Численное моделирование работы геотермальной циркуляционной системы в надкритических начальных условиях с целью оценки возможности выработки электрической энергии Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

- © К.А. Павлов, 2014

УДК 536.246+550.367+621.311.25

К.А. Павлов

ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ В НАДКРИТИЧЕСКИХ НАЧАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ С ЦЕЛЬЮ ОЦЕНКИ ВОЗМОЖНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Выполнено численное моделирование работы геотермальной циркуляционной системы скважин типа «дублет» в надкритических условиях на забое добычной скважины. Результаты моделирования показывают возможность устойчивой работы системы в течение 40 лет эксплуатации при установленных рациональных параметрах. Исследовано влияние технологических параметров системы на выработку тепла и электрической энергии. В данной работе предполагается, что резервуар представляет собой однородную пористо-трещиноватую среду с равномерной проницаемостью и отсутствием потерь теплоносителя. Ключевые слова: Геотермальная циркуляционная система, относительная высота забоя скважины, численное моделирование, мощность системы, импеданс, энергоэффективность.

Технология геотермальной циркуляционной системы (ГЦС) или более современное название — EGS (Enhanced/Engineered Geothermal System, улучшенная или искусственная геотермальная система) предполагает повышение проницаемости пород имеющегося резервуара или его создание с помощью гидро- или терморазрыва, а также дальнейшее устройство циркуляции жидкости посредством системы скважин [1]. Существует несколько типов ГЦС, классифицируемых по числу скважин — «дублет», «триплет» и «пятиточечная схема». Главным их отличием является отношение числа добычных скважин к числу нагнетательных. Наиболее простой из схем на начальном этапе разработки геотермального месторождения является «дублет», с отношением скважин 1:1.

Важным моментом при проектировании ГЦС является выбор оптимальных геометрических параметров — расстояния между до-

214

бычной и нагнетательной скважинами и относительной высоты расположения забоя нагнетательной скважины над забоем добычной. В литературе практически отсутствуют работы по обоснованию данных параметров.

В проводимых в недавном времени исследовательском (Сульц-Су-Форе, Франция) и коммерческом (Купер Бэзин, Австралия) проектах БвБ принята схема с одинаковой глубиной нагнетательной и добычных скважин [1]. В работе [2] выполнено численное моделирование работы системы скважин с расположением забоя нагнетательной скважины под забоем добычной, в [3] изучено влияние относительного расположения забоев нагнетательных скважин над забоем добычной и показано существенное влияние данного параметра на эффективность работы сверхкритической ГЦС.

На практике, при разработке ГЦС расположение забоев скважин (вертикальное или горизонтальное) будет зависеть от структуры резервуара, в частности от ориентированности трещин и проницаемости пород. При доминирующей вертикальной проницаемости, предполагается, что целесообразнее схема с расположением забоя добычной скважины над забоем нагнетательной для создания сил свободной конвекции. Под действием данных сил теплоноситель нагретый в нижней части резервуара циркулирует вследствие разности плотностей к забою добычной скважины снижая тем самым затраты энергии циркуляционных насосов.

Авторами данной работы были проведены серии численных экспериментов по установлению оптимальных геометрических параметров ГЦС. Результаты экспериментов показали возможность устойчивой работы системы скважин с расположением забоя добычной скважины под забоем нагнетательной при значительной вертикальной удаленности между забоями.

Циркуляционная система

В данной работе рассматривается вариант с расстоянием между забоями Н=1000 м. Такое условие гидравлической связи между скважинами возможно реализовать на практике при нынешних технологиях гидроразрыва пород. Концептуальная схема циркуляции и извлечения теплоносителя показана на рис. 1.

Способ эксплуатации полученной геотермальной системы следующий. В нагнетательную скважину закачивается вода, которая,

215

рованный интервал длиной 50м. работе не рассматривается.

