Utilizing deep geothermal heat has become a key climate mitigation strategy in hydrothermal regions. The temperature of the produced fluid is critical as it determines the thermal and electrical power generated. Therefore, predicting the production temperature at a planned geothermal site is crucial and typically based on field-wide static temperature models, which predict the temperature at a certain depth in undisturbed conditions. However, undisturbed and subsequent production temperatures are not well known before drilling. Most static models rely on low-quality bottom hole temperatures (BHTs), which are thermally disturbed by drilling processes and require correction using error-prone methods. The uncertainty of the required input parameters is rarely considered. This thesis addresses this gap by proposing uncertainties for BHT correction parameters and developing a Monte Carlo-based workflow that generates correction results dependent on probabilistic principles. The workflow was applied to geothermal and hydrocarbon wells from the North Alpine Foreland Basin in Bavaria, Germany, and tested with high-quality temperature measurements. The results show that the parameter uncertainties exceed the method errors that are not taken into account in the existing models. For 5% of the boreholes, the predicted uncertainty range is > 30 K, while for 20% of the boreholes less than 5 K uncertainty is predicted. In conductive geothermal systems, the production temperature depends on the location of hydraulically active zones and inflowing thermal water volume. These factors are hard to predict and cannot be measured in standard geothermal well design after pump installation. To examine the difference between a geothermal well's dynamic and static states, a 3700 m MD deep production well in the study area was analyzed for its hydraulically active zones. A conventional flowmeter interpretation was conducted, and a novel fiber optic monitoring system was installed along a sucker rod into the reservoir. This system allows for distributed temperature sensing (DTS), acoustic/dynamic strain sensing (DAS), and point pressure and temperature measurements, and providing temperature values accurate within ±1.6 K standard deviation. The system monitored temperature equilibrium during and after a 16-month shutdown, characterized inflow zones through DTS profiles during and after injection tests, and verified conventional flowmeter interpretation. Under production conditions, DTS profiles quantitatively characterized inflow zones using an inverse model. Results indicate that a 25 m thick karstified zone at the reservoir top accounts for 80% of inflow, with a mixing temperature of about 97 °C at the casing inlet. This zone's inflow is significantly cooler than deeper zones with temperatures over 107 °C. The monitoring system design was tested for dynamic movement due to thermal stress, showing that future seismic monitoring with DAS requires better understanding and filtering of the sucker rod movement. This research demonstrates the suitability of permanent fiber optic systems for characterizing hydraulically active zones. The location of flow zones significantly influences the mixing temperature profile, often making static temperature models misleading for wellhead temperature prediction, especially if model uncertainties are unclear. A BHT correction workflow based on uncertainties can enhance existing models.      «

Utilizing deep geothermal heat has become a key climate mitigation strategy in hydrothermal regions. The temperature of the produced fluid is critical as it determines the thermal and electrical power generated. Therefore, predicting the production temperature at a planned geothermal site is crucial and typically based on field-wide static temperature models, which predict the temperature at a certain depth in undisturbed conditions. However, undisturbed and subsequent production temperatures ar...     »

