Analiza termalnych efektów geomechanicznych wywołanych przepływami geotermalnymi

• Autorzy: Ruciński Piotr , Szott Wiesław

Identyfikatory

DOI

18668/NG.2023.01.04

Warianty tytułu

EN

Analysis of geomechanical thermal effects caused by geothermal flows

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The paper presents analysis of impact of temperature effects on change of stress state during production heat energy from geothermal reservoir. The aim of this paper was achieved by using a method of effective coupling between reservoir-thermal simulations and geomechanical simulations as a hydro-thermo-mechanical coupling (H-T-M). As a part of this project, two synthetic reservoir simulation models were built, a reservoir-thermal model and a geomechanical model. Well doublet was implemented into the reservoir simulation model, a cold water injection well and a hot water production well. The simulation scenarios of reservoir fluid and heat energy flows were calculated for the geothermal reservoir using Eclipse and Visage simulators under the supervision of Petrel software platform (Schlumberger). The results of coupled simulations included distributions of reservoir parameters (pressure and temperature) and geomechanical parameters (stresses and strains) as functions of time. The received results were used for stress state analysis of a geothermal reservoir under changes of pressure and temperature. Consequently, it was possible to determine the contribution of temperature and pressure effects to the change of the stress tensor. The performed analysis also allowed to show which of these factors played a dominant role in the process of producing geothermal energy. The analysis of geomechanical state was also supplemented with reservoir rock stability analysis using Mohr’s circle diagrams, with particular emphasis on temperature effects. Coupled scenario simulations allowed to determine the operating parameters for the maximum thermal energy production from the geothermal reservoir. The time variability of the produced water temperature was investigated for each simulation scenario. The following operational parameters were correlated: the rate of water injection/production and the temperature of the injected water with the resulting characteristics of the geothermal energy production process: the time of reducing the temperature of the produced water to the limiting value and the total amount of thermal energy. The relationships found between the aforementioned parameters allowed for the optimization of operational parameters in terms of obtaining the maximum amount of thermal energy.

PL

W pracy przedstawiono analizę wpływu efektów temperaturowych na zmianę stanu naprężeń w trakcie pracy złoża geotermalnego. Cel pracy został zrealizowany przy wykorzystaniu metody efektywnego sprzężenia symulacji złożowo-termalnych i geomechanicznych jako sprzężenia hydro-termo-mechanicznego (H-T-M). W ramach tego zadania zbudowano dwa syntetyczne złożowe modele symulacyjne, model przepływowo-termalny oraz model geomechaniczny. Do przepływowego modelu symulacyjnego zaimplementowano dublet otworów: jeden otwór zatłaczający zimną wodę i drugi – wydobywający gorącą wodę. Obliczenia różnych wariantów prognoz przepływu płynów złożowych i energii cieplnej dla złoża geotermalnego realizowano przy użyciu symulatorów Eclipse i Visage pod kontrolą oprogramowania Petrel firmy Schlumberger. W wyniku sprzężonych symulacji uzyskano rozkłady zmian parametrów złożowych (ciśnienia i temperatury) oraz zmian parametrów geomechanicznych (naprężeń i odkształceń) w funkcji czasu. Otrzymane wyniki obliczeń posłużyły do analizy stanu geomechanicznego złoża geotermalnego pod wpływem zmian ciśnienia i temperatury. Dzięki temu możliwe było określenie udziałów efektów temperaturowych i efektów ciśnieniowych w zmianie tensora naprężeń. Wykonane analizy pozwoliły również na wykazanie, który z tych czynników odgrywał dominującą rolę w trakcie pozyskiwania energii geotermalnej. Analiza stanu geomechanicznego została także uzupełniona o analizę stabilności skały złożowej z użyciem diagramów koła Mohra, ze szczególnym uwzględnieniem efektów temperaturowych. Sprzężone symulacje wariantowe pozwoliły na określenie optymalnych parametrów operacyjnych pracy złoża geotermalnego. Zbadano zmienność w czasie temperatury wydobywanej wody dla każdego wariantu symulacyjnego. Skorelowano ze sobą następujące parametry operacyjne: wydajność zatłaczania/odbioru wody i temperaturę zatłaczanej wody oraz wynikowe charakterystyki procesu pozyskiwania energii geotermalnej: czas redukcji temperatury wydobywanej wody do zadanej wartości i całkowitą ilość pozyskanej energii cieplnej. Znalezione zależności pomiędzy wspomnianymi parametrami pozwoliły na optymalizację parametrów operacyjnych pod kątem pozyskania maksymalnej ilości energii cieplnej.

