Conception, modélisation et analyse de la performance d’un système géothermique amélioré à fractures multiples pour la production d’électricité

Zinsalo, Joël Mètogbé (2020). Conception, modélisation et analyse de la performance d’un système géothermique amélioré à fractures multiples pour la production d’électricité. Thèse de doctorat électronique, Montréal, École de technologie supérieure.

Prévisualisation

PDF Télécharger (29MB) | Prévisualisation

Résumé

La production d’électricité par le système géothermique amélioré attire de plus en plus l’attention des chercheurs depuis une cinquantaine d’années. Le système géothermique amélioré consiste à extraire l'énergie thermique des roches chaudes et sèches par injection d'eau sous forte pression dans un réservoir artificiellement créé pour la production d'électricité. La géothermie profonde est une énergie durable, propre, et renouvelable. L’énergie géothermique est aussi une alternative aux énergies fossiles. La modélisation des différents processus dans un système géothermique amélioré est très complexe et nécessite beaucoup de recherches, développements numériques et beaucoup de temps de calcul. Dans cette thèse, plusieurs modèles sont développés pour plus de réalisme. Le réservoir géothermique considéré est anisotrope en perméabilité, hétérogène et la perte d’eau est prise en compte. La rentabilité du système géothermique amélioré dépend de plusieurs facteurs dont l’analyse est très importante en vue d’améliorer la performance du système. Plusieurs facteurs abordés dans cette thèse influencent la performance et la rentabilité du système : l’hétérogénéité du réservoir d’un système géothermique amélioré, les pertes d’eau inévitables dans le réservoir vers la formation environnante, l’espacement entre les puits d’injection et de production, l’épaisseur de fracture, l’inclinaison des puits d’injection et de production, la direction de l’écoulement régional, la disposition des puits d’injection et de production lorsque plusieurs puits sont mis en oeuvre pour la production optimale d’électricité, la sélection du fluide secondaire dans un cycle Organique de Rankine (ORC) couplé au réservoir, les stratégies d’injection du fluide dans le réservoir et sa récupération qui nécessite une analyse approfondie.

Dans les études antérieures, l’injection du fluide dans le réservoir du système géothermique amélioré est basée sur les expériences issues de l’industrie pétrolière et gazière. La stratégie d’injection est un facteur clé de succès ou d’échec d’un système géothermique amélioré. Il importe d’explorer toutes les possibilités d’injection et de récupération du fluide. L’analyse des stratégies d’injection et de récupération permet d’éviter une rupture thermique prématurée qui peut écourter la durée de vie du réservoir. La durabilité et la rentabilité d’un système géothermique amélioré sont très préoccupantes pour intéresser les gouvernants et investisseurs. Il est donc important de fournir à l'industrie une gestion améliorée des stratégies d'injection de fluide dans le réservoir afin de maximiser l'extraction de chaleur. C’est pour cette raison que la première partie de cette thèse est axée sur six scénarios en vue d’étudier les stratégies d’injection et de récupération du fluide avec un modèle de fractures discrètes sur 40 ans de production d’électricité. En se basant sur les conditions aux limites et paramètres utilisés dans cette thèse, les résultats ont montré que le scénario 1 est le meilleur avec une puissance électrique effective de 9,65 MWe. Dans ce meilleur scénario, la température de production augmente de 167,9 °C à une valeur maximale de 170,4 °C, puis diminue au fur et à mesure que l'injection continue et elle atteint 166 °C à la fin de la production. L'impédance d'écoulement du réservoir est d'environ 0,22 MPa/(kg/s). Une analyse de sensibilité a été conduite en étudiant l’influence de l’ouverture de fracture, la conductivité thermique de fracture, la distance entre fractures sur la température de production et la puissance électrique effective. Lorsque les valeurs d'ouverture de fractures sont supérieures à 0.1 mm, on constate une diminution de la température de production, de la puissance électrique effective et du temps de rupture thermique. Une distance entre fractures hydrauliques de 25 m donne des résultats intéressants et cette valeur est fortement recommandée. Les résultats obtenus dépendent fortement des propriétés physiques de la formation géologique et des propriétés thermodynamiques du fluide géothermal. La méthodologie adoptée dans cette étude peut être mise en oeuvre pour tout réservoir d’un système géothermique amélioré.

