Оценка эффективности извлечения тепловой энергии магма-геотермальных систем

© К.А. Павлов, 2014

УДК 536.246+550.367+621.311.25 К.А. Павлов

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ МАГМА-ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ СИСТЕМ

Целью работы является изучение потенциала извлечения тепловой энергии магма-геотермальной системы содержащей флюид в надкритическом состоянии. Извлечение тепла производится по технологии геотермальной циркуляционной системы (ГЦС) типа «дублет», состоящей из нагнетательной и добычной скважин. Для исследования эффективности работы ГЦС варьировались расположения забоев скважин (по-горизонтали, по-вертикали), а также дебит скважин и проницаемость продуктивной зоны (ПЗ). Все эксперименты выполнены методом численного моделирования на базе программы ИУОИОТИЕИМ, предназначенной для трехмерного моделирования многофазного потока воды и тепла в проницаемых средах. Ключевые слова: Геотермальная циркуляционная система, относительная высота забоя скважины, расстояние между забоями скважин, численное моделирование, мощность системы, импеданс, энергоэффективность.

М'агма-геотермальные системы рассматриваются, как потенциальный объект для разработки. В недрах таких систем существует надкритический флюид с температурой более 375 °С и давлением выше 22 МПа. Освоение их тепловых ресурсов может быть выполнено по технологии геотермальных циркуляционных систем.

Одним из наиболее важных моментов при определении технико-экономической целесообразности строительства ГЦС на стадии проектирования, а также при мониторинге и управлении режимом ГЦС на стадии эксплуатации является установление рациональных геометрических параметров — расстояния между добычной и нагнетательной скважинами (Ь), а также относительной высоты расположения забоя нагнетательной скважины над забоем добычной (Н) [1]. В технической литературе встречаются единичные расчеты режимов 234

ГЦС в надкритических условиях, без обоснования вышеуказанных геометрических параметров.

В проводимых в настоящее время исследовательском (Сульц-Су-Форе, Франция) и коммерческом (Купер Бэзин, Австралия) проектах EGS принята схема с одинаковой глубиной нагнетательной и добычных скважин. В проекте Фентон-Хилл (1975-1995 гг., США), в котором использовался коллектор, образованный субвертикальными трещинами гидроразрыва, забой нагнетательной скважины был на 100 м глубже добычной [2]. В расчетах гидродинамического и теплового режимов этой системы, выполненных Р. Макфэрландом [3], забой нагнетательной скважины был также принят глубже добычной. В теоретических анализах и расчетах ГЦС на докритических термодинамических параметрах, выполненных отечественными исследователями, была принята схема с H=0 [2-4]. Влияние расстояния между скважинами L на коэффициент извлечения тепла из продуктивной зоны докритической ГЦС исследовано методом численного моделирования в [5], однако влияние относительной высоты расположения скважин на работу системы не рассматривалось.

Очевидно, что при большей удаленности между скважинами возможно извлечение большего количества тепловой энергии. Однако на практике максимальная дистанция может быть ограничена протяженностью резервуара, а также полученным радиусом стимулирования резервуара. Для примера, удаленность скважин в вышеупомянутом французском проекте составляет 600 м, в проектах (Urach, Германия) и (Habanero, Австралия) — 400 м и 500 м, соответственно. В целом, обобщив мировой опыт, можно сделать вывод, что практический диапазон для изучения работы ГЦС, вероятно, должен находиться в пределах 300-1000 м.

Для установления возможности освоения тепловых ресурсов магма-геотермальных систем с помощью технологии ГЦС было выполнено численное моделирование работы системы скважин типа «дублет», состоящей из нагнетательной и добычной скважин.

