Generasi Panasbumi Masa Depan? Seperti apa? [Part 1]

Pada pembahasan kali ini akan membahas tentang cara/teknik baru yang menjanjikan untuk mengembangkan sistem panas bumi. Arena utama sebagai pusat bentuk pengembangan ini adalah pada sistem panas bumi yang direkayasa atau ditingkatkan (EGS). Tidak seperti sistem hidrotermal konvensional, di mana fluida panas bumi (baik cair maupun uap) secara alami bersirkulasi di reservoir dan dapat dengan mudah diproduksi dan disuntikkan kembali karena permeabilitas batuan yang baik, dalam sirkulasi cairan EGS ini harus dilakukan stimulasi secara artifisial. Ini karena reservoir batuan memiliki  permeabilitasnya sangat rendah sehingga air tidak dapat dialirkan secara efisien untuk membawa panas (energi) ke permukaan untuk mendukung pembangkit listrik. Dengan demikian, sistem permeabilitas rendah juga disebut sebagai batuan kering panas (HDR) atau petraheat. Untuk mengembangkannya agar dapat digunakan akan membutuhkan stimulasi buatan (peningkatan atau rekayasa). Dalam EGS, permeabilitas batuan umumnya ditingkatkan dengan memompa air dingin di bawah tekanan ke wilayah target. Proses ini memiliki efek memperluas setiap rekahan yang ada dan menghasilkan rekahan tambahan karena kontraksi termal. Air yang diinjeksikan mengalir melalui rekahan yang ada, menjadi panas saat bergerak menuju sumur produksi. Kemudian mengalir ke permukaan untuk mendukung pembangkit listrik panas bumi biner atau flash, tergantung pada suhu dan laju aliran fluida yang dicapai (lihat gambar dibawah ini.

Istilah sistem panas bumi yang ditingkatkan dan sistem panas bumi yang direkayasa biasanya digunakan secara bergantian. Untuk tujuan kita di sini, membuat perbedaan tampaknya bermanfaat. Sistem panas bumi yang ditingkatkan umumnya berlaku untuk sistem panas bumi konvensional yang ada, baik yang didominasi cairan atau uap, di mana sebagian lahan memiliki permeabilitas dan aliran fluida di bawah standar. Di daerah-daerah ini, air disuntikkan untuk merangsang rekahan yang ada sehingga sumur-sumur sub-komersial menjadi produktif, meningkatkan sistem panas bumi yang ada. Contohnya termasuk Raft River, Idaho; Desert Peak, Nevada; dan The Geysers, California. Di The Geysers, sebuah program diterapkan (proyek injeksi ulang) di mana limbah kota dari Lake County dan Santa Rosa dikirim melalui dua jalur pipa dan disuntikkan kembali untuk mempertahankan tekanan uap reservoir yang telah berkurang dengan cepat. Sistem panas bumi yang direkayasa, seperti yang diadopsi atau didefinisikan di sini, diterapkan ke wilayah di mana tidak ada sistem panas bumi konveksi alami, tetapi batuannya panas. Dalam keadaan ini, prosedur khusus (seperti hydroshear, dibahas di bawah) berupaya untuk membuat reservoir panas bumi buatan di mana rekahan yang ada dilebarkan dan diperpanjang di sekitar lubang sumur injeksi. Contoh sistem panas bumi yang direkayasa termasuk pembangkit listrik tenaga panas bumi kecil (~ 5 MWe) di Landau dan Insheim di Rhine Graben, Jerman, dan proyek eksplorasi Newberry EGS di Oregon.

Area lain yang menjanjikan adalah pengeboran ke reservoir di mana suhu dan tekanan cukup tinggi sehingga fluida berada dalam keadaan superkritis (suhu,> 374 ° C; tekanan,> 220 bar). Dalam kondisi ini, fluida tidak hanya memiliki entalpi yang sangat tinggi tetapi juga transmisivitas yang jauh lebih tinggi. Fluida superkritis dapat memiliki massa jenis yang mirip dengan cairan tetapi memiliki mobilitas yang mirip dengan gas, yang dapat mengakibatkan laju transportasi massal yang sangat tinggi. Upaya besar untuk mengembangkan sistem superkritis sedang dilakukan di Iceland Deep Drilling Project (IDDP); upaya ini diringkas dalam volume khusus Geothermics (49 (1), 2014). Usaha lain yang mengeksplorasi kemungkinan mengembangkan sistem superkritis adalah Japan Beyond-Brittle Project (JBBP), yang dirancang untuk menguji potensi mengeksploitasi fluida di bawah zona transisi brittle-ductile di kerak bumi, dan the Hotter and Deeper Exploration Science (HADES) ) sedang berusaha keras mengeksplorasi di Selandia Baru.

