Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Ảnh hưởng của độ dị thường về thấm đến hư hỏng đá và truyền nhiệt trong hồ địa nhiệt
Tóm tắt
Công nghệ hệ thống địa nhiệt tăng cường đang trở thành tâm điểm của nghiên cứu năng lượng địa nhiệt do tiềm năng tăng trưởng kinh tế lớn của nó. Nghiên cứu này trình bày một mô hình đôi giả 3D của EGS sử dụng các quy trình mô hình hóa liên kết nhiệt-hydraulique-cơ học-hư hỏng trong khuôn khổ TOUGHREACT-FLAC3D. Ba trường hợp đã được mô phỏng để đánh giá ảnh hưởng của độ thấm dị hướng (η=5, 1, 0.2) đối với việc gây hư hỏng, kích thích sự phát triển độ thấm, giảm mô đun đàn hồi, thay đổi áp suất trong hồ và sản lượng nhiệt. Kết quả cho thấy rằng vùng hư hỏng tổng thể giảm khi tỷ lệ độ thấm dị hướng η tăng, đối với η=5, vùng hư hỏng gia tăng theo thời gian, và sự đột phá hư hỏng xuất hiện sớm hơn so với các trường hợp khác. Độ thấm của vết nứt trong mô hình rõ ràng bị ảnh hưởng bởi sự phát triển của hư hỏng đá và sự suy giảm của mô đun đàn hồi, đây là nguyên nhân chính gây ra hư hỏng đá. Chênh lệch áp suất tiêm-xuất là một yếu tố khác gây hư hỏng đá bên cạnh căng thẳng nhiệt, trở thành yếu tố thống trị trong mô hình với giá trị η thấp hơn, và chênh lệch áp suất tiêm-xuất có thể ảnh hưởng nhiều hơn đến mô hình có độ thấm dị hướng thấp η. Có một ngưỡng của tỷ lệ độ thấm dị hướng để cân bằng hai yếu tố trên. So với hiệu suất của sản lượng nhiệt trong các trường hợp khác nhau, việc tăng độ thấm hồ có thể được kiểm soát để có lợi cho việc tăng cường hiệu suất và sản xuất nhiệt trong một thời gian ngắn. Từ quan điểm về tuổi thọ của toàn bộ hồ, ảnh hưởng của chênh lệch áp suất tiêm-xuất đối với việc tăng sản xuất nhiệt rõ rệt hơn.
Từ khóa
#địa nhiệt #hệ thống địa nhiệt tăng cường #mô hình hóa #độ thấm dị hướng #hư hỏng đá #sản xuất nhiệtTài liệu tham khảo
Aliyu MD, Archer RA (2021) Numerical simulation of multifracture HDR geothermal reservoirs. Renew Energy 104:541–555. https://doi.org/10.1016/j.renene.2020.09.085
Aliyu MD, Chen HP (2017) Sensitivity analysis of deep geothermal reservoir: effect of reservoir parameters on production temperature. Energy 129:101–113. https://doi.org/10.1016/j.energy.2017.04.091
Aliyu MD, Chen HP (2018) Enhanced geothermal system modelling with multiple pore media: thermo-hydraulic coupled processes. Energy 165:931–948. https://doi.org/10.1016/j.energy.2018.09.129
Asai P, Panja P, McLennan J, Moore J (2018) Performance evaluation of enhanced geothermal system (EGS): surrogate models, sensitivity study and ranking key parameters. Renew Energy 122:184–195. https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.01.098
Bower KM, Zyvoloski G (1997) A numerical model for thermo-hydro-mechanical coupling in fractured rock. Int J Rock Mech Min 34(8):1201–1211. https://doi.org/10.1016/S1365-1609(97)80071-8
Bu X, Jiang K, He Y (2020) Performance analysis of shallow depth hydrothermal enhanced geothermal system for electricity generation. Geothermics 86. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2020.101847
Chen J, Jiang F (2015) Designing multi-well layout for enhanced geothermal system to better exploit hot dry rock geothermal energy. Renew Energy 74:37–48. https://doi.org/10.1016/j.renene.2014.07.056
Chen Y, Zhang C, Zhao Z, Zhao X (2020) Shear behavior of artificial and natural granite fractures after heating and water-cooling treatment. Rock Mech Rock Eng 53:5429–5449. https://doi.org/10.1007/s00603-020-02221-0
Gan Q, Elsworth D (2014a) Analysis of fluid injection-induced fault reactivation and seismic slip in geothermal reservoirs. J Geophys Res-Sol Ea 119(4):3340–3353. https://doi.org/10.1002/2013jb010679
Gan Q, Elsworth D (2014b) Thermal drawdown and late-stage seismic-slip fault reactivation in enhanced geothermal reservoirs. J Geophys Res-Sol Ea 119(12):8936–8949. https://doi.org/10.1002/2014jb011323