Модель геотермального резервуара

Для исследования процессов теплопереноса авторами составлена 3-х мерная модель геотермального резервуара (рис. 1). Область моделирования включает в себя зону вмещающих слабопроницаемых пород проницаемостью (к), равной 10-3 мД, размером

235

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

1950x1005x3000 м и пористостью 1%, а также расположенную внутри продуктивную зону (ПЗ) размером 950x350x1800 м. Предполагается, что ПЗ имеет естественную или искусственную, созданную посредством гидроразрыва, изотропную (kx=ky=kz) проницаемость, равную 6-10 мД, а также 10% пористость. Зона не задавалась системой трещин, но трещинная проницаемость включалась неявно в коэффициент проницаемости ПЗ. Для 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. Дебит скважин (q) варьировался в пределах 10-20 кг/с, температура нагнетаемого теплоносителя (Тнаг) равна 80 °С. Плотность, теплоемкость и теплопроводность пород принимались постоянными, равными усредненным значениям для вулканических и метаморфических пород Камчатки, соответственно 2500 кг/м3, 1 кДж/кг, 2 Вт/м-К. Границы модели заданы непроницаемыми, т.е. потери те-

236

плоносителя во время эксплуатации отсутствуют. Значения исходных параметров принятых при моделировании представлены в табл. 1.

На рис. 1 изображена численная сетка, используемая в расчетах. Поскольку в продуктивной зоне процессы движения жидкости и ее теплообмена с окружающими породами происходят наиболее интенсивно, для повышения точности результатов моделирования численная сетка в области ПЗ учащена до размеров ячеек равных 50 м. В остальных областях с целью экономии вычислительных ресурсов размер ячейки увеличивался до 200 м. Таким образом, общее количество блоков составило 24 770 штук, в их числе 13 000 блоков по 50 м.

Теплоперенос в горных породах ГЦС определяет важный технологический параметр — ее срок службы, от которого зависит эффективность излечения тепловой энергии [1, 2]. Необходимым сроком службы ГЦС, для рентабельности проекта, считается период 20-30 лет, либо больший, в течение которого снижение температуры извлекаемого теплоносителя достигнет 10% [6]. В данной работе процесс извлечения теплоносителя осуществляется в течение 40 лет.

В качестве инструмента для моделирования процессов тепло-переноса использовался ПК ИУОНОТИЕНМ [7], разработанный в Геологической службе США. Математическая модель основывается на системе уравнений сохранения массы и энергии в проницаемых средах в предположении локального термодинамического равно-

Таблица 1

Значения исходных параметров

Параметр Значение

Размер области моделирования (ДхШхВ) 1950x1005x3000 м

Размер продуктивной зоны (ДхШхВ) 950x350x1800 м

Теплопроводность пород 2 Вт/мК

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 6-10 мД

Дебит скважин 10-20 кг/с

Температура нагнетаемого теплоносителя 80 °С

Диапазон глубин скважин 1900-2700 м

237

весия теплоносителя и породы. Модель реализована с помощью метода конечных разностей.

Как уже упоминалось выше, в начальный момент времени моделирования температура в модели распределяется в соответствии с геотермальным градиентом, распределение давления гидростатическое.

Устройство системы скважин

Для исследования поставленных задач составлены 3 группы моделей с различным расположением забоев скважин: Н1, Н2 и L (рис. 2).

Модель группы Н1. В данной модели забои скважин располагаются в ряд по-вертикали, нагнетание холодного теплоносителя происходит в нижнюю область резервуара, в которой флюид в начальный момент времени находится в сверхкритическом состоянии. Затем нагретый теплоноситель под воздействием сил свободной конвекции поднимается к забою добычной скважины, где происходит его извлечение.

Модель группы Н2. Модель аналогична группе Н1 по пространственному расположению забоев скважин, однако изменены местами забои, т. е. нагнетание происходит в верхнюю часть ре-

модель Н1

-1«

Ширина, м модель Ь

1950 ° и

модель Н2

Тоо Ширина, м

© - забой добычной скважины © - забой нагнетательной скважины

Ширина, м

Рис. 2. Схема расположения забоев скважин в продуктивной

зоне

238

зервуара, откуда холодный теплоноситель циркулирует в нижнюю область пониженного давления вызванного добычей.

Модель группы Особенностью данной модели является расположение обоих забоев скважин в ряд по-горизонтали в надкритической области резервуара. Циркуляция нагнетаемого теплоносителя в область забоя добычной скважины происходит вследствие разницы давлений создаваемых нагнетанием и добычей.