Akhirnya, area EGS yang mungkin paling dekat dengan realisasi potensi pertumbuhan yang signifikan (5 hingga 10 tahun mendatang) dapat berupa pengembangan akuifer sedimen dalam (3 hingga 4 km), panas (160 ° hingga 180 ° C). Contoh yang baik termasuk Lembah Steptoe di Nevada timur dan Gurun Black Rock di Utah barat, di mana pengeboran minyak dan gas sebelumnya telah mengungkapkan volume air panas yang signifikan dalam kondisi hidrostatis (Allis dan Moore, 2014). Wilayah lain yang memiliki potensi akuifer hidrotermal adalah Cekungan Molasse di Jerman bagian selatan.

A. Hydroshearing vs Hydraulic Fracturing

Hydroshear adalah proses di mana air dingin diinjeksikan ke dalam batuan panas di bawah tekanan rendah hingga sedang (umumnya kurang dari 500 hingga 600 psi) untuk merangsang (melebarkan) rekahan yang ada. Karena kontras termal antara air injeksi dingin dan batuan panas, batuan berkontraksi termal, menciptakan rekahan tambahan (seperti yang juga dibahas dalam kegempaan terinduksi pada Bab 9). Saat patahan melebar akibat tekanan fluida yang meningkat, gaya normal (σn) berkurang, yang menyebabkan sisi-sisi patahan saling lepas (lihat gambar berikut ini). 

Karena sisi-sisi rekahan tidak lagi sejajar, rekahan tetap relatif terbuka karena offset dari ketidakteraturan atau kekasaran dinding rekahan. Ini sebagian besar menghilangkan kebutuhan untuk menggunakan proppant, seperti pasir silika, untuk menjaga agar retakan tetap terbuka. Selain itu, proppant yang dimasukkan dapat, seiring waktu, menurunkan dan berpotensi menyumbat fraktur.

AltaRock Energy telah mengembangkan metode di mana ukuran reservoir panas bumi dapat ditingkatkan melebihi apa yang dapat dicapai dari injeksi sederhana saja (AltaRock, 2014). Setelah injeksi awal dan hidroshearing, bahan isolasi zona yang dapat terdegradasi secara termal (TZIM) diinjeksikan yang untuk sementara menutup rekahan yang baru dibuka. Injeksi kedua dari fluida yang diinjeksikan mengikuti dan melebarkan fraktur di bawah yang terbuka pada injeksi awal. Ini karena fluida injeksi dicegah agar tidak memasuki fraktur yang terbuka sebelumnya karena TZIM. Proses ini diulangi sampai bagian bawah lubang tercapai. TZIM akhirnya terdegradasi seiring dengan kenaikan suhu, memungkinkan fluida yang diinjeksikan untuk mengakses volume batuan tiga hingga empat kali lebih besar daripada yang bisa dikembangkan tanpa menggunakan TZIM, menghasilkan perpindahan panas yang unggul dan akhirnya meningkatkan efisiensi produksi. Terakhir, AltaRock Energy melaporkan bahwa TZIM dapat terurai secara hayati dan tidak mengandung produk sampingan atau residu kimiawi yang merusak; tidak diperlukan pencucian asam atau pemutus gel. AltaRock Energy telah berhasil menggunakan teknik ini untuk mengembangkan reservoir panas bumi potensial sekitar 0,8 km3 di proyek Newberry di Oregon tengah.