Słowa kluczowe

EN

thermal stress; water geothermal system; transport processes in porous media; geothermal energy; production; coupled reservoir models H-T-M

PL

naprężenia termalne; geotermia wodna; procesy transportu w ośrodku porowatym; pozyskiwanie ciepła geotermalnego; sprzężone modele złożowe H-T-M

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2023
• Tom: R. 79, nr 1
• Strony: 28--43
• Opis fizyczny: Bibliogr. 30 poz., rys., tab., wykr., wz.

Twórcy

autor

Ruciński Piotr

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Szott Wiesław

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Abdulagaov I.M., Abdulagatova Z.Z., Kallaev S.N., Omarov Z.M., 2019. Heat-capacity measurements of sandstone at high temperatures. Geomechanics and Geophysics for Geo-Energy and Geo-Resources, 5(B5). DOI: 10.1007/s40948-018-0099-1.
• Ahmed B.I., Al-Jawad M.S., 2020. Geomechanical modelling and two-way coupling simulation for carbonate gas reservoir. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10: 36193648. DOI: 10.1007/s13202-020-00965-7.
• Bukowska M., Sygała A., 2015. Deformation properties of sedimentary rocks in the process of underground coal gasification. Journal of Sustainable Mining, 14: 144–156. DOI: 10.1016/j.jsm.2015.11.003.
• Dean R.H., Gai X., Stone C., Minkoff S., 2006. A Comparison of Techniques for Coupling Porous Flow and Geomechanics. SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, Texas, USA. DOI:10.2118/79709-MS. Engineering ToolBox, 2001. https://www.engineeringtoolbox.com (dostęp: 07.03.2022 r.).
• Fjaer E., Horsrud P., Raaen A.M., Risnes R., Holt R.M., 1992. Petroleum Related Rock Mechanics. Development in Petroleum Science, 33: 1–337. ISBN 9780080868912.
• Hassanzadegan A., Blöcher G., Moeck I.S., 2011. Induced Stress in a Geothermal Doublet System. Proceedings of Thirty-Sixth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California: 1–8. SGP-TR-191.
• Heidbach O., Rajabi M., Reitner K., Ziegler M., 2016. World Stress Map 2016. DFZ Data Services. DOI: 10.5880/WSM.2016.002.
• Jafari A., Vahab M., Broumand P., Khalili N., 2021. An eXtended Finite Element Method Implementation in COMSOL Multiphysics: Thermo-Hydro-Mechanical Modeling of Fluid Flow in Discontinuous Porous Media. Computer Science: Mathematical Software, 1–42. arXiv:2112.11918.
• Jarosiński M., 2006a. Recent tectonic stress field investigations in Poland: a state of the art. Geological Quarterly, 50(3): 303–321.
• Jarosiński M., 2006b. Sources of the present-day tectonic stresses in Central Europe: Inferences from finite element modelling. Geological Review, 54(8): 700–709.
• Jarosiński M., Bobek K., Głuszyński A., Durkowski K., 2021. Presentday tectonic stress from borehole breakouts in the North-Sudetic Basin (northern Bohemian Massif, SW Poland) and its regional context. International Journal of Earth Sciences, 110: 2247–2265. DOI: 10.1007/s00531-021-02073-1.
• Kenar P., Piętka W., Ruciński P., Chlebosz R., 2018. Feasibility Study of Hydraulic Fracturing Technology for Zechstein Formation from the Edge Area. 12. Polski Kongres Naftowców i Gazowników, Stowarzyszenie Naukowo-Techniczne Inżynierów i Techników Przemysłu Naftowego i Gazowniczego, 16–18.05.2018, Kraków, Poland.
• Kisra S., Donald J.A., De Gennaro V., 2015. Workflow for Determining Stresses and/or Mechanical Properties in Anisotropic Formations. Schlumberger International Patent, WO 2015/077581A1. PCT/US2014/066855.
• Liu W., Zhang L., Luo N., 2020. Elastic modulus evolution of rocks under heating–cooling cycles. Nature: Scientific Reports,13(13835): 1–8. DOI: 10.1038/s41598-020-70920-3.
