Content uploaded by Manfred Hartmut Akstinat
Author content
All content in this area was uploaded by Manfred Hartmut Akstinat on Dec 14, 2018
Content may be subject to copyright.
Bedeutung der chemischen und physico-chemischen
Eigenschaften von Lagerstättenwässern im Erdöl- /
Erdgasbereich
Dr.-Ing. Dipl.Chem. Manfred Akstinat
CHEMAK GmbH, Zürich
Permanent Address: CHEMAK GmbH, P.O. Box 5129, CH-8050 Zürich / Switzerland
Present address of corresponding author: Dr. Manfred Akstinat, Kurhausstrasse 48,
DE-53773 Hennef, email: makstinat@aol.com
Keywords: , Hydrochemistry, Brines, Reservoir Water, Geochemistry, Petroleum
Engineering, Environmental Science
Kurzfassung:
Die aktuellen Sorgen und Diskussionen zum Fracken sowie allen anderen Aktivitäten der
Erdöl-/Erdgasindustrie, zur Geothermie und zur Kavernenherstellung zwingen zu einer
Neueinschätzung der Lagerstättenwässer und zur Beantwortung vieler offener Fragen zur
Umweltverträglichkeit. In dieser Zusammenfassung werden daher die chemischen und
wichtigsten physico-chemischen Eigenschaften von niedrig- bis hochsalinaren
Lagerstättenwässern ausführlich analysiert und kritisch betrachtet. Die vielfältigen
Inhaltsstoffe, komplexen Wechselwirkungen der gelösten Salze, Isotonizität sowie der pH-
Wert von natürlichen Lagerstättenwässern werden besonders hervorgehoben. Das
„kostenträchtige und lästige Nebenprodukt“ im Erdöl-/Erdgasbereich wird in diesem Beitrag
in einem neuen Licht dargestellt, wobei insbesondere deutlich zwischen Lebend- und Tot-
Lagerstättenwässern unterschieden wird. Entsprechend der herausgehobenen Bedeutung
der Zusammensetzung von Lagerstättenwässern sowie Injektionswässern werden nicht nur
die möglichen langfristigen Schädigungen von Lagerstätten ausführlich dargestellt, sondern
auch die häufigsten Ursachen für eine vorzeitige Beendigung der Förderphasen erwähnt.
Anhand des Standes-der-Technik werden mögliche Aufbereitungs- / Entsorgungskonzepte
für Lagerstättenwässer und Prozeßwässer sowie Schlussfolgerungen für deren
umweltfreundliche Handhabung ebenfalls diskutiert.
1 Einleitung
Der Begriff „Lagerstättenwasser“(LW) ist wissenschaftlich nicht exakt definiert und wird in
der Literatur in vielfältiger Weise benutzt, wobei sich neben fachspezifischen auch populäre
Bezeichnungen durchgesetzt haben. Der Oberbegriff für dieses Naturprodukt ist jedoch
„Grundwasser“, welcher - häufig undifferenziert - sowohl im Zusammenhang mit
Oberflächenwässern als auch bei hydrologischen Diskussionen/Veröffentlichungen zu
Erdöl-/Erdgas-/Erz- und Salz-LW genutzt wird.
Hierbei gibt es jedoch im Wesentlichen zwei Hauptgruppen, bei denen meist schon vorab
eine Wertung/Zuordnung vollzogen wird:
Gruppe A: Trinkwasser, Grundwasser, Thermalwasser, Frischwasser, Mineralwasser,
Felsquellwasser
Gruppe B: Tiefenwasser, Lagerstättenwasser (LW), Formationswasser, rückgefördertes
Frack-Wasser (flow back) und speziell im Erdöl-/Erdgasbereich:
Prozess-/Produktionswasser (PW), Injektionswasser
Darüber hinaus besteht die Möglichkeit, Wässer nach ihrer Bindungsart an Feststoffen zu
definieren:
Freibewegliches Wasser(LW)
oHaftwasser an der Oberfläche von Feststoffen [78] - ungebunden-
oKapillarwasser (grob-kapillar) - mechanisch gebunden -
Eingeschränkt bewegliches Wasser(LW)
oKapillarwasser (mikro-kapillar) - physikalisch gebunden durch
Kapillarkondensation -
oAdsorptionswasser - über Wasserstoffbrücken und Dipol-Dipol-
Wechselwirkungen gebunden -
oHydratations-/Quellungswasser; Hydratisierung über Osmose
Unbewegliches Wasser (fixiert in einer Lagerstätte / an Lagerstättengestein)
oHydratwasser; chemisch (stöchiometrisch) gebunden über Dipol-Dipol-
Wechselwirkungen als Koordinationswasser/Strukturwasser
oKonstitutionswasser; kovalente chemische Bindung
Bei LW handelt es sich im Allgemeinen um natürliche Wässer, die z.B. im Rahmen der
Erdöl-/Erdgasförderung und -speicherung auftreten, also gewöhnlich in Teufen
> 1000 m angetroffen werden und „beweglich“ sind. D.h. aber nicht, dass „unbewegliches
Wasser“ nicht in den „freibeweglichen“ Zustand - also LW - überführt werden kann.
In dieser Zusammenfassung zu den chemischen und physico-chemischen Eigenschaften
von LW sollen unter Berücksichtigung das aktuellen Standes-der-Technik folgende Fragen
beantwortet werden:
Finden LW - entsprechend ihrer Bedeutung - genügend technologische,
umweltrelevante und wissenschaftliche Beachtung?
Welche negativen Auswirkungen hat(te) die Ignoranz der LW-Eigenschaften auf eine
wirtschaftliche Rohstoffförderung?
Gehen von einer Nichtbeachtung der LW-Eigenschaften mögliche
Schäden/Bedrohungen aus?
Sind die chemischen und physico-chemischen LW-Eigenschaften sicher zu
handhaben und können LW wirtschaftlich aufbereitet bzw. entsorgt werden?
2 Lagerstättenwässer/-flüssigkeiten im Fokus der Umweltdiskussion
Das gestiegene Umweltbewusstsein in der Bevölkerung, die Aktivität von Bürgerforen und
Umweltschutzvereinigungen/-verbänden haben vielfältige Fragen aufgeworfen und sensible
Problembereiche mit Lagerstättenflüssigkeiten /-wässern aufgezeigt, die nicht nur in der
Vergangenheit unbearbeitet bzw. vernachlässigt wurden [12].
Es ist daher auch nicht verwunderlich, dass sich bei steigendem, aufgezwungenem
Erklärungs-/Diskussionsbedarf in diesem „Freiraum“ viele selbsternannte „Spezialisten“ und
Wissenschaftler fachfremder Disziplinen zu Wort melden und sich teilweise fragwürdiger
Aussagen/Spekulationen bedienen.
Dieses wissenschaftliche Vakuum in der Ölfeldchemie hat auch die Erdöl-/ Erdgasindustrie
teilweise unverhofft, selbstverschuldet und meist in Verlegenheit sowie Erklärungsnot
gebracht.
Das Misstrauen in der Bevölkerung, die emotional geführten Diskussionen zu möglichen
Trinkwasser-Kontaminationen und das meist fehlende fundierte Fach-/ Detailwissen der
Verantwortlichen zu
traditionellen Frack- und Stimulationsprozessen, den benutzten
Flüssigkeiten/Chemikalien sowie den Zusammensetzungen von rückgeförderten
Wässern (Rückfluss/flow back mit LW) [97,112,118],
Sole-Einschlüssen (LW) und möglichen Transportvorgängen in den sogenannten
„trockenen“ Salzstöcken (z.B. Gorleben) [1] für die Endlagerung radioaktiver Stoffe
und anderen Gefahrstoffen,
Folgeschäden von unkontrollierten Wasserzutritten (LW) in quellende Tonschichten
aufgrund mangelhafter Bohrlochintegrität/-zementationen (z.B. Bodenhebungen
nach Geothermalbohrungen / Süddeutschland) [124] sowie
befürchteten Kontaminationen von Trinkwasser-Ressourcen bei der Re-Injektion von
salinaren Produktionswässern (PW) [15,64,93,95,112,114, 115,129]
wurden dadurch erheblich gefördert.
Hier rächen sich u.a. die Übertragung von wichtigen Aufgaben und Fachkenntnissen, die
eigentlich der Erdöl-/Erdgasindustrie zugeordnet sein müssten, an Servicefirmen/ Sub-
Unternehmen, die ihr erworbenes Fachwissen nur selten offenlegen (wollen).
Unbestritten haben meist unvollständige und unqualifizierte Informationen zur
geplanten Förderung von Schiefergas durch Fracking (unkonventionelle
Gasförderung) [93,112,118] und Entsorgung von Schiefergas-Wässern (shale
water)
Verpressung radioaktiver Lösungen in ausgeförderte Lagerstätten,
Re-Injektion von aufbereitetem LW/PW in Lagerstätten oder ausgeförderte
Horizonte [54,93,96],
Versenkung von flüssigen Gefahrstoffen/Abfallstoffen sowie der Nutzung und
Entsorgung von Flüssigkeiten von Bohrlochbehandlungen (z.B. Säure-Stimulation,
Fracken) [93,97,112],
Sekundärförderung (Wasserfluten) und tertiäre Erdölgewinnungsverfahren
(EOR/IOR: z.B. Polymerfluten, Tensidfluten, CO2-Fluten) [2,81,119,131],
Speicherung von Gasen und Rohölen in Porenspeichern oder Salzkavernen sowie
umweltgerechten Entsorgung von Sol-Laugen bei der Erstellung von Salzkavernen
die kontroversen Diskussionen auf den Schutz der Trinkwasservorräte und auf Fragen zur
Bohrlochintegrität fokussiert [12].
Der Erklärungsbedarf/politische Druck auf die Erdöl-/Erdgasgesellschaften sowie
Bergbaubehörden zu den chemischen Zusammensetzungen und physico-chemischen
Eigenschaften der Lagerstättenflüssigkeiten/-wässer hat sich daher deutlich erhöht.
3 Lagerstättenwasser
Die natürlichen LW der Erdöl-/Erdgaslagerstätten in Mitteleuropa sind gewöhnlich stark
mineralisiert [10,11,55,56,58,63,64,75-77,80,85,87,113,120,133], wobei selbst Gesamt-
Salzkonzentrationen (TDS) von >300 g/l bekannt sind (s. Abb. 1 zu Salzlöslichkeiten in
Wasser). Nach Auswertung von Hunderten von LW-Analysen durch AKSTINAT [2]
überwiegen z.B. in deutschen Erdöl-/ Erdgaslagerstätten mittlere Salinitäten im Bereich von
100 - 150 g/l (demgegenüber hat Meerwasser nur eine durchschnittliche Salzkonzentration
von 35 g/l).
Neben der Gesamtkonzentration der gelösten Stoffe (total dissolved solids/TDS) in LW
fallen
der Ionen-/Isotopen-Zusammensetzung und Ionen-Verhältnisse
[13,24,46,50,67,88],
der Anwesenheit und Art der mitgeförderten Gase (und Feststoffe),
dem Lagerstättendruck,
dem pH-Wert [27] sowie
der Lagerstätten-Temperatur
eine primäre Rolle bei der Aufklärung und der Interpretation verschiedenster Reaktionen in
Lagerstätten (Erdöl/Erdgas) zu.
Von sekundärer Bedeutung auf die Eigenschaften von LW sind die Art und Menge der
mitgeförderten umweltrelevanten Feststoffe, die Viskosität des LW und der wässerigen
Dispersionen sowie die natürliche Radioaktivität (N.O.R.M.) der LW-Inhaltsstoffe [96].
3.1 Entstehung und Herkunft der Lagerstättenwässer
Natürliche bewegliche LW sind sauerstofffreie Wässer, die meist erst in geologischen
Zeiträumen nachträglich in die jetzigen Speichergesteine eingewandert sind. Diese
Tiefenwässer (LW) unterscheiden sich in ihren chemischen Zusammensetzungen und
physico-chemischen Eigenschaften wesentlich von oberflächennahen Grundwässern [15].
Schon die chemische Zusammensetzung der LW gibt oftmals bereits Auskunft über deren
regionale Entstehung und Herkunft, so dass sich häufig allein aus den chemischen
Analysendaten Hinweise auf den Wanderungsweg in eine bzw. aus einer Lagerstätte
ergeben [14,29,56,58,67,75,76,85,86,116,117,120,134]. Dabei ist für eine Zuordnung
selten die Gesamtsalinität, sondern insbesondere die
Ionen-/Isotopen-Verhältnisse [5,19,24,72,88],
Nebenbestandteile [73] und
Spurenelemente [49]
ausschlaggebend [25,116].
Zwar kann sich auf dem Migrationsweg die Ionenzusammensetzung eines LW erheblich
verändern, doch mittels Tracer-Versuchen/Isotopenanlysen lassen sich die Migrationswege
(somit auch eventuelle Kontaminationen des Grundwassers) nachweisen sowie die
Ausdehnung und Verbindungen von Aquiferen untersuchen [5,43,82,121].
Neben den spezifischen Ionen-/Isotopen-Verhältnissen eröffnet darüber hinaus die
Anwesenheit verschiedener Spurenelemente wichtige, bisher selten genutzte Möglichkeiten
(„finger print properties“) zur Aufklärung von Migrationswegen, geologischer Anomalien
oder von möglichen Produktionsproblemen [5,19].
