is Íslenska en English

Lokaverkefni (Meistara)

Háskólinn í Reykjavík > Tæknisvið / School of Technology > MEd/MPM/MSc Verkfræðideild (áður Tækni- og verkfræðideild) og íþróttafræðideild -2019 / Department of Engineering (was Dep. of Science and Engineering) >

Vinsamlegast notið þetta auðkenni þegar þið vitnið til verksins eða tengið í það: http://hdl.handle.net/1946/23806

Titill: 
  • Titill er á ensku Tracer testing in the Svartsengi geothermal field in 2015
  • Úrvinnsla á ferilefnaprófunum í Svartsengi 2015
Námsstig: 
  • Meistara
Útdráttur: 
  • Útdráttur er á ensku

    The Svartsengi geothermal field has been utilized for district heating since 1976 and electricity generation since 1980. Some complications due to the utilization have arisen throughout the years. Those include a rapid pressure drawdown in the field and issues regarding waste water management. The continuous injection of spent geothermal fluid began in 1998 when SV-17 was taken into use. With the addition of SV-24 as an injection well in 2008, the injection rate was slowly increased to 60% of the extraction rate. Pressure measurements showed that the
    injection provided pressure support to the field, but the addition of a new energy plant and increased production from the field reintroduced the trend of declining field pressure. An important part of geothermal field management is to monitor
    injection wells and study the ability to increase reinjection. In the summer of 2015 a threefold tracer test was performed in Svartsengi for that purpose. Liquid phase tracers were injected into wells SV-17 and SV-24, 2,7-napthalene disulfonate and
    2,6-napthalene disuldonate, and a steam tracer, sulfurhexafluoride, was injected into SV-24. Samples have since been taken from all production wells in the field with
    the addition of the monitoring well in Eldvörp. At the time of writing the 2,6-NDS has only been detected in well SV-9, while no signs have been noted of 2,7-NDS.
    However, the steam tracer has been detected in all production wells and sampling for that has been terminated, but no signs were detected in the well in Eldvörp.
    The tracer returns were modelled quantitatively using a couple of programs from the ICEBOX software package from ÍSOR. TRINV was used to simulate the tracer recovery based on the theory of solute transport and one dimensional flow channel models. TRCOOL was used to predict the cooling in the production wells due to the injection. Only 0.035% of the injected steam phase tracer was recovered in the production wells, indicating a very modest recharge from the injection well to the production wells. Well SV-23 had the largest tracer recovery, but SV-11
    experienced the highest tracer concentration. Cooling predictions were calculated for the current injection scenario in well SV-24 and for a scenario where the current
    injection rate was doubled, for 30 years. For both scenarios the model predicted an insignificant cooling in production wells over the 30 year period.

  • Vinnsla úr jarðhitasvæðinu Svartsengi hófst árið 1976 þegar heitu vatni var hleypt á fyrstu húsin í Grindavík. Fjórum árum síðar hófst raforkuframleiðsla úr svæðinu, þegar orkuver III var tekið í notkun. Með stöðugri framleiðslu hafa nokkur stærri
    vandmál litið dagsins ljós. Þar á meðal má nefna; hröð þrýstingslækkun vegna vinnslu og losun jarðsjávar á yfirborð. Til að stemma stigu við þessum vandamálum hófst stöðug niðurdæling í holu SV-17 árið 1998. Tíu árum seinna var annarri
    niðurdælingarholu bætt við, SV-24, og í hægum skrefum var niðurdæling aukin í 60% af upptöku úr svæðinu. Þrýstingsmælingar sýndu að niðurdælingin dró verulega úr hraða þrýstingslækkunarinnar í vinnsluholum, en þegar orkuver VI tók til starfa jókst þrýstingslækkun í Svartsengi á ný. Hluti af rekstri jarðhitasvæða er að rannsaka áhrif niðurdælingar á svæðið og kanna möguleika á aukinni niðurdælingu.
    Í þeim tilgangi hófst þríþátta ferilefnapróf sumarið 2015. Vökvafasa ferilefni voru sett niður í holur SV-17 og SV-24, 2,7-napthalene disulfonate og 2,6-napthalene disulfonate. Gufufasa ferilefnið sulfuhexafluoríð var sett niður í holu SV-24. Sýni voru síðan tekin úr öllum vinnslu holum í Svartsengi ásamt rannsóknar holu í Eldvörp.
    Þegar þetta er skrifað, hefur vökvafasa ferilefnið sem sett var niður í holu SV-24 einungis greinst í tveimur sýnum frá einni holu, SV-9, en gufufasa efnið hefur lokið komu sinni í allar vinnsluholur. Enn hefur ekki greinst 2,7-napthalene disulfonat.
    Engin merki um sulfurhexafluoríð voru merkjanleg í Eldvörp. Endurheimtur gufufasans voru hermdar í forritum sem fáanleg eru í ICEBOX forritapakkanum frá ÍSOR. TRINV var notað til að herma rennslisleiðir milli niðurdælingar holunnar og vinnsluholanna. TRCOOL var hinsvegar notað til að reikna út áætlaða kólnun
    svæðisins vegna niðurdælingar. Einungis 0,035% af ferlefninu sem var dælt niður var endurheimt í vinnsluholunum. Það benti til þess að einungis örlítill hluti af niðurdældavökvanum skilaði sér í þær holur sem vinna úr gufuhluta svæðisins.
    Stærsti hluti ferilefnisins var endurheimtur í holu SV-23, en hæsti styrkur efnisins kom fram í holu SV-11. Gerðar voru kólnunarspár fyrir núverandi niðurdælingu í 30 ár, ásamt tvöföldu magni þess sem nú er dælt niður. Báðar spár bentu til þess að niðurdæling í 30 ár myndi ekki hafa marktæk áhrif á núverandi hitastig svæðisins.

Styrktaraðili: 
  • HS Orka
Samþykkt: 
  • 18.2.2016
URI: 
  • http://hdl.handle.net/1946/23806


Skrár
Skráarnafn Stærð AðgangurLýsingSkráartegund 
MSc-Sverrisdottir-2015.pdf15.21 MBOpinnHeildartextiPDFSkoða/Opna