Sebaliknya, rekahan hidraulik atau hidrofracking membutuhkan cairan injeksi di bawah tekanan yang sangat tinggi (≥5000 psi) untuk memecahkan batu jauh di bawah tanah; teknik ini digunakan terutama untuk ekstraksi minyak dan gas yang terkandung dalam lapisan batuan yang rapat atau kedap air. Melalui pemompaan air di bawah tekanan tinggi, rekahan hidrolik memecah batuan untuk melepaskan minyak dan gas dalam formasi serpih (batuan sumber minyak dan gas). Dalam kebanyakan keadaan, bahan kimia dan bahan tambahan padat dipompa dengan air untuk mengurangi gesekan fluida dan untuk menopang retakan terbuka untuk memaksimalkan ekstraksi minyak dan gas. Selanjutnya, jika batuan induk juga berkapur, larutan yang diinjeksikan biasanya diasamkan untuk lebih meningkatkan permeabilitas dengan melarutkan beberapa semen kalsit. Meskipun rekahan hidraulik telah mendapat banyak perhatian akhir-akhir ini karena masalah lingkungan, kontaminasi akuifer air tanah dangkal dari rekahan hidraulik tidak meluas dan tampaknya terisolasi untuk beberapa kasus menurut sebuah studi oleh Badan Perlindungan Lingkungan A.S. (USEPA, 2015). Potensi kontaminasi kemungkinan besar bukan karena pecahnya batuan yang sebenarnya terjadi ribuan kaki di bawah akuifer air tanah dangkal, melainkan karena kemungkinan tumpahan atau kebocoran backwash saat kembali ke permukaan. Dari sana, backwash dibuang atau didaur ulang di fasilitas pengolahan limbah khusus. Mungkin masalah lingkungan yang lebih penting dari rekahan hidrolik adalah tingginya volume air yang dibutuhkan, dibandingkan dengan hydroshearing, dimana air dapat didaur ulang secara besar-besaran di antara kejadian injeksi.

B. sistem panas bumi yang direkayasa atau ditingkatkan

Enhanced and engineered geothermal systems (EGSs) berkaitan dengan menambah atau memulihkan produksi dalam sistem panas bumi konvensional dan mengembangkan sistem panas bumi yang berpotensi menghasilkan produksi geothermal baru dari batuan kering panas. Secara kolektif, hanya sekitar 2% dari proyek panas bumi yang sedang dikembangkan adalah EGS. Namun, pengembangan EGS dapat meningkatkan output tenaga panas bumi A.S. saat ini sebesar 3500 MWe atau sekitar satu hingga dua lipat (Lihat gambar berikut ini) (Tester et al., 2006). 

Laporan terbaru tentang EGS oleh Southern Methodist University (2016) menunjukkan bahwa EGS dapat meningkatkan produksi tenaga panas bumi hingga lebih dari 3 juta MWe, atau sekitar tiga kali lipat dari pembangkit listrik terpasang saat ini di Amerika Serikat. Alasan peningkatan besar dalam output daya ini adalah karena semakin banyak wilayah tersedia untuk pengembangan tenaga panas bumi menggunakan EGS. Batuan kering panas (petra-heat) jauh lebih tersebar luas daripada sistem panas bumi konvensional yang mencakupi saat ini, yang dibatasi terutama pada batas-batas tektonik aktif dan titik-titik panas geologi. Faktor pembatas paling penting bagaimanapun juga adalah keuangan; tentunya lebih mahal untuk mengembangkan sumber daya EGS di Kansas, karena kedalaman pengeboran yang lebih besar dan biaya bahan tambahan, daripada sistem panas bumi konvensional di Nevada utara, misalnya. Masalah lain yaitu menyangkut ketersediaan air yang dibutuhkan untuk membuat EGS dapat bertahan.

B.1. enhanced geothermal systems

Beberapa contoh sistem panas bumi yang ditingkatkan diantaranya Raft River, ID; Desert Peak, NV; dan proyek Northwest Geysers di California utara. Semua ini menghasilkan sistem panas bumi konvensional yang menunjukkan banyak harapan untuk dapat meningkatkan keluaran daya saat ini dengan merangsang permeabilitas di beberapa sumur subkomersial tertentu.

B.1.1. Desert Peak, Nevada

Desert Peak yang memproduksi sistem panasbumi terletak di barat tengah Nevada, sekitar 50 mil timur-timur laut dari Reno, Nevada. Ini mewakili sistem geotermal tak terlihat (blind) yang pertama kali ditemukan (tidak ada manifestasi permukaan panas bumi) yang ditemukan di wilayah Cekungan dan Pegunungan di Amerika Serikat bagian barat pada akhir 1970-an (Benoit et al., 1982). Pembangkit dual-flash 9-MWe dioperasikan pada akhir 1985 yang didukung oleh dua sumur produksi dan satu sumur injeksi. Suhu awal sumur rata-rata 210 ° C. Pada tahun 2006, pembangkit dual-flash digantikan oleh pembangkit biner 23-MWe yang membutuhkan pengeboran beberapa sumur produksi dan injeksi baru. Desert Peak juga merupakan salah satu proyek panas bumi pertama yang sukses secara komersial di Amerika Serikat; tambahan 1,7 MWe daya (peningkatan 38%) diperoleh melalui stimulasi sumur yang sebelumnya tidak produktif (Ormat, 2013).

