Ein verbessertes geothermisches System nutzt Öl- und Gastechnologie, um kohlenstoffarme Energie abzubauen. Teil 2.

Das US-Energieministerium (DOE) hat ein Projekt namens FORGE finanziert, bei dem heißes Granitgestein mithilfe der besten Öl- und Gastechnologie gebohrt und gefrackt wird. Ein übergeordnetes Ziel besteht darin, herauszufinden, ob Wasser, das aus einem Brunnen gepumpt wird, durch den Granit zirkulieren und erhitzt werden kann, bevor es in einen zweiten Brunnen gepumpt wird, um Turbinen anzutreiben, die Strom erzeugen.

John McLennan vom Department of Chemical Engineering der University of Utah ist der Co-Hauptforscher für dieses DOE-Projekt. Eine Webinar-Präsentation zu diesem Thema wurde am 6. April 2022 von NSI gesponsert: FRontier Observatory for Research in Geothermal Energy (FORGE): Ein Update und ein Ausblick

Teil 1 befasste sich mit diesen Fragen an John McLennan:

Q1. Können Sie einen kurzen Überblick über die Geschichte der Geothermie geben?

Q2. Was sind verbesserte Geothermiesysteme und wo wird Fracking eingesetzt?

Q3. Erzählen Sie uns vom Standort des FORGE-Projekts in Utah und warum er ausgewählt wurde.

Dieser Artikel ist Teil 2, der sich mit drei weiteren Fragen befasst:

Q4. Was ist das grundlegende Design der Injektions- und Produktionsbohrungen?

Bisher wurden sechs Brunnen gebohrt. Bei fünf dieser Bohrungen handelt es sich um vertikal gebohrte Überwachungsbohrungen, was der Strategie entspricht, ein Feldlabor zu sein. Glasfaserkabel und Geophone in den Überwachungsbohrungen können das chronologische Wachstum hydraulischer Brüche abbilden, die eine bereits gebohrte Injektionsbohrung mit einer bevorstehenden Produktionsbohrung verbinden.

Die Injektionsbohrung wurde bis zu einer gemessenen Tiefe von 10,987 Fuß (eine tatsächliche vertikale Tiefe von 8520 Fuß ± unter der Erdoberfläche) gebohrt. Dies erforderte das Bohren in vertikaler Richtung und den anschließenden Bau eines gekrümmten Abschnitts mit einer Bohrung von 5°/100 Fuß und schließlich die Aufrechterhaltung eines seitlichen Abschnitts mit einem Winkel von 65° zur Vertikalen für etwa 4,300 Fuß in einem Azimut knapp südlich von Ost (N105E). Diese Richtung begünstigt, dass nachfolgende hydraulische Brüche orthogonal zum Bohrloch verlaufen.

Nach dem Bohren wurden alle bis auf die untersten 200 Fuß des Bohrlochs verrohrt (eine 7-Zoll-Verrohrung mit größerem Durchmesser wurde verwendet, um erhebliche Wassermengen mit begrenzter Reibung und parasitären Pumpverlusten zu bewegen) und an der Oberfläche zementiert (um den Ringraum hydraulisch zu isolieren). .

F5. Können Sie die drei Frac-Behandlungen im Injektionsbrunnen und ihre Ergebnisse zusammenfassen?

Im April 2022 wurden drei hydraulische Brüche in der Nähe der unteren Extremitäten (der Spitze) des Injektionsbohrlochs gepumpt. Geophone in drei Bohrlöchern, Oberflächeninstrumente und faseroptische Sensoren im Bohrloch ermöglichen einen Blick auf die sich während des Pumpens entwickelnden Bruchgeometrien. Basierend auf der Interpretation dieser Bruchgeometrien wird die Produktionsbohrung als nächstes gebohrt, um diese Mikroseismizitätswolken zu durchschneiden.

Drei Bruchstufen wurden nacheinander gepumpt. Die erste zielte auf die gesamte Länge des Bohrlochs ab (die unteren 200 Fuß, die nicht verrohrt waren). Bei dieser Behandlung handelte es sich um Slickwater (reibungsreduziertes Wasser). 4,261 bbl (~179,000 Gallonen) wurden mit Geschwindigkeiten von bis zu 50 bpm (2100 gpm) gepumpt. Nach einer kurzen Schließung wurde das Bohrloch bei Temperaturen von etwa 220 °F zurückgeströmt.

