CC BY
58
© Р.И. Пашкевич, К.А. Павлов, 2015
УДК 550.361.2+620.91
Р.И. Пашкевич, К.А. Павлов
СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ СИСТЕМ В ЦЕЛЯХ ТЕПЛО- И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Приводится краткий обзор мировых проектов по извлечению геотермальной энергии для тепло- и электроснабжения, реализованных по циркуляционной технологии (БОБ).
Ключевые слова: геотермальная циркуляционная система, ГеоЭС, геотермальный резервуар, стимуляция резервуара, тепловая мощность, электрическая мощность, бинарный цикл.
Технология EGS (Enhanced/Engineered Geothermal System, улучшенная или искусственная геотермальная система) получила свое развитие в начале 1970-х гг. в ходе проекта Fenton Hill по извлечению тепла «сухих» горных пород (Hot Dry Rock), проводимом Национальной лабораторией Лос-Аламоса. Термин EGS обозначает глубинные геотермальные системы, к которым применены различные методы стимулирования с целью создания искусственной области циркуляции теплоносителя, либо для увеличения размеров и продуктивности уже имеющегося естественного коллектора, с дополнительным нагнетанием в него теплоносителя [1-5]. В отечественной литературе чаще используется термин ГЦС (геотермальная циркуляционная система), введенный советскими горными теплофизиками О.А. Кремневым, Ю.Д. Дядькиным и А.Н. Щерба-нем в 70-е годы прошлого века [5].
Со времен первых испытаний, проводимых в Fenton Hill, накоплен большой мировой опыт по созданию и успешному функционированию ГЦС, доказывающий перспективность данной технологии. На данный момент по всему миру функционирует более 20 проектов [6], находящихся на различных этапах разработки. В табл. 1 сведены действующие в настоящее время проекты EGS с выработкой электро- и/или тепловой энергии, а также их технико-экономические показатели. Ниже приводится краткое описание некоторых из них.
Геотермальное месторождение Bouillante — это высоко-энтальпийное геотермальное поле, располагающееся на вулканических островах Гваделупы (Франция). Разработка месторождения была начата еще в 1970-х гг., в то время были пробурены 4 скважины (ВО-1 - В04) глубиной от 350 - 2400 м. Скважинами была вскрыта высокотемпературная зона 240-250°С уже на глубине 320 м, однако лишь одна из 4-х скважин (ВО-2) оказалась продуктивной для добычи пара. Добываемый объем пара позволял вырабатывать 4,7 МВт электроэнергии [7]. Весь отработанный теплоноситель сбрасывался в море. В 1998 г. были начаты работы по термическому стимулированию низкопродуктивной скважины ВО-4. Было закачено 8000 м3 холодной морской воды в смеси с химическим ингибитором для предотвращения выпадения ангидрита. В результате работ были улучшены приемистость резервуара на 50 % и продуктивность скважины ВО-4, что позволило получать дополнительные 2 МВт. В 2000-2001 гг. были пробурены еще 3 направленных скважины, 2 из которых позволили вырабатывать еще 11 МВт электроэнергии. Таким образом, суммарная мощность ГеоЭС, работающей от двух добычных скважин, выросла до 15,75 МВт, вырабатывая около 8 % всей потребляемой электроэнергии в регионе [8]. В 2014 г. для предотвращения падения давления и распространения фронта охлаждения пород в резервуаре была принята схема с возвратной закачкой отработанного теплоносителя. Частичный объема раствора с температурой 163°С начали закачивать через бывшую продуктивную скважину ВО-2. В настоящее время планируется бурение новых скважин для наращивания мощности геотермального поля [9].