Natürliche LW können in geologischen Zeiträumen folgende Umsetzungen erfahren [63]:
Abnahme der CO3²-- und HCO3--Konzentrationen durch Ausfällung von
schwerlöslichen Carbonaten, gefolgt von pH-Wert-Änderungen [26,47,99],
Verarmung von Mg²+-Ionen durch Dolomitbildung (Dolomitisierung) bei
gleichzeitigem Austausch gegen Ca²+-Ionen. Dadurch erfolgt eine Verschiebung
des originären Ca²+ : Mg²+-Verhältnisses [10,45,86],
Hohe Salzgehalte der LW können neben Kontakten zu Salzlagen [10,128] u.a.
auch auf nachträgliche Ionenaustauschprozesse mit Lagerstättenmineralien
zurückgeführt werden,
Anwesenheit von biophilen Elementen - wie N, K, B, J und Br - deuten oft auf die
Zersetzung von organischen Bestandteilen hin [130]. Br--und J--Ionen können aus
Tonen gegen Cl--Ionen ausgetauscht werden.
Abnahme des SO4²--Gehaltes kann auf sulfatreduzierende Bakterien (häufig
durch nachträgliche Prozesse eingeschleppt) [130] oder Sulfat-Ausfällungen
(Anhydrit) hindeuten.
Natürlicher Zerfall von uran- und thoriumhaltigen Mineralien im Kontakt mit LW
führt zur Erhöhung der natürlichen Radioaktivität (N.O.R.M.) eines LW (224Ra,
226Ra, 228Ra, 210Po, 222Rn,210Pb) [96], abgesehen vom radioaktiven 40K.
Sekundäre Ausfällungen lagern sich häufig auf Mineraloberflächen ab und können so den
originären Kapillar-Charakter einer Lagerstätte völlig verändern. Mikroskopische
Oberflächenanalysen von Kernproben, die in Berührung mit LW stehen, sind daher
unerlässlich.
Ursprünglich vorhandene Wässer („connate water“), welche in ihrer primären Substanz bei
der Sedimentation als salziges, brackisches oder süßes Wasser eingeschlossen wurden,
haben gewöhnlich über geologische Zeiträume eine vielfältige chemische und physico-
chemische Diagenese durchlaufen:
- LW in Kontakt mit sulfidischen Erzen (z.B. Schwefelkies/Eisensulfide) liefern
Sulfidwässer bzw. freies H2S (Sauergas) [46].
- Sulfatwässer stammen meist aus solchen Schichten, die Gips oder Anhydrit
enthalten.
- Chloridwässer verschiedenster Zusammensetzungen sind insbesondere aus den
Formationen Buntsandstein, Zechstein, Muschelkalk, Tertiär, Keuper und
Schwarzem Jura bekannt [15,128].
Diese geochemischen Umwandlungen können u.a. auf
Osmose,
Adsorptionsvorgänge,
Ionenaustausch (z.B. für Kaolinite: Cs > Rb > K > Ba > Sr > Ca > Mg > H > Na >
Li / für Smectite: Cs > Rb > K > H > Sr > Ba > Mg > Ca > Na > Li),
Einwirkung organischer Substanzen [73,90],
Sulfatreduktion,
Petrographie der Grundwasserleiter,
Verdünnung durch meteorisches Wasser sowie
Versalzung durch rezentes Meerwasser
beruhen.
In Ergänzung zur 14C-Altersbestimmung von LW dient heute die zuverlässigere 81Kr-
Methode, welche von DU et al. [35] ausgearbeitet wurde. Mittels dieser Methode ist es
möglich geworden, die Verweilzeiten der Tiefenwässer im Trägergestein zwischen 2.104 bis
2.106 Jahren zu bestimmen und exakte hydrologische Zuordnungen durchzuführen.
Diese Datierungsmöglichkeit von LW könnte auch ein nützliches Hilfsmittel bei der
Erdöl-/Erdgasexploration,
Untersuchung der Bohrlochintegrität (u.a. mangelhafte Bohrlochzementation),
Wirkungsweise von Wasserflutprojekten sowie auch bei
Bewertung von Laugeneinschlüssen in Salzstöcken (z.B. Gorleben)
sein.
3.2 Klassifikation der Lagerstättenwässer
Lagerstättenwässer sind Naturprodukte, die sich aufgrund ihrer Salzgehalte in sechs
Hauptgruppen aufteilen lassen [2] (s. Tab.1):
Eine gewisse, jedoch recht fragliche statistische Korrelation für LW mit anderen
Lagerstättendaten mit hoher Signifikanz (≥ 90 %) in einer Gauß-Verteilung versuchte
MEYER [84] aufzuzeigen. Danach sollen die Salinitäten von LW eine Funktion von
der Lagerstättentemperatur,
des initialen Lagerstättendruckes und
der Trägermächtigkeit
sein. Die Temperaturabhängigkeit ist weitgehend bekannt, während die anderen Parameter
jedoch keine derart generellen Aussagen erlauben.
Die meisten LW z.B. in Österreich und Süddeutschland (Molasse) sind brackisch/niedrig-
salinar, während z.B. die LW Norddeutschlands in die Gruppe der mittel- bis hochsalinaren
Wässer einzustufen sind.
In typischen mittel-salinaren LW der Erdöl-/Erdgaslagerstätten können neben den
verschiedenen Salzen durchschnittlich noch folgende - häufig umweltrelevante und
störende - Inhaltsstoffe mitgefördert werden:
Leichtflüchtige aromatische Kohlenwasserstoffe BTEX (Benzol, Toluol, Ethylbenzol,
Xylole) ~ 5 . 10-2 Gew.-% (davon ca. 80 % Benzol) [13,36],
Polycyclische aromatische Kohlenwasserstoffe PAK ~ 10-5 Gew.-%,
Schwermetalle ~ 5 . 10-3 Gew.-% (davon Quecksilber ~ 5 . 10-6 Gew.-%),
Natürlich vorkommende radioaktive Stoffe (N.O.R.M.) ~ 10-12 Gew.-%
Mineralische Feinststoffe ≥ 50 ppm / mean particle size » 5 µm [122]
(Je nach geologischen/mineralogischen Lagerstättenbedingungen und Rohöl-
Zusammensetzungen können alle Werte jedoch in weiten Grenzen variieren.)
N.O.R.M. treten während des Förderprozesses als unvermeidbare Nebenprodukte sowohl
als Gase als auch als gelöste Salze auf. Diese geringe Strahlenbelastung durch LW ist
zwar für den Menschen ungefährlich, jedoch bei obertägiger Abkühlung führen N.O.R.M.
häufig zu Ausfällungen/Schlämmen oder Verkrustungen (Scale), in denen sich diese
anreichern und nicht selten zulässige Grenzwerte überschreiten können. Derartige
radioaktive Rückstände sind zu überwachen und müssen gemäß geltender
Strahlenschutzverordnungen entsorgt werden.
Frisch gefördertes radioaktives Erdgas wird gewöhnlich in Tanks zwischengelagert, um die
natürliche Radioaktivität des mitgeförderten Radons abklingen zu lassen (Halbwertzeit
222Rn < 4 Tage). Erst nach ausreichender Abklingzeit steht dann das Erdgas für
Endverbraucher zur Verfügung.
N.O.R.M.-Werte ( bezogen auf 226Ra ) für radioaktive LW liegen durchschnittlich lediglich
um 8-10 Becquerel Bq/kg LW ( im Vergleich mit anderen Materialien des täglichen Lebens:
Trinkwasser ~ 10-3 Bq/kg, Getreideprodukte ~ 0,2 Bq/kg, Beton ~ 30 Bq/kg, Nüsse ~ 40
Bq/kg, Ziegelsteine ~ 50 Bq/kg, Thermalquellwässer bis zu 100 Bq/kg ).
Unter Berücksichtigung von regionalen Gesetzgebungen/Vorschriften und Möglichkeiten
werden mittel- bis hoch-salinare LW überwiegend re-injiziert, brackische bis sub-salinare
LW dagegen häufig obertägig aufbereitet und entsorgt.
4 Chemische Eigenschaften der Lagerstättenwässer
In der Fachliteratur werden die chemischen LW-Analysen überwiegend nicht korrekt
wiedergegeben, da die Analytik selten an Lebend-LW vorgenommen wurde [58,120]. Eine
Probennahme von Lebend-LW gilt jedoch als schwierig und kostenaufwändig, da eine
Beprobung nur mit speziellen Druckbehältern unter in-situ-Bedingungen und
kontaminationsfrei durchgeführt werden muss (d.h. unter Lagerstättentemperatur und
-druck) [79].
Abgesehen davon, dass eine Beprobung von jungfräulichem Lebend-LW- also kurz nach
der Erschließung unter Lagerstättenbedingungen - selten erfolgt, kann daher zu späteren
Zeitpunkten lediglich eine Momentanalyse zum Zeitpunkt x erstellt werden.
Veröffentlichte Wasseranalysen sind daher überwiegend als Kaltwasser-Analysen von Tot-
LW anzusehen, d.h., dass alle flüchtigen Inhaltsstoffe (z.B. CO2, H2S, niedere
Kohlenwasserstoffe [13]) nicht mehr wie in einer Original-Wasserprobe vorliegen [55].
Selbst die wichtigen Wartezeiten vom Zeitpunkt einer Probenahme bis zur endgültigen
Analysendurchführung werden selten konstant gehalten oder dokumentiert, so dass je nach
Lagerungsart und -dauer für dasselbe Tot-LW unterschiedliche Analysenergebnisse
resultieren können. Nicht selten werden „störende Niederschläge“ abfiltriert und
unanalysiert verworfen.
Eine chemische Analyse wird dann nur noch am „gealterten“ Filtrat durchgeführt.
Unter dem Gesichtspunkt dieser meist unvollständigen und unzureichenden chemischen
Analytik sind daher viele veröffentlichte Wasseranalysen kritisch zu betrachten und lediglich
als Tendenz einstufbar sowie darauf aufbauende Aussagen wenig reproduzierbar.
In der einschlägigen Literatur - das gilt auch für die hier zitierte - findet man selten
genauere Angaben über die exakte Probenahme, zum Alter der analysierten LW-Proben
und zur Analysendurchführung.
Unzureichende chemische Analytik von Tot-LW und Unkenntnis/Ignoranz der chemischen
Wechselwirkungen können daher zu gravierenden Fehlprognosen bei
einer Re-Injektion von Tot-LW / Wasserfluten (z.B. Permeabilitätsreduzierung,
Druckaufbau) [17,33,40],
der Bewertung von Korrosionsproblemen [36,50] (z.B. Art der Korrosion <Zement,
Metall>, Auswahl von wirksamen Korrosionsinhibitoren),
der Planung und Durchführung von enhanced oil recovery (IOR/EOR) -Projekten
(z.B. bei der Auswahl von geeigneten Polymeren und Tensiden) sowie
Ablagerungen in Leitungssystemen (Scaling / Art der Ausfällungen, Einsatz von
Scaling-Inhibitoren) [26,40,99,111] usw. (Abb.2) führen.
4.1 Chemische Analyse der Lagerstättenwässer
Chemische Vollanalysen von LW sind für grundlegende Entscheidungen zur
Aufbereitung/Re-Injektion wichtig, um zu erfahren, welche Ionenvielfalt und
Wechselwirkungen in den Wässern vorherrschen sowie in welche Gruppe ein LW
einzuordnen ist.
Die verschiedenen Ionen in LW unterliegen in ihren Konzentrationen aufgrund der
regionalen geologischen und mineralogischen Gegebenheiten starken Schwankungen.
Diese Schwankungen sind jedoch erst dann und nur dann erkennbar, wenn man die
statistische Häufigkeit ihres regionalen Auftretens in Aquiferen näher betrachtet [67].
Die chemische Analyse von LW ist darüber hinaus auch zeitabhängig.
Sofort nach einer Probenahme ist ein LW meist noch warm und farblos. Schon kurze Zeit
später erfahren LW häufig bereits eine Trübung. Insbesondere aufgrund des Entweichens
von CO2 kommt es bei sauren LW zur ausgeprägten Veränderung des CO2-
Gleichgewichtes und zu deutlichen pH-Verschiebungen in einer Wasserprobe.
Nachfolgende Oxydationsprozesse durch Luftsauerstoff und die Abkühlung der meist
temperierten Wasserproben führen dann zu Ausfällungen/Ausflockungen (z.B. Fe(OH)3,
Sulfat- [48], Silikat- und Carbonat-Ausfällungen / s. Abb. 2) [26,40,98,99].
Ursachen dafür sind meist die Oxydation von Fe2+-Verbindungen/die Ausfällung von Fe3+-
Salzen (gewöhnlich um 10-3 Gew.-%) sowie die Zersetzung von Carbonato-Komplexen bei
gleichzeitigem Entgasen des LW.
Bei der Beprobung von LW aus Tiefbohrungen sind insbesondere die verschiedenen
Fehlermöglichkeiten zu beachten: Da die meisten Bohrungen gewöhnlich mit
wasserbasischen Bohrspülungen niedergebracht werden und derartige Spülungen in
poröse Schichten eindringen und dort verweilen können, ist in der primären Förderphase
stets mit Verunreinigungen des Lebend-LW durch Spülungsbestandteile und Auslaugungen
des Bohrkleins zu rechnen [24,98].
