Fabian Nitschke

Assessment of performance and parameter sensitivity of multicomponent geothermometry applied to a medium enthalpy geothermal system

The determination of reservoir temperatures represents a major task when exploring geothermal systems. Since the uncertainties of classical solute geothermometry are still preventing reliable reservoir temperature estimations, we assess the performance of classical geothermometers and multicomponent geothermometry by applying them to fluids composed from long-term batch-type equilibration experiments and to fluids from natural geothermal springs in the Villarrica area, Southern Chile. The experiments, weathering two reservoir rock analogues from the Villarrica area, highlight a strong impact of reservoir rock composition on the fluid chemistry and, consequently, on calculated in situ temperatures. Especially temperatures calculated from classical solute geothermometry are strongly affected. Multicomponent geothermometry is obviously more robust and independent from rock composition leading to significantly smaller temperature spreads. In a sensitivity analysis, the dilution of geothermal fluid with surficial water, the pH and the aluminum concentration are anticipated to be the factors causing underestimations of reservoir temperatures. We quantify these parameters and correct the results to obtain realistic in situ conditions. Thus, enabling the application of the method also on basis of standard fluid analysis, our approach represents an easy-to-use modification of the original multicomponent geothermometry leading to very plausible subsurface temperatures with significantly low scattering.

Numerical and Experimental Characterization of Dissolution and Precipitation Processes in Deep Geothermal Reservoirs

Geothermie hat ein groses Potenzial, um in einem zukunftigen Energiemix eine bedeutende Rolle zu spielen. Sie vereint die Vorteile einer sehr guten Regelbarkeit, bietet alle Voraussetzungen fur eine dezentrale Versorgung und ist uberdies vollstandig grundlastfahig. Dies ist besonders in der Ubergangszeit hin zu einer erdolfreien Energiegewinnung wichtig. Hier kann Geothermie sofort Anteile von Kohle und Gas ersetzen. Da sich die Technologie jedoch immernoch in einer fruhen Entwicklungsstufe befindet, ist noch eine Vielzahl an Herausforderungen zu bewaltigen. Eines der grosten Hemnisse ist die Chemie der Fluide. Aufgrund ihrer oft hochmineraliserten Zusammensetzung zusammen mit den sehr hohen Temperaturen, stellen sie ein harsches chemisches Milieu fur Rohrstrange und Ubertage-Installationen von Kraftwerken darstellen. Die mit der Forderung der Fluide einhergehende Scalingbildung und Korrosion konnen den Kraftwerksbetrieb stark beeintrachtigen. Daruber hinaus beeinflusst die Komplexitat der chemischen Syteme auch die Exploration potentieller Geothermiefelder und tragt masgeblich zum vergleichsweise hohen Fundigkeitsrisiko bei. Besonders die Geothermometrie, eigentlich eine Standardmethode zur Abschatzung der Reservoirtemperatur aus der chemische Zusammensezung von naturlich austretenden geothermalen Quellen, ist immernoch mit enormen Unsicherheiten behaftet. So fuhrt die Anwendung unterschiedlicher Geothermometer auf eine einzelne Probe nicht selten zu Abweichungen der berechneten Temperaturen in einer Grosenordnung von >>100 K. Mit der Bildung von Scalings und geothermometrischen Explorationsmethoden werden zwei eigenstandige Themenbereiche untersucht, die jedoch auf denselben chemischen Grundlagen und Prozessen basieren. Ein gemeinsames Problem beider Themenfelder ist, dass Fluidproben, die typischerweise an der Oberflache 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 ursprungliche Zusammensetzung in der Tiefe zu kennen. In dieser Arbeit werden numerische Verfahren und Laborversuche angewendet, um das Prozessverstandnis zu verbessern und die relevanten Prozesse zu quantifizieren. Diese Analysen werden im Hauptteil der Arbeit in drei eigenstandigen Untersuchungen dargestellt. Die erste Studie untersucht numerisch die thermo-hydraulisch-chemischen (THC) Prozesse, die in einem Forderstrang eines Einbohrloch-Projekts unter Produktionsbedingungen zu massiver Halit-Scalingbildung fuhrten. Es wird gezeigt, dass das numerische Modell das thermische Verhalten der Bohrung sehr gut abbildet. Aufgrund des hohen Salzgehalts des geforderten Fluids (>400 g/kgW), war die Anwendung des Pitzer Ionen Interaktionsmodells erforderlich. Die Parametrierung des Modells und die Uberprufung ihrer Gultigkeit fur das betrachtete chemische System wurden mittels Vergleich der modellierten Loslichkeitsdaten mit Literaturdaten und mit Resultaten eigener Loslichkeitsexperimente nachgewiesen. Es wird dargestellt, dass ein vollstandig gekoppeltes THC Modell benotigt wird, um die komplexe Interaktion von Temperatur, Fluss, Durchlassigkeit und der Prazipitation zu quantifizieren. Dabei ist es moglich, die chemische Zusammensetzung des tiefen Fluids im Hinblick auf die fur die Scalings relevanten Bestandteile zu rekonstruieren und die Bildung von Scalings hinsichtlich der Bildungstiefe und der ausgefallten Mengen zu quantifizieren. Daruber hinaus wird gezeigt, dass das kostengunstige, 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 Hohe des beginnenden Gegenstromabschnitts ab. Fur eine kuhlungsinduzierte Bildung von Scalings ist das Potenzial fur ihre Akkumulation in diesem Bereich am grosten. Da ein dringender Bedarf an verlasslichen Tools fur 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 naturliche Fluide von heisen Quellen aus dem geothermalen System des Villarrica Vulkans in Sudchile und Fluide, aus Laborexperimenten, bei den zwei Reservoirgesteins-Analoge aus dem untersuchnugsgebiet unter insitu-Bedingungen mit Wasser aquilibriert wurden, untersucht. Dabei zeigt sich, dass die Methode vergleichsweise robust gegenuber sekundaren Storeinflussen ist und auch schon ohne Korrekturen Ergebnisse mit nur geringen Schwankungen liefert (ΔT <50 K). Der Einfluss der Faktoren, die zu einer schematischen Unterschatzung der Reservoirtemperaturen fuhren, wie die Verdunnung durch oberflachennahes Wasser, der pH-Wert im Reservoir und Schwankungen der Aluminiumkonzentration, werden in einer Sensitivitatsanalyse evaluiert und quantifiziert. Anhand dieser Ergebnisse werden die berechneten Temperaturen korrigiert, um realistische insitu-Bedingungen zu erhalten. So lassen sich fur 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 storenden Parameter fur klassische SiO2 und Na-K Losungsgeothermometer 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 hangt das Polymorph, das die SiO2 Konzentration kontrolliert, offenbar genauso vom Reservoirgestein ab, wie das Na+/K+-Gleichgewicht der Fluide. Des Weiteren werden die grosen Auswirkungen der Verdunnung 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 moglich ist und wie sich so die SiO2-Temperaturen korrigieren lassen. Fur die Auswahl der geeigneten Na-K Geothermometer, wird ein Ansatz vorgeschlagen, welcher mittels Betrachtung der Gleichgewichtszustande von Albit und K-Feldspat, die Auswahl des passende Na-K Geothermometers fur das jeweils betrachtete Fluids unterstutzt. Die Abweichung zwischen den so erhaltenen SiO2 und Na-K Temperaturen konvergieren von zunachst >>100 K zu deutlich niedrigen Abweichungen von ≤10 K. Die Temperaturen passen auserdem sehr gut zu den Ergebnissen der Mehrkomponenten-Geothermometrie. Maximale Abweichungen liegen im Bereich von <20 K.