Геотермальная энергетика

Технологии добычи и использования геотермальной энергии

Состояние и перспективы развития геотермальной энергетики

Рост цен на органическое топливо существенно повышает конкурентоспособность энергетических технологий на основе ВИЭ, особенно геотермальной энергетики. Мировой потенциал изученных на сегодня геотермальных ресурсов составляет 0,2 ТВт электрической и 4,4 ТВт тепловой мощности. Примерно 70% этого потенциала приходится на месторождения с температурой флюида менее 130 C.

По оценкам, сегодня используется около 3,5% мирового геотермального потенциала для выработки электроэнергии и только 0,2% — для получения тепла.

Последние годы характеризуются резким увеличением объемов и расширением областей использования геотермальных ресурсов. В энергетическом балансе ряда стран геотермальные энергетические технологии становятся доминирующими, а доля геотермальной энергетики в мировом энергетическом балансе неуклонно растет.

В зависимости от температуры геотермальные ресурсы широко используются в электроэнергетике и теплофикации, промышленности, сельском хозяйстве, бальнеологии и других областях (таблица 1).

Новейшие энергетические технологии с использованием геотермальных ресурсов отличаются экологической чистотой и по эффективности приближаются к традиционным. На современных ГеоЭС коэффициент использования мощности достигает 90%, что в 3–4 раза выше, чем для технологий с использованием других ВИЭ (солнечной, ветровой, приливной). На ГеоЭС, использующих ГЦС-технологию и бинарный цикл (БЭС), полностью исключаются выбросы диоксида углерода в атмосферу, что является важнейшим экологическим преимуществом таких энергетических установок.

К началу 2005 г. ГеоЭС работают в 24 странах мира, а суммарная установленная мощность их достигла 8910,7 МВт. Лидерами по установленной электрической мощности ГеоЭС являются США — 2544 МВт, Филиппины — 1931, Мексика — 953, Индонезия — 797, Италия — 790, Япония — 535, Новая Зеландия — 435, Исландия — 202 МВт. За последние 30 лет ежегодный прирост мощностей составлял 7%. Годовая выработка электроэнергии на ГеоЭС мира в 2004 г. составила 56798 ГВт · ч [95]. По прогнозу суммарная установленная мощность ГеоЭС в мире к 2010 г. может удвоиться.

В последние годы быстрыми темпами развиваются технологии прямого использования геотермальных ресурсов в теплоснабжении. За последние 15 лет суммарная тепловая мощность геотермальных систем теплоснабжения увеличилась более трех раз и достигла 28000 МВт.

Мировыми лидерами по установленной тепловой мощности геотермальных систем являются США — 7817, Швеция — 3840, Китай — 3687, Исландия — 1791, Турция — 1177.

В отличие от ресурсной базы для сооружения ГеоЭС, где температура геотермального теплоносителя должна быть достаточно высокой, запасы средне- и низкотемпературного тепла, пригодного для теплоснабжения, чрезвычайно велики и находятся в мире практически повсеместно.

Области использования геотермального тепла
Таблица 1. — Области использования геотермального тепла

В последние годы активно развиваются геотермальные системы теплоснабжения на основе тепловых насосов. В таких системах в качестве первичного источника тепла используется низкопотенциальная (температурой до 55 C) термальная вода и петротермальная энергия верхних слоев земной коры. При использовании тепла грунта применяются грунтовые теплообменники, размещаемые либо в вертикальных скважинах глубиной до 300 м, либо на некоторой глубине горизонтально.

Примерно 57% общей мощности геотермальных тепловых систем в мире приходится на теплонасосные системы. Общая установленная мощность теплонасосных систем составляет 15723 МВт, при годовой выработке тепла 86673 ТДж. В 2005 г. геотермальные теплонасосные системы теплоснабжения используются в 32 странах мира со средним коэффициентом преобразования Kп = 3,5. Наибольшее развитие эти технологии получили в США, Германии, Канаде.

В США 69% общего прямого использования геотермальных ресурсов реализуется на основе применения тепловых насосов. В 2004 г. было установлено примерно 60000 тепловых насосов.

В Германии общая тепловая мощность геотермальных систем составляет 505 МВт, из которых 400 МВт — на основе применения тепловых насосов, использующих тепло грунта.

Благодаря переводу экономики на геотермальные ресурсы Исландия превратилась в развитую страну с высоким уровнем жизни. Более 87% теплоснабжения в Исландии осуществляется на геотермальном тепле, а в ближайшей перспективе планируется довести до 92%. Примером успешной реализации крупного проекта является создание системы геотермального теплоснабжения г. Рейкьявика, которая обеспечивает около 99% потребностей в тепле. Данная система потребляет 2348 л/с геотермальной горячей воды температурой 86–127 C (рисунок  1).

Принципиальная схема организации теплоснабжения в г.Рейкьявике

Наибольший уровень прямого использования геотермальной энергии в последние годы приходится на Китай, Исландию, США и Турцию, общий объем которой составляет более 54% мирового. В Турции потребление геотермального тепла с 1994 по 1999 г. возросло более трех раз, а до 2010 г. предполагается довести суммарные тепловые мощности на геотермальных ресурсах до 5000 МВт, что позволит обогреть более 30% жилых помещений страны.

Существенный прирост применения низкопотенциальной геотермальной энергии, в результате внедрения геотермальных тепловых насосов, достигнут в Австрии, Канаде, Швейцарии и Швеции. В Швейцарии с помощью тепловых насосов в 2000 г. добывали 0,4 млрд кВт · ч в год при среднегодовом приросте 12%.

Предполагается, что к 2010 г. суммарная тепловая мощность геотермальных систем теплоснабжения в мире достигнет почти 45000 МВт. Геотермальная энергетика в бывшем СССР стала развиваться с середины шестидесятых годов прошлого столетия, когда впервые были созданы Северокавказская разведочная экспедиция по бурению и реконструкции нефтегазовых скважин на термальные воды (1964 г.), а затем соответствующие промысловые управления по использованию глубинного тепла Земли в различных районах Кавказа и на Камчатке. С 1970 по 1990 гг. добыча термальной воды была увеличена в 9 раз, а природного пара в 3,2 раза. В 1990 г. было добыто 53 млн м3 термальной воды и 413 тыс. т природного пара.

