injection pressure reached to 7.9 M

injection pressure reached to 7.9 MPa after 30 years. It could be
found from Fig. 5 (b) that the temperature of rocks at distances of
96 m and 100 m were also not influenced by the injected water.
System 1 and 2 were operated at different injection tempera-
tures for the production mass flow rate of 40 kg/s and 80 kg/s to
investigate the influence of the operational parameters on the
performance of heat extraction. As shown in Fig. 6, the production
temperature at the production wellhead decreased very slowly
after the operation of 30 years. It was easy to understand that, with
the smaller production flow rate of 40 kg/s and the higher injection
temperature of 70
C, the production temperature was higher. The
practical generating power and generating efficiency were a
comprehensive outcome fromall the operation parameters. Table 1
showed the detailed injection pressure and production tempera-
ture for each scenario after 30 years. It could be found that the
production temperature was 113.0
C at the injection temperature
of 40
C and the output flow rate of 80 kg/s, only 17.0
C lower than
the production temperature at the injection temperature of 70
C
and the same flow rate. The narrowing difference between the
production temperatures compared to the difference between the
injection temperatures was due to larger temperature difference
between water and the surrounding rocks at lower injection tem-
perature which led to more heat extraction. One of the benefits of
the smaller production flow ratewas the smaller frictional pressure
loss along thewholewellboreswhich resulted in a smaller injection
pressure when the production pressure was set to 5 MPa. The in-
jection pressures with flow rate of 40 kg/s were 2.8 MPa and
2.9 MPa respectively for the injection temperatures of 40
C and
70
C in system 1. These injection pressures were even lower than
the production pressures and could provide with the self-driven
force for the consistent circulation. However, with a larger flow
rate of 80 kg/s, the injection pressure was higher than the pro-
duction pressure and thus required the extra pump power to realize
the high-pressure injection. System 2 was better than system 1 for
the higher production temperature at the same injection temper-
ature andmass flowrate (Table 1) and for the smaller pressure drop
from the production wellhead to the injection wellhead as the
closer position.
4.4. Comparison between the fractured reservoir and the well
pattern systems
To better illustrate the potential advantages of the underground
well pattern systems for geothermal energy exploitation, a com-
parison of the EGS with a fractured reservoir and the well pattern
systems was conducted based on the geological conditions at the
European EGS site at Grob Schonebekc, Germany. The CFD simu-
lation results of EGS with a fractured reservoir with CO2 as the
working fluid from Luo et al. [42] were adopted as the comparison
object. The geological conditions, well configurations and injection
parameters for EGSmodel of Luo et al. [42,43] and for calculation of
well pattern systems were shown in Table 2.
The site at Grob Schonebekc had a geothermal gradient of 3.5
C/
100 m, and the temperatures of ground surface, depth of 4050 m
and depth of 4250 m were 8
C, 149.75
C and 156.75
C, respec-
tively. The density, thermal conductivity and specific heat capacity
of the reservoir rock at the site were 2650 kg/m3
, 2.9 W/m$K and
905.7 J/kg$K, respectively. As shown in Fig. 7 (a), the existing
Enhanced Geothermal Systems at Grob Schonebekc consist of one
injection well, one production well and a fractured reservoir. The
injection wellbore and production wellbore had a depth of 4250 m
with a diameter of 230 mm, and the distance between two wells
was 424.2 mwhich was the length of the fractured reservoir. In the
proposedwell pattern systemswith one or eight horizontalwells as
shown in Fig. 7(b) and (c), the length of single horizontal well, or

Kết quả (Việt) 1:

áp lực phun tới 7.9 MPa sau 30 năm. Nó có thểtìm thấy từ hình 5 (b) nhiệt độ của các loại đá tại khoảng cách của96 m và 100 m cũng không là tác tiêm nước.Hệ thống 1 và 2 đã được vận hành tại khác nhau tiêm tempera-Tures cho sản xuất hàng loạt flow lệ 40 kg/s và 80 kg/sđiều tra influence các thông số hoạt động trên cáchiệu suất nhiệt khai thác. Như minh hoạ trong hình 6, sản xuấtnhiệt độ tại BP. sản xuất giảm rất chậmsau khi hoạt động 30 năm. Nó được dễ dàng để hiểu rằng, vớitỷ lệ sản xuất flow nhỏ hơn 40 kg/s và tiêm caonhiệt độ 70 C, nhiệt độ sản xuất cao hơn. Cácthực tế tạo ra năng lượng và tạo ra các efficiency đã mộtkết quả toàn diện fromall các thông số hoạt động. Bảng 1cho thấy các chi tiết phun áp lực và sản xuất tempera-Ture cho mỗi kịch bản sau 30 năm. Nó có thể được tìm thấy rằng cácnhiệt độ sản xuất là 113.0 C ở nhiệt độ phun40 C và sản lượng flow lệ 80 kg/s, chỉ 17.0 C thấp hơnnhiệt độ sản xuất ở nhiệt độ phun 70 cvà cùng một tỷ lệ flow. Narrowing sự khác biệt giữa cácsản xuất nhiệt độ so với sự khác biệt giữa cácphun nhiệt là do sự khác biệt nhiệt độ lớn hơngiữa các nước và các loại đá xung quanh lúc thấp phun tem-perature dẫn tới nhiều nhiệt khai thác. Một trong lợi củaratewas flow sản xuất nhỏ hơn áp lực ma sát nhỏgiảm cân cùng thewholewellboreswhich dẫn đến một tiêm nhỏáp lực khi áp lực sản xuất đã được thiết lập để 5 MPa. Tại-áp lực jection flow lệ 40 kg/s là 2,8 MPa và2,9 MPa tương ứng cho ép nhiệt độ 40 C và70 C trong hệ thống 1. Những áp lực phun thậm chí thấp hơnáp lực sản xuất và có thể cung cấp cho tự hướnglực lượng lưu thông nhất quán. Tuy nhiên, với một flow lớn hơntốc độ 80 kg/s, áp lực phun cao hơn pro-áp lực duction và do đó yêu cầu sức mạnh thêm máy bơm để nhận raphun áp lực cao. Hệ thống 2 là tốt hơn so với hệ thống 1nhiệt độ sản xuất cao hơn tại cùng một tiêm temper-ature andmass flowrate (bảng 1) và áp lực giảm nhỏ hơntừ BP. sản xuất để BP. phun như cácvị trí gần hơn.4.4. so sánh giữa các hồ chứa bị gãy và tốtMô hình hệ thốngTốt hơn để minh họa cho tiềm năng lợi thế của dưới lòng đấtcũng mô hình hệ thống năng lượng địa nhiệt, khai thác, com-parison EGS với một hồ chứa nước bị gãy và các mô hình tốtHệ thống được tiến hành dựa trên các điều kiện địa chất tại cácChâu Âu EGS các trang web tại Grob Schonebekc, Đức. Simu CFD-lation kết quả của EGS với một hồ chứa fractured với CO2 như cáclàm việc fluid từ Luo et al. [42] đã được thông qua như là sự so sánhđối tượng. Điều kiện địa chất, tốt configurations và tiêmcho EGSmodel của Luo et al. [42,43] và tính toán các thông sốVâng hệ thống mô hình đã được hiển thị trong bảng 2.Các trang web tại Grob Schonebekc có một gradient địa nhiệt 3.5 c /100 m, và nhiệt độ bề mặt đất, sâu 4050 mvà chiều sâu của 4250 m 8 C, 149.75 C và C 156.75 respec-cách. Mật độ, độ dẫn nhiệt và specific nhiệt năng lựcHồ chứa nước đá tại các trang web đã là 2650 kg/m3, 2,9 W/m$ K và905.7 J/kg$ K, tương ứng. Như minh hoạ trong hình 7 (a), hiện tạiNâng cao hệ thống địa nhiệt tại Grob Schonebekc bao gồm của mộtphun tốt, một sản xuất tốt và một hồ chứa nước bị gãy. Cáctiêm wellbore và sản xuất wellbore có độ sâu 4250 mvới đường kính 230 mm và khoảng cách giữa hai giếnglà 424.2 mwhich là độ dài của các hồ chứa bị gãy. Trong cácproposedwell mẫu systemswith một hoặc tám horizontalwells nhưHiển thị ở hình 7(b) và (c), chiều dài của single cũng ngang, hoặc

Kết quả (Việt) 2:

áp suất phun đạt đến 7,9 MPa sau 30 năm. Nó có thể được
tìm thấy từ hình. 5 (b) rằng nhiệt độ của đá ở các khoảng cách
96 m và 100 m cũng không chịu ảnh hưởng bởi các nước bơm.
Hệ thống 1 và 2 đã được vận hành tại tiêm tempera- khác nhau
các cấu cho sản xuất hàng loạt sút tỷ lệ 40 kg / s và 80 kg / s để
điều tra trong fl ảnh hướng của các thông số hoạt động về
hiệu suất khai thác nhiệt. Như thể hiện trong hình. 6, sản xuất
nhiệt độ ở đầu giếng khoan sản xuất giảm rất chậm
sau khi hoạt động là 30 năm. Thật dễ dàng để hiểu rằng, với
việc sản xuất nhỏ hơn fl ow tỷ lệ 40 kg / s và tiêm cao hơn
nhiệt độ 70 ° C, nhiệt độ sản xuất cao hơn. Các
điện tạo thực tế và tạo ef fi tính hiệu là một
kết quả toàn diện fromall các thông số hoạt động. Bảng 1
cho thấy áp lực phun chi tiết và sản xuất tempera-
ture cho mỗi kịch bản sau 30 năm. Nó có thể được tìm thấy rằng
nhiệt độ sản xuất là 113,0? C ở nhiệt độ tiêm
40? C và sản lượng fl ow mức 80 kg / s, chỉ có 17,0? C thấp hơn
nhiệt độ sản xuất ở nhiệt độ tiêm 70? C
và cùng một tỷ lệ ow fl. Sự khác biệt thu hẹp giữa
nhiệt độ sản xuất so với chênh lệch giữa
nhiệt độ tiêm là do chênh lệch nhiệt độ lớn
giữa nước và đá vây quanh ở tiêm dưới tem-
perature dẫn đến khai thác nhiệt hơn. Một trong những lợi ích fi của
sản xuất nhỏ hơn fl ow ratewas áp lực ma sát nhỏ hơn
lỗ cùng thewholewellboreswhich dẫn đến tiêm nhỏ hơn
áp lực khi áp lực sản xuất đã được thiết lập đến 5 MPa. Các trong-
áp lực jection với tỷ lệ ow fl 40 kg / s là 2,8 MPa và
2,9 MPa tương ứng với nhiệt độ tiêm 40 ° C và
70 ° C trong hệ thống 1. Những áp lực phun thậm chí còn thấp hơn so với
những áp lực sản xuất và có thể cung cấp với tự điều khiển
lực cho việc lưu thông phù hợp. Tuy nhiên, với một ow fl lớn hơn
tỷ lệ 80 kg / s, áp suất phun cao hơn so với các trình
áp sự sản xuất và do đó đòi hỏi sức mạnh bơm thêm tiền để nhận
tiêm áp suất cao. Hệ thống 2 là tốt hơn so với hệ thống 1 cho
nhiệt độ sản xuất cao hơn cùng tiêm temper-
ature andmass fl owrate (Bảng 1) và giảm áp suất nhỏ hơn
từ các đầu giếng sản xuất đến đầu giếng phun như các
vị trí gần hơn.
4.4. So sánh giữa các hồ chứa bị vỡ và cũng
hệ thống mô hình
Để minh hoạ rõ hơn những lợi thế tiềm năng của thế giới ngầm
hệ thống tốt mô hình khai thác năng lượng địa nhiệt, một đồng
sự so của EGS với một hồ chứa bị vỡ và các mô hình tốt
hệ thống được tiến hành dựa trên các điều kiện địa chất tại
trang web EGS châu Âu tại Grob Schonebekc, Đức. CFD simu-
kết quả lation của EGS với một hồ chứa bị vỡ với CO2 là
làm việc fl UID từ Luo et al. [42] đã được nhận là sự so sánh
đối tượng. Các điều kiện địa chất, cũng gurations con fi và tiêm
các thông số cho EGSmodel của Luo et al. [42,43] và tính
hệ thống mô hình cũng đã được thể hiện trong Bảng 2.
Các trang web tại Grob Schonebekc có một gradient địa nhiệt là 3,5 ° C /
100 m, và nhiệt độ của bề mặt mặt đất, độ sâu 4050 m
và chiều sâu của 4250 m là 8? C, 149,75? C và 156,75? C, respec-
cực. Mật độ, độ dẫn nhiệt và nhiệt dung fi c cụ thể
của đá chứa tại các trang web là 2650 kg / m3
, 2,9 W / m $ K và
905,7 J / kg $ K, tương ứng. Như thể hiện trong hình. 7 (a), hiện có
hệ thống địa nhiệt Enhanced tại Grob Schonebekc gồm một
tiêm tốt, một sản xuất tốt và một hồ chứa bị gãy. Các
wellbore tiêm và sản xuất wellbore có độ sâu 4250 m
với đường kính 230 mm, và khoảng cách giữa hai giếng
là 424,2 mwhich là chiều dài của hồ chứa bị gãy. Trong
mô hình proposedwell systemswith một hay tám horizontalwells như
thể hiện trong hình. 7 (b) và (c), chiều dài của tốt ngang duy nhất, hoặc