Generasi Panasbumi Masa Depan? Seperti apa? [Part 4]

 C. Deep, Hot Sedimentary Aquifers

Target yang berpotensi menarik untuk pengembangan di masa depan adalah reservoir sedimen yang terkubur dalam (3 sampai 4 km) di daerah yang memiliki aliran panas yang tinggi, seperti Great Basin di Amerika Serikat bagian barat (Allis dan Moore, 2014; Allis et al., 2011, 2012) dan Cekungan Molasse di Jerman selatan (Homuth dan Sass, 2014). Untuk Great Basin, gradien panas bumi menunjukkan temperatur dalam kisaran 150 ° hingga 250 ° C pada kedalaman sekitar 3 hingga 4 km untuk reservoir stratigrafi yang terkubur (Gambar berikut ini). 

Reservoir ini memiliki luas permukaan yang umumnya setidaknya lebih besar (> 100 km2) daripada reservoir hidrotermal yang dikendalikan secara struktural (umumnya <10 km2) di Great Basin. Meskipun lebih dalam dari pada kebanyakan sistem panas bumi yang dikendalikan oleh patahan, area permukaan yang luas dari reservoir stratigrafi sedimen yang terkubur membuat target pengeboran yang jauh lebih baik. Jika permeabilitas yang baik ditemui, volume besar reservoir tersebut dapat memberikan potensi daya ratusan megawatt. Fitur utama dari reservoir panas bumi stratigrafi potensial ini adalah bahwa mereka mendasari 2 hingga 3 km dari isi cekungan yang terkonsolidasi secara longgar yang bertindak seperti selimut termal, memungkinkan suhu 170 ° hingga 230 ° C terjadi pada kedalaman sekitar 3 km. Karena ukuran dan potensi kekuatannya, Allis et al. (2012) menyarankan bahwa mereka dapat berfungsi sebagai jembatan menuju pengembangan sistem panas bumi yang direkayasa sepenuhnya.

1. Potential Stratigraphic Reservoirs in the Great Basin, Western United States

Produksi panas bumi saat ini di Great Basin terutama terjadi di sepanjang cairan hidrotermal upwelling yang terlokalisasi di sepanjang patahan normal yang membatasi rentang. Di Great Basin timur, cekungan tabular dan sub-horizontal dari batuan karbonat terjadi di wilayah aliran panas kerak yang tinggi (~ 80 hingga 100 mW / m2). Pertanyaan kuncinya adalah apakah permeabilitas yang baik (~> 50 millidarcys [mD]) dapat ditemukan pada kedalaman 3 hingga 4 km. Studi dari sumur minyak dan gas yang dibor di Wyoming, Colorado, New Mexico, dan Utah menunjukkan bahwa permeabilitas rata-rata sekitar 100 mD, dengan beberapa mendekati 1000 mD bahkan pada kedalaman sekitar 5 km (Gambar 11.23). 

Perhatikan juga pada Gambar diatas bahwa permeabilitas batuan karbonat tampaknya sedikit meningkat pada kedalaman dari 3 hingga 5 km, yang menunjukkan bahwa suhu fluida yang lebih tinggi pada kedalaman tersebut dapat mengakibatkan beberapa pelarutan (karstifikasi) atau kontraksi volume karena dolomitisasi atau kemungkinan pembentukan. dari mineral kalk-silikat (seperti prehnite, wairakite, dan epidote kaya zat besi). Dua cekungan potensial untuk pengembangan panas bumi yang telah diteliti adalah Black Rock Desert di barat-tengah Utah dan Lembah Steptoe di Nevada timur (Allis et al., 2012). Gurun Batu Hitam didasari oleh sekitar 3 km cekungan sedimen yang terletak di atas batuan karbonat dari usia Lower Paleozoikum. Isi cekungan bertindak seperti selimut termal (konduktivitas termal rendah) karena porositasnya yang tinggi. Tiga sumur eksplorasi minyak dan gas yang dibor di cekungan mencapai suhu lubang bawah berkisar dari sekitar 160 ° hingga 230 ° C pada kedalaman 3300 hingga 5300 m, menghasilkan aliran panas terhitung 85 hingga 100 mW / m2. Pengujian permeabilitas matriks batuan karbonat basement dari satu sumur tergolong rendah (0,1 hingga 7 mD), tetapi ini mewakili minimum karena beberapa zona di batuan karbonat rusak hingga sangat retak. Tes batang bor, yang akan memperhitungkan permeabilitas fraktur, menunjukkan permeabilitas sekitar 42 mD (Allis et. Al., 2012). Namun, hasil tes batang bor dari sumur minyak eksplorasi dalam di Great Basin biasanya menunjukkan kondisi hidrostatik untuk unit batuan stratigrafi dalam, menunjukkan kemungkinan permeabilitas tinggi yang luas secara lateral untuk zona ini (Allis et al., 2013). Di Cekungan Steptoe utara, Nevada, sumur terdalam diperpanjang hingga 3600 m dengan suhu lubang bawah 200 ° C, menghasilkan aliran panas terhitung 95 mW / m2. Timbunan cekungan yang tidak terkonsolidasi memiliki ketebalan berkisar antara 1600 hingga sekitar 2100 m dan di atas batuan dasar dari batu kapur dan dolostone, yang secara regional dikenal memiliki permeabilitas tinggi dimana mereka berfungsi juga sebagai akuifer air tanah utama pada kedalaman yang lebih dangkal.

