Projekty využitia tepla suchých hornín vo svete

Transcription

1 Projekty využitia tepla suchých hornín vo svete RNDr. Andrea Vranovská Výskumný ústav vodného hospodárstva Nábr.arm.gen.L.Svobodu Bratislava Abstrakt: Pomerne novou technológiou v rámci využívania alternatívnych zdrojov energie je využitie tepla suchých hornín (HDR - Hot Dry Rock). Ide o technológiu získania tepla hornín uložených do 5 km pod povrchom, kde sa nenachádzajú kolektory vôd a kde je teplota vysoká. Umelým hydraulickým štiepením je vytvorený umelý geotermálny rezervoár, ktorý po vháňaní média (vody) a po jej prechode celým systémom, je schopný dodávať teplo na povrch. Prvýkrát bola uvedená technológia vyvinutá vo Fenton Hill, Los Alamos, USA v roku Následne, na základe skúseností z Fenton Hill, boli vo svete realizované výskumné a demonštračné projekty ako napríklad vo Francúzsku v Soultz-sous- Forets je najväčší projekt tepla suchých hornín v rámci Európskej únie, v Japonsku na lokalitách Hijiori a Ogachi, v USA v Coso a Desert Peak; a v Austrálii v Cooper Basin. V rámci uvedených projektov boli komplexne riešené problémy vŕtania hlbokých vrtov, hydraulického štiepenia hornín a vzájomného prepojenia vrtov, vytvorenia geotermálneho okruhu, tlakov na vháňanie studeného média, technologických vlastností vody, indukovanej seizmicity územia, apod. Z hľadiska efektívneho využitia alternatívnych zdrojov má uvedená technológia veľkú budúcnosť. Kľúčové slová: HDR (Hot Dry Rock), EGS (Enhanced Geothermal Systems), HFR (Hot Fractured Rocks), Soultz-sous-Forets, Hijiori, Ogachi, Cooper Basin, Desert Peak, Coso 1. Úvod V Los Alamos, Nové Mexiko, USA bol od roku 1974 prvýkrát vyvíjaný nový spôsob získavania geotermálnej energie z kompaktných hornín bez prenosného média vody. V rámci tohto projektu bolo do roku 1993 získavaných 3,9 MWt. Tento koncept je známy pod názvom HDR (Hot Dry Rock) a sľubuje veľké energetické možnosti bez potreby spaľovania fosílnych palív. Podobné projekty sa začali rozvíjať aj vo Veľkej Británii (Cornwall), Japonsku (Hijiori, Ogachi), Francúzsku (Soultz-sous- Forets), Austrália (Cooper Basin), USA (Desert Peak, Coso), Švajčiarsko (Basel), Nemecko (Bad Urach) a El Salvador (Berlin Field), pričom posledné tri sú len v začiatočnom štádiu. Väčšina projektov bola vybudovaná v granitoch s prirodzeným puklinovým systémom. V princípe ide o vybudovanie jedného alebo viacerých injektážnych vrtov, do ktorých je pod veľkým tlakom zatláčané médium, čím sa zvyšuje priepustnosť horninového komplexu a vybuduje sa tzv. podzemný výmenník tepla. Produkčným vrtom alebo vrtmi sa ohriate médium čerpá na povrch, kde sa potom získané teplo využíva. Pri realizácii každého projektu boli pozorované seizmické otrasy indukované vysokotlakovou injektážou vody. Pokiaľ je voda v podzemnom výmenníku zohrievaná výlučne konduktívnym prenosom tepla, ide o HDR (Hot Dry Rock teplo suchých hornín). Pokiaľ ide naviac aj o konvektívny prenos tepla používame termín HFR (Hot Fractured Rock teplo puklinových systémov) alebo EGS (Enhanced Geothermal System hydraulicky stimulované geotermálne systémy). V prehľade sú uvedené najväčšie projekty, množstvo menších a pilotných v štátoch po celom svete nebolo možné z priestorového hľadiska spomenúť. Ako zdroj údajov boli použité články publikované v zborníku zo Svetového geotermálneho kongresu z roku 2005 v Turecku. 