Тематический рубрикатор статей

Георесурсы Т.22.№4.2020
Стр.
Скачать статью

Современные тенденции в освоении геотермальных ресурсов

А.Н. Шулюпин, Н.Н. Варламова

Обзорная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2020.4.113-122

113-122
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license
На основе анализа публикаций в мировых изданиях, а также обобщения опыта освоения отечественных геотермальных месторождений, показаны современные тенденции в освоении геотермальных ресурсов. Ключевой тенденцией считается переход от дотационных к коммерческим проектам, что повышает актуальность исследований в направлениях, имеющих существенное влияние на экономическую эффективность процессов освоения ресурсов, в первую очередь, в направлении геотермальных технологий. В части дотационных проектов, ставящих перед собой исследовательские цели, наиболее актуальными являются работы по направлению EGS (Enhanced Geothermal Systems – улучшенные геотермальные системы). Причем наблюдается тенденция к созданию международных междисциплинарных коллаборационных исследовательских команд. Отмечено, что современный уровень развития технологий позволяет добывать геотермальную энергию для использования в локальных системах теплоснабжения практически в любой точке Земного шара. Вместе с тем, учитывая концентрацию мощности на единицу площади, основой современной геотермальной энергетики по-прежнему является направление, связанное с подъемом на поверхность глубинных флюидов в районах, характеризующихся наличием восходящих потоков горячих ювенильных флюидов. Указано на отставание России от мирового уровня развития в области освоения геотермальных ресурсов, в том числе, в части актуальных направлений исследований и разработок, и предложены меры по преодолению указанного отставания.
 

Геотермальная энергия, геотермальные ресурсы, горячие горные породы, подземные флюиды, геотермальное месторождение, геотермальная технология

 