2. Deep Carbonate Reservoirs of the Molasse Basin, Germany

Sebuah sumur penelitian sedalam 1600 m dan smur panas bumi sepanjang 6020 m (total kedalaman vertikal 4850 m) dibor untuk membantu mengkarakterisasi unit karbonat dalam sebagai kemungkinan reservoir panas bumi stratigrafi. Suhu lubang bawah sumur panas bumi yang lebih dalam adalah sekitar 170 ° C. Sampel dikumpulkan selama pengeboran untuk mengkarakterisasi permeabilitas batuan dan konduktivitas termal dalam kondisi laboratorium. Permeabilitas batuan (matriks) yang ditentukan berkisar antara 0,001 hingga 10 mD (Homuth dan Sass, 2014). Nilai permeabilitas seperti itu umumnya terlalu rendah untuk mendukung laju aliran yang diperlukan untuk produksi tenaga panas bumi; namun, tidak ada tes batang bor in situ yang tampaknya telah dilakukan. Untuk alasan ini, nilai permeabilitas yang diukur di laboratorium bisa menjadi minimum, karena sampel yang dianalisis mungkin mewakili daerah batuan yang kurang retak antara zona rekahan atau rongga karena karstifikasi. Oleh karena itu, langkah selanjutnya yang mungkin dilakukan adalah memasukkan kembali sumur dan melakukan uji batang bor pada interval yang berbeda di dalam zona target reservoir untuk menilai permeabilitas in situ aktual.

3. Paris Basin Direct Use

Akuifer sedimen dalam di Cekungan Paris telah dimanfaatkan untuk pemanasan geotermal terhadap bangunan sejak awal 1970-an. Saat ini, sekitar 150.000 bangunan dipanaskan dari 40 fasilitas panas bumi yang beroperasi terutama terdiri dari lubang bor ganda (satu sumur untuk produksi dan satu sumur untuk injeksi). Reservoir panas bumi merupakan akuifer Dogger yang terletak pada kedalaman antara 1500 dan 2000 m dan memiliki temperatur berkisar antara 65 ° dan 85 ° C. Laju aliran rata-rata sekitar 200 m3 / jam tetapi bisa mencapai 600 m3 / jam (Boissier et al., 2009). Sistem sumur ganda tunggal dengan laju aliran 250 m3 / jam, suhu produksi 70 ° C, dan suhu fluida yang diinjeksikan sebesar 45 ° C dapat melayani sekitar 4000 tempat tinggal. Meskipun produksi lama dari beberapa sistem doublet (35 hingga 40 tahun), suhu sumur produksi tetap stabil. Meskipun demikian, fluks panas bersih dianggap tidak cukup untuk mempertahankan suhu produksi saat ini tanpa batas. Sebagian besar model numerik menunjukkan pendinginan sistem doublet sebesar 1,5 ° hingga 3,5 ° C setelah 40 tahun karena injeksi ulang lanjutan dari air asin (brine) dingin 40 ° hingga 45 ° C (Lopez et al., 2010). Sebagai cara untuk mengurangi efek pendinginan, metode penyimpanan panas akuifer dalam telah diusulkan di mana limbah panas dari aktivitas industri lainnya diinjeksikan ke dalam reservoir selama bulan-bulan musim panas ketika pembuangan panas minimal. Secara konseptual, proses seperti itu akan membantu mengisi ulang akuifer produksi secara termal dan menyimpan panas untuk dieksploitasi selama musim dingin.

D. Supercritical Water Systems

Eksploitasi sistem air superkritis sedang dieksplorasi oleh Iceland Deep Drilling Project (IDDP), Japan Beyond-Brittle Project (JBBP), dan program Hotter and Deeper Exploration Science (HADES) di Selandia Baru. Dari ketiga proyek tersebut, upaya Islandia telah melakukan pekerjaan paling banyak dalam mencoba mengembangkan sistem superkritis seperti yang dijelaskan lebih detail di bawah ini. Alasan untuk mengembangkan sistem air superkritis berpusat pada entalpi yang jauh lebih besar dan kemampuan transfer massa sistem air superkritis dibandingkan dengan sistem hidrotermal subkritis atau konvensional. Pada kondisi superkritis untuk air, mirip dengan yang dibahas untuk CO2, batas yang berbeda antara fase cair dan uap tidak lagi ada. Untuk air murni, perubahan ini terjadi pada suhu 374 ° C dan 221 bar disebut titik kritis (Gambar berikut ini). 