Во всех трех группах составленных моделей варьировалось расстояние между забоями скважин в диапазоне 400-800 м. В модели группы Н1 дополнительно был исследован вариант с расстоянием 300 м.

Результаты численных экспериментов

Для исследования поставленной задачи было выполнено порядка 50 численных экспериментов. В работе [8] предполагается, что такие параметры ГЦС, как температура извлекаемого теплоносителя, вырабатываемые тепловая и электрическая мощности являются наиболее важными критериями оценки эффективности системы. Таким образом, в настоящей работы результаты моделирования оценивались по изменению температуры на забое добычной скважины, которая, в свою очередь, являлась функцией следующих параметров:

• расположение забоев скважин

• расстояние между забоями скважин

• дебит скважин

• проницаемость продуктивной зоны

Дебит скважин и проницаемость ПЗ являются двумя взаимосвязанными параметрами. Для гарантирования рентабельности проекта ГеоЭС расход скважин должен быть максимальным. Однако, при слишком большом расходе, аналогично, как и при высокой проницаемости резервуара время пребывания теплоносителя в коллекторе может быть недостаточным для извлечения тепла пород. Длительность необходимого времени нахождения теплоносителя в коллекторе с целью эффективного теплоотбора зависит от площади трещинной поверхности теплообмена, давления закачки и т.д. Таким образом, расход скважин и проницаемость резервуара являются индивидуальными параметрами, различающимися от места к месту.

Принимая температуру извлекаемого теплоносителя в качестве одного из главных критериев оценки эффективности работы ГЦС, в ходе численных экспериментов было установлено, что при условии

239

поддержания падения температуры на забое добычной скважины на уровне около 10%, максимальным и рациональным дебитом скважин является значение равное 20 кг/с. Так как в задачи настоящей работы входит оценка максимального потенциала извлечения тепловой энергии пород, то результаты моделирования с меньшим значением дебита не анализируются.

Влияние расположения забоев скважин и расстояния между ними на температуру извлекаемого теплоносителя

На рис. 3 изображено изменение температуры на забое добычной скважины в течение 40 лет эксплуатации при различных относительных высотах расположения забоя добычной скважины над забоем нагнетательной (вариант Н1, см. рис. 2) и проницаемости ПЗ равной 6 мД.

Как видно из графиков, при увеличении Н уменьшается начальная температура теплоносителя вследствие задания условия наличия геотермического градиента в породах. При Н в диапазоне равном 400-800 м характер изменения температуры схожий. В течение всего периода эксплуатации происходит незначительное увеличение температуры теплоносителя, вызванное конвективным теплопритоком из нижней более горячей части ПЗ. На конец периода эксплуатации рост температуры составляет 3-5% от начального значения.

Рис. 3. Изменение температуры на забое добычной скважины в ходе эксплуатации при варианте Н1 и к=6 мД

240

При Н=300 м система имеет наибольшее начальное значение температуры, олнако меньший объем порол вовлечен в процесс те-плоотбора, таким образом через 20-25 лет начинается постепенное снижение параметра, составляющее 2% от начального значения на конец срока эксплуатации.

На рис. 4 изображено изменение температуры на забое лобыч-ной скважины в течение 40 лет эксплуатации при различных относительных высотах расположения забоя нагнетательной скважины нал забоем лобычной (вариант Н2, см. рис. 2) и проницаемости ПЗ равной 6 мД.

В ланном варианте отбор теплоносителя осуществляется из сверхкритической области резервуара. С началом процесса лобычи про-исхолит лекомпрессия налкритического флюила, в результате чего температура мгновенно снижается на 10 °С при всех вариантах Н. Как вилно из графиков, в отличие от варианта Н1, меньшее расстояние межлу забоями скважин приволит к более глубокому снижению температуры (при Н=400 м). Общее паление температуры в ланном варианте составляет более 20%.

При Н=600-800 м 10% снижение наблюлается в течение первых 20 лет эксплуатации, затем слелует периол стабилизации с колебанием параметра в прелелах 10 °С.

