JP7115692B2 - Method for combined stimulation of geothermal reservoir and method for descaling in well - Google Patents
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Description
本発明は、地熱貯留層の複合刺激方法、及び坑井内のスケール除去方法に関する。 The present invention relates to a method for combined stimulation of a geothermal reservoir and a method for descaling in a wellbore.
地熱発電では、地熱貯留層から高温・高圧の地熱流体(水蒸気、熱水)を取り出して発電を行う。地熱貯留層とは、マグマだまりの近くで加熱された雨水等に由来する水分が、透水性の低い地層(キャップロック)によって高温・高圧の地熱流体の状態で貯留されている層である。
地熱発電では、地熱貯留層に到達する生産井から取り出した地熱流体を発電に用いた後、還元井を通して地中に戻す。このような生産井又は還元井が設けられる地熱貯留層では、地熱流体を取り出しやすくするための浸透性が求められるが、生産井又は還元井を構成する坑井掘削時に浸透性の高い層を掘り当てることは容易ではない。
In geothermal power generation, power is generated by extracting high-temperature, high-pressure geothermal fluid (steam, hot water) from a geothermal reservoir. A geothermal reservoir is a layer in which water derived from rainwater heated near a magma chamber is stored in the form of a high-temperature, high-pressure geothermal fluid in a low-permeability stratum (cap rock).
In geothermal power generation, geothermal fluid extracted from a production well that reaches a geothermal reservoir is used for power generation, and then returned to the ground through a reinjection well. The geothermal reservoir where such production wells or return wells are located requires permeability to facilitate extraction of the geothermal fluid. It's not easy to guess.
地層の浸透性は従来の油井においても求められており、油井では、地層の浸透性を向上させるために、酸性溶液で地層を刺激する方法が採用されている。
例えば、特許文献2では、キレート剤であるGLDAと、塩酸、臭化水素酸、フッ酸、ヨウ化水素酸、硫酸、リン酸、ギ酸、酢酸、クエン酸、乳酸、リンゴ酸、酒石酸、マレイン酸、ホウ酸、及び硫化水素から選択される1種以上の酸とを含有するpHが3未満の酸性水溶液を油井を設ける炭酸塩地層の溶解剤として用いて、地層の浸透性を向上させる方法が開示されている。
油井で使用されるキレート剤には、非特許文献1で示される、EDTA、NTA、HEDTA、及びGLDA等が挙げられる。
Formation permeability is also required in conventional oil wells, where a method of stimulating the formation with an acidic solution is employed to improve the permeability of the formation.
For example, in
Chelating agents used in oil wells include EDTA, NTA, HEDTA, and GLDA, as shown in Non-Patent Document 1.
また、地熱流体には、地中の様々な成分が含まれており、地熱流体を取り出す生産井を構成する坑井の内壁にカルシウム等のスケールが付着しやすい。そこで、キレート剤で坑井の内壁のスケールを除去する方法が検討されている(特許文献1)。
スケールの付着によって還元能力が落ちた還元井では、低温熱水(60℃)を導入することで、その注水指数を向上させることが検討されている(非特許文献2)。
In addition, geothermal fluid contains various components in the ground, and scale such as calcium is likely to adhere to the inner wall of the well forming the production well from which the geothermal fluid is extracted. Therefore, a method of removing scale from the inner wall of a well with a chelating agent has been investigated (Patent Document 1).
In a reinjection well whose reduction capacity has decreased due to scale deposition, it is being studied to improve the water injection index by introducing low-temperature hot water (60° C.) (Non-Patent Document 2).
地熱発電で用いる坑井を設ける地熱貯留層では、生産井から取り出した地熱流体を発電に使用した後、還元井を用いて地中に戻して循環させるため、環境に最大限の配慮が必要である。即ち、地熱貯留層を刺激するにあたって油井で用いるような酸性水溶液は用いることが出来ない。 In geothermal reservoirs where wells used for geothermal power generation are built, the geothermal fluid extracted from production wells is used for power generation and then returned to the ground using reinjection wells for circulation. be. That is, acidic aqueous solutions such as those used in oil wells cannot be used to stimulate geothermal reservoirs.