Suhu dan tekanan titik kritis meningkat dengan meningkatnya zat terlarut. Sebagai contoh, titik kritis air laut yang mengandung 33 ‰ NaCl adalah sekitar 298 bar dan sekitar 407 ° C. Karena suhu cairan superkritis yang tinggi, asam apa pun, seperti HCl atau H2SO4, yang mungkin ada tidak membentuk H + reaktif karena tidak ada air cair yang larut dan terdisosiasi. Hal ini untuk menghindari potensi masalah asam yang dapat mengganggu suhu tinggi, tetapi sistem geotermal subkritis, yang didominasi cairan dan uap, seperti di bagian barat laut lapangan geotermal The Geyser di California utara. Manfaat lain adalah bahwa difusivitas air superkritis adalah 10 hingga 100 kali lipat dari keadaan subkritis karena tegangan permukaan dapat diabaikan karena air menjadi nonpolar dalam kondisi superkritis. Akibatnya, rasio gaya apung terhadap gaya kental meningkat pesat, yang mengarah pada peningkatan laju transportasi massal. Lebih lanjut, entalpi fluida superkritis jauh lebih tinggi daripada entalpi fluida subkritis (Gambar berikut ini). 

Gambar diatas adalah variasi terbalik dari diagram tekanan-entalpi yang telah diperiksa pada Bab 6 tetapi diperluas di sini untuk menekankan daerah superkritis. Jalur aliran di sebelah kiri garis vertikal A – B mencerminkan jalur fluida panas bumi superkritis naik yang mengalami pendinginan konduktif. Transisi fluida menjadi fluida subkritis khas reservoir yang didominasi cairan dengan titik didih (pada E) atau tanpa titik didih pada L. Di sebelah kanan garis A – B, jalur H – D merupakan transisi dari kondisi superkritis ke kondisi subkritis di mana fluida dipartisi menjadi uap basah di D dan cair di E, karakteristik situasi reservoir panas bumi yang didominasi uap. Tujuan dari pengembangan sistem superkritis akan mengikuti jalur F – G di mana fluida yang dikirim ke pembangkit listrik tiba sebagai uap super panas (tidak ada cairan) dan dengan entalpi yang lebih tinggi daripada uap basah, seperti di D, yang mungkin ditemukan di reservoir yang didominasi uap subkritis. Jalur F – G akan difasilitasi oleh laju aliran tinggi, didominasi oleh pendinginan konduktif adiabatik dan terbatas. 

Menggabungkan tingkat peningkatan transportasi massal dan konten entalpi tinggi berarti bahwa fluida superkritis mengandung 5 hingga 10 kali keluaran daya daripada sumber daya yang didominasi cairan subkritis yang biasanya dikembangkan. Misalnya, fluida berair pada 400 ° C dan tekanan 250 bar (yang akan berada pada kondisi superkritis) mengandung lebih dari lima kali potensi penghasil tenaga geofluida subkritis pada suhu 225 ° C (Tester et al., 2006). Sebagai perbandingan, sumur geotermal tipikal yang menyadap geofluida pada suhu mulai dari 200 ° hingga 300 ° C pada kedalaman 2000 hingga 3000 m akan memiliki keluaran daya berkisar antara 5 dan 10 MWe. Pengeboran sumur seperti itu dengan harga saat ini akan menelan biaya sekitar $ 5 hingga $ 7 juta. Pengeboran 1 hingga 2 km lebih dalam untuk mengakses cairan superkritis mungkin memerlukan biaya tambahan $ 1 hingga $ 2 juta. Namun, ini dapat meningkatkan keluaran daya hingga 25 hingga 50 MWe, atau setara dengan total setara dengan lima sumur atau lebih yang menggunakan sistem panas bumi subkritis atau konvensional dan menghabiskan biaya $ 25 hingga $ 30 juta untuk mengebor. 