Der nächste Schritt bestand darin, Slickwater mit Geschwindigkeiten von bis zu 35 Schlägen pro Minute durch einen 20 Fuß langen Abschnitt der Verrohrung zu pumpen, der mit 120 Hohlladungen perforiert worden war, um durch die Verrohrung und die Zementhülle Zugang zur Formation zu ermöglichen. 2,777 Barrel Slickwater wurden gepumpt; und dann floss der Brunnen zurück.

In der letzten Phase wurden 3,016 Barrel vernetzte (viskosisierte) Flüssigkeit mit einer Geschwindigkeit von bis zu 35 Schlägen pro Minute durch das perforierte Gehäuse gepumpt. Mikroproppant wurde gepumpt. Zukünftig werden Bewertungen durchgeführt, um die Notwendigkeit und Durchführbarkeit der Abstützung von Brüchen zu beurteilen, um die Leitfähigkeit der entstandenen Brüche sicherzustellen.

Die vorläufige Verarbeitung der dritten Stufe deutet auf ein pseudoradiales Bruchwachstum um die Bohrung in der Mitte hin. Dies begünstigt einen Abstand zwischen dem vorhandenen Injektor und dem zukünftigen Erzeuger in der Größenordnung von 300 Fuß. Ein kommerzielles Szenario erfordert möglicherweise einen größeren Abstand als diesen; Dieses experimentelle Programm muss jedoch zunächst die Fähigkeit nachweisen, zwei benachbarte Bohrlöcher mittels hydraulischer Frakturierung zu verbinden.

F6. Welches Potenzial besteht für eine kommerzielle Anwendung?

In einem kommerziellen Umfeld würde eine Vielzahl hydraulischer Brüche geschaffen, um Bohrlöcher miteinander zu verbinden. Im FORGE-Feldlabor wird die Länge des Seitenteils der Erprobung neuer Technologien gewidmet sein. Dazu gehören Methoden zur Bestimmung der Lagerstätteneigenschaften, hydraulische Frakturierungs- und Perforationstechniken, Konformität – nominell gleicher Fluss durch jede hydraulische Fraktur, sowie die Eigenschaften der Zirkulation durch diese Frakturnetzwerke und die Geschwindigkeit, mit der thermische Erschöpfung auftritt. Forschungsverträge werden an andere Parteien (Universitäten, nationale Labore, Industrieunternehmen) vergeben, um diese Technologien zu entwickeln und bei FORGE zu testen.

In einer kommerziellen EGS-Umgebung würde kaltes Wasser eingespritzt und durch die Reihe hydraulisch erzeugter Brüche strömen und dabei Wärme aufnehmen. Das heiße Wasser würde durch die Produktionsbohrung an die Oberfläche gelangen. An der Oberfläche würde standardmäßige geothermische Technologie zur Stromerzeugung eingesetzt werden (eine ORC-Anlage (Organic Rankine Cycle), bei der ein sekundäres organisches Arbeitsmedium verwendet wird, das zu Dampf verdampft, um eine Turbine/einen Generator anzutreiben; oder direkte Verdampfung). Das erzeugte Wasser wird nach Wärmeentnahme im Kreislauf geführt.

Der FORGE-Standort wird kein Stromerzeuger sein. Es soll dazu dienen, Technologien zu testen und zu entwickeln, die die Kommerzialisierung dieser Art der Geothermie vorantreiben. Im Mittelpunkt des Erfolgs steht die Technologieentwicklung. Durch die Förderung des Einsatzes polykristalliner Diamant-Kompaktbohrkronen (PDC) wurden bereits erhebliche Fortschritte erzielt, die eine dramatische Steigerung der Eindringgeschwindigkeiten ermöglichen. Auswertungsprotokolle von Untergrundmessungen und Schulungen des gesamten Personals der Bohranlage haben die Bohrökonomie dieses Geothermieprojekts verbessert.

Es scheint, dass Hydraulic Fracturing effektiv durchgeführt werden kann – der wahre Test liegt jedoch in der Zirkulationseffizienz und der Wärmerückgewinnung nach dem Bohren der Produktionsbohrung.

Der Erfolg von EGS kann hier woanders angewendet werden. Erwägen Sie den Einsatz von Hydraulic Fracturing für hybride EGS-Anwendungen, bei denen herkömmliche Anwendungen auf das geothermische Äquivalent eines Trockenlochs gestoßen sind – natürliche Brüche wurden beim Bohren nicht festgestellt, konnten aber durch Frakturierung durchschnitten werden.

Erfolg bei FORGE bedeutet, Technologien zu testen, die sonst nicht in Betracht gezogen würden, tragfähige Technologien an die Privatindustrie weiterzugeben und die Entwicklung der Geothermie insgesamt zu fördern.