Generasi Panasbumi Masa Depan? Seperti apa? [Part 3]

B. Engineered Geothermal Systems

Pembentukan sistem panas bumi yang berpotensi menghasilkan, namun tidak ada reservoir panas bumi konvensional atau konveksi sebelumnya adalah arena sistem panas bumi yang direkayasa. Secara khusus ini adalah daerah batuan dipanaskan secara konduktif namun memiliki permeabilitas terbatas. Fluida disuntikkan di bawah tekanan rendah hingga tinggi untuk menginduksi dilatasi (pembukaan rekahan) dan kegagalan geser sepanjang rekahan yang ada. Beberapa proses high-pressure hydraulic fracturing mungkin dilakukan untuk meningkatkan pembentukan rekahan baru yang dihasilkan oleh tekanan termal yang disebabkan oleh cairan dingin yang berinteraksi dengan batuan panas

1. Newberry Volcano, Oregon

Proyek EGS Gunung Berapi Newberry terletak di pusat Oregon, sekitar 35 km selatan kota Bend (Gambar berikut ini).

Lokasi proyek terletak di sisi barat gunung berapi besar (115 km utara-selatan kali 45 km barat laut), Gunung Berapi Newberry berbentuk perisai. Gunung berapi ini masih aktif, dan letusan terakhir sekitar 1300 tahun yang lalu (aliran Obsidian Besar). Puncak gunung tersebut ditandai dengan kaldera berukuran 6,5 km kali 8 km, yang terbentuk dari letusan pumice dan ash silikatan sekitar 75.000 tahun yang lalu. Kaldera sekarang menjadi tempat utama dari dua danau yang berisi mata air panas dengan suhu mencapai 60 ° C. Pada akhir 1980-an, US Geological Survey mengebor lubang bor hingga 900 m di dekat tengah kaldera dan mencapai suhu hingga 260 ° C. Kegiatan eksplorasi panas bumi di wilayah tersebut dimulai pada 1970-an, dan yang terbaru AltaRock Energy, dalam kemitraan dengan Davenport Newberry, dianugerahi hibah oleh Departemen Energi AS pada 2010 untuk menunjukkan kelayakan teknologi EGS (Cladouhos et al., 2013). Kontraktor sebelumnya mengebor sebuah sumur (55-29) pada tahun 2008 hingga kedalaman 2,7 km dan mencapai lubang bawah dengan suhu 300 ° C; Namun, uji aliran menunjukkan permeabilitas terbatas. AltaRock Energy menstimulasi sumur dalam tiga tahap yang menghasilkan rekahan multi-tahap melalui hydroshearing (injeksi fluida pada tekanan sedang, di bawah tegangan prinsip minimum yang menyebabkan rekahan yang ada tergelincir dan melebar). Tidak seperti hydrofracking, yang membutuhkan tekanan jauh di atas tegangan prinsip minimum, tidak ada proppants yang digunakan dalam hydroshearing karena penyimpangan dinding rekahan, setelah tergelincir, membantu menjaga retakan terbuka terhadap aliran fluida. Dalam tes stimulasi, air dingin diinjeksikan pada tekanan hingga 16 MPa (160 bar) (Gambar 11.16). 