2. Cooper Basin, Austrália Kapitola je spracovaná na základe údajov z článkov Wyborn D. et al. (2005), Beardsmore G.R. (2005) a Asanuma et al. (2005). V roku 2001 začala spoločnosť Geodynamics Limited skúmať geotermálne zdroje v Južnej Austrálii a Queenslande (Obr.1). Územie Cooper Basin bolo preskúmané radou seizmických profilov a vrtov. Granitické podložie sa v tejto oblasti nachádza v hĺbke 3,5 4,5 km, 1

2 rozloha granitov v podloží bola odhadnutá na 1000 km 2, modelovaná hrúbka granitov je 10 km. Geotermálny gradient oblasti je vyšší ako priemer, a to C/km. Toto územie je svetovo jedinečné vo výške teplôt v granitoch a v možnosti vybudovať horizontálny podzemný výmenník tepla. Projekt bol rozdelený do niekoľkých štádií: vyvŕtanie injektážneho vrtu do granitického podložia vrt Habanero -1 (rok 2001) do konečnej hĺbky 4421 m, granitické podložie dosiahol v hĺbke 3668 m, teplota v hĺbke 3755 m je 230 C; vytvorenie podzemného rezervoáru stimuláciou prirodzených puklín vysokotlakovou injektážou (rok 2003) - Prvá puklinová zóna sa objavila v hĺbke 4254 m po injektáži cca 1600 m 3 vody a zároveň sa objavili príznaky indukovanej seizmicity. Neskôr bolo do rezervoáru injektovaných ešte m 3 vody a bol vytvorený podzemný výmenník s objemom cca 0,7 km 3. Umelovytvorený rezervoár je väčší ako vyžadoval ekonomický model. Sledovanie mikroseizmicity územia pozostávalo z 8 vrtov rozmiestnených vo vzdialenosti 5km, 2 km a 450 m od vrtu Habanero 1, kde boli rozmiestnené senzory WA(1,6 V.cm -1.s -1 ) a WM (0,346 v.cm -1.s -1 ). Podľa výsledku monitoringu seizmických udalostí bolo zistené rozšírenie puklín v podzemnom rezervoáre: 1. v SV smere od vrtu v približne horizontálnej polohe v hĺbke 4200 m do vzdialenosti cca 1,5 km od vrtu Habanero-1 2. JZ vetva do vzdialenosti 1,2 km pozostávajúca z niekoľkých paralelných puklín s úklonom 20 na JZ 3. SZ vetva do vzdialenosti cca 1 km s intenzívnou seizmicitou vo vzdialenosti 500 m od vrtu Habanero-1. vyvŕtanie produkčného vrtu na periférii podzemného rezervoáru uskutočnenie cirkulačného testu na preukázanie ekonomickej efektívnosti získavania tepla a produkcie elektrickej energie Posledné dve fázy projektu neboli v čase geotermálneho kongresu dokončené. Obr. 1: Lokalizácia vrtu Habanero-1 a monitorovacích vrtov s mikroseizmickými geofónmi 3. Desert Peak, Nevada, USA Kapitola je spracovaná na základe údajov z článkov Robertson-Tait A. et al. (2005), Sanyal S.K. et al. (2005) a údajov z internetu. Projekt zameraný na výrobu elektrickej energie z EGS (hydraulicky stimulované geotermálne systémy), v Desert Peak, Nevada (Obr. 2) sa začal rozvíjať v roku V rámci projektu bol využitý existujúci vrt DP 23-1, práce boli rozdelené do niekoľkých fáz. V prvej fáze bola vykonaná analýza geologických dát vrtu DP 23-1 a priľahlého vrtu TCH. Zároveň bol preskúmaný technický stav vrtu DP 23-1, aby mohol byť pripravený na hydraulickú stimuláciu. Bol vykonaný injektážny test, postavený konceptuálny model a numerický model produkcie