Der richtigen Probenahme von Lebend-LW kommt daher eine hohe Bedeutung zu.
Charakteristische Lebend-LW-Analysen sind demnach nur solche, die sich tatsächlich auf
die in den durchlässigen/erbohrten Formationen enthaltenen Lösungen beziehen.
Grundsätzlich gehorcht die chemische Analytik folgender Funktion:
c Bestandteile LW = f (Zeit, Temperatur, pH-Wert, <Druck, Sauerstoffzutritt>)
Auf die geringe Aussagekraft und Sinnlosigkeit der zahlreichen bekannten, teilweise
exotischen Diagramme zur chemischen Zusammensetzung von Tot-LW (CUMMER, SULIN,
HILL, LANGELIER, REISTLE, SCHOELLER, STIFF, TELKESSY, TICKELL etc.) [98] sei
besonders hingewiesen, da die meist „kritischen“ Bestandteile selten oder gar nicht
berücksichtigt werden. Gerade Bestandteile in geringen Konzentrationen und
Spurenelemente, die häufig einen entscheidenden Einfluss auf Ausfällungen oder anderen
Wechselwirkungen haben können, werden in diesen Diagrammen generell vernachlässigt.
Derartige rudimentäre und veraltete Darstellungen eignen sich daher lediglich für grobe
technologische Einordnungen von Salinitäten, nicht aber für die Bewertung von chemischen
Eigenschaften.
4.2 Chemische Zusammensetzung der Lagerstättenwässer
In Formationswässern (LW) können mittels der modernen chemischen Analytik nahezu alle
Elemente des Periodensystems nachgewiesen werden; diese jedoch in sehr
unterschiedlichen Konzentrationsbereichen und somit auch mittels vielfältiger
Analysenverfahren / -techniken [8,57,70,79,90,91,100]. Einfache Schnelluntersuchungen
von mineralhaltigen Wässern sind u.a. mit ionenselektiven Elektroden möglich [70].
Als Hauptbestandteile kommen letztendlich nur relativ wenige Ionen in fast allen LW vor,
und zwar sind es die Kationen Na+, K+, Ca2+, Mg2+, Sr2+, Ba2+ sowie die Anionen Cl-, CO32-
und /oder HCO3-, SO42- [8].
Andere Ionen kommen im Allgemeinen zwar nur in geringen Mengen in LW vor, können
jedoch teilweise eine zentrale Bedeutung bei verschiedenen Prozessen erlangen.
Konzentrationen und Zusammensetzungen der gelösten Salze im natürlichen Lebend-LW
richten sich stets nach den tatsächlichen kapillaren Kontaktflächen des LW (z.B. Kalkstein,
Sandstein, Dolomit, Feldspat, Granit bzw. Sekundärablagerungen auf Original-
Mineraloberflächen etc.) [47,117]. Auch Mineral-Gleichgewichte (Ionenaustausch) und
Fällungsprozesse (z.B. Sr-Ba-SO4-, Sr-Ba-CO3-Gleichgewichte) beeinflussen wesentlich die
Zusammensetzung von LW [10,48,123].
Für die Absenkung des pH-Wertes von LW sind u.a. folgende Reaktionen von Kaolinit und
Illit mit K+-Ionen und quarzitischen Lagerstättenmineralien verantwortlich:
3 Al2Si2O5(OH)4 + 2 K+ = 3 KAl3SiO10(OH)2 + 3 H2O + 2 H+
Kaolinit + K+ = Illit + Wasser + H+
KAl3SiO10(OH)2 + 6 SiO2 + 2 K+ = 3 KAlSi2O8 + 2 H+
Illit + Quarz = Kalium-Feldspat + H+
LW aus Schiefergas-Lagerstätten sind daher wegen ihrer tonhaltigen Zwischenlagen
überwiegend sauer.
Diagenetische Veränderungen der Wässer während der Migration zeigen in ihrem
Zusammenwirken die Tendenz, solche hochkonzentrierten Salzlösungen zu erzeugen, die
schließlich nur noch NaCl und CaCl2 gelöst enthalten [128].
Als interessante Kennzeichen von Tiefenwässern lassen sich weiterhin feststellen, dass
unter Lagerstättenbedingungen
viele Salze weit über ihr herkömmliches Löslichkeitsprodukt gelöst vorliegen
(Übersättigung). Es handelt sich hierbei u.a. um sogenannte „Einsalzeffekte“ und
Wechselwirkungen mit anderen anwesenden Ionen. Es ist auch davon auszugehen,
dass in hochsalinaren Lösungen keine vollständige Dissoziation der Salze erfolgt
bzw. zahlreiche Ionenkomplexe vorliegen [66,123].
fast alle LW auch Fe2+-, Mn2+-, Borat- und NH4+-Ionen enthalten.
die pH-Werte der sub-salinaren bis hoch-salinaren LW im sauren pH-Bereich liegen.
der Br- -Gehalt der LW im Durchschnitt dreimal größer als der J--Gehalt [67,128] ist.
alle LW relativ hohe Sulfatgehalte aufweisen. Aufgrund von zahlreichen Analysen
scheint der SO42--Gehalt vieler LW jedoch eine unabhängige Variable zu sein.
Ohne Einfluss der regionalen Geologie enthalten alle LW jedoch NaCl und CaCl2 in
unterschiedlichen Konzentrationen [10].
In hochkonzentrierten Mischsalzlösungen treten ungewöhnliche Assoziate und
Ionenkomplexe auf [6]. Ionenkomplexe können Ionenpaare darstellen, in denen z.B. ein
Kation auch unverändert seine Hydrathülle behält. Bindungen zwischen den Ionen können
ebenfalls elektrostatischen Gesetzmäßigkeiten gehorchen oder erfolgen zusätzlich über
Koordinationskomplexe, in denen noch ein oder mehrere Hydratwassermoleküle über
kovalente Bindungen an einem Kation gebunden sind. Insbesondere Metall-Ionen der
Nebengruppenelemente sind in der Lage, in hochsalinaren Lösungen vielfältige
ungewöhnliche Komplexe zu bilden [66].
Die Strukturen von Aquo-, Carbonato- und Chloro-Komplexen in hochkonzentrierten
Mischsalzlösungen unter hohem Druck sowie bei höheren Temperaturen sind bisher kaum
erforscht und noch wissenschaftliches Neuland.
Z.B. verläuft die Zersetzung/Hydrolyse von Carbonato-Komplexen bei Druck- /
Temperaturänderungen und je nach pH-Wert eines LW zu einem Aquo-Komplex
nachfolgenden Reaktionsgleichungen:
[Z Xn (CO3)] + H+ [Z Xn (HCO3)] +
H+
[Z Xn (HCO3)] + [ZXn (OH)] + CO2 [ZXn (H2O)]
Auch eine Kondensation von cis-Aquo-Komplexen in 3 Stufen zu OH-überbrückten
Zweikernkomplexen ist je nach pH-Wert eines LW zu erwarten:
[Z Ln (H2O)2] + OH- [Z Ln (OH)(H2O)] + H2O
2 [Z Ln (OH)(H2O)] [(Z Ln)2 (OH)2(H2O)] + H2O
[(Z Ln)2 (OH)2(H2O)] [(Z Ln)2(OH)2] + H2O
(Z = Zentralatom; L = Ligand; X = Anion)
Ebenfalls vielfältige Aquo-Komplexe mit Koordinationswasser der allgemeinen
Zusammensetzung [Z (H2 O)n]m+ , wie z.B. [Zn (H2O)6]2+ oder [Fe (H2O)6]2+ , treten in LW auf.
Einschließlich der Cl- -Ionen bilden die meisten herkömmlichen Ionen in hochsalinaren
Lösungen komplexe Ionenpaare.
Spurenelemente und geringe Konzentrationen anderer Elemente treten in konzentrierten
Mischsalzlösungen überwiegend als Koordinationskomplexe, wie z.B. [Al (H2O)6]3+, [Pb
(H2O)6]2+, und vielfältige lösliche Silico-Komplexe auf.
Von Bedeutung sind auch die zahlreichen Assoziationsverbindungen zwischen
Mg2+- und SO42--Ionen und die instabilen Carbonato-Komplexe, die bereits bei
Druckentlastung und Sauerstoffzutritt zerfallen.
Herkömmlich bekannte Löslichkeitsprodukte gelten bei gleichzeitiger Anwesenheit von CO2
meist nicht mehr in hochsalinaren Systemen und führen daher häufig zu
Fehlinterpretationen und -rückschlüssen bei Ausfällungen und Ablagerungen während der
Förderprozesse.
Folgende Ionenkonzentrationen sind gewöhnlich in LW anzutreffen [23]:
> 10000 mg/l Na+, Cl-
100 - 10000 mg/l Ca2+, Mg2+, K+, Sr2+, Ba2+, SO42- [48]
1 - 100 mg/l Al3+, Fe2+, Li+, Borate, Silikate, NH4+, HCO3-
1 - 0,01 mg/l Cr3+, Cu2+, Mn2+, Ni2+ Sn2+, Titanate, Zirkonate,
Fluoride, Phosphate usw.
< 0,01 mg/l Zn2+, <Hg°>, Be2+, Co2+, Pb2+ [111], Vanadate, Wolframate,
Ga3+, Ge4+, Arsenate, verschiedene natürlich vorkommende
Radionuklide (N.O.R.M.) [96] usw.
In sauren LW können z.B. auch VO2+, V(OH)2+, V(OH)2+, Cr(OH)2+, H2AsO4-, in neutralen bis
schwach-alkalischen LW HAsO42-, VO2(OH)2-, Al(OH)4- usw. auftreten. Quecksilber tritt unter
Lagerstättenbedingungen in LW gewöhnlich elementar auf.
Natürliche LW unterscheiden sich von Oberflächenwässern nicht nur in ihren
Gesamtkonzentrationen, sondern auch in ihren Ionenzusammensetzungen. Mit der
Zunahme des TDS-Gehaltes treten gewöhnlich auch deutliche Änderungen in der
chemischen Zusammensetzung und den physico-chemischen Eigenschaften auf.
5 Physico-chemische Eigenschaften von Lagerstättenwässern
Die physico-chemischen Eigenschaften der natürlichen LW werden im Wesentlichen von
der Temperatur, den jeweilig gelösten Salzen und Gasen sowie deren Konzentrationen
bestimmt.
Die Temperatur von LW nimmt mit der Teufe zu. Der exakte Betrag dieser
Temperaturzunahme ist weder weltweit noch regional überall gleich. Die Teufenmeter für
eine Temperaturzunahme um 1 °C werden als geothermische Tiefenstufe definiert, die z.B.
in Europa durchschnittlich 33 m beträgt [44,126].
Die genaue Kenntnis der Lagerstättentemperatur ist für die Beurteilung der meisten
physikalischen und chemischen Vorgänge in Lagerstätten bedeutend, denn jede
Temperaturänderung beeinflusst nahezu alle physico-chemischen Eigenschaften eines LW
(z.B. Viskosität, Dichte, Löslichkeiten, pH-Wert usw.).
Die in-situ-Temperatur und die Abkühlung eines aufsteigenden Lebend-LW kann mittels
geophysikalischer Bohrlochmessungen - dem sogenannten Temperatur-log - ermittelt
werden.
Da der Salzgehalt von Tiefenwässern vorwiegend aus NaCl besteht, kann es z.B. für
manche technologischen Zwecke ausreichen, LW lediglich wie reine NaCl-Lösungen zu
betrachten (Abb.3).
5.1 Dichte
Abb.4 zeigt die Dichte ρ von typischen PW/LW als Funktion der Temperatur und
Konzentration [37,68,103-106,110]. Der Druckeinfluss auf die Dichte ist gering. Die Dichte
von typischen LW kann unter Normalbedingungen je nach Salinität im Bereich von 1,003
bis 1,220 g.cm-3 liegen.
Die in-situ-Dichtemessung von LW ist mittels geophysikalischer Bohrlochmessungen
möglich, dem sogenannten fluid-density-log.
5.2 Grenz-/Oberflächenspannung
Die Grenz-/Oberflächenspannung Ɣ des LW gegenüber Luft beträgt je nach Salinität ca. 73
- 35 mN.m-1 und ist u.a. zusätzlich von folgenden Parametern mehr oder weniger stark
abhängig:
Temperatur,
Druck,
kolligativen Eigenschaften sowie
Art und Konzentration einzelner Ionenarten.
Die Grenzflächenspannung des LW gegenüber einer Ölphase liegt im Bereich von 21 - 12ɣ
mN.m-1, d.h., dass zu den vorhergenannten Einflussfaktoren u.a. noch folgende
hinzukommen:
Art und Zusammensetzung eines Öles (naphthenisch, aromatisch, paraffinisch)
sowie
Viskosität des Öles. [2]
Die Oberflächen- bzw. Grenzflächenspannungen beeinflussen im Wesentlichen die
Fliessvorgänge eines LW im Porenraum. Durch Zugabe von Tensiden zum LW, wie es z.B.
für das Tensidfluten genutzt wird, können alle Grenzflächenspannungen (LW Gesteins-ǁ
Metalloberflächen Öl-Gasphasen) stark erniedrigt und somit auch der Fluss eines LW im ǁ
Porenraum (Benetzungeigenschaften) deutlich verbessert werden.
