КОМПЛЕКСНА ОЦІНКА ТЕХНОЛОГО-ЕКОНОМІЧНИХ ПЕРЕВАГ ПЕРЕПРОФІЛЮВАННЯ НАФТОГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН ДЛЯ ГЕОТЕРМАЛЬНИХ ПРОЄКТІВ ДДЗ
DOI:
https://doi.org/10.20998/2078-5364.2025.2.10Ключові слова:
перепрофілювання нафтогазових свердловин, геотермальна енергетика, геологічні умови, пластові температури, глибокі свердловини, моделювання теплових потоків, економічна ефективність, техніко-економічні параметри системи, геотермальні ресурси, геотермальні системиАнотація
Актуальність теми дослідження зумовлена потребою в оптимальному використанні існуючої інфраструктури, скороченні витрат на будівництво нових свердловин, а також забезпеченні екологічно чистої енергії для регіону та держави.
Аналіз технолого-економічних переваг перепрофілювання свердловин: визначення геологічних умов Дніпровсько-Донецької западини, які сприяють видобутку геотермальної енергії, оцінка пластових температур, глибини та дебіту свердловин для підтвердження перспективності проекту, моделювання теплових потоків, використання програмного забезпечення FEFLOW для розрахунку потоків теплової енергії в системі з дублетом свердловин, значення оптимальних параметрів роботи системи, оцінка теплових втрат та ризиків холодного прориву між свердловинами, прогнозування інвестиційної окупності проекту протягом прийнятного періоду часу, враховуючи річне виробництво теплової енергії та використання існуючий інфраструктури.
Метою цієї роботи є аналіз можливостей, переваг і викликів перепрофілювання нафтогазових свердловин у ДДЗ, з урахуванням технічних, економічних і екологічних аспектів за допомогою моделювання в програмі Feflow.
Дослідження окреслило технолого-економічні переваги та підтвердило високу актуальність перепрофілювання споруджених раніше нафтогазових свердловин для розвитку геотермальної енергетики обєктів ДДЗ в Україні. Зокрема, свердловин Н-1 та Л-4 для видобутку геотермальної енергії. Геологічні умови Дніпровсько-Донецької западини, пластові температури на рівні 120–130 °C, глибина понад 5000 м та високий дебіт до 2592 м³/добу забезпечують перспективність реалізації проєкту. Проведене моделювання в програмному забезпеченні FEFLOW дозволило розрахувати потоки теплової енергії для відкритої системи з дублетом свердловин, визначити оптимальні параметри роботи системи, оцінити теплові втрати та ризики холодного прориву між свердловинами. Виконані розрахунки підтвердили економічну вигоду перепрофілювання свердловин у порівнянні з будівництвом нових. Також було спрогнозовано інвестиційну окупність проєкту протягом прийнятного періоду часу близько 4 років, враховуючи річне виробництво теплової енергії та використання існуючої інфраструктури.
Посилання
Arsiriy, Y. O., Goshovsky, S. V. et. al. (1988). Atlas of oil and gas fields of Ukraine. Lviv. P. 139–145.
Kabyshev B. K., Shpak P. F., Bilyk O. D. et. al. (1987). Heolohyia y neftehazonosnost Dneprovsko-Donetskoi vpadyny. Neftehazonosnost / AN USSR, Ynstytut heolohycheskykh nauk. Kyev: Naukova dumka. P. 95–117.
Shchelkachev V. N. (1951). Analyz parametrov podobyia hydravlyky. Neftianoe khoziaistvo, 7, 28–33.
Kolodii V., Vysochanskyi I. et. al. (1999). Hidroheolohichni peredumovy naftohazonosnosti Pivnichnoho bortu Dniprovsko-Donetskoi zapadyny. Heolohiia i heokhimiia korysnykh kopalyn, 1(106), 21–29.
Tyndiuk O. V. et. al. (2004). Zvit pro poshukovi seismorozviduvalni roboty MSHT na Novomykolaivskii ploshchi. Rozsushentsi : SUHRE, 69–75.
Aydin H., Merey S. (2021). Potential of geothermal energy production from depleted gas fields: A case study of Dodan Field, Turkey. Renewable Energy, 164, 1076–1088.
Cheng W. L., Li T. T., Nian Y. L., Wang C. L. (2013). Studies on geothermal power generation using abandoned oil wells. Energy, 59, 248–254.
Garg S. K., Combs J. (2010). Appropriate use of USGS volumetric “heat in place” method and Monte Carlo calculations. Proceedings 34th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, February, 2010. Stanford, California, USA. P. 48.
Akin S. (2017). Geothermal Resource Assessment of Alaşehir Geothermal Field. 42nd Workshop on Geothermal Reservoir Engineering, Stanford University, California, 2017. P. 56–65.
Sharma P., Al Saedi A. Q., Kabir C. S. (2020). Geothermal energy extraction with wellbore heat ex-changer: Analytical model and parameter evaluation to optimize heat recovery. Renewable Energy, 166, 1–8.
Kohl T., Salton M., Rybach L. (2000). Data Analysis of the Deep Borehole Heat Exchanger Plant Weissbad (Switzerland). Proceedings World Geothermal Congress 2000, Kyushu – Tohoku, Japan, May 28–June 10, 2000. (pp. 3459–34640). Tohoku, Japan.
Fyk M. I., Biletskyi V. S., Abbood M., Desna N. A. (2022). Specifying the Methods to Calculate Thermal Efficiency of a Dual Production Well System “Fluid-Geoheat”. Petroleum & Coal, 62.
Mykhailenko A. A., Fyk M. I. (2024). Heotermalnyi potentsial perevedenykh naftohazovykh sverdlovyn Dniprovsko-Donetskoho baseinu: mozhlyvosti ta vyklyky v konteksti nanotekhnolohii. Suchasni tekhnolohii pererobky palnykh kopalyn, 142.
Fyk M. I., Biletskyi V. S., Desna N. A. (2021). A Methodology for Calculating the Productivity of A Hydrocarbon-Geothermal Well. Petroleum & Coal, 63.