tepla z rezervoáru pre rôzne injektované množstvá a rôzne časové obdobia. Konečná hĺbka vrtu DP 23-1 je 2931 m, teplota na báze terciéru v hĺbke 1000 m je 190 C. V predterciérnom podloží bola zistená maximálna teplota 216 C v hĺbke 1615 m, pod touto zónou teplota mierne klesá na 207 C. Predterciérne metamorfovaná formácia je zložená z dvoch podskupín vo vrchnej podskupine v hĺbke m dominujú morské sedimenty vo fácii zelených bridlíc; spodná podskupina m je tvorená jurskými-triasovými fylitmi, bridlicami a plutonickými horninami vo vyššom stupni metamorfózy ako vrchná podskupina. Podložie je tvorené granodioritmi, ktorých telesá zároveň tvoria intrúzie vo vyššie uvedených podskupinách. Na základe geologických dát bolo rozhodnuté, že najperspektívnejšou zónou pre hydraulickú stimuláciu je masívna zóna granodioritov pod hĺbkou 2332 m (kde je šmyková zóna); v hĺbke 2740 m bola preukázaná prirodzene priepustná zóna. 2

3 Druhá fáza je zameraná na prípravu, realizáciu, monitoring a vyhodnotenie hydraulickej stimulácie vrtu DP Tretia fáza je zameraná na vybudovanie 2-5 MW samostatných binárnych blokov na výrobu elektrickej energie. Pre tento prípad bol zostavený numerický model zohľadňujúci rôzne rozmiestnenie injektážnych a produkčných vrtov a simulujúci výrobu a návratnosť výroby elektrickej energie. Vo štvrtej fáze bude vyrábaná elektrická energia buď predávaná okolitým spotrebiteľom alebo dodávaná ako doplnková pre existujúcu hydrotermálnu elektráreň v Desert Peak. Obr.2: Lokalizácia Desert Peak, Nevada, USA 4. Coso, Kalifornia, USA Kapitola je spracovaná na základe údajov z článkov Kovac K. et al. (2005), Rose P. et al. (2005) a údajov z internetu. Geotermálne pole Coso, Kalifornia USA (Obr.3) je spojené s vulkanickou aktivitou oblasti a už dnes vyrába 260 MWe elektrickej energie. V snahe rozšíriť produkciu energie bol pripravený projekt EGS hydraulicky stimulovaných geotermálnych systémov, ktorý by mal v blízkej budúcnosti vyrábať ďalších 20 MWe. Východná časť geotermálneho poľa Coso je výbornou lokalitou pre testovanie EGS systémov vzhľadom na to, že teplota prekračujúca 300 C sa nachádza v hĺbke už okolo 3000 m. Obr.3: Lokalizácia hydraulicky stimulovaného geotermálneho systému v Coso, Kalifornia, USA. V rámci pilotného testu bol hydraulicky stimulovaný injektážny vrt 34-9RD2 lokalizovaný na severe geotermálneho poľa. Tento projekt je založený na prehĺbení injektážneho vrtu 34-9RD2 o 152 m do konečnej hĺbky 2470 m; z hĺbky 1021 m až 2317 m bol kvôli hydraulickému štiepeniu odstránený liner. Ďalšími vykonanými operáciami je uskutočnenie malého testu hydraulického štiepenia s cieľom určiť minimálny horizontálny tlak, množstvo karotážnych meraní a odber vrtných jadier. Rezervoárovými horninami sú diority, granodiority a granity. Teplota v konečnej hĺbke vrtu je vyššia ako 275 C. Pri hydraulickej stimulácii je plánované do vrtu vháňať 56 l.s -1 vody pri tlaku na ústí vrtu 0,7 MPa. Cieľom projektu je vytvoriť hydraulické prepojenie medzi nedávno vybudovaným produkčným vrtom 38C-9, ktorý je lokalizovaný južne od 34-9RD2. Po dosiahnutí tohto cieľa sa produkcia elektrickej energie zvýši o 5 MWe. V súčasnosti sa prebieha finálna fáza pre stimuláciu tesných puklín v injektážnom vrte 34-9RD2. Predbežná analýza puklín a tlaku poukázala na fakt, že väčšina puklín je optimálne orientovaná na vytvorenie rezervoáru; predpokladaný tlak na ústí vrtu pri štiepení je 3,5 až 7 MPa. Analýzy ukazujú, že zatiaľ čo injektážny vrt 34-9RD2 zachytáva v pomerne veľkom intervale granity 3

