egs地下采热过程中的技术问题

egs地下采热过程中的技术问题

0egs建设和开发的关键步骤近年来，随着全球石化燃料储量的加速和开发利用，环境保护日益严重，绿色能源的发展呼声日益高涨。以开采和利用地下3~10km低渗透结晶质干热岩(HotDryRock,HDR)中热能为目标的增强型地热系统(EnhancedGeothermalSystem,EGS)正逐渐引起世界各国的广泛重视~。EGS借助人为措施(如水力致裂)在HDR内建立具有一定渗透性的人工热储,向其内灌注冷流体介质,置换其中的热能,然后将热流体开采出来用于地面发电。干热岩地热资源清洁且可再生,EGS发电能量转化率较高且可作为基础负荷长期连续稳定运行,欧美等国家自上世纪70年代就开始了干热岩热能利用技术研究,建造了多座实地电站,积累了大量理论和工程经验。其中德国Landau、美国DesertPeak2等EGS项目均已接近商业化,日本等国家甚至已开始试验使用超临界CO2作为采热工质来获得更好的综合效益。我国地热资源储量极为丰富,但因重视不够,长期以来地热发电发展缓慢,2010年,我国地热发电装机总量甚至不足美国的1%。我国3~10km干热岩中热能储量多于美国,但国内EGS在近几年才开始受到关注,技术和理论水平远落后于西方国家。干热岩热能开发和利用涉及到多个学科的众多技术领域,包括热能工程、石油工程、钻井工程、机械工程、化学工程、水文学、地质学、岩土力学等。对地下热储建设及热能开采所涉及的复杂物理化学过程认知有限,建设和采热过程中可能造成的地下水污染、诱发微地震等导致EGS商业化进程缓慢。在完成前期的资源勘探和电站选址后,EGS建设和开发至少需如下3个关键步骤:(1)确定井的位置并钻井;(2)利用水力激发等方式建立有效的人工热储(体积和展布面积足够大、渗透性和连通性足够好、裂隙比表面积大);(3)流体循环,以持续高效地采热,热流体用于地面发电。钻井技术的发展已基本可以满足EGS钻井任务要求,但钻井耗资巨大,约占整个电站投资总额的60%。钻井完成后的裂隙激发过程是EGS电站建设区别于常规水热型地热电站的主要工序。通过不同手段建立的人工热储内裂隙网络及其渗透率往往有很大差别。目前常用的增强地下岩石渗透性方法包括水力激发(hydraulicstimulation)、热力致裂(thermallyinducedfracturing)和化学激发(chemicalstimulation)3大类~。水力激发通过注入高压流体来拓展岩石中的天然裂隙或创造新的裂隙,使用该技术建立的热储渗透率空间分布相对均匀,该方法在石油工业和EGS建设中应用广泛;热力致裂利用地下岩石局部被注入冷流体冷却所产生的热应变来扩展或制造裂隙,使用该技术建立的热储在注入井附近的孔隙率和渗透率较高,该方法常用于致裂温度较高的火山岩或变质岩等;化学激发需要注入酸性流体,通过其与基质岩石的化学反应来增大岩体渗透率,该方法操作简单、成本低、致裂效率高,但裂隙形成难以有效控制,技术要求较高。地层深处物理化学环境复杂,虽然裂隙激发技术已在工业上应用多年,但所能构建的地下岩体渗透率仍然相对较低。另外,EGS热储往往位于深层地下结晶质干热岩中,岩石致密,孔隙率和渗透率极低,为激发裂隙或维持较高循环流量而施加的高压只能沿裂隙或断层扩散,造成局部岩石的有效应力大大减小,容易导致微地震发生。如何持续高效地从人工热储中采集热能也是EGS应用中的关键问题之一。使用裂隙激发建立热储时,注入井和采出井之间可能会形成少数优势流通路径,形成流体短路,导致在热储中大部分区域岩石温度还较高时采出流体因温度降低太多已经不能满足生产要求。