Численное моделирование работы надкритической геотермальной циркуляционной системы Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

- © Р.И. Пашкевич, К.А. Павлов, 2014

УДК 536.246+550.367+621.311.25

Р.И. Пашкевич, К.А. Павлов

ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ НАДКРИТИЧЕСКОЙ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ.

Выполнено численное моделирование работы циркуляционной системы скважин типа «дублет» (нагнетательная и добычная скважины) при начальных надкритических условиях на срок эксплуатации 40 лет. Исследованы распределения температуры, давления и водонасыщен-ности в вертикальном сечении модели. Установлен характер изменения температуры, давления и водонасыщенности в блоках открытых интервалов добычной и нагнетательной скважин в ходе эксплуатации. Ключевые слова: Надкритическая геотермальная циркуляционная система, продуктивная зона , относительная высота забоя скважины, численное моделирование.

В последнее время магма-геотермальные системы рассматриваются как потенциальный объект для разработки с целью получения тепловой и электрической энергии. На Камчатке существует несколько таких систем, включающих близповерхностные магматические очаги со значительными ресурсами тепловой энергии [1]. В работе [2] выполнено численное моделирование Авачинской магма-геотермальной системы. По результатам моделирования показано, что в недрах данной системы, на глубине доступной бурению, может существовать область надкритического состояния флюида. Освоение тепловых ресурсов таких систем возможно по технологии геотермальных циркуляционных систем [3].

В настоящей работе выполнено численное моделирование работы системы скважин типа «дублет» при начальных надкритических условиях на забое добычной/нагнетательной скважины. Область моделирования включает в себя зону слабопроницаемых пород (10-3 мД) размером 1,95x1,05x3 км и продуктивную зону (ПЗ) размером 0,95x0,35x1,8 км (рис. 1). Проницаемость продуктивной зоны (К) принималась равной 5, 10 мД, пористость 0,1. Начальное распределение давления — гидростатическое. На верхней границе

205

Рис. 1. Расчетная область с изображением численной сетки и начальным распределением температуры. Ргст — начальное гидростатическое давление. А-А — горизонтальное сечение модели

задавались постоянные атмосферное давление и температура 10 °С. На нижней границе температура задавалась 420 °С, геотермический градиент принят равным 137 °С/км. Дебит скважин (в) принимался равным 25 кг/с, температура нагнетаемого теплоносителя (Тнаг) 100 °С. Расстояние между забоями скважин (Нн) 300, 500 м, открытый интервал в скважинах — 50 м. Рассматривались 2 схемы расположения забоев скважин: 1-ая — забой добычной над забоем нагнетательной, 2-я — забой добычной под забоем нагнетательной. Исходные данные для расчетов параметров ГЦС сведены в табл. 1.

Расчеты производились на базе программного комплекса НУБИО-ТНЕИМ [4]. Математическая модель основывается на уравнениях

Таблица 1

Исходные данные для расчетов параметров ГЦС

Расстояние между забоями добычной и нагнетательной 300; 500

скважин (Н), м

Дебит добычных скважин (в), кг/с 25

Проницаемость продуктивной зоны (К), мД 5; 10

Размер продуктивной зоны (ВхШхТ), км 1,8x0,95x0,35

Температура на забое нагнетательной скважины (Тнаг), °С 100

206

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

С началом процесса теплоотбора при 2-х схемах расположения забоев скважин наблюдается общее падение давления в ПЗ, а также в нижней малопроницаемой зоне (рис. 2, а, б). При расположении забоев по схеме 1 градиент давления между забоями имеет более

Рис. 2. Распределение параметров продуктивной зоны через 10 лет с начала эксплуатации при различном расположения забоев добычной и нагнетательной скважин: а — забой добычной над забоем нагнетательной, б — забой добычной под забоем нагнетательной. Н=300 м, К=5 мД, Т, Р, Б — температура (°С), давление (бар) и водонасыщенность в вертикальном сечении модели через ось скважин. По вертикальной оси — высота (м) от нижнего основания модели (Н=3 км), по горизонтальной — значения х (м). В кружках изображено расположение скважин (-) — добычная, (+) — нагнетательная

207

высокие значения, чем при обратном расположении забоев. В обоих случаях в окрестности добычной скважины формируются области локального понижения давления, а в окрестности нагнетательной — повышения давления.