4 relatívne neporušené puklinami ani zvetrávaním uložené nad otvoreným úsekom, produkčný vrt 38C-9 zachytáva najmä diority, preukázané aj v ostatných vrtoch tejto oblasti. 5. Ogachi, Japonsko Kapitola je spracovaná na základe údajov z článku Kaieda H. et al. (2005) a údajov z internetu. Projekt získavania tepla suchých hornín v lokalite Ogachi (Obr. 4) bol realizovaný v rokoch 1989 až 2002, avšak prípravné práce boli vykonávané už od roku Za toto obdobie terénnych skúšok boli vyvinuté nové technológie ako napríklad monitoring teploty pomocou optických vlákien. Vzhľadom na fakt, že územie Japonska je v tektonicky aktívnej zóne, v pomerne malých hĺbkach s pomerne veľkou priepustnosťou je možné dosiahnuť pomerne vysokých teplôt. Pôvodne bol vytvorený rezervoár so štyrmi produkčnými vrtmi situovanými do štvorca okolo jedného injektážneho vrtu. Medzi týmito vrtmi boli vytvorené prepojenia pre rôzne hĺbkové úrovne (Obr. 5). V prvej, prípravnej fáze, bol v roku 1986 realizovaný injektážny vrt do hĺbky 400 m do lapilového tufu. V roku 1988 bol vo vzdialenosti 40 m odvŕtaný produkčný vrt a hydraulickým štiepením boli vrty prepojené v 3 hĺbkových úrovniach (362, 374 a 400 m). V druhej fáze bol po úspechu 1. fázy realizovaný veľkorozpočtový program s vybudovaním vrtov do hĺbky 1000 m s teplotou na počve vrtu viac ako 200 C. V roku 1990 bol do hĺbky 1000 m odvŕtaný injektážny vrt OGC-1. Rezervoárovými horninami sú granodiority a teplota na počve vrtu je 228 C. Počas hydraulického štiepenia bolo do vrtu zatlačených m 3 vody s priemerným prietokom 11,5 l.s -1 a tlakom na ústí vrtu 19 MPa. Podarilo sa vytvoriť spodný rezervoár približne 200 m hrubý, okolo 500 m široký a tiahnuci sa približne 1000 m SSV smerom. Po vytvorení rezervoáru boli odstránené pažnice z hĺbky m a v roku 1992 bol vytvorený vrchný rezervoár s celkovým injektovaným množstvom 5440 m 3 vody s priemerným prietokom 8,3 l.s -1 a tlakom na ústí vrtu 22 MPa. Podarilo sa vytvoriť vrchný rezervoár približne 200 m hrubý, okolo 400 m široký smeru VJV. Produkčný vrt OGC-2 bol vybudovaný tak, aby pretínal obidva rezervoáre. V tretej fáze prác bol realizovaný 22 dňový injektážny test s prietokom 6,6 až 20 l.s -1 a tlakom na ústí vrtu 19 MPa. Teplota získavanej vody bola 100 C, ale návratnosť cca 3%. V roku 1994 bol uskutočnený ďalší 5-mesačný injektážny test s prietokom 11,6 l.s -1 a tlakom na ústí vrtu 15 MPa. Návratnosť injektovanej vody dosiahla 10%. V roku 1995 bol uskutočnený ďalší injektážny test s prietokom 37,5 l.s -1 a tlakom na ústí vrtu 18 MPa, návratnosť injektovanej vody bola 25 až 32%. V roku 1997 bolo zistené, že efektívnejší je spodný rezervoár, kde bola produkovaná para s teplotou 160 C. Obr.4: Lokalizácia projektov Ogachi a Hijiori Obr.5: Koncept projektu v Ogachi Štvrtá fáza pozostávala z detailnej analýzy rezervoáru a aplikácie geofyzikálnych metód. V roku 1999 bol odvŕtaný tretí vrt OGC-3 Keďže návratnosť vody pri testoch bola pomerne nízka (25 35 %), bol modelovaný predpoklad, že pri 4 produkčných vrtoch a použití hlbinného čerpadla, by návratnosť vody bola až 80%. 4

