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Salinare Tiefenwässer in Norddeutschland : gas- und isotopengeochemische Untersuchungen zur Herkunft und geothermische Nutzung

Naumann, D. (2000): Salinare Tiefenwässer in Norddeutschland: gas- und isotopengeochemische Untersuchungen zur Herkunft und geothermische Nutzung, PhD Thesis, (Scientific Technical Report STR ; 00/21), Potsdam : Deutsches GeoForschungsZentrum, 116 p.
DOI: http://doi.org/10.2312/GFZ.b103-00210



http://gfzpublic.gfz-potsdam.de/pubman/item/escidoc:228884
Resources

STR_0021_Naumann.pdf
(Publisher version), 48MB

STR_0021_Naumann_a.pdf
(Publisher version), 47MB

Authors
Abstract
Die im Norddeutschen Becken vorkommenden hochsalinaren, heißen Tiefenwässer besitzen ein beträchtliches Wärmepotential, das bisher in Neustadt-Glewe, Neubrandenburg und Waren zur Energiegewinnung genutzt wird. Das Ziel der vorliegenden Arbeit bestand zum einen darin, die Herkunft und die Genese dieser Solen und der in ihnen gelösten Stoffe zu rekonstruieren. Ein zweiter Schwerpunkt bestand in der Ermittlung geochemischer Parameter, die für einen problemlosen Langzeitbetrieb geothermischer Anlagen und somit für deren Wirtschaftlichkeit von Bedeutung sind. Die untersuchten Solen stammten aus Aquiferen, die durch fünf Bohrungen (Neubrandenburg, Waren, Rheinsberg, Neustadt-Glewe, Hamburg-Allermöhe) in Tiefen von 1250 bis 3250 m (54 bis l28°C) erschlossen wurden. Alle untersuchten Na-Cl-Solen wurden aus Sandsteinaquiferen des Keuper (Contorta!Postera-Schichten) gefördert, für die mit zunehmender Tiefe steigende TDS-Gehalte (134 bis 224 g/1) charakteristisch sind. Die Zusammensetzung der gelösten Feststoffe blieb über einen Zeitraum von 3 Jahren konstant. Die Br/CJ-Verhältnisse der Solen sind kleiner als in eingedampftem Meerwasser. Dies und 811B-Werte von +23.8 %o bis +36.3 %o indizieren die Herkunft des Salzgehaltes durch Auflösung/Laugung von Salzen. Das Gas-Wasser-Volumenverhältnis in Proben geothermisch genutzter Solen liegt bei max. 1:10. Die Gasphase wird von C02, N2 und CH4 dominiert, wobei der Gehalt an C02 und CH4 mit der Tiefe zunimmt. Als Spurengase treten He, Ar, H2 und weitere Kohlenwasserstoffe auf (jeweils <1 Vol.-%). Die Gasphase des Thermalwassers Neustadt-Giewe zeigte über einen Zeitraum von 2 Jahren keine Änderung in ihrer Zusammensetzung. Periodische Schwankungen in sehr kleinen Konzentrationsbereichen während einer mehrtägigen Gasmeßkampagne korrelieren mit den Erdgezeiten. Die N2-Ar-He-Verhältnisse zeigen, daß es sich um tiefzirkulierende Oberflächenwässer handelt. Untermauert wird diese Interpretation durch die sehr niedrigen 3HefHe-Verhältnisse (R!Ra:S;O.Ol), die keine Mantelheliumkomponente anzeigen, sowie die gegenüber Luft (295.5) leicht erhöhten 40 Ar/36 Ar-Verhältnisse von bis zu 367.5. He-Akkumulationsalter als scheinbare Verweildauer der Solen von 20 bis 50 Ma wurden berechnet. Das Tiefenwasser von NeustadtGiewe besaß gegenüber den anderen Lokationen erhöhte Kohlenwasserstoffgehalte. Die 813C1,2,3- Werte weisen auf thermogenetische Kohlenwasserstoffe und auf ein marines Ausgangsmaterial mit einer Reife, die einer Vitrinitreflektion von etwa 1.2 % entspricht, hin. Die Herkunft aus Corgreichen Zechstein-Sedimenten ist wahrscheinlich, organisches Material des wesentlich tiefer liegenden Karbons scheidet als Quelle aus. Die 8180- und öD-Werte der Wässer zeigen an, daß meteorisches Wasser bei der Genese eine bedeutende Rolle gespielt hat. Die ermittelte isatopische Zusammensetzung der meteorischen Komponente weicht von heutigen Niederschlagswässern ab und weist einen letztmaligen Kontakt mit der Atmosphäre zu einer Zeit deutlich wärmeren Klimas als das heutige nach. Die in einem Thermalwasser vorhandenen Gase können die technologische Eignung der Sole und den Betrieb einer geothermischen Anlage maßgeblich beinflussen (Scaling, Auftreten brennbarer Gase, Entlösung von Gasen). Bei Vorhandensein Corg-reicher Sedimente nimmt die Wahrscheinlichkeit des Auftretens brennbarer Gase in Wässern aus größerer Tiefe, die durch ihre höhere Temperatur wirtschaftlicher sind, zu. Um die Entgasung eines Tiefenwassers innerhalb einer Anlage zu verhindem und somit Scaling und unkontrolliertes Entgasen zu minimieren, wurde anhand Literaturdaten exemplarisch für den Thermalwasserkreislauf der Anlage Neustadt-Giewe (Sole mit den höchsten Gasgehalten) ein Mindestanlagendruck berechnet. Danach sind etwa 2 bar ausreichend, um ein Entgasen der Sole zu verhindern; Strömungseffekte erfordern jedoch eine Erhöhung des Anlagendrucks auf etwa 4 bar. Die zeitliche Konstanz in der Zusammensetzung der gelösten Feststoffe und der Gasphase über einen Zeitraum von 2 bzw. 3 Jahren zeugt von einer relativ großen räumlichen Homogenität der Aquifere, wodurch der Betrieb der Anlagen durch Änderungen in der chemischen Zusammensetzung der Solen kaum gefährdet zu sein scheint. Die Ergebnisse der vorliegenden Arbeit haben gezeigt, daß sowohl bei der hydrodynamischen Vorerkundung als auch während des Betriebes eines geothermischen Heizwerkes die genaue Kenntnis der Gasmengen und der Gaszusammensetzung von entscheidender Bedeutung ist.