英国Rosemanowes,日本Hijiori与Ogachi等处的EGS电站在试运行过程中都出现了不同程度的流体短路。在某些特定地质条件下,人工热储渗透率相对不高,井间连通性不佳,采热过程中部分流体将渗入热储周围的基岩、盖岩,造成流体损失。为保持电站生产能力,在EGS运行过程中需要不断补充流体,从而影响了EGS的经济性。另外,地热电站的运行往往长达十几年甚至几十年,热储受热、流体压力、岩石中矿物的溶解或流体中矿物质的沉积都可能改变甚至破坏热储中的裂隙网络结构,这些因素都会对长期采热造成影响。从EGS的研发方法来看,建造实地干热岩电站虽然可获得实际工程经验和地质数据,有助于人们认识和解决EGS的各种实际问题,但耗资巨大且周期较长。目前,数值模拟方法在EGS的研究中应用越来越广泛,借助先进的数值模型研究EGS地下岩体中的多场耦合过程,揭示相关的基础机制,评估采热性能,为EGS的合理设计和优化提供了一种科学的方法。随着模型的逐渐发展完善以及地质和其他相关基础数据的日渐丰富,数值模拟结果的准确性也将越来越高。EGS的采热过程是THMC(Thermal,Hydraulic,Mechanical,Chemical)多场耦合过程,热储孔隙率、渗透率以及采热工质和裂隙岩体的物理化学性质都在随时间和空间不断变化。地下热储尺寸通常在km量级,其内部裂缝开度为mm量级甚至更小,热储内裂隙分布极端不均匀且具有显著的各向异性和多尺度特性。在使用数值模拟方法对EGS进行研究时,如果在热储内裂隙网络的精细重构的基础上直接模拟THMC的耦合过程,计算量巨大,很难实现。依据对热储内裂隙的不同简化策略,当前常用的数值模型可分为3类:单孔隙率模型(SinglePorosityModel,SPM)、双孔隙率模型(DualPorosityModel,DPM)~和多孔隙率模型(Multi-PorosityModel,MPM)。SPM宏观上均化了裂隙和岩体骨架的物性参数,进行数学描述时将热储视为均质多孔介质,计算量较小,参数设定简便。但传统的SPM采用局部热平衡假设,不能描述岩石骨架和裂隙流体之间的对流换热,对EGS极低渗透率热储内的流动和换热可能不适用。DPM将热储分为两个多孔介质子区域:低孔隙率的岩石区和高孔隙率的裂隙网络区,可处理流体和岩石之间的对流换热。DPM中MINC(MultipleInteractingContinua)模型可处理较大温度梯度和压力梯度下的多相流体在裂隙介质中的非稳态流动,应用较为广泛(如TOUGH,TOUGHREACT)。但DPM中考虑的裂隙往往只能是简单理想的直通道,且裂隙区和岩石区各自的物性参数无法通过地质勘测或试验数据直接得到,难于准确设定。MPM考虑了实际热储中裂隙的空间分布与几何形状,通过设定地质物理参数在空间的分布函数来实现更精确的模拟,精度较高,但需要大量的实地数据支持,当前还未见广泛应用。EGS地下采热过程直接影响EGS的产能和寿命。采热工质在岩体裂隙中的流动与换热是EGS地下运行过程的核心作用机制。因此,数值模拟主要针对流体流动与传热过程,在此基础上,再加入地下矿物的沉积和溶解、岩石热应力应变等效应的影响。我们在综合考虑当前裂隙岩体内流体数值模拟方法的基础上,提出单孔隙率双能量方程模型,用于模拟EGS地下热流过程。在当前深层地质数据缺乏的情况下,单孔隙率的处理使得物性参数较容易设定。在EGS的采热过程中,注入的采热工质和地下热储岩体之间往往存在较大温差,使用双能量方程分别描述流体和岩石的温度场可方便地处理局部位置流固之间的对流换热,更真实地反映地下热流过程。