А.Б.Алхасов-Возобновляемые-источники-энергии-Москва-2016

пробивают отверстия в обсадной колонне, цементном кольце и в горной породе. Глубина пробития отверстия в горной породе достигает до 100 мм. Плотность перфорации 8—12 отверстий на метр, диаметр канала, пробиваемого в обсадной колонне составляет примерно 14 мм.

1.6.7. Горизонтальная скважина

Улучшения технико-экономических показателей геотермального производства можно достичь при получении больших дебитов единичных скважин. Одним из путей интенсификации добычи термальной воды является создание дополнительных каналов в пласте для значительного увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования. Это достигается созданием горизонтального ствола, который расходится на сотни метров в пласте. Такое вскрытие продуктивного пласта позволяет в десятки раз увеличить полезную протяженность ствола в пласте и многократно повысить производительность скважины.

В настоящее время накоплен большой опыт бурения горизонтальных скважин при добыче нефти. За счет продольного вскрытия пласта повышается гидродинамическое совершенство скважины. Практика эксплуатации горизонтальных скважин показывает, что производительность их в десятки раз выше производительности обычных вертикальных скважин. Бурение горизонтальных скважин характеризуется замедлением темпа углубления ствола и удорожанием работ. Опыт бурения показывает, что стоимость 1 м прохода горизонтального ствола примерно на 20—40 % выше стоимости бурения 1 м обычных скважин. Вследствие увеличения протяженности скважины за счет удлинения ствола в продуктивном пласте, роста накладываемых на технологию бурения скважин ограничений, а также усложнения буровых и геофизических работ стоимость и продолжительность бурения горизонтальных скважин выше, чем у обычных скважин. Однако ввиду значительного увеличения производительности скважин, бурение горизонтальных скважин экономически выгодно с точки зрения конечной цели строительства скважин. Экономическая эффективность при горизонтальном вскрытии продуктивных пластов достигается в результате получения заданного уровня добычи при значительно меньшем числе скважин. Сопоставление динамики изменения стоимости скважин с динамикой роста их дебита показывает, что производительность горизонтальных скважин возрастает более интенсивно, чем их стоимость.

На рис. 1.18 приведена технологическая схема горизонтальной скважины.

Основными параметрами, влияющими на стоимость горизонтальной скважины, являются ее диаметр и протяженность горизонтального ствола в продуктивном пласте. С увеличением длины горизон-

101

H

a

Рис. 1.18. Технологическая схема горизонтальной скважины:

Н — глубина, м; а — протяженность горизонтального ствола

тального ствола увеличивается зона дренирования и дебит скважины, что приводит к необходимости увеличения диаметра скважины для пропуска такого дебита. Увеличение диаметра приводит к резкому возрастанию капитальных затрат на строительство скважины. В этих условиях возникает задача определения оптимальных значений диаметра скважины и длины горизонтального ствола.

Наиболее реальными являются длины горизонтальных стволов до 500 м, более протяженные стволы трудно реализовать из-за сложностей технико-технологического характера.

1.6.8. Геотермальная циркуляционная система

Главными причинами низких темпов освоения выявленных геотермальных ресурсов являются применение фонтанного способа эксплуатации, который используют лишь в небольшом числе случаев, и проблема экологически безопасного сброса отработанных минерализованных вод. В настоящее время используют только месторождения пресных и слабоминерализованных термальных вод, составляющих несравнимо малую часть разведанных их общих запасов. Кроме того, из-за повышенных экологических требований, простаивает значительное количество готовых к эксплуатации скважин с высокоминерализованными термальными водами. Дальнейшее освоение геотермальной энергии связано с использованием технологий геотермальных циркуляционных систем, позволяющих интенсифицировать процесс добычи, повысить степень извлечения из недр тепловых ресурсов, а также решить проблему экологически безопасного сброса отработанных теплоносителей.