Deep seated hydrothermal brines in the North German Basin have a considerable heat potential, which is currently used for geothermal energy recovery in Neustadt-Glewe, Neubrandenburg and Waren. One aim of this study was to reconstruct the origin of these brines and their dissolved substances. Another goalwas to determine geochemical parameters which are critically influence the long-term operation, and hence the econornic viability of geothermal plants. The brines come from aquifers which have been accessed by 5 boreholes (Neubrandenburg, Waren, Rheinsberg, Neustadt-Glewe, Hamburg-Allermöhe) in depths from 1250 to 3250 m (54 to 128 °C). All investigated Na-Cl-brines were produced from sandstone aquifers of the Keuper (Contorta!Postera layers). Typically, TDS-values (134 to 224 g/1) increase with depth. The compositions of the dissolved solids were constant during 3 years. The Br/Cl ratios of the brines are lower than evaporated sea water. This, and 811B-values of +23.8 %o up to +36.3 %o indicate dissolution/leaching of salt as the origin of the salt content. The gas-water volume ratio of samples from brines used for geothermal energy recovery are less than around 1:10. The gas phase is dorninated by C02, N2 and C~ with higher C02- and C~ contents with increasing depths. He, Ar, H2 and other hydrocarbons exist as traces ( <1 vol.% each). The gas phase of the thermal water from Neustadt-Giewe showed no changes in its composition during 2 years. Small · periodical variations in the concentrations obtained from gas monitaring over several days correlate with the earth tides. The N2-Ar-He ratios show that the waters are deep-circulating meteoric waters. This interpretation is supported by very low 3HefHe ratios (R!Ra:S;O.Ol), which show no mantle helium, and 40 ArP6 Ar ratios up to 367.5, which are slightly enhanced compared to air (295.5). He accumulation ages, taken as the apparent residence time of the brines, were calculated to be 20 to 50 Ma. Compared to the other locations the formation water from Neustadt-Giewe contained enhanced hydrocarbon contents. The 813C1,2,3 values point to thermogenic hydrocarbons and to a marine source rock with a maturity corresponding to about 1.2 % vitrinite reflectivity. An origin from Corg-rich Zechstein sediments seems probable, organic material from significantly deeper-seated Carboniferous formations can be ruled out. The 8180 and ÖD values of the waters confirm that meteoric water played an important role in the brine genesis. The determined isotopic composition of the meteoric component deviates from recent precipitation and indicates a last contact with the atmosphere at a time when climate conditions were significantly warmer than today. Gases dissolved in thermal waters can significantly affect both the technological suitability of a brine and the operation of a geothermal heat plant (scaling, degassing, occurence of flammable gases). If Corg-rich sedimentary rocks occur, the probability of the occurence of flammable gases increases in waters from larger depths, which are more economic due to their higher temperature. The pressure needed to prevent degassing inside a plant and thus to rninirnize scaling and uncontrolled degassing was calculated for the example of the thermal water cycle at Neustadt-Giewe (brine with the highest gas content). About 2 bars are sufficient to prevent degassing; however, flow effects require increasing the pressure up to about 4 bars. The constant composition of both the dissolved solids and gases over a period of 2 to 3 years is a sign of a relatively large spatial uniformity of the aquifers. Therefore the continuous operation of the plants seems unlikely to be endangered by a change in the chernical composition of the brines. The results of this study have shown that during the hydrodynarnic reconnaissance as weil as during the operation of a geothermal heat plant, precise knowlegde of the gas concentration is of essential importance.