Dans un réservoir de système géothermique amélioré, la pré-existence de fractures naturelles, de petites fissures, et la variabilité des propriétés pétrophysiques rendent le réservoir hétérogène. La pré-existence de petites fissures et l’injection de l’eau sous forte pression provoque des pertes d’eau inévitable vers la formation géologique environnante. Ces deux phénomènes (hétérogénéité et pertes d’eau) sont difficiles à quantifier et ils rendent la modélisation complexe. La variabilité de la perméabilité dans toutes les directions fait que le réservoir est anisotrope en perméabilité. Pour ainsi évaluer le potentiel de production d’électricité du système géothermique amélioré, la prise en compte de l’anisotropie en perméabilité, l’hétérogénéité du réservoir et les pertes d’eau est capitale pour une production durable réelle. Dans la deuxième partie de cette thèse, l’hétérogénéité du réservoir, les pertes d’eau inévitables et l’anisotropie en perméabilité sont prises en compte. Une analyse de sensibilité sur une période de 40 ans de production a été conduite afin d'évaluer l'influence des pertes d'eau et de l'hétérogénéité du réservoir pendant toute la production. L'impact de l'inclinaison du puits, de la distance entre les puits d'injection et de production sur la température de production, et sur la puissance électrique effective a également été étudié. En négligeant les pertes d’eau dans la modélisation, la performance du système est surestimée et la durée de vie du système peut arriver plutôt que prévue. En supposant que le réservoir est homogène alors qu’il est hétérogène en réalité, la performance du système est surestimée ce qui rend la prédiction douteuse. Dans le but de quantifier l’effet de l’hétérogénéité du réservoir sur la performance du système, trois cas hétérogènes (H1, H2, H3) et un cas homogène (H4) ont été adoptés. Une combinaison de couches a été proposée et les propriétés pétrophysiques sont calculées sur la base de moyenne pondérée. Sept (7) critères de comparaison ont été établis : la température de production (comparaison de sa variation durant tout le processus d’extraction), la baisse de la température de production au puits de production qui devrait être comprise entre 5% et 15%, l’écart relatif entre la puissance électrique effective moyenne dans le cas homogène et celle obtenue dans les trois différents cas hétérogènes étudiés, la pression de production, l’impédance du réservoir qui est la chute de pression requise pour circuler 1 kg d’eau du puits d’injection au puits de production, la puissance électrique effective moyenne et le taux d’extraction de chaleur. De tous les critères établis, seul le taux d’extraction de chaleur permet de déterminer le niveau d’hétérogénéité du réservoir. Le taux d'extraction de chaleur varie de 0 à 39,4%, de 0 à 41,1%, de 0 à 42,9% et de 0 à 45,3% pour les cas H1, H2, H3 et H4, respectivement. Il sort des résultats que le cas H1 est plus hétérogène. L'inclinaison du puits a une faible influence sur la température de production. La puissance électrique effective plus élevée est obtenue dans le cas des puits verticaux dans lesquels la puissance électrique effective augmente de 9,47 MWe à 9,83 MWe en 19,3 ans et diminue de 9,83 MWe à 9,20 MWe. Plus la distance entre les puits d'injection et de production est grande, plus le réservoir doit être grand et les pertes d'eau deviennent importantes. La puissance électrique efficace maximale est obtenue pour les puits verticaux avec un espacement de 540 m, la durée de rupture thermique est de 25,6 ans et la puissance électrique effective moyenne est de 9,7 MWe. Le temps de rupture thermique augmente avec l'augmentation de l'espacement des puits. L'augmentation de la perte d'eau de 0% à 10% pour un espacement de puits de 500 m se traduit par une diminution de l'efficacité énergétique du système géothermique amélioré de 2,4-2,2 à 2,3-2,1. La direction du flux régional du puits de production au puits d'injection améliore les performances du système.

