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物探科普高温岩体地热开发的技术经济评价
摘 要:介绍了对美国Fenton Hill(芬登山)地区高温岩体地热开发所作的投资分析,以及应用MIT经济模型进行的高温岩体地热发电开发成本的预测与评价。研究认为,高温岩体地热资源从技术上来说是重要的潜在能源,但钻井技术和人工储留层的建造技术是阻碍其商业发展的关键因素;目前高地温梯度的高温岩体地热发电已具有商业竞争力,采用先进的线性钻井技术后,将使所有等级的地热梯度的高温岩体地热发电电价具有商业竞争能力。
关键词:高温岩体;地热能;电价;MIT经济模型;地热开发
0 引 言。
国外高温岩体地热开发已进入商业化运行,但其生产的电力价格和燃煤或燃油电厂的电价相比是否具有商业竞争能力,是各国政府、技术部门、企业和商业界最关心的事情,也是高温岩体地热开发进一步发展不可回避的问题。上世纪70年代,当高温岩体地热开发计划在美国开始实施,并在新墨西哥州的芬登山(Fenton Hill)建造第一个开发试验基地的同时,经济学家就将目光盯上了高温岩体地热开发的成本及各种经济与社会效益方面,并相继提出了若干经济模型。
1 高温岩体地热是重要的潜在能源。
高温岩体地热开发是利用地壳中存在的自然热能,提供广泛的、有价值的、非污染的热能。按照现行的高温岩体地热资源的开发模式,完全可以在许多国家形成商业规模而广泛应用。对中国而言,它的使用可以减少我国对进口石油的依赖,增加国家能源安全,减少外汇支出。
国际公认的新世纪能源开发应满足的基本准则是:在不增加化石能源的需求的同时,大力开发新能源;而对新能源的基本要求是:运行安全,价格合理和低环境影响。就此意义讲,高温岩体地热资源与核能(裂变和聚变)、太阳能或者其它可再生的能源相比,具有更大的优势。
(1)高温岩体地热能是巨大的,在许多国家存在并广泛分布。例如美国高等级地温梯度的地热资源约占全国面积的10%,中等地温梯度大约占30%,低级地温梯度约占60%。
(2)高温岩体地热资源的使用,没有废气排放(CO2,SOx,NOx等),也没有其它流体或固体废弃物,高温岩体地热资源系统可以维持对环境最低水平的影响。
(3)高温岩体地热开发系统是安全的,没有爆炸危险,更不会引起灾难性事故或伤害性污染。
它适合于基本负荷或高峰负荷的电力供应,是能源计划中最理想的组成部分。
(4)高温岩体地热开发可以提供不间断的电力供应,不受季节、昼夜等自然条件的影响。
(5)高温岩体地热资源可以有效地维持发展中国家的战略和经济平衡。
(6)美国、日本等国的高温岩体地热前期开发试验已充分说明,高地温梯度(80e/km)的高温岩体地热发电电价,在今天已具有商业竞争能力;而对中等和低级地温梯度的高温岩体地热资源,通过进一步改进开发技术,也可以与以化石能源为基础的电价有商业竞争能力。
尽管高温岩体地热资源具有潜在优势,但两个关键的技术问题仍阻碍着其商业发展:(1)建造具有充分尺度和相当寿命的、用以获得各级温度梯度热储层的经济流体的人工储留层技术;(2)减少在硬岩中和高温岩体中高额的钻井费用。高温岩体地热能源供应的价格主要由钻井和人工储留层建造的费用所决定。较低的单井钻井成本和较高的储层流动速率将大大降低供应的电价。降低低温度梯度资源钻井和储留层建造费用,将大幅度减少高温岩体地热开发费用。使用先进的钻井技术,如热破裂或化学腐蚀等辅助钻井技术,将能够降低高温岩体地热发电的价格,从而使高温岩体地热资源在世界各地都具有竞争优势。
2 芬登山高温岩体地热开发投资分析。
高温岩体地热开发基本系统的费用是基于以下基本假设的。
(1)采用双生产井和单注水井系统;(2)选用空气冷却的双循环发电系统;(3)电厂的效率为90%;(4)热电转换效率为17%;(5)由储层进入热交换器的温度为230e;(6)废弃蒸汽的温度为41e;(7)注入储留层的压力为27.29MPa;(8)生产井的压力为9.66MPa;(9)人工储留层的流量为4550L/min;(10)人工储留层的注入泵的特性为:泵的效率为0.8,泵的马达的效率为0.92;(11)井深4000m;(12)不考虑储层的热损耗。
电厂成本:空气冷却的双循环电厂的投资大约为1500美元/kW,电厂的年运行维护费用约为投资的10%~15%,则电厂的投资为990万美元,年运行维护费用为99万~150万美元[7]。
建水井:初步估计HDR人工储留层水的损失率为5%~15%,对于4550L/min的注入速率,则水的损失率为227.5~682.5L/min,水泵的费用为6万美元,建一个1000m深的水井,按820美元/m的费用估计,则其投资约需81万美元。
储层压裂:利用高温岩体地热能源建造电厂,其投资最难估计的部分是人工储留层的建造费用。以1982~1984年芬登山水力压裂建造人工储留层为例分析,估计芬登山人工储留层的体积范围为2.9@106~28@106m3,恰当的估计为16@106m3,该值大约为水力压裂期间记录到的微破裂事件的2/3,人工储留层的孔隙率约为0.3%,估计该孔隙体积储水量大约为4.8万m3。估计有8.7万~29.6万m3的水以48MPa的压力注入以产生人工储留层,压裂费用估计在190万~660万美元,其均值约为400万美元。
钻井费用:钻井和完井费用是以4000 m深钻井的实际消耗费用核算的,费用总结为表1[7]。
表1中的许多费用来源于价格标准和服务部门的统计,实际的工程费用略低于表1中的费用,其降低的幅度大约15%~20%。表1中的费用也包括了州政府和联邦政府的管理费和安全保险费,同时表1中也给出了不可预见费。
费用总结:表2给出了高温岩体地热开发基本系统的投资与年运行维护费用。表3给出了3种利率相对应的投资回收。4.6%的利率是能源部对高温岩体地热开发计划的特殊利率。为比较方便,表中同时列出了10%和15%的利率。
热的耗损:前面的讨论假设没有热的耗损,实际上是不可能的,但到目前为止,仍没有对高温岩体人工储留层热量耗损估计的资料。据估计,在电站服务年限内,必须再施工几口新井和/或对新的岩体进行一次或更多次的压裂。按施工3口新井和制造一个新的储留层,其费用为:注水井590万美元,生产井1080万美元,压裂400万美元,合计2070万美元。
3 MIT经济模型。
从1979年开始,国际界针对高温岩体地热开发提出了若干有一定影响的经济模型[8]。
美国麻省理工学院能源研究所J. W. Tester与H. J. Herzog等从1980代开始,就一直从事高温岩体地热开发的经济学研究,提出了具有重要影响的MIT高温岩体地热开发的经济模型[8]。
研究的主要目的:首先是评论和分析高温岩体地热开发系统的几个经济指标,其次是考虑高温岩体地热开发费用组成的模型化。
3.1 主要的资源和技术参数。
高温岩体地热资源的开发对资源的主要要求是:在合理的深度内具有大面积的高地温的岩体。
尽管高质量的高温岩体地热资源勘探是必不可少的,但其勘探难度和勘探费用远小于天然热水或化石能源。在勘探天然热水资源、石油和天然气资源时,勘探者必须选中符合特定条件的目标,如渗透性、孔隙率、裂缝或者圈闭等,而在高温岩体地热资源勘探中,一旦发现所需资源,即可施工并完成许多钻井,唯一指标是影响商业质量的平均地热梯度。
地温的变化将引起储层输出流体温度的变化,进而影响高温岩体地热资源发电系统的发电速率,最终将决定高温岩体地热开发系统的经济能力及资源的管理和优化策略。最理想的状态是人工储留层以最大的速率输出流体,而温度维持恒定,而对有限尺度的高温岩体地热人工储留层而言,这显然是不可能的。提取的地热流体的温度主要取决于如下因素:
(1)连通的裂缝表面积和岩体体积;(2)产出流体的质量流量;(3)流体穿越裂缝表面和通过裂缝区域的分布;(4)岩石的热力学特性(密度、热容系数、热传导系数等);(5)流动阻力和允许的压力降;(6)水的损失速率。
高储层温度、低流动阻力、巨大的储层裂缝面积和连通体积是高温岩体地热开发的最佳选择。
3.2 钻井和完井费用统计。
在统计了大量相关钻井资料的基础上,给出了高温岩体地热资源开发钻井费用,这些钻井资料包括:天然热水资源和高温岩体地热资源的钻井资料,1972~1988年的石油与天然气钻井资料。
钻井深度4 km时,施工石油天然气井,其钻井费用仅为200万美元;若施工地热开发井,按照今天的钻井技术顺利施工时,其钻井费用为380万美元,若施工不顺利,其钻井费用则高达1000万美元。而未来先进的线性钻井技术将使地热钻井成本大幅度下降,即使施工10 km深的钻井,其费用也仅500万美元,而按照今天的钻井技术,施工10 km深的油气井,也需要1亿美元以上的费用。
3.3 MIT经济模型对电价的预测。
决定高温岩体地热发电商业电价的主要因素有两个:(1)钻井与完井技术;(2)地热梯度分布。地热梯度是客观的因素,不能改变,但钻井与完井技术恰是主观因素,可以改变,为此列出4种技术方案供考虑。
(1)依赖于今天的钻井技术情况)))它对应的是一种相对高的钻井与完井费用;(2)遇到障碍的情况)))高额的钻井与完井费用和很差的储层建造技术;(3)优化的双循环系统情况)))良好的人工储留层建造和改善的钻井与完井技术(图1中先进的钻井技术);(4)线性钻井技术情况)))线性钻井技术主要是钻井技术的突破,采用非常规的钻井技术与方法,例如利用热使岩体破裂的技术。
MIT高温岩体地热开发模型的主要结果列于随着地热梯度的减少,钻井和完井费用越来越占主导地位,且呈指数规律增加。图4给出了MIT经济模型与其它经济模型的比较结果。从图4可见,MIT经济模型预测的结果与实际是相当吻合的。从图2可见,当地温梯度在60e/km以上时,其商业开发是有利的和可行的,而采用先进的线性钻井技术,将使20~80e/km的I~V级温度梯度的高温岩体地热资源变得具有商业竞争能力,而在全世界大部分地区可以开发,那时,高温岩体地热资源将成为全球的主导能源之一。
3.4 MIT模型预测的结论与评价。
表4给出高、中、低级地热梯度开发的费用组成,以及由此决定的商业电价。考虑到高温岩体地热开发的经济有效性,才可以实施高温岩体地热开发工程。
新能源及工艺(b)包含了流体损耗费和勘探费。
(1)高等级地热梯度(80e/km)的高温岩体地热资源具有与化石能源发电竞争优势,其相应的商业电价近似为5?1美分/kW#h[8]。
(2)中等地热梯度(50e/km)的高温岩体地热资源竞争电价大约为8美分/kW#h[8],是今天化石能源发电的价格的最高价格,没有竞争能力。
而仅当石油价格上涨或化石能源使用的环境污染费用增加时(例如增收酸雨或二氧化碳税2~3美分/kW#h)才有商业竞争能力。
(3)按今天的技术,低等级地温梯度的高温岩体地热资源的开发,其商业电价在23美分/kW#h[8],是没有竞争能力的。如果先进的线性钻井技术取得成功,其开发费用使电价降低到6美分/kW#h,将具有很强的竞争能力[8]。
(4)先进的线性钻井技术,将使所有等级的地热梯度的高温岩体地热资源的开发费用大幅度降低,从而使其电价具有商业竞争能力。
4 结 论。
高温岩体地热资源与核能、太阳能或其它可再生能源相比,具有更大的技术优势,是重要的潜在能源,但钻井技术和人工储留层的建造技术是阻碍其商业发展的关键因素。
应用MIT经济模型进行的高温岩体地热发电开发成本的预测认为,目前高地温梯度的高温岩体地热发电已具有商业竞争力,采用先进的线性钻井技术后,将使所有等级的地热梯度的高温岩体地热发电电价具有商业竞争能力,届时高温岩体地热资源将成为全球的主导能源之一。
关键词:高温岩体;地热能;电价;MIT经济模型;地热开发
0 引 言。
国外高温岩体地热开发已进入商业化运行,但其生产的电力价格和燃煤或燃油电厂的电价相比是否具有商业竞争能力,是各国政府、技术部门、企业和商业界最关心的事情,也是高温岩体地热开发进一步发展不可回避的问题。上世纪70年代,当高温岩体地热开发计划在美国开始实施,并在新墨西哥州的芬登山(Fenton Hill)建造第一个开发试验基地的同时,经济学家就将目光盯上了高温岩体地热开发的成本及各种经济与社会效益方面,并相继提出了若干经济模型。
1 高温岩体地热是重要的潜在能源。
高温岩体地热开发是利用地壳中存在的自然热能,提供广泛的、有价值的、非污染的热能。按照现行的高温岩体地热资源的开发模式,完全可以在许多国家形成商业规模而广泛应用。对中国而言,它的使用可以减少我国对进口石油的依赖,增加国家能源安全,减少外汇支出。
国际公认的新世纪能源开发应满足的基本准则是:在不增加化石能源的需求的同时,大力开发新能源;而对新能源的基本要求是:运行安全,价格合理和低环境影响。就此意义讲,高温岩体地热资源与核能(裂变和聚变)、太阳能或者其它可再生的能源相比,具有更大的优势。
(1)高温岩体地热能是巨大的,在许多国家存在并广泛分布。例如美国高等级地温梯度的地热资源约占全国面积的10%,中等地温梯度大约占30%,低级地温梯度约占60%。
(2)高温岩体地热资源的使用,没有废气排放(CO2,SOx,NOx等),也没有其它流体或固体废弃物,高温岩体地热资源系统可以维持对环境最低水平的影响。
(3)高温岩体地热开发系统是安全的,没有爆炸危险,更不会引起灾难性事故或伤害性污染。
它适合于基本负荷或高峰负荷的电力供应,是能源计划中最理想的组成部分。
(4)高温岩体地热开发可以提供不间断的电力供应,不受季节、昼夜等自然条件的影响。
(5)高温岩体地热资源可以有效地维持发展中国家的战略和经济平衡。
(6)美国、日本等国的高温岩体地热前期开发试验已充分说明,高地温梯度(80e/km)的高温岩体地热发电电价,在今天已具有商业竞争能力;而对中等和低级地温梯度的高温岩体地热资源,通过进一步改进开发技术,也可以与以化石能源为基础的电价有商业竞争能力。
尽管高温岩体地热资源具有潜在优势,但两个关键的技术问题仍阻碍着其商业发展:(1)建造具有充分尺度和相当寿命的、用以获得各级温度梯度热储层的经济流体的人工储留层技术;(2)减少在硬岩中和高温岩体中高额的钻井费用。高温岩体地热能源供应的价格主要由钻井和人工储留层建造的费用所决定。较低的单井钻井成本和较高的储层流动速率将大大降低供应的电价。降低低温度梯度资源钻井和储留层建造费用,将大幅度减少高温岩体地热开发费用。使用先进的钻井技术,如热破裂或化学腐蚀等辅助钻井技术,将能够降低高温岩体地热发电的价格,从而使高温岩体地热资源在世界各地都具有竞争优势。
2 芬登山高温岩体地热开发投资分析。
高温岩体地热开发基本系统的费用是基于以下基本假设的。
(1)采用双生产井和单注水井系统;(2)选用空气冷却的双循环发电系统;(3)电厂的效率为90%;(4)热电转换效率为17%;(5)由储层进入热交换器的温度为230e;(6)废弃蒸汽的温度为41e;(7)注入储留层的压力为27.29MPa;(8)生产井的压力为9.66MPa;(9)人工储留层的流量为4550L/min;(10)人工储留层的注入泵的特性为:泵的效率为0.8,泵的马达的效率为0.92;(11)井深4000m;(12)不考虑储层的热损耗。
电厂成本:空气冷却的双循环电厂的投资大约为1500美元/kW,电厂的年运行维护费用约为投资的10%~15%,则电厂的投资为990万美元,年运行维护费用为99万~150万美元[7]。
建水井:初步估计HDR人工储留层水的损失率为5%~15%,对于4550L/min的注入速率,则水的损失率为227.5~682.5L/min,水泵的费用为6万美元,建一个1000m深的水井,按820美元/m的费用估计,则其投资约需81万美元。
储层压裂:利用高温岩体地热能源建造电厂,其投资最难估计的部分是人工储留层的建造费用。以1982~1984年芬登山水力压裂建造人工储留层为例分析,估计芬登山人工储留层的体积范围为2.9@106~28@106m3,恰当的估计为16@106m3,该值大约为水力压裂期间记录到的微破裂事件的2/3,人工储留层的孔隙率约为0.3%,估计该孔隙体积储水量大约为4.8万m3。估计有8.7万~29.6万m3的水以48MPa的压力注入以产生人工储留层,压裂费用估计在190万~660万美元,其均值约为400万美元。
钻井费用:钻井和完井费用是以4000 m深钻井的实际消耗费用核算的,费用总结为表1[7]。
表1中的许多费用来源于价格标准和服务部门的统计,实际的工程费用略低于表1中的费用,其降低的幅度大约15%~20%。表1中的费用也包括了州政府和联邦政府的管理费和安全保险费,同时表1中也给出了不可预见费。
费用总结:表2给出了高温岩体地热开发基本系统的投资与年运行维护费用。表3给出了3种利率相对应的投资回收。4.6%的利率是能源部对高温岩体地热开发计划的特殊利率。为比较方便,表中同时列出了10%和15%的利率。
热的耗损:前面的讨论假设没有热的耗损,实际上是不可能的,但到目前为止,仍没有对高温岩体人工储留层热量耗损估计的资料。据估计,在电站服务年限内,必须再施工几口新井和/或对新的岩体进行一次或更多次的压裂。按施工3口新井和制造一个新的储留层,其费用为:注水井590万美元,生产井1080万美元,压裂400万美元,合计2070万美元。
3 MIT经济模型。
从1979年开始,国际界针对高温岩体地热开发提出了若干有一定影响的经济模型[8]。
美国麻省理工学院能源研究所J. W. Tester与H. J. Herzog等从1980代开始,就一直从事高温岩体地热开发的经济学研究,提出了具有重要影响的MIT高温岩体地热开发的经济模型[8]。
研究的主要目的:首先是评论和分析高温岩体地热开发系统的几个经济指标,其次是考虑高温岩体地热开发费用组成的模型化。
3.1 主要的资源和技术参数。
高温岩体地热资源的开发对资源的主要要求是:在合理的深度内具有大面积的高地温的岩体。
尽管高质量的高温岩体地热资源勘探是必不可少的,但其勘探难度和勘探费用远小于天然热水或化石能源。在勘探天然热水资源、石油和天然气资源时,勘探者必须选中符合特定条件的目标,如渗透性、孔隙率、裂缝或者圈闭等,而在高温岩体地热资源勘探中,一旦发现所需资源,即可施工并完成许多钻井,唯一指标是影响商业质量的平均地热梯度。
地温的变化将引起储层输出流体温度的变化,进而影响高温岩体地热资源发电系统的发电速率,最终将决定高温岩体地热开发系统的经济能力及资源的管理和优化策略。最理想的状态是人工储留层以最大的速率输出流体,而温度维持恒定,而对有限尺度的高温岩体地热人工储留层而言,这显然是不可能的。提取的地热流体的温度主要取决于如下因素:
(1)连通的裂缝表面积和岩体体积;(2)产出流体的质量流量;(3)流体穿越裂缝表面和通过裂缝区域的分布;(4)岩石的热力学特性(密度、热容系数、热传导系数等);(5)流动阻力和允许的压力降;(6)水的损失速率。
高储层温度、低流动阻力、巨大的储层裂缝面积和连通体积是高温岩体地热开发的最佳选择。
3.2 钻井和完井费用统计。
在统计了大量相关钻井资料的基础上,给出了高温岩体地热资源开发钻井费用,这些钻井资料包括:天然热水资源和高温岩体地热资源的钻井资料,1972~1988年的石油与天然气钻井资料。
钻井深度4 km时,施工石油天然气井,其钻井费用仅为200万美元;若施工地热开发井,按照今天的钻井技术顺利施工时,其钻井费用为380万美元,若施工不顺利,其钻井费用则高达1000万美元。而未来先进的线性钻井技术将使地热钻井成本大幅度下降,即使施工10 km深的钻井,其费用也仅500万美元,而按照今天的钻井技术,施工10 km深的油气井,也需要1亿美元以上的费用。
3.3 MIT经济模型对电价的预测。
决定高温岩体地热发电商业电价的主要因素有两个:(1)钻井与完井技术;(2)地热梯度分布。地热梯度是客观的因素,不能改变,但钻井与完井技术恰是主观因素,可以改变,为此列出4种技术方案供考虑。
(1)依赖于今天的钻井技术情况)))它对应的是一种相对高的钻井与完井费用;(2)遇到障碍的情况)))高额的钻井与完井费用和很差的储层建造技术;(3)优化的双循环系统情况)))良好的人工储留层建造和改善的钻井与完井技术(图1中先进的钻井技术);(4)线性钻井技术情况)))线性钻井技术主要是钻井技术的突破,采用非常规的钻井技术与方法,例如利用热使岩体破裂的技术。
MIT高温岩体地热开发模型的主要结果列于随着地热梯度的减少,钻井和完井费用越来越占主导地位,且呈指数规律增加。图4给出了MIT经济模型与其它经济模型的比较结果。从图4可见,MIT经济模型预测的结果与实际是相当吻合的。从图2可见,当地温梯度在60e/km以上时,其商业开发是有利的和可行的,而采用先进的线性钻井技术,将使20~80e/km的I~V级温度梯度的高温岩体地热资源变得具有商业竞争能力,而在全世界大部分地区可以开发,那时,高温岩体地热资源将成为全球的主导能源之一。
3.4 MIT模型预测的结论与评价。
表4给出高、中、低级地热梯度开发的费用组成,以及由此决定的商业电价。考虑到高温岩体地热开发的经济有效性,才可以实施高温岩体地热开发工程。
新能源及工艺(b)包含了流体损耗费和勘探费。
(1)高等级地热梯度(80e/km)的高温岩体地热资源具有与化石能源发电竞争优势,其相应的商业电价近似为5?1美分/kW#h[8]。
(2)中等地热梯度(50e/km)的高温岩体地热资源竞争电价大约为8美分/kW#h[8],是今天化石能源发电的价格的最高价格,没有竞争能力。
而仅当石油价格上涨或化石能源使用的环境污染费用增加时(例如增收酸雨或二氧化碳税2~3美分/kW#h)才有商业竞争能力。
(3)按今天的技术,低等级地温梯度的高温岩体地热资源的开发,其商业电价在23美分/kW#h[8],是没有竞争能力的。如果先进的线性钻井技术取得成功,其开发费用使电价降低到6美分/kW#h,将具有很强的竞争能力[8]。
(4)先进的线性钻井技术,将使所有等级的地热梯度的高温岩体地热资源的开发费用大幅度降低,从而使其电价具有商业竞争能力。
4 结 论。
高温岩体地热资源与核能、太阳能或其它可再生能源相比,具有更大的技术优势,是重要的潜在能源,但钻井技术和人工储留层的建造技术是阻碍其商业发展的关键因素。
应用MIT经济模型进行的高温岩体地热发电开发成本的预测认为,目前高地温梯度的高温岩体地热发电已具有商业竞争力,采用先进的线性钻井技术后,将使所有等级的地热梯度的高温岩体地热发电电价具有商业竞争能力,届时高温岩体地热资源将成为全球的主导能源之一。
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