На рис. 5 изображено изменение температуры на забое лобычной скважины в течение 40 лет эксплуатации при различных расстояниях

5 о

0

1

0 §

01 I-

го

о. ?

го о. 01 с

<и

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

Рис. 4. Изменение температуры на забое добычной скважины в ходе эксплуатации при варианте Н2 и к=6 мД

241

£ и о х

о

^

с

си

5 ,01

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

Рис. 5. Изменение температуры на забое добычной скважины в ходе эксплуатации при варианте Ь и к=6 мД

между забоями скважин в плане (вариант Ь, см. рис. 2) и проницаемости ПЗ равной 6 мД.

При данной схеме забои двух скважин располагаются в надкритической области. Как видно из графиков, аналогично варианту Н2, на забое добычной скважины происходит мгновенное снижение температуры вызванное падением давления надкритического флюида вследствие начала процесса отбора теплоносителя. Затем, в случае ^=400 м, следует линейное снижение температуры составляющее 20% к 10 годам эксплуатации и последующими периодами роста, с максимальным значением 330 °С, и падения до указанного уровня.

При L=600 м максимальное снижение параметра на 50% происходит в течение первых 13 лет эксплуатации, далее на протяжении оставшегося периода наблюдается рост температуры до значения аналогичного при L=400 м на конец срока эксплуатации. Вследствие значительного снижения температуры при L=600 м, вариант модели с большей удаленностью забоев скважин т.е. L=800 м в данном случае не рассматривался.

Влияние проницаемости продуктивной зоны

на температуру теплоносителя

Для анализа влияния проницаемости ПЗ на процесс теплоотбора, указанный параметр был увеличен до значения 10 мД.

242

По результатам численных экспериментов были получены сле-лующие выволы.

При варианте Н1, увеличение проницаемости практически не оказывает влияния на процесс теплоотбора. В случае листанции межлу скважинами равной 300 м процесс теплоотбора протекает илентично, олнако при к=10 мД система имеет незначительно большее значение температуры (ло 5 °С) в периоле 10-30 лет, а также на конец срока эксплуатации.

При варианте Н2, периол 0-15 лет характеризуется более высокими значениями температуры во всех вариантах Н. Далее минимальная улаленность забоев приволит к более интенсивному и глубокому палению температуры. В случае Н=600-800 м слелует периол постепенного линейного снижения параметра ло аналогичного варианту к=6 мД значения при Н=800 м и меньшего на 10 °С при Н=600 м.

При варианте Ь, лля всех случаев температура имеет более высокие значения в процессе и к концу срока эксплуатации, чем при к=6 мД. В особенности улучшается эффективность теплоотбора при L=600 м. Максимальное паление температуры происхолит в течение первых 10 лет и составляет 15%, лалее скачкообразно возрастая в прелелах 10 °С, после 25 лет принимает стабильное значение ло конца срока эксплуатации. При L=400 м более высокие значения температуры наблюлаются в течение периола 0-25 лет, лалее илен-тичные варианту при к=6 мД.

Обсуждение полученных результатов

По результатам численного молелирования работы ГЦС при за-ланных условиях получены значения температуры на забое лобычной скважины. Проанализировав полученные ланные можно слелать вы-вол, что эффективность теплоотбора значительным образом зависит от варианта относительного расположения забоев нагнетательной и лобычной скважин, в том числе расстояния межлу ними.

При малой улаленности забоев (300-400 м) нагнетание теплоносителя целесообразнее произволить вниз пролуктивной зоны лля созлания сил своболной конвекции. В ланном случае температура извлекаемого теплоносителя булет иметь менее низкие начальные параметры, но наиболее стабильные течение срока эксплуатации.

В случае расстояния межлу забоями 800 м и более, расположение забоя лобычной скважины нал забоем нагнетательной, лля созлания вынужленной конвекции, улучшит эффективность теплоотбора.

