Electricity generation using a carbon-dioxide thermosiphon Referat über den “Geothermics” Artikel: Electricity generation using a carbon-dioxide thermosiphon Aleks D. Atrens, Hal Gurgenci, Victor Rudolph Queensland Geothermal Energy Centre of Excellence, The University of Queensland, Brisbane, QLD, 4067, Australia Geothermics 39 (2010) 161–169

Gründe für CO2 als Wärmträgerfluid Die Modellierung Referenz Fall Gliederung Was sind EGS Gründe für CO2 als Wärmträgerfluid Die Modellierung Referenz Fall Variationen Annahmen Ergebnisse Quellen

Engineered geothermal systems (EGS) Tiefengeothermie 1) Was sind EGS Engineered geothermal systems (EGS) Tiefengeothermie Meist ab ca. 4000m Temperaturen > 150°C Fluid wird vom Gestein erhitzt Durchlässigkeit wird mittels Stimulation erhöht Reservoir, Produktions- und Injektionsbohrungen

1) Was sind EGS Produktion Injektion Reservoir

Nichtpolares Fluid verhindert Ablagerungen CO2 kann gebunden werden 2) Gründe für CO2 als Wärmträgerfluid Nichtpolares Fluid verhindert Ablagerungen CO2 kann gebunden werden CO2 kann direkt in Turbinen genutzt werden Starke Auftriebskräfte ermöglichen Thermosiphon Bessere Strömungseigenschaften im Reservoir Viskosität und Dichte Frühere Untersuchungen zeigten für CO2: Unter idealisierten Bedingungen Einfacheres Equipment Ähnliche Stromproduktion

der Umstände und Auslegungsparameter 3) Modellierung Ziel ist die Analyse der Umstände und Auslegungsparameter bei denen CO2 nützlich sein könnte berechnet mit MATLAB injection component production component

Das Injektionsbohrloch: Charakterisiert durch 3) Modellierung: injection component Das Injektionsbohrloch: Charakterisiert durch Massenstrom und Injektionsdruck Abgeleitet von: „ Mechanik bei Rohrströmungen“ für die Bohrlöcher „Darcy-Gesetz“ für das Reservoir Numerische Beschreibung auf Grundlage der Korrelationen der helmholtzschen freien Energie Iterativ ermittelt Bis definierter und berechneter Reservoirdruck übereinstimmen

W,H, κ wurden „iterreativ“ aus der Impedanz (0,2-1MPa/kgs) berechnet 3) Modellierung: Berechnungen Injektions Bohrloch: Reservoir: W,H, κ wurden „iterreativ“ aus der Impedanz (0,2-1MPa/kgs) berechnet

Selbe Berechnungsweise wie für die Injektionsbohrung 3) Modellierung: production component Selbe Berechnungsweise wie für die Injektionsbohrung Durchströmungsverhalten von Flüssigkeit und Gas ist unterschiedlich:

Einfluss der Reservoir breite 3) Modellierung: Berechnungen Einfluss der Reservoir breite Größter Druckverlust im Bohrlochaustritt am Reservoir Veränderliche Reservoir breite wurde bei CO2 berücksichtigt

Zusammenführung der Modellrechnungen 4) Referenz Fall Zusammenführung der Modellrechnungen Produktionsdruck und Massenstrom aus Injektionsdruck Direkte Berechnung der Exergie: Exergie zu Potentialanalyse Referenzparameter:

Vergleich CO2 und Wasser: 4) Referenz Fall Vergleich CO2 und Wasser:

1. Reservoirs mit hoher Impedanz: 5) Variationen:1.Hohe Impedanz 1. Reservoirs mit hoher Impedanz:

2. Verhältnis von Injektions- zu Produktionsbohrungen 5) Variationen:2. Bohrungsanzahlverhältnis 2. Verhältnis von Injektions- zu Produktionsbohrungen a=1:1, b=1:2, c=1:3

3. Flache EGS: Bsp:3000m, 150°C Probleme: Vorteile: Grundwasser 5) Variationen:3.Flache EGS 3. Flache EGS: Bsp:3000m, 150°C Probleme: Grundwasser Niedrige Temperatur Weniger Energie Vorteile: Geringer Bohrkosten Weniger Reibungsverluste Bessere Viskosität von CO2 bei geringeren Temperaturen

4.Große Bohrungsdurchmesser : a =23.5cm b=30.5cm c=40.6cm Hohe Kosten 5) Variationen: 4.Bohrungsdurchmesser 4.Große Bohrungsdurchmesser : a =23.5cm b=30.5cm c=40.6cm Hohe Kosten Geringere Druckverluste Großer Effekt

Reservoir wird als homogen angenommen 6) Annahmen Stady State Reservoir wird als homogen angenommen Konstante Permeabilität (bzw. Widerstand) im Reservoir Der Widerstand wurde numerisch aus den Daten für Wasser ermittelt Wärmeanfuhr in den Bohrlöchern ist vernachlässigbar Vernachlässigbare Fluidverluste (Großes Bohrungsfeld) Reservoir druck = Druck an der Produktbohrung Temperaturverlauf im Reservoir wird linear angenommen

Geringe Exergie bei CO2 im Referenzfall 7) Ergebnisse Geringe Exergie bei CO2 im Referenzfall Geringere Wärmekapizität benötigt höhere Massenströme Gasnatur des CO2 in der Produktionsbohrung Höhere Druckverlust in der Produktionsbohrung Bessere Ergebnisse bei: Reservoirs mit hohem Widerstand Große Bohrungsdurchmesser Wirtschaftlichkeit wurde nicht eingehend betrachtet Möglicherweise wettbewärbsfähiger für Flache EGS Vorteile von CO2 scheinen nicht ausreichend bis größere Bohrdurchmesser kostengünstiger werden

8) Quellen Aleks D. Atrens∗, Hal Gurgenci, Victor Rudolph: Electricity generation using a carbon-dioxide thermosiphon, Geothermics 39, 1issue S. 261–169, Elsevier Ltd, 2010. www.elsevier.com/locate/geothermics http://www.geothermie.de/wissenswelt/geothermie/ technologien/petrothermale-systeme.html

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