Рис. 1. Концептуальная схема ГЦС типа «дублет»

проходя по системе трещин, отбирает тепловую энергию из пород. Теплоноситель выводится на поверхность посредством эксплуатационных скважин в виде воды или пароводяной смеси. Отработанный в технологическом процессе получения тепловой или электрической энергии теплоноситель возвращается в нагнетательную скважину. На забое скважина имеет перфори-Летальное устройство скважин в

Модель геотермального резервуара

Лля исследования процессов теплопереноса авторами была составлена 3-х мерная модель геотермального резервуара (рис. 2). Область моделирования включает в себя зону вмещающих слабопроницаемых пород проницаемостью (к) равной 10-3 мЛ, размером 1950x1005x3000 м и пористостью 1%, а также расположенную внутри продуктивную зону (ПЗ) размером 950x350x1800 м. Предполагается, что ПЗ имеет естественную или искусственно созданную посредством гидроразрыва изотропную (кх=ку=к2) проницаемость, равную 10-12 мЛ, а также 10% пористость. Зона не задавалась системой трещин, но трещинная проницаемость включалась неявно в коэффициент проницаемости ПЗ. Лля упрощения задачи моделирования принято, что гидравлические свойства пород остаются неизменными в течение всего срока эксплуатации.

Начальное распределение давления в модели — гидростатическое. На верхней границе задавались постоянные атмосферное давление 0,1 МПа и температура 10 °С. Температура и тепловой поток на нижней границе — 420 °С и 120 мВт/м2, соответственно. Начальный геотермический градиент принят равным 137 °С/км. Начальные условия в окрестности добычной скважины приняты

216

Q=120 мВт/м2

Рис. 2. Расчетная область модели с изображением численной сетки и начальными условиями. Ргст — начальное гидростатическое давление. А-А — горизонтальное сечение модели

надкритическими. Дебит скважин (q) варьировался в пределах 25-35 кг/с, температура нагнетаемого теплоносителя (Тнаг) равна 100 °С. Плотность, теплоемкость и теплопроводность пород при-

Таблина 1

Значения исходных параметров

Параметр Значение

Размер области моделирования (ДхШхВ) 1950x1005x3 000 м

Размер продуктивной зоны (ДхШхВ) 950x350x1800 м

Глубина забоя нагнетательной скважины 1600 м

Глубина забоя добычной скважины 2600 м

Теплопроводность пород 2 Вт/м-К

Теплоемкость пород 1 кДж/кг

Плотность пород 2500 кг/м3

Пористость вмещающих пород 1%

Пористость продуктивной зоны 10%

Проницаемость вмещающих пород 10-3 мД

Проницаемость продуктивной зоны 10-12 мД

Дебит скважин 25-35 кг/с

Температура нагнетаемого теплоносителя 100 °С

217

нимались постоянными, равными усредненным значениям для вулканических и метаморфических пород, соответственно 2500 кг/м3, 1 кЛж/кг, 2 Вт/м-К. Границы модели заданы непроницаемыми, т.е. потери теплоносителя во время эксплуатации отсутствуют. Значения исходных параметров для моделирования представлены в табл. 1. На рис. 2 изображена численная сетка используемая в расчетах.

Теплоперенос в горных породах ГЦС определяет важный технологический параметр — ее срок службы, от которого зависит эффективность излечения тепловой энергии. Таким сроком службы считается период 20-30 лет, либо время в течение которого снижение температуры извлекаемого теплоносителя достигнет 10% [4]. В данной работе для полного исследования изменения параметров ГЦС процесс извлечения теплоносителя осуществляется в течение 40 лет.

В качестве инструмента для моделирования процессов тепло-переноса использовался ПК ИУОНОТИЕНМ [5], разработанный в Геологической службе США. Математическая модель основывается на системе уравнений сохранения массы и энергии в проницаемых средах в предположении локального термодинамического равновесия теплоносителя и породы. Модель реализована с помощью метода конечных разностей.

Результаты численных экспериментов

Распределение температуры в модели

На рис. 3 показано изменение распределения температуры в вертикальном сечении модели через ось скважин в течение 40 лет эксплуатации. С началом процесса эксплуатации в окрестности забоя нагнетательной скважины постепенно формируется кольцеобразная зона с внутренней температурой 100 °С (рис. 3, а). На забое добычной скважины, вследствие начала откачки теплоносителя, происходит резкое падение давления, в связи с чем, теплоноситель переходит из начального надкритического фазового состояния в газообразное (рис. 6). Ланный процесс частичного испарения жидкости является эндотермической реакцией, что приводит к поглощению тепла пород, окружающих забой добычной скважины (рис. 3, а).