243

Схема с Н=0 м и горизонтальной удаленностью забоев скважин при принятых условиях имеет самую низкую эффективность, а также значительным образом зависит от проницаемости продуктивной зоны.

Для дальнейшего сравнительного анализа рассматриваемых схем извлечения тепловой энергии горных пород из каждой группы моделей был выбран вариант с наиболее максимальным и стабильным значением температуры. Таким образом, были выбраны следующие варианты моделей: Н1=300 м, Н2=800 м, L=400 м и L=600 м.

Как было упомянуто выше, в соответствие с [8], такие параметры ГЦС, как температура извлекаемого теплоносителя, вырабатываемые тепловая и электрическая мощности являются наиболее важными показателями работы ГЦС. В настоящей работе эффективность извлечения тепловой энергии по технологии ГЦС оценивалась по трем показателям системы: мощность, энергоэффективность и импеданс резервуара. Расчет данных характеристик системы выполнен по формулам приведенным в работе [9].

Влияние расположения забоев скважин и расстояния

между ними на технические характеристики ГЦС

На рис. 6 показано изменение электрической мощности ГЦС, рассчитанной в соответствии с формулой (2), для вышеуказанных отобранных моделей. Из графиков видно, при вариантах Н2=800 м, L=400 м ГЦС имеет высокий начальный показатель, что соответствует начальному надкритическому состоянию флюида в момент времени t=0 лет. Во время начала эксплуатации мощность системы мгновенно снижается (аналогично температуре см. рис. 4, 5) до значения 7,3 МВт, которое целесообразно принять за максимальное значение мощности системы, при указанных вариантах расположения забоев скважин. Далее, при Н2=800 м, в течение последующих 25 лет эксплуатации мощность системы линейно снижается почти на 20% и принимает практически стабильное значение 6 МВт до конца срока эксплуатации. В случае L=400 м следует стремительное снижение параметра на 40% к 7 годам эксплуатации, затем периоды роста до максимального значения 5,8 МВт и падения до предшествующего уровня.

При варианте Н1=300 м система имеет более низкую начальную мощность равную 5,5 МВт. В течение периода эксплуатации 0-25 лет происходит незначительный прирост мощности на 5%, далее линейное снижение до 5,3 МВт. Таким образом, данный вари-

244

10 йг

9

4 -|--------

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

Рис.6. Динамика мощности ГЦС при различном расположении забоев скважин

ант демонстрирует наиболее стабильное значение вырабатываемой электрической мощности.

В работе [11] утверждается, что коммерческим требованием для двухскважинной системы является выработка 3,5 МВт электрической энергии при расходе теплоносителя 50 кг/с. Таким образом, в данной работе результаты полученные по всем трем моделям уверенно удовлетворяют вышеуказанным требованиям, даже имея меньший расход. Однако перепады мощности в процессе эксплуатации ГеоЭС являются неблагоприятным условием. Следовательно, в соответствие с данным критерием вариант Н1=300 м является наиболее приемлемым.

На рис. 7 показано изменение импеданса резервуара. Из рисунка видно, что при вариантах Н1=300 м и L=400 м система имеет наибольшие значения импеданса на протяжении всего периода эксплуатации. В работе [6] утверждается, что для успешного функционирования коммерческого проекта ГЦС значение импеданса резервуара не должно превышать 0,1 МПа/(кг/с), тогда как авторами [11] данное значение увеличено до 0,2 МПа/(кг/с). Из приведенного следует, что вышеуказанные 2 модели ГЦС не соответствуют данным значениям. Наиболее приемлемым по данному критерию эффективности работы является вариант Н2=800 м, имеющий максимальное значение 0,3 МПа/(кг/с), что в 1,5 раза выше значения предложенного в работе [11].