Россия располагает не только большими запасами органического топлива, но и геотермальными ресурсами, энергия которых на порядок превышает весь потенциал органического топлива. Использование тепла Земли в России может составить до 10% в общем балансе теплоснабжения. На территории России разведано 66 геотермальных месторождений с производительностью более 240 тыс. м3/сут термальных вод и более 105 тыс. т/сут парогидротерм (таблица 2). Пробурено свыше 4000 скважин для использования геотермальных ресурсов.

Проблемами использования тепла Земли занимаются около 50 научных организаций, которые находятся в ведении Российской академии наук и ряда министерств.

Наиболее перспективными для освоения геотермальной энергии являются Камчатско-Курильский, Западно-Сибирский и Северо-Кавказский регионы. На Камчатке, Курильских островах и на Северном Кавказе геотермальное электро- и теплоснабжение может составить до 50–95% от общего потребления энергии. На Северном Кавказе хорошо изучены геотермальные месторождения, залегающие на глубинах от 300 до 5000 м. Температура в глубоких резервуарах достигает 180 C и более. Эти месторождения способны обеспечить получение до 10000 тепловой и 200 МВт электрической мощности. Энергетический потенциал артезианских скважин, пробуренных на низкопотенциальные воды в равнинной и приморской зонах Дагестана, оценивается в пределах 1500 тыс. т у. т., что почти в 3 раза превышает потребности теплоснабжения. В Дагестане добычей термальной воды занимается АО «Геотермнефтегаз» на девяти водозаборах, работающих в основном в прерывистом режиме, только в отопительный период по двухконтурной системе. Наиболее интенсивно эксплуатируются Махачкала-Тернаирское, Кизлярское и Избербашское месторождения термальных вод. Всего в Дагестане геотермальным теплоснабжением пользуются более 100 тыс. человек.

Разведанные геотермальные месторождения
Таблица 2. — Разведанные геотермальные месторождения

Тепловой потенциал разведанных геотермальных месторождений Краснодарского края и республики Адыгея превышает 3800 ГДж в год, что составляет более 71% от количества тепловой энергии, выработанной Кубаньэнерго в 2000 г. В системах теплоснабжения используется менее 5% этого потенциала.

Чтобы обеспечить высокую экономическую эффективность термальных вод необходимо максимально использовать тепловой потенциал, чего можно достигнуть при комплексном использовании этих вод.

Примером комплексного использования термальных вод служит Мостовское месторождение в Краснодарском крае. На Северном Кавказе около 500 тыс. человек используют геотермальные ресурсы для теплоснабжения в коммунально-бытовом секторе, сельском хозяйстве и промышленности.

Все производство природного пара сконцентрировано в Камчатской области, обладающей исключительными запасами тепла Земли, которые близко подходят к ее поверхности. Запасы геотермального пара и воды на Камчатке позволят получать до 2000 МВт электрической и 5000 МВт тепловой энергии, удовлетворять все потребности этого края в электроэнергии, теплоснабжении и превратить его в высокоразвитый край России.

В 1997 г. на о. Кунашир пущена в эксплуатацию тепловая геотермальная станция мощностью 20 МВт.

Геотермальная электроэнергетика России сосредоточена в одном месте на Камчатке. На Мутновском геотермальном месторождении сегодня успешно работают 5 ГеоЭС.

Общая установленная электрическая мощность ГеоЭС России составляет 73 МВт, а тепловая мощность энергоустановок прямого использования геотермального тепла — 307 МВт.

При прямом использовании более половины добываемых ресурсов применяется для теплоснабжения жилых и промышленных помещений, треть — для обогрева теплиц, и около 13% для индустриальных процессов. Кроме того, термальные воды используются примерно на 150 курортах и 40 предприятиях по розливу минеральной воды.

Необходимо отметить, что эксплуатация большинства геотермальных месторождений ведется на достаточно низком уровне. Зачастую после потребителя термальные воды сбрасываются с температурой 50–70 ◦C. Полезно используется примерно одна пятая теплового потенциала термальной воды. Объемы добываемых вод значительно уступают утвержденным ГКЗ запасам. В среднем выведенные ресурсы по Северному Кавказу используются по теплоносителю на 32%, а по энергетическому потенциалу всего на 19%.

Из-за ошибочных технических решений (прямая подача потребителю воды, не соответствующей по химическому составу установленным нормам, отсутствие пиковых установок для обеспечения стандартных параметров по температуре и др.) использование термальных вод во многих случаях было скомпрометировано, и многие потребители со временем стали отказываться от использования продукции геотермальных месторождений.

Неоправданно низкие себестоимость и цены на геотермальную продукцию, принятые из-за специфики экономического учета, когда скважины принимались на баланс по цене в 3–4 раза меньшей их фактической стоимости (иногда и без стоимости), свели прибыль геотермальной отрасли к мизерной величине, не обеспечивавшей возможность ее дальнейшего эффективного развития.

Кроме того, низкий уровень эксплуатации месторождений и огромная разница между значительными запасами геотермальной энергии и малой ее используемой частью объясняется некоторыми специфическими факторами, характеризующими эту энергию, а также технологией ее извлечения и использования.

Такими факторами являются:

  •  высокая стоимость скважин и низкие транспортабельные качества термальных вод;
  • необходимость обратной закачки отработанных вод и значительные расходы на их подготовку;
  • невозможность аккумулирования тепловой энергии на длительный период;
  • коррозионно-агрессивные свойства, характеризующие термальные воды на больших глубинах;
  • одноразовость использования термальных вод в системе теплоснабжения и сравнительно низкая их температура и т. д.

В связи с этим возникают научно-технические и технологические проблемы геотермальной энергетики, основными из которых являются:

  • освоение технологий строительства высокодебитных скважин с горизонтальными стволами в продуктивном горизонте;
  • перевод значительного количества бездействующих скважин на выработанных нефтяных и газовых месторождениях на добычу геотермального флюида;
  •  широкое освоение технологии геотермальных циркуляционных систем (ГЦС);
  • разработка эффективных методов борьбы с коррозией и солеотложением;
  • разработка двухконтурных систем геотермального энергоснабжения на основе дешевых коррозионно-стойких теплообменников и серийный выпуск модульного оборудования для строительства одноконтурных и бинарных ГеоЭС;
  • разработка эффективных комплексных технологий утилизации геотермальной и сопутствующих видов энергий и гидроминеральных ресурсов;
  •  разработка эффективных технологий утилизации низкопотенциального геотермального тепла.

Реализация на практике перечисленных проблем позволит резко повысить отдачу существующего геотермального производства и решить значительные энергетические проблемы, связанные с замещением традиционных органических топлив и обеспечением промышленности минерально-сырьевыми ресурсами.