In hydrothermalen Regionen ist die Nutzung von tiefer Geothermie zu einer wichtigen Klimaschutzstrategie geworden. Die Temperatur des geförderten Fluids ist hier entscheidend, da sie die erzeugte thermische und elektrische Energie bestimmt. Die Vorhersage der Produktionstemperatur an einem geplanten Geothermiestandort ist daher maßgeblich und basiert typischerweise auf feldweiten statischen Temperaturmodellen, die die Temperatur in einer bestimmten Tiefe im ungestörten Zustand vorhersagen. Sowohl ungestörte Temperaturen als auch die späteren Produktionstemperaturen sind jedoch vor dem Bohren kaum bekannt. Die meisten statischen Modelle stützen sich auf qualitativ ungenügende Bottom Hole Temperatures (BHTs), die durch den Bohrprozess thermisch gestört sind und eine Korrektur mit fehleranfälligen Methoden erfordern. Die Unsicherheit der erforderlichen Eingangsparameter wird dabei selten berücksichtigt. Diese Arbeit schließt diese Lücke, indem Unsicherheiten für die BHT-Korrekturparameter vorgeschlagen und ein auf Monte-Carlo-Techniken basierender Workflow entwickelt wird, der die Korrektur abhängig von probabilistischen Prinzipien ermöglicht. Der Workflow wurde auf Geothermie- und Kohlenwasserstoffbohrungen im Nordalpinen Vorlandbecken in Bayern angewendet und mit hochqualitativen Temperaturmessungen getestet. Die Ergebnisse zeigen, dass die Unsicherheiten der Parameter die in den bestehenden Modellen nicht berücksichtigten Methodenfehler übersteigen. Für 5 % der Bohrlöcher liegt die vorhergesagte Unsicherheitsspanne bei über 30 K, während für 20 % der Bohrlöcher eine Unsicherheit von weniger als 5 K vorhergesagt wird. In konduktiven geothermischen Systemen hängt die Produktionstemperatur von der Lage der hydraulisch aktiven Zonen und dem Volumen des zufließenden Thermalwassers ab. Diese Faktoren sind schwer vorherzusagen und können im Standarddesign von Geothermiebohrungen nach der Installation der Pumpe nicht gemessen werden. Um den Unterschied zwischen dynamischen und statischen Zuständen einer Geothermiebohrung zu untersuchen, wurde eine 3700 m MD tiefe Produktionsbohrung im Untersuchungsgebiet auf ihre hydraulisch aktiven Zonen analysiert. Eine konventionelle Flowmeter-Interpretation wurde durchgeführt und ein neuartiges faseroptisches Überwachungssystem entlang eines Pumpenstrangs in das Reservoir installiert. Dieses System ermöglicht verteilte Temperaturmessungen (DTS), akustische/dynamische Dehnungsmessungen (DAS) sowie punktuelle Druck- und Temperaturmessungen am Top Reservoir und liefert Temperaturwerte mit einer Genauigkeit von ±1,6 K Standardabweichung. Mit dem System wurde während eines 16-monatigen Stillstands die Wiedererwärmung der Bohrung bis hin zum ungestörten Zustand überwacht, Zuflusszonen wurden durch DTS-Profile während und nach Injektionstests charakterisiert und mit diesen die konventionelle Flowmeter-Interpretation qualitativ verifiziert. Während der Produktion der Bohrung wurden DTS-Profile gemessen um die Zuflusszonen auch quantitativ mittels eines inversen Modells zu charakterisieren. Die Ergebnisse zeigen, dass eine 25 m mächtige verkarstete Zone am Top Reservoir 80 % des Zuflusses ausmacht, mit einer Mischtemperatur von etwa 97 °C am Eintritt der Verrohrung. Der Zufluss in dieser oberen Zone ist signifikant kühler als in tieferen Zonen mit Temperaturen über 107 °C. Das Design des Überwachungssystems wurde außerdem auf dynamische Bewegungen durch thermischen Stress getestet, was zeigte, dass zukünftige seismische Überwachung mit DAS ein besseres Verständnis und eine Filterung der Bewegung des Pumpenstrangs erfordert. Diese Arbeit zeigt, dass fest installierte faseroptische Messsysteme besonders für die Charakterisierung hydraulisch aktiver Zonen geeignet sind. Die Lage der Zuflusszonen beeinflusst das Mischtemperaturprofil erheblich, wodurch statische Temperaturmodelle oft irreführend für die Vorhersage der Ausflusstemperatur sind, insbesondere wenn die Modellunsicherheiten unklar sind. Der vorgestellte, auf Unsicherheiten basierende BHT-Korrektur-Workflow kann hier zur Verbesserung der bestehenden Modelle verwendet werden.     «

In hydrothermalen Regionen ist die Nutzung von tiefer Geothermie zu einer wichtigen Klimaschutzstrategie geworden. Die Temperatur des geförderten Fluids ist hier entscheidend, da sie die erzeugte thermische und elektrische Energie bestimmt. Die Vorhersage der Produktionstemperatur an einem geplanten Geothermiestandort ist daher maßgeblich und basiert typischerweise auf feldweiten statischen Temperaturmodellen, die die Temperatur in einer bestimmten Tiefe im ungestörten Zustand vorhersagen. Sowoh...     »