Un système géothermique amélioré utilise la technologie du pétrole et du gaz pour extraire de l'énergie à faible émission de carbone. Partie 2.

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

La partie 1 a répondu à ces questions à John McLennan :

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

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

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

Cette rédaction est la partie 2, qui répond à trois questions supplémentaires ci-dessous :

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

Six puits ont été forés à ce jour. Cinq de ces puits sont des puits de surveillance forés verticalement, ce qui est conforme à la stratégie d'être un laboratoire de terrain. Des câbles à fibres optiques et des géophones dans les puits de surveillance peuvent cartographier la croissance chronologique des fractures hydrauliques interconnectant un puits d'injection, qui a été foré, et un puits de production à venir.

Le puits d'injection a été foré à une profondeur mesurée de 10,987 8520 pieds (une profondeur verticale réelle de 5 100 pieds ± sous le niveau du sol). Cela impliquait de forer verticalement puis de construire une section courbe à 65°/4,300 pieds forés, et enfin de maintenir une latérale à 105° par rapport à la verticale, sur environ XNUMX XNUMX pieds dans un azimut juste au sud de l'est (NXNUMXE). Cette direction favorise les fractures hydrauliques ultérieures orthogonales au puits.

Après le forage, tous les 200 pieds du puits, sauf les 7 pieds les plus bas, ont été tubés (un tubage de plus grand diamètre de XNUMX pouces a été utilisé pour déplacer des quantités importantes d'eau avec un frottement limité et des pertes de pompage parasites) et cimenté à la surface (pour isoler hydrauliquement l'espace annulaire) .

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

En avril 2022, trois fractures hydrauliques ont été pompées près des extrémités inférieures (le pied) du puits d'injection. Des géophones dans trois puits, des instruments de surface et des capteurs à fibre optique de fond de trou fournissent une vue de l'évolution des géométries de fracture pendant le pompage. Sur la base de l'interprétation de ces géométries de fractures, le puits de production sera ensuite foré pour croiser ces nuages ​​de microsismicité.

Trois étages de fracture ont été successivement pompés. Le premier ciblait toute la longueur du trou découvert du puits (les 200 pieds inférieurs qui n'avaient pas été tubés). Ce traitement était slickwater (eau à friction réduite). 4,261 179,000 bbl (~ 50 2100 gal) ont été pompés à des débits allant jusqu'à 220 bpm (XNUMX gpm). Après une brève fermeture, le puits a été renvoyé à des températures d'environ XNUMX°F.

L'étape suivante consistait à pomper de l'eau lisse à des débits allant jusqu'à 35 bpm à travers une section de tubage de 20 pieds de long qui avait été perforée de 120 charges creuses pour permettre l'accès à la formation à travers le tubage et la gaine de ciment. 2,777 XNUMX barils d'eaux lisses ont été pompés ; puis le puits a reflué.

L'étape finale impliquait 3,016 35 bbl de fluide réticulé (viscosifié) pompé à travers un tubage perforé à des débits allant jusqu'à XNUMX bpm. Le microproppant a été pompé. À l'avenir, des évaluations seront faites pour évaluer la nécessité et la viabilité d'étayer les fractures pour assurer la conductivité des fractures créées.

Le traitement préliminaire de la troisième étape suggère une croissance de fracture pseudo-radiale, autour du puits au centre. Cela favorise une séparation entre l'injecteur existant et le futur producteur de l'ordre de 300 pieds. Un scénario commercial peut nécessiter un décalage plus important que cela ; cependant, ce programme expérimental doit d'abord établir la capacité d'interconnecter deux puits adjacents par fracturation hydraulique.

Q6. Quel est le potentiel d'application commerciale?

Dans un cadre commercial, une multiplicité de fractures hydrauliques seraient créées pour interconnecter les puits. Au laboratoire de terrain de FORGE, la longueur du latéral sera consacrée à l'expérimentation de nouvelles technologies. Celles-ci incluent des méthodes pour déterminer les caractéristiques des réservoirs, les techniques de fracturation hydraulique et de perforation, la conformité - débit nominal égal à travers chaque fracture hydraulique, et les caractéristiques de circulation à travers ces réseaux de fractures et la vitesse à laquelle l'épuisement thermique est subi. Des contrats de recherche sont confiés à d'autres acteurs (universités, laboratoires nationaux, industriels) pour développer ces technologies et les tester au FORGE.

Dans un environnement EGS commercial, de l'eau froide serait injectée et passerait à travers le réseau de fractures créées hydrauliquement, acquérant de la chaleur dans le processus. L'eau chaude serait produite à la surface par le puits de production. En surface, une technologie géothermique standard serait mise en œuvre pour la production d'électricité (une centrale à cycle de Rankine organique (ORC), utilisant un fluide de travail organique secondaire qui est flashé en vapeur pour entraîner une turbine/générateur ; ou, flashage direct en vapeur). L'eau produite, après évacuation de la chaleur, est recirculée.

Le site FORGE ne sera pas producteur d'électricité. Il est destiné à être utilisé pour tester et développer des technologies qui favoriseront la commercialisation de ce type d'énergie géothermique. Le succès est centré sur le développement technologique. Déjà, des progrès significatifs ont été réalisés en promouvant l'application de trépans compacts en diamant polycristallin (PDC) qui permettent des augmentations spectaculaires des taux de pénétration. Les protocoles d'évaluation des mesures souterraines et la formation de tout le personnel du site de forage ont amélioré l'économie de forage de ce projet géothermique.

Il semble que la fracturation hydraulique puisse être réalisée efficacement, mais le véritable test réside dans l'efficacité de la circulation et la récupération de la chaleur après le forage du puits de production.

Le succès de l'EGS ici peut être appliqué ailleurs. Envisagez d'utiliser la fracturation hydraulique pour les applications EGS hybrides où les applications conventionnelles ont rencontré l'équivalent géothermique d'un trou sec - des fractures naturelles n'ont pas été rencontrées pendant le forage mais pourraient être intersectées par fracturation.

Le succès chez FORGE signifie tester des technologies qui autrement ne seraient pas envisagées, transmettre des technologies viables à l'industrie privée et encourager le développement géothermique dans son ensemble.