Wissenschaftliche Arbeiten

eingereicht von Martin Wagner / 2021

Diese Arbeit hat die petrophysikalische Untersuchung zur Differenzierung von Dichtungsmaterialien im Brunnenbau auf Basis gammaspektrometrischer Messungen zum Gegenstand. Dazu wird eine Auswahl von Dichtungsmaterialien mit einem Gammaspektrometer im Geophysik-Labor der Technischen Universität Berlin untersucht. Die gleichen Dichtungsmaterialien wurden in einem Bohrlochmodell eingebaut, mit einer spektral messenden Gammasonde untersucht und mit den Laborergebnissen verglichen.

eingereicht von Daniel Klinkhardt / 2015

eingereicht von Dr. Gunther Baumann / 2013

Die Speicherung von Kohlendioxid (CO2) im geologischen Untergrund ist eine Möglichkeit, um die Emission von CO2 in die Atmosphäre zu verringern. Während der CO2-Injektion ist die Überwachung der in situ ablaufenden Prozesse durch geeignete Monitoringverfahren notwendig. Bestehende Modelle zur CO2-Ausbreitung, sowie Verdrängungs- als auch Löslichkeitsprozesse der beteiligten Fluide untereinander, die zu Sättigungsänderungen führen, müssen überprüft werden. Für Bohrlochmessungen in verrohrten Bohrungen können nur wenige Bohrlochmessverfahren wie die radiometrische Pulsed-Neutron-Gamma-Methode (PNG) eingesetzt werden. Die wesentlichen Parameter der PNG-Messung sind der makroskopische Einfangquerschnitt (?) und die Neutronenporosität (TPHI) der Formation. Der große messtechnische Kontrast zwischen Salzwasser und CO2 geht mit einer großen Sensitivität zur Bestimmung von Sättigungsänderungen einher. Bisher wurde das konventionelle PNG-Sättigungsmodell, basierend auf dem Verdrängungsprozess, für die Interpretation von PNG-Messungen in verschiedenen CO2-Speicherprojekten in salinen Aquiferen angewendet (z.B. Murray et al., 2010; Müller et al., 2007; Sakurai et al., 2005; Xue et al. 2006). Das Verdrängungsmodell berücksichtigt die Mischung von verschiedenen Fluiden im Porenraum aber keine physiko-chemischen Prozesse. Neben dem Verdrängungsprozess führt die gegenseitige Löslichkeit von Salzwasser und CO2 zu Evaporation (Austrocknung) und Salzausfällung. Die Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse sind relevant für Injektionsbohrungen, wo trockenes CO2 in die Formation injiziert wird. Weiterhin zeigen Modellierungsergebnisse, dass der gravitative Aufstieg von CO2 und Kapillarkräfte, die zu einem Rückfluss von Salzwasser führen, die Sättigungsänderungen und Salzausfällungen beeinflussen können (z.B. Pruess und Müller 2009). Der ?-Wert von Salzwasser hängt stark von der Salinität bzw. dem Chloridgehalt ab, weshalb PNG-Messungen für das Monitoring von Austrocknungs- und Ausfällungsprozessen geeignet sind. Bisher wurden solche Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse in PNG-Sättigungsmodellen noch nicht berücksichtigt. Dafür wurde ein erweitertes PNG-Sättigungsmodell für NaCl-Wässer entwickelt. Das erweiterte PNG-Sättigungsmodell beinhaltet sowohl die Verdrängungs- als auch die Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse, jeweils gewichtet durch die dazugehörigen Porenraumanteile. Zwei Szenarien werden unterschieden. Wenn die Wiederholungsmessung kleinere ?-Werte als die Nullmessung aufweist, wird zunächst das Verdrängungsmodell und anschließend das Austrocknungs-/Ausfällungsmodell angewendet. Wenn die Wiederholungsmessung größere ?-Werte als die Nullmessung aufweist, ist der ?-Wert des Porenfluids erhöht, was mit einer Erhöhung des Salzgehaltes hervorgerufen durch Kapillarkräfte zusammenhängt. Für dieses Szenario kann die CO2-Sättigung aus TPHI und die Salzwasser- und/oder die Halitsättigung aus ? bestimmt werden. Ketzin, der einzige deutsche Pilotstandort für CO2-Speicherung in salinen Aquiferen, hat eine Injektions- und zwei Beobachtungsbohrungen, an denen ein umfangreiches PNG-Monitoring- programm durchgeführt wird. Für die Beobachtungsbohrung, die weiter von der Injektionsbohrung entfernt ist, ist das konventionelle Verdrängungsmodell gültig. Im Gegensatz dazu zeigt die Beobachtungsbohrung, die am nächsten an der Injektionsbohrung liegt, dass neben dem Verdrängungs- auch Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse in einigen Teufenbereichen stattgefunden haben können. In der Injektionsbohrung treten beide Szenarien auf. Die Verteilung der Halitsättigung in der Injektionsbohrung scheint dabei von der Kombination der Effekte aus wechselnder Injektionsrate einhergehend mit wechselnden Wasserspiegeln, Heterogenitäten in der Lithologie und verschiedenen sättigungsbeeinflussenden Prozessen wie Austrocknungs- und Ausfällungsprozesse oder Kapillarkräfte kontrolliert zu werden. Diese Salzausfällungen wurden bisher im Zusammenhang mit der CO2-Speicherung in salinen Aquiferen noch nicht in situ nachgewiesen. Im Allgemeinen kann gesagt werden, dass PNG-Monitoring in Kombination mit dem erweiterten Sättigungsmodell für die Bestimmung von Verdrängungs-, Austrocknungs- und Ausfällungsprozessen geeignet ist. Insbesondere für Injektionsbohrungen ist das erweiterte Sättigungsmodell von Bedeutung, da sonst die CO2-Sättigung unterschätzt wird. Die ausgebeutete Erdgaslagerstätte in der Altmark wird als geeignete geologische Formation für die CO2-Speicherung zur Erhöhung der Erdgasausbeute (Enhanced Gas Recovery) angesehen. Das Potential des PNG-Monitorings unter Berücksichtigung von Verdrängungs-, Austrocknungs- und Ausfällungsprozessen und wechselnden Gas-Wasser-Kontakten ist evaluiert worden. PNG-Messungen können für die Bestimmung von Änderungen der Salzwassersättigung, des Wassergehalts einhergehend mit Salzausfällungen genutzt werden, wobei Veränderungen in der Gaszusammensetzung unterhalb der Auflösungsgrenze liegen.