Geotermia a reiniezione totale e sismicità: nuovi risultati da modellazioni numeriche

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Clemente Masi
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Carlino Antonio Troiano, Maria Giulia Di Giuseppe,

Giuseppe De Natale Istituto Nazionale di Geofisica

1 Geotermia a reiniezione totale e sismicità: nuovi risultati da modellazioni numeriche Stefano Carlino Antonio Troiano, Maria Giulia Di Giuseppe, Anna Tramelli, Claudia Troise, Renato Somma and Giuseppe De Natale Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia, Sezione di Napoli, Osservatorio Vesuviano

fluidi e applicazione a modelli di serbatoi geotermici, attraverso modellazioni numeriche (TOUGH2 ).

2 Perturbation of geothermal systems during fluids stimulations: a numerical approach Principale Obiettivo della ricerca: Simulazione delle perturbazioni fisiche indotte dall estrazione, iniezione e reiniezione dei fluidi e applicazione a modelli di serbatoi geotermici, attraverso modellazioni numeriche (TOUGH2 ). (Applicazione ai modelli concettuali di Ischia, Campi Flegrei e Soultz). Implicazioni sulla possibile sismicità indotta

$Hydraulic fracturing Oil/gas industry Oil/gas$

3 Principali attività che generano sismicità indotta Fracking Wastewater disposal EGS Hydraulic fracturing Oil/gas industry Oil/gas industry Hydraulic fracturing Geothermal power plants

4 Iniezione di fluidi: relazione con la sismicità

Dove: t= t 0 m(s n -P); Dt = stress drop; t 0 =

iniettato Momento sismico massimo Assunzione: tutta

5 Iniezione di fluidi: relazione con la sismicità Carico di stress su una faglia compreso tra t e t-dt Dove: t= t 0 m(s n -P); Dt = stress drop; t 0 = coesione rocce DP= Dt/2m Pressione di soglia Dt=3MPa; m=0.6 DP=2.5MPa (25bar) M 0 =GDV G= modulo rigidità DV= volume iniettato Momento sismico massimo Assunzione: tutta la deformazione indotta dai volumi iniettati è sismica (fragile); b=1 in the Gutenberg- Richter relation.

6 Estrazione di fluidi: relazione con la sismicità In questo caso non esiste un modello empirico di riferimento Variazione di stress prodotta intorno ai reservoir Applicazione del principio di bilanciamento isostatico Equazioni poroelastiche faglia

7 Cosa prevede il modello: caso estrazione e reiniezione (zona di reiniezione) Withdrawal well Injection or reinjection well Lower permeability level Productive reservoir +Dp Pressure front Lower permeability level Seismogenetic fault

8 caso iniezione Injection or reinjection well Lower permeability level Productive reservoir +Dp Pressure front Lower permeability level Seismogenetic fault

9 caso estrazione e reiniezione (zona di estrazione) Withdrawal well Reinjection well Lower permeability level -Dp Pressure front Productive reservoir Seismogenetic fault Lower permeability level

10 caso estrazione Withdrawal well Lower permeability level -Dp Pressure front Productive reservoir Seismogenetic fault Lower permeability level

Modello Numerico - Il codice numrico TOUGH2 risolve il problema del trasporto di massa e di calore di un fluido multicomponente in in mezzo poroso con

- Si assume un equilibrio locale tra fluido e matrice rocciosa attraverso la discretizzazione delle equazioni per il bilancio di massa ed energia che

11 Modello Numerico - Il codice numrico TOUGH2 risolve il problema del trasporto di massa e di calore di un fluido multicomponente in in mezzo poroso con determinata permeabilità. - Si assume un equilibrio locale tra fluido e matrice rocciosa attraverso la discretizzazione delle equazioni per il bilancio di massa ed energia che descrivono le condizioni termodinamiche del sistema nella forma integrale (metodo delle differenze finite). - Le soluzioni consistono in un set di valori di pressione e temperatura (varaibili termodinamiche) in funzione del tempo, nei punti nodali delle celle discretizzate.

12 Modello numerico Equazioni del bilancio di massa ed energia, equazione di Darcy modificata per un fluido multicomponente:

Modello Numerico La modellazione simula l estrazione, l iniezione e la reiniezione di fluidi geotermali da/in serbatoi con differenti caratteristiche fisiche, al fine di determinare le variazioni di

13 Modello Numerico La modellazione simula l estrazione, l iniezione e la reiniezione di fluidi geotermali da/in serbatoi con differenti caratteristiche fisiche, al fine di determinare le variazioni di pressione nel tempo e i volumi che contengono le suddette variazioni. Il modello tiene conto anche delle variazioni di pressione indotte dalle variazioni di temperatura a seguito dell emungimento o della iniezione. La simulazione numerica è stata applicata a casi di modelli concettuali di serbatoi geotermici, in particolare: Ischia Island (Carlino et al., 2014, Renew. Energy), Soultz-sous Forets (Troiano et al., 2013, Geoph. J. Int.) e Campi Flegrei (Carlino et al., 2015, Renew. Energy)

Isola d Ischia Deep>200m Shallow<200m 220 150 200 Caldera rim Deepest well 1156 m

14 Isola d Ischia Deep>200m Shallow<200m Caldera rim Deepest well 1156 m Geothermal Gradient 140/220 Ckm -1 Location of 5MWe power plant Carlino et al., 2012

15 Modello concettuale isola d Ischia (Carlino et al., 2014, Renew. Energy)

16 Isola d Ischia: tempo di simulazione 6 mesi Flow rate 22kgs -1 ; Volume contenente +DP=10bar(1MPa) 600m bsl

17 Isola d Ischia: tempo di simulazione 6 mesi Flow rate 22kgs -1 ; Volume contenente +DP=10bar(1MPa) Solo iniezione Ciclo estrazione-reiniezione

18 Tempo di simulazione 1 anno

19 Tempo di simulazione 3 anni

20 Tempo di simulazione 5 anni

21 Tempo di simulazione 10 anni

22 Tempo di simulazione 30 anni

23 Isola d Ischia: tempo di simulazione 30 anni Flow rate 22kgs -1 ; Volume contenente -DP=10bar(1MPa)

24 Variazione nel tempo del volume contenente +DP =10bar

25 Soultz-Sous-Forêts egs

26 Modello concettuale di Soultz (Troiano et al., 2013, Geoph. J. Int.)

27 Perturbation of geothermal systems during fluids stimulations: a numerical approach Esempio Soultz: tempo simulazione 6 mesi Flow rate 32kgs -1 ; Volume contenente +DP=10bar(1MPa) 5000m bgl

28 Tempo di simulazione 1 anno

29 Tempo di simulazione 2 anni

30 Tempo di simulazione 4 anni

31 Perturbation of geothermal systems during fluids stimulations: a numerical approach Esempio Soultz: tempo simulazione 4 anni Flow rate 32kgs -1 ; Volume contenente -DP=10bar(1MPa)

32 Variazione nel tempo del volume contenente +DP 10 bar

33 Caldera dei Campi Flegrei Deep>200m Shallow<200m Caldera rim 180 Deepest well 3046 m Geothermal Gradient 120/180 Ckm -1 Location of 5MWe power plant Carlino et al., 2012

34 Modello concettuale dei Campi Flegrei (Carlino et al., 2015, Renew. Energy)

35 Esempio Campi Flegrei (Mofete): tempo simulazione 1 anno Flow rate 110kgs -1 ; Volume contenente +DP=10bar(1MPa) 1000m bsl

36 Tempo di simulazione 3 anni

37 Tempo di simulazione 5 anni

38 Tempo di simulazione 10 anni

39 Tempo di simulazione 30 anni

40 Esempio Campi Flegrei (Mofete): tempo simulazione 1 anno Flow rate 110kgs -1 ; Volume contenente -DP=10bar(1MPa)

41 Variazione nel tempo del volume contenente+dp 10 bar

Conclusioni: - I casi eclatanti di sismicità indotta da movimentazione di fluidi nel crosta superficiale (1-5km) sono da attribuirsi alle attività estrattive di gas e petrolio e alla

perturbati); - Negli impianti geotermici moderni (es: Cicli Binari) la reiniezione totale riduce significativamente il volume in cui si generano variazioni di pressione in confronto

42 Conclusioni: - I casi eclatanti di sismicità indotta da movimentazione di fluidi nel crosta superficiale (1-5km) sono da attribuirsi alle attività estrattive di gas e petrolio e alla geotermia stimolata (EGS); - La sola iniezione o estrazione di fluidi genera un mancato ribilanciamento idrogeologico in condizioni non stazionarie (incremento continuo dei volumi perturbati); - Negli impianti geotermici moderni (es: Cicli Binari) la reiniezione totale riduce significativamente il volume in cui si generano variazioni di pressione in confronto alla sola estrazione o iniezione (gas, petrolio, EGS etc.,). Dopo un certo tempo si determinano nuovamente condizioni fisiche quasi stazionarie nel reservoir geotermico (non incremento dei volumi);

Perturbation of geothermal systems during fluids stimulations: a numerical approach Conclusioni: - La riduzione dei volumi perturbati e la loro stazionarietà abassa la probabilità di attivare

43 Perturbation of geothermal systems during fluids stimulations: a numerical approach Conclusioni: - La riduzione dei volumi perturbati e la loro stazionarietà abassa la probabilità di attivare popolazioni di faglie sismogenetiche in condizioni di stress critico. In tal caso si riduce fortemente la possibilità di terremoti indotti; - Un integrazione tra i risultati delle simulazioni e le conoscenze geologiche, tettoniche e idrogeologiche dei siti geotermici è indispensabile per un uso sostenibile della risorsa geotermica; - L uso di impianti a ciclo binario con reiniezione totale rappresenta certamente la migliore soluzione per ridurre al minimo i rischi di sismicità indotta. Tali rischi sono pressocchè nulli per I piccoli impianti (5MWe) dove I volumi di fluidi in gioco sono molto ridotti.

44 Perturbation of geothermal systems during fluids stimulations: a numerical approach Grazie per l attenzione Blue Lagoon (Iceland)

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