Области применения и эффективность использования геотермальных вод зависят от их энергетического потенциала, общего запаса и дебита скважин, химического состава, минерализации, агрессивности вод, наличия потребителя и его удаленности и некоторых других факторов.

Наиболее эффективной областью применения геотермальных вод является отопление, горячее и техническое водоснабжение объектов различного назначения. Максимальный энергетический эффект достигается созданием специальных систем отопления с повышенным перепадом температур.

Наиболее простыми и экономичными являются системы с непосредственной подачей воды в систему теплоснабжения. Для таких систем нужен геотермальный теплоноситель высокого качества, при использовании которого процессы солеотложения и коррозии практически отсутствуют. Однако ресурсы таких вод незначительны, следовательно на практике чаще всего используются системы с применением промежуточных теплообменников или с предварительной водоподготовкой.

В условиях реформирования жилищно-коммунального хозяйства наиболее эффективными являются локальные системы теплоснабжения на основе передовых технологий. Практически во всех регионах России имеются значительные запасы низкопотенциальных термальных вод, которые успешно можно использовать в системах теплоснабжения с тепловыми насосами.

Из накопленного в последние десятилетия опыта освоения тепловой энергии земных недр следует, что гидрогеотермальные ресурсы успешно осваиваются во многих странах мира для производства электроэнергии и тепла, удовлетворяя при этом самые разные потребности хозяйственной деятельности человека. Масштабы использования геотермальной энергии постоянно растут, количество стран, успешно использующих эту энергию, также с каждым годом увеличивается.

Геотермальные ресурсы представляют собой практически неисчерпаемый, возобновляемый и экологически чистый источник энергии, который будет играть существенную роль в энергетике будущего.

Принципиальные схемы геотермального теплоснабжения

Основными специфическими особенностями геотермальных вод являются одноразовость их использования в системах теплоснабжения и неизменная температура. В традиционных системах теплоснабжения отработанная вода возвращается в котельную или ТЭЦ, и для восстановления первоначальной температуры требуется меньше топлива. В системах геотермального теплоснабжения не использованный потребителем тепловой потенциал воды при ее сбросе (или закачке обратно в пласт) теряется безвозвратно. При постоянном дебите геотермальной скважины, в зависимости от конечной температуры сбрасываемой воды, можно обеспечить теплом различное количество потребителей.

Максимальный энергетический эффект достигается созданием специальных систем отопления с повышенным перепадом температур, использованием пикового догрева и тепловых насосов, разработкой комплексных схем геотермального теплоснабжения с набором последовательных потребителей.

При разработке геотермальных систем теплоснабжения необходимо обеспечивать максимальное значение коэффициента эффективности использования термоводозабора ηгеот.

Величина ηгеот представляет собой отношение фактически используемого в течение года теплового потенциала скважины Qфак. год. к максимальному количеству тепла Qмак. год., которое можно получить при круглогодичной эксплуатации скважины на дебите, соответствующем эксплуатационным запасам и срабатывании температуры отработанной (сбрасываемой) воды до условной температуры:

формула

В качестве условной температуры может быть принята температура водопроводной воды в зимний период (5C), которая учитывается при определении расхода тепла на горячее водоснабжение.

Значение коэффициента ηгеот колеблется в следующих пределах: отопление 0,05–0,34; вентиляция 0,15–0,45; горячее водоснабжение 0,70–0,92. Из этого следует, что наиболее эффективно использование термальных вод для горячего водоснабжения.

При непосредственном использовании термальной воды для горячего водоснабжения и на технологические нужды, помимо замещения традиционного топлива, достигается дополнительный эффект за счет экономии водопроводной или технической воды.

В зависимости от гидрогеотермических характеристик скважины и качества геотермального теплоносителя существует большое количество различных схем теплоснабжения. При выборе схемы теплоснабжения выявляют количество потребителей термальной воды в расчетном режиме, которых классифицируют по предъявляемым ими требованиям к потенциалу теплоносителя, намечают последовательность подачи воды с учетом максимального использования ее температуры. Кроме того, производят технико-экономическое обоснование с рассмотрением нескольких вариантов систем теплоснабжения.

Простейшая схема показана на рисунке 2. Геотермальная вода из скважины поступает в теплоизолированный бак-аккумулятор, откуда насосом направляется непосредственно в отопительные системы и системы горячего водоснабжения. После отопительных систем вода сбрасывается. Такая схема возможна при высоком качестве геотермальной воды, т. е. при низкой минерализации воды, отсутствии в ней вредных для здоровья людей компонентов и проблем с коррозией и отложением солей в коммуникациях и оборудовании.

Схема теплоснабжения с параллельной подачей термальной воды на отопление и горячее водоснабжение

Геотермальная скважина эксплуатируется с постоянным дебитом и этот дебит равен суммарному расходу на отопление и горячее водоснабжение (среднечасовому). Неравномерность потребления воды на горячее водоснабжение в течение суток регулируется баком-аккумулятором. В часы максимального водопотребления дополнительное количество воды забирается из бака-аккумулятора и, наоборот, в часы минимального потребления вода из скважины накапливается в баке.

На рисунке 3 приведена принципиальная схема теплоснабжения с пиковым догревом.

Схема теплоснабжения с параллельной подачей термальной воды на отопление и горячее водоснабжение и пиковым догревом

Системы теплоснабжения с пиковым догревом используются в районах, где теплоэнергетический потенциал геотермальных ресурсов недостаточен для покрытия тепловых нагрузок потребителей. В периоды максимального теплопотребления включается пиковая котельная и термальная вода, проходя через нее, догревается до нужной температуры. С повышением температуры наружного воздуха и снижением теплопотребления пиковая котельная отключается и термальная вода напрямую направляется в систему отопления.

Дополнительное пиковое догревание геотермальных вод осуществляется в периодически действующих паровых котлах с пароводяными теплообменниками, в водогрейных котлах, электрокотлах.

Если температура термальной воды низкая (до 55 C), то такую воду можно использовать в системах теплоснабжения с тепловыми насосами. Термальная вода из скважины поступает в испаритель теплового насоса, где, передавая теплоту испаряющемуся рабочему агенту, охлаждается. Образовавшийся пар сжимается компрессором с повышением его температуры и поступает в конденсатор. В конденсаторе тепло паровой фазы передается воде, циркулирующей в контуре отопительной системы. Отработанная термальная вода при ее высоком качестве может быть использована на нужды хозяйственно-питьевого  или  технического водоснабжения. При неудовлетворительном химическом составе вода с разрешения экологической службы сбрасывается на поверхность или закачивается обратно в материнский пласт, а также  может быть направлена на блок химводоочистки для доведения ее до кондиций питьевого или технического водоснабжения. При необходимости система может быть дооборудована пиковой котельной. На рисунке 4 приведена схема такой системы.