また、非特許文献1で示されるように、EDTA、NTA、HEDTA、及びGLDA等のキレート剤は、高温下ではその濃度が低下する。具体的には、華氏400度(摂氏約200度)の条件下において、4時間で濃度100%のキレート剤が40%~60%となることが示されている。非特許文献1で示されるキレート剤は、華氏350度(摂氏約180度)の条件下であっても、8時間で濃度100%のキレート剤が60%となる(非特許文献、図3参照)。
地熱発電を行う地熱貯留層の温度は、油井の地層の温度より高く、これらのキレート剤のみを用いて地層を刺激することが困難であった。
In addition, as shown in Non-Patent Document 1, the concentrations of chelating agents such as EDTA, NTA, HEDTA, and GLDA decrease at high temperatures. Specifically, it is shown that the 100% concentration of the chelating agent becomes 40% to 60% in 4 hours under conditions of 400 degrees Fahrenheit (approximately 200 degrees Celsius). In the chelating agent shown in Non-Patent Document 1, even under the condition of 350 degrees Fahrenheit (about 180 degrees Celsius), the chelating agent with a concentration of 100% becomes 60% in 8 hours (see Non-Patent Document, FIG. 3). ).
The temperature of the geothermal reservoir for geothermal power generation is higher than the temperature of the oil well formation, and it has been difficult to stimulate the formation using these chelating agents alone.
特許文献1では、ニトリロ三酢酸、エチレンジアミン四酢酸、ジエチレントリアミン五酢酸から選択されるキレート剤が示されているが、これらは坑井の内壁に付着したスケールの除去にのみ用いられており、地熱貯留層の浸透性を向上させることについては検討されていない。
また、非特許文献2では、坑井内に低温熱水(60℃)を導入することで一時的に注水指数を向上させることを示唆しているが、同時に高温熱水(159℃)を導入すると注水指数が低下することも開示しており、その効果は一時的なものであった。
Patent Document 1 discloses a chelating agent selected from nitrilotriacetic acid, ethylenediaminetetraacetic acid, and diethylenetriaminepentaacetic acid, but these are used only for removing scale attached to the inner wall of the well, and geothermal storage Improving the permeability of the layer is not considered.
In addition, Non-Patent
本発明は上記事情を鑑みて、地熱貯留層を刺激して地熱貯留層の浸透性を向上させる地熱貯留層の複合刺激方法と、地熱貯留層に設ける坑井内のスケール除去方法を得ることを目的としている。 SUMMARY OF THE INVENTION In view of the above circumstances, an object of the present invention is to provide a combined stimulation method for a geothermal reservoir that stimulates the geothermal reservoir to improve the permeability of the geothermal reservoir, and a method for removing scale in a well provided in the geothermal reservoir. and
本発明は以下のいずれかの態様を有することを特徴とする。
[1]
坑井から地熱貯留層に常温の水を圧入して、前記地熱貯留層の亀裂を有する岩層又は地層を冷やす第1の工程と、
前記第1の工程に続いて前記坑井から前記地熱貯留層にキレート剤を圧入する第2の工程と、を有する地熱貯留層の複合刺激方法。
[2]
前記キレート剤がGLDA、GLDAの塩、HEDTA、及びHEDTAの塩からなる群より選択される1種以上を含有する[1]に記載の地熱貯留層の複合刺激方法。
[3]
前記坑井から前記地熱貯留層にキレート剤を圧入する工程において、前記坑井の内壁に付着するスケールが除去される[2]に記載の地熱貯留層の複合刺激方法。
The present invention is characterized by having any of the following aspects.
[1]
a first step of injecting normal temperature water from a well into a geothermal reservoir to cool a cracked rock formation or formation of the geothermal reservoir ;
a second step of injecting a chelating agent from the well into the geothermal reservoir following the first step .
[2]
The method for combined stimulation of a geothermal reservoir according to [1], wherein the chelating agent contains one or more selected from the group consisting of GLDA, salts of GLDA, HEDTA, and salts of HEDTA.
[3]
The combined stimulation method for a geothermal reservoir according to [2], wherein in the step of injecting a chelating agent from the well into the geothermal reservoir, scale adhering to the inner wall of the well is removed.
