Стаття

Дослідження впливу технологічних чинників на період вилучення геотермальної енергії

Олександр Кондрат, Олександр Шишкін
Анотація

Охарактеризовано основні методи вилучення геотермальної енергії. Враховуючи значну кількість виснажених родовищ природних вуглеводнів, питання повторного використання раніше пробурених свердловин набуває все більш актуального значення. Проаналізовано приклади впровадження технологій вилучення геотермальної енергії на виснажених родовищах природних вуглеводнів. Показано, що основним ризиком та капіталовкладенням при впровадженні технологій вилучення геотермальної енергії є буріння нових свердловин. Практичний досвід реалізації технологій отримання геотермальної енергії показав, що приблизно 25 ГВт-год електроенергії можна виробляти з однієї свердловини встановленою потужністю 500 кВт протягом 10 років. Для оцінки впливу технологічних чинників, а саме, впливу дебіту нагнітання/видобування; відстані між нагнітальною та видобувними свердловинами; температури води, що нагнітається на період вилучення геотермальної енергії, використано програмні комплекси Petrel та Eclipse. Дослідження проведено з використанням синтетичної моделі водоносного пласта. Проаналізовано результати досліджень впливу досліджуваних параметрів на період вироблення геотермальної енергії, які оцінено шляхом визначення температури води, що видобувається, від досліджуваного параметру. Встановлено, що із збільшенням дебіту нагнітання/видобування період вилучення геотермальної енергії зменшується. Також встановлено, що із збільшенням відстані між нагнітальною та видобувними свердловинами період вилучення геотермальної енергії збільшується. Збільшення температури води, що нагнітається, забезпечує зростання періоду вилучення геотермальної енергії. Дослідження впливу різних технологічних чинників на ефективність вилучення геотермальної енергії дає можливість оптимізувати процеси, що забезпечують отримання такого виду енергії

Завантажити статтю

Отримано 22.05.2023

Доопрацьовано 29.11.2023

Прийнято 30.12.2023

https://doi.org/10.69628/pdogf/4.2023.44
Сторінки 44-49

ЦИТУВАТИ

Kondrat, O., & Shyshkin, O. (2023). Study of the influence of technological factors on the period of geothermal energy extraction. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 23(4), 44-49. https://doi.org/10.69628/pdogf/4.2023.44

Використані джерела

  1. Abuaisha, M.S. (2014). Enhanced geothermal systems: Permeability enhancement through hydraulic fracturing in a poro-thermoelastic framework (Doctoral dissertation, University of Grenoble, Grenoble, France).
  2. Alimonti, C., Falcone, G., & Liu, X. (2014). Potential for harnessing the heat from a mature high-pressure–high-temperature oil field in Italy: Case study: The Villafortuna-Trecate oil field. In SPE Annual technical conference and exhibition, Amsterdam, article number SPE-170857-MS. doi: 10.2118/170857-MS.
  3. Alimonti, C., & Soldo, E. (2016). Study of geothermal power generation from a very deep oil well with a wellbore heat exchanger. Renewable Energy, 86, 292-301. doi: 10.1016/j.renene.2015.08.031.
  4. Caulk, R. A., & Tomac, I. (2017). Reuse of abandoned oil and gas wells for geothermal energy production. Renewable Energy, 112, 388-397. doi: 10.1016/j.renene.2017.05.042.
  5. Karvounis, D.C. (2013). Simulations of enhanced geothermal systems with an adaptive hierarchical fracture representation (Doctoral thesis, ETH Zurich, Switzerland).
  6. Kurnia, J.C., Shatri, M.S., Putra, Z.A., Zaini, J., Caesarendra, W., & Sasmito, A.P. (2021). Geothermal energy extraction using abandoned oil and gas wells: Techno‑economic and policy review. International Journal of Energy Research, 46(1), 28-60. doi: 10.1002/er.6386.
  7. Le Lous, M., Larroque, F., Dupuy, A., & Moignard, A. (2015). Thermal performance of a deep borehole heat exchanger: Insights from a synthetic coupled heat and flow model. Geothermics, 57, 157-172. doi: 10.1016/j.geothermics.2015.06.014.
  8. Liu, X., Falcone, G., & Alimonti, C. (2018). A systematic study of harnessing low‑temperature geothermal energy from oil and gas reservoirs. Energy, 142, 346-355. doi: 10.1016/j.energy.2017.10.058.
  9. Mehmood, A., Yao, J., Fan, D., Bongole, K., Liu, J., & Zhang, X. (2019). Potential for heat production by retrofitting abandoned gas wells into geothermal wells. PLoS ONE, 14(8), article number e0220128. doi: 10.1371/journal.pone.0220128.
  10. Tóth, A.N., Szűcs, P., Pap, J., Nyikos, A., & Fenerty, D.K. (2018). Converting abandoned Hungarian oil and gas wells into geothermal sources. In Proceedings of the 43rd workshop on geothermal reservoir engineering (SGP-TR-213). California: Stanford University, Stanford.
  11. Ziabakhsh-Ganji, Z., Nick, H.M., & Bruhn, D.F. (2019). Investigation of the synergy potential of oil and geothermal energy from a fluvial oil reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering, 181, 106-195. doi: 10.1016/j.petrol.2019.106195.