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Betriebssicherheit durch besseres Reservoirverständnis

Deutschland lässt sich – geothermisch gesehen - bekanntermaßen in drei verschiedene Provinzen unterteilen, in denen eine hydrogeothermische Stromproduktion möglich ist: Die Molasse, das Norddeutsche Becken und der Oberrheingraben. Auch wenn es sich bei den drei genannten Gebieten um Sedimentbecken handelt, so unterscheiden sie sich doch grundsätzlich hinsichtlich der Aquifere und vor allem in der chemischen Zusammensetzung der darin zirkulierenden tiefen Grundwässer. Trifft man in der Molasse auch in Tiefen von über 3000 m noch Thermalwässer mit Mineralisationen von <1 g/L an, erreicht die Mineralisation im Norddeutschen Becken und im Oberrheingraben Werte von 100 bis 250 g/L. Das bedeutet, dass sich je nach Region und Reservoir unterschiedliche Stoffe aus dem Thermalwasser abscheiden und unterschiedliche Korrosionsformen auftreten können. Während im Norddeutschen Becken vor allem durch die salinaren Formationen (Salze und Sulfate wie z.B. Gips) im Untergrund, das Thermalwasser sehr korrosiv wirkt, es aber auch Schwefel-haltige Ablagerungen (Sulfide und Sulfate) begünstigt, ist im Oberrheingraben eher mit karbonatischen und sulfatischen Ausfällungen zu rechnen (Kalk, Baryt und Celestin). In beiden Provinzen können in diesen Ausfällungen auch H12 Substanzen enthalten sein, die sich aber beispielsweise mit Inhibitoren unterbinden lassen. In der Molasse hingegen ist die Ablagerungsproblematik eher als gering einzustufen. Hier treten vor allem erhöhte Kohlenwasserstoffgehalte auf – bis zu 30 mL Methan pro Liter Wasser sind keine Seltenheit. Auch Korrosion durch die Reaktion von metallischen Oberflächen mit den erhöhten Schwefelwasserstoff-Konzentrationen im Thermalwasser ist möglich. Neben dem eventuell korrosiven Verhalten der Thermalwässer, können – wie oben erwähnt – auch mineralische Ablagerungen zu massiven Beeinträchtigungen des Anlagenbetriebs führen. Allgemein gilt, dass sich die Thermalwässer unter Reservoirbedingungen im chemischen Gleichgewicht mit dem umgebenden Gestein befinden. Werden die Wässer an die Erdoberfläche gefördert, findet eine Veränderung der Druck- und Temperaturbedingungen statt. Ist das Wasser im Reservoir hinsichtlich einer bestimmten Mineralphase gesättigt, kann es unter niedrigeren Drücken und Temperaturen obertage zu Ausfällung kommen, da das System unter den veränderten physikalischen Rahmenbedingungen ein neues Gleichgewicht anstrebt. Beispielsweise hat die Temperaturabsenkung zur Folge, dass sich die Sättigungsindices von Mineralphasen wie Quarz, Karbonaten und verschiedenen Sulfaten hin zu positiven Werten verschieben. Zusätzlich hängt die Löslichkeit anderer Mineralphasen wie z.B. Karbonate vom Druck und dem pH-Wert ab. Korrosionsprozesse können zusätzlich zur Zerstörung der Metallbauteile (z.B. Rohre) auch zur Bildung von unerwünschten Ablagerungen führen. Die Ausfällungen im Thermalwasserstrom stellen dabei nicht nur ein Risiko für obertägige Anlagenteile dar, sondern können auch zu einer Schädigung des Speichers führen. Hartwig Schröder von der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) in Berlin unterstreicht: „Die Hydrochemie kann nicht hoch genug bewertet werden und muss frühzeitig in das Anlagenkonzept bei einem Geothermieprojekt integriert werden. Auf dieses Wissen muss die Werkstoffauswahl und die Anlagentechnik ausgelegt werden.“ Um den durch Ausfällung, Korrosion und Entgasung entstehenden Problemen während des Betriebs zu begegnen, ist es sinnvoll, bereits bei der Reservoirerschließung eine umfassende Charakterisierung des Thermalwassers vorzunehmen. “Ein Systemverständnis des Reservoirs und des darin zirkulierenden Wassers hilft, Stillstandzeiten beispielsweise über Ausfällungsprävention zu vermeiden. Die Grundlage hierfür sind exakte Analysen der Inhaltsstoffe und Gasgehalte sowie der isotopischen Zusammensetzung in einem möglichst frühen Stadium“, betont Lorenz Eichinger von der Hydroisotop GmbH in Schweitenkirchen bei München.

(ag)

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