245

0,9

о ш--------

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

Рис. 7. Изменение импеданса резервуара в ходе эксплуатации при различном расположении забоев скважин

На рис. 8 показана динамика энергоэффективности системы. В целом характер изменения энергоэффективности соответствует динамике импеданса резервуара (рис. 7). Интенсивный спад энергоэффективности при всех принятых вариантах расположения забоев происходит в течение первых 5-7 лет эксплуатации. Наиболее стабильный и высокий показатель имеет вариант Н1=300 м со значением 37-18 в течение 40 лет эксплуатации. Вариант Н2=800 м характеризуется меньшей стабильностью, имея спад со значения 26 до 15, затем повышаясь до 19 при минимальном значении импеданса. Самой низкой энергоэффективностью обладает система при L=400 м. Снижение параметра с 26 до 8 приходится на первые 7 лет эксплуатации, затем возрастая до конечного значения 15.

В работе [10] показано, что идеальная энергоэффективность двух-скважинной системы находится в пределах 30,6~10,8, что говорит о приемлемых результатах моделирования выполненных в настоящей работе при всех вариантах расположения забоев скважин.

Влияние проницаемости продуктивной зоны

на технические характеристики ГЦС

По результатам расчетов были установлены следующие выводы.

При Н1=300 м, в случае увеличения проницаемости ПЗ система имеет незначительно больший прирост мощности (в пределах 0,3 МВт) после 10-го года эксплуатации, а также равные значения при t=0 и t=40 лет. При Н2=800 м система имеет более высокие

246

Рис. 8. Динамика энергоэффективности ГЦС при различном расположении забоев скважин

значения мощности (до 15%) в период эксплуатации 0-30 лет, однако незначительно меньшее значение на конец срока эксплуатации. В случае горизонтального расположения забоев скважин (модели группы Ь) рациональнее использование схемы с большим удалением забоев ^=600 м). В данном варианте система имеет практически установившееся значение 5,7 МВт после 10 лет эксплуатации. При L=400 м влияние повышенной проницаемости на значительное увеличение мощности происходит в периоде 0-25 лет, в оставшийся период значение соответствует варианту при к=6 мД.

Увеличенние проницаемости ПЗ оказывает существенное влияние на импеданс резервуара. При всех вариантах расположения забоев скважин импеданс снижается более чем в 1,5 раза, характер изменения остается схожим. В вариантах L большая удаленность забоев скважин приводит к увеличению импеданса. Наименьшее значение импеданса, соответствующее коммерческому стандарту указанному в работе [11], имеет вариант Н2=800 м.

Во всех вариантах расположения забоев скважин при увеличении проницаемости ПЗ показатель энергоэффективности увеличивается почти в 2 раза. Наибольшее значение (62~30) система имеет при Н1=300 м. В случае Н2=800 м энергоэффективность принимает значение равное варианту Н1=300 м после 15 лет эксплуатации, в общем имея показатель 46~30. Наименьшие, но значительно более высокие значения, в сравнении с к=6 мД, наблюдаются в вариантах Ь. В данных случаях значение находится в пределах 50~16.

247

Обсуждение полученных результатов

По результатам моделирования рассчитаны основные технические характеристики принятых моделей ГЦС. Установлено, что все из выбранных для анализа моделей способны вырабатывать мощность, отвечающую коммерческим требованиям, указанным в работе [11]. Самым низким показателем эффективности теплоотбора обладает схема с горизонтальной удаленностью забоев скважин, т.к. имеет самые низкие и нестабильные значения мощности и энергоэффективности, а также максимальные значения импеданса. Наиболее стабильное значение мощности система вырабатывает при расположении забоя нагнетательной скважины над забоем добычной, имея весьма приближенные к коммерческому стандарту показатели импеданса резервуара. При обратном расположении забоев скважин возможно получение максимальной мощности при условии значительной удаленности между забоями. Главной отличительной особенностью данной схемы является малое значение импеданса, что является важным условием в процессе эксплуатации резервуара. Помимо того, что при большом значении импеданса требуются значительные энергозатраты для поддержания циркуляции жидкости в резервуаре, циркуляция при давлении превышающем гидростатическое давление в породах приведет к огромным потерям жидкости. Данные потери связаны с возможностью проникновения жидкости в структуру породы [12].

Весьма важной характеристикой резервуара является проницаемость. При увеличении проницаемости до определенного рационального значения возможно существенное снижение потребления энергии насосным оборудованием, в связи с чем, энергоэффективность системы может быть значительно увеличена.