В окрестности нагнетательной скважины формируется фронт охлаждения пород (рис. 2, а, б). С течением времени происходит расширение данного фронта к границам ПЗ и к забою добычной скважины. Скорость продвижения фронта охлаждения по направлению к забою выше при схеме 2, поэтому температура на забое добычной скважины начинает существенно снижаться после 15 лет

Рис. 3. Распределение параметров продуктивной зоны через 40 лет с начала эксплуатации при различном расположении забоев скважин:

а — забой добычной над забоем нагнетательной, б — забой добычной под забоем нагнетательной. Н=300 м, К=5 мД. Т, Р, Б — температура (°С), давление (бар) и водонасыщенность в вертикальном сечении модели через ось скважин

208

эксплуатации (рис. 4, а). При схеме 1 происходит интенсивная конвекция в зоне между боковыми границами резервуара и фронтом движущимся от нагнетательной скважины (рис. 2, а).

Вследствие падения давления в резервуаре происходит смена фазового состояния теплоносителя в нижней надкритической области (рис. 2, а, б). На удалении от забоя скважины к боковым границам ПЗ начинают формироваться области влажного пара с постепенным поднятием. При схеме 1 процесс поднятия данных областей протекает интенсивнее и к 10 годам области достигают

Рис. 4. Изменение параметров на забое скважин при их различном расположении: а, б, в — добычная; г — нагнетательная. К — проницаемость продуктивной зоны. Н=300 м. Т, Р, Б — температура (°С), давление (бар) и водонасыщенность

209

глубины забоя добычной скважины (рис. 2, а). Далее в течение последующих 30 лет происходит дальнейшее поднятие областей вдоль границ ПЗ, с расширением к центру (рис. 3, а). Однако данный фронт не достигает самого забоя добычной скважины, поэтому теплоноситель на протяжении всего периода эксплуатации остается в жидком состоянии (рис. 4, в). При схеме 2, на забое добычной скважины и в его окрестностях из начального надкритического состояния теплоноситель постепенно переходит в состояние влажного пара (рис. 2, б), увеличивая водонасыщенность в ходе эксплуатации и к 15 годам полностью конденсируясь теплоноситель переходит в состояние жидкости (рис. 4, в). Далее в процессе эксплуатации область конденсации расширяется к боковым границам ПЗ.

Влияние проницаемости ПЗ и расположения забоев

скважин на технологические параметры системы

На рис. 4 изображено изменение параметров добычной и нагнетательной скважин в ходе эксплуатации при увеличении проницаемости ПЗ до 10 мД. Из рис. 4, а, б, видно, что при схеме 1, увеличенние проницаемости ПЗ не оказывает существенного влияния на температуру, давление и водонасыщенность на забое добычной скважины, однако снижает требуемое давление нагнетания (рис. 4, г). При схеме 2 увеличение проницаемости приводит к росту температуры теплоносителя добычной скважины в течение первых 10 лет эксплуатации, далее темп падения температуры более высокий, чем в случае схемы 1. При этом повышается забойное давление в добычной скважине во всем периоде эксплуатации и теплоноситель, конденсируясь, за более короткое время переходит в жидкое состояние (рис. 4, в).

Обобщив полученные данные, можно сделать вывод, что для варианта Н=300 м размещение забоя добычной скважины под забоем нагнетательной (схема 2) нецелесообразно, т.к. спустя 10-15 лет температура на забое добычной скважины начинает быстро снижаться (рис. 4, а). При другой схеме расположения скважин, в течение всего срока эксплуатации температура добычной скважины снижается только на 10%. При этом начальная температура в добычной скважине на 15% ниже, чем в схеме 2, вследствие геотермического градиента.

210

Влияние расстояния между забоями скважин на технологические параметры системы

На рис. 5 изображено изменение параметров добычной и нагнетательной скважин в ходе эксплуатации при Н=500 м и изменении проницаемости ПЗ в пределах 5-10 мД.