102

Рис. 1.19. Геотермальная циркуляционная система:

1 — добычная скважина; 2 — нагнетательная скважина; 3 — потребитель тепла; 4 — нагнетательный насос; 5 — эксплуатируемый термоводоносный горизонт

На рис. 1.19 приведена принципиальная технологическая схема геотермальной циркуляционной системы.

Циркуляционные системы предполагают извлечение термальной воды на поверхность, отбор тепла из нее и обратную закачку воды в пласт. Циркуляция теплоносителя происходит по контуру «добычная скважина — коммуникации потребителя тепла — насос — нагнетательная скважина — пласт — добычная скважина». Такой метод резко повышает потенциальную роль ресурсов глубинного тепла Земли в топливно-энергетическом балансе, так как извлекается практически все тепло подземных вод, а также часть тепла водовмещающих горных пород. Кроме того, циркуляционный метод позволяет получить дополнительный технико-экономический эффект за счет поддержания давлений в пластах, в результате чего может быть существенно увеличена производительность скважин при обеспечении длительного их фонтанирования. Экономический потенциал геотермальных ресурсов России при традиционной фонтанной эксплуатации составляет 50,1 млн т у.т/год, а при ГЦС-технологии их извлечения — 114,9 млн т у.т/год.

Негативной стороной ГЦС является ее высокая капитало- и энергоемкость, обусловленная необходимостью бурения дорогостоящих нагнетательных скважин, их невысокой приемистостью, ухудшением этого параметра во времени и большими энергозатратами на закачку воды. Обратная закачка термальной воды в пласт с поддержанием пластового давления в 2—3 раза дороже фонтанной эксплуатации. Кроме того, закачка отработанных вод приводит к постепенному охлаждению пласта и снижению со временем теплового потенциала термальной воды. Время эксплуатации ГЦС состоит из двух фаз, различающихся характером изменения температуры теплоносителя на

103

выходе из коллектора. В первой фазе работы температура на выходе из подземного коллектора равна температуре пород, через которую движется теплоноситель. Вторая фаза начинается с момента снижения температуры теплоносителя относительно начальной температуры пород и оканчивается временем, по истечении которого температура теплоносителя на выходе из коллектора становится близкой температуре закачиваемого в нагнетательную скважину теплоносителя. Поэтому расстояние между добычной и нагнетательной скважинами определяется на основе теплофизических расчетов нестационарных процессов охлаждения пласта по заданной температуре теплоносителя на конец расчетного времени.

В течение ряда лет в режиме ГЦС эксплуатировалось Ханкальское месторождение термальных вод в пригороде г. Грозного. Термальные воды этого месторождения использовались для отопления тепличнопарникового хозяйства комбината «Тепличный». Ежесуточно закачи-

вались через сеть нагнетательных скважин до 5000 м3 отработанной термальной воды, что привело к увеличению отбора термальных вод более чем вдвое. Опыт непрерывной эксплуатации (1981—1990 гг.) показал надежную работу и экономическую эффективность ГЦС при закачке слабоминерализованных вод в высокопроницаемые горизонты. В последние годы в режиме ГЦС эксплуатируются Тернаирское и Кизлярское месторождения термальных вод в Дагестане.

Основным недостатком ГЦС является принудительный характер закачки. Это связано с большими капитальными вложениями и эксплуатационными затратами насосных станций, хозяйства водоподготовки, коммунальных объектов, обусловленных наличием обслуживающего персонала. При современном состоянии вопроса борьбы с коррозией и солеотложениями, эксплуатация такого сложного хозяйства как насосная станция затруднена.

Давление нагнетания p в циркуляционном контуре ГЦС опреде-

где pн, pд, pн.к — соответственно гидравлические потери давления в нагнетательной и добычной скважинах и наземных коммуникациях, Па; pф — фильтрационные потери давления в пласте, Па; ρд,

ρн — соответственно плотность термальной воды в добычной и нагнетательной скважинах, кг/м3; Н — глубина скважины, м; g —

ускорение свободного падения, м/с2.