  • Алишаев М.Г. (2019). Оценки показателей циркуляционной системы добычи геотермальной энергии в случае маломощного пласта. Известия Российской академии наук. Энергетика, 1, с. 140–158. https://doi.org/10.1134/S0002331019010047
  • Алхасов А.Б., Алхасова Д.А. (2019). Комплексное использование низкопотенциальных термальных вод Юга России для тепло-, водоснабжения и решения экологических проблем. Теплоэнергетика, 5, с. 82–88. https://doi.org/10.1134/S0040363619050011
  • Басманов О.Л., Кирюхин A.В., Магуськин М.А. Двигало В.Н., Рутквист Дж. (2016). Термогидрогеомеханическое моделирование вертикальных деформаций земной поверхности при эксплуатации Мутновского геотермального месторождения. Вулканология и сейсмология, 2, с. 70–82. https://doi.org/10.1134/S0742046316020032
  • Васянович Ю.А., Шулюпин А.Н., Варламова Н.Н. (2019). Оценка предельного пластового давления для парлифтной добычи флюида на Мутновском геотермальном месторождении. Горный информационно-аналитический бюллетень, S30, с. 25–32. DOI: 10.25018/0236-1493-2019-8-30-25-32
  • Веселко А.Ю. (2018). Концептуальная модель воздействия эксплуатации геотермальных месторождений на окружающую среду. Геология, география и глобальная энергия, 3, с. 38–42.
  • Горбач В.А. (2014). Проблемы утилизации отработанных геотермальных растворов. Георесурсы, 3(58), с. 44–48. https://doi.org/10.18599/grs.58.3.9
  • Дядькин Ю.Д. (1989). Разработка геотермальных месторождений. Москва: Недра, 229 с.
  • Илюхин А.В., Минцаев М.Ш., Исаева М.Р. и др. (2015). АСУТП опытно-промышленной геотермальной станции с циркуляционной схемой отбора тепла на Ханкальском месторождении Чеченской Республики. Мат. межд. научно-практ. конф.: Geoenergy. Грозный: Алеф, с. 233–240.
  • Кирюхин А.В., Федотов С.А., Кирюхин П.А. (2018). Магматические системы и условия глубинной гидротермальной циркуляции Ключевской группы вулканов по данным локальной сейсмичности и термогидродинамического моделирования. Вулканология и сейсмология, 4, с. 3–14. https://doi.org/10.1134/S0742046318040036
  • Колесников Д.В., Шулюпин А.Н., Любин А.А. (2015). Проблемы эксплуатации ГеоЭС Камчатки. Электрические станции, 4, с. 16–19. https://doi.org/10.1007/s10749-015-0601-7
  • Пашкевич Р.И., Мамаев Д.В., Павлов К.А. (2015). Термогидродинамическое моделирование Авачинской геотермальной системы с учетом данных термометрии и космических снимков. Горный информационно-аналитический бюллетень, S63, с. 63–78.
  • ПБ 07-599-03. Правила разработки месторождений теплоэнергетических вод. (2003). Москва.
  • Попов Г.В., Пашкевич Р.И. (2018). Кинетика ионного обмена лития из растворов в статических условиях. Башкирский химический журнал, 25(4), с. 46–49. https://doi.org/10.17122/bcj-2018-4-46-49
  • Рамазанов М.М., Каракин А.В., Лобковский Л.И. (2019). Математическая модель движения растворов с учётом осмотического эффекта. Доклады Академии наук, 489(1), с. 75–79. https://doi.org/10.31857/S0869-5652489175-79
  • Шулюпин А.Н. (2011). Вопросы гидравлики пароводяной смеси при освоении геотермальных месторождений. Владивосток: Дальнаука, 262 с.
  • Шулюпин А.Н. (2019). Способы обеспечения устойчивой работы пароводяных скважин. Георесурсы, 21(1), c. 99–106. https://doi.org/10.18599/grs.2019.1.99-106
  • Шулюпин А.Н., Чермошенцева А.А. (2016). Семейство математических моделей WELL-4 для расчета течений в пароводяных геотермальных скважинах. Математическое моделирование, 28(7), с. 56–64.
  • Шулюпин А.Н., Чернев И.И. (2012). Проблемы и перспективы освоения геотермальных ресурсов Камчатки. Георесурсы, 1(43), с. 19–21.
  • Aguiar A.C., Myers S.C. (2019). Microseismic Focal Mechanisms and Implications for Changes in Stress During the 2014 Newberry EGS Stimulation. Proc. 44th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford. https://doi.org/10.1785/0120190011
  • Alimonti C., Berardi D., Bocchetti D., Soldo E. (2016). Coupling of energy conversion systems and wellbore heat exchanger in a depleted oil well. Geothermal Energy, 4(11), 17 p. https://doi.org/10.1186/s40517-016-0053-9
  • Banwell C.J. (1955). Physical investigations. Geothermal steam for power in New Zealand. New Zealand, 117, pp. 45–74.
  • Belova T.P. (2019). XRD-investigations of the mechanism of lithium sorption from the separated liquid of the Pauzhetskaya geothermal power plant (Kamchatka) by modified zeolites. IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science, 367, 4 p. https://doi.org/10.1088/1755-1315/367/1/012004
  • Bertani R. (2009). Geothermal energy: an overview on resources and potential. Proc. Int. Conf. on national development of geothermal energy use. Slovakia, 17 p.