5 Projekt v Ogachi bol ukončený v roku Experti z Ogachi využili svoje skúsenosti na realizácii projektu v Austrálii, v Cooper Basin. 6. Hijiori, Japonsko Kapitola je spracovaná na základe údajov z článkov Matsunaga I. et al. (2005) a Yanagisawa N. et al. (2005).Po úspechu projektu získavania tepla suchých hornín vo Fenton Hill, USA, bol v Japonsku v roku 1985 začatý HDR projekt na lokalite Hijiori (obr. 4), ktorý bol ukončený v roku Lokalita Hijiori je situovaná v kaldere s priemerom 2 km, kde sa rezervoárové horniny granodiority - nachádzajú v hĺbke 1500 m. Projekt bol vybudovaný v dvoch fázach. V prvej fáze bol vytvorený malý extrakčný systém, tzv. vrchný rezervoár, kvôli preskúmaniu možnosti hydraulického prepojenia injektážneho a produkčného vrtu. Vzdialenosť medzi injektážnym a produkčným vrtom je len niekoľko desiatok m, teplota v hĺbke 1800 m je 250 C. Prieskumný vrt, SKG-2, bol modifikovaný na injektážny. V rámci projektu boli realizované 3 produkčné vrty HDR-1 až 3 do hĺbky 1800 m. Vzdialenosť medzi produkčnými a injektážnym vrtom je 38, 33 a 63 m. Prvá fáza bola v roku 1991 ukončená 90 dňovým cirkulačným testom. Druhá fáza bola realizovaná od roku 1992 do hlbšej časti rezervoáru, do hĺbky 2200 m s teplotou 270 C. Všetky vrty prvej fázy boli využité aj v druhej fáze, pričom vrt HDR-1 bol prehĺbený do hĺbky 2200 m a bolo doň injektovaných 2100 m 3 vody s prietokom 70 l.s -1, jeho funkcia sa zmenila na injektážny. Vrt HDR-3 bol prehĺbený do hĺbky 2300 m. Vrt HDR-2 bol odklonený, prehĺbený do hĺbky 2300 m a premenovaný na HDR-2a. Obidva vrty boli využívané ako produkčné. Vrt SKG-2 zostal injektážnym, ale do plytšieho rezervoáru. Schéma extrakcie rezervoáru je na Obr. 6. V roku 1995 a 1996 bol uskutočnený 1 mesačný cirkulačný test, ktorý bol prípravnou fázou dlhodobej skúšky. Po 3 rokoch príprav bol uskutočnený dlhodobý test počas celkovej doby trvania 550 dní. V prvej časti testu bola využitá spodná časť rezervoáru, v druhej časti testu boli využité obidve hĺbkové úrovne rezervoáru, počas posledných troch mesiacov boli zapojené aj binárne bloky produkujúce elektrickú energiu. Pôvodná návratnosť média okolo 50% bola technickým riešením zlepšená až na 80%. Počas testu bola v produkčných vrtoch pozorovaná inkrustácia CaCO 3 (kalcit a aragonit), ktorá bola zmenená z pôvodného amorfného kremíka; pomer inkrustácie SiO 2 a CaCO 3 závisí od teploty a chemického zloženia. V Hijiori ide o prechodný typ HDR rezervoáru vyšší injektážny tlak pomerne ľahko zvýši kapacitu rezervoáru, čo vedie k nízkej návratnosti vody; nižší injektážny tlak taktiež vedie k nízkej návratnosti cirkulujúcej vody. Zo získaných údajov bol vytvorený model na predpovedanie správania sa rezervoáru. Lokalita Hijiori má svetové prvenstvo, kedy bol vytvorený duálny rezervoár 1 injektážny, 2 produkčné vrty v dvoch rôznych hĺbkových úrovniach. Testom bola preukázaná schopnosť umelovytvoreného rezervoáru