Geotermia petrotermalna czyli „gorąca woda ze skały” Wraz z postępem naukowo-technicznym w różnych dziedzinach, również i w geotermii, rozwijają się coraz to nowe technologie.

W przypadku wykorzystania energii geotermalnej stosunkowo nową i przyszłościową technologią są wspomagane systemy geotermalne (EGS – Enhanced Geothermal Systems), związane z geotermią petrotermalną. Technologia ta różni się znacznie w swojej istocie od powszechnie znanej geotermii  hydrotermalnej. Pojęcie „systemy lub technologie petrotermalne” oznacza pozyskiwanie i wykorzystanie zasobów energii geotermalnej zgromadzonej w nieprzepuszczalnych bądź słabo przepuszczalnych skałach znajdujących się na dużych głębokościach w Ziemi.

 

zobacz także:

Systemy binarne w geotermii

Geotermia tunelowa

 

Klasyfikacja systemów geotermalnych według kryteriów głębokości warstwy użytkowej do pozyskiwania energii oraz możliwości wykorzystania energii daje w efekcie ich podział na geotermię przypowierzchniową oraz na geotermię głęboką. Wartość głębokości granicznej geotermii przypowierzchniowej i głębokiej jest umowna, ale najczęściej wynosi ona do 150 m (max. 400 m). Kryterium decydującym jest także temperatura złoża.

Wody podziemne, znajdujące się w warstwach wodonośnych hydrotermalnych zbiorników użytkowych, wydobywane są za pomocą pompy głębinowej umieszczonej w otworze wiertniczym produkcyjnym (eksploatacyjnym) na powierzchnię, gdzie znajduje się część naziemna instalacji hydrotermalnej. W wymienniku ciepła pobrana zostaje energia cieplna z wód geotermalnych, a następnie surowiec ten, o niższej temperaturze, zostaje z powrotem wprowadzony do górotworu (do warstwy przyjmującej) przez otwór iniekcyjny (chłonny), znajdujący się w odpowiedniej odległości od otworu produkcyjnego. Ponowne zatłoczenie wykorzystanych wód do podłoża skalnego jest wymogiem koniecznym, pozwalającym spełnić odpowiednie normy hydrogeologiczne (utrzymać reżim hydrauliczny złoża, gwarantując możliwość jego długotrwałej eksploatacji i odnawialność zasobów), a także środowiskowe (wprowadzanie często wysokozmineralizowanych, np. silnie zasolonych, wód do pierwotnego środowiska pozwala na uniknięcie ich utylizacji na powierzchni Ziemi). Funkcjonujący w ten sposób system oparty jest na zasadzie dubletu geotermalnego i jest zamkniętym systemem pierwotnym.

Energia cieplna pozyskana w wymienniku ciepła rozprowadzana jest do odbiorców systemem wtórnym. W przypadku wydobywania wód geotermalnych słabo zmineralizowanych, bądź niezasolonych, w szczególnych sytuacjach można zastosować system geotermalny składający się tylko z jednego otworu – eksploatacyjnego. Sposób taki nie jest jednak korzystny ze względu na konieczność utrzymania reżimu hydraulicznego zbiornika na poziomie opłacalnym do długotrwałego wykorzystania i zapewnienie odnawialności jego zasobów. Z tego powodu wskazane jest włączenie do systemu drugiego odwiertu – chłonnego. W systemie zamkniętym – dubletu geotermalnego, wody podziemne są nośnikiem energii geotermalnej i nie podlegają sczerpywaniu. Do celów gospodarczych wyeksploatowana zostaje jedynie energia, nie zaś wody.

 

Geotermia hydrotermalna

 

Rys. Zasada działania zamkniętego systemu hydrogeotermalnego (dubletu geotermalnego) i jego najważniejsze elementy: 1 – otwór produkcyjny, 2 – pompa produkcyjna, 3 – wymiennik ciepła, 4 – otwór iniekcyjny, 5 – urządzenia filtrujące, 6 – system utrzymania (kontroli) ciśnienia, 7 – sieć ciepłownicza

Geotermia petrotermalna – EGS (Enhanced Geothermal Systems) – wspomagane systemy geotermalne

Przyszłościowy potencjał energii ciepła Ziemi, możliwy do zagospodarowania w basenach sedymentacyjnych, stanowią tzw. gorące skały – suche warstwy skalne (lite, o bardzo niskiej przepuszczalności i porowatości) bądź wodonośne, lecz o niewystarczającej przepuszczalności. Pojęcie to odnosi się do warstw skalnych, w których nie występują odpowiednio duże naturalne zasoby wód, nadające się do długotrwałego i opłacalnego wykorzystania. Skały te wyróżniają się jednak dużym potencjałem energii geotermicznej, który można wykorzystać za pomocą zastosowania specjalnego systemu i technologii.
Technologie wykorzystujące gorące skały do pozyskiwania energii geotermalnej zwane są geotermią petrotermalną. W Europie funkcjonuje pojęcie „wspomagane systemy geotermalne – Enhanced Geothermal Systems”, w Ameryce zaś „Engineered Geothermal Systems”. Oparte są one na eksploatacji energii geotermalnej zgromadzonej w gorących suchych skałach (HDR – Hot Dry Rock) bądź wtórnie (sztucznie) w szczelinowanych gorących skał wodonośnych (HFR – Hot Fractured Rock; HWR – Hot Wet Rock), polegającej na zastosowaniu odpowiedniej technologii stymulacji tych skał (np. stymulacja hydrauliczna – hydraulic fracturing). 