Схема геотермального теплоснабжения с тепловым насосом

Большая часть геотермальных вод относится к высокоминерализованным водам. Непосредственное использование их в системах геотермального теплоснабжения затруднено из-за их коррозионной активности и склонности к интенсивному солеотложению. Тепловой потенциал таких вод может быть использован в системах геотермального теплоснабжения с помощью промежуточных теплообменников.

Системы с промежуточными теплообменниками являются двухконтурными, где тепловой потенциал высокоминерализованной воды первичного контура через теплообменник передается пресной воде, циркулирующей во вторичном контуре системы теплоснабжения (отопления, горячего водоснабжения). Недостатком систем с теплообменниками является сокращение срабатываемого потенциала термальной воды на величину конечной разности температур в теплообменнике.

На рисунке 5 приведена схема закрытой однотрубной системы геотермального теплоснабжения. Геотермальная вода из бака-аккумулятора насосом подается в теплообменник, куда также из водопровода поступает холодная вода. В теплообменнике происходит нагрев водопроводной воды, после чего она направляется в систему горячего водоснабжения. Отработанная минерализованная вода из теплообменника направляется на сброс или закачивается в пласт через нагнетательную скважину. Недостатком такой системы является отсутствие циркуляции теплоносителя, что при отсутствии водоразбора (в ночное время) приводит к остыванию воды в магистральных и разводящих трубах. Такая схема устраивается при близком расположении термоводозабора от потребителей горячей воды.

Схема однотрубной закрытой системы горячегог водоснабжения

При сравнительно большом удалении термоводозабора от потребителя целесообразна схема с наличием двухтрубной распределительной сети, по которой происходит циркуляция теплоносителя.

На рисунке 6 приведена принципиальная схема использования высокоминерализованных (до 40 г/л) геотермальных вод для теплоснабжения жилого микрорайона г. Каспийска в Дагестане с использованием промежуточных теплообменников.

Геотермальная вода от двух скважин направляется параллельно в теплообменники отопления и 2-й ступени горячего водоснабжения. После теплообменника отопления геотермальная вода поступает в теплообменник 1-й ступени горячего водоснабжения, после чего сбрасывается с температурой 21–22 ◦C. Сброс из теплообменника 2-й ступени происходит с температурой 40 ◦C, поскольку потребителей термальной воды с такой температурой нет.

Система отопления с пиковой котельной и расчетными параметрами 95–40 C образуют замкнутый контур, по которому циркулирует пресная вода. В летнем режиме работают только теплообменники отопления на геотермальной воде, и они обеспечивают горячим водоснабжением два микрорайона.

Принципиальная схема системы геотермального теплоснабжения жилого микрорайона г. Каспийска

Геотермальные воды успешно используются для теплоснабжения теплици обогрева грунта. В схеме геотермального теплоснабжения тепличного хозяйства в г. Черкесске (рис. 7) термальная водя, пройдя пиковый электродогрев, поступает в теплицы круглогодичной эксплуатации площадью 6000 м2, а затем перед сбросом подогревает поливочную воду в теплообменнике. При снижении температуры наружного воздуха включается сезонный обогреваемый грунт площадью 15000 м2.

Принципиальная схема использования термальных вод для тепличного хозяйства в г. Черкесске

Применение той или иной схемы геотермального теплоснабжения определяется многими факторами, среди которых особое место занимает химический состав геотермальной воды.

Различные аспекты теплотехнического использования геотермальных вод рассмотрены в работе Б. А. Локшина и ведомственных строительных нормах, разработанных ЦНИИЭП инженерного оборудования.

Принципиальные схемы геотермальных систем теплоснабжения должны выбираться с учетом температуры и химического состава геотермального теплоносителя, характера возможного потребления геотермальной теплоты, условий сброса отработанной геотермальной воды, наличия источника питьевой воды, взаимного расположения термоводозабора, потребителя, места сброса и источника воды питьевого качества, а также расстояний между ними. Тепловую энергию нельзя экономично транспортировать на большие расстояния. Освоение геотермальных ресурсов возможно лишь там, где уже имеются соответствующие потребители тепла или экономически целесообразно построить объекты геотермального энергоснабжения.

Оборудование геотермальных систем теплоснабжения должно выбираться с учетом данных по химическому и газовому составам геотермального теплоносителя, а также испытаний его на агрессивность и склонность к отложению солей.

Избыточное давление на устье скважины следует использовать только для подачи геотермального теплоносителя в сборную емкость (бак-аккумулятор). Подача его потребителю должна производиться насосами. При непосредственной подаче геотермального теплоносителя из скважины к потребителю создается противодавление, что снижает динамический уровень самоизлива и приводит к снижению эксплуатационного дебита скважины.

Приведем термины и определения, используемые в геотермальном теплоснабжении:

  • месторождение геотермальных вод — часть подземной водоносной системы, в пределах которой имеются благоприятные условия для отбора геотермальных вод в количестве, достаточном для их теплоэнергетического использования;
  • термоводозабор — одна или несколько объединенных между собой трубопроводами геотермальных скважин, пробуренных на месторождении геотермальных вод, специально обустроенных и предназначенных для подачи геотермального теплоносителя на нужды теплоснабжения зданий и сооружений;
  •  открытая система геотермального теплоснабжения — система, в которой геотермальная вода непосредственно подается на водоразбор горячего водоснабжения;
  • закрытая система геотермального теплоснабжения — система, в которой на водоразбор горячего водоснабжения подается геотермальная вода, нагретая за счет геотермальной теплоты;
  • геотермальная система теплоснабжения с зависимым присоединением отопления — система, в которой геотермальная вода подается непосредственно в приборы отопительных установок;
  • геотермальная система теплоснабжения с независимым присоединением отопления — система, в которой в отопительные приборы подается другой теплоноситель, нагретый в теплообменнике за счет геотермальной теплоты;
  • транзитные геотермальные тепловые сети — сети от термоводозаборов до устройств перехода на другой температурный график, а при едином температурном графике — до первого ответвления к потребителям;
  • магистральные геотермальные тепловые сети — сети от границы транзитных сетей, а при их отсутствии или протяженности менее 1 км — от термоводозаборов до ответвлений к жилым микрорайонам (кварталам) или промышленным предприятиям;
  • распределительные геотермальные тепловые сети — трубопроводы от границ магистральных сетей до узлов присоединения зданий;
  • геотермальная система — совокупность инженерных сооружений, технических средств и обусловленных ими физических и технологических процессов, которые обеспечивают добычу из недр, обработку и доставку потребителю кондиционного теплоносителя в природных условиях данного геотермального месторождения.