produkovať tepelnú a elektrickú energiu. Obr. 6: Schéma HDR systému v Hijiori, Japonsko 7. Soultz-sous-Forets, Francúzsko Kapitola je spracovaná na základe údajov z článkov Baria R. et al. (2005), Baumgärtner J. et al. (2005) a Kohl T. et al. (2005). Projekt využitia tepla suchých sa v Soultz-sous- Forets začal rozvíjať v roku 1987 (Obr.7). Lokalita je situovaná v Rýnskom grabene, granitické podložie tu leží v hĺbke 1400 m. V hĺbke 5000 m, kde teploty presahujú 200 C, bol hydraulickým štiepením vytvorený rezervoár. Pôvodne tu bolo situovaných 5 starých naftových vrtov v hĺbke m. Prvým vrtom odvŕtaným pre systém využitia tepla suchých hornín bol vrt GPK-1, ktorý bol v roku 1993 prehĺbený z 2000 na 3590 m, pričom 780 m zostalo nezapažených. Tento vrt bol použitý ako injektážny na hydraulické štiepenie v rokoch , v súčasnosti sa využíva ako pozorovací na seizmické merania. GPK-2, odvŕtaný v roku 1994, je situovaný 450 m južne od GPK-1 do hĺbky 3890 m 5

6 a následne v roku 1999 prehĺbený do hĺbky 5000 m. Vrt GPK-3, odvŕtaný v roku 2002, je hlboký 5000 m s teplotou na počve 200 C, uklonený smerom na juh od GPK-2. Rezervoárová vzdialenosť medzi GPK-2 a GPK-3 je cca 600 m. Hydraulická stimulácia bola vykonávaná súčasne z obidvoch vrtov. V 1.fáze stimulácie bolo do vrtu GPK-3 injektovaných až 60 l.s -1 soľanky; v 2.fáze prebiehala injektáž súčasne do vrtu GPK-2 (20 l.s -1 ) a GPK-3 (50 l.s -1 ); v 3.fáze bol vrt GPK-2 uzatvorený a injektáž pokračovala do vrtu GPK-3 (až 90 l.s -1 ) a vo 4.fáze boli oba vrty uzavreté, neskôr bol GPK-2 otvorený po dobu 5 dní na zníženie tlaku v rezervoári (prietok 10 l.s -1 ). Seizmickým meraním bolo potvrdené vytvorenie rezervoáru celkového objemu až 3 km 3. Ide o najväčší objem horniny stimulovaný hydraulicky vo svete. Teplotný gradient v oblasti môžeme opísať ako 10,5 C/100 m do hĺbky 900 m, potom do 2350 m 9 C/100 m a potom o 3 C vyšší až do konečnej hĺbky 5000 m. Nepravidelný teplotný gradient naznačuje vyvolané prúdenie medzi sedimentárnym nadložím a granitickým podložím. Meraním bolo zistené, že v rezervoári sa nachádzajú 2 preferované puklinové systémy situované SSV a JJV smerom. Počas simulácie bolo registrovaných množstvo seizmických udalostí. Preto, hoci sú simulácie úspešné, vyvolanie množstva seizmických udalostí v okolí si vyžaduje nový prístup, ktorý bude eliminovať tieto javy či už počas stimulácie alebo počas cirkulácie, aby bol projekt prijateľný aj pre urbanistické oblasti. V roku 2004 bol ukončený uklonený vrt GPK-4 s azimutom 172 do konečnej hĺbky 5260 m (vertikálna hĺbka 4982 m). Počas stimulácie vrtu GPK-4 (jeseň 2004) boli zozbierané seizmické údaje použité nielen na lokalizáciu puklinového systému, ale aj určenie pórového tlaku v expandujúcom rezervoári využitím numerického modelu. Druhá fáza projektu na roky je zameraná na zistenie dlhodobého správania sa podzemného výmenníku tepla a na inštaláciu elektrickej výrobnej jednotky na povrchu (Obr.8). Predpokladá sa, že každý z vrtov GPK-2 a GPK-4 bude produkovať okolo l.s C teplého média, ktoré bude po tepelnom využití na teplotu 40 C zatláčané do vrtu GPK-3. Výroba elektrickej energie bude skonštruovaná v 2 stupňoch najprv