乾熱岩發電

乾熱岩地熱發電的流程為:注入井將低溫水輸入熱儲水庫中, 經過高溫岩體加熱後, 在臨界狀態下以高溫水、汽的形式通過生產井回收發電。發電後將冷卻水排至注入井中, 重新循環, 反覆利用。乾熱岩地熱發電不僅可大幅降低溫室效應和酸雨對環境污染的影響而且具有電價競爭力。在採用先進的鑽井和人工熱儲水庫技術條件下, 乾熱岩地熱發電比傳統火力、水力發電更具有電價競爭力, 屆時乾熱岩地熱資源將成為全球的主導能源之一。

基本介紹

• 中文名：乾熱岩發電
• 外文名：Xerothermal power generation
• 學科：能源
• 領域：新能源
• 類型：發電
• 特點：乾熱岩

套用

世界上迄今利用的地熱能為距地表10km以內的熱能,已探明的地熱資源約為12.6×1026J , 相當於全球煤的經濟可采儲量所含熱量的7萬多倍。乾熱岩(HDR)是由地球深處的輻射或固化岩漿的作用, 在地殼中蘊藏的一種不存在水或蒸汽的高溫岩體, 地球上的乾熱岩資源占已探明地熱資源的30%左右,其中距地表4km～6km岩體溫度為200℃的熱乾岩具有較高的開採和利用價值。

乾熱岩作為一種可再生的清潔能源,可在地熱發電中得到套用。乾熱岩地熱發電不僅可大幅降低溫室效應和酸雨對環境污染的影響而且具有電價競爭力。

隨著日本地震引發福島核電站事故，核電發展在全球降溫，而採用化石能源也越來越受到碳減排的制約，發展清潔能源成為各國加快發展的關鍵，而我國隨著國民經濟高速發展，目前碳排放已居世界第一。繼續增大碳排放量必然受到西方大國的反制。因此發展清潔能源是為我國經濟高速發展提供能源保障的必然之選。目前雖然太陽能、風能、水能都是清潔能源，但水能經過幾十年持續開發，繼續發展潛力有限，而風、光能成本仍是制約其進一步發展的關鍵。在這種形勢下，發展地熱資源成為一種相對經濟、可行的途徑。地熱能中乾熱岩是一種分布最為廣泛、熱儲量最大的一類能源載體。

資源介紹

乾熱岩是指一種沒有水或蒸汽的熱岩體，主要是各種變質岩或結晶岩類岩體。乾熱岩埋藏於距地下2000～6000m 的深處，溫度為150～650℃。美國人莫頓和史密斯於1970 年提出利用地下乾熱岩體發電的構想。1972 年，他們在新墨西哥州北部打了2 口約4000m 的深斜井，從一口井中將冷水注入到乾熱岩體， 從另一口井取出由岩體加熱產生的蒸汽，功率達2300kW。進行乾熱岩發電研究的還有日本、英國、法國、德國和俄羅斯，但迄今尚無大規模套用。乾熱岩發電系統較乾蒸汽發電系統的蒸汽溫度更高。美國洛斯-阿拉斯國家實驗室在實驗基地鑽2 口井，其深度約為3000m，溫度約為200℃，1977 年首次進行了循環實驗，證實了這一方案的可行性。自1985 年以來，日本新能源和產業技術綜合開發機構（NFDO）在山形縣某試驗場實施了乾熱岩工程。到1991 年，通過3 個1800m 深的生產井和1 個回灌井提取熱量。世界上每年獲取的乾熱岩能量約為255 TWh，相當於430 萬桶原油。首先鑽一口注入井，並進行壓裂，形成裂縫破碎帶，再鑽一口橫穿該裂縫破碎帶的生產井，然後將高壓水從加壓井向下泵入，橫穿蓄水池，水流過熱岩中的人工裂隙而過熱（水、汽溫度可達150～200℃），並從生產井泵上來。發電後的冷卻水再次通過高壓泵注入地下熱交換系統進行循環利用。乾熱岩發電的整個過程都是在一個封閉的系統內進行，即沒有硫化物等有毒、有害物質或堵塞管道的物質，也無任何環境污染，其采熱的關鍵技術是在不滲透的乾熱岩體內形成熱交換系統。乾熱岩蘊藏的熱能十分豐富，比蒸汽型、熱水型和地壓型地熱資源大得多，比煤炭、石油、天然氣蘊藏的總能量還要大。地下熱岩的能量能被自然泉水帶出的幾率僅有1%，而99%的熱岩是乾熱岩，沒有與水共存，因此，乾熱岩發電的潛力很大。在正常地溫梯度地區（3℃/100m），採用常規技術，發電成本達23 美分/kW.h，但如果採用線性先進鑽井技術，發電成本可降低到6 美分/kW.h，而我國大慶地區地溫梯度達到4℃/100m 以上，發電成本將更低。如果考慮中國鑽井成本低於美國，則發電成本更低。