Комплексные геотермальные системы теплоснабжения

Более 85% добываемой геотермальной теплоты при прямом ее использовании расходуется на отопление. Однако при отоплении различных объектов геотермальную энергию используют лишь часть года. На Северном Кавказе, одном из наиболее перспективных регионов для развития геотермальной теплоэнергетики, отопительный период имеет продолжительность немногим более 150 суток. Несовершенство систем отопления в большинстве случаев позволяет использовать лишь небольшую часть теплового потенциала геотермального теплоносителя (особенно в переходные периоды — в начале и конце отопительного периода). Коэффициенты использования геотермального тепла в таких системах отопления имеют низкие значения, что в конечном итоге приводит к их невысокой экономической эффективности.

Большая часть геотермальной теплоты используется на отопление теплиц, являющихся крупными потребителями тепла. Для энергообеспечения тепличных комбинатов требуется наличие мощных термоводозаборов с дебитом несколько тыс. м3/сут, создание которых отличается весьма большими капитальными вложениями. Опыт эксплуатации систем геотермального отопления теплицт акже свидетельствует об их низкой экономической эффективности. В то же время тепличные комбинаты строятся вблизи населенных пунктов, которые в свою очередь нуждаются в отоплении и горячем водоснабжении. Поэтому для улучшения экономических показателей и снижения срока окупаемости вложенных средств необходимо создавать комплексные системы теплоснабжения, где геотермальный теплоноситель сначала используется в системе отопления тепличного комбината, а затем в системе горячего водоснабжения зданий.

На рисунках 8 и 9 представлены комплексные геотермальные системы теплоснабжения с зависимым присоединением отопления теплици и закрытыми системами горячего водоснабжения зданий. Наличие транзитного участка распределительных двухтрубных сетей связано с необходимостью расположения центрального геотермального теплового пункта на термоводозаборе, ввиду обратной закачки отработанного теплоносителя. Системы различаются лишь видом пикового источника теплоты. На рисунке 8 таким источником служит пиковая котельная, работающая на органическом топливе и расположенная в населенном пункте вблизи потребителя горячего водоснабжения. В схеме на рисунке 9 эту функцию выполняет теплонасосная установка, расположенная на термоводозаборе.

Комплексная геотермальная система теплоснабжения с пиковой котельной

Комплексная геотермальная система теплоснабжения с теплонасосной установкойВозможны и другие схемные решения комплексных систем. Например, создание закрытой системы с однотрубной сетью горячего водоснабжения при наличии вблизи термоводозабора источника питьевой воды.

При расчетной температуре наружного воздуха t’н система с пиковой котельной работает следующим образом. Термальная вода с температурой tт и расходом G’т, равным расчетному дебиту термоводозабора, поступает через сборную емкость (предназначенную для гидравлической развязки между скважинами и системой теплоснабжения) непосредственно в систему отопления теплицы (расчетная тепловая мощность системы — Q’). На выходе из системы отопления геотермальный теплоноситель, охлажденный до температуры t’0, подается на сетевой водоподогреватель, где охлаждается дополнительно и с температурой t’сбр поступает на сброс или обратную закачку. В сети горячего водоснабжения циркулирует теплоноситель, пригодный для питья. Имея температуру tвод и расход Gгв, он нагревается в сетевом подогревателе до температуры t’гв и подается в здания на водоразбор. Подпитка по мере водоразбора осуществляется из водопровода.

Аналогичным образом работает и система, изображенная на рисунке 9, с той лишь разницей, что догрев геотермальной воды до необходимой температуры осуществляется в конденсаторах теплонасосной установки, утилизирующей теплоту сбросной геотермальной воды, проходящей через ее испарители.

Учитывая регулирование отопительной нагрузки тепличного комбината по температуре наружного воздуха, в годовом цикле работы комплексных систем можно выделить три режима эксплуатации в зависимости от коэффициента отпуска теплоты на отопление теплиц φ:

  • в летний период (φ = 0) термоводозабор имеет постоянный дебит геотермальной воды, обеспечивающий тепловую нагрузку горячего водоснабжения;
  • с наступлением отопительного периода до включения пикового догрева (φ < φв) дебит термоводозабора регулируется в зависимости от нагрузки отопления и полностью обеспечивает геотермальной теплотой потребности отопления и горячего водоснабжения;
  • при низких температурах наружного воздуха (φв  ≤ φ ≤ 1) дебит термоводозабора постоянен, равен расчетному и обеспечивает полностью потребность в отоплении теплиц, в то время как на нужды горячего водоснабжения теплоты не хватает. Эта нехватка геотермальной теплоты компенсируется пиковым догревом. Регулирование производится изменением тепловой мощности пикового источника теплоты.

Установленная тепловая мощность пикового источника теплоты Q’п определяется по формуле:

формула

Значение коэффициента отпуска теплоты φв, соответствующее включению (выключению) пикового догрева, следует определять по формуле:

формула

График регулирования тепловой мощности пикового источника теплоты следует строить, пользуясь зависимостью

формула

График общего расхода геотермального теплоносителя в режиме регулирования дебита термоводозабора следует строить по неявной формуле:

формула

Подставляя в эту формулу значения текущего расхода Gт  ≤ G’т  получим соответствующие значения φ ≤ φв. Затем, отложив по оси абсцисс вычисленные значения φ, а по ординат — принятые значения Gт, получаем искомый график. При этом расход теплоносителя в летнем режиме (при φ = 0) определяется графически.