La troisième partie de ce projet de thèse aborde la possibilité d’utiliser plusieurs puits d’injection et de production pour maximiser l’extraction de la chaleur du réservoir. La disposition des puits d’injection et de production joue un rôle capital dans l’évaluation du potentiel de production d’électricité en considérant la poroélasticité du réservoir. Dans la troisième partie de cette thèse, une conception et un choix optimal de plusieurs puits d’injection et de production ont été mis en oeuvre. Neuf (9) scénarios ont été envisagés en considérant pour référence le système conventionnel à un puits d’injection et un puits de production (cas 1), un puits d’injection et deux puits de production (cas 2), un puits d’injection et trois puits de production (cas 3), trois puits d’injection alignés et un puit de production (cas 4), trois puits d’injection alignés et deux puits de production alignés (cas 5), trois puits d’injection alignés et trois puits de production alignés (cas 6), deux puits d’injection alignés et un puit de production (cas 7), deux puits d’injection alignés et deux puits de production (cas 8), deux puits d’injection alignés et trois puits de production alignés (cas 9). Toutes ces configurations ont été étudiées afin d'extraire une quantité d'énergie suffisante et de permettre au fluide d'atteindre un plus grand volume dans le réservoir hétérogène. Des résultats de l’étude, il ressort que la configuration avec trois puits d'injection et deux puits de production alignés correspondant au cas 5 offre la meilleure performance du système géothermique. L'augmentation du débit de fluide d'injection de 75 l/s à 125 l/s avec une température d'injection de 60 °C conduit à une diminution de la puissance électrique de 10,40 - 9,40 MWe à 6,84 - 4,53 MWe car plus le débit volumique est élevé, plus les pertes en eau sont grandes. La température de production moyenne après une période de 40 ans est de 164,8 °C et réduite de 3,1%, ce qui est acceptable. La température du fluide injecté et le gradient hydraulique ont une faible influence sur la température de production et le taux d'extraction de chaleur. L'effet du gradient hydraulique sur la température du fluide produit est perceptible pour une valeur de gradient hydraulique supérieure à 10 mm/m.

La quatrième partie de ce projet de thèse est réservée à l’analyse de performance et à la sélection du fluide secondaire adéquat pour la production d’électricité en couplant la centrale géothermique et le réservoir pour une utilisation durable et efficace du système géothermique amélioré à fractures multiples sur 40 ans de fonctionnement. Vingt fluides de travail ont été choisis afin de sélectionner le meilleur en fonction du rendement énergétique et du rendement exergétique. Les résultats montrent que les fluides de travail ont un effet significatif sur la température de réinjection du géofluide et un léger effet sur la température de production. La température de réinjection varie de 56,5 °C à 108,4 °C selon le fluide de travail utilisé. Le fluide de travail le plus performant était le R1233zd(E), un réfrigérant hydrofluorooléfine, ininflammable avec un impact nul sur l'appauvrissement de la couche d'ozone et un très faible potentiel de réchauffement climatique. Dans les conditions de fonctionnement du réservoir EGS, une combinaison d'une pression d'entrée maximale de la turbine de 1,6 MPa, d'un débit massique maximal de réfrigérant de 50 kg/s et d'une température de condensation de 25 °C évite une formation de gouttelettes dans la turbine. Cette combinaison donne de meilleures performances avec un rendement énergétique de 15,8 – 16,0%, un rendement exergétique de 43,5 - 44,6%, une température d'entrée de la turbine de 121,3 - 156,3 ° C, une puissance électrique nette de 1,97 - 2,32 MW sur les 40 ans de production. Le rendement énergétique et le rendement exergétique diminuent avec l’augmentation de la température du condenseur.

Titre traduit

Design, modeling and performance analysis of a multiple-fracture enhanced geothermal system for electricity generation

Résumé traduit

Electricity generation in an Enhanced Geothermal System (EGS) attracted more and more the researchers’ attention since the past fifty years. EGS consists of extracting thermal energy from Hot Dry Rock by injecting water under high pressure in an artificially created reservoir for electricity production. Deep geothermal energy is a sustainable, clean and renewable energy. Geothermal energy is also an alternative to fossil fuels. The different processes modeling in EGS is a very complex task and it requires a lot of research, numerical developments and large computing times. In this thesis, several models were developed for more realism. The geothermal reservoir considered is anisotropic in permeability, heterogeneous and water loss is taken into account. The profitability of the EGS depends on several factors, the analysis of which is very important in order to improve the system performance. Several factors studied in this thesis influence the performance and the profitability of the system: the reservoir heterogeneity of EGS, the inevitable water losses in the reservoir towards the surrounding formation, the well spacing, the fracture aperture, the well inclination, the direction of regional flow, the layout of the injection and production wells when several them are used for optimal electricity generation, the selection of the secondary fluid in the Organic Rankine cycle (ORC) coupled to the reservoir and the strategies of injecting the fluid into the reservoir and its recovery which requires in-depth analysis.