Для первой схемы температура теплоносителя на забое добычной скважины практически не снижается в течение 34 лет. При 2-й схеме температура падает во всем периоде эксплуатации (40 лет). Однако

Рис. 5. Изменение параметров на забое скважин при их различном расположении: а, б, в — добычная; г — нагнетательная. К — проницаемость продуктивной зоны. Н=500 м. Т, Р, Б — температура (°С), давление (бар) и водонасыщенность

211

температура в конце срока эксплуатации во всех схемах одинаковая. При этом количество теплоты, отобранной из резервуара (пропорционально площади под кривой рис. 5, а) в схеме 2 выше, чем в 1.

Давление на забое нагнетательной скважины в схеме 1 выше, чем в 2 (рис. 5, г). При этом давление в добычной скважине для случая малопроницаемого коллектора (5 мД) в период до 27 лет эксплуатации выше в 1 схеме, а на конец эксплуатации (40 лет), соответственно ниже. Для случая более высокой проницаемости (10 мД), давление в добычной скважине выше для схемы 2. Таким образом, можно сделать вывод, что схема 2 по параметрам давление в добычной и нагнетательной скважинах и количеству отобранной из резервуара теплоты представляется более рациональной для случая более проницаемого коллектора. Тем не менее необходимо отметить, что схе-ма1 обеспечивает относительно стабильную температуру добычной скважины, но меньшую по значению чем при схеме 2.

При более короткой базе (Н=300 м) давление в нагнетательной скважине, как в первой, так и во второй схеме ниже, чем при базе 500 м, а давление в добычной скважине выше. Таким образом, с этой точки зрения использование схемы с короткой базой более рационально на практике. Однако температура теплоносителя в добычной скважине на конец эксплуатации в схеме 2 оказывается выше при большей базе (Н=500 м). Средняя температура теплоносителя в добычной скважине в схеме 1 выше при более короткой базе (Н=300 м).

- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Пашкевич Р.И., Трухин Ю.П. Перспективы промышленного освоения ресурсов близповерхностных магматических очагов Камчатки и Курильских островов // ГИАБ. ОВ 2 «Камчатка» (специальный выпуск). — 2014. — C. 7-23.

2. Пашкевич Р.И., Павлов К.А. Термогидродинамическое моделирование Авачинской магматогенной геотермальной системы // ГИАБ. ОВ 2 «Камчатка» (специальный выпуск). — 2014. — C. 192-204.

3. Пашкевич Р.И., Таскин В.В. Термогидродинамическое моделирование теплопереноса в породах Мутновской магмагеотермальной системы. — Владивосток: Дальнаука, 2009. — 209 с.

4. Hayba D.O., Ingebritsen S.E. The computer model Hydrotherm, a three-dimensional 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. — 1994. — P. 85.

212

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

1Пашкевич Роман Игнатьевич — доктор технических наук, директор, e-mail: pashkevich@kscnet.ru

1Павлов Кирилл Алексеевич — научный сотрудник, e-mail: 9pavkir9@gmail. com

Научно-исследовательский геотехнологический центр Дальневосточного отделения Российской Академии Наук

UDC 536.246+550.367+621.311.25

NUMERICAL SIMULATION OF THE SUPERCRITICAL GEOTHERMAL CIRCULATING SYSTEM.

1Pashkevich R.I., Doctor of Technical Sciences, Director, e-mail: pashkevich@ kscnet.ru

1Pavlov K.A., Research Scientist, e-mail: 9pavkir9@gmail.com

1Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of

Sciences

Numerical simulation of the work of geothermal circulating system well of the type «doublet» (injection and production wells) under the initial supercritical conditions for the operating time of 40 years was made. The distribution of temperature, pressure and water saturation in a vertical section of the model was studied. The character of temperature, pressure and water saturation changes in the blocks of open intervals (in a productive zone) of production and injection wells during the operation was determined.

Key words: Supercritical geothermal circulating system, productive zone, relative height of borehole bottom, numerical simulation.

- REFERENCES

1. Pashkevich R.I., Trukhin Yu.P. GIAB, OV 2, «Kamchatka» (special issue), 2014, pp. 7-23.

2. Pashkevich R.I., Pavlov K.A. GIAB, OV 2, «Kamchatka» (special issue), 2014, pp. 192-204.

3. 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.

4. Hayba D.O., Ingebritsen S.E. The computer model Hydrotherm, a three-dimensional 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, 1994, p. 85. ЕШ

213