Произведение KF характеризует конструктивные особенности и размеры теплообменного аппарата. Его ориентировочное значение можно вычислить по формулам:

формула

График температуры сбросной геотермальной воды tсбр (φ), необходимый для определения количества теплоты, возвращаемой в водоносный пласт при обратной закачке, следует строить по следующим расчетным зависимостям: для систем с пиковой котельной в режиме расчетного дебита термоводозабора и работы пикового догрева (при φв ≤  φ ≤ 1)

формула

По приведенным зависимостям и климатологическим данным могут быть построены годовые графики потребления теплоты тепличным комбинатом, горячим водоснабжением и выработки теплоты устройством пикового догрева. Это позволит определить необходимые для технико-экономических расчетов годовые количества высвобождаемого органического топлива и затраченной электроэнергии в случае использования теплонасосной установки. Аналогичным образом подсчитывается количество теплоты, поступающей в водовмещающий пласт при эксплуатации термоводозабора с помощью обратной закачки.

Создание комплексных систем за счет интенсификации отбора геотермальной теплоты позволит существенно улучшить технико-экономические показатели термоводозаборов, получить дополнительный социальный эффект, сэкономить значительное количество органического топлива.

Большие перспективы по строительству комплексных систем геотермального теплоснабжения имеются на большинстве месторождениях термальных вод (Махачкала-Тернаирское, Кизлярское, Ханкальское, Мостовское). К примеру, в районе Тернаирского месторождения эксплуатируется тепличный комбинат площадью 6 га, отапливаемый в настоящее время теплом от котельной на природном газе. В то же время ряд скважин месторождения простаивают из-за отсутствия потребителя, а другая часть скважин эксплуатируются в прерывистом режиме для отопления пригородного микрорайона, что свидетельствует о низком уровне использования термальных вод. Строительство комплексной системы с отоплением тепличного комбината, а также тепло- и горячим водоснабжением жилого микрорайона позволит резко улучшить экономические показатели месторождения.

Коррозия и солеотложение в геотермальных системах

Выбор схемы теплоэнергетического использования термальных вод производится на основе гидрогеотермических, теплотехнических, термодинамических и технико-экономических расчетов, с учетом химического состава и минерализации гидротерм, большинство которых склонны к коррозии и отложению солей на поверхностях контакта.

При выборе схемы геотермального теплоснабжения необходимо установить:

  • может ли данная термальная вода непосредственно подаваться в систему теплоснабжения;
  • может ли данная вода подвергаться пиковому догреву в котлах или теплообменниках;
  • какие мероприятия возможны для предотвращения коррозии и солеотложения.

Коррозионное воздействие геотермальных вод на металл обусловлено многими факторами: минерализацией, газосодержанием (сероводород, углекислота, кислород), давлением, температурой (наибольшая скорость коррозии наблюдается при температуре 60–90 C), величиной pH и т. д.

Самым опасным коррозионно-агрессивным компонентом в термальных водах является кислород. Кислород не содержится в геотермальных водах, он может попадать в воду через неплотности системы, а интенсивность насыщения термальных вод кислородом зависит от их температуры и минерализации. Поэтому особенно тщательно должна быть обеспечена герметичность систем теплоснабжения, чего можно достичь применением сварных соединений и сведением до минимума резьбовых соединений и арматуры. В периоды консервации системы теплоснабжения, во избежание подсоса воздуха, все коммуникации и оборудование, соприкасающиеся с геотермальным теплоносителем, необходимо заполнять водой.

Сероводород (H2S) увеличивает скорость коррозии до 40%, максимальная коррозия имеет место при его конц ентрации в воде 4–5 мг/л.

Коррозия, вызываемая углекислотой (CO2), является минимальной по сравнению с кислородной и сероводородной.

Коррозионное воздействие на металл оказывают ионы хлора в сочетании с сероводородом и углекислотой. При попадании в термальную воду кислорода сероводородная коррозия интенсифицируется в 2 раза, углекислотная в 1,5 раза, а хлор-ионная в 3–4 раза.

В некоторых термальных водах содержатся сульфатрецудирующие бактерии, которые при попадании в системы теплоснабжения также ускоряют коррозию до 10–15 раз.

В качестве ингибиторов коррозии в проточных системах применяют различные фосфаты и силикат натрия как в отдельности, так и в сочетании. Силикат натрия весьма эффективен как в условиях кислородной, так и сероводородной коррозии.

Эффективным способом борьбы с коррозией от растворенных газов является дегазация воды специальными устройствами, при которой удаляются агрессивные компоненты — сероводород и углекислый газ (рисунок 10).

Схема вакуумной дегазации термальных вод

Для предотвращения коррозии оборудования и коммуникаций используют двухконтурные системы геотермального теплоснабжения с промежуточными теплообменниками, в которых геотермальным теплом подогревается пресная умягченная вода, поступающая в дальнейшем на потребительские нужды. В таких системах коррозии подвергается теплообменник и коммуникации первичного контура, соприкасающиеся с геотермальным теплоносителем.

Для предотвращения коррозии в самих теплообменниках за рубежом (США, Франция и др.) используются теплообменники с титановыми покрытиями.

Из-за дороговизны титана у нас в стране такие теплообменники не нашли широкого применения. Для защиты пластинчатого теплообменника от коррозии пластины покрывают защитным слоем. Кроме высоких противокоррозионных свойств защитные покрытия должны обладать высокой теплопроводностью. Для получения противокоррозионных покрытий, стойких к воздействию кислых или щелочных сред при повышенных температурах, применяются фторопластовые и фторлоновые лаки и эмали, фенольные, эпоксидные, хлорвиниловые лакокрасочные материалы. Для увеличения длительности эксплуатации противокоррозионных полимерных покрытий их наносят на металлизационный слой из алюминия или цинка, т. е. получают металлизационно-полимерные покрытия с улучшенным адгезионным контактом с изделием.

В последние годы выпускаются пластиковые трубы разных марок, выдерживающих большие давления и температуры. Применение таких труб в системах геотермального энергоснабжения полностью снимет проблему коррозии в коммуникациях по транспортировке первичного геотермального теплоносителя.

Весьма перспективны металлополимерные высокопрочные трубы, выдерживающие температуру теплоносителя до 100 C. Такие трубы изготавливаются из алюминия в сочетании с окружающими его слоями особо прочного полиэтилена.

Солеотложение возникает тогда, когда нарушается термическое или динамическое равновесие в термальном растворе, и проявляется оно тем сильнее, чем резче произошло это нарушение. Химические типы минеральных отложений многообразны: карбонаты (кальцит, арагонит), сульфаты (гипс, ангидрит, барит), сульфиды (пирит, гидротроилит), окислы (лимонит, кремнезем), самородные элементы (свинец, сера).

