Un système géothermique amélioré utilise la technologie du pétrole et du gaz pour extraire de l'énergie à faible émission de carbone. Partie 1.

Le département américain de l'énergie (DOE) a financé un projet appelé FORGE où la roche de granit chaud sera forée et fracturée en utilisant la meilleure technologie pétrolière et gazière. Un objectif global est de voir si l'eau pompée dans un puits peut circuler à travers le granit et être chauffée avant d'être pompée dans un deuxième puits pour entraîner des turbines qui produisent de l'électricité.

John McLennan, Département de génie chimique, Université de l'Utah, est le co-chercheur principal de ce projet du DOE. Une présentation de webinaire sur ce sujet a été parrainée par l'INS le 6 avril 2022 : FObservatoire frontalier de recherche en géothermie (FORGE) : point sur l'actualité et perspectives

Voici les questions posées à John McLennan et ses réponses.

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Q1. Pouvez-vous nous faire un bref historique de la géothermie ?

Depuis les premiers travaux à Larderello en Italie, au début des années 1900, l'énergie géothermique (pour la production d'électricité et l'utilisation directe) s'est étendue à une installation capacité de production électrique de 15.6 GWe (GigaWatts d'électricité) en 2021. L'utilisation est mondiale - plus de 25 pays dans le monde. Cependant, l'allocation représente encore une petite partie du portefeuille énergétique mondial. En regardant cette distribution mondiale, de manière conventionnelle, l'énergie géothermique est limitée à l'expression près de la surface d'une température élevée comme cela se produirait près des limites des plaques, des volcans, etc.

Les États-Unis ont la plus grande capacité installée de production d'électricité géothermique, suivis de l'Indonésie, des Philippines, de la Turquie, de la Nouvelle-Zélande, du Mexique, de l'Italie, du Kenya, de l'Islande et du Japon. Parmi ces opérations aux États-Unis, les puits produisant de l'énergie géothermique pourraient produire en moyenne 4 à 6 MWe. En règle générale, à 392 ° F (200 ° C) et à 9 bpm (378 gpm), de l'ordre de 1 MWe peut être généré, desservant peut-être 759 à 1000 foyers aux États-Unis.

Les centrales géothermiques varient en taille, de quelques puits (certains produisant jusqu'à 50 MWe) à de nombreux puits. « Les Geysers, …, est le plus grand complexe de centrales géothermiques au monde. Calpine, le plus grand producteur d'énergie géothermique aux États-Unis, possède et exploite 13 centrales électriques à The Geysers avec une capacité de production nette d'environ 725 mégawatts d'électricité - assez pour alimenter 725,000 XNUMX foyers ou une ville de la taille de San Francisco.

Q2. Que sont les systèmes géothermiques améliorés et où la fracturation est-elle appliquée ?

Il y a environ cinquante ans, le concept de systèmes géothermiques améliorés (EGS) a été imaginé par des scientifiques et des ingénieurs des laboratoires scientifiques de Los Alamos (aujourd'hui LANL). À l'époque, le concept était connu sous le nom de roche sèche chaude (HDR). Une méthodologie consiste à forer un puits d'injection et un puits de production et à créer les fractures qui les relient. Ces fractures servent d'échangeurs de chaleur, un peu comme le radiateur d'une automobile.

L'eau est utilisée comme fluide de travail dans ce système fermé (l'eau n'est pas perdue). Un fluide froid est injecté dans un puits. Il traverse les fractures et acquiert ainsi la chaleur de la roche chaude. Ce fluide chaud est produit à la surface par le second puits du doublet. En surface, le fluide chauffé peut être vaporisé ou passer dans une usine à cycle organique de Rankine pour entraîner une turbine puis un générateur. L'eau, débarrassée de la chaleur, est recirculée.

Bien qu'il s'agisse d'une bonne idée, le succès a été contrecarré pendant les cinquante années écoulées depuis sa conception. Bien qu'il y ait eu plusieurs projets dans le monde, avec un succès scientifique, la commercialisation n'a pas été atteinte et la production d'électricité à ces pilotes n'a pas dépassé ~ 1 MWe.

Aux États-Unis cependant, la ressource est importante. Dans l'ouest des États-Unis, les estimations sont de 519 GWe à des profondeurs de forage inférieures à 15,000 20,000 à XNUMX XNUMX pieds. La technologie de forage moderne, adaptée de l'industrie pétrolière, rend ce forage possible. Ajoutez à cela des développements qui permettent de forer des puits horizontaux et de créer une multiplicité de fractures hydrauliques le long de ces puits (imaginez que chaque fracture fournit une surface importante pour l'échange de chaleur) et les systèmes géothermiques améliorés sont réalisables.

La création du système de fracture par fracturation hydraulique est un élément clé. Ce n'est pas nouveau. Il a été essayé pour la première fois pour EGS sur le site de Fenton Hill dans la Jemez Caldera au Nouveau-Mexique, lors des premiers développements par les laboratoires nationaux de Los Alamos. Il convient de noter qu'une grande fracture hydraulique a été pompée en décembre 1983 pour tenter d'interconnecter deux puits (avant que le forage directionnel moderne ne soit facilement appliqué). Dans cette stimulation hydraulique, 5.7 millions de gallons d'eau avec un réducteur de friction ajouté ont été pompés jusqu'à 50 bpm (2100 gallons par minute) à des pressions de fond de trou allant jusqu'à environ 12,000 XNUMX psi. Fines particules de CaCO₃ ont été ajoutés pour le contrôle de la perte de liquide (pour simplifier le système de fracture).

Les enseignements tirés de Fenton Hill, d'autres sites dans le monde et des technologies d'autres industries d'extraction (forage incliné et horizontal, fracturation multi-étages) ont incité le Département américain de l'énergie (DOE) à initier un programme de recherche renouvelé appelé FORGE (Frontier Observatory pour la recherche en énergie géothermique) pour construire un laboratoire de terrain pour tester de nouvelles technologies qui permettraient la commercialisation de l'EGS.

Q3. Parlez-nous du site du projet FORGE dans l'Utah et pourquoi il a été sélectionné.

Le DOE a parrainé un concours entre cinq sites EGS de premier plan aux États-Unis. Cela a ensuite été "sélectionné" sur des sites à Fallon, Nevada, et Milford, Utah. En 2019, le site de Milford a finalement été choisi comme emplacement du laboratoire de terrain FORGE (voir image en haut du post).

Les critères de sélection comprenaient 1) des températures de réservoir comprises entre 175 et 225 °C (suffisamment chaudes pour prouver les concepts mais pas trop chaudes pour empêcher le développement de la technologie), 2) à des profondeurs supérieures à 1.5 km (suffisamment profondes pour que le développement de la technologie de forage soit faisable) , 3) roche à faible perméabilité (granit sur le site FORGE), 4) faible risque d'induction de sismicité lors de l'exploitation, 5) faibles risques environnementaux, et 6) pas de raccordement à un système géothermique conventionnel.

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La partie 2 poursuivra le sujet en abordant les questions et réponses suivantes :

Q4. Quelle est la conception de base des puits d'injection et de production ?

Q5. Pourriez-vous résumer les trois traitements de fracturation dans le puits d'injection et leurs résultats ?

Q6. Quel est le potentiel d'application commerciale?