Gan Q, Elsworth D (2016) Production optimization in fractured geothermal reservoirs by coupled discrete fracture network modeling. Geothermics 62:131–142. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2016.04.009
Gan Q, Lei Q (2020) Induced fault reactivation by thermal perturbation in enhanced geothermal systems. Geothermics 86:86. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2020.101814
Gong F, Guo T, Sun W, Li Z, Yang B, Chen Y, Qu Z (2020) Evaluation of geothermal energy extraction in Enhanced Geothermal System (EGS) with multiple fracturing horizontal wells (MFHW). Renew Energy 151:1339–1351. https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.11.134
He J, Okere CJ, Su G, Hu P, Zhang L, Xiong W, Li Z (2021) Formation damage mitigation mechanism for coalbed methane wells via refracturing with fuzzy-ball fluid as temporary blocking agents. Journal of Natural Gas Science and Engineering 90:103956. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2021.103956
Itasca F (2009) Fast Lagrangian Analysis of Continua in 3 Dimensions, Version 4.0. Minneapolis. Itasca Consulting Group, Minnesota, p 438
Liu HY, Zhang LM (2015) A damage constitutive model for rock mass with nonpersistently closed joints under uniaxial compression. Arab J Sci Eng 40(11):3107–3117. https://doi.org/10.1007/s13369-015-1777-8
Ma Y, Li S, Zhang L, Liu S, Liu Z, Li H, Shi E (2020) Study on the effect of well layout schemes and fracture parameters on the heat extraction performance of enhanced geothermal system in fractured reservoir. Energy 202:117811. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.117811
Miao S, Pan PZ, Zhao X, Shao C, Yu P (2020) Experimental study on damage and fracture characteristics of Beishan granite subjected to high-temperature treatment with DIC and AE techniques. Rock Mech Rock Eng 54(2):721–743. https://doi.org/10.1007/s00603-020-02271-4
Min KB, Rutqvist J, Elsworth D (2009) Chemically and mechanically mediated influences on the transport and mechanical characteristics of rock fractures. Int J Rock Mech Min 46(1):80–89. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2008.04.002
Okere CJ, Su G, Zheng L, Cai Y, Li Z, Liu H (2020) Experimental, algorithmic, and theoretical analyses for selecting an optimal laboratory method to evaluate working fluid damage in coal bed methane reservoirs. Fuel 282:2020. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.118513
Peng J, Rong G, Cai M, Yao MD, Zhou CB (2016) Physical and mechanical behaviors of a thermal-damaged coarse marble under uniaxial compression. Eng Geol 200:88–93. https://doi.org/10.1016/j.enggeo.2015.12.011
Pruess K (2004) The TOUGH codes—a family of simulation tools for multiphase flow and transport processes in permeable media. Vadose Zone J 3(3):738–746
Rawal C, Ghassemi A (2014) A reactive thermo-poroelastic analysis of water injection into an enhanced geothermal reservoir. Geothermics 50:10–23. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2013.05.007
Rutqvist J, Jeanne P, Dobson PF, Garcia J, Hartline C, Hutchings L, Singh A, Vasco DW, Walters M (2016) The Northwest Geysers EGS Demonstration Project, California–Part 2: modeling and interpretation. Geothermics 63:120–138. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2015.08.002
Shen B, Shi J (2019) A numerical scheme of coupling of fluid flow with three-dimensional fracture propagation. Engineering Analysis with Boundary Elements 106:243–251. https://doi.org/10.1016/j.enganabound.2019.05.017
Shen Y, Hou X, Yuan J, Xu Z, Hao J, Gu L, Liu Z (2020) Thermal deterioration of high-temperature granite after cooling shock: multiple-identification and damage mechanism. B Eng Geol Environ 79(10):5385–5398. https://doi.org/10.1007/s10064-020-01888-7