本発明によれば、坑井から地熱貯留層に水を圧入して行う前記水による前記地熱貯留層の刺激と、続けて行う前記坑井から前記地熱貯留層にキレート剤を圧入して行う前記キレート剤による前記地熱貯留層の刺激と、を有する地熱貯留層の複合刺激方法を提供して、前記地熱貯留層の浸透性を向上させることができ、かつ坑井の内壁に付着するスケールを除去することが可能になる。 According to the present invention, the stimulation of said geothermal reservoir with said water by injecting water from a well into said geothermal reservoir followed by said stimulation of said geothermal reservoir by injecting a chelating agent from said well into said geothermal reservoir. and stimulating the geothermal reservoir with a chelating agent to improve the permeability of the geothermal reservoir and remove scale adhering to the inner wall of the well. it becomes possible to
以下、図面を参照して本発明の地熱貯留層の複合刺激方法の実施形態について説明する。
なお、以下に示す各実施形態は、発明の趣旨をより良く理解させるために具体的に説明するものであり、特に指定のない限り、本発明を限定するものではない。また、以下の説明で用いる図面は、本実施形態の特徴をわかりやすくするために、要部となる部分を拡大して示している場合があり、各構成要素の寸法比率などが実際と同じであるとは限らない。
An embodiment of the combined stimulation method for a geothermal reservoir according to the present invention will be described below with reference to the drawings.
It should be noted that each embodiment shown below is specifically described for better understanding of the gist of the invention, and does not limit the invention unless otherwise specified. In addition, in the drawings used in the following description, in order to make it easier to understand the features of the present embodiment, there are cases where the essential parts are shown in an enlarged manner, and the dimensional ratio of each component is the same as the actual one. Not necessarily.
本実施形態の地熱貯留層の複合刺激方法は、地熱貯留層100に坑井10から水Wを圧入する工程と、前記地熱貯留層100に前記坑井10からキレート剤Cを圧入する工程とを有する。
The combined stimulation method for a geothermal reservoir according to the present embodiment includes a step of injecting water W from a
[坑井]
図1(a)は、本実施形態の地熱発電施設で用いる坑井10を示している。坑井10は地熱発電施設の生産井であっても還元井であってもよい。
坑井10は、地熱貯留層100に到達するまで掘削された孔に埋め込まれた鋼管11を有している。
地熱貯留層100とは、マグマだまり200の近くで加熱された雨水等に由来する水分が、高温・高圧の地熱流体の状態で貯留されている層である。
鋼管11の下部先端側の管壁には地熱貯留層100に接する排出口12が設けられている。鋼管11の地上側の坑口13では流路を開閉可能な弁を有するバルブ16、17が設けられており、バルブ16から接続する管は図示外の地熱発電施設に接続しており、バルブ17はキレート剤Cを供給するタンク23及び水Wを供給するタンク22に接続している。
[well]
FIG. 1(a) shows a well 10 used in the geothermal power generation facility of this embodiment. Well 10 may be a production well or a reinjection well of a geothermal power plant.
Wellbore 10 has
The
The
[地熱貯留層の複合刺激方法]
次に、本実施形態の地熱貯留層の複合刺激方法について説明を行う。
(1)水による地熱貯留層の刺激
本実施形態の地熱貯留層の複合刺激方法では、先ず、坑口13のバルブ16、17を閉じて、坑口13を密閉状態とする。
次に、図1(b)で示すように、バルブ17を解放し、ポンプ21を用いてタンク22から水Wを坑井10内に供給し、坑井10内が水Wで満たされた状態とする。
坑井10内を水Wで満たした後、更にポンプ21で圧をかけて坑井10内に水Wを供給し、坑井10の排出口12を通じて、地熱貯留層100に水Wを圧入する。
[Method for complex stimulation of geothermal reservoir]
Next, the geothermal reservoir complex stimulation method of this embodiment will be described.
(1) Stimulation of Geothermal Reservoir with Water In the combined stimulation method of the geothermal reservoir of the present embodiment, first, the
Next, as shown in FIG. 1(b), the
After the inside of the well 10 is filled with the water W, the
このとき、ポンプ21による水圧は、貯留層の浸透性と圧入量によって大きく変化し、自然流下状態(大気圧)から100MPaを超える圧力となる場合がある。必要となる水圧と圧入量に応じた馬力のポンプを用意する。
水Wとしては常温の水を用いればよく、ここで常温とは特に限定されないが5~35℃程度の温度である。
At this time, the water pressure by the
As the water W, water at room temperature may be used.