Отличительной особенностью австрийского проекта Altheim является использование низкоэнтальпийного теплоносителя с температурой 106 °С. Продуктивная скважина Altheim 1 была пробурена в 1989 г. до глубины 2400 м. Первоначальный расход скважины составлял 11 л/с и после непродолжительной эксплуатации значительно снизился, вследствие засорения зоны притока смесью бетонита и каменного материала. Для восстановления дебита были проведены буровые работы с отклонением
<о Таблица 1 о
Мировые проекты ЕСБ, вырабатывающие электро- и/или тепловую энергию
Проект Год начала Страна Глубина скважин, м Температура резервуара, С Расстояние м/у забоями нагнетательной и добычной скважин, м Метод стимуляции резервуара Тип ГеоЭС Расход скважин, л/с Установленная электрическая (тепловая) мощность, МВт
Bouillan te 1963/ 1996 Франция 1000-2500 250-260 500 Термический Прямая подача пара 150 15,75
Larderel lo 1970 Италия 2500-4000 300-350 Среднее >500 Гидравлический, химический Прямая подача пара 100 700
Bruchal 1983 Германия 1874-2542 124 1400 Гидравлический Бинарный 28.5 0,55 (5,5)
Neustad t-Glewe 1984 Германия 2320 99 1500 Нет данных Бинарный 35 0,23 (17)
Hijiori 1985 Япония 1805-1910 190 40-130 Гидравлический Бинарный 17 0,13(8)
Soultz 1987 Франция 5093 165 600 Гидравлический, химический Бинарный 30 0,6 (1,5)
Altheim 1989 Австрия 2165-2306 106 1700 Гидравлический, химический Бинарный 86 1 (12,4)
Berlin 1992 Сальвадор 2000-2380 260-300 1000-2000 Химический Прямая подача пара, бинарный 870 109,4
Coso 2002 США 2430-2956 <300 1400 Гидравлический, термический, химический Прямая подача пара >1700 240
Desert Peak 2002 США 1372 179-196 400-2000 Гидравлический, химический Бинарный 100 1,7
Landau 2003 Германия 3000-3300 160 1200 Гидравлический, химический Бинарный 50-80 3(4)
Unterha -ching 2004 Германия 3350-3580 133 4500 Химический Бинарный 150 3,36 (40)
Insheim 2007 Германия 3600-3800 165 Нет данных Гидравлический Бинарный 65-85 4,8 (6-10)
ствола скважины в сторону с глубины 1800 м, а также стимуляция продуктивной зоны. В результате проведенных работ, дебит скважины составил 46 л/с. В 1997 г. для поддержания баланса водоносного пласта была пробурена нагнетательная скважина. Циркуляционные испытания системы установили возможность получения дебита до 100 л/с. Для компенсации затрат на бурение было принято решение о выработке электроэнергии. В 2000 г. была запушена бинарная установка со специально адаптированной рабочей жидкостью на основе фтороуглерода, что позволило получать 1 МВт электроэнергии [10]. Данный проект EGS стал первым в своем классе в Центральной Европе и показал возможность и перспективность технологии получения электроэнергии из низкоэнтальпийного теплоносителя [11].
Геотермальное поле Berlin (Сальвадор) располагается в северном секторе вулканического комплекса Текапа, приуроченного к Южной зоне разломов. Промышленная эксплуатация месторождения началась в 1992 г. с запуском двух энергоблоков суммарной электрической мошностью 10 МВт. В 1999 г. бурение новых 18 скважин позволило нарастить мошность до 56 МВт. Однако вскоре, выпадение в осадок кремнезема привело к частичному закупориванию призабой-ной зоны и к снижению приемистости нагнетательных скважин [12]. Начиная с 2000 г. были выполнены работы по химическому стимулированию 3-х нагнетательных и 2-х добычных скважин. В результате работ приемистость нагнетательных скважин увеличилась на 80-144 %, дебит пара добычных скважин удвоился, что позволило увеличить мошность ГеоЭС еше на 16 МВт [13]. Таким образом, использование специального химического раствора на основе HCl показало эффективность удаления бурового шлама, а также отложения кремнезема в вулканических породах андезитового состава. Позже были введены в эксплуатацию еше один модуль мошностью 44 МВт и бинарная установка мошностью 9,2 МВт, использую-шая остаточную энтальпию отработанного с 2-х модулей теплоносителя [14].