5.3 Elektrische Leitfähigkeit
Die spezifische elektrische Leitfähigkeit σ oder in µSϰ.cm-1 bzw. Ω-1. cm-1 mittels
hochfrequentem Wechselstrom ist eine stark temperatur- und konzentrationsabhängige
Größe, die sich insbesondere für Konzentrationsbestimmungen niedrig-salinarer
Salzlösungen eignet.
In hochsalinaren Systemen - wie z.B. LW -, in denen keine vollständige Dissoziation von
Salzen zu erwarten ist sowie Assoziate / Komplexbildungen und gelöste Gase vorliegen,
lassen sich dagegen keine allgemein-gültigen Leitfähigkeit-Konzentrations-Korrelationen
erstellen.
Mittels geophysikalischer Bohrlochmessungen, den sogenannten Leitfähigkeits-/ Salinitäts-
Logs, sind zwar in-situ -Messungen bei höheren Temperaturen möglich, doch letztendlich
erlaubt erst die chemische Analytik die genaue Bestimmung des TDS-Gehaltes von LW.
Andererseits eignen sich Messungen von Unterschieden in der elektrischen Leifähigkeit
(Salinitätsänderungen) insbesondere für die Lokalisierung von Zuflüssen in ein Bohrloch.
Typische -Werte (20 °C) liegen fürϰ
Oberflächenwässer bei 50 - 200 µS.cm-1,
Grund- bzw. Quellwässer bei 500 - 2000 µS.cm-1,
0,74%iger (≈ 0,01 m) Standard-KCl-Lösung bei 1278 µS.cm-1,
Meerwasser bei 50 mS.cm-1und
6%iger NaCl-Lösung bei ca. 85 mS.cm-1.
Für hochsalinare LW liegen die -Werte gewöhnlich bei »100 mSϰ.cm-1.
In-situ Leitfähigkeitswerte von Lebend-LW ermöglichen daher nur eine schnelle und grobe
Vorab-Einschätzung von Salinitäten bzw. Konzentrationen.
5.4 Viskosität
Die Viskosität von LW wird sowohl stark von der Temperatur als auch vom TDS-Gehalt
bestimmt (s. Abb. 5) [69,127]. LW sind ideal-Newtonsche Flüssigkeiten, deren Viskositäten
je nach Salzgehalt nahe bei 1 mPa.s (20 ± 2 °C) liegen.
Sofern Tot-LW/PW für EOR-Maßnahmen wiedereingesetzt werden (z.B. Polymerfluten,
Mikroemulsionsfluten etc.), verändert sich deren Fließverhalten deutlich, und es resultieren
gewöhnlich nicht-N
ewtonsche Flüssigkeiten mit sehr charakteristischen Fliesseigenschaften (z.B. Thixotropie,
Dilatanz, Rheopexie, Viskoelastizität).
5.5 Konzentration/Löslichkeit/Salinität
Sowohl dem TDS-Gehalt eines LW als auch den jeweiligen Ionenkonzentrationen der
verschiedenen Salze fallen neben dem pH-Wert eine sehr hohe Priorität zu.
Sämtliche Fällungs-/Lösungs- und Quellvorgänge in einer Lagerstätte stehen in direktem
Zusammenhang mit allen im Lebend-LW gelösten Stoffen (kolligative Eigenschaft). Von
zentraler Bedeutung ist daher die Ermittlung des osmotischen Druckes eines LW, der
selten oder gar nicht in den entsprechenden Laboratorien ermittelt wird. Aufgrund der
herausgehobenen Bedeutung des osmotischen Druckes wäre daher der Einsatz von
Osmometern zwingend notwendig. Jedes Wasser zur Re-Injektion müsste daher vorab auf
seinen osmotischen Druck geprüft werden, um die thermodynamischen Gleichgewichte
(Diffusion, Quellvorgänge, Mischungs-/ Austauschprozesse usw.) in einer Lagerstätte nicht
negativ zu verändern.
Nur iso-osmotische (isotonische) Wässer dürften zur Re-Injektion freigegeben werden.
D.h., dass unter Umständen PW entweder aufgesalzen oder mit Frischwasser verdünnt
werden müssten, um den kolligativen Eigenschaften eines Lebend-LW nahezukommen.
Dass dieses wichtige Kriterium selten oder gar nicht bei einer Re-Injektion von Tot-LW/PW
berücksichtigt wird, kann daher zu vielen bekannten Problemen bei der Erdöl-/
Erdgasförderung sowie auch bei Geothermal-Bohrungen [124] führen.
Die Ignoranz des osmotischen Druckes bei der Injektion von nicht-angepassten Tot-LW/PW
in Lagerstätten mit quellbaren Tonen kann erhebliche geomechanische Folgen nach sich
ziehen, die dann nicht selten Bodenhebungen und/oder seismische Aktivitäten auslösen.
Die Löslichkeit von einzelnen Salzen in LW ist nicht nur stark temperaturabhängig, sondern
auch abhängig vom Lagerstättendruck und der gleichzeitigen Anwesenheit von anderen
Salzen [9].
Mit steigender Temperatur nehmen jedoch gewöhnlich die Salz-Gehalte in LW zu (Abb. 1).
Daneben erhöhen sich mit steigenden Salinitäten und Drücken insbesondere die
Löslichkeiten der schwerlöslichen Salze, die in bestimmten Temperaturbereichen teilweise
Löslichkeitsanomalien durchlaufen können.
Dagegen vermindern sich mit steigender Temperatur und der Erhöhung des Salzgehaltes
die Gaslöslichkeiten in LW deutlich [13]. Die Löslichkeit von Gasen in LW ist darüber hinaus
stark druckabhängig [44,107]. Im Gleichgewicht ist die Löslichkeit eines Gases in LW
proportional seinem Partialdruck [109].
Die Salzkonzentrationen von LW sollen nach DICKEY [28] allgemein linear um 165 mg/l pro
Meter Teufe ansteigen. Diese Aussage ist jedoch nicht allgemein gültig, sondern trifft
lediglich für einige großen amerikanischen Lagerstätten und bei geringen Teufen zu (s. Abb.
6). Im Wiener Becken konnten z.B. Konzentrationszunahmen von 10 - 35 mg/l pro
Tiefenmeter ermittelt werden [117]. Auch in anderen Regionen der Welt kann diese
vermeintliche lineare Gesetzmäßigkeit von Teufe und Salinität gemäß DICKEY nicht
nachvollzogen, sondern lediglich als Zusammenhang von Salzlöslichkeiten und
geothermischen Tiefenstufen von regionalen Lagerstätten angesehen werden.
Beim Mischen verschiedener Tot-LW/PW bei der Erdölförderung ist die Kenntnis aller
chemischen Wechselwirkungen eine grundlegende Voraussetzung für eine Optimierung im
Förderbetrieb. Bei fehlerhafter Interpretation von Wasseranalysen können daher erhebliche
Störungen auftreten (z.B. Ausfällungen, Rohrverstopfer usw.) [4,39].
Besondere Beachtung verdienen hierbei u.a. Bleisalze [111], Natriumsulfat Na2SO4,
Strontiumsulfat SrSO4.und Bariumsulfat BaSO4.
Die Löslichkeit von Na2SO4 steigt bis 32 °C an und sinkt dann langsam wieder ab (Abb. 7).
Dieses auffällige Verhalten beruht darauf, dass beim Na2SO4 unterhalb und oberhalb von
32 °C zwei verschiedene Bodenkörper im Gleichgewicht mit der gesättigten Lösung stehen.
Dieses Phänomen ist daher sowohl bei der Förderung als auch Re-Injektion von LW zu
berücksichtigen.
Beachtenswert ist ebenfalls die von verschiedenen Autoren [48,58] beobachtete deutliche
Löslichkeitsabnahme von SrSO4 bei Temperaturen über 40 °C. Dieses Verhalten wird
dadurch erklärt, dass die Dissoziation des SrSO4 ein exothermer Vorgang ist. Auch BaSO4
zeigt ähnliche Löslichkeitsanomalien: In niedrigsalinaren LW durchläuft die BaSO4-
Löslichkeit bei ca. 120 °C ein Löslichkeitsmaximum (Abb. 8), während in hochsalinaren LW
dieses Maximum nicht mehr zu beobachten ist (Abb. 9) [9].
Folglich sind bei Nichtbeachtung höherer Sr2+-und Ba2+-Konzentrationen
Permeabilitätsreduzierungen durch SrSO4/BaSO4-Ausfällungen im Porenraum
unvermeidbar.
Auf die besondere Bedeutung der Löslichkeiten von SrSO4/ BaSO4 in Erdöl-LW weisen
auch COLLINS et al. hin [22,38].
Die Löslichkeiten von BaSO4 und SrSO4 werden im Wesentlichen durch die gleichzeitige
Anwesenheit und die Konzentrationen von Cl-, HCO3-, Ca2+ und Mg2+ beeinflusst.
Zu erwähnen wäre, dass in verschiedenen Erdöl-LW Gehalte von > 60 mg BaSO4/l bzw. >
900 mg SrSO4/l nachgewiesen wurden, obwohl die Löslichkeitsprodukte für diese Salze
weit überschritten wären [48,94]. Derartige Phänomene sind nicht nur bei der Förderung
von LW, sondern auch bei der Re-Injektion von aufbereiteten LW / PW in Erdöl- und
Erdgaslagerstätten sowie bei Geothermalprojekten zu erwarten.
Zahlreiche Löslichkeitsanomalien in hochsalinaren LW bei hohen Temperaturen und
Drücken sowie verschiedenen pH-Werten sind bisher noch wenig erforscht und schwierig
zu ermitteln, da die wechselseitigen Einflüsse in natürlichen Systemen sehr komplex sind.
Ebenfalls beim Fluten mit mizellaren Lösungen und/oder Polymeren (EOR/IOR) spielt der
Salzgehalt eines LW und die Art der Salze eine entscheidende Rolle für die Effektivität der
Verfahren. Insbesondere hohe Ca2+ - und schon geringe Schwermetall-Gehalte, Borate
sowie gelöste Silikate bereiten erhebliche Probleme (Ausfällungen, Gelbildungen etc.).
Dieses konnte durch umfangreiche Forschungsarbeiten und Untersuchungen von
AKSTINAT [2] nachgewiesen werden.
5.6 pH-Wert
Dem pH-Wert von LW kommt eine sehr hohe Priorität zu; er gehört zu den wichtigsten und
sensibelsten Parametern einer Lagerstätte. Je nach Salinität und Temperatur liegen die pH-
Werte von Lebend-LW gewöhnlich zwischen 3,0 - 8,5 (20 ± 2 °C). Des Weiteren muss
davon ausgegangen werden, dass in der Literatur nahezu alle pH-Werte der sub-salinaren
bis hochsalinaren LW wesentlich zu hoch angegeben werden, da die pH-Werte meist an
Tot-LW, also unter Normalbedingungen (1 bar, 20 °C), ermittelt wurden. Alle möglichen
noch im LW gelösten Gase wären dann nahezu vollständig entwichen.
Bei Lagerstättendrücken zwischen 50 - 100 bar und Lagerstättentemperaturen von 40 – 60
°C lösen sich z.B. bereits etwa 4 g CO2 in 100 g Wasser [18,31,131] (Abb. 10). Der pH-Wert
derartiger LW strebt jedoch unter diesen Bedingungen schon ab 6 bar einem konstanten
Wert um pH 3,0 zu, der wahrscheinlich auch bei den meisten sauren sub-salinaren bis
hochsalinaren LW überwiegt [27].
Die Bedeutung des originären pH-Wertes eines LW wird meist unterschätzt oder verkannt
und wird selbst in der neueren Fachliteratur völlig ignoriert [132].
Jede Änderung des originären pH-Wertes in einer Lagerstätte kann jedoch entweder zu
ausgeprägten Ausfällungen oder Auflösungsprozessen führen. PH-Wert-Änderungen eines
LW können neben Neutralisationsprozessen (u.a. auch mit Rohöl- /Erdgasbestandteilen),
Quellvorgänge an Mineraloberflächen, unkontrollierbare Gasbildungen, schwerlösliche
Ausfällungen sowie ungewollte Zersetzungsprozesse in einer Lagerstätte auslösen.
Bezeichnend für hochsalinare Lagerstättenwässer in Deutschland ist die Tatsache, dass
ihre temperaturabhängigen pH-Werte überwiegend zwischen 3,3 und 6,5
(Norddeutschland) liegen. Um eine sichere pH-Stabilität eines originären LW bzw. mittels
eines zu injizierendem PW zu erzielen, wäre daher bei sauren LW die gleichzeitige Injektion
von CO2 bzw. der Einsatz eines entsprechenden pH-Puffers notwendig.
Niedrige pH-Werte eines LW können zwar erhebliche Korrosionsschäden in/an
Rohrleitungen, am Zementmantel [50] und an den Fördereinrichtungen verursachen, doch
Abhilfe kann meist problemlos durch Zuhilfenahme von Korrosionsinhibitoren bzw.
geeignete Materialauswahl geschaffen werden [36,129,130].
Unkontrollierte Erhöhungen des LW-pH-Wertes (z.B. durch Injektions-/Flutwasser) führen
meist zu deutlichen Veränderungen des Chemismus in einer Lagerstätte und haben
gewöhnlich eine Verschlechterung der Permeabilität einer Formation - insbesondere im
Nahbereich von Einpresssonden - zur Folge [89].