С течением времени эксплуатации верхняя низкотемпературная область постепенно расширяется и вытягивается в направлении к забою добычной скважины (рис. 3, б-г), т. е. процесс отбор тепла первоначально осуществляется из верхней части ПЗ. На нижней

218

*("> «(И)

Рис. 3. Распределение температуры в вертикальном сечении модели. В правом верхнем углу показано время моделирования

границе ПЗ происходит кондуктивный теплоприток из слабопроницаемой области пород, в дальнейшем наблюдается постепенный прогрев пород вдоль боковых границ ПЗ за счет возможности конвективного теплопереноса в более проницаемых породах.

Распределение давления в модели

На рис. 4 показано изменение распределения давления в вертикальном сечении модели через ось скважин в течение 40 лет эксплуатации. С началом процесса отбора теплоносителя в окрестности забоя добычной скважины начинает развиваться зона депрессии, в окрестности забоя нагнетательной — зона роста давления (рис. 4, а). Далее в ходе эксплуатации происходит постепенное падение давления в пределах всей области ПЗ, а также с захватом слабопроницаемой области пород по всей глубине, но с большим градиентом распределения (рис. 4, б-г).

219

Рис. 4. Распределение давления в вертикальном сечении модели

Распределение водонасыщенности в модели

На рис. 5 показано изменение распределения водонасыщенности в вертикальном сечении модели через ось скважин в течение 40 лет эксплуатации. Как уже упоминалось выше, вследствие изменения температуры и давления в ПЗ происходит смена фазового состояния теплоносителя. В нижней и боковых окрестностях забоя добычной скважины начинают формироваться области влажного пара, с уменьшением водонасыщенности по глубине до нижней границы ПЗ (рис. 5, б). В нижней области слабопроницаемых пород теплоноситель постепенно переходит в состояние перегретого пара 5<0,5). С течением времени эксплуатации происходит расширение и поднятие вдоль боковых границ ПЗ указанной выше области влажного пара. На конец времени эксплуатации на глубине 2000-2400 м формируются зоны перегретого пара 5<0,5) с тенденцией к отрыву (рис. 5, г). В остальной части ПЗ теплоноситель остается на протяжении всего периода моделирования в жидкой фазе (5=1).

220

Рис. 5. Распределение водонасыщенности в вертикальном сечении модели

Расчет технических показателей ГЦС

Мощность системы

Для геотермальной циркуляционной системы с добычной и нагнетательной скважинами мощность извлекаемой тепловой энергии рассчитывается по формуле (1):

^ = Я(Ьдоб - (1)

где Инаг, Илоб — удельная энтальпия теплоносителя нагнетательной и добычной скважин, соответственно; д — дебит добычной скважины. В данной работе температура нагнетаемого теплоносителя принята равной 100 °С, а энтальпия равна 419,8 кДж/кг. Энтальпия добываемого теплоносителя рассчитывается как функция температуры и давления жидкости на забое добычной скважины. При длительном процессе циркуляции теплообменом между жидкостью и стволом скважины можно пренебречь т.е. считать скважинный поток изо-энтальпийным процессом [6]. Принимая, что вся извлекаемая тепловая энергия используется для выработки электрической энергии и основываясь на 2-м законе термодинамики, электрическая мощность системы рассчитывается по формуле (2) [2]:

Мэ = 0,45д(Ьдоб - Ьнаг)

1-

т 1 0

т

доб у

(2) 221

где (1 - Т0/Тдоб) — доля обшей тепловой энергии преобразованной в максимальную полезную работу; 0,45 — коэффициент перевода данной полезной работы в электрическую энергию [7]; То — отвод тепла во внешнею среду, т.е. средняя температура окружаюшей среды на поверхности, принята в работе 10 °С. Отношение То/Тдоб рассчитывается в абсолютном значении температур.