  • Bertani R. (2016). Geothermal power generation in the world 2010-2014 update report. Geothermics, 60, pp. 31–43. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2015.11.003
  • Cheik H.S., Ali H.A. (2015). Prefeasibility design of single flash in Asal geothermal power plant 2x25 MW, Djibouti. Proc. World Geothermal Congress 2015. Melbourne, Australia, 25030.
  • Chen Y., Huang L., EGS Collab Team. (2019). Optimal design of 3D borehole seismic arrays for microearthquake monitoring in anisotropic media during stimulations in the EGS collab project. Geothermics, 79, pp. 61–66. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2019.01.009
  • Delnov Y., Shulyupin A. (1996). Geothermal power generation in Kamchatka, Russia. Proc. Annual Meet. of the Geothermal Resources Council: Transactions – geothermal resources council. Portland, 20, pp. 733–736.
  • Garcia-Gutierrez A., Martinez-Estrella J.I., Ovando-Castelar R., Vazquez-Sandoval A., Rosales-López C. (2015). Thermal Efficiency of the Los Humeros Geothermal Field Fluid Transportation Network. Proc. World Geothermal Congress-2015. Melbourne, Australia, 25007.
  • Ghaderi I. (2010). Comprehensive comparison between transmission two-phase flow in one line and two line separately for 50 MWe power plant in Sabalan, Iran. Proc. World Geothermal Congress. Bali, Indonesia, 2501.
  • Gorbach V.A. (2019). Purification of the used geothermal heater carrier from arsenic compounds. IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science, 249, 5 p. https://doi.org/10.1088/1755-1315/249/1/012037
  • Gould T.L. (1974). Vertical two-phase steam-water flow in geothermal wells. Journal of Petroleum Technology, 8, pp. 833–842. https://doi.org/10.2118/4961-PA
  • Gudmundsdottir H., Jonsson M.T. (2015). The Wellbore simulator FloWell – model enhancement and verification. Proc. World Geothermal Congress. Melbourne, Australia, 22071.
  • Holmberg H., Acuña J., Næss E., Sønju O.K. (2016). Numerical model for nongrouted borehole heat exchanges, part 2 – Evaluation. Geothermics, 59, pp. 134–144. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2014.11.002
  • Horne R.N. (2015). Introduction to the World Geothermal Congress 2015. Technical Program. Proc. World Geothermal Congress. Melbourne, Australia.
  • Irsamukhti R., Putra A.P., Novianto. (2015). Evaluation of James lip pressure method for low flow rate geothermal well: ML-5 case study. Proc. World Geothermal Congress. Melbourne, Australia, 25023.
  • Iry S., Rafee R. (2019) Transient numerical simulation of the coaxial borehole heat exchanger with the different diameters ratio. Geothermics, 77, pp. 158–165. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2018.09.009
  • James R. (1970). Factors controlling borehole performance. Geothermics, 2, pp. 1502–1515. https://doi.org/10.1016/0375-6505(70)90470-0
  • Kiryukhin A.V., Vorozheikina L.A., Voronin P.O., Kiryukhin P.A. (2017). Thermal and permeability structure and recharge conditions of the low temperature Paratunsky geothermal reservoirs in Kamchatka, Russia. Geothermics, 70, pp. 47–61. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2017.06.002
  • Koohi-Fayegh S., Rosen M.A. (2018). Long-term study of vertical ground heat exchangers with varying seasonal heat fluxes. Geothermics, 75, pp. 15–25. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2018.03.010
  • Lee K.C., Jenks D.G. (1989). Ohaaki geothermal steam transmission pipelines. Proc. 11-th New Zealand Geothermal Workshop. New Zealand, pp. 25–30.
  • Lu J., Ghassemi A. (2019). Coupled THMS Modeling of Fractured Reservoir Stimulation with Application to EGS Collab. Proc. Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford, 13 p.
  • Lund J.W., Boyd T.L. (2016). Direct utilization of geothermal energy 2015 worldwide review. Geothermics, 60, pp. 66–93. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2015.11.004
  • Lund J.W., Gawell K., Boyd T.L., Jennejohn D. (2010). The United State of America Country Updade 2010. Proc. World Geothermal Congress 2010. Bali, Indonesia, 0102, 18 p.
  • Michalski A., Klitzsch N. (2019). First field application of temperature sensor modules for groundwater flow detection near borehole heat exchanger. Geothermal Energy, 7:37, 16 p. https://doi.org/10.1186/s40517-019-0152-5
  • Mubarok M.H., Zarrouk S.J. (2017). Discharge stimulation of geothermal wells: Overview and analysis. Geothermics, 70, pp. 17–37. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2017.05.012
  • Newson J. (2015). Geothermal Conference Publications: what are we talking about? Proc. World Geothermal Congress. Melbourne, Australia, 00001.