此外,模型还可结合日渐丰富的实测地质数据来设定孔隙率和渗透率在热储中的分布,模拟热储内的各向异性对流体流动和传热的影响,可扩展性较强。在当前EGS热开采相关性能评价的文献中,多仅以运行寿命(产热流体温度维持在某一值之上时EGS运行时长)和产热速率(单位时间内热量采出量)为标准,本文额外引入地热开采率(已开采热量与热储内可开采热量的比值)和基岩、盖岩的热补偿比(EGS采热总量中来自基岩和盖岩的比率)的评价标准,采用自主开发的数值模型对不同地质条件下双井EGS的长期运行进行模拟,通过对模拟结果的分析,综合评价不同地质条件下EGS的热开采性能,为合理设计采热方案提供理论指导。1模型控制方程模型的详细描述参见文献,本文仅对模型的各项设置做简要介绍。EGS模型的地下部分分为3个性质不同的子区域:(1)开放流道性质的注入井和生产井;(2)多孔介质性质的热储;(3)渗透性可忽略不计的基岩和盖岩。模型假设单相流体流动,不考虑循环流体与岩石的化学作用以及流体物性的变化,同时忽略岩石热应变导致的热储孔隙率以及渗透率的变化。模型采用的控制方程如下。连续性方程:动量方程:流体的能量方程:岩石的能量方程:模型基于局部非热平衡思想,采用两个能量方程来分别描述热储内流体和岩石骨架的温度场,可方便地处理采热过程中实际存在的岩石-流体换热过程。2基岩和盖岩的性质图1为某假设双井EGS。人工热储的体积为500m×500m×500m的立方体,热储中心位于地表以下4000m深处。热储周围包覆有足够体积的基岩和盖岩,避免了人为设定的边界条件带来的误差。注入井和生产井均为0.2m×0.2m的方形通道。初始时刻,岩石的温度以4K/100m的地温梯度随深度(-y方向)线性增加,热储中裂隙流体与当地岩石温度相同,注入井和生产井中都充满300K的流体。所有与流体接触的壁面均为非滑移边界,注入井定质量流量,采出井定压力。计算模型的几何尺寸设置如图1所示,岩石和流体的热物性参数及算例具体设置见表1和表2。3管井内渗流场分布首先模拟了不同渗透率的EGS热储内渗流场分布,根据模拟结果探讨热储内流体短路的形成机制,然后结合产热温度、热储内温度分布随时间的演化规律等来探讨和评价EGS的综合采热性能。所考虑的EGS热开采性能指标如下。(1)EGS运行寿命τ:产热流体温度高于423.15K(150℃)时系统的总运行时间。(2)产热速率W:式中:Q为循环工质流量;cp为热流体的比热容;T(t)为产热流体温度;Tf,in为注入流体的温度。在EGS运行过程中产热流体温度不断变化,定义平均产热速率Wm为(3)地热开采率γ:式中:v表示热储体积;分母为热储内储存的可开采热能;分子为整个运行过程中采出热量的总和。为进一步分析热储内热量的采出情况,定义局部热开采率γL:式中:Ts和Ts(t)分别为岩石初始时刻和t时刻温度。(4)基岩和盖岩的热补偿占地热开采总量的比例α:图2显示了算例1和算例8设置下热储内x方向流体速度分布图。由图2可以明显地看出,这两种地质条件的热储中存有不同形式的不均匀流动分布。通过流体的动量方程来理解热储中流体的渗流行为。热储中流体流速极低,对流项和粘性阻力项对流体流动的影响相对其它项极小,控制流体流动的主要作用力为压力、达西阻力和体积力。流体密度变化不大时(本文设为不变),体积力相对确定,热储中渗流场将与压力场紧密相关。在灌注流体的过程中,热储中的压力分布具有这样一种基本形态:注入井底部附近压强较高,生产井顶端附近压强较低,注入井底端到生产井顶端的对角线方向压力梯度最大。这是因为:(1)重力作用———注入井底部水位最低,重力所致静压最大,生产井顶端水位最高,重力所致静压最小;(2)动静压之间的相互转化———流体从注入井渗入热储时,流速降低而静压升高,流体从热储中汇流入生产井时,则进行相反的过程。