 Schemat instalacji HDR

Rys. Schemat instalacji HDR – Hot Dry Rock

 

Pierwszy duży projekt HDR w Europie zrealizowany został w we Francji, w alzackiej miejscowości Soultz-sous-Forêts, położonej niedaleko granicy z Niemcami. Lokalizacja tego projektu związana jest z bardzo korzystnymi warunkami geotermalnymi Rowu Górnego Renu – jednostki geologiczno-tektonicznej. W 1997 roku, podczas trwającego cztery miesiące testu, dzięki wymiennikowi ciepła w głębi Ziemi o powierzchni przynajmniej 3 km2 wydobyto wodę o temperaturze 1420C. Następnie pogłębiono pierwotne odwierty o głębokości 3500 m do głębokości ponad 5000 m, aby osiągnąć poziom temperatury 2000C. Rozpoczęto tym samym realizację unijnego pilotażowego projektu badawczego do produkcji energii elektrycznej – elektrowni geotermalnej wykorzystującej parę wodną o temperaturze ok. 1800C.

Prace nad projektem HDR w Soultz rozpoczęto w 1987 roku. Pierwsza faza realizacji projektu trwała 10 lat. W tym czasie wykonano odwierty, pierwszy – iniekcyjny (GPK1) o głębokości 3590 m, drugi – produkcyjny (GPK2) o głębokości 3876 m, w odległości 450 m od siebie. Na głębokościach tych stwierdzono temperaturę skał przekraczającą 1650C. Pierwsze testy hydrauliczne wykazały możliwość stałej cyrkulacji wody w ilości 25 l/s o temperaturze powyżej 1400C, bez strat wody. Moc elektryczna wymagana do wtłaczania wody w głąb złoża wynosi 250 kW, szacowana moc cieplna instalacji wynosi zaś 10 MW. Doświadczenie wykazało również, że projekt może być monitorowany prawie automatycznie, w sposób nieskomplikowany oraz że nie wpływa negatywnie na środowisko przyrodnicze.

 Podczas drugiej fazy projektu w Soultz (1998–2001) pogłębiono odwiert GPK2 do poziomu 5000 m i stwierdzono temperaturę skał złożowych 2000C. W czerwcu 2008 roku elektrownia geotermalna w Soultz rozpoczęła swoje działanie. Obecnie moc elektryczna turbiny wynosi 1,5 MW, a jej docelowa moc wyniesie 6 MW.

Szwajcaria – Bazylea

Kolejny europejski projekt badawczy (HFR) przewidujący wykorzystanie zasobów energii geotermalnej zgromadzonej w gorących nieprzepuszczalnych skałach miał być realizowany w rejonie Bazylei – szwajcarskiego miasta położonego również na obszarze Rowu Górnego Renu. Projekt o nazwie „Deep Heat Mining Projekt in Basel” jest projektem pilotażowym, realizowanym wspólnie przez firmy Geopower Basel AG oraz Geothermal Explorers Ltd.

 W 2001 roku wykonano drugi próbny odwiert badawczy (Zoll Otterbach 2) o głębokości 2755 m. Pierwszy próbny odwiert badawczy w 1999 roku nie powiódł się z powodu problemów geologicznych i technicznych. Projekt przewidywał wykonanie trzech kolejnych odwiertów próbnych o głębokości od 2700 do 5000 m i wykorzystanie wody o temperaturze 2000C. Do 2009 roku planowano wybudować elektrownię o mocy elektrycznej 6 MW (do 14 MW z zastosowaniem dodatkowej turbiny gazowej) i 17 MW mocy cieplnej.