地熱貯留層100は、温度150~350程度の亀裂を有する岩層又は地層であり、これに常温の水を圧入すると岩層又は地層が冷えて収縮し、き裂101が開き、隙間が増える。
地熱貯留層100への水Wの圧入は、十分な温度低下が得られるまで、また、刺激したい領域にもよるが、数十kl~数万klの圧入が想定される。具体的な圧入量は、貯留層条件を数値的に反映したシミュレーションによって決定される。
The
The injection of water W into the
(2)キレート剤による地熱貯留層の刺激
次に、ポンプ21を用いてタンク23からキレート剤Cを坑井10内に供給し、坑井10内がキレート剤Cで満たされた状態とする。このとき、キレート剤Cを坑井10内に供給することで、坑井10内の水Wを排出口12を通じて地熱貯留層100に圧入させて、坑井10内をキレート剤Cに置き換える。
坑井10内をキレート剤Cで満たした後、更にポンプ21で圧をかけて坑井10内にキレート剤Cを供給し、排出口12を通じて、地熱貯留層100にキレート剤Cを圧入する。
(2) Stimulation of Geothermal Reservoir by Chelating Agent Next, the well 10 is filled with the chelating agent C by supplying the chelating agent C from the
After the well 10 is filled with the chelating agent C, the chelating agent C is supplied into the well 10 by applying pressure with the
キレート剤Cを圧入する際の、ポンプ21による水圧は、貯留層の浸透性と圧入量によって大きく変化し、自然流下状態(大気圧)から100MPaを超える圧力となる場合がある。必要となる水圧と圧入量に応じた馬力のポンプを用意する。
キレート剤Cとしてはグルタミン酸N,N-二酢酸(GLDA)、GLDAの塩、N-(2-ヒドロキシエチル)エチレンジアミン-N,N‘,N‘-三酢酸(HEDTA)、及びHEDTAの塩から選択される1種以上を用いることが出来る。
キレート剤Cとして、GLDA又はその塩、HEDTA又はその塩から選択される1種を水に添加したものを用いてもよく、その濃度は10~30wt%であることが好ましく、より好ましくは約20wt%である。
キレート剤Cの温度は特に限定されないが、水と同じく常温のキレート剤Cを用いるとよい。
キレート剤には硝酸等の酸を添加してもよいが、環境への影響を考慮してそのpHは4.0~6.0の範囲であることが好ましい。
地熱貯留層100へのキレート剤Cの圧入は、鉱物量と刺激したい領域に依存し、数kl~数千klの圧入が想定される。具体的な圧入量は、貯留層条件を数値的に反映したシミュレーションによって決定される。
The water pressure by the
Chelating agent C selected from glutamic acid N,N-diacetic acid (GLDA), salts of GLDA, N-(2-hydroxyethyl)ethylenediamine-N,N',N'-triacetic acid (HEDTA), and salts of HEDTA can be used.
As the chelating agent C, one selected from GLDA or its salts and HEDTA or its salts may be added to water, and the concentration thereof is preferably 10 to 30 wt%, more preferably about 20 wt. %.
Although the temperature of the chelating agent C is not particularly limited, it is preferable to use the chelating agent C at room temperature like water.
An acid such as nitric acid may be added to the chelating agent, but the pH is preferably in the range of 4.0 to 6.0 in consideration of environmental impact.