In previous studies, the injection of the fluid into the EGS reservoir is based on experiences from the oil and gas industry. The injection strategy is a key factor in the success or failure of an EGS. It is important to explore all possibilities for injecting and recovering the fluid. The analysis of injection and recovery strategies avoids premature thermal breakthrough which can shorten the reservoir lifespan. The sustainability and profitability of an EGS is of great concern to interest governments and investors. It is therefore important to provide the industry with improved management of fluid injection strategies in the EGS reservoir in order to maximize the heat mining. It is for this reason that the first part of this thesis is focused on six scenarios in order to study the injection and recovery strategies of the fluid with discrete fractures model over 40 years. Under the conditions and all parameters considered in this thesis project, the results showed that the best scenario is the first one with effective electric power of 9.65 MWe. In this scenario, the production temperature increases from 167.9 °C to a maximum value of 170.4 °C, then decreases as the injection continues and it reaches 166 °C at the end of production. The impedance of the reservoir flow is approximately 0.22 MPa/(kg/s). A sensitivity analysis was carried out by studying the influence of the fracture aperture, the fracture thermal conductivity and the distance between fractures on the production temperature and the effective electric power. For the fracture aperture values greater than 0.1 mm, there is a reduction in the production temperature, the effective electric power and the thermal breakthrough time. A distance between hydraulic fractures of 25 m gives interesting results and this value is highly recommended. The results obtained strongly depend on the physical properties of the geological formation and the fluid thermodynamic properties. The methodology adopted in this study can be implemented for any EGS reservoir.

In an EGS reservoir, the pre-existence of natural fractures, small cracks, and the variability of petrophysical properties make the reservoir strongly heterogeneous. The pre-existence of small cracks and the injection of the fluid under high pressure cause inevitable water losses to the surrounding formation. These two phenomena (heterogeneity and water losses) are difficult to quantify and they make modeling complex. The variability of the permeability in all directions means that the reservoir is anisotropic in permeability. Thus, to evaluate the electricity production potential of EGS, considering the permeability anisotropy, the reservoir heterogeneity and water losses are essential for real sustainable production. In this second part of this thesis project, the reservoir heterogeneity, the inevitable water losses and the anisotropy in permeability are considered. A sensitivity analysis over a 40-year period was carried out in order to quantify the effects of water losses and the reservoir heterogeneity during the whole process. The impact of the well inclination angle and the distance between the injection and production wells on the production temperature, the effective electrical power was also studied. By neglecting water losses in EGS modeling, the system performance is overestimated and the system lifespan may arrive rather than expected. Assuming that the reservoir is homogeneous when in fact it is heterogeneous, the performance of the system is overestimated which makes the prediction doubtful. In order to quantify the effect of the reservoir heterogeneity on the performance of the system, three heterogeneous cases (H1, H2, H3) and one homogeneous case (H4) were adopted. A combination of reservoir layers was proposed and the petrophysical properties are calculated based on weighted average. Seven (7) comparison criteria were established: the production temperature (comparison of its variation throughout the extraction process), the production temperature drop at the production well which should be between 5% and 15%, the relative difference between the average effective electric power in the homogeneous case and that obtained in the three different heterogeneous cases studied, the production pressure, the reservoir flow impedance which is the pressure drop required to circulate 1 kg of water from the injection well to the production well, the average effective electric power and the heat extraction ratio. Seven (7) comparison criteria were established: the production temperature (comparison of its variation throughout the extraction process), the production temperature drop at the production well which should be between 5% and 15%, the relative difference between the average effective electric power in the homogeneous case and that obtained in the three different heterogeneous cases studied, the production pressure, the reservoir flow impedance which is the pressure drop required to circulate 1 kg of water from the injection well to the production well, the average effective electric power and the heat extraction ratio. Of all the criteria established, only the heat extraction ratio makes it possible to determine the level of heterogeneity of the reservoir. The heat extraction ratio varies from 0 to 39.4%, 0 to 41.1%, 0 to 42.9% and 0 to 45.3% for cases H1, H2, H3 and H4, respectively. It is found that the case H1 is more heterogeneous. The inclination of the well has little influence on the production temperature. The higher effective electric power is obtained in the case of vertical wells in which the effective electric power increases from 9.47 MWe to 9.83 MWe in 19.3 years and decreases from 9.83 MWe to 9.20 MWe. The greater the distance between the injection and production wells, the larger the reservoir must be, and the water losses become significant. The maximum effective electric power is obtained for vertical wells with a well spacing of 540 m, the thermal breakthrough time is 25.6 years and the average effective electric power is 9.7 MWe. The thermal breakthrough time increases with increasing the well spacing of the well. The increase in water loss from 0% to 10% for a well spacing of 500 m results in a reduction in the energy efficiency of the improved geothermal system from 2.4- 2.2 to 2.3- 2.1. The direction of the regional flow from the production well to the injection well improves the EGS performance.