Отложение карбоната кальция является наиболее распространенным типом солезарастания. Практически все типы поверхностных и подземных вод близки к насыщению по карбонату кальция. И требуется незначительный сдвиг равновесия, который может выражаться в изменении давления, температуры, минерализации раствора для того, чтобы в твердую фазу выделился кальцит.

Стабильной называют воду, не вызывающую коррозии поверхностей с которыми она соприкасается, и не выделяющую на этих поверхностях осадка карбоната кальция.

Солеотложение или коррозионная активность зависят от углекислотного равновесия. Различные формы углекислотных соединений в термальных водах находятся в динамическом равновесии:

формула

Если в пластовых условиях термальная углекислая вода насыщена карбонатом кальция, то при выходе на поверхность и постепенном снижении давления происходит дегазация углекислоты из термального раствора и многократное его пресыщение по кальциту. На поверхности, при дальнейшем снижении давления (после устьевой задвижки, переходе воды из трубы меньшего диаметра в больший и т. д.), пресыщенный раствор выпадает в осадок.

В процессе солеотложения ухудшаются теплотехнические характеристики отопительных приборов, возрастают гидравлические сопротивления трубопроводов, возможна их полная закупорка и выход системы из строя (рисунки 11 и 12).

солеотложения в трубах

В г. Кизляре из-за интенсивного солеотложения в течение одного года перестала функционировать однотрубная система геотермального теплоснабжения. Отложения солей в трубах геотермальных систем имеют ярко выраженный кристаллический характер. Степень адгезии и величина кристаллов зависят от температуры и давления, при которых формировалось солеотложение.

Наблюдения за процессом отложения карбоната кальция в геотермальных системах на месторождениях вод различного химического состава, минерализации, температуры и давления на устье скважины, наличия взвешенных частиц и т. д. показали, что отложение карбоната кальция для вод различных скважин происходит в строго определенном месте по трассе транспортирования воды. Это место при прочих равных условиях характеризуется значениями давления и температуры, которые для различных вод неодинаковы.

Чаще всего отложение карбоната кальция возникает за задвижками, в местах резкого падения давления. Вначале отложения в трубе носят островной характер, затем образуется сплошное кольцо отложений, на которое наслаиваются новые слои.

Для предупреждения отложений из карбоната кальция применяют полифосфатную обработку воды или поддерживают величину pH на уровне 6,5–7,5, обеспечивающем стабильность воды, что достигается добавкой в воду серной кислоты.

Небольшие добавки в геотермальную воду полифосфатов, в частности гексаметафосфата натрия (ГМФН) в количестве 1–3 мг/л в пересчете на P2O5, препятствуют осаждению карбоната кальция. Предотвращение карбонатных отложений объясняют образованием на микрокристаллах СаCO3 адсорбционной пленки метафосфатных соединений, которая затрудняет рост микрокристаллов и влияет на процесс кристаллизации. Эффективность применения фосфатирования воды определяется на основании предварительных испытаний. Дозу ГМФН необходимо в процессе эксплуатации уточнять. Хорошие результаты дает комбинированное применение полифосфатной обработки и силиката натрия.

Глубокая дегазация термальных вод во многом позволяет решить проблемы солеотложения и коррозии (рисунок 13).

Схема подготовки термальных вод, склонных к солеотложению

Из скважины вода поступает в вакуумный дегазатор и далее в накопительный бак. Накопительный бак одновременно является отстойником для минерального шлама, выпадающего из воды после дегазации. В схеме две параллельные линии. Когда одна линия работает, вторая очищается от накопившегося шлама. Вода из накопительного бака направляется в теплообменник, где она передает тепло пресной умягченной воде, которая впоследствии направляется в систему теплоснабжения. Отработанная термальная вода направляется на сброс на поверхность, а при наличии в ней компонентов, препятствующих такому сбросу, закачивается обратно в пласт.

Упрощенный вариант этого метода в течение ряда лет применялся на Кизлярском месторождении термальных вод. Термальная вода с температурой 100 C поступала в бак вместимостью 10 м3, где вследствие снижения давления от устьевого до атмосферного происходила резкая дегазация геотермального раствора и сдвиг карбонатного равновесия в сторону образования СаCO3. Для облегчения выделения СаCO3 и интенсификации процесса кристаллизации внутрь бака были вставлены деревянные решетки. Практически весь карбонат кальция выделялся на стенках бака и решетках. Через 15–20 дней воду переключали на другой бак. Заросшие бак и решетки вручную очищались и подготавливались к новому циклу. Такой метод снятия карбоната кальция связан с некоторой потерей (и так малого) температурного потенциала термальной воды.

Для предотвращения коррозии и солеотложений в системах геотермального теплоснабжения можно использовать эффективный реагент ОЭДФК (оксиэтилидендифосфоновая кислота), обладающий длительным антикоррозионным и антинакипным действием пассивации поверхности, которое объясняется образованием на ней прочно сцепленного с поверхностью и плохо смываемого слоя комплексона. Восстановление пассивирующего слоя ОЭДФК осуществляется путем периодического импульсного ввода раствора реагента в термальную воду у устья добычной скважины.

Недостатком всех реагентных методов является то, что их осуществление требует создания специальных сооружений для хранения и дозирования реагента, контроля за его действием, квалифицированного обслуживающего персонала и т. д.

Значительное снижение солеотложения достигается при ультразвуковой обработке геотермальной воды. Наибольший эффект достигается при сочетании ультразвука с магнитной обработкой воды.

Под действием ультразвука кристаллы образуются не на поверхности металла, а в толще воды и в дальнейшем переходят в шлам. Ультразвуковые установки были испытаны на Кизлярском и Тернаирском геотермальных месторождениях. Отложения солей не обнаружены ни в одном из узлов, что подтверждает высокую эффективность метода.

Эффективность метода зависит от конструкции устройства ввода акустических волн в систему, акустического контакта между вибраторами и устройством ввода, а также мощности акустического поля. Введение ультразвука в систему перпендикулярно к поверхности осаждения или в жидкость неэффективно, так как теряется 90–95% акустической энергии. Эффективность акустической энергии проявляется при ее распространении вдоль границы подложка – отложение.

Магнитная обработка является наиболее простым способом ограничения солеотложения. Принцип метода заключается в том, что под действием магнитного поля ферромагнитные примеси воды укрупняются и адсорбируют на своей поверхности карбонатные кристаллы, в результате чего образование твердой фазы CaCO3 происходит в толще воды, а не на поверхности нагрева. Шлам, образующийся при магнитной обработке, является мелкодисперсным (основная масса частиц имеет диаметр менее 0,5 мкм) и быстро не укрупняется.