В 2002 г. компанией ORMAT после коммерциализации одной из непродуктивных скважин, находяшейся на террито-
рии эксплуатируемого геотермального месторождения Desert Peak (США), были инициированы работы по разработке проекта EGS. В качестве объекта для стимулирования была выбрана «горячая», но «сухая» геотермальная скважина DP27-15. Целью намеченных работ была разработка и применение уникальных и финансово-эффективных методик стимулирования, с возможным применением в идентичных проектах. Результатом работ должно было стать улучшение гидравлической связи между скважиной DP27-15 и эксплуатируемым резервуаром, что позволит увеличить дебит скважины до промышленного уровня. Работы по стимулированию проводились в 3 этапа. Первый этап состоял из продолжительного гидравлического стимулирования. На данном этапе приемистость скважины была увеличена на порядок. На втором этапе применялось химическое стимулирование для растворения минеральных отложений из закупоренных трещин, которое привело к неустойчивости ствола скважины. Заключительный этап гидравлического стимулирования длился более 23 дней. По окончанию данного этапа был получен 60-ти кратный прирост приемистости стимулируемой скважины. Результаты микросейсмического мониторинга и трасерных тестов установили гидравлическую связь данной скважины с другими продуктивными скважинами геотермального резервуара, находящимися на расстоянии 0,251,25 мили. Проведенные работы позволили увеличить мощность ГеоЭС на 1,7 МВт [15].
В 2003 г. успешное введение в эксплуатацию первого в Германии проекта EGS в одноименном г. Neustadt-Glewe, электрической мощностью 230 кВт, показало практическую осуществимость и перспективность данной технологии, которая позже применялась и развивалась в ходе других германских проектов: Bruchal, Insheim, Landau и Unterhaching [16, 17].
Проекты Bruchal, Insheim и Landau приурочены к Верхне-рейской низменности - области повышенного геотермального градиента и гидравлически связанных систем трещиноватости горных пород. Разработка проекта Landau началась с 2003 г. и к концу 2006 г. было пробурено две скважины глубиной 3300 м. Начиная с глубины 2400 м скважинами были вскрыты гранитные породы с геотермальным градиентом 4,7°С/100 м.
Температура на забое равнялась 160°С. После промывки скважин и гидравлических тестов было установлено, что одна из скважин имеет низкую продуктивность. Работы по улучшению продуктивности методом стимулирования проводились в несколько этапов. Сначала выполнялось поэтапное гидравлическое стимулирование: с малым (10-86 л/с), а затем с большим (4-190 л/с) расходом воды. В дальнейшем следовал этап химического стимулирования. На данном этапе в скважину было закачано 95 м3 33 % раствора ингибированной соляной кислоты. В целом, по итогам работ по стимулированию гидравлические показатели проекта были улучшены в 5 раз. В 2007 г. был закончен монтаж бинарной установки, которая позволила вырабатывать с теплоносителем температурой 160°С электроэнергию мощностью 3 МВт. Отработанный теплоноситель с температурой 70-80°С подается в централизованную систему отопления, отапливая около 8000 зданий. После системы отопления вторичный отработанный теплоноситель с температурой 50°С закачивается обратно в резервуар [18, 19].
Аналогичный проект, расположенный в одноименном городе Insheim, с 2008 г. разрабатывается собственниками проекта Landau. Как и в предыдущем проекте, после циркуляционных тестов выявилась проблема недостаточной приемистости нагнетательной скважины. Микросейсмический мониторинг, проведенных работ по стимулированию, показал недостаточную проницаемость призабойной зоны. Для решения поставленных задач была применена новая концепция «side-leg». Суть ее заключалась в отклонении ствола скважины с глубины 2500 м. Таким образом, нагнетание теплоносителя в резервуар осуществлялось по двум «веткам» ствола скважины. Данная концепция позволила получить требуемые объемы нагнетания и, что не менее важно, значительно снизить микросейсмическую активность, вызываемую большими давлениями нагнетания [20].
В целом, для Германии, вследствие относительно низких температур извлекаемого теплоносителя, для получения электроэнергии характерно применение бинарных технологий. Вследствие небольшой удаленности ГеоТЭС от населения,
применяется вторичное использование отработанного теплоносителя для подачи в системы теплоснабжения.
Помимо рассмотренных, уже действующих проектов EGS, в мире, на различных этапах разработки, находятся еще около 10 проектов: St. Gallen (Швейцария), Genesys и Hannover (Германия), Newberry (США), Paralana (Австралия) и др. [6].