Die in LW gelösten Gase sind überwiegend CO2, niedere Kohlenwasserstoffe [13] und H2S
[24].
Nicht selten wird ein später-auftretender H2S-Gehalt in LW durch bakterielle
Kontaminationen hervorgerufen. Eine Neubildung von H2S in LW kann auf den Eintrag von
sulfat-reduzierenden Bakterien bei der Injektion von PW zurückgeführt werden. Deren
nachträgliche kostenaufwändige Eindämmung mittels Bakteriziden gestaltet sich meist
schwierig, so dass PW entweder mit Chlordioxid ClO2 aufbereitet oder bereits vor einer
Injektion mit Bakteriziden versetzt werden.
Mit steigender Temperatur sinkt der pH-Wert und nehmen die Löslichkeiten von CO2 und
H2S ab.
In Tot-LW-Analytik wird jedoch - wenn überhaupt - gewöhnlich nur der CO2-Gehalt ermittelt.
Die Konstanthaltung des in einem LW gelösten CO2, CO32- und HCO3- (CO2-Gleichgewichts-
Diagramm) ist deshalb von großer Bedeutung, da der CO2-Gehalt den pH-Wert von LW
entscheidend bestimmt [31,47] (Abb.11).
6 Bedeutung der Hydrochemie für die Tiefbohrtechnik, Erdöl- und
Erdgasgewinnung
Natürliche LW und PW sind dem technologischen Fachgebiet der Ölfeldchemie
zuzuordnen, das - im Gegensatz zu anderen Ländern - bisher in Deutschland keine
ausreichende wissenschaftliche Heimat an Hochschulen oder wissenschaftlichen
Einrichtungen gefunden hat.
Obwohl von hoher Priorität, ist den LW selten die ihnen zustehende notwendige Beachtung
durch Ingenieure und Geochemiker im Bereich der Tiefbohrtechnik, Erdöl- und
Erdgasgewinnung bzw. Geothermie zuteil geworden. Zwar wurden in den Jahren 1950 -
1980 bereits die wesentlichen Grundlagen zur chemischen Zusammensetzung und den
Wechselwirkungen sowie den physico-chemischen Eigenschaften - insbesondere durch
KLEINITZ [63-65] - erarbeitet, später jedoch selten technologisch umgesetzt.
Erst durch Auswertung von Hunderten von LW-Analysen deutscher Erdöl-/
Erdgaslagerstätten [2] sowie von international veröffentlichten Ergebnissen [72-74,117,120]
tritt die Bedeutung der LW-Eigenschaften für die relevante Industrie deutlich hervor.
Grundsätzlich kann eine Lagerstätte als „extrem großes geschlossenes Reaktionsgefäß
(Lagerstätte) mit vielen Reaktanden“(Lagerstätteninhaltsstoffen) beschrieben werden.
Hierbei wirken LW als ideale Transportmedien in einem Lagerstätten-Horizont.
Ein Zusammentreffen von Lebend-LW mit nicht-angepasstem Injektionswasser, wie z.B.
Meerwasser oder
Heisswasser < z.B. bei der Dampf-Injektion /Dampffluten, Huff-and-Puff> oder
niedrigsalinares Frischwasser < z.B. bei Geothermalprojekten>
kann sich daher in wenig kontrollierbaren, meist unvorhersehbaren schädlichen
„Nebenreaktionen“ und pH-Wert-Änderungen auswirken (Abb. 12). Besonders bei der
Injektion von PW ist immer erhöhte Vorsicht geboten, da es zu unerwünschten
„Umwandlungsreaktionen“ von Feldspäten und Tonmineralien kommen kann. Dagegen
können z.B. höhere K+-Konzentrationen bei niedrigen pH-Werten eine positive Rolle bei der
Inhibierung der Tonquellung spielen.
Negative chemische Auswirkungen durch fehlerhafte Injektionsmedien sind häufig erst
langzeitverzögert durch indirekte Messergebnisse/Untersuchungen (Druckaufbau,
Ablagerungen, veränderte Ö/W-Verhältnisse etc.) erkennbar. Ursachen von Lagerstätten-
Schädigungen aufgrund fehlerhafter Zusammensetzungen von Injektionswässern (LW/PW)
werden darüber hinaus noch überwiegend missinterpretiert und mit „Inhomogenitäten in
einer Lagerstätte“ entschuldigt. Zwar lassen sich oft vorab in Laborvorversuchen grobe
Abschätzungen machen [3,7,122], doch letztendlich ist ein Einblick in eine
Lagerstätte/Formation bzw. eine exakte Ursachenzuordnung selten möglich.
LW werden meist als kostenträchtige Nebenprodukte der Erdöl-/ Erdgasgewinnung
eingestuft und „stiefmütterlich“ behandelt. Dass jedoch durch die Vernachlässigung dieses
Bereiches erhebliche Spätfolgen (z.B. Ablagerungen und Verstopfungen in
Leitungssystemen) sowie schwerwiegende irreparable Lagerstättenschädigungen
verursacht werden, wird bisher nur wenig beachtet oder weitgehend ignoriert
[3,17,33,54,122].
Nachträgliche Versuche, derartige Lagerstättenschädigungen durch chemische
Behandlungsmethoden zu beheben, scheinen meist kurzfristig erfolgreich zu sein, doch
langfristig bleiben sie erfolglos. Lediglich Horizontalbohrungen, die tiefer in eine Lagerstätte
vordringen, könnten frühere Schädigungszonen im Injektionsbereich überbrücken helfen,
aufgegebene Lagerstätten wiederbeleben und zu erneuter Produktion führen.
Solange man LW als „lästige Nebenprodukte“ bei der Erdöl-/Erdgasförderung einstuft, die
LW-Aufbereitung nur halbherzig betreibt und die wissenschaftlichen Grundlagen
vernachlässigt, werden weiterhin Lagerstätten vorzeitig geschädigt und somit hohe
Investionssummen „vernichtet“. Dieses kurzsichtige Verhalten der Industrie könnte lediglich
nur unter dem Gesichtspunkt entschuldigt werden, weil die schleichenden negativen
Auswirkungen durch Ignoranz der LW-Eigenschaften bei unsachgemäßen PW-Injektionen
meist sehr spät - häufig erst nach 5 -10 Jahren - deutlich erkennbar werden. Die
resultierenden, überwiegend irreversiblen Spät-Lagerstättenschädigungen werden zudem
häufig - aufgrund fehlender Grundkenntnisse in Chemie - falsch zugeordnet oder der
Verantwortung vorangehender Ingenieur-Generationen zugeschoben („blame culture“).
Vorzeitige Erschöpfung und reduzierte Förderraten von Lagerstätten bei noch hohen
Restölsättigungen (trotz Einsatz von Sekundärmaßnahmen) sind meist ursächlich auf die
Fehleinschätzung von LW-Eigenschaften zurückzuführen. Unbehandelte oder fehlerhaft
aufbereitete LW/PW, die für Kaltwasser-Injektionen (u.a. für Sekundärmaßnahmen /
Wasserfluten) genutzt werden, führen zu Schädigungszonen, die relativ weit von einer
Injektionsbohrung in eine Lagerstätte hineinreichen und nur noch selten nachhaltig durch
chemische Stimulationsverfahren „repariert“ werden können [21,30,55,63-65,122].
Folglich hat die fachgerechte Aufbereitung der geförderten LW / PW eine große Bedeutung:
BETEX-Gehalte lassen sich z.B. durch Membranprozesse [53], Verdampfer,
Mikroflotation, keramische Nanofiltration oder Umkehrosmose von mehreren
Tausend ppm auf Restölgehalte von < 1 ppm reduzieren [33,35,52].
Das Strippen von Tot-LW mit Erdölgasen wird zur Verringerung der Anteile von
polycyclischen aromatischen KW eingesetzt.
Schwermetallgehalte (insbesondere Fe-Gehalte) lassen sich entweder durch
Einleiten von Luftsauerstoff und nachträgliche Filtration über Kiesfilter oder über den
Einsatz von spezifischen Ionenaustauschern verringern. Von der Nutzung von
Reduktionsmitteln zur Verhinderung von Oxydationsprozessen oder
Komplexbildnern (wie z.B. von Zitronensäure) ist abzuraten, da zwar obertägige
Probleme gelöst werden, jedoch in einer Lagerstätte reversible
Verdünnungsvorgänge wieder zu Ausfällungen führen können.
Die Verwendung von CO2 als Schutzgasatmosphäre in geschlossenen Systemen
oder die Injektion von CO2 in/mit sauren LW/PW ist vorteilhaft.
D.h. auch, dass unbedachte, scheinbare Kosteneinsparungen und Inkompetenz bei der
fachgerechten LW-Aufbereitung zu einer frühzeitigen Aufgabe einer Lagerstätte (trotz noch
hoher Restölsättigung) zwingen. Zahlreiche erschöpfte Erdöl-Lagerstätten würden noch
heute profitabel produzieren und wären in ihren Restölsättigungen deutlich reduziert, wenn
die natürlichen LW-Gleichgewichte frühzeitig ermittelt und fachgerecht berücksichtigt
worden wären [71,77].
Die natürlichen Lebend-LW mit ihren regional sehr unterschiedlichen Zusammensetzungen
gehören zu den chemisch sensibelsten Lagerstätteninhaltsstoffen. Änderungen im LW-
Gleichgewicht führen gewöhnlich zu drastischen geochemischen Veränderungen in einer
Lagerstätte [16,23,32,42,62,71,78,83,89,102,124].
Beim Wasserfluten (Sekundärförderung) ist daher die chemische Zusammensetzung von
Injektionswässern (LW/PW) von primärer Bedeutung [3,39,54,63,80,81,114].
Jedoch weder die geologische noch mineralogische Zuordnung einer Lagerstätte sind
letztendlich für die Wechselwirkungen mit einem LW ausschlaggebend, sondern
ausschließlich die tatsächlichen mikroskopischen Kontaktoberflächen mit dem LW. Die
tatsächlichen kapillaren Kontaktoberflächen können jedoch deutlich von der gesamt-
geologischen Zusammensetzung einer Lagerstätte abweichen. Kapillar-/ Kornoberflächen
können z.B. völlig mit quellbaren Tonen, Sulfaten, Carbonaten oder Na-Al-Silikaten
überzogen sein. Häufig benutzte Einstufungen von LW lediglich anhand geologischer
Formationen erlauben daher meist nur eine grobe Zuordnung der Zusammensetzungen
von LW.
Es ist zu beachten, dass in sauren Lebend-LW (pH <7,0) vorwiegend HCO3--Ionen in der
Lösung vorliegen; im alkalischen Bereich (pH >7,0) überwiegen dagegen CO32--Ionen
[47,63] (s. Abb. 10).
Mit abnehmenden pH-Wert geht CaCO3 in Lösung, während im umgekehrten Falle mit
ansteigendem pH-Wert Carbonate ausfallen und Silikate in Lösung gehen, die später an
unerwünschter Stelle ausfallen können [42].
Eine pH-Wert-Verschiebung im Injektionswasser zum basischen Bereich hat immer eine
Erhöhung des CO32--Anteils zur Folge, der bei Überschreitung bestimmter
Löslichkeitsprodukte zu starken Ausfällungen führen kann [63].
Mit einer Erhöhung des Wasserumlaufes beim Wasserfluten treten die bei einer
unkontrollierten Salzwassereinleitung entstehenden Korrosionsprobleme immer stärker in
den Vordergrund (kontinuierliche Sauerstoff-Aufnahme). LW/PW enthalten normalerweise
zwar eine Reihe korrosiver Bestandteile, wobei jedoch eingelöster Sauerstoff die
Korrosionsprobleme verstärkt. Korrosionsprobleme werden durch Gehalte an CO2, H2S und
durch sulfatreduzierende Bakterien zusätzlich erhöht [36].
Sofern in einer Lagerstätte noch hydratisierbare Tone auftreten, so kann unter Umständen
mittels Frischwasser-/Meerwasserfluten zwar anfänglich mehr Rohöl gefördert werden
[7,20], jedoch wird durch das Fluten mit Frischwasser oder niedrig-salinarem Meerwasser
in vertonten Lagerstätten die Permeabilität durch Tonquellung meist wesentlich reduziert
[3,39,51,81,89,102] oder irreversibel geschädigt. Tonquellungen und Ausfällungen
verschiedener Fe-Verbindungen im Porenraum werden daher von ausgeprägten
Druckveränderungen in einer Lagerstätte begleitet [32,61] (s. Tab. 2).
Einige Erdölgesellschaften benutzen bereits völlig geschlossene Systeme für die
Injektionswässer ihrer Felder, um die negativen Einflüsse des Luftsauerstoff-Zutrittes und
von Ausfällungen zu verringern (derartige Injektionswässer enthalten noch bis zu 30 - 40
ppm Fe2+).
In offenen Systemen werden den Injektionswässern häufig Reduktionsmittel zugegeben,
wobei insbesondere Zugaben von Hydrazin einen günstigen Einfluss haben sollen.
Die chemische Aufbereitung von Injektionswässern mit geringen Eisengehalten (ca. 5 -10
ppm Fe2+) erfolgt vielfach durch Zugaben von Zitronensäure (Komplexbildner).