104

Гидравлические и фильтрационные потери давления определяются по формулам

где G — дебит циркуляционной системы, кг/с; λн, λд — коэффици-

енты гидравлических потерь для нагнетательной и добычной скважин; dд, dн — внутренние диаметры добычной и нагнетательной

скважин, м; H — глубина скважин, м; L = 2R; R — расстояние между нагнетательной и добычной скважинами), м; μ — динамическая вяз-

кость закачиваемой воды, Па æс; k — проницаемость пласта, м2; h — мощность пласта, м.

Расстояние между нагнетательной и добычной скважинами определяется по формуле

где τ — время эксплуатации скважин, с; C0 — теплоемкость пласта, кДж/кгæК; Cв — теплоемкость воды в пласте.

Существенным недостатком ГЦС является низкая приемистость нагнетательной скважины, как правило, еще больше снижающаяся по мере эксплуатации системы. Поэтому необходимо использовать методы искусственного увеличения гидродинамических характеристик пласта (гидравлический разрыв пласта, кислотную обработку призабойной зоны и т.п.).

1.6.9. Геотермальные циркуляционные системы

степлообменными аппаратами в скважинах

Внастоящее время в системах геотермального теплоснабжения используются главным образом слабоминерализованные термальные воды, не требующие, как правило, дополнительной водоподготовки и разработки специального оборудования. Однако запасы таких вод не велики и в ближайшее время могут оказаться близкими

кисчерпанию — во многих случаях наблюдается падение дебитов добычных скважин. Широкое использование среднепотенциальной геотермальной энергии, в первую очередь, связано с освоением

105

минерализованных геотермальных вод, составляющих большую часть существующих запасов. Однако содержание в них значительного количества растворенных солей и газов обусловливает их высокую коррозионную активность и склонность к солеотложению, вследствие чего одной из основных проблем при использовании вод такого качества является разработка методов борьбы с коррозией и солеотложением.

Для предотвращения коррозионного воздействия термальной минерализованной воды на отопительные системы применяют двухконтурные схемы теплоснабжения, где в первом контуре циркулирует термальная вода, а во втором — пресная водопроводная вода. Если применяют двухконтурную систему, то основным элементом является теплообменный аппарат, который изготовляют из легированных сталей и титана. Высокая стоимость таких металлов приводит к ухудшению технико-экономических показателей геотермальных систем теплоснабжения. Поэтому необходимо создание теплообменников на базе дешевых углеродистых сталей, способных противостоять коррозионному воздействию геотермальных рассолов, что возможно при защите металла коррозионно-стойкими покрытиями. Применение во вторичном контуре как кожухотрубных, так и пластинчатых теплообменников связано со значительными трудностями. Они часто выходят из строя из-за процессов коррозии и солеотложений.

Строительство новых геотермальных скважин с устройством теплообменников типа «труба в трубе» позволит решить проблемы, связанные с эксплуатацией обычных теплообменников.

Теплообменники типа «труба в трубе» проще в исполнении, надежны в эксплуатации, капитальные затраты, связанные с их производством, не превышают затрат по изготовлению кожухотрубных теплообменников. Для размещения внутрискважинного теплообменника скважину на глубину 150—200 м бурят с увеличенным диаметром и обсаживают колонной труб большого диаметра с последующей цементацией затрубного пространства. Далее скважину бурят с меньшим диаметром до подошвы эксплуатируемого водоносного пласта и также обсаживают соответствующей колонной труб от устья до забоя. В интервале с увеличенным диаметром спускают промежуточную колонну, не доходящую до подошвы теплообменника. Наружная колонна труб теплообменника одновременно выполняет функцию кондуктора, устанавливаемого для перекрытия неустойчивых верхних пород.

Технологическая схема добычи и утилизации теплового потенциала термальной воды, а также конструктивные особенности внутрискважинных теплообменников зависят от требований потребителя к температуре, качеству и количеству воды.