Hingga tahun 2013, pembangkit listrik Desert Peak dilayani oleh tujuh sumur produksi, dengan kedalaman rata-rata sekitar 1000 hingga 1200 m, dan dua sumur injeksi yang terletak sekitar 700 hingga 1400 m di utara sumur produksi utama (lihat gambar berikut).

Sumur 27-15, yang terletak di tepi lapangan produksi panas bumi, dipilih untuk meningkatkan timulasi karena suhu lubang bawah yang menguntungkan dari 180 ° hingga 196 ° C, tetapi permeabilitas terlalu rendah untuk digunakan baik sebagai sumur injeksi atau produksi . Zona target awal untuk stimulasi terletak pada kedalaman 900 hingga 1150 m yang telah diidentifikasi sebagai unit riolit bawah dari usia lower Tersier (Chabora et al., 2012; Zemach et al., 2010).

Stimulasi awal sumur 27-15 berlangsung selama periode 7 bulan dan melibatkan tiga fase:hidroshearing awal dengan tekanan fluida rendah hingga sedang, stimulasi kimiawi menggunakan agen chelating dan lumpur asam, dan rekahan hidraulik akhir dengan tekanan fluida tinggi. Zona stimulasi di sekitar sumur 27-15 ditentukan dengan mencatat lokasi kejadian gempa mikro saat rekahan yang ada bergerak dan rekahan baru terbentuk (lihat gambar berikut ini).

Selama fase hydroshearing, tekanan injeksi kepala sumur ditingkatkan dari 250 psi menjadi 650 psi dalam langkah 100 psi untuk memperpanjang dilatasi patahan yang distimulasi geser secara progresif ke luar dari lubang sumur. Setiap langkah berlangsung sekitar satu minggu. Hasil dari fase hydroshearing menunjukkan peningkatan injeksi sekitar 15 kali lipat dari nilai aslinya sebelum stimulasi (dari ~ 0,01 hingga 0,15 gpm / psi). Stimulasi kimia lanjutan, yang melibatkan pemompaan 12.000 gal asam klorida 12% dan asam fluorida 3%, dilakukan untuk melarutkan tambalan fraktur karbonat dan menghilangkan sisa silika dan tanah liat dari rekahan di dekat lubang sumur. Stabilitas lubang sumur, bagaimanapun juga menjadi memburuk sehingga membutuhkan pembersihan lubang sumur yang ekstensif dari bagian bawah sumur, dan penambahan nilai permeabilitas sulit untuk diukur. Tujuan dari fase akhir dari rekahan hidrolik adalah untuk memperpanjang rekahan lebih jauh dari lubang sumur dan untuk selanjutnya melebarkan dan meningkatkan geser tambahan dari rekahan yang ada. Tekanan kepala sumur selama fase ini umumnya berkisar antara 800 dan 1000 psi dengan laju injeksi setinggi 725 gpm. Beberapa hari setelah menyelesaikan fase rekahan hidraulik, uji langkah berikutnya dilakukan untuk memantau peningkatan permeabilitas atau injektifitas. Pengujian tersebut mengungkapkan bahwa injeksi sebanyak 321 gpm dicapai pada tekanan kepala sumur 450 psi, yaitu 300 psi di bawah tekanan yang diperlukan untuk pembentukan rekahan baru. Dengan demikian, peningkatan lebih lanjut dalam injektivitas sekitar empat kali lebih banyak daripada yang dicapai setelah hidroshearing terutama akibat self-propping shear failure dari rekahan yang ada dan yang baru terbentuk. Setelah program stimulasi 7 bulan, injeksi sumur 27-15 telah meningkat lebih dari 60 kali lipat, dari ~ 0,01 gpm / psi menjadi perkiraan injeksi stabil 0,63 gpm / psi. Meskipun ini masih kurang dari 1,0 gpm / psi tingkat injeksi yang dianggap perlu untuk viabilitas komersial, ini merupakan peningkatan yang nyata. Selain itu, peningkatan konektivitas ke sumur lain, termasuk sumur injeksi 21-2 dan 22-22, dan sumur produksi 74-21, ditunjukkan melalui uji pelacakan yang dilakukan pada waktu selama stimulasi dan oleh lokasi fokus peristiwa mikroseismik yang dihasilkan selama stimulasi.