Таким образом, по результатам моделирования можно сделать следующие выводы:

1. Эффективность теплоотбора существенным образом зависит от схемы расположения забоев скважин.

2. В зависимости от принятой схемы расположения забоев скважин и от проницаемости продуктивной зоны необходима различная удаленность забоев друг от друга.

3. В работе показано, что при заданных условиях геотермальная циркуляционная система способна функционировать в течение 40 лет с техническими характеристиками соответствующими коммерческим требованиям.

248

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

2. ДядькинЮ.Д. Разработка геотермальных месторождений. — М.: Недра, 1989. — 228 с.

3. Дядькин Ю.Д., Геншер С.Г., Смирнова Н.Н. Геотермальная теплофизика. — СПб.: Наука, 1993. — 255 с.

4. Щербань А.Н., Цырульников А.С., Мерзляков Э.И., Рыженко И.А. Системы извлечения тепла земной коры и методы их расчета. — Киев: Наукова думка, 1986. — 236 с.

5. Sanyal S.K., Butler S.J. An апа^Б of power generation prospects from enhanced geothermal systems // Geothermal Resources Council Transactions. — 2005. — Vol. 29.

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

7. Hayba D.O., Ingebritsen S.E. The computer model Hydrotherm, a threedimensional 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.

8. Sanyal SK, Butler SJ. An analysis of power generation prospects from enhanced geothermal systems. In: Proceedings of world geothermal congress 2005, Antalya, Turkey. 2005.

9. Павлов К.А. Численное моделирование работы геотермальной циркуляционной системы в надкритических начальных условиях с целью оценки возможности выработки электрической энергии // ГИАБ. ОВ 2 «Камчатка» (специальный выпуск). — 2014. — C. 214-233.

10. Zeng YC, 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. — 56. — P. 92-107.

11. 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. — 2010. — 13. — Р. 395-418.

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

КОРОТКО ОБ АВТОРЕ -

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

Научно-исследовательский геотехнологический центр Дальневосточного отделения Российской Академии Наук

249

UDC 536.246+550.367+621.311.25

ESTIMATION OF EFFICIENCY OF THERMAL ENERGY

EXTRACTION OF MAGMA-GEOTHERMAL SYSTEMS

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

Research Geotechnological Center, Far Eastern Branch of Russian Academy of

Sciences

The aim of this work is to study the potential of thermal energy extraction of magma-geothermal system containing a fluid of a supercritical condition. Heat extraction is carried out by the technology of geothermal circulating system of the type «doublet» consisting of the injection and production wells. The bottom-hole locations as well as well rates and productive zone permeability were varied to study the effectiveness of the geothermal circulating system work. All experiments were carried out by a numerical simulation on basis of HYDROTHERM program intended for three-dimensional simulation of multiphase flow of water and heat in permeable media.

Key words: Geothermal circulating system, relative height of borehole bottom, bottom hole spacing, 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. Dydkin Yu.D. Razrabotka geotermalnykh mestorogdeniy (Development of geothermal fields), M.: Nedra, 1989, 228 p.

3. Dydkin Yu.D., Gendler S.G., Smirnova N.N. Geotermalnaya teplofizika (Geothermal physics), SPb.: Nauka, 1993, 255 p.

4. Sherban A.N., Tsirulnikov A.S., Merzlyakov E.I., Ryzhenko I.A. Sistemy iz-vlechenia tepla zemnoy kory i metody ih rasheta (System of earth heat mining and methods of calculation ), Kiev: Naukova dumka, 1986, 236 p.

5. Sanyal S.K., Butler S.J. An analysis of power generation prospects from enhanced geothermal systems, Geothermal Resources Council Transactions, 2005, Vol. 29.

6. 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.

7. 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.

250

8. 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.

9. Pavlov K.A. GIAB, OV 2, «Kamchatka» (special issue), 2014, pp. 214-233.

10. 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, 56, pp. 92-107.

11. 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, 2010, 13, pp. 395-418.

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

251