates degradation of the inhibitor through sulfate reduction. The dependence of the biodegradation on the flow rate and the surface available for biofilm formation is to be examined.

In den jurassischen Karbonaten des Nordalpinen Vorlandbecken im Südosten Deutschland wird bereits seit einigen Jahren erfolgreich hydrothermale Energie aus tiefen (> 3000 m) Geothermiebohrungen gewonnen. Die heterogene Struktur dieser Karbonate birgt jedoch das Risiko, das eine erfolgreiche Erschließung mit ausreichend Schüttrate nicht garantiert ist. Daher ist es für die Entwicklung künftiger Geothermieprojekte notwendig, möglichst detailliert die geotechnischen Eigenschaften des Gebirges zu erfassen. Zu diesem Zwecke wurde 2016 die Geothermie-Allianz Bayern gegründet, die in ihrer mittlerweile zweiten, fortgesetzten Phase die hydraulische und mechanische Charakterisierung des Gebirges zum Ziel hat. Dies wird erreicht mit einem umfassenden felsmechanischen Laborprogramm, bei dem Gesteinsproben von in situ Bohrkernen aus Kohlenwasserstoff- und Forschungsbohrungen, sowie äquivalente Gesteine – sog. Analogproben – aus Steinbrüchen auf ihre Elastizitäts-, Festigkeits- und Rissausbreitungseigenschaften getestet werden. Diese Parameter fließen in moderne finite-diskrete Modellierungscodes, mit denen eine präzisere Abschätzung von Öffnungsweiten und -erstreckung für unterschiedliche Szenarien in den heterogenen Karbonaten möglich ist. Somit soll eine effizientere Nutzung tiefer geothermaler Energie in Deutschland sichergestellt werden.

Die Arbeit entsteht im Rahmen des Projekts Geothermie-Allianz Bayern, gefördert vom Bayerischen Staatsministerium für Wissenschaft und Kunst (StMWK).

Die geophysikalische Charakterisierung der Karbonatgesteine des oberen Jura, die insbesondere unter München ein großes Reservoir an Thermalwasser bergen, ist aufgrund ihrer heterogenen Genese fortwährend Bestand wissenschaftlicher Studien. Im Rahmen des BMWi-geförderten Projekts GeoMaRe wurden die Messergebnisse der sechs tiefen Geothermiebohrungen am Standort Schäftlarnstraße der Stadtwerke München umfassend petrophysikalisch, thermophysikalischund hydrochemisch interpretiert. Insbesondere das kombinierte Bohrlochlogging inklusive Sidewall Coring und Glasfasermessungen vergrößerte hierbei den Kenntnisstand. So konnte eine Nutzung der Widerstandsmessungen zur Porositätsinterpretation durch Korrelation der Porosität aus Kernmessungen, sowie Sonic- und NMR- Logging weiter abgesichert werden. Auch die umfangreichen Flowmeter Messungen in fünf Bohrungen des Großprojekts konnten zum Kenntnissstand hydraulisch aktiver Zonen innerhalb des Purbeck und Malms deutlich beitragen. Es zeigt sich, dass die im Purbeck und oberen Malm lokalisierten Karstzonen den Zufluss zu teilweise mehr als 90% dominieren. Diese Interpretation konnte durch permanente ortsverteilte Temperaturmessungen während der Inbetriebnahme anhand eines im Rahmen der Geothermie-Allianz Bayern (GAB) eingebauten Glasfaserkabels erhärtet werden. Die neu gewonnenen geophysikalischen und hydrochemischen Kenntnisse und Trends zur Porositätsverteilung, Klufthäufigkeit, Karstzonen und Hydrochemie, die lokal interpretiert und beobachtet werden konnten, lassen sich in weiten Bereichen gut über München hinaus verfolgen. Im Rahmen der GAB 2.0 wurden bestehende Geothermie und Kohlenwasserstoff-Bohrungen aus dem gesamten Molassebecken reevaluiert und auffällige Trends beobachtet, die zu einem vertieften Reservoir Verständnis in Bezug auf Porositätsentwicklung, Klufthäufigkeit und hydraulisch aktive Zonen beitragen und einen Zusammenhang zur Produktivität beziehungsweise Nicht-Fündigkeit von Bohrungen annehmen lassen.