  • Norbeck J.H., McClure M.W., Horne R.N. (2018). Field observations at the Fenton Hill enhanced geothermal system test site support mixed-mechanism stimulation. Geothermics, 74, pp. 135–149. https://doi.org/10.1016/j.geothermics.2018.03.003
  • On M.D.G., Andrino R.P. (2015). Evaluation of hydraulic stimulation-induced permeability enhancement. Proc. World Geothermal Congress. Melbourne, Australia, 22094.
  • Palachio A. (1990). Effect of heat transfer on the performance of geothermal wells. Geothermics, 19(4), pp. 311–328. https://doi.org/10.1016/0375-6505(90)90035-A
  • Pashkevich R.I., Mamaev D.V. (2019). Thermo-hydrodynamic model of the Koshelev geothermal system, Kamchatka, Russia. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 367(012013), 8 p. https://doi.org/10.1088/1755-1315/367/1/012013
  • Pashkevich R.I., Muratov P.V. (2015). Film condensation in a large diameter tube with upward steam flow. International Journal of Heat and Mass Transfer. 81, pp. 804–810. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2014.11.001
  • Pasikki R.G., Libert F., Yoshioka K., Leonard R. (2010). Well stimulation techniques applied at the Salak geothermal field. Proc. World Geothermal Congress. Bali, Indonesia, 2274.
  • Potapov V.V., Fediuk R.S., Gorev D.S. (2020). Membrane concentration of hydrothermal SiO2 nanoparticles. Separation and Purification Technology, 251, 15 p. https://doi.org/10.1016/j.seppur.2020.117290
  • Rizaldy, Zarrouk S.J. (2016). Pressure drop in large diameter geothermal two-phase pipelines. Proc. 38th New Zealand Geothermal Workshop. New Zealand, pp. 1–5.
  • Shulyupin A.N., Chernev I.I. (2015). Some methods for reducing of steam deficit at geothermal power plants exploitation: Experience of Kamchatka (Russia). Geothermal Energy, 3:23, 11 p. https://doi.org/10.1186/s40517-015-0042-4
  • Siratovich P., Cole J., Heap M., Villeneuve M., Reuschle T., Swanson K., Kennedy B., Gravley D., Lavallee Y. (2015a). Experimental thermal stimulation of the Rotokawa Andesite. Proc. World Geothermal Congress. Melbourne, Australia, 22044.
  • Siratovich P.A., Villeneuve M.C., Cole J.W., Kennedy B.M., Bégué F. (2015b). Saturated heating and quenching of three crustal rocks and implications for thermal stimulation of permeability in geothermal reservoirs. International Journal of Rock Mechanics & Mining Sciences, 80, pp. 265–280. https://doi.org/10.1016/j.ijrmms.2015.09.023
  • Tachimori M. (1982). A numerical simulation model for vertical flow in geothermal wells. Proc. Stanford Workshop. Stanford, 8, pp. 155–160.
  • Wigly D.M. (1989). Separation plant and pipework design – Ohaaki steam field. Proc. 11-th New Zealand Geothermal Workshop. New Zealand, pp. 19–24.
  • Xu T., Liang X., Feng B., Jiang Zh. (2019). Geologic Setting of the Potential EGS Site at the Gonghe Basin, China: Suitability for Research and Demonstration of Hot Dry Rock Geothermal Energy Development. Proc. 44th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford.
  • Ye Zh., Vachaparampil A., Zhou X., Ghassemi A., Kneafsey T. (2019). Failure Behavior of the Poorman Schist and Its Fractures from EGS Collab Stimulation Site. Proc. 44th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford.
  • Zhang J., Xie J., Liu X. (2019a). Numerical evaluation of heat extraction for EGS with tree-shaped wells. International Journal of Heat and Mass Transfer, 134, pp. 296–310. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2018.12.171
  • Zhang Y., Feng J., Wu X. (2019b). Analysis of HDR resources development potential in North China. Proc. 44th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering. Stanford.
  • Zhao H.D., Lee K.C., Freeston D.H. (2000). Geothermal two-phase flow in horizontal pipes. Proc. World Geothermal Congress. Kyushu-Tohoku, pp. 3349–3353.
  •  

Александр Николаевич Шулюпин
Хабаровский Федеральный исследовательский центр Дальневосточного отделения РАН
Россия, 680000, Хабаровск, ул. Дзержинского, д. 54
Тел: +7 (4212) 32-79-27; e-mail: ans714@mail.ru

Наталья Николаевна Варламова
Хабаровский Федеральный исследовательский центр Дальневосточного отделения РАН
Россия, 680000, Хабаровск, ул. Дзержинского, д. 54

 

Для цитирования:

Шулюпин А.Н., Варламова Н.Н. (2020). Современные тенденции в освоении геотермальных ресурсов. Георесурсы, 22(4), c. 113–122. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.4.113-122
 

For citation:

Shulyupin A.N., Varlamova N.N. (2020). Current trends in the development of geothermal resources. Georesursy = Georesources, 22(4), pp. 113–122. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2020.4.113-122
 
© 2024 Коллектив авторов