Импеданс и энергоэффективность системы

Одной из наиболее важных характеристик эффективности функционирования резервуара является импеданс (сопротивление проницаемой среды потоку жидкости), т.е. затраты энергии единицей объема жидкости при прохождении от забоя нагнетательной скважины к забою добычной. В работе [8] установлено, что на практике обший импеданс складывается из трех составляюших: сопротивление на забое нагнетательной и добычной скважинах, а также сопротивления самого резервуара. Кроме того, возможные потери жидкости внутри проницаемой зоны вызывают разности между расходом нагнетания и добычи, что приводит к трудностям при определении импеданса резервуара [9, 10, 11]. В данной работе предполагается, что в процессе эксплуатации потери теплоносителя отсутствуют, т.е. расход нагнетания равен расходу добычи и импеданс рассчитывается по формуле (3) [10, 11]:

Р - Р

I = -наг-, (3)

р Я

где Рнаг Рдоб — давления на забое нагнетательной и добычной скважин, соответственно.

Внутренними потребителями энергии ГеоЭС является различное вспомогательное оборудование, главным образом, это циркуляционные (нагнетательные и добычные) насосы. Их мошность зависит от давления на забое и от величины необходимого расхода. Пренебрегая внутренним трением в жидкости, а также силами трения в стволе скважин [6] количество затрачиваемой энергии нагнетательным насосом рассчитывается по формуле:

Щ = Я(Рдоб -рЗРнаг) (4)

наг \ '

РПн

затраты энергии добычным насосом:

222

Щ = Я(Р9Идоб - РДоб) (5)

доб ' * '

РПн

где пн — энергоэффективность насоса, принята 80% [11]; р — плотность воды; я — расход теплоносителя; Рнаг, Рдоб — давление на забое нагнетательной и добычной скважин, соответственно; Ннаг, Ндоб — глубина забоев нагнетательной и добычной скважин, соответственно; д — гравитационная постоянная. Вследствие изменения температуры и давления теплоносителя его плотность также изменяется во времени. В данной работе плотность воды варьируется от 450 кг/м3 до 950 кг/м3, при максимальном значении Т=370 °С и минимальном Т=100 °С, соответственно. Для расчетов принято постоянным среднее значение плотности воды равное 700 кг/м3.

Зная мошность вырабатываемой системой энергии и затраты энергии циркуляционными насосами энергоэффективность системы т.е. отношение вышеуказанных двух величин, рассчитывается с учетом (2), (4) и (5) по формуле (6) [2]:

0,45рпн(Ьдоб - ^ |1 - ф0-

п =-Щ-=-^-^ (6)

е Щ + (Р - Р б) -рд(Н - Н б)

наг доб наг доб наг доб

Динамика температуры и водонасышенности

теплоносителя

На рис. 6 изображено изменение температуры и водонасышенности добываемого теплоносителя в течение 40 лет эксплуатации. В течение первого полугода эксплуатации, вследствие резкого падения давления на забое добычной скважины (рис. 7), что в свою очередь приводит к снижению температуры теплоносителя на 5,5%. Затем следуют более плавный этап понижения температуры до времени 13 лет и этап, который может быть охарактеризован как стабильный, с незначительными колебаниями температуры, продолжаюшийся до конца времени эксплуатации.

В работе [4] установлено, что для коммерческого проекта БвБ снижение температуры теплоносителя в течение 20-30-летнего срока эксплуатации не должно превышать 10%. В данной работе по результатам моделирования обшее снижение температуры теплоносителя при заданных исходных параметрах составило не более 15%

223

Рис. 6. Изменение температуры и водонасыщенности добываемого теплоносителя в ходе эксплуатации

Рис. 7. Изменение забойного давления скважин и импеданса резервуара в ходе эксплуатации

на срок эксплуатации до 40 лет, что является весьма приемлемым результатом.