The injection of the chelating agent C into the
水による刺激で岩層又は地層のき裂101が開いている地熱貯留層100にキレート剤Cを圧入すると、岩層又は地層における炭酸塩鉱物脈を溶解してワームホール(Wormhole)等の空隙102を形成するだけでなく、岩層又は地層における有色鉱物(黒雲母、角閃石)等を溶解して空隙102を形成することが可能になる。
水による刺激だけでは、一時的に岩層又は地層のき裂101が開いても、温度が元に戻れば岩層又は地層が膨張してき裂101が閉じるため、地熱貯留層100の浸透性を恒常的に向上させることが困難である。
しかし、水による刺激の後に続けて、キレート剤Cを圧入し、キレート剤Cで地熱貯留層100を刺激すると、き裂101内の炭酸塩鉱物脈や有色鉱物が溶解されるため、温度が元に戻っても地熱貯留層100の浸透性を維持することができる。
なお、キレート剤Cに用いるGLDA、GLDAの塩、HEDTA、HEDTAの塩は高温下でその反応性が低下する傾向があり、且つ高価であるため、キレート剤Cによって地熱貯留層100を刺激する前に、水で地熱貯留層100を刺激することが重要である。
When a chelating agent C is injected into a
Even if the
However, when the chelating agent C is injected continuously after the stimulation with water and the
GLDA, GLDA salts, HEDTA, and HEDTA salts used as chelating agent C tend to decrease in reactivity at high temperatures and are expensive. First, it is important to stimulate the
(3)キレート剤の回収
キレート剤Cは、キレート剤Cによる地熱貯留層100の刺激後、バルブ17を経由して速やかに回収するとよい。
本実施形態の地熱貯留層の複合刺激方法で用いるキレート剤CであるGLDA又はその塩はグルタミン酸の一種であり、洗浄剤あるいは洗浄添加剤として利用される生分解性キレート剤であり、HEDTA又はその塩は、殺菌防腐剤として化粧品等に用いるものであり、何れも環境への負荷が低いキレート剤である。
これらのキレート剤Cを刺激後、速やかに回収することで、環境への負荷を限りなく低くすることが出来る。
(3) Recovery of chelating agent The chelating agent C is preferably recovered quickly via the
GLDA or a salt thereof, which is a chelating agent C used in the combined stimulation method for a geothermal reservoir of the present embodiment, is a kind of glutamic acid and is a biodegradable chelating agent used as a cleaning agent or cleaning additive. Salts are used as bactericidal and antiseptic agents in cosmetics and the like, and are chelating agents with low environmental load.
By recovering these chelating agents C promptly after stimulation, the load on the environment can be reduced as much as possible.
(4)地熱発電
キレート剤Cの回収後、バルブ17を閉じて、図示外の地熱発電施設に接続しているバルブ16を適宜解放して、地熱貯留層100からの地熱流体による地熱発電を行うことが出来る。
本発明の地熱貯留層の複合刺激方法で刺激された地熱貯留層100には、ワームホールなどの空隙102が形成されているため、地熱流体の浸透性がよく、効率よく地熱発電を行うことが出来る。
(4) Geothermal power generation After the chelating agent C is recovered, the
In the
地熱流体には地中の様々な鉱物成分が含まれており、地熱発電を継続的に行うと、地熱貯留層100内これらの鉱物が析出、付着して貯留層の浸透性が低下することがある。
しかし、本発明の地熱貯留層の複合刺激方法は、そのような貯留層の浸透性が低下した地熱貯留層100にも適用することができ、地熱貯留層100における貯留層の浸透性を向上させることが出来る。
Geothermal fluid contains various mineral components in the ground, and if geothermal power generation is continuously performed, these minerals may precipitate and adhere to the
However, the combined geothermal reservoir stimulation method of the present invention can also be applied to
(5)坑井内のスケール除去
前述の通り、地熱流体には地中の様々な鉱物成分が含まれており、地熱流体を取り出す坑井10の内壁にカルシウムなどのスケールが付着しやすい。
しかし、本発明の地熱貯留層の複合刺激方法によれば、キレート剤による地熱貯留層の刺激の工程で、坑井10内をキレート剤Cで満たした状態とする際に、坑井10の内壁のスケールを除去することが出来る。
坑井10の内壁のスケールの除去は、キレート剤Cを一定時間坑井10内に滞留させてキレート剤とスケールとを反応させることで行ってもよく、キレート剤Cを坑井10を介して地熱貯留層100に圧入しながら行ってもよい。
(5) Removal of Scale in Wells As described above, geothermal fluid contains various underground mineral components, and scale such as calcium tends to adhere to the inner wall of the well 10 from which the geothermal fluid is extracted.
However, according to the geothermal reservoir complex stimulation method of the present invention, in the step of stimulating the geothermal reservoir with the chelating agent, when filling the well 10 with the chelating agent C, the inner wall of the well 10 of scale can be removed.
The scale on the inner wall of the well 10 may be removed by allowing the chelating agent C to stay in the well 10 for a certain period of time to allow the chelating agent and the scale to react. It may be performed while being forced into the
以下、実験室における試験により、本発明の方法によれば地熱貯留層を複合刺激することで、地熱貯留層の浸透性を向上させることが出来ることを模式的に示す。 In the following, it is schematically demonstrated by laboratory tests that the method of the present invention can improve the permeability of a geothermal reservoir by stimulating the geothermal reservoir in multiple ways.