The third part of this thesis project addresses the possibility of using several injection and production wells to maximize heat extraction from the reservoir. The layout of the injection and production wells plays a crucial role in the assessment of the electricity generation potential by considering the reservoir poroelasticity. In this third part of the project thesis, a design and an optimal choice of several injection and production wells were implemented. Nine (9) different wells configurations were designed for the heat mining considering for reference the conventional doublet system with one injection well and one production well (case 1), one injection well and two production wells (case 2), one injection well and three production wells (case 3), three aligned injection wells and one production well (case 4), three aligned injection wells and two aligned production wells (case 5), three aligned injection wells and three aligned production wells (case 6), two aligned injection wells and one production well (case 7), two aligned injection wells and two aligned production wells (case 8), two aligned injection wells and three aligned production wells (case 9). All these configurations have been studied in order to extract a sufficient amount of energy and allow the fluid to reach a larger volume in the heterogeneous reservoir. From the simulated results, it is found that a five-spot well layout with three injection wells and two production wells, described in case 5, provides the best EGS performance. Increasing the injection fluid flow rate from 75 l/s to 125 l/s with an injection temperature of 60 °C leads to a decrease of the electric power from 10.40 – 9.40 MWe to 6.84 – 4.53 MWe because higher the volume flow rate, greater the water losses. The average production temperature after a 40-year period is 164.8 °C and reduced by 3.1%, which is acceptable. The injected fluid temperature and the hydraulic gradient have a low influence on the production temperature and the heat extraction ratio. The effect of the hydraulic gradient on the produced fluid temperature is noticeable for a hydraulic gradient value greater than 10 mm/m.

The fourth part of this thesis project is reserved for the selection of the appropriate secondary fluid for the production of electricity by coupling the geothermal power plant and the reservoir over 40 years of operation time. Twenty ORC working fluids were considered in order to select the best one based on the energy efficiency and the exergy efficiency. The results show the working fluids have a significant effect on the reinjection geofluid temperature and slight effect on the production temperature. The reinjection temperature varies from 56.5 °C to 108.4 °C depending on the ORC working fluid used. The best performing working fluid was R1233zd(E), a hydrofluoroolefin refrigerant, non-flammable with zero impact on ozone depletion and very low Global Warming Potential. Under the operating conditions of the EGS reservoir, a combination of a maximum turbine inlet pressure of 1.6 MPa, a maximum refrigerant mass flow rate of 50 kg/s and a condensing temperature of 25 °C prevents droplets formation in the turbine. This combination gives better performance with an energy efficiency of 15.8 –16.0%, an exergy efficiency of 43.5 – 44.6%, a turbine inlet temperature of 121.3 – 156.3 °C, a net electric power of 1.97 – 2.32 MWe. The energy efficiency and exergy efficiency decrease with increasing condenser temperature.

Type de document:	Mémoire ou thèse (Thèse de doctorat électronique)
Renseignements supplémentaires:	"Thèse par articles présentée à l’École de technologie supérieure comme exigence partielle à l’obtention du doctorat en génie". Comprend des références bibliographiques (pages 291-328).
Mots-clés libres:	système géothermique amélioré, fracture discrète, énergie renouvelable, production d’électricité, puits multiples, perméabilité anisotrope, hétérogénéité, pertes d’eau, efficacité énergétique, management de réservoir, centrale géothermique, sélection de fluide, Cycle Organique de Rankine
Directeur de mémoire/thèse:	Directeur de mémoire/thèse Lamarche, Louis
Programme:	Doctorat en génie > Génie
Date de dépôt:	19 oct. 2021 18:59
Dernière modification:	25 oct. 2021 15:56
URI:	https://espace.etsmtl.ca/id/eprint/2795

Gestion Actions (Identification requise)

Dernière vérification avant le dépôt