Meskipun demikian, tantangan signifikan tetap ada dalam mengembangkan sistem tersebut. Untuk satu, kondisi superkritis biasanya ditemukan di bawah zona transisi brittle-ductile, di mana batuan berubah bentuk secara plastis, sangat membatasi pembentukan retakan ruang terbuka karena creep batuan. Oleh karena itu, permeabilitas batuan berkurang secara signifikan. Untuk Batuan beku silikat atau batuan sedimen silisiklastik, transisi brittle-ductile terjadi pada suhu sekitar 370 hingga 400 ° C, kisaran yang mendekati suhu kritis. Untuk batuan mafik, seperti basal dan gabro, transisi ke deformasi ductile terjadi pada suhu 500 ° hingga 600 ° C, yang mencerminkan kestabilan suhu yang lebih tinggi dari mineral penyusun batuan beku mafik. Jadi, untuk batuan vulkanik mafik, yang membentuk sebagian besar Islandia, fluida superkritis dapat ditemukan di batuan yang masih brittle yang dapat mendukung permeabilitas patahan. Bahkan pada batuan brittle yang mengandung fluida superkritis, kesulitan potensial lainnya menyangkut kelarutan kuarsa atau silika. Seperti yang dibahas oleh Fournier (1999, 2007), pada suhu di atas sekitar 350 ° C, kelarutan silika atau kuarsa tidak lagi meningkat tetapi menurun seiring suhu, yang dapat menyebabkan pengendapan kuarsa yang dapat menyumbat retakan yang ada atau yang baru terbentuk. Selanjutnya pada temperatur diatas sekitar 350 ° C kelarutan silika sensitif terhadap tekanan, sehingga penurunan tekanan juga menurunkan kelarutan silika (Gambar berikut ini). 

Ini berarti bahwa fluida superkritis pada, katakanlah, 450 ° C yang mengalami ekspansi adiabatik (yaitu, perpindahan panas minimal) saat naik ke dalam sumur dapat mengendapkan silika yang signifikan dan berpotensi menyumbat sumur. Pada batuan reservoir mafik miskin silika, kandungan silika fluida mungkin lebih rendah, yang dapat mengurangi potensi pengendapan silika dalam rekahan atau kerak di sumur.

1. Iceland Deep Drilling Project

Proyek Pengeboran Dalam Islandia (IDDP) adalah konsorsium perusahaan listrik Islandia, pemerintah Islandia, dan mitra internasional untuk menyelidiki potensi pengembangan sistem panas bumi dalam kondisi superkritis sebagai sumber energi. Dari 2008 hingga 2009, IDDP-1 dibor di sistem panas bumi Krafla yang terletak di utara-tengah Islandia, sekitar 1 km sebelah utara pembangkit listrik tenaga panas bumi Krafla 60-MWe. Rencananya adalah mengebor hingga kedalaman sekitar 4500 m dan mencapai suhu> 450 ° C dan tekanan sekitar 300 bar (Gambar 11.27) (Elders dan Fridleifsson, 2010; lihat juga edisi khusus Geothermics, 49 (1), 2014 ). 

Kondisi suhu dan tekanan ini akan bertepatan dengan daerah superkritis di sekitar titik F pada Gambar sebelumnya diatas, dan fluida akan naik ke sumur secara adiabatis sepanjang jalur F ke G. Saat fluida naik, ia akan beralih dari fase air superkritis ke uap super panas (tetapi subkritis), tanpa memotong kurva titik embun yang membatasi sisi entalpi tinggi dari wilayah uap-cair dua fase yang diarsir dengan warna hijau. Jalur F ke J akan menunjukkan pendinginan konduktif yang mungkin terjadi dengan laju aliran yang lebih lambat. Di J, fluida akan berpartisi menjadi campuran uap dan cairan dan setiap asam yang ada kemudian dapat berdisosiasi, seperti dibahas di atas, dan menghasilkan aliran dua fase yang berpotensi bersifat asam dan korosif. Pengeboran dibatalkan pada kedalaman 2,1 km ketika magma riolitik (> 900 ° C) masuk ke dalam sumur (Zierenberg et al., 2013). Sumur, bagaimanapun, berhasil ditutup/di-casing pada kedalaman tersebut untuk memeriksa kemungkinan produksi dari zona kontak> 500 ° C dari intrusi. Uji aliran selama 2 tahun dilakukan, melibatkan sumur terdekat yang berfungsi sebagai sumur injeksi, dan sumur IDDP menghasilkan uap super panas> 450 ° C pada tekanan tinggi 40 hingga 140 bar (Elders et al., 2014). Sementara itu berjalan, IDDP-1 adalah sumur panas bumi terpanas di planet ini dan merupakan demonstrasi yang berhasil dari sistem EGS yang dikembangkan di zona kontak dingin dari intrusi silikat yang mendasarinya. Sayangnya, katup induk di kepala sumur akhirnya gagal karena kondisi yang keras, dan sumur saat ini sedang dipadamkan dengan injeksi air dingin hingga katup induk baru diperoleh. Jika dipasang kembali, sumur dapat menambah sekitar 25 hingga 30 MWe (kira-kira setara dengan lima atau enam sumur konvensional yang digabungkan) ke pembangkit listrik panas bumi Krafla 60-MWe saat ini — potensi peningkatan 50% dalam output daya dari satu sumur.