Injeksi air dingin di bawah tekanan menyebabkan batuan gagal oleh hydroshearing dan kontraksi termal. Akibat tergelincir di sepanjang rekahan yang ada dari pendengaran hidro dan pembukaan rekahan baru dari kontraksi termal, terjadi mikroseismisitas. Fokus dan episentrum peristiwa mikroseismik memetakan lokasi potensi reservoir panas bumi baru. Menjelang akhir setiap fase stimulasi, material yang dapat terurai secara termal disuntikkan untuk menyumbat retakan yang baru dibuka. Peristiwa stimulasi lebih lanjut kemudian membuka satu set patah tulang baru. Ini diulangi tiga kali, yang mengarah ke tiga zona permeabilitas yang ditingkatkan. Bahan yang diinjeksikan yang digunakan untuk menyumbat rekahan yang baru dibuka tidak beracun dan menghasilkan reservoir permeabel yang lebih besar daripada yang dapat dicapai dengan beberapa kejadian injeksi bertekanan saja. Hasil menunjukkan kecepatan injeksi setinggi sekitar 5 liter per detik per MPa, yaitu sekitar 0,6 galon per menit (gpm) per psi (pon per inci persegi). Indeks injeksi sekitar 1 gpm per psi umumnya dianggap sebagai kebutuhan minimum untuk laju injeksi yang layak secara komersial (seperti disebutkan di atas untuk sistem panas bumi yang ditingkatkan Desert Peak). Meskipun permeabilitas meningkat dua kali lipat setelah stimulasi hydroshearing sumur 55-29 dilakukan, beberapa perbaikan lebih lanjut dalam permeabilitas (injektivitas) tampaknya diperlukan untuk mencapai potensi viabilitas komersial. Langkah-langkah selanjutnya yang direncanakan akan mencakup uji aliran, yang melibatkan pengangkatan udara dari kolom air dingin untuk memulai aliran uap dan air panas. Hasil tes ini akan digunakan untuk melihat apakah stimulasi lebih lanjut diperlukan untuk mengamankan laju aliran yang diinginkan untuk potensi kelangsungan hidup komersial. Jika uji aliran positif dan dapat dipertahankan seiring waktu, langkah selanjutnya adalah mengebor sumur produksi, yang akan melengkapi sistem EGS. Pembangkit listrik demonstrasi yang memiliki keluaran daya sekitar 5 hingga 10 MWe mungkin akan dibangun lebih awal.

2. Rhine Graben, Jerman & Perancis

Rhine Graben adalah koridor ekstensional dan aktif secara seismik yang membentang dari Basel, Swiss, di selatan dan membentang di sepanjang perbatasan antara Prancis timur dan Jerman barat daya dan ke Jerman tengah-barat dekat Frankfurt (Mannheim) (Gambar 11.17).

Beberapa pembangkit listrik tenaga panas bumi kecil (~ 5 MWe) telah dibangun untuk memanfaatkan aliran panas yang meningkat akibat penipisan kerak di dalam graben. Pembangkit listrik ini termasuk Soultz-sous-Forêts (pembangkit listrik uji coba) di Prancis dan Landau, Bruchsal, dan Insheim di Jerman. Pembangkit listrik Landau sedang dalam renovasi dan pembangkit listrik Insheim dan Bruchsal saat ini sedang beroperasi. Pembangkit listrik ini beroperasi menggunakan dua sumur — satu sumur injeksi dan satu sumur produksi. Meskipun di permukaan kepala sumur hanya berjarak beberapa puluh meter atau kurang (Gambar berikut ini), 

sumur menyimpang dengan kedalaman sehingga dasar sumur setidaknya terpisah beberapa ratus meter. Kedalaman sumur biasanya sekitar 3,5 sampai 4,5 km. Insheim adalah pembangkit listrik tenaga panas bumi kecil yang mulai beroperasi pada Oktober 2012. Pembangkit tersebut memiliki kapasitas terpasang sebesar 4,8 MWe, tampaknya cukup untuk memberi daya pada sekitar 8.000 rumah. (Di Amerika Serikat, faktor konversi 1 MWe untuk sekitar 1000 rumah biasanya diterapkan, menunjukkan bahwa rumah di Jerman lebih hemat daya atau lebih kecil, atau kombinasi keduanya.) Pembangkit listrik Insheim menggunakan sistem sumur ganda satu sumur produksi dan satu sumur injeksi yang masing-masing membentang hingga kedalaman 3600 m dan 3800 m. Temperatur fluida yang dihasilkan sekitar 165 ° C (tertinggi untuk pengoperasian pembangkit listrik panas bumi di Jerman) dan laju aliran rata-rata sekitar 80 L / s.

