Resumen

Una técnica para producir energía geotérmica a partir de formaciones rocosas profundas a temperaturas elevadas consiste en la perforación de dos pozos profundos paralelos, el segundo de los cuales se dirige de manera que intersecte una serie de fracturas producidas por la fracturación hidráulica en el primer pozo. A continuación, el primer pozo se utiliza para inyectar agua fría y el segundo para producir agua calentada por la formación rocosa profunda. Se han aplicado algunas soluciones analíticas muy útiles para estimar rápidamente la temperatura de salida del agua y las presiones de inyección/producción en este sistema geotérmico mejorado (EGS), pero no tienen en cuenta la influencia de los efectos termomecánicos e hidromecánicos en las evoluciones temporales de la presión y la temperatura. El presente trabajo ha proporcionado ayuda para el diseño de ingeniería del EGS basado en estas soluciones analíticas, mediante la evaluación de las influencias separadas de los efectos térmicos (T), hidromecánicos (HM) y termohidromecánicos (THM) en la presión y la temperatura de los poros del fluido. Se desarrolló un modelo termohidromecánico (THM) para simular la extracción de calor de múltiples zonas de fractura preexistentes en la formación de roca caliente, considerando los cambios de permeabilidad debidos a la presión de inyección en función de los cambios en la tensión media efectiva. Se comprobó que los efectos térmicos (sin acoplamiento con los efectos mecánicos) conducían a una disminución de la transmisividad de las zonas de fractura y al consiguiente aumento de la presión de inyección, en un factor máximo de 2. Cuando la temperatura es constante, la influencia de los efectos hidromecánicos en la presión de poro del fluido resultó ser despreciable, ya que en ese escenario la variación de la tensión media efectiva era de 3 MPa, lo que se asociaba a un aumento máximo de la permeabilidad inicial de la zona de fractura sólo en un factor de 1,2. Los efectos termohidromecánicos condujeron a un aumento máximo de la permeabilidad de las zonas de fractura de aproximadamente 10 veces el valor inicial, lo que se asoció a una disminución de la presión de poro del fluido en un factor máximo de 1,25 y 2, cuando se consideraron los efectos hidrológicos y termohidrológicos, respectivamente. Se comprobó que los cambios de temperatura no se veían afectados de forma significativa por los efectos termomecánicos e hidromecánicos, sino por el caudal en las zonas de fractura. Se realizó un análisis de sensibilidad para estudiar la influencia del número, la permeabilidad inicial, el módulo elástico y la porosidad residual de las zonas de fractura, así como el módulo elástico de la roca intacta confinante, en los resultados de la simulación. Los resultados resultaron ser los más sensibles al número y a la permeabilidad inicial de las zonas de fractura.

• Materias:Algoritmos genéticos Geoquímica Análisis de suelos Agua Carbón
• Subjects:Genetic algorithms Geochemistry Soil testing Water Coal
• Palabras claves:zona de fractura, presión de poro del fluido, formación de roca profunda, efectos hidromecánicos, permeabilidad inicial, tensión efectiva media, factores máximos, presión de inyección, aumento máximo, efectos mecánicos
• Keywords:fracture zone, fluid pore pressure, deep rock formation, hydromechanical effects, initial permeability, means effective stress, maximum factors, injection pressure, maximum increase, mechanical effects