当渗透率较高时,流体沿程所受阻力不大,基础压差即可驱动流体以相对较大的流速流动,流体沿注入井底端到生产井顶端的对角线方向迅速迁移,形成深度方向的流体短路。当渗透率降低时,流体受到的达西阻力逐渐增大,为保证循环流量,必须加大注入压力。这时,基础压差相对于流动阻力来说变小,对流体流动的影响减弱,热储中深度方向的流体短路得到缓解。在低渗透热储中,流体的起始压力(注入井中流体压力)和终点压力(生产井中流体压力)变化相对不大,流通路径越曲折,流体沿程压力梯度就越小,流体趋于选择最短路径,从而造成前后侧的流体短路。流体流量的不同带来的动静压转化的变化相对于重力造成的压差或流体在热储内的沿程阻力可忽略不计,因此,在渗透率相同的情况下,热储内渗流场形态基本不随循环流体流量变化。算例1~7和算例8~14的模拟结果证实了这一点。图3显示了算例1和算例8在采热过程中热储内岩石温度随时间的变化:注入井附近岩石热量首先被采集,温度迅速降低,随着时间的推移,低温区域逐渐向生产井一侧扩展。由图3可以看出,不同渗透性热储中流场分布差别较大,其温度的变化形式也不相同。从热储内岩石温度的变化趋势可以看出,不均匀的流动分布不利于EGS热量的充分开采。在采热过程中,位于流体主要流通路径附近的岩石热量被迅速采集,温度降低很快,当主流通路径上的岩石温度降低到一定程度后,流体将以较低的温度被抽至地面,而此时流体流动较慢区域处的岩石可能还保持在较高的温度。这就造成在热储内还留存有大量可开采热能的情况下,产热流体温度却已低于生产要求的结果。因此,均匀分布的渗流场是充分开采地下热能的必要条件。根据EGS的工作特点,建立渗透性和导流能力更强的地下热储是EGS的重点研究方向。热储渗透率的提高,不仅可以提高EGS的单位产热速率,还可减小采热工质在循环过程中的流动阻力,降低循环泵功耗,从而全面提高EGS生产能力。模拟结果还显示高渗透率热储中局部地热开采率也相对较大(图4)。在EGS的性能评价中,常使用运行寿命作为衡量指标。从图5(a)可以看出,两种渗透率下EGS的运行寿命基本都和循环流量大小成反比,系统的平均产热速率基本和流体循环流量呈线性关系。即循环流量较低时,虽然EGS运行寿命较长,但对应的地热电站输出功率却较低。式(7)所定义的地热开采率综合了运行寿命和产热速率两个参量,可以更合理地评价EGS热开采方案的合理性。此外,通过水力激发等方式建立的人工热储是一个有限的空间,在采热过程中,热储周围的基岩和盖岩中几乎不存在采热流体,循环工质采集的热量主要源于热储。随着EGS的运行,热储与周围岩石之间会出现越来越大的温差,基岩和盖岩将对热储产生热补偿。图5(b)显示了总地热开采率和热补偿量所占开采热量的比例的变化。虽然岩石的热导率并不高,但EGS的运行时间往往长达数年甚至数十年,热补偿的长期积累最终会对EGS的采热性能及运行寿命产生不可忽略的影响。在EGS运行过程中,热补偿的有效作用时间和EGS运行寿命相同,有效作用时间会直接影响热补偿对整个采热过程贡献的大小。随着采热过程的进行,热储整体温度不断降低,其与周围同等深度下的不可渗透性岩石温差逐渐加大,热补偿的速率随之增加,在EGS采出的热能中,源自基岩和盖岩的热能将逐渐增多。值得注意的是,高渗透的热储中地热开采率并不随流量增加而持续降低,kseff=10-8m2时最佳流量约为100kg/s。这可能是因为高渗透率热储循环流体所受流动阻力较小,流体动静压之间的转化会对流场产生较大影响。当循环流量较大时,流体以较高的流速注入热储