106

Рис. 1.20. Схема нагрева пресной воды теплообменниками типа «труба в трубе»:

1 — добычная скважина; 2 — нагнетательная скважина; 3 — нагнетательный насос; 4, 5 — внутрискважинные теплообменники; 6 — теплоизолированный бак-аккумулятор нагретой воды; 7 — сетевой насос; 8 — водоносный пласт

На рис. 1.20 приведена принципиальная технологическая схема геотермальной циркуляционной системы с внутрискважинными теплообменниками. Пресная вода температурой 5—10 °С направляется к теплообменнику, устроенному в верхней части нагнетательной скважины, где нагревается до температуры 30—35 °С за счет остаточного тепла отработанной термальной воды. Далее пресная вода подводится к теплообменнику в добычной скважине, где догревается до температуры 60—65 °С. Нагретая вода после теплообменника поступает в теплоизолированный бак-аккумулятор, откуда с помощью насоса направляется на горячее водоснабжение. Такую ГЦС успешно можно использовать и для предварительного подогрева подпиточной воды.

Приведенная технологическая схема позволит:

•решить проблему охраны окружающей среды, так как термальная вода после передачи тепла пресной воде закачивается обратно в эксплуатируемый водоносный горизонт;

•продлить срок эксплуатации скважин за счет поддержания пластового давления;

•отобрать дополнительную тепловую энергию за счет ее снятия со скелета горной породы.

1.6.10. Извлечение петрогеотермальной энергии

Несмотря на то, что бассейны геотермальных вод занимают довольно значительную часть суши, их энергетические ресурсы намного меньше ресурсов тепла сухих горных пород. Поэтому геотермальная энергетика должна быть основана на отыскании эконо-

107

мичных способов извлечения тепла непосредственно из горных пород, и в том числе на стимулировании малопродуктивных бассейнов геотермальных вод.

Согласно прогнозу, выполненному Лос-Аламосской лабораторией США, в топливно-энергетическом балансе произойдут принципиальные изменения. Уголь вытеснит нефть и газ, а затем, по мере истощения его запасов, на первое место выйдут гидротермальные ресурсы, которые в будущем уступят место петрогеотермальным.

Первые опыты извлечения тепла из массива горячих скальных пород (Нью-Мексико, США) были выполнены с помощью гидравлического разрыва, повлекшего за собой образования системы трещин. Циркуляционная система включала в себя нагнетательную скважину, по которой закачивалась холодная вода, и эксплуатационную, которая выводила нагревшийся в трещинах теплоноситель. Такой эксперимент проводился и в нашей стране — в г. Тырнауз (Кабардино-Бал- кария). Гидроразрыв гранитного массива при давлении нагнетания 60 МПа был осуществлен на глубине 3,7 км, где температура достигает 200 °С. Вскоре из-за аварии в скважине эксперимент прекратили.

Основной проблемой искусственных геотермальных систем с сухими породами является достаточно интенсивное извлечение тепла. Чтобы извлечение энергии из сухих горячих пород было экономически выгодным и происходило достаточно интенсивно, необходимо в породе создать большую площадь теплоотдачи, а также обеспечивать закачку, циркуляцию и извлечение теплоносителя. Для эффективного функционирования искусственной циркуляционной системы необходимо создать внутри горной породы трещины в которых в течение длительного периода времени нагревалась закачиваемая вода.

Одним из возможных способов образования каналов с низким сопротивлением движению флюида и большой площадью новых поверхностей является гидравлический разрыв массива. Его достоинства заключаются в сравнительно низкой стоимости и хорошо освоенной технологии.

На рис. 1.21 приведена принципиальная технологическая схема системы извлечения геотермальной энергии из сухих горных пород.

