ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТЕ-ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ BULLA-DENIZ
Аннотация
Геотермальная энергия - это тип тепловой энергии, которая хранится в земле, поэтому эта тепловая энергия огромна, чиста, обильна и надежна. Однако в настоящее время такое использование энергии ограничено только теми территориями, где геологические условия позволяют каким-либо веществам, переносящим тепло (горячая вода, пар и т. Д.), Переносить тепло от глубоких горизонтов к поверхности.
Проведенные авторами оценки доказывают преимущества системы CPG (CO2-Plume Geothermal), использующей CO2 в качестве рабочего агента, по сравнению с системой EGS (Enhanced Geothermal Energy) CO2 и традиционной системой на водяной основе. Обосновывается, что тепло, отбираемое системой CPG, в 3 раза больше, чем системой на водяной основе.
Недра Азербайджана обладают существенно высоким геотермальным потенциалом для выработки электроэнергии, примерно 6000 МВт. Не является исключением и Южно-Каспийский Бассейн (ЮКБ), который в целом хотя и имеет низкий геотермический градиент, всего 1,50 ° C на 100 м, однако на нефтегазовом месторождении Булла-Дениз температура недр на глубине примерно 6 км достигает 120125° C. Поэтому, независимо от глубины, температурные условия здесь являются лучшими для CPG метода.
Принимая во внимание особенности геологического строения и геотермальной среды недр вышеописанного месторождения, проведена оценка потенциальной геотермальной энергии на тонну секвестрированного СО2 в системе CPG для реального геологического разреза. В частности, в данной статье описывается численное моделирование энергетического потенциала месторождения Булла-Дениз с использованием CO2 в качестве рабочего агента для производства тепловой энергии. Сравнение трех разных случаев с разным соотношением задействованных параметров, и полученные результаты показывают, что ожидаемый доход для каждого случая, достаточно реален при внедрении технологии SSC (сверхнасыщенный диоксид углерода).
Возможные спорные факторы оценивались с использованием анализа древа решений, согласно которому последствия и риски для всех случаев производства геотермальной энергии попадают в диапазон объема инвестиций в месторождение Булла-Дениз.
Литература
Brown, D. 2000. A hot dry rock geothermal energy concept utilizing supercritical CO2 instead of water. Proceedings, (ss. 233-238)
Buryakovsky L.A., Chilingar G.V., Aminzadeh F., 2001. Petroleum Geology of South Caspian Basin. ISBN 0-88415-342-8, Pages 106-112.
Ghanbari E., 2000. Classification and assessment of geothermal resources in Azerbaijan-Iran. Worm Renewable Energy Congress VI (WREC2000).
Linda S. Smith-Rouch, 2006. Oligocene–Miocene Maykop/Diatom Total Petroleum System of the South Caspian Basin Province, Azerbaijan, Iran, and Turkmenistan. Bulletin 2201–I U.S. Department of the Interior U.S. Geological Survey
Randolph, J., & Saar, M. 2011. Coupling carbon dioxide sequestration with geothermal energy capture in naturally permeable, porous geologic formations: Implications for CO2-sequestration. Energy Procedia, 4, 2206-2213.
Pruess K. 2005. ECO2N: A TOUGH2 fluid property module for mixtures of water, NaCl, and CO2, Lawrence Berkeley National Laboratory LBNL-57952; 2005.
Pruess K. 2004. The TOUGH codes — A family of simulation tools for multiphase flow and transport processes in permeable media. Vadose Zone J. 3: p. 738–746.
Pruess K. 2006. Enhanced geothermal systems (EGS) using CO2 as working fluid – a novel approach for generating renewable energy with simultaneous sequestration of carbon. Geothermics; 35: p. 351–367.
SOUTH-CASPIAN BASIN, 2004: Geology, geophysics, oil and gas content. Baku, “Nafta-Press”, 333 p.
CC BY-ND
Эта лицензия позволяет свободно распространять произведение, как на коммерческой, так некоммерческой основе, при этом работа должна оставаться неизменной и обязательно должно указываться авторство.