利用乾熱岩發電與傳統的熱電站發電的區別主要是采熱方式不同。乾熱岩地熱發電的流程為:注入井將低溫水輸入熱儲水庫中, 經過高溫岩體加熱後, 在臨界狀態下以高溫水、汽的形式通過生產井回收發電。發電後將冷卻水排至注入井中, 重新循環, 反覆利用。在此閉合回流系統中不排放廢水、廢物、廢氣,對環境沒有影響。

天然的乾熱岩沒有熱儲水庫, 需在岩體內部形成網裂縫, 以使注入的冷水能夠被乾熱岩體加熱形成一定容量的人工熱儲水庫。人工網裂縫熱儲水庫可採用水壓法、化學法或定向微爆法形成。其中, 水壓法套用最廣, 它是向注水井高壓注入低溫水, 然後經過乾熱岩加熱產生非常高的壓力。在岩體緻密無裂隙的情況下, 高壓水會使岩體在垂直最小地應力方向上產生許多裂縫。若岩體中本來就有少量天然節理, 則高壓水會先向天然節理中運移, 形成更大的裂縫, 其裂縫方向受地應力系統的影響。隨著低溫水的不斷注入, 裂縫持續增加、擴大, 並相互連通, 最終形成面狀的人工熱儲水庫, 而其外圍仍然保持原來的狀態。由於人工熱儲水庫在地面以下, 可利用微震監測系統、化學示蹤劑、聲發射測量等方法監測, 並反演出人工熱儲水庫構造的空間三維分布。

從生產井提取到高溫水、蒸汽等中間介質後, 即可採用常規地熱發電的方式發電, 包括直接蒸汽法、擴容法以及中間介質法等。由於直接蒸汽法要求從井下取出高溫蒸汽, 效率較低, 因此套用較少。擴容法是將生產井中的熱水先輸送至擴容器, 通過減壓擴容產生的蒸汽推動汽輪機發電。我國西藏羊八井地熱電站即屬擴容法地熱發電。目前研究較多的是套用中間介質法地熱發電, 例如有機蘭金循環和卡里納循環等。蒸發器是中間介質法乾熱岩發電的關鍵設備, 地熱水通過蒸發器把低沸點物質加熱, 使其產生高壓蒸汽並通過汽輪機發電, 做完功的排氣在冷凝器中被還原成液態低沸點物質。

套用實例

從1985年開始,日本新能源與工業技術開發組織(N EDO)在Hijiori 實驗站開始了對乾熱岩發電的鑽探、水壓人工裂石、裂隙構圖、人工熱儲水庫等關鍵技術的研究。1991 年, 該實驗站通過一個注水井(SKG-2)和3 個生產井(HDR-1 、HDR-2 和HDR-3),將地下1 800 m 溫度為250 ℃的熱水和蒸汽抽出。其中, 滲漏的水大約占注入水的20%, 其餘的經生產井回收, 熱水和蒸汽輸出的熱能約8MW。

1992年, 該實驗站又在2200m的深度人工致裂了一個溫度為270℃的熱儲水庫, 1994 年, 重新修整HDR-2井並命名為HDR-2a ,從1995 年到1996年,該實驗站將HDR-1改為注水井,HDR-2和HDR-3作為2個生產井進行短期循環測試和評估研究。從2000年11月到2002年8月, Hijio ri 實驗站進行約2年的循環測試, 並在當地建立了乾熱岩發電廠。

潛力

我國高溫岩體乾熱岩地熱資源儲量豐富，地殼深層岩體溫度高。我國東部地區地殼薄,有利於開發傳導型地熱, 東部沿海地區如廣東、福建等省區位於太平洋板塊邊緣，是地熱利用的有利地區。我國西藏南、滇西、川西屬喜馬拉雅地熱帶，有資料介紹鑽井2000m 即可獲得200℃的高溫熱水, 是地熱最有利地區。松遼盆地與渤海灣盆地正里地慢軟流圈上涌區,是地慢熱能上涌外泄的主要地區, 平均地溫梯度可達4℃/100m 左右。大慶油田龍深1 井，鑽深6000m, 溫度高達260℃,1979 年陽深1 井，深4651m 溫度192℃，2006 年葡深1 井，深5500m，溫度220℃，徐深22 井，深5320m，溫度210℃。

2005 年美國能源部地熱技術項目辦公室發起了對“ 增強地熱系統” 地熱能的評估，由麻省理工學院提交的地熱能的未來》認為“在五十年內，增強地熱系統將能提供1108kW 或更多的成本上有競爭力的發電容量”。我國國土面積與美國相當，又是火山活動、地震活動多於美國的地域，美國提出的這一構想可供我們借鑑。

工程技術

乾熱岩發電地面工程、機組與常規發電差別並不大，所不同的是地下工程投入較大。鑽井與壓裂改造、完井投資占總投資的1/2 左右。目前國際常用的技術是鑽一口注入井，在其最大主地應力方向鑽兩口采水（汽）井，依靠水力壓力溝通注水井與采水（汽）井，當然大面積開發也可以採用油田開發常用布井方案，提高地熱利用率。