Гидравлическая связь в такой системе обеспечивается за счет сближения боковых ветвей скважин методом наклонно-направлен- ного бурения и последующим гидроразрывом на забоях скважин для образования соединительных зон дробления. Метод гидравлического разрыва хорошо известен из практики нефте- и газодобычи и используется для стимулирования добычи флюидов путем создания множества трещин в продуктивном горизонте, примыкающем к стволу скважины. Суть его состоит в том, что при закачивании в скважину воды под достаточно высоким давлением, превышающем горное дав-

108

3 4

5

Рис. 1.21. Технологическая схема извлечения тепла горных пород:

1 — добычная скважина; 2 — нагнетательная скважина; 3 — потребитель тепла; 4 — нагнетательный насос; 5 — трещины гидроразрыва

ление, вдоль нее образуются протяженные трещины. Гидравлическое давление будет действовать на породу, создавая в ней растягивающие напряжения, достаточные для образования трещин. Напряжение, требуемое для увеличения трещины, намного меньше напряжения, необходимого для ее образования. Поэтому, если вокруг скважины уже произошел разрыв, то нагнетание жидкости следует продолжать при пониженном давлении до тех пор, пока трещины не распространятся до требуемого радиуса. В зависимости от прочности пород для ее растрескивания давление на забое скважины должно 1,8—2,5 раза превышать гидростатическое давление. Например, для гидроразрыва пласта на глубине 2000 м необходимое забойное давление составит

360—500 кг/см2, для чего насосный агрегат на поверхности должен развивать давление в 160—300 кг/см2.

Для предотвращения смыкания трещин гидроразрыва при понижении давления во время эксплуатации применяется их крепление отсортированным кварцевым песком фракций 0,5—0,8 мм, который задавливается в трещины вязкой жидкостью. В карбонатных породах трещины обрабатывают соляной кислотой.

Циркуляция теплоносителя при извлечении тепла горных пород происходит по контуру «нагнетательная скважина — трещины гидроразрыва — добычная скважина — потребитель тепла — нагнетательный насос». Нагнетание холодной воды в горячий пласт и последующее ее нагревание в трещинах гидроразрыва будет сопровождаться

109

неравномерным термическим сжатием охлаждающихся пород. При определенных условиях это может вызвать дополнительное разрушение пород около трещин гидроразрыва, а постепенное распространение вторичных трещин на еще неохлажденные зоны массива будет расширять сферу активного извлечения тепла пород, что будет способствовать увеличению поверхности теплосъема и количества теплоты, которое передается жидкости, циркулирующей в системе трещин.

Гидравлический разрыв широко используется для стимулирования добычи нефти и газа. Трещины создаются в осадочных толщах из известняков и доломитов, обладающих существенной естественной проницаемостью. Механические свойства изверженных или метаморфических пород не сильно отличаются от свойств известняков и доломитов, а их низкая проницаемость приводит к снижению потерь продавливаемой жидкости, что должно способствовать созданию протяженных трещин.

Освоение технологии ГЦС с искусственными коллекторами открывает широкие возможности использования основной части огромных геотермальных ресурсов, что приведет к повышению экономической эффективности геотермальной энергетики. Важно отметить, что ГЦС можно создавать практически повсеместно. При этом устраняется один из таких основных факторов препятствующих использованию геотермальных теплоносителей, как несовпадение их месторождений и потребителей.

1.6.11. Геотермальные циркуляционные системы с наклонно направленными скважинами

Весьма перспективной является разработка месторождений геотермальными циркуляционными системами с наклонно направленными скважинами, которые разбуриваются с одной площади (рис. 1.22). Такие системы в течение долгого времени успешно эксплуатируются для теплоснабжения различных объектов в г. Мелуне, в 30 км севернее Парижа.

Наклонно направленное бурение обычно осуществляется при кустовом бурении с одной площади, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов. Минимальное количество скважин в кусте — две. Устья наклонных скважин при кустовом бурении группируются на близком расстоянии друг от друга с общей ограниченной площади, что очень важно для снижения размеров отчуждаемой территории. При кустовом бурении значительно сокращаются строительно-мон- тажные работы, уменьшается протяженность дорог, водоводов, линий электропередачи и упрощается обслуживание эксплуатируемых скважин. Наклонные скважины увеличивают поверхность дренажа продуктивного пласта, что приводит к значительному увеличению дебитов. В зависимости от гидрогеотермических условий

110