Магнитная технология воздействия на теплоноситель является безреагентным методом борьбы с накипью и отложениями, одновременно обеспечивающим также изменение свойств воды с целью интенсификации процессов водоподготовки. Широкое распространение в теплоэнергетике магнитной технологии обусловлено сравнительной простотой применяемых аппаратов, минимальными требованиями по их обслуживанию, небольшими эксплуатационными затратами и экологической безопасностью технологии.

Для магнитной обработки воды применяются специальные гидромагнитные аппараты с постоянными магнитами или электромагнитами. При этом они генерируют магнитное поле, воздействующее на воду, протекающую в рабочем канале аппарата. Магнитные аппараты могут иметь как внутреннее, так и наружное (относительно рабочего канала) расположение намагничивающей системы.

При невысоких расходах обрабатываемой воды наибольшее распространение получили аппараты с постоянными магнитами из ферритобариевых сплавов и с электромагнитами на общем сердечнике. Гидромагнитные аппараты с электромагнитами применяются при большом расходе теплоносителя в системах теплоснабжения, а также на водогрейных котельных, где основным загрязняющим компонентом являются окислы железа.

На рисунке 14 показано устройство для магнитной обработки воды, успешно применяемое на ряде промышленных предприятий. Стальной сердечник 3 с навитыми на него катушками помещен в трубу 5 из немагнитного материала (коррозионно-стойкая сталь). Один конец трубы заглушен, через другой выведены два электрода для подсоединения источника постоянного тока напряжением 90–110 В. Устройство монтируется вертикально, вода в него поступает через нижний патрубок 1, протекает через кольцевое пространство между корпусом 2 и внутренней трубой со скоростью 1–1,5 м/с и уходит через патрубок 4. Количество обрабатываемой воды составляет до 7 · 10−3 м3/с, потребляемая мощность около 350 Вт.

Устройство для магнитной обработки воды

К наиболее перспективным гидромагнитным системам следует отнести аппараты-фильтры с объемной обработкой воды в наведенном магнитном поле. Корпус фильтра изготавливается из проводящего магнитный поток материала. Вода проходит фильтр сверху вниз для обезжелезивания и получения крупных коллоидных частиц. Магнитное поле создается постоянным магнитами или электромагнитами постоянного тока, установленными с внешней стороны корпуса. Внутренняя часть гидромагнитного аппарата формируется массой засыпки, состоящей из однородных элементов, имеющих ферромагнитные свойства.

Необходимо отметить, что не существует универсального метода борьбы с отложением солей. Используя некоторые реагенты, можно предотвратить карбонатные либо сульфатные или сульфидные отложения, но практически невозможно подобрать комплекс ингибиторов на все кольматирующие соединения.

Серьезные трудности возникают и при эксплуатации одноконтурных ГеоЭС на перегретом геотермальном паре. В геотермальном паре, как правило, содержится в достаточно больших количествах двуокись углерода и сероводород, которые вызывают интенсивную коррозию конструкционных материалов оборудования геотермальных энергоблоков.

Одной из проблем эксплуатации геотермальных энергоблоков является занос проходных сечений рабочего тракта солеотложениями. Наиболее часто на поверхности металла элементов ГеоЭС образуются отложения кремниевой кислоты и карбоната кальция. Интенсивность образования солеотложений в геотермальных энергоблоках зависит от термодинамических параметров теплоносителя. Значительные солеотложения имеют место там, где происходит резкое падение температуры и давления среды.

Для турбины, как наиболее сложного и ответственного элемента энергоустановки, разрушительное воздействие геотермального теплоносителя особенно опасно. Основные причины аварий турбин ГеоЭС — разрушение рабочих лопаток и отложения солей в проточной части.

Снижение коррозии металла оборудования рабочего тракта ГеоЭС может осуществляться подбором коррозионно-стойких металлов, коррекционной обработкой теплоносителя, удалением из рабочего тела неконденсирующихся агрессивных газов (CO2,H2S), нанесением специального покрытия, напылением, упрочением верхнего слоя и др.

В 2001 г. на Верхне-Мутновской ГеоЭС были проведены экспериментальные исследования по защите металла оборудования от коррозии и его отмывки от солеотложений с использованием поверхностноактивного вещества — октадециламина (ОДА). Исследования показали, что периодическое дозирование ОДА в пароводяную смесь позволяет не только эффективно защищать металл от коррозии, но и удалять отложения солей и продуктов коррозии в системе подготовки пара, турбине, в скважинах закачки конденсата и сепарата.

Геотермальная скважина

Способы извлечения теплоносителя при разработке геотермальных месторождений подразделяются на фонтанный, насосный и циркуляционный.

Наиболее простым и распространенным является фонтанный способ с самоизливом геотермального флюида за счет упругой энергии эксплуатируемого коллектора. В настоящее время на всех эксплуатируемых месторождениях в России в основном используется фонтанный способ.

При первоначально недостаточном для фонтанирования давлении геотермальной скважины или при постепенном понижении давления вблизи скважины в процессе эксплуатации используется насосный способ откачки с погруженными в скважины насосами.

Во избежание падения дебита скважин и захоронения отработанных вод, содержащих вредные для окружающей среды компоненты, применяют циркуляционный способ с нагнетанием в коллектор отработанного теплоносителя.

Накопленный опыт разработки гидрогеотермальных месторождений относится главным образом к фонтанному извлечению высоконапорных термальных вод одиночными скважинами, чаще всего хаотично расположенными на месторождении. При такой технологии масштабы освоения геотермальной энергии незначительны.

Масштабное освоение геотермальных ресурсов неизбежно приведет к усложнению технологии, разработке высокопроизводительных конструкций скважин, необходимости принудительной насосной откачки, стимуляции гидротермальных коллекторов с низкой проницаемостью, широкому использованию гидрогеотермальных циркуляционных систем (ГЦС) и систем извлечения тепловой энергии горячих горных пород.

Конструкции геотермальных скважин не имеют принципиальных отличий от нефтяных и газовых. В зависимости от горно-геологических условий (прочности пород, пластовых давлений, проницаемости), глубины и конечного диаметра скважины могут быть одно-, двух- и трехколонными. До глубин 3–4 тыс. м характерна двухколонная конструкция, при глубинах 5–6 тыс. м обычно устраивают трех- или четырехколонную конструкцию (рисунок 15).

Конструкция