Несмотря на успешное функционирование рассмотренных проектов по извлечению тепла горных пород, технология EGS до настоящего времени не считается полностью разработанной и находится на этапе изучения, что приводит к значительным финансовым рискам для разработчиков. Об этом свидетельствуют несколько проектов закрытых или «замороженных» по различным причинам (Bad Urach в Германии, Habanero в Австралии и др.) [6, 21]. Среди основных проблем, выявляющихся при разработке и эксплуатации, выделяют: солеотложение в стволе скважины и на технологическом оборудовании, контактирующем с агрессивным теплоносителем (теплообменники и др.), чрезмерная сейсмическая активность, вызванная гидравлическим стимулированием (максимальная 3,0-3,7 балла по шкале Рихтера) [22], трудности при бурения в сложных геологических условиях. Кроме того, требуются большие финансовые инвестиции на начальном этапе разработки, что связано с высокой стоимостью бурения скважин. Затраты на бурение могут составлять до 80 % от общей стоимости проекта. Однако, несмотря на вышеуказанные проблемы, технология EGS активно развивается и происходит ежегодный прирост мощности проектов [23]. По оценкам доклада Международного Энергетического Агентства, выпущенного в 2011 г., суммарная мощность проектов EGS к 2050 г. будет достигать 100 ГВт электрической энергии [24].
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. AGRCC: Australian Geothermal Reporting Code Committee: Geothermal lexicon for resources and reserves definition and reporting, 2nd edn. Australian Geothermal Reporting Code Committee, Adelaide, p. 67, 2010.
2. BMU: Tiefe Geothermie - Nutzungsmoglichkeiten in Deutschland, Beltz Bad Langensalza GmbH, BT Weimar, Bundesministerium fur Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, Referat Öffentlichkeitsarbeit, Berlin, 2011.
3. MIT (Massachusetts Institute of Technology), Tester J. W., Anderson B. J., Batchelor A. S., Blackwell D. D., DiPippo R., Drake E. M., Garnish J., Livesay B., Moore M. C., Nichols K., Petty S., Toksoz M. N., and Veatch Jr., R.W. The future of geothermal energy - impact of enhanced geothermal systems on the United States in the 21st Century, US Department of Energy, Washington, D.C., complete report, 2006a.
4. Williams C. F., Reed J. J., and Anderson A. F. Updating the classification of geothermal resources / Proceedings of the 36 Workshop on geothermal reservoir engineering, Stanford University, Stanford, 31 January-2 February 2011.
5. Пашкевич P.M.,, Таскин B.B. Термогидродинамическое моделирование теплопереноса в породах Мутновской магмагеотермальной системы. Владивосток: Дальнаука, 2009. 209 c.
6. Breede K., Dzebisashvili K., Liu X., Falcone G. A systematic review of enhanced (or engineered) geothermal systems: past, present and future / Geotherm Energ., 1, doi:10.1186/2195- 9706-1-4, 2013.
7. Bertini G., Casini M., Gianelli G., Pandeli E. Geological structure of a long-living geothermal system, Lardarello, Italy. / Terra Nova 18:163-169, 2006.
8. Traineau H., Lasne E., Sanjuan B. Main results of a long-term monitoring of the Bouillante geothermal reservoir during its exploitation / Proceedings of World Geothermal Congress 2015, Melbourne, Australia, 19-25 April 2015.
9. Sanjuan B., Jousset P., Pajot G., Debeglia N., De Michele M., Brach M., Dupont F., Braibant G., Lasne E., Dure F. Monitoring of the Bouillante Geother-mal Exploitation (Guadeloupe, French West Indies) and the Impact on Its Immediate Environment /Proceedings World Geothermal Congress 2010 Bali, Indonesia, 25-29 April 2010.
10. Bloomquist R. Integrating small power plants into agricultural projects., pangea.stanford.edu/ERE/pdf/IGAstandard/EGC/szeged/I-8-01.pdf. Accessed 01 Nov 2012.
11. Pernecker G., Uhlig S. Low enthalpy power generation with ORCTur-bogenerator The Altheim Project, Upper Austria / International Workshop on hot dry rock technology, Germany 2003.
12. Barrios A., Quijanol J., Romerol R., Mayorgal H., Castrol M., Caldera J. Enhanced Permeability by Chemical Stimulation at the Berlin Geothermal Field, El Salvador / Geothermal Resources Council Transactions, Vol. 26, September 2225, 2002. pp. 73-78.