Insheim adalah pembangkit listrik tenaga panas bumi biner yang menggunakan fluida kerja dengan titik didih rendah (sekitar 30 ° C) yang dialirkan menjadi uap oleh fluida panas bumi tersebut dalam alat penukar panas atau vaporizer. Karena fluida kerja adalah hidrokarbon organik, maka fluida tersebut bekerja pada siklus Rankine organik. Pembangkit listrik tenaga panas bumi Bruchsal di dekatnya menggunakan siklus Kalina, yang menggunakan campuran amonia-air sebagai fluida kerjanya. Siklus Kalina menawarkan efisiensi turbin yang lebih baik untuk fluida panas bumi bersuhu lebih rendah (sekitar 123 ° C di Bruchsal) karena titik didihnya dapat disesuaikan, tidak seperti hidrokarbon. Siklus Kalina, bagaimanapun, membutuhkan pemantauan yang cermat untuk menghindari pra-kondensasi karena fluida mengembang melalui turbin, yang akan mengurangi efisiensi turbin dan keluaran daya. Pembangkit panas bumi Jerman menggunakan stimulasi hidraulik dari rekahan yang ada di reservoir untuk meningkatkan permeabilitas dan aliran fluida. Stimulasi fraktur terjadi melalui hydroshearing pada tekanan yang relatif rendah, tepat di atas tekanan kritis untuk fraktur yang ada untuk bergeser atau bergeser. Stimulasi reservoir, sebelum pembangunan pabrik Insheim, menghasilkan dua gempa bumi berkekuatan 2.2 dan 2.4. Karena gempa bumi yang disebabkan terjadi pada kedalaman yang begitu dangkal (2 hingga 4 km), magnitudo serendah 1,3 hingga 1,5 dapat dirasakan oleh orang-orang di sekitarnya. Untuk mengurangi kegempaan yang disebabkan di dekat sumur injeksi di Insheim, konsep kaki samping (side-leg) digunakan dalam pengeboran sumur. Kaki samping mendistribusikan fluida yang diinjeksikan ke dua ujung sumur injeksi yang terpisah. Menyebarkan fluida yang diinjeksi ke batuan dengan volume yang lebih besar mengurangi ukuran dan frekuensi gempa yang ditimbulkan. Daerah geotermal lain yang menarik di Jerman terdiri dari akuifer sedimen dalam (3 sampai 4 km), panas (> 100 ° sampai 150 ° C), seperti Cekungan Jerman Utara dan Cekungan Molasse di Jerman selatan (Gambar berikut ini).

Yang ada di Jerman selatan termasuk fasilitas gabungan panas dan tenaga panas bumi di Unterhachting dan fasilitas panas bumi Durrnhaar dan Kirchstockach yang baru saja selesai. Di Kirchstockach (http://www.tiefegeothermie.de/projekte/kirchstockach), kedalaman sumur produksi dan injeksi adalah 3750 m. Sumur produksi menghasilkan fluida pada 139 ° C dengan kecepatan aliran 145 L / s; kapasitas daya terpasang adalah 5,5 MWe.

3. CO2 Superkritis pada Engineered Geothermal Systems

Alih-alih menggunakan air yang disuntikkan dan bertekanan untuk merangsang retakan dan mengangkut energi panas, beberapa peneliti menyarankan penggunaan karbon dioksida superkritis (ScCO2). ScCO2 adalah fase mirip fluida yang berada di atas titik kritis suhu dan tekanan, di mana fase cair dan gas yang berbeda tidak lagi ada (Gambar 11.21).

Titik kritis untuk CO2 adalah pada suhu sekitar 31 ° C dan tekanan 73 atmosfer (sekitar 75 bar). Cairan superkritis memiliki kemampuan untuk bergerak melalui padatan yang mirip dengan gas, tetapi dapat melarutkan konstituen yang mirip dengan cairan. Karena suhu titik kritisnya yang rendah, ScCO2 digunakan, misalnya, untuk menghilangkan kafein kopi tanpa merusak atau menghilangkan kualitas lain yang diinginkan. Seperti yang dikemukakan oleh Brown (2000) dan Pruess (2006, 2007), penggunaan ScCO2 memiliki beberapa keuntungan potensial sebagai media untuk merangsang dan mengekstraksi energi panas dari batuan panas, diantaranya sebagai berikut :

1. Perbedaan besar dalam kepadatan lubang sumur antara ScCO2 yang diinjeksi dingin (0,96 g / cc) dan ScCO2 yang diproduksi panas (0,39 g / cc) menghasilkan gaya apung yang besar untuk mengedarkan fluida melalui reservoir panas bumi potensial dan mengurangi kebutuhan pemompaan dan konsumsi daya.