乾熱岩發電要求的工程技術包括超高溫條件下鑽井技術、壓裂改造技術等。進一步提高采熱能力，提高投入產出比可以採用水平井+多級壓裂改造技術，使一口注入水平井與兩口采出水平井取得數十口以上直井的采出效果，進一步提高幹熱岩發電的效益。

1. 鑽井液技術

目前水基鑽井液耐溫極限為240℃，這需要採用抗高溫處理劑，並配套採用抗高溫增效處理劑，油基鑽井液體系可以進一步提高鑽井液的抗溫能力，但對於乾熱岩來說，與油氣井鑽井不同，油基鑽井液會對儲層造成污染，從而增加發電期間水處理成本。

300℃以上溫度國內外套用較成功的是採用泡沫鑽井液體系，中國石油鑽井工程技術研究院與長城鑽探合作，曾在肯亞鑽成過一口地熱井，地層溫度達到了350℃，證明在地層溫度達到350℃情況下泡沫鑽井流體可以適應高溫要求。該井鑽井過程中交替採用了泡沫循環與注水冷卻措施，防止循環流體過熱導致液體汽化。

2. 固井與完井技術

乾熱岩完井一般可以採用裸眼完井，但對於上部套管及管外水泥環來說，要經受高溫水（汽）的考驗。因此在套管設計時應考慮預應力固井，並考慮套管的強度在高溫下衰退，一般水溫達到200℃時，套管強度下降達到近20%，因此乾熱岩井，特別是采出井套管應考慮更大的安全係數。

固井的水泥漿體系需要考慮抗高溫能力，目前的水泥漿體系抗高溫極限在180℃左右，對於乾熱岩固井來說可能難以達到要求，但是可以通過固井前充分循環冷卻的方式，使固井時循環溫度達到滿足固井的要求。

固井水泥石的抗溫能力是保證水泥環長期有效封隔的關鍵。目前在稠油開發中已套用成功的加砂水泥可以大幅度提高水泥石的抗溫能力。一般水泥中加砂量在30～40%，可以適應稠油熱采井採用300℃過熱蒸汽進行吞吐開採的要求。

3. 井眼軌道測量技術

井眼軌道測量對於乾熱岩鑽井非常關鍵。而鑽定向井與水平井來說更是關鍵。電子元件的耐溫極限為175℃，這顯然不適應乾熱岩鑽井的需要。在泡沫鑽井條件下，由於泡沫的隔熱能力，採用單點測斜方式，可以滿足測斜儀器下入與工作要求。但對於鑽井液鑽井可能就難以滿足要求。提高儀器耐熱的途徑是儀器外加隔熱套，目前有抗溫達600℃的隔熱良好的隔熱套材料（航天九院）。

對於鑽定向井與水平井來說，可能採用單點測斜是唯一可用的測斜方式，一方面是由於地層溫度太高，另一方面還由於乾熱岩鑽進深度一般較深。在這種情況下，需要發展與單點測斜相適應的井眼軌道控制技術。但乾熱岩鑽水平井對於井眼軌道控制精度並沒有油氣開發那么高。這一方面是乾熱岩是塊狀岩體，另一方面壓裂的縫容易在縱向上延伸，因此軌跡控制精度並不要求多高。

4. 破岩與提高鑽速技術

乾熱岩上部地層鑽井與常規油氣鑽井沒有區別，所不同的是進入乾熱岩後，地層面臨高溫與岩石可鑽性差問題。目前PDC 鑽頭以及渦輪鑽具配金剛石鑽頭在該類地層提速並沒有取得突破。目前牙輪鑽頭中金屬密封鑽頭抗溫性比普通鑽頭略高，可以適應該類地層鑽進。定向鑽進等需要採用井下動力鑽具，國內耐高溫螺桿鑽具可以耐210℃高溫，基本適應乾熱岩定向鑽井的需求。更高溫度下的鑽進需要採用渦輪鑽具，該類鑽具可以沒有橡膠密封件，因此理論上可以適應更高的地層溫度。

5. 壓裂改造技術

壓裂液的抗溫能力也影響乾熱岩的壓裂改造，但可以在壓裂前用清水套管內壓裂的方

式冷卻岩石，再進行正常的壓裂即可以實現壓裂。對於多級壓裂來說，目前的封隔器也能適

應250℃溫度條件下的要求，可滿足乾熱岩的壓裂施工。

總結

乾熱岩地熱發電與傳統能源發電相比, 可大幅降低溫室效應和酸雨對環境的影響;乾熱岩地熱發電與核能、太陽能或其它可再生能源發電相比, 儘管目前技術尚未成熟, 但作為重要的潛在能源, 已具備了一定的商業價值。在採用先進的鑽井和人工熱儲水庫技術條件下, 乾熱岩地熱發電比傳統火力、水力發電更具有電價競爭力, 屆時乾熱岩地熱資源將成為全球的主導能源之一。