Geochemisches Monitoring der Geothermieanlage in Soultz-sous-Forêts

In der Geothermieanlage von Soultz-sous-Forêts wird der kontinuierliche Anlagenbetrieb durch Belagbildung auf der kalten Seite des Kraftwerks und durch Korrosion der Förderpumpe in der Produktionsbohrung GPK-2 massgeblich beeinträchtigt. Ausfällungen treten ab dem Wärmetauscher in allen folgenden Rohren und Filtern der Injektionsseite auf, welche in Kontakt mit dem geothermalen Fluid kommen. Sie bestehen hauptsächlich aus Barium/Strontiumsulfat und Bleisulfid sowie geringen Anteile von Cu, Fe, Sb und As Sulfiden, Eisenoxiden und Eisenhydroxiden. Auf Ablagerungen im ORC Wärmetauscher wurden bei SEM Untersuchungen ausserdem organische Partikel von bisher unbekannter Herkunft detektiert. Als Ursprung kommen Rohölfraktionen aus dem Pechelbronner Ölfeld, Bakterien sowie Industrieöl oder Schmierfett aus dem Anlagenbetrieb in Frage. Während die Bildung der Sulfatminerale ursächlich mit der Temperaturabnahme von 90°C im Wärmetauscher zusammenhängt, ist die Bildung der Sulfide nicht vollständig aufgeklärt. Neben genaueren Untersuchungen zu den Eh-pH Bedingungen im Fluid unter In-Situ Bedingungen müssen auch Korrosionsprozesse und mikrobielle Aktivität als Ursache für die Sulfatreduktion und die Bildung von Sulfiden in Betracht gezogen werden. Von Korrosionsprozessen ist in Soultz vor allem die Line Shaft Pump (LSP) in der Förderbohrung GPK-2 betroffen sobald die Förderrate 23 l/s übersteigt. Die dafür verantwortlichen mechanischen und elektrochemischen Prozesse sind nicht vollständig aufgeklärt. Um die Ursachen der Ablagerungs und Korrosionserscheinungen besser zu verstehen, ist die Aufklärung der geochemischen Prozesse im Fluid selber und dessen Wechselwirkung mit den verbauten Materialien notwendig. In Zusammenarbeit mit dem BRGM werden die physikalisch-chemischen Parameter des geothermalen Fluids regelmässig sowohl auf der Produktionsseite, als auch auf der Injektionsseite erfasst. Dafür wurde eine Probennahmestation in unmittelbarer Nähe der Förderbohrung installiert. Hier wird das Fluid von 157°C auf 25 - 30°C kontrolliert abgekühlt. Im abgekülten Fluidstrom werden Eh, pH und Leitfähigkeit gemessen und im Feldlabor die Alkalinität sowie Chlorid- und Silicakonzentration bestimmt. Im Korrosionsversuchstand der Niedrigtemperaturseite sind Eh, pH und Temperatursonden integriert, welche In-Situ die entsprechenden Parameter erfassen und aufzeichnen. Detaillierte Analysen von Elektrolytkonzentrationen und Isotopenchemie des Fluids werden mehrmals im Jahr vom BRGM durchgefürt. Durch den Anschluss eines Cyklon-Mikro-Seperators an die GPK-2 Probennahmestation, können Gasproben weitgehend ohne Kontamination entnommen werden. Im Vortrag werden die Ergebnisse der Feststoffuntersuchungen und des Fluid- und Gasmonitorings vorgestellt und die Stärken und Einschränkungen der installierten Komponenten zur Probennahme von Fluid und Gas diskutiert.