 

W grudniu 2006 roku w Basel Kleinhünigen wykonywany był otwór (Basel 1) do głębokości 5009 m. Następnie, poprzez wprowadzenie do otworu 12 000 m3 wody pod wysokim ciśnieniem, przeprowadzono stymulację warstwy skał w celu szczelinowania skał i zwiększenia ich przepuszczalności. Przy zabiegu tym mogą występować niewielkie zjawiska sejsmiczne, tzw. mikrowstrząsy, które rejestrowane są tylko przez bardzo czułe urządzenia pomiarowe. Podczas wtłaczania wody do odwiertu w grudniu 2006 roku nastąpiły jednak nie tylko przewidywane mikrowstrząsy, lecz również wstrząsy niespodziewane, silniejsze i odczuwalne, o sile 3,4 w skali Richtera. W następstwie miały miejsce także kolejne mniejsze wstrząsy o magnitudzie 0,5–1, trzęsienie o sile 3,1 w styczniu 2007 roku oraz kolejne wstrząsy (w tym dwa o sile powyżej 3 w skali Richtera). Wstrząsy następowały, mimo że w grudniu 2006 po pierwszym trzęsieniu zaprzestano dalszego wtłaczania wody do otworu. Na skutek tych trzęsień ziemi powstało wiele uszkodzeń budynków, ponadto wpłynęło to też negatywnie na opinię mieszkańców miasta i okolic. (…)

Niemcy – Groß Schönebeck

Jednym z europejskich projektów pilotażowych w zakresie zastosowania wspomaganych systemów geotermalnych dla skał wodonośnych o niskiej przepuszczalności, które są sztucznie szczelinowane, jest „geotermalne laboratorium in-situ” Groß Schönebeck w landzie Brandenburgia. Projekt ten zlokalizowany jest w północnych Niemczech na obszarze jednostki geologiczno-tektonicznej, jaką jest basen sedymentacyjny – Basen Północnoniemiecki.

Projekt rozwijany jest przez niemiecki instytut badawczy o światowej renomie, GeoForschungsZentrum (GFZ Potsdam) – Centrum Badawcze Nauk o Ziemi w Poczdamie. Głównym celem tego przedsięwzięcia jest przeprowadzenie badań nad możliwością i gospodarczą opłacalnością produkcji energii elektrycznej z wykorzystaniem wody geotermalnej o temperaturze 1500C wydobywanej z głębokości ok. 4 km z warstwy słabo przepuszczalnych skał piaskowcowych. Aby zwiększyć przepuszczalność warstwy skalnej i wydajność eksploatacji wód, zastosowano metody stymulacji skał i stworzono sztuczne szczeliny w horyzoncie skał użytkowych.

 Realizacja projektu rozpoczęła się w 2000 roku. Postanowiono wykorzystać stary, nieczynny otwór geologiczny (E GrSk 3/90) służący do poszukiwań gazu ziemnego. Otwór ten został w 2003 roku pogłębiony do poziomu ok. 4300 m i uruchomiony ponownie. Przetestowano metodę stymulacji skał (szczelinowanie hydrauliczne – hydraulic fracturing). W 2006 roku wykonano geotermalny otwór badawczy do poziomu 4400 m (Gt GrSk 4/05), aby sprawdzić parametry złoża w czasie eksperymentu polegającego na cyrkulacji wody między otworami. (…)

 Jak uważają naukowcy z GFZ Potsdam, przyszłość geotermii w Europie Środkowej może być postrzegana optymistycznie. Sukces pilotażowego projektu badawczego Groß Schönebeck udowadnia, że w warunkach geologicznych występujących na obszarze Niżu Środkowoeuropejskiego możliwe jest wykorzystanie wód geotermalnych do produkcji energii elektrycznej, oczywiście dzięki zastosowaniu odpowiednich technologii. Dobrym przykładem z tego obszaru jest również elektrociepłownia geotermalna Neustadt-Glewe w północnych Niemczech, działająca od 2003 roku. Ze względu na podobieństwo warunków geologicznych rozwój projektów związanych z systemami petrotermalnymi w różnych miejscach w Europie może być wzorcem, pomocą i doświadczeniem dla rozwoju wielu podobnych projektów na świecie.

 

Literatura:
Artykuł opracowano na podstawie pracy magisterskiej – K. Smętkiewicz, Perspektywy wykorzystania wód geotermalnych w Łodzi i regionie – studium przykładowo-porównawcze z obszarów: Niż Polski (Polska Środkowa; województwo łódzkie) i północno-wschodnia część Niemiec (Landy Brandenburgia, Meklemburgia-Pomorze Przednie), Wydział Nauk Geograficznych, Uniwersytet Łódzki, 2007

  • www.infogeo.de/dokumente
  • www.unendlich-viel-energie.de/de/erdwaerme.html
  • de.wikipedia.org/wiki/Geothermie
  • de.wikipedia.org/wiki/Hot-Dry-Rock-Verfahren
  • www.geothermie.de
  • www.geothermal.ch/
  • www.seismo.ethz.ch/
  • www.geopower-basel.ch/
  • www.wsu.bs.ch/geothermie
  • www.risiko-dialog.ch
  • de.wikipedia.org/wiki/Deep_Heat_Mining_Basel
  • www.soultz.net/version-en.htm
  • www.gfz-potsdam.de
  • www.geothermal.marin.org/

 Karolina Smętkiewicz, Redakcja GLOBEnergia

 

Cały artykuł – GLOBEnergia 1/2010