Song X, Shi Y, Li G, Yang R, Wang G, Zheng R, Li J, Lyu Z (2018) Numerical simulation of heat extraction performance in enhanced geothermal system with multilateral wells. Appl Energy 218:325–337. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.02.172
Taron J, Elsworth D (2009) Thermal-hydrologic-mechanical-chemical processes in the evolution of engineered geothermal reservoirs. Int J Rock Mech Min 46(5):855–864. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2009.01.007
Taron J, Elsworth D (2010) Coupled mechanical and chemical processes in engineered geothermal reservoirs with dynamic permeability. Int J Rock Mech Min 47(8):1339–1348. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2010.08.021
Taron J, Elsworth D, Min KB (2009) Numerical simulation of thermal-hydrologic-mechanical-chemical processes in deformable, fractured porous media. Int J Rock Mech Min 46(5):842–854. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2009.01.008
Vulin D, Muhasilović L, Arnaut M (2020) Possibilities for CCUS in medium temperature geothermal reservoir. Energy 200:117549. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.117549
Xu T, Sonnenthal E, Spycher N, Pruess K (2006) TOUGHREACT—a simulation program for non-isothermal multiphase reactive geochemical transport in variably saturated geologic media: applications to geothermal injectivity and CO2 geological sequestration. Comput Geosci-UK 32(2):145–165. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2005.06.014
Yang B, Xue L, Wang MM (2018) Evolution of the shape parameter in the Weibull distribution for brittle rocks under uniaxial compression. Arab J Geosci 11(12):321. https://doi.org/10.1007/s12517-018-3689-x
Yin TB, Zhang SS, Li XB, Bai L (2018) Evolution of dynamic mechanical properties of heated granite subjected to rapid cooling. Geomech Eng 16(5):483–493. https://doi.org/10.12989/gae.2018.16.5.483
Yu L, Wu X, Hassan NMS, Wang Y, Ma W, Liu G (2020) Modified zipper fracturing in enhanced geothermal system reservoir and heat extraction optimization via orthogonal design. Renew Energy 161:373–385. https://doi.org/10.1016/j.renene.2020.06.143
Zeng YC, Wu NY, Su Z, Wang XX, Hu J (2013) Numerical simulation of heat production potential from hot dry rock by water circulating through a novel single vertical fracture at Desert Peak geothermal field. Energy 63:268–282. https://doi.org/10.1016/j.energy.2013.10.036
Zhang W, Qu Z, Guo T, Wang Z (2019a) Study of the enhanced geothermal system (EGS) heat mining from variably fractured hot dry rock under thermal stress. Renew Energy 143:855–871. https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.05.054
Zhang W, Qu Z, Guo T, Wang Z (2019b) Study of the enhanced geothermal system (EGS) heat mining from variably fractured hot dry rock under thermal stress. Renew Energy 164:541–555. https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.05.054
Zhang Z, Ma B, Ranjith PG, Yang S, Zhou L (2020) Indications of risks in geothermal systems caused by changes in pore structure and mechanical properties of granite: an experimental study. B Eng Geol Environ 54(2):721–743. https://doi.org/10.1007/s10064-020-01901-z
Zhao Z (2016) Thermal influence on mechanical properties of granite: a microcracking perspective. Rock Mech Rock Eng 49(3):747–762. https://doi.org/10.1007/s00603-015-0767-1
Zhou CT, Karakus M, Xu CS, Shen JY (2020) A new damage model accounting the effect of joint orientation for the jointed rock mass. Arab J Geosci 13(7):1–13. https://doi.org/10.1007/s12517-020-5274-3
Zhu, X. (2015) The secondary development of FLAC3D based on jointed rock mass damage model and its application, China University of Geosciences (Beijing).