• Lü C., Sun Q., Zhang W., Geng J., Qi Y., Lu L., 2017. The effect of high temperature on tensile strength of sandstone. Applied Thermal Engineering, 111: 573–579. DOI: 10.1016/j.applthermaleng.2016.09.151.
• Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J., 2009. The Rock Physics Handbook: Tool for Seismic Analysis of Porous Media. Cambridge University Press, 2nd Ed.: 1–511. DOI: 10.1017/CBO9780511626753.
• Miecznik M., 2017. Model zrównoważonej eksploatacji zbiornika wód geotermalnych w centralnej części Podhala do produkcji energii cieplnej i elektrycznej. Wydawnictwo Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, Kraków, 202: 1–184.ISBN 978-83-62922-80-2.
• Moradian Z., Behnia M., 2009. Predicting the uniaxial compressive strength and static Young’s modulus of intact sedimentary rocks using the ultrasonic test. International Journal of Geomechanics, 9: 14–19. DOI: 10.1061/(ASCE)1532-3641(2009)9:1(14).
• Różański A., Różańska A., Sobótka M., Pachnicz M., Bukowska M., 2021. Identification of changes in mechanical properties of sandstone subjected to high temperature: meso- and micro-scale testing and analysis. Archives of Civil and Mechanical Engineering, 21(28): 1–22. DOI: 10.1007/s43452-021-00187-6.
• Ruciński P., Kenar P., Pańko A., 2017. 1-D Geomechanical Modelling vs. Hydraulic Fracturing Results, Examples from Unconventional Lublin Basin, Poland. 51st U.S. Rock Mechanics/Geomechanics Symposium, San Francisco, California, USA, 25–28.06.2017. OnePetro, ARMA-2017-0541.
• Savvatis A., Steiner U., Krzikalla F., Meinecke M., Dirner S., 2019. 4D-geomechanical Simulations (VISAGETM) to Evaluate Potential Stress Relocation in Geothermal Targeted Fault System in Munich (South Germany). European Geothermal Congress: 1–8. ISBN 978-2-9601946-1-6.
• Segall P., Fitzgerald S.D., 1998. A note on induced stress changes in hydrocarbon and geothermal reservoirs. Tectonophysics, 289: 117–128. DOI: 10.1016/S0040-1951(97)00311-9.
• Settari A., Walters D.A.B., 1999. Advances in Coupled Geomechanical and Reservoir Modeling With Applications to Reservoir Compaction. SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, Texas, USA. DOI: 10.2118/51927-MS.
• Shen Y., Yang Y., Yang G., Hou X., Ye W., You Z., Xi J., 2018. Damage characteristics and thermos-physical properties changes of limestone and sandstone during thermal treatment from −30°C to 1000°C. Heat and Mass Transfer, 54(14): 1–18. DOI: 10.1007/s00231-018-2376-5.
• Słota-Valim M., Gołąbek A., Szott W., Sowiżdżał K., 2021. Analysis of Caprock Tightness for CO2 Enhanced Oil Recovery and Sequestration: Case Study of a Depleted Oil and Gas Reservoir in Dolomite, Poland. Energies, 14(11): 3065. DOI: 10.3390/en14113065.
• Somerton W.H., 1992. Thermal properties and temperature-related behavior of rock/fluid systems. Elsevier.
• Su H., Jing H., Du M., Wang C., 2016. Experimental investigation on tensile strength and its loading rate effect of sandstone after high temperature treatment. Arabian Journal of Geosciences, 9,616. DOI: 10.1007/s12517-016-2639-8.
• Zoback M.D., 2007. Reservoir Geomechanics. Cambridge University Press, Cambridge. DOI: 10.1017/CBO9780511586477.
• Zoback M.D., Barton C.A., Brudy M., Castillo D.A., Finkbeisner T., Grollimund B.R., Moos P., Peska P., Ward C.D., Wiprut D.J., 2003. Determination of stress orientation and magnitude in deep wells. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences, 40(7–8): 1049–1076. DOI: 10.1016/j.ijrmms.2003.07.001.