Wo zusätzlich noch Restkonzentrationen von CO2 / H2S in Tot-LW/PW vorkommen, wird -
trotz aller bekannten negativen Einflüsse - meist zusätzlich Luftsauerstoff eingeblasen oder
Chlordioxid ClO2 zugesetzt. Die dabei auftretenden Ausfällungen werden über Kiesfilter
abgetrennt [62].
6.1 Entsorgungskonzepte für Lagerstättenwässer
Gewöhnlich können Naturprodukte - wie z.B. Tot-LW oder aufbereitetes Tot-LW/PW - bei
gesicherter Bohrlochintegrität wieder problemlos an ihren Ursprungsort - die Lagerstätte -
zurückgeführt werden.
Anders verhält es sich jedoch bei der Injektion von
PW mit stark vom originären LW abweichenden Zusammensetzungen,
Frisch- oder Mischwässern,
Stimulationsflüssigkeiten und Rückflüssen von Frack-Prozessen („flow back“),
flüssigen Gefahr- und Abfallstoffen sowie
Sol-Laugen von Salzkavernen,
deren Umwelt- oder Lagerstättenschädlichkeit vorab geprüft werden muss.
Nicht selten bestehen zwischen „obertägiger “ und „untertägiger Umweltschädlichkeit“
erhebliche Bewertungsdifferenzen. Untertägige Lagerstätten haben ihre eigene sehr
spezifische „Umwelt“ und unterscheiden sich deutlich von den Umweltbedingungen/-
kriterien übertage. Erdöl-/Erdgas-Lagerstätten besitzen z.B. meist hohe
Ionenaustauschkapazitäten bzw. Adsorptionspotentiale, die Gefahrstoffe dauerhaft fixieren
bzw. „herausfiltern“ können.
Trotz alledem bereitet die Entsorgung von natürlichen Tot-LW/PW in bestimmten Ländern
erhebliche Probleme. Nicht selten verhindern regionale Umweltgesetze, die Sorgen und der
Widerstand von Bürgerinitiativen sowie mangelnde geochemische Kenntnisse bei
Genehmigungsbehörden eine Injektion von LW/PW in bereits ausgebeutete Lagerstätten
bzw. deren Verwendung für Wasserflut-Projekte.
Neben der traditionellen Aufbereitung von PW und/oder Verpressung von LW in
ausgeförderte Horizonte o.ä. stehen seit Neuem weitere Alternativen der wirtschaftlichen
Entsorgung und/oder Nutzung von Tot-LW/PW zur Diskussion [108,109].
Was z.B. in vergangenen Jahren niemals ernsthaft in Erwägung gezogen wurde, ist
neuerdings - aufgrund steigender Entsorgungskosten etc. - die umfassende wirtschaftliche
Verwendung und saubere Entsorgung von unterschiedlich anfallenden Tot-LW/PW (auch
von Stimulationsflüssigkeiten, Frack- und Shale-Wässern).
Einige Wässer enthalten nämlich wertvolle Mineralsalze oder könnten - wenn fachgerecht
aufbereitet - wieder direkt dem normalen Wasserkreislauf zugeführt werden.
Eine erste Anlage für die Total-Aufbereitung von hochsalinaren, schwermetall- und KW-
haltigen sowie radioaktiven PW ist jetzt in den USA in Betrieb gegangen. Die innovative
Clear-Water-Anlage (Firma Antero Resources/USA) sammelt zentral und verwandelt bereits
seit einigen Monaten PW in solche Wässer, die problemlos wiederverwendet bzw. ins
öffentliche Kanalisationssystem oder in Flüsse eingeleitet werden können/dürfen. Die
derzeitige Aufbereitungskapazität dieser neuen Sammelanlage liegt bei 6400 m3 PW/d und
einer Salzproduktion von ca. 2000 t /d. Die anfallenden Salze sollen als Enteisungsmittel für
Straßen, für die chemische Industrie (Chlor-/ Sodaproduktion), in der Landwirtschaft und in
Wasseraufbereitungsanlagen eingesetzt werden. Wirtschaftlich interessant wäre auch die
Aufbereitung von Wässern mit hohen Lithium-, Brom- und Jod-Gehalten.
Daneben sind aber auch negative Entsorgungskonzepte bekannt.
Im Rahmen der Kernenergiegewinnung sowie wissenschaftlicher Untersuchungen mit
Radionukliden in Forschung und Medizin fallen u.a. nicht unerhebliche Mengen an
flüssigen, meist schwach- bis mittel-radioaktiven Abfallstoffen an.
Dieses betrifft u.a. Tritiumwässer, die gewöhnlich zusätzlich noch verschiedenste
Radionuklide in unterschiedlichsten Konzentrationen enthalten.
Für die Entsorgung dieser radioaktiven Flüssigkeiten haben verschiedene „Experten“ der
RSK (Reaktor-Sicherheits-Kommission) und SSK (Strahlenschutz-Kommission) eine
Verpressung in aufgegebene (alte) Porenspeicher empfohlen und durchgeführt (Karlsruhe):
„Die bei der Wiederaufarbeitung und Abfallbehandlung anfallenden tritiumhaltigen Wässer
sollen durch Bohrungen übertage in geeignete Formationen des tieferen Untergrundes
verpresst werden.“ [92]
Das dieses unsachgemäße Entsorgungsverfahren als besonders kritisch und gefährlich
einzustufen ist, war den sorglosen „Experten“- aufgrund der Ignoranz physico-chemischer
Kenntnisse - über Jahrzehnte nicht bewusst. Zur „Argumentation“ wurden ähnliche
Vorhaben aus USA und der damaligen UdSSR benannt.
Aufgrund bekannter chemischer Trenn- und Anreicherungsverfahren, der Chromatographie,
verhält sich ein Porenspeicher wie eine Trennsäule. Im porösen Medium (hier:
Porenspeicher) erfolgt eine chromatographische Auftrennung und zugleich eine gefährliche
zonale Aufkonzentrierung einzelner Radionuklide in der Nähe von Injektionssonden. Die
Schaffung eines hohen Sicherheitsrisikos für die Trinkwasservorräte bei möglicher
unzureichender Bohrlochintegrität von älteren Bohrungen in Verbindung mit den
überwiegend langen Halbwertszeiten verschiedener Radionuklide ist daher nicht
auszuschließen. Eine sichere untertägige Endlagerung von flüssigen radioaktiven Stoffen in
ausgeförderten Lagerstätten über die vielfach diskutierten Zeiträume von ca. 1 Mill. Jahren
können nur als „politisch-motivierte Maximalforderungen“ bzw. „Illusion“ angesehen werden,
da keine Generation Sicherheitsgarantien über derartig lange Zeiträume abgeben kann.
7 Schlussfolgerungen
Unter Berücksichtigung der chemischen und physico-chemischen Parameter von LW
und/oder PW sind folgende Empfehlungen zu beachten:
Tot-LW/PW sollen möglichst in geschlossenen Systemen aufbereitet und
transportiert werden. Um Oxydationsprozessen und Ausfällungen von Inhaltsstoffen
vorzubeugen, ist bei sauren Tot-LW/PW CO2 als Schutzgas einzusetzen.
Der pH-Wert und die Salinität von Injektionswässern müssen dem originären
Lebend-LW angepasst werden. Zur einfachen pH-Anpassung wäre eine gleichzeitige
Injektion von CO2 möglich.
Die notwendige Einstellung der Isotonizität (Iso-Osmotizität) kann durch Aufsalzung
oder Verdünnung eines LW/PW erreicht werden.
Schwermetalle, insbesondere Eisen-Salze, sollten vor einer Re-Injektion von Tot-
LW/PW entfernt werden. Von einer obertägigen Komplexierung der Schwermetall-
Ionen ist abzuraten.
Die bakterielle Kontamination von Tot-LW/PW ist auszuschließen. Eine
prophylaktische Zudosierung von Bakteriziden ist zu empfehlen.
Die kritischen Diskussionen um schädliche Vermischungen von Tot-LW/PW und/oder
anderen Injektionsflüssigkeiten mit den Grundwasser- bzw. Trinkwasservorräten gehen
meist an wesentlichen Kernpunkten vorbei. Häufig werden nichtvergleichbare
Lagerstättensysteme, „exotische“ Vorgänge oder menschliches Versagen als
„schlagkräftige Argumente“ dem Laien in einem „Horror-Szenario“ gegenübergestellt.
Häufig vorgebrachte Schlagwörter, wie
Gesundheitsgefährdung,
Humantoxikologie und
Cancerogenität,
die gegen verschiedene Verfahren der Erdöl-/Erdgasindustrie bzw. der LW/PW-Entsorgung
als Argumente vorgebracht werden, verlieren bei genauerer wissenschaftlicher Betrachtung
sehr schnell an Bedeutung und Umwelt-Relevanz.
Grundsätzlich befinden sich in unserer unmittelbaren Umwelt alle bekannten Umweltgifte
und Gefahrstoffe in mehr oder minder hohen Konzentrationen.
Durch die Fortschritte in der chemischen Analytik lassen sich Gift- /
Schadstoffkonzentrationen heutzutage selbst noch im Piko-/Nanobereich nachweisen. Das
trifft nicht nur auf unsere Trinkwässer, sondern auch auf sämtliche Lagerstätten-
Inhaltsstoffe zu. Das bedeutet jedoch nicht, dass bei Anwesenheit von sogenannten
„Gefahrstoffen/Giften“ im Tot-LW/PW o.ä. automatisch von einer akuten Gefahr für den
Menschen bzw. dessen Umwelt auszugehen ist.
Es gilt auch heute immer noch die alte Gesetzmäßigkeit der „Dosis“: „Alle Ding‘ sind Gift,
und nichts ist ohne Gift; allein die Dosis macht’s, dass ein Ding kein Gift sei!“ [101].
D.h., dass erst ab einer bestimmten Grenzkonzentration überhaupt ein messbarer Effekt
auf den Menschen (z.B. Heil- oder Giftwirkung) erkennbar ist. Das heißt jedoch nicht, die
Gefährlichkeit eines Stoffes/Verfahrens oder Ereignisses zu bagatellisieren oder nicht
warnend darauf hinzuweisen.
Fortschrittliche Technologien/Innovationen aufgrund von emotional-geprägten
Halbwahrheiten oder wissenschaftlichen Unkenntnissen zurückzuweisen und 100 %ige
Sicherheiten einzufordern, sind keine Alternative.
Was von „besorgten Bürgern“ bzw. „Technologie-Gegnern“ selten berücksichtigt wird, ist,
dass kein technisches Verfahren existiert, welches alle Restrisiken ausschließen kann.
Dieses gilt nicht weniger auch für sämtliche Verfahren/Prozesse der Erdöl-/
Erdgasindustrie.
Eine nahezu 100 %ige Sicherheit ist nur durch Verhinderung von Sabotage- und
Terrorakten, Ausschluss sämtlicher Naturereignisse, Verzicht auf alle technischen
Errungenschaften bzw. jeglicher Innovationen erzielbar.
Ein statistisches Restrisiko besteht für alle Technologien. Hier gelten neben der
unkalkulierbaren Möglichkeit menschlichen Versagens sowie Fehleinschätzung immer noch
die Aussagen der Wahrscheinlichkeitsrechnung über sehr lange Zeiträume.
8 References
[1] Akstinat MH (1977) Unpublished examination results on cores of the Gorleben salt
dome, Inst. Petroleum Engineering / Techn. Univ. Clausthal (in German)
[2] Akstinat MH (1978) Viscous flooding media for tertiary oil production in highly saline
systems, PhD Thesis Techn. Univ. Clausthal (in German)
[3] Al-Taq AA, Al-Dahlan MN, Alrustum AA (2017) Maintaining Injectivity of
Disposal Wells:
From Water Quality to Formation Permeability, SPE Middle East Oil&Gas Show&Conf.,
Manama / Bahrain 06.-09.03.2017 (SPE183743)
[4] Barkman JH and Davidson DH (1972) Measuring water quality and predicting well-
impairment, J. Petrol. Techn.
24(6): 865-873
[5] Barnaby RJ, Oetting GC and Gao G (2004) Strontium isotopic signatures of oilfield
waters: Applications for reservoir characterization, AAPG Bull. 88(12): 1677-1704
[6] Barthel J, Krienke H, Neueder R and Holovko M (2002) The role of ion-aggregate
formation in the calculation of physical properties of electrolyte solutions, Fluid Phase
Equilibria 194(1): 107-122
[7] Bernard GG (1967) Effect of floodwater salinity on recovery of oil from cores
containing clays, 38. Ann. SPE AlME Calif. Reg. Mtg., 26.-27. 10.1967, Los Angeles/
USA
[8] Billings GK (1965) The determination of Potassium in oilfield brines by atomic
absorption spectrometry, Bull.
Canad. Petrol. Geol. 13: 532-534
[9] Blount CW (1977) Barite solubilities and thermodynamics up to 300°C and 1400
bars, Amer. Mineralogist 62(9-10): 942-957
[10] Bozau E, Sattler CD, van Berk W (2015) Hydrochemical classification of deep
formation waters, Appl. Geochem. 52 (1): 23-30
[11] Braitsch O, Hermann AG (1965) Concentration, density and temperature distribution in
the sub-oligocene salt lagoon of the Upper Rhine, Geol. Rundsch. 54: 344-356 (in German)
[12] Buch F (2015) Letter from the Munich Environmental Institute to the Federal Ministry of
Environment, Nature Conservation, Construction and Nuclear Safety / Bonn, 22.01.2015 /
Ident IVB1-33303 / 17 # 004 "Statement on the drafts of amending water, nature
conservation and mining legislation provisions to prevent and minimize risks in fracking
technology and other projects " (in German)
[13] Byrne PA and Stoessl RK (1982) Methane solubilities in multisalt solutions, Geochimica
Cosmochimica Acta 46: 2395-2397
[14] Carpenter AB (1978) Orign and chemical evaluation of brines in sedimentary basins,
53.SPE AIME Ann. Fall Techn. Conf. & Exh. 01.- 03.10.1978, Houston / USA (SPE 7504)
[15] Carle W (1963) Saline subsurface waters in southern Germany, Heilbad & Kurort 15
(10): 5-14 (in German)
[16] Case LC (1970).: Here are some common waterflood problems and their solutions, Oil
& Gas J. 68 (03.08.1970): 92-96
[17] Cerini WF, Battles WR, Jones PH (1946) Some Factors Influencing the Pluggig of an
Oil-Well Injection Water, Petrol. Techn. Publ. 28 (AIME / New York): 52-63
[18] Chapoy A, Mohammadi AH, Chareton A, Tohidi B and Richon D (2004) Measurement
and Modeling of Gas Solubility and Literature Review of the Properties for the Carbon
Dioxide-Water System, Ind. Eng. Chem. Res. 43 (7): 1794-1802
[19] Chaudhuri S, Broedel V, Clauer N (1987) Strontium isotopic evolution of oil-field waters
from carbonate reservoir rocks in Bindley field / Central Kansas, USA, Geochim.
Cosmochim. Acta 51(1): 45-53
[20] Chillingar GV (1968) Increase in oil recovery by changing chemistry of water, Bull. Oil
Natur. Gas Comm. (India) 4(2): 5-6
[21] Coleman JR, McLelland WG (1994) Produced Water Re-Injection: How Clean is
Clean? SPE Intern. Symp. on Formation Damage Control, Lafayette 07.-10.02.1994 (SPE
27394-MS)
[22] Collins AG and Zelinsky WP (1966) The Solubililies of Barium and Strontium Sulphates
in Oilfield Brines, 151. Amer. Chem. Soc. Mtg., 22.-31.03.1966, 1966, Pittsburgh / USA
[23] Collins AG (1975) Geochemistry of oilfield waters (Dev. Petrol Sci.Ser.), Elsevier Sci.
PubI. Co., Amsterdam
[24] Collins AG (1980) Oilfield brines, Appl.Sci. Dev. Petrol. Geol. No.2: 139-187
[25] Coustau H (1977) Formation waters and hydrodynamics, J. Geochem. Exploration 7:
213-241
[26] Crabtree M, Eslinger D, Retcher P, Johnson A, King G (1999) Fighting Scale - Removal
and Prevention, Oilfield View (Autumn): 30-45
[27] Crolet JL, Bonis MR (1983) pH measurements in aqueous CO2 solutions under high
pressure and temperature, Corrosion 39(2): 39-46
[28] Dickey PA (1968) Increasing concentration of subsurface brines with depth, Kansas
Univ. Symp. Geochem. Subsurface Brines, 25.-26.03.1968, Lawrence / USA
[29] Dietrich PG (1974) Possibilities of regional hydrogeological Rayonation of Aquifers in
Basin Areas. Z. Angew. Geol. 20(12): 544-550 (in German)
[30] Dietzel HJ and Kleinitz W (1989) Required Injection Water Quality for Secondary Oil
Recovery Projects, Erdöl Erdgas Kohle 105(4): 153 (in German)
[31] Dodds WS, Stutzman LF, Sollami BJ (1956) Carbon Dioxide solubility in water, Chem.
Eng. Data Series 1(1): 92-95
[32] Dolezal F, Kutilek M (1972) Flow of water in swelling soil, 2. IHAR-ISSS Fundamentals
of Transp. Phenomena in Porous Media Symp., 07.-11.08.1972, Guelph Univ. Canada,
Proc. 1: 292-305
[33] Doscher TM and Weber L (1957) The Use of the Membrane Filter in Determining
Quality of Water for Subsurface Injection, Drill. & Prod. Prac. 01.01.1957, American
Petroleum Institute Doc. API 57-169, New York NY:
169-178
[34] Du X et al. (2004) An atom trap system for practical
81
Kr dating. Review
Sci. lnstr. 75: 3224
[35] Ehlen F, Unger I, Kariveti S et al. (2015) Ceramic hollow-fiber membranes
and their use in the separation of water-oil mixtures, DGMK/ÖGEW Spring Mtg.
Celle 22.-23.04.2015 (in German)
[36] Evers N, Losacker S (2018) Experiences with the Installation of Glass-
Fibre-Reinforced Pipelines, DGMK/ÖGEW Spring Mtg. Celle 18.-19.04.2018 (in
German)
[37] Fabuss BM, Korosi A (1967) Thermophysical properties of saline water
systems, Report OSW-PR 249, 57 pages, PB 206 289
[38] Fletcher GE, French TR, Collins AG (1982) A method for calculating
strontium sulphate solubility, Well
Serv. 22(3): 49,50,52,54
[39]
Fu Y, van
Berk W, Schulz HM (2012) Hydrochemical modeling of fluid-rock
interactions triggered by seawater injection into oil reservoirs: Case study Miller
field (UK North Sea), Appl. Geochem. 27(6): 1266-1277
[40] Gates GL, Caraway WH (1965) Oil Well Scale Formation In Water Flood
Operations Using Ocean Brines, Wilmington, Calif., Bureau of Mines / Report of
Investigations 6658, U.S. Dept. of the Interior
[41] Gearhart-Owen Industries (1972) GO Interpretation Reference Data
Handbook, Fort Worth, Gearhart-Owen
Ind. Inc.: 226
[42] Grimm WD (1962) Precipitation of silica in saline-influenced sediments, Z.
Deutsch. Geol. Gesellsch.114(3): 590-619 (in German)
[43] Guizerix J et al. (1974) Analysis of information provided by natural or
artificial tracers used to study aquifer systems in hydrology: Isotope techniques
in groundwater hydrology, lnt. Atomic Energy Agency, Vienna: 377-404
[44] Haenel R (1979) Determination of subsurface temperatures in the Federal
Republic of Germany on the basis of heat flow values, Geol. Jb. E15: 41-49
[45] Hallenberger M, Reuning L, Schoenherr J (2018) Dedolomitization
Potential of Fluids from Gypsum-to-Anhydrite Conversion: Mass Balance
Constraints from Late Permian Zechstein-2-Carbonates in NW-Germany,
DGMK/ÖGEW Spring Mtg. Celle 18.-19.04.2018
[46] Harper C, Taghiyev K, Wilkie P, Hall D (2016) Determination of H2S partial
Pressures and Fugacities in Flowing Streams for a More-Accurate Assessment
of
Integrity
Threat in Sour Systems, Int.Oilfield Corr. Conf. & Exh. Aberdeen 09.-
10.05.2016 (SPE 179921)
[47] Hem JD (1967) Chemical Geohydrology, Nat. Amer. Water Resources Assoc.
Groundwater Hydrol. Symp.
06.- 08.11.1967, Proc.: 107-113
[48] Herdhah ABB, Yassin AAM (2009) Strontium Sulphate Scale Formation in Oil
Reservoir during Water Injection at High-Salinity Formation Water, Asian J. Appl.
Sci. 2: 300-317
[49] Hermann AG (1961) On the Effects of Cu-, Sn-, Pb- and Mn-Containing
Oilfield Waters on the Staßfurt Series of the Southern Harz District, N. Jb.
Mineralogy / Monatshefte Stuttgart: 60-67 (in German)
[50] Hermann A (1985) Correspondence (Dyckerhoff AG, Lengerich/D) / Marx
C. (Technical University Clausthal, Clausthal-Zellerfeld / D) of 10.10.1985 (in
German)
[51] Hewitt CH (1963) Analytical techniques for recognizing water sensitive
reservoir rocks, J. Petrol.Techn. 15
(8):
813-818
[
52] Hinners G, Themann G (2015) Commissioning and initial experience in reservoir water-
conditioning with aromatics separation at the oilfield operation Landau, DGMK/ÖGEW
Spring
Conf. Celle 22.-23.04.2015 (in German)
[53] Hofsäss T, Kleinitz W (2001) Capillary entry effects during the injection of
oily waters, DGMK Spring Mtg. Celle 26.-27.04.2001 (in German)
[54] Hofsäss T, Kleinitz W (2003) 30 Years of Predicting lnjectivity after
Barkman & Davidson: Where are we today? SPE Europ. Formation Damage
Conf. 13-14.05.2003, The Hague (NL) (SPE-82231-MS)
[55] Hofsäss T, Kleinitz W (2008) Reservoir Technology - Interpretation of
Production Waters, Part 1: Method of Main Component Analysis, Erdöl Erdgas
Kohle 124(1): 34-41 (in German)
[56] Hölting B (1969) Contributions to the Hydrochemistry of Reservoir Waters,
Z. Deutsch. Geol. Ges.121: 19-44 (in German)
[57] Hoke SH, Collins AG (1980) Mobile wellhead analyzer for the determination
of unstable constituents in oilfield waters, 2
nd
ASTM Water for Subsurface
Injection Symp. 28.-29.01.1980, Ft. Lauderdale/USA, Proc.: 34-38
[58] Hoth P, Seibt A, Kellner T (2015) Hydrochemical Characterization of
Mesozoic Subsurface Waters / 4.1 Chemical Characterization of Thermal
Waters, Part A: Geoscientific Basics, STR 97/15, Geothermal Energy Report
97-1, GFZ-Potsdam (in German)
[59] Jacques DF, Bourland BI (1981) A study of the solubililies of strontium
sulphate, SPE AIME Middle East Oil Techn. Conf. 09.-12.03.1981, Manama/
Bahrain (SPE9625)
[60]
Jones BF, Rettig SL, Eugster HP (1967) Silica in alkaline brines, Science
158(3806): 1310-1314
[61] Jordan CA, Edmondson TA, Jeffries-Harris MJ (1969) The Bay Marchand
Pressure Maintenance Project -
Unique Offshore Challenges, Sea-Water Injection
System, J. Petrol. Techn. 21(4): 389-396
[62] Kirk JW (1964) A Review on Waterflood Filtration, J. Petrol.Techn. 16(11):
1220-1224
[63] Kleinitz W (1976) Physico-chemical observations of precipitates in
deposits, Report Preussag AG, Oil and Gas, Hannover (03.08.1976) (in
German)
[64] Kleinitz W, Menz D (1977) Chemical Precipitations during Waterflooding -
Causes and Preventive Measures, Erdöl Erdgas Z. 93(12): 428-436 (in German)
[65] Kleinitz W (1998) The Determination of Water Quality in Injection Water
Treatment Systems, PhD Thesis, TU Clausthal, Institute of Petroleum
Engineering 21.12.1998 (in German)
[66] Kober F (1979) Foundations of Complex Chemistry, O.Salle Verlag /
Frankfurt a.M. (ISBN 3-7935-5482-1) (in German)
[67] Kölbl L (1967) Origin and diagenese of subsurface waters from the alpine
limestone base of the Vienna Basin, Erdöl Erdgas Z. 83(3): 72-80 (in German)
[68] Korosi A, Fabuss BM (1968) Thermophysical properties of saline waters,
Report OSW-PR 363, 59 pages, PB-206 332
[69] Korsen L, Drost-Hansen W, Millero FJ (1969) Viscosity of water at various
temperatures, J. Phys. Chem.
73(1): 34-39
[70] Kramer J R (1966) Calcium and Magnesium ion-selective electrodes in
mineraI-water chemistry, Ann. GSA & Assoc. Soc. Mtg., 14.-16.11.1966, San
Francisco / USA
[71] Kramer JR (1968) Subsurface brines and mineral equilibria, Kansas Univ.
Symp. Geochemistry of Subsurface Brines, 25.-26.03.1968, Lawrence / USA
[72] Krejci-Graf K (1934) On the geochemistry of oilfield waters, Petroleum
30(18): 1-18 (in German)
[73] Krejci-Graf K (1962) About Oil Field Waters, Erdöl Kohle Erdgas Petrochemie
15 (2): 102-109 (in German)
[74] Krejci-Graf K (1980) Waters in Oil Fields, Erdöl Kohle Erdgas Petrochemie
33(8): 355-360 (in German)
[75] Lehmann H (1974) Geochemistry and Genesis of Subsurface Waters of the
North German Depression, Part I,
Z. Angew.Geol. 20(11): 502-509 (in German)
[76] Lehmann H (1974) Geochemistry and Genesis of the Subsurface Waters of
the North German Depression / Part II, Z. Angew. Geol. 20(12): 551-557 (in
German)
[77]
Lemcke
K,
Tunn
W
(1956)
Reservoir
water
in
the
South
German
Molasse
and
its
karstified
Malm U
nderlay,
Bull.
Ver. Schweizer Petrol. Geol. & Ing. 23(64):
35-56 (in German)
[78] Lerman A (1978) Chemical exchange across sediment-water interface,
Ann. Rev. Earth Planet Sci. 6: 281-303 (ISBN 8243-2006-9)
[79] Lico MS, Kharaka YK, Carothers WW, Wright VA (1982) Methods for Collection
and Analysis of Geopressured Geothermal and Oil Field Waters, Geol. Survey
Water Supply Paper 2194, US Government Print.Office / Washington, DC 20402
[80] Lübben H (1969) Basic conditions for planning and operation of the oil
extraction from the Emsland Valendis deposits, Part I and II
, Erdöl Kohle Erdgas
Petrochemie
22: 373-377, 449-455 (in German)
[81] Mahmoud K, Al Tenaiji A, Al Sharafi M, EI-Abd S, Abdou M, Hafez H
(2015) Produced-Water Reinjection - Case Study From Onshore Abu Dhabi,
Abu Dhabi lnt. Petr. Exh. & Conf., Abu Dhabi 09.-12.11.2015 (SPE 177538)
[82] Mairhofer J (1967) Groundwater flow and direction measurement by means
of radioisotopes in a single well, in
:
Isotope
techniques
in
the
hydrologic
cycle,
Amer.
Geophys.
Union,
Geophysics
Monogr.
Ser.
11
:
119-129
[83]
Melrose JC, Johnson WF, George RA, Groeneveld H (1976) Water-rock
interactions in the Pembina field, Alberta, 51.SPE AIME Ann. Fall Techn. Conf. &
Exh., 03.-06.10.1976, New Orleans / USA (SPE 6049)
[84] Meyer RF (1972) Statistical correlation of reservoir data, 24. lnt. Geol.
Congr. Session 21.-30.08.1972, Montreal / Canada, Proc. Sec.5: 92-97
[85] Michel G (1965) On Mineralization of Subsurface Water in North Rhine-
Westphalia / Germany, J. Hydrology 3: 73-87 (in German)
[86] Milde G, Hähne R (1974) Extraction Methods and Chemistry of interstitial
Waters of mesozoic Sediment Samples and genetic Conclusions, Z. Angew.
Geol. 20(6): 261-267 (in German)
[87] Müller EP (1969) On the geochemistry of subsurface waters and organic
matter in the northern part of the GDR, Z. Angew. Geol.15(3): 113-124 (in
German)
[88] Müller G, Nielsen H, Ricke W (1966) Sulfur-isotope ratios in formation
waters and evaporites of northern and southern Germany, Chem. Geol. 1: 211-
220 (in German)
[89] Mungan N (1968) Permeability reduction due to salinity changes, J. Canad.
Petrol. Techn. 7
(July/Sept. 1968
): 113-117
[90]
N.N.
(1965) Biological analysis of subsurface injection waters / API RP38 /
Amer. Petrol. Inst. (December), Dallas / USA
[91] N.N. (1965) Analysis of oil field waters/ API RP 45. Amer. Petrol. Inst.,
Dallas / USA(Nov.)
[92]
N.N.
(1977) Federal Gazette 235 (16.12.1977): 30, 36 & Printed
Document
8/1281 (30.11.1977): 32 (German Bundestag / 8th Electoral Term) (in German)
[93] N.N. (1975) Mining Ordinance for all Mining Areas (General Federal Mining
Ordinance – AB BergV) § 22c Requirements for handling of reservoir water and
back-flow in the exploration and production of crude oil and natural gas (in
German)
[94] N.N. (2003) Standard Practice for Calculation of Supersaturation of Barium
Sulfates, Strontium Sulfates, and Calcium Sulfate Dihydrate (Gypsum) in
Brackish Water, Seawater and Brines, ASTM Standard D 4328-03 (10.01.2003),
ASTM International, West Conshohocken PA 19428-2959 / USA
[95] N.N. (2009) Law on Water Management (Water Management Act-WHG) of
31.07.2009 (in Ge rman)
[
9
6] N.N. (2010) Technical Rule for
Handling
Natural Radioactivity,
Bundesverband Erdgas, Erdöl und Geoenergie e.V. (July) (in German)
[97] N.N. (2014) R
ecommendation of the Commission on Radiological
Protection - Radiological considerations on unconventional production of natural
gas (hydraulic fracturing / fracking) - of 17.07.2014 / Banz (AT) 10.12.2014 B2
(in German)
[98] Ostroff AG (1979) Introduction to Oilfield Water Technology, Nat. Assoc.
Corr. Eng. (NACE) (LCCN
79-90816)
[99] Otumudia E, Awajiogak U (2016) Determining the Rates for Scale
Formation in Oil Wells, lnt. J. Eng.Res. Appl. 6(9/Part 1): 62-66
[100] Papazian HA (1979) Aquifer chemistry from wellhead measurements,
SPE AIME lnt. Symp. Oilfield & Geothermal Chem. 22.-24.01.1979, Houston /
USA (SPE 7865)
[101] Paracelsus <Philippus Theophrastus Aureolus Bombast zu Hohenheim>
(1589) The 3
rd
Defension because of the writing of new recipes, Septem
Defensiones <Edition Johannes Huser 1589 Basel> Works, Vol.2,
Wissenschaftl. Buchgesellschaft Darmstadt 1965 (Editor W.-E. Peukert) (in
German)
[102] Posner AM, Quirk JP (1964) The adsorption of water from concentrated
electrolyte solutions by M
ontmorillonite
and
Illite,
Proc. Roy. Soc. (London) A 278: 35-
56
[103]
Potter
II
RW, Brown DL (1977) The volumetric properties of aqueous Sodium
Chloride solutions from 0
°C to 500°C at pressures up to 2000 bars based on a regression
of available data in the literature
, U.S. Geol. Survey Bull. 1421-C
[104] Potter II RW, Babcock RS, Brown DL (1977) A new method of
determining the solubililies of salts in aqueous solutions at elevated
temperatures, J. Res. U.S. Geol. Survey 5(3): 389-395
[105]
Potter
II
RW,
Clynne
MA
(1978)
Solubility
of
highly
soluble
salts
in
aqueous
media
-
Part
1:
NaCl, KCl,
CaCI2, Na2SO4 and K2SO4 solubilities to 100 °C, J.
Res. US Geol. Survey 6(6): 701-705
[106] Potter II RW, Haas JL (1978) Models for calculating densities and vapor
pressure of geothermal brines, J.
Res. U.S. Geol. Survey 6(2): 247-257
[10
7]
Price
L,
Blount
CW,
Gowan
D
M,
Wenger
L
(1981)
Methane
solubility
in
brines
with
the
applic
ation to
the
geopressured resource, 5th Geopressured
Geothermal Energy Conf., Louisiana Geol. Surv. Louisiana State University &
U.S. Dept. Energy, Baton Rouge / LA 13.10.1981, Proc.: 205-214
[108] Rasheed Mir FR, Amro M, Schories G, Fink M (2018) Development of an
Energy Efficient Process for the Treatment and Reuse of Produce Water in Oil
and Gas Operations, DGMK/ÖGEW Spring Mtg. Celle 18.-19.04.2018
[109] Rassenfoss S (2017) Turning dirty produced water into fresh water and
salts to sell, J. Petrol.Techn. 69(11): 25-28
[110]
Robinson WL, Weston MJP (1967) Solution densities of Sodium Chloride
as a function of tempera
ture
and
anhydrous
salt
content,
R
eport
UCRL-50526,
Nucl.
Sci.
Abstr.
21
,
(31.10.1967
):
4035
[111] Recalde Lummer N, Willert T (2018) Innovative Fluid System for Dissolving Lead
Scales in Geothermal Wells, DGMK/ÖGEW Spring Mtg. Celle 18.-19.04.2018
[112] Rosenwinkel KH, Weichgrebe D, Olsson O (2012) Expertise state-of-the-
art and advanced approaches in the disposal of flowback, Institute for Urban
Water Management & Waste (ISAH) / Leibniz University Hannover / Germany,
May (in German)
[113] Rüddiger G (1963) The Mesozoic and Cänozoic Reservoir Waters in
Schleswig-Holstein, Erdöl Kohle Erdgas Petrochemie
16(9): 932-936 (in German)
[114] Rühl W (1952) Exploitation of oil reservoirs by secondary methods,
Beih.Geol. Jb. 4 (February) Hannover / Germany (in German)
[115] Rühl W (1976) 20 years of water flooding in the Federal Republic of
Germany, Erdöl Erdgas Z. 92(9):
311-319 (in German)
[116] Rumeau JL, Sourisse C (1975) Tentative classification and genesis of a
group of formation waters, Bull. Centre Rech. Pau-SNPA 9 (31.12.1975): 215-
222 (in French)
[117] Schröckenfuchs G (1975) Hydrology, geochemistry and hydrodynamics of
the formation waters of the Matzen-Schönkirchen Basin, Erdöl Erdgas Z. 91(9):
299-321 (in German)
[118] Sharma R, McLin K, Bjornen K, Shields A, Hirani Z, Adham S (2015) Fit-
for-Purpose Treatment of Produced Water for Hydraulic Fracturing in Permian
Basin,
lnt. Petrol. Techn. Conf. Doha / Qatar, 07.- 09.12.2015 (IPTC 18340)
[119] Smith FW (1978) Ion-exchange conditioning of sandstones for chemical
flooding, J. Petrol. Techn. 30(6):
959-968
[120] Stober I, Birner J, Wolfgramm M (2013/2014) Hydrochemistry of subsurface
waters in Germany, Z. Geol. Wiss.
41/42(616): 339-380 (in German)
[121] Stumpf R, Orilski J, Schlömer S, Helm V, Ostertag-Henning C (2018)
Research Well Horstberg Z1: Characterization of Formation Fluids and Tracer
Investigations, DGMK/ÖGEW Spring Mtg. Celle 18.-19.04.2018 (in German)
[122] Tan Y, Li Y, Wu R, Rijken P et al. (2017) Modelling of Production Decline
Caused by Fines Migration in Deepwater Reservoirs, SPE Ann. Techn. Conf. &
Exh., San Antonio Tx, 09.-11.10.2017 (SPE 187263)
[123] Truesdell AH, Jones BF (1968) Ion association in natural brines, Kansas
Univ. Symp. Geochem.
Subsurface Brines, 25.-26.03.1968, Lawrence I USA
[124] Weinbrecht J (2013) lnfo-meeting on building damages in Böblingen (Municipal
Administration Böblingen 25.10.2013): 1-32 (in German)
[125] Weres O, Yee AW, Tsao L (1979) Kinetic equations and type of curves for
the precipitation of amorphous
silica from geothermal brines, SPE
AIME lnt.
Symp.
Oilfield & Geothermal Chem. 22.-24.01.1979, Houston / USA (SPE 7888)
[126] Wohlenberg J, Haenel R (1978) Compilation and temperature data for the
temperature atlas of the Federal Republic of Germany (ET - 4002). Program Energy
Research 1977 - 1980. Status Report 1978,
Geotechnical Engineering and Reservoirs 1:
1-12 (in German)
[127] Wonham J (1967) Effect of pressure on the viscosity of water, Nature 215
(02.09.1967): 1053-1054
[128] Worden RH (1996) Controls on halogen concentrations in sedimentary formation
waters, Mineral. Mag. 60: 259-274
[129] Wright CC (1960) Water-quality and corrosion control for subsurface injection,
Drill. &Prod. Prac. API: 134-139
[130] Wright CC (1963) Rating water quality and corrosion control in water floods, Oil &
Gas J. 61 (20.05.1963): 154-157
I131] Wright CC (1963) The use of Carbon Dioxide in water floods, API Prod. Div.
Pacific Coast District Mtg.,
21.-23.05.963, Los Angeles / USA, Preprint 801-39K
[132] Yang M (2017) Research Progress on Improving Subsea Produced Water
Measurement Sensors, J. Petrol.Techn. 69(8): 18-19
[133] Zieschang J (1974) Results and Tendencies of Hydrogeological Research in the
GDR, Z. Angew. Geol. 20
(10): 452-458 (in German)
[134] Zaytsev IK (1968) Analysis of main hypothesis for formation of salt water and
brine in light of recent data, lnt. Geology Rev. 10(9): 1037-1044
Table 1: Classification of Waters according to their Salinity
Types of Water
Salt content in mg/I
---------------------------------------------------------------------------------
I Fresh / sweet < 1000
II Brackish / low-salinar > 10
3
-10
4
Ill
S
uper-brackish
>
10
4
-
2
.
10
4
IV Sub-salinar > 2 . 104 - 3 . 104
V Salinar (moderate salinar) > 3
.
10
4
- 1.7
.
10
5
VI Super-salinar (high-salinar) > 1.7· 10
5
- 3.6 10
5
Table 2: Typical Precipitations and their Variables
Possible Precipitations
(mostly irreversible) Primary Variables
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------
CaCO
3
,
MgCO
3
,
BaCO
3
, SrCO
3
pH, CO2-Partial Pressure, Temperature, TDS,
SrSO4 pH, Temperature, Reservoir
Pressure, TDS
BaSO
4
pH, TDS; Temperature, Reservoir Pressure
Other Sulfates pH, TDS
FeS, Fe
2
O
3
, Fe(OH)
3
, FeCO
3
pH, CO
2
-Partial Pressure, TDS
Silicates [60,125] pH, TDS
(TDS = Total Dissolved Solids)