2. Karena ScCO2 bukan pelarut ionik, kemampuannya untuk melarutkan dan mengangkut spesies mineral sangat berkurang yang pada gilirannya secara signifikan mengurangi masalah scaling (pengkerakan) mineral terhadap peralatan permukaan atau pengurangan permeabilitas reservoir karena pengendapan spesies mineral yang dibawa dalam fase air panas .

3. Sebagai bagian dari pengembangan energi panas bumi, sekuestrasi CO2 yang ditangkap dari pembangkit listrik berbahan bakar fosil akan mengurangi emisi gas rumah kaca dan gangguan iklim.

Meskipun kapasitas panas massa ScCO2 adalah sekitar 40% dari air, rasio kepadatan fluida terhadap viskositas, yang merupakan ukuran potensial aliran reservoir, kira-kira 1,5 kali lipat dari air (Brown, 2000). Jadi, meskipun laju energi panas bumi yang dihasilkan dari ScCO2 kira-kira 60% dari air, ketika kebutuhan pemompaan dan konsumsi daya yang berkurang dipertimbangkan (mencerminkan penggerak apung dan kapasitas aliran ScCO2 yang unggul dari viskositasnya yang rendah), produksi tenaga ScCO2 akan hampir sama dengan sistem berbasis air. Simulasi numerik menunjukkan bahwa ekstraksi panas dapat mencapai 50% lebih besar untuk ScCO2 dibandingkan air, berdasarkan laju aliran massa ScCO2 yang 3,5 sampai 5 kali lebih besar dari pada air (Pruess, 2007). Selanjutnya, dalam sistem panas bumi suhu rendah, viskositas air meningkat, sehingga mengurangi aliran dan produksi tenaga. ScCO2, sebaliknya, tidak mengalami peningkatan viskositas seperti itu pada suhu yang lebih rendah, menjadikan ScCO2 sebagai ekstraktor energi panas bumi yang efisien dalam sistem panas bumi yang lebih dingin. Sebagian besar studi awal melihat ScCO2 sebagai media fluida panas bumi yang dianggap sebagai sistem biner di mana ScCO2 yang dipanaskan mendidihkan fluida kerja sekunder, melalui penukar panas, untuk menggerakkan generator turbin. Dalam studi baru, bagaimanapun, fluida kerja pertukaran panas dilewati, dan ScCO2 yang dipanaskan secara geotermal ditransferkan langsung ke turbomachinery (Freifeld and Hawkes, 2011). Melakukannya akan menghilangkan biaya modal, pemeliharaan, dan efisiensi yang lebih rendah dari sistem siklus biner. Pengujian sistem ScCO2 direct-feed yang diusulkan sedang berlangsung.Hambatan utama dalam menggunakan ScCO2 adalah biaya dalam menangkap pasokan CO2 yang stabil. Menangkap emisi CO2 dari pembangkit listrik berbahan bakar fosil dapat dilakukan tetapi menambah biaya yang berkisar antara $ 20 dan $ 80 per metrik ton CO2 yang dihasilkan (IEA, 2006). Selain itu, penangkapan karbon mengurangi efisiensi pembangkit listrik secara keseluruhan karena prosesnya memakan energi. Mempertimbangkan bahwa pembangkit listrik berbahan bakar batu bara biasanya mengeluarkan sekitar 2,78 juta ton CO2 per tahun menurut Administrasi Informasi Energi AS (EIA, 2015, 2016), biaya tahunan penangkapan CO2 untuk pembangkit listrik berbahan bakar batu bara rata-rata, menggunakan bubuk batubara padat sebagai bahan bakar, harganya sekitar $ 150 juta ($ 55 / ton CO2 (Finkenworth, 2011). Biaya setinggi itu secara ekonomi tidak dapat dipertahankan pada saat ini dan tidak termasuk biaya transportasi dan sekuestrasi CO2, yang diperkirakan menjadi sekitar $ 10 / ton CO2 (David dan Herzog, 2000). Masalah potensial lainnya adalah efek tak terduga dari interaksi kimia ScCO2 dan mineral dalam batuan yang dapat mempengaruhi permeabilitas secara merugikan. Ini dapat mencakup pengendapan garam alkali dan karbonat sebagai Kadar CO2 meningkat dalam setiap fase air sisa, berpotensi mengurangi permeabilitas.