13. Mayorga H GEOTHERMAL REINJECTION SYSTEMS IN EL SALVADOR / Short Course on Geothermal Development and Geothermal Well, organized by UNU-GTP and LaGeo, in Santa Tecla, El Salvador, March 11-17, 2012.
14. Monterrosa M., Montalvo F. Geothermal reservoir management in El Salvador case histories of Ahuachapan and Berlin / Workshop for Decision Makers on Geothermal Projects in Central America, organized by UNU-GTP and LaGeo in San Salvador, El Salvador, 26 November to 2 December 2006.
15. Chabora E., Zemach E., Spielman P., Drakos P., Hickman S., Lutz S., Boyle K., Falconer A., Robertson-Tait A., Davatzes N., Rose P., Majer E., Jarpe S. Hydraulic stimulation of well 27-15, Desert Peak geothermal field, Nevada, USA Ethan / Proceedings 37 Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California, January 30 — February 1, 2012.
16. Quick H., Michael J., Huber H., Arslan U. History of International Geo-thermal Power Plants and Geothermal Projects in Germany / Proceedings World Geothermal Congress 2010 Bali, Indonesia, 25-29 April 2010.
17. Knapek E., Kittle G. Unterhaching power plant and overall system / Proceedings European Geothermal Congress 2007 Unterhaching, Germany, 30 May - 1 June 2007.
18. Schellschmidt R., Sanner B., Pester S. Geothermal Energy Use in Germany / Proceedings World Geothermal Congress 2010 Bali, Indonesia, 25-29 April 2010.
19. Schindler M., Baumgärtner J., Gandy T., Hauffe P., Hettkamp T., Menzel H., Penzkofer P., Teza D., Tischner T., Wahl G. Successful Hydraulic Stimulation Techniques for Electric Power Production in the Upper Rhine Graben, Central Europe / Proceedings World Geothermal Congress 2010 Bali, Indonesia, 25-29 April 2010.
20. Baumgärtner J., Lerch C. Geothermal 2.0: The Insheim Geothermal Power Plant. The second generation of geothermal power plants in the Upper Rhine Graben Third European geothermal review - Geothermal Energy for Power Production June 24 - 26, 2013, Mainz, Germany.
21. DiPippo R. Geothermal Power Plants: Principles, Applications, Case Studies and Environmental Impact (3rd edition). Butterworth-Heinemann, 2012, 624 p.
22. Majer E, Baria R, Stark M, Oates S, Bommer J, Smith B, Asanuma H. Induced seismicity associated with enhanced geothermal systems. Geothermics 36: pp. 185-222.
23. Geothermal power: international market overview, september 2013. http://geo-energy.org/events/2013 %20International%20Report%20Final.pdf.
24 Beerepoot M. Technology roadmap: geothermal heat and power, Renewable Energy Division, International Energy Agency, OECD/IEA, Paris ed., 2011. http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/name, 3988, en. html, tircra
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
Пашкевич Роман Игнатьевич - доктор технических наук, директор, раБЬке-vich@kscnet.ru,
Павлов Кирилл Алексеевич - научный сотрудник, nigtc@kscnet.ru, Научно-исследовательский геотехнологический центр Дальневосточного отделения Российской академии наук.
д
UDC 550.361.2+620.91
CURRENT STATUS OF GEOTHERMAL CIRCULATION SYSTEMS UTILIZATION FOR ELECTRICITY AND THERMAL SUPPLY
Pashkevich R.I., Doctor of Technical Sciences, Director, pashkevich@kscnet.ru, Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of Sciences, Russia,
Pavlov K.A., Research scientist, nigtc@kscnet.ru, Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of Sciences, Russia.
Worldwide geothermal energy recovery projects based EGS technology for electricity and thermal supply are briefly presented.
Key words: geothermal circulation system, GeoPP, geothermal reservoir, reservoir stimulation, thermal output, electrical output, binary cycle. REFERENCES
5. Pashkevich R.I., Taskin V.V. Thermo-hydrodynamic modelling of heat transfer in the rocks of Mutnovsky magma geothermal system (Thermo-hydrodynamics simulation of heat transfer in rocks of the Mutnovsky imageoverlay system). Vladivostok: Dalnauka, 2009. 209 pp.