Аналогично изменению температуры теплоносителя в течение первого полугода эксплуатации, вследствие снижения давления на забое добычной скважины до значения меньшего давления пара на линии насыщения при Т=374 °С, происходит смена фазового состояния теплоносителя из начального надкритического в двухфазное состояние со значением водонасыщености равным 0,6. В дальнейшем в процессе моделирования происходит частичная конденсация теплоносителя до значения 0,8 на конец времени эксплуатации. 224

Динамика забойного давления скважин

и импеданса резервуара

На рис. 7 изображено изменение забойного давления нагнетательной и добычной скважин, а также импеданса резервуара рас-считаного по формуле (3). Из графика видно, что в течение первого полугода, вследствие начала интенсивного отбора теплоносителя, происходит резкое падение давления на 20%, затем более постепенное снижение еше на такую же величину до момента времени 13 лет, далее стабилизируясь, остается практически неизменным до конца эксплуатации.

Вследствие изменения забойных давлений скважин происходит изменение импеданса резервуара. С начала процесса эксплуатации и до 13 лет импеданс возрастает до своего максимального значения 0,12 МПа/(кг/с). Затем, когда забойное давление добычной скважины начинает стабилизироваться импеданс стремительно снижается и к 23 годам достигает минимального значения равного 0,04 МПа/(кг/с), в дальнейшем оставаясь неизменным. Из графика на рис. 7 видно, что момент минимальной разности давлений на забоях скважин соответствует минимальному значению импеданса резервуара. В работе [4] авторами установлено, что значение импеданса резервуара должно оставаться в пределах 0,1 МПа/(кг/с), однако в работе [10] данный предел увеличен до 0,2 МПа/(кг/с). Таким образом, значение, полученное в данной работе, является весьма благоприятным результатом.

Динамика мощности и энергоэффективности системы

На рис. 8 изображено изменение электрической мошности и энергоэффективности ГеоЭС в ходе эксплуатации. Электрическая мошность и энергоэффективность системы рассчитаны по формулам (2) и (6), соответственно. В целом, динамика мошности системы соответствует характеру изменения основных параметров (температура, давление) добычной скважины. В начальный момент времени электрическая мошность системы равна 16,7 МВт. Сушественное снижение расчетных показателей системы разработки происходит на временном интервале 0-13 лет. Падения температуры и давления на забое добычной скважины вызывают снижение энтальпии и, как следствие, электрическая мошность системы снижается до 9 МВт, далее оставаясь практически неизменной и составляет 8,6 МВт на конец времени эксплуатации.

225

' Мощность ГеоЭС Энергоэффективность

О 5 10 15 20 25 30 35 40 годы с начала эксплуатации

Рис. 8. Динамика расчетных характеристик системы разработки в процессе эксплуатации

В работе [10] установлено, что двухскважинная коммерческая ГЦС должна производить не менее 3,5 МВт электрической мощности при расходе теплоносителя 50 кг/с. Таким образом, приняв за стабильное значение мощности полученную в данной работе величину 9 МВт, при расходе 35 кг/с, можно сделать вывод об очевидном соответствии исследуемой ГЦС коммерческим требованиям.

Динамика энергоэффективности системы имеет схожий характер с изменением импеданса резервуара (рис. 7). В период роста импеданса, т.е. на временном интервале 0-13 лет, энергоэффективность системы с начального максимального значения 30 снижается до минимального — 13. Далее повышаясь в течение нескольких лет к 23 годам практически стабилизируется до конца срока эксплуатации на значении 17. Данный период соответствует минимальному значению импеданса резервуара.

В работе [2] установлено, что для двухскважинной ГЦС идеальное значение энергоэффективности находится в пределах 30,6~10,8. В настоящей работе значение лежит в пределах 30~17, уверенно удовлетворяя указанным выше требованиям.

Чувствительность модели к входным параметрам

Для оценки влияния исходных параметров модели ГЦС на выработку электрической энергии, в данной работе были проведены численные эксперименты при варьировании двух переменных: проницаемость продуктивной зоны и дебит скважин, при неиз-

226

менных остальных параметрах (табл. 1). Проницаемость и дебит варьировались в диапазоне 10-12 мД и 25-35 кг/с, соответственно. На рис. 9-11 показана динамика основных характеристик четырех различных моделей ГЦС с двумя попарно варьированными параметрами: модель А1 — q=25 кг/с, к=10 мД; А2 — q=25 кг/с, к=12 мД; В2 — q=35 кг/с, к=10 мД (модель описанная выше в работе); В3 — q=35 кг/с, к=12 мД.