(実施例1)
図2で示す試験装置300を用いて、試験を行った。
試験装置としては、圧力容器310と、圧力容器310を覆うマントルヒーター311と、圧力容器310内の圧力を調整する圧力維持用ポンプ318とを有する試験装置300を用意した。
次に、圧力容器310の中央に花崗岩のサンプル320(直径25mm、長さ25mm)を配置し、その周囲をフッ素ゴムのスリーブ321で覆った。また、圧力容器310内は封圧用のシリコーンオイル313で満たした。
花崗岩のサンプル320は予め電気炉で加熱し(570℃、120min)、サンプル320内にき裂を形成したものを用いた。
次に、圧力容器310内の温度を200℃、封圧を15MPaとして、注入ポンプ314を用いて、常温(20~30℃)の水を、上流側の圧力計315及び下流側の圧力計316で測定される、上流側と下流側の圧力差が安定するまで流通させた後(流量:1mL/min、背圧:5MPa)、常温のGLDA水溶液を2時間流通させた(流量:1mL/min、背圧:5MPa)。流量は注入ポンプ314にて調整し、背圧は圧力調整器312にて調整した。圧力容器310の内部の温度は温度計317を用いて測定した。
圧力容器内に常温の水を流通させることで、花崗岩のサンプル320に形成したき裂が開き、その後常温のGLDA水溶液を流通させることで、き裂内にGLDA水溶液が浸透して花崗岩のサンプル320内の浸透性が向上することが確認された。
GLDA水溶液としては、GLDA―Na4水溶液(濃度40wt%)、水、及び硝酸を混合して調整したpH4.0の20wt%GLDA-Na4水溶液を用いた。
(Example 1)
A test was conducted using the
As a test apparatus, a
Next, a granite sample 320 (25 mm in diameter and 25 mm in length) was placed in the center of the
The
Next, the temperature inside the
By circulating room temperature water in the pressure vessel, cracks formed in the
As the GLDA aqueous solution, a GLDA-Na 4 aqueous solution (concentration: 40 wt %), water, and a 20 wt % GLDA-Na 4 aqueous solution of pH 4.0 prepared by mixing nitric acid were used.
図3に、実施例1の試験における花崗岩のサンプル320の上流側の圧力計315で測定した流体の圧力と、下流側の圧力計316で測定した流体の圧力との差の変化を示した。
図3によれば、先ず圧力容器310内に水を流通させることで、岩石を水で飽和し初期状態としている。このとき、花崗岩のサンプル320に形成したき裂が開く。
次に、圧力容器310内がGLDA水溶液で置換された後、GLDA水溶液を流通させると、花崗岩のサンプル320の上流側と下流側の流体圧力の差が小さくなっており、花崗岩のサンプル320内の浸透性が約1.7倍向上していることが示された。
FIG. 3 shows the change in the difference between the fluid pressure measured by the
According to FIG. 3, water is first circulated in the
Next, after the inside of the
図4に、実施例1の試験において圧力容器310内から回収される排液の成分をICP-OES(Agilent Technologies社製)を用いて分析した結果を示す。
図4では、GLDA水溶液を圧力容器310内に流通させた初期において、排液中のFe、Ca、Al、Mgの濃度が増加し、その後一定値になることが示されている。また、図4では、K及びSiの濃度が徐々に増加した後一定になることも示されている。これら6つの元素の濃度変化は、カリ長石(KAlSi3O8)、斜長石(NaAlSi3O8-CaAl2Si2O8)、黒雲母(K(Mg,Fe)3AlSi3O10(OH,F)2)、及び角閃石(Ca2(Mg,Fe)4Al(AlSi7O22)(OH)2)のうちの複数の鉱物の溶解挙動を反映したものであるが、最も顕著に変化したFeの濃度変化は黒雲母と角閃石(角閃石の含有量は小さいため、主に黒雲母)の溶解挙動を反映したものである。
また、図4では、排液中のK及びSiの濃度が徐々に増加した後一定になることが示されており、これは長石類の溶解挙動を示すものである。
従って、実施例1の花崗岩のサンプル320においては、主に黒雲母が溶解していることが示された。
FIG. 4 shows the results of analyzing the components of the waste liquid recovered from the
FIG. 4 shows that the concentration of Fe, Ca, Al, and Mg in the waste liquid increases at the initial stage when the GLDA aqueous solution is circulated in the
FIG. 4 also shows that the concentrations of K and Si in the effluent increase gradually and then become constant, which indicates the dissolution behavior of feldspars.
