Hydrochemische Untersuchungen im Malmaquifer im bayerischen Molassebecken

Der Malmaquifer ist einer der wichtigsten Tiefengrundwasserleiter in Deutschland, der geothermisch genutzt wird. Die Kenntnis der hydrochemischen Bedingungen des Tiefengrundwassers ist grundlegend für die technische Konstruktion einer Geothermieanlage. Das Ziel dieser Arbeit war, das Grundwasser und die Gasphase des Malmaquifers im bayerischen Molassebecken hydrogeochemisch zu charakterisieren und sicherheitstechnische Aspekte für geothermische Anlagen zu untersuchen. Dazu wurden an 17 Standorten im bayerischen Molassebecken Wasser- und Gasproben entnommen. Anhand des Ionenverhältnisses der untersuchten Wässer lassen sich sechs verschiedene hydrochemische Provinzen einteilen. Am nördlichen Beckenrand sind vorwiegend meteorisch geprägte Wässer vorzufinden, wohingegen sich der Charakter des Wassers in Richtung Beckenzentrum zunehmend verändert. Die Ausbildung verschiedener Provinzen mit jeweils typischem hydrochemischem Charakter ergibt sich durch verschiedene Einflüsse im Aquifer. Die Verteilung der Schwefelspezies wird von den, zum Beckeninneren zunehmenden, reduzierenden Bedingungen kontrolliert. Zur Klärung der Genese von Schwefelwasserstoff (H2S) in der Gasphase wurden verschiedene sulfatreduzierende Prozesse untersucht. Anhand der Konzentrationsentwicklung von H2S in der Gasphase, den Temperaturbedingungen und den Isotopenuntersuchungen von 34S in Sulfat und Sulfid werden folgende zwei Prozesse vermutet: Bakterielle Sulfatreduktion im Temperaturbereich bis 100 °C und thermochemische Sulfatreduktion bei Reservoirtemperaturen von mehr als 100 °C. Der Entgasungsdruck in einer geothermischen Anlage wurde an einigen Bohrungen im zentralen Becken modelliert und ist sowohl von der Temperatur als auch von der Zusammensetzung von Gas und Wasser abhängig. Des Weiteren wurde die Partikelfracht untersucht, denn die Kenntnis dieser ist wichtig für die Dimensionierung der Filteranlagen. In Abhängigkeit von der Wasserzusammensetzung wurden als Hauptbestandteile Eisenhydroxide und –sulfide sowie Carbonate identifiziert. Korrosionsuntersuchungen an Anlagenteilen zeigten kein korrosives Verhalten, was auf eine Ölphase im Thermalwasser zurückgeführt wird. Es konnten aber, meist carbonatische, Ablagerungen auf den Proben festgestellt werden, die je nach Oberflächenbeschaffenheit der Werkstoffe unterschiedlich stark ausgeprägt waren.