Влияние дебита скважии и проницаемости ПЗ

на температуру теплоносителя

На рис. 9 показана зависимость температуры извлекаемого теплоносителя от расхода скважин и проницаемости ПЗ. Из графика видно, что в целом характеры изменения температуры для четырех моделей схожи. Однако, вследствие меньшего расхода т.е. при q=25 кг/с, на забое добычной скважины происходят меньшие начальные падения давления и как следствие температуры в начальный период времени 0,5 лет. Далее сохраняется более высокая температура на протяжении всего процесса извлечения. Общее падение температуры теплоносителя на конец срока эксплуатации при расходе 25 кг/с составляет 13%, т.е. на 10 °С выше, чем при расходе 35 кг/с.

В целом, можно сделать вывод, что при меньшем значении расхода происходит более медленный процесс извлечения тепла из продуктивной зоны, тем самым увеличивается средняя температура теплоносителя.

......... А1 -А2

£ 360

и

I 350

п 340 о.

Г

& 330 си

| 320 310

0 5 10 15 20 25 30 35 40 годы с начала эксплуатации

Рис. 9. Влияние расхода скважин и проницаемости ПЗ на динамику температуры теплоносителя

227

.........А1 -А2

В1 -В2

0Д4 -т------р

одг-------

О 5 10 15 20 25 30 35 40 годы с начала эксплуатации

Рис. 10. Изменение импеданса резервуара в ходе эксплуатации в моделях с различными q и к

Уменьшение проницаемости ПЗ в расчетном диапазоне 10-12 мД оказывает негативный эффект на изменение температуры извлекаемого теплоносителя при принятом диапазоне дебита скважин. При наименьшем значении проницаемости происходит недостаточная циркуляция жидкости в резервуаре, поэтому температура теплоносителя стремительно снижается в ходе эксплуатации (модели А1 и В1).

Влияние дебита скважин и проницаемости ПЗ

на импеданс резервуара

На рис. 10 показана зависимость импеданса резервуара от расхода скважин и проницаемости ПЗ. Очевидно, что при меньшей проницаемости ПЗ ухудшается гидравлическая проводимость резервуара, а также при увеличении дебита скважин будет увеличиваться разность между забойным давлением скважин, следовательно, в соответствии с формулой (3) импеданс будет увеличиваться. Таким образом, модель В1 с максимальным дебитом и минимальной проницаемостью будет иметь максимальное значение импеданса.

Влияние дебита скважин и проницаемости ПЗ

на электрическую мощность ГеоЭС

На рис. 11 показано влияние дебита скважин и проницаемости ПЗ на электрическую мощность ГеоЭС. Из графиков видно, что при различных дебитах модели имеют схожий характер изменения мощности, однако различны по ее значению. Так при дебите 35 кг/с

228

.........А1 -А2

......... В1 -В2

18 п------

н

со 1

О 5 10 15 20 25 30 35 40 годы с начала эксплуатации

Рис. 11. Изменение электрической мощности ГеоЭС в ходе эксплуатации при различных q и к

мощность системы в среднем в течение срока эксплуатации выше на 20-25%, несмотря на более низкую температуру, чем при дебите 25 кг/с.

Увеличение проницаемости ПЗ при малом дебите 25 кг/с практически не оказывает влияния на мощность системы. Однако при дебите 35 кг/с мощность увеличивается на 0,5-1 МВт в периоде эксплуатации 0,5-22 года и имеет незначительно меньшее значение на конец срока эксплуатации, чем при к=10 мД.

.........А1 -А2

В1 -В2

45 1------

10 -I--------

0 5 10 15 20 25 30 35 40 годы с начала эксплуатации

Рис. 12. Изменение энергоэффективности ГЦС в ходе эксплуатации при различных q и к

229

Влияние дебита скважин и проницаемости ПЗ

на энергоэффективность ГЦС

На рис. 12 показано изменение энергоэффективности ГЦС при варьировании дебита скважин и проницаемости ПЗ. При сравнении рис. 10 и 12 видно, что увеличение энергоэффективности системы происходит при снижении импеданса резервуара т. е. при уменьшении внутреннего паразитного потребления энергии системой.

Очевидно, что при меньшем дебите скважины давление нагнетания будет меньшим, следовательно из формулы (3) импеданс снижается, а значит увеличивается энергоэффективность, что выполняется для моделей А1 и А2 (рис. 12).

Влияние проницаемости ПЗ на энергоэффективность при малом дебите не существенное, однако при ц=35 кг/с и к=12 мД энергоэффективность остается выше на 20-40% в течение срока эксплуатации.

Выводы

На основе представленных в работе данных, полученных методом численного моделирования, можно сделать следующие выводы:

1. Представленная ГЦС, разработанная по схеме со значительным удалением забоя нагнетательной скважины над забоем добычной может стабильно эксплуатироваться в течение 40 лет, отвечая коммерческим требованиям (стандартам).

2. Указанная схема расположения забоев скважин, значительно снижает импеданс резервуара, а следовательно будет увеличивать энергоэффективность всей системы.

3. При рациональных взаимно подобранных значениях дебита и проницаемости пород резервуара эффективность работы ГЦС может быть значительно увеличена.

Однако авторами работы были приняты некоторые допущения относительно модели резервуара. В частности считалось, что продуктивный массив пород имеет равномерную и постоянную проницаемость с непроницаемыми границами, т.е. с отсутствием потерь теплоносителя, также не учитывались химическое взаимодействие жидкости со вмещающими породами и термическое разрушение пород. Несмотря на это, данные результаты моделирования могут быт использованы на стадии проектирования, а также при управлении режимом ГЦС на стадии эксплуатации.

230

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Пашкевич P.M., Таскин В.В. Термогидродинамическое моделирование теплопереноса в породах Мутновской магмагеотермальной системы. — Владивосток: Дальнаука, 2009. — 209 с.

2. Zeng Y.C., Su Z., Wu NY. Numerical simulation of heat production potential from hot dry rock by water circulating through two horizontal wells at Desert Peak geothermal field // Energy. — 2013. — No 56. — P. 92-107.

3. Пашкевич P.M., Таскин В.В. Зависимость технологических параметров геотермальных циркуляционных систем в начальных надкритических условиях от относительной высоты забоя нагнетательной скважины // ГИАБ. — 2008. — № 12. — С. 186-190.

4. Baria R., Baumgartner J., Rummel F., Pine R.J., Sato Y. HDR/HWR reservoir: concepts, understanding and creation // Geothermics. — 1999. — No 28. — P. 533-552.

5. Hayba D.O., Ingebritsen S.E. The computer model Hydrotherm, a threedi-mensional finite-difference model to simulate ground-water flow and heat transport in the temperature range of 0 to 1200 °C: U.S. Geol. Surv. Water Res. Invest. Rep. 94-4045, U.S. // Geol. Surv. — 1994.

6. Pruess K. Enhanced geothermal system (EGS) using CO2 as working fluid-A novel approach for generating renewable energy with simultaneous sequestration of carbon // Geothermics. — 2006. — No 35. — P. 351-367.

7. Sanyal S.K., Butler S.J. An analysis of power generation prospects from enhanced geothermal systems. In: Proceedings of world geothermal congress 2005, Antalya, Turkey. — 2005.

8. Murphy H., Brown D., Jung R., Matsunaga I., Parker R. Hydraulics and well testing of engineered geothermal reservoirs // Geothermics. — 1999. — No 28. — P. 491-506.

9. Tester J.W., Livesay B., Anderson B.J., Moore M.C., Bathchelor A.S., Nichols K. et al. The future of geothermal energy: impact of enhanced geothermal systems (EGS) on the United States in the 21st century. An assessment by an MITled interdisciplinary panel. — 2006.

10. Evans K. Enhanced/engineered geothermal system: an introduction with overviews of deep systems built and circulated to date. In: China geothermal development forum. — Beijing Sep. 13, 2010. — P. 395-418.

11. Tenzer H. Development of hot dry rock technology // GHC bulletin. — 2001. — P. 14-22.

12. Davis A.P., Michaelides E.E. Geothermal power production from abandoned oil wells // Energy. — 2009. — No 34. — P. 866-872.

КОРОТКО ОБ АВТОРЕ -

Павлов Кирилл Алексеевич — научный сотрудник, e-mail: 9pavkir9@gmail.com Научно-исследовательский геотехнологический центр Дальневосточного отделения Pоссийской Академии Наук

231

UDC 536.246+550.367+621.311.25

NUMERICAL SIMULATION OF THE SUPERCRITICAL

GEOTHERMAL CIRCULATING SYSTEM UNDER THE

SUPERCRITICAL INITIAL CONDITIONS TO ESTIMATE

THE POSSIBILITY OF ELECTRIC POWER OBTAINING.

Pavlov K.A., Research Scientist, e-mail: 9pavkir9@gmail.com

Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of

Sciences.

Numerical simulation of geothermal circulating system well of the type «doublet» under the initial supercritical conditions down the hole of the production well was made. Simulation results show the possibility of a stable system work for 40 years of operation under the pre-set rational values. The influence of system technological parameters on the heat and electric power production was studied. In the paper it is supposed that the reservoir is a homogeneous porous-fractured medium with a uniform permeability and loss free conditions of the heat carrier. Key words: Geothermal circulating system, relative height of borehole bottom, numerical simulation, system capacity, impedance, energy efficiency.

- REFERENCES

1. Pashkevich R.I., Taskin V.V. Thermo-hydrodynamic modeling of heat transfer in the rocks of Mutnovsky magma geothermal system (Термогидродинамическое моделирование теплопереноса в породах Мутновской магмагеотермальной системы), Vladivostok, Dalnauka, 2009, 209 p.

2. Zeng Y.C., Su Z., Wu N.Y. Numerical simulation of heat production potential from hot dry rock by water circulating through two horizontal wells at Desert Peak geothermal field, Energy, 2013, No 56, pp. 92-107.

3. Pashkevich R.I., Taskin V.V. GIAB, 2008, No 12, pp. 186-190.

4. Baria R., Baumgartner J., Rummel F., Pine R.J., Sato Y. HDR/HWR reservoir: concepts, understanding and creation, Geothermics, 1999, No 28, pp. 533-552.

5. Hayba D.O., Ingebritsen S.E. The computer model Hydrotherm, a threedi-mensional finite-difference model to simulate ground-water flow and heat transport in the temperature range of 0 to 1200 °C, U.S. Geol. Surv. Water Res. Invest. Rep. 94-4045, U.S. Geol. Surv., 1994.

6. Pruess K. Enhanced geothermal system (EGS) using CO2 as working fluid-A novel approach for generating renewable energy with simultaneous sequestration of carbon, Geothermics, 2006, No 35, pp. 351-367.

7. Sanyal S.K., Butler S.J. An analysis of power generation prospects from enhanced geothermal systems. In: Proceedings of world geothermal congress 2005, Antalya, Turkey, 2005.

232

8. Murphy H., Brown D., Jung R., Matsunaga I., Parker R. Hydraulics and well testing of engineered geothermal reservoirs, Geothermics, 1999, No 28, pp. 491-506.

9. Tester J.W., Livesay B., Anderson B.J., Moore M.C., Bathchelor A.S., Nichols K. et al. The future of geothermal energy: impact of enhanced geothermal systems (EGS) on the United States in the 21st century. An assessment by an MITled interdisciplinary panel, 2006.

10. Evans K. Enhanced/engineered geothermal system: an introduction with overviews of deep systems built and circulated to date. In: China geothermal development forum. Beijing Sep. 13, 2010, pp. 395-418.

11. Tenzer H. Development of hot dry rock technology, GHC bulletin, 2001, pp. 14-22.

12. Davis A.P., Michaelides E.E. Geothermal power production from abandoned oil wells, Energy, 2009, No 34, pp. 866-872. S233

233