Thus, in the
図5では、実施例1の試験前の花崗岩のサンプル320の断面のX線CT画像(マイクロフォーカスX線CT装置(コムスキャンテクノ株式会社製)を用いて撮影)(図5(a))と、試験後の花崗岩のサンプル320の断面のX線CT画像(図5(b))とを比較した。
図5によれば、実施例1の試験によって、花崗岩のサンプル320内の角閃石410と黒雲母411とが溶解して、空隙(黒い部分)が形成されていることが確認された。
In FIG. 5, an X-ray CT image of the cross section of the
According to FIG. 5, it was confirmed by the test of Example 1 that the
(実施例2)
GLDA水溶液をHEDTA水溶液に代えて、実施例1と同様の試験を行った。HEDTA水溶液としては、HEDTA―Na3二水和物、水、及び硝酸を混合して調整したpH4.0の20wt%HEDTA―Na3水溶液を用いた。
(Example 2)
The same test as in Example 1 was performed by replacing the GLDA aqueous solution with the HEDTA aqueous solution. As the HEDTA aqueous solution, a 20 wt % HEDTA- Na3 aqueous solution with a pH of 4.0 prepared by mixing HEDTA- Na3 dihydrate, water, and nitric acid was used.
図6に、実施例2の試験における花崗岩のサンプル320の上流側の圧力計315で測定した流体の圧力と、下流側の圧力計316で測定した流体の圧力との差の変化を示した。
図6によれば、先ず圧力容器310内に水を流通させることで、岩石を水で飽和し初期状態としている。このとき、花崗岩のサンプル320に形成したき裂が開く。
次に、圧力容器310内がHEDTA水溶液で置換された後、HEDTA水溶液を流通させると、花崗岩のサンプル320の上流側と下流側の流体圧力の差が小さくなっており、花崗岩のサンプル320内の浸透性が約1.5倍向上していることが示された。
FIG. 6 shows the change in the difference between the fluid pressure measured by the
According to FIG. 6, first, water is passed through the
Next, after the inside of the
図7に、実施例2の試験において圧力容器310内から回収される排液の成分をICP-OESを用いて分析した結果を示す。
図7では、HEDTA水溶液を圧力容器310内に流通させた初期において、排液中のFe、Ca、Al、Mgの濃度が増加し、その後一定値になることが示されている。また、図4では、K及びSiの濃度が徐々に増加した後一定になることも示されている。これら6つの元素の濃度変化は、カリ長石(KAlSi3O8)、斜長石(NaAlSi3O8-CaAl2Si2O8)、黒雲母(K(Mg,Fe)3AlSi3O10(OH,F)2)、及び角閃石(Ca2(Mg,Fe)4Al(AlSi7O22)(OH)2)のうちの複数の鉱物の溶解挙動を反映したものであるが、最も顕著に変化したFeの濃度変化は黒雲母と角閃石(角閃石の含有量は小さいため、主に黒雲母)の溶解挙動を反映したものである。
FIG. 7 shows the results of ICP-OES analysis of the components of the waste liquid recovered from the
FIG. 7 shows that the concentration of Fe, Ca, Al, and Mg in the waste liquid increases at the initial stage when the HEDTA aqueous solution is circulated in the
図8では、実施例2の試験前の花崗岩のサンプル320の断面のX線CT画像(マイクロフォーカスX線CT装置を用いて撮影)(図8(a))と、試験後の花崗岩のサンプル320の断面のX線CT画像(図8(b))とを比較した。
図8によれば、実施例1の試験によって、花崗岩のサンプル320内の黒雲母411が溶解して、空隙(黒い部分)が形成されていることが確認された。
8 shows a cross-sectional X-ray CT image (taken using a microfocus X-ray CT device) of the
According to FIG. 8, it was confirmed by the test of Example 1 that the
(比較例1)
GLDA水溶液を硝酸水溶液に代えて、実施例1と同様の試験を行った。硝酸水溶液としては、硝酸を用いてpH4.0に調整した水溶液を用いた。
(Comparative example 1)
The same test as in Example 1 was performed by replacing the aqueous GLDA solution with an aqueous nitric acid solution. As the nitric acid aqueous solution, an aqueous solution adjusted to pH 4.0 using nitric acid was used.
図9に、比較例1の試験における花崗岩のサンプル320の上流側の圧力計315で測定した流体の圧力と、下流側の圧力計316で測定した流体の圧力との差の変化を示した。
図9によれば、先ず圧力容器310内に水を流通させることで、岩石を水で飽和し初期状態としている。このとき、花崗岩のサンプル320に形成したき裂が開く。
次に、圧力容器310内が硝酸水溶液で置換された後、硝酸水溶液を流通させた。結果、花崗岩のサンプル320の上流側と下流側の流体圧力の差は、一旦減少したものの、最終的には初期値に戻り、浸透性がほぼ変化しないことが示された。
これは、硝酸水溶液によって生じる溶解にともなう空隙は、封圧下で維持されない程度の小さなものであるためと考えられる。
FIG. 9 shows the change in the difference between the fluid pressure measured by the
According to FIG. 9, first, water is passed through the
Next, after the inside of the
This is probably because the voids caused by the dissolution of the nitric acid aqueous solution are so small that they cannot be maintained under confining pressure.
図10に、比較例1の試験において圧力容器310内から回収される排液の成分をICP-OESを用いて分析した結果を示す。
図10では、硝酸水溶液を圧力容器310内に流通させた場合に、鉱物の溶解挙動を示す排液中の元素濃度の顕著な増加は生じず、硝酸水溶液では花崗岩のサンプル320内の鉱物の溶解は顕著に促進されないことが示された。
FIG. 10 shows the results of ICP-OES analysis of the components of the waste liquid recovered from the
In FIG. 10, when the nitric acid aqueous solution is circulated in the
図11では、比較例1の試験前の花崗岩のサンプル320の上端面のX線CT画像(マイクロフォーカスX線CT装置を用いて撮影)(図11(a))と、試験後の花崗岩のサンプル320の上端面のX線CT画像(図11(b))とを比較した。
図11によれば、比較例1の試験では顕著な鉱物の溶解が生じていないことが確認された。
FIG. 11 shows an X-ray CT image of the upper end surface of the
According to FIG. 11, it was confirmed that no significant dissolution of minerals occurred in the test of Comparative Example 1.
以上、実施例1及び2によれば、圧力容器310内を200℃と高温に設定しても、圧力容器310内に水を圧入した後、キレート剤を圧入することにより、花崗岩のサンプル320内の黒雲母等の有色鉱物を選択的に溶解して、空隙を形成できることが示された。
従って、本発明の方法によれば、地熱貯留層の浸透性を向上させることができる。
As described above, according to Examples 1 and 2, even if the inside of the
Therefore, the method of the present invention can improve the permeability of geothermal reservoirs.
100:地熱貯留層
101:き裂
102:空隙
200:マグマだまり
10: 坑井
11:鋼管
12:排出口
13:坑口
16、17:バルブ
21:ポンプ
22、23:タンク
300:試験装置
310:圧力容器
311:マントルヒーター
312:圧力調節器
313:シリコーンオイル
314:注入ポンプ
315、316:圧力計
317:温度計
318:圧力維持用ポンプ
319:プラグ
320:サンプル
321:スリーブ
410:角閃石
411:黒雲母
100: geothermal reservoir 101: crack 102: void 200: magma chamber 10: well 11: steel pipe 12: outlet 13:
本発明の地熱貯留層の複合刺激方法によれば、地熱発電に用いる地熱貯留層の浸透性を、環境への負荷を最小限に留めながら、生産井、還元井の何れにおいても向上させることができる。また、本発明の地熱貯留層の複合刺激を行う過程で、地熱発電に用いる坑井の内壁に付着するスケールを除去することが可能となる。 According to the geothermal reservoir composite stimulation method of the present invention, the permeability of the geothermal reservoir used for geothermal power generation can be improved in both production wells and return wells while minimizing the load on the environment. can. In addition, in the process of performing the combined stimulation of the geothermal reservoir according to the present invention, it is possible to remove scale adhering to the inner wall of the well used for geothermal power generation.
Claims (3)
前記第1の工程に続いて前記坑井から前記地熱貯留層にキレート剤を圧入する第2の工程と、を有する地熱貯留層の複合刺激方法。 a first step of injecting normal temperature water from a well into a geothermal reservoir to cool a cracked rock formation or formation of the geothermal reservoir ;
a second step of injecting a chelating agent from the well into the geothermal reservoir following the first step .
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