malý blok vyrábajúci 1,5 MWe, neskôr zväčšený na celkovú produkciu 5 6 MWe. Obr.8: Schéma HDR projektu Obr.7: Lokalizácia Soultz-sous-Forets 8. Záver V súčasnosti, keď je každý obnoviteľný druh energie mimoriadne cenený sa využitie geotermálnej energie zo systémov bez prirodzeného média javí ako veľmi zaujímavé. Skúsenosti hovoria, že aj v oblastiach bez intenzívnej vulkanickej činnosti je možné z hĺbok do 5 km získavať energiu použiteľnú ako tepelnú aj elektrickú. Z tohto dôvodu má tento obnoviteľný a bezodpadový druh 6

7 energie v budúcnosti veľkú perspektívu. Mnohé z uvedených projektov sú v štádiu skúmania, avšak s plánom komerčného využitia. 9.Literatúra Asanuma H., Soma N., Kaieda H., Kumano Y., Izumi T., Tezuka K., Niitsuma H., Wyborn D., 2005: Microseismic Monitoring of Hydraulic Stimulation at the Australian HDR Project in Cooper Basin, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Baria R., Michelet S., Baumgärtner J., Dyer B., Nicholls J., Hettkamp T., Teza D., Soma N., Asanuma H., Garnish J., Megel T., 2005: Creation and Mapping of 5000 m deep HDR/HFR Reservoir to Produce Electricity, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Baumgärtner, J., Teza D., Hettkamp T., Homeier G., Baria R., Michelet S., 2005: Electricity production from Hot Rocks, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Beardsmore G.R., 2005: Thermal Modelling of the Hot Dry Rock geothermal Resource Beneath GEL99 in the Cooper Basin, South Australia, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Kaieda H., Ito H., Kiho K., Suzuki K., Suenaga H., Shin K., 2005: Review of the Ogachi HDR Project in Japan, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Kohl T., Megel T., Baria R., Hopkirk R., Rybach L, 2005: Determining the Impact of Massive Hydraulic Stimulation on Local Microseismicity, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Kovac K., Moore J., McCulloch J., Ekart D., 2005: Geology and Mineral Pargenesis Study within the Coso-EGS Project, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Matsunaga I., Niitsuma H., Oikawa Y., 2005: Review of the HDR Development at Hijiori Site, Japan, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Robertson-Tait A., Morris Ch., Schochet D., 2005: The Desert Peak East EGS Project: A Progress Report, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Rose P., Sheridan J., McCulloch J., Moore J.N., Kovac K., Weidler R., Hickman S., 2005: An Enhanced Geothermal System at Coso, California Recent Accomplishments, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Sanyal S.K., Buttler S.J., 2005: An Analysis of Power Generation Prospects from Enahanced Geothermal Systems, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Wyborn D., de Graaf L., Davidson S., Hann S., 2005: Development of Australia s First Hot Fractured Rock (HFR) Underground Heat Exchanger, Cooper Basin, South Australia, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April 2005 Yanagisawa N., Matsunaga I., Sugita H., Sato M., Okabe T., 2005: Scale Precipitation During Circulation at the Hijiori HDR Test Field, Yamagata, Japan, Proceedings World Geothermal Congress 2005, Antalya, Turkey, April