Numerical and Experimental Characterization of Dissolution and Precipitation Processes in Deep Geothermal Reservoirs
Creators: name: Nitschke, Fabian
Publisher: name: Karlsruhe
Year: 2018
Subjects: Deep Geothermal
Numerical Modelling
Coupled THC Model
Aqueous Chemistry
Scaling Formation
Solute Geothermometry
Na-K Geothermometer
SiO2 Geothermometer
Multicomponent Geothermometer
Laboratory Experiments
Geochemical Exploration

description: Geothermie hat ein großes Potenzial, um in einem zukünftigen Energiemix eine bedeutende Rolle zu spielen. Sie vereint die Vorteile einer sehr guten Regelbarkeit, bietet alle Voraussetzungen für eine dezentrale Versorgung und ist überdies vollständig grundlastfähig. Dies ist besonders in der Übergangszeit hin zu einer erdölfreien Energiegewinnung wichtig. Hier kann Geothermie sofort Anteile von Kohle und Gas ersetzen. Da sich die Technologie jedoch immernoch in einer frühen Entwicklungsstufe befindet, ist noch eine Vielzahl an Herausforderungen zu bewältigen. Eines der größten Hemnisse ist die Chemie der Fluide. Aufgrund ihrer oft hochmineraliserten Zusammensetzung zusammen mit den sehr hohen Temperaturen, stellen sie ein harsches chemisches Milieu für Rohrstränge und Übertage-Installationen von Kraftwerken darstellen. Die mit der Förderung der Fluide einhergehende Scalingbildung und Korrosion können den Kraftwerksbetrieb stark beeinträchtigen. Darüber hinaus beeinflusst die Komplexität der chemischen Syteme auch die Exploration potentieller Geothermiefelder und trägt maßgeblich zum vergleichsweise hohen Fündigkeitsrisiko bei. Besonders die Geothermometrie, eigentlich eine Standardmethode zur Abschätzung der Reservoirtemperatur aus der chemische Zusammensezung von natürlich austretenden geothermalen Quellen, ist immernoch mit enormen Unsicherheiten behaftet. So führt die Anwendung unterschiedlicher Geothermometer auf eine einzelne Probe nicht selten zu Abweichungen der berechneten Temperaturen in einer Größenordnung von &gt;&gt;100 K.  
Mit der Bildung von Scalings und geothermometrischen Explorationsmethoden werden zwei eigenständige Themenbereiche untersucht, die jedoch auf denselben chemischen Grundlagen und Prozessen basieren. Ein gemeinsames Problem beider Themenfelder ist, dass Fluidproben, die typischerweise an der Oberfläche genommen werden, nicht mehr die Bedingungen des Reservoirs widerspiegeln. Um eine belastbare Bewertung des Scalingpotenzials zu erheben und eine Bestimmung der insitu-Temperaturen vorzunehmen, ist es von besonderer Bedeutung, die ursprüngliche Zusammensetzung in der Tiefe zu kennen. In dieser Arbeit werden numerische Verfahren und Laborversuche angewendet, um das Prozessverständnis zu verbessern und die relevanten Prozesse zu quantifizieren. Diese Analysen werden im Hauptteil der Arbeit in drei eigenständigen Untersuchungen dargestellt. Die erste Studie untersucht numerisch die thermo-hydraulisch-chemischen (THC) Prozesse, die in einem Förderstrang eines Einbohrloch-Projekts unter Produktionsbedingungen zu massiver Halit-Scalingbildung führten. Es wird gezeigt, dass das numerische Modell das thermische Verhalten der Bohrung sehr gut abbildet. Aufgrund des hohen Salzgehalts des geförderten Fluids (&gt;400 g/kgW), war die Anwendung des Pitzer Ionen Interaktionsmodells erforderlich. Die Parametrierung des Modells und die Überprüfung ihrer Gültigkeit für das betrachtete chemische System wurden mittels Vergleich der modellierten Löslichkeitsdaten mit Literaturdaten und mit Resultaten eigener Löslichkeitsexperimente nachgewiesen. Es wird dargestellt, dass ein vollständig gekoppeltes THC Modell benötigt wird, um die komplexe Interaktion von Temperatur, Fluss, Durchlässigkeit und der Präzipitation zu quantifizieren. Dabei ist es möglich, die chemische Zusammensetzung des tiefen Fluids im Hinblick auf die für die Scalings relevanten Bestandteile zu rekonstruieren und die Bildung von Scalings hinsichtlich der Bildungstiefe und der ausgefällten Mengen zu quantifizieren. Darüber hinaus wird gezeigt, dass das kostengünstige, risikoarme Konzept der Verwendung von bestehenden Bohrungen mittels Einbohrloch-Konzept auch deutliche Nachteile hat. Das Modell bildet den unmittelbaren Anstieg des Temperaturgradienten im Produktionsstrang direkt auf der Höhe des beginnenden Gegenstromabschnitts ab. Für eine kühlungsinduzierte Bildung von Scalings ist das Potenzial für ihre Akkumulation in diesem Bereich am größten.
Da ein dringender Bedarf an verlässlichen Tools für die Exploration besteht, wird in der zweiten Studie das Potenzial der Multikomponenten-Geothermometrie bewertet und in einem zweiten Schritt die Methode verfeinert. Das Vorgehen wird in einer Fallstudie gezeigt. Dazu werden natürliche Fluide von heißen Quellen aus dem geothermalen System des Villarrica Vulkans in Südchile und Fluide, aus Laborexperimenten, bei den zwei Reservoirgesteins-Analoge aus dem untersuchnugsgebiet unter insitu-Bedingungen mit Wasser äquilibriert wurden, untersucht. Dabei zeigt sich, dass die Methode vergleichsweise robust gegenüber sekundären Störeinflüssen ist und auch schon ohne Korrekturen Ergebnisse mit nur geringen Schwankungen liefert (ΔT &lt;50 K). Der Einfluss der Faktoren, die zu einer schematischen Unterschätzung der Reservoirtemperaturen führen, wie die Verdünnung durch oberflächennahes Wasser, der pH-Wert im Reservoir und Schwankungen der Aluminiumkonzentration, werden in einer Sensitivitätsanalyse evaluiert und quantifiziert. Anhand dieser Ergebnisse werden die berechneten Temperaturen korrigiert, um realistische insitu-Bedingungen zu erhalten. So lassen sich für das geothermale System im Untersuchungsgebiet Reservoirtemperaturen errechnen, die zum einen nur eine geringe Schwankungsbreite (≤25 K) zeigen und andererseits sehr gut zu den verfeinerten SiO2 und Na-K Temperaturen der dritten Studie passen. 
In der dritten Untersuchung werden die störenden Parameter für klassische SiO2 und Na-K Lösungsgeothermometer identifiziert und quantifiziert. Wie im Falle der Arbeit zur Multikomonenten-Methode, wird das Konzept anhand der Quellfluide aus dem chilenischen Untersuchungsgebiet und den Fluiden aus Laborversuchen demonstriert. Dabei wird deutlich, dass beide Geothermometer offensichtlich durch die chemische Zusammensetzung des Reservoirgesteins beeinflusst sind. So hängt das Polymorph, das die SiO2 Konzentration kontrolliert, offenbar genauso vom Reservoirgestein ab, wie das Na+/K+-Gleichgewicht der Fluide. Des Weiteren werden die großen Auswirkungen der Verdünnung und des pH-Werts der Fluide auf die SiO2  Temperaturen nachgewiesen. Es wird dargestellt, wie mittels geochemischer Modellierung, Chlorfluorkohlenwasserstoff-Konzentrations-messungen und der stabilen Wasserisotope eine Korrektur der Daten auf die insitu-Bedingungen möglich ist und wie sich so die SiO2-Temperaturen korrigieren lassen.
Für die Auswahl der geeigneten Na-K Geothermometer, wird ein Ansatz vorgeschlagen, welcher mittels Betrachtung der Gleichgewichtszustände von Albit und K-Feldspat, die Auswahl des passende Na-K Geothermometers für das jeweils betrachtete Fluids unterstützt. Die Abweichung zwischen den so erhaltenen SiO2 und Na-K Temperaturen konvergieren von zunächst &gt;&gt;100 K zu deutlich niedrigen Abweichungen von ≤10 K. Die Temperaturen passen außerdem sehr gut zu den Ergebnissen der Mehrkomponenten-Geothermometrie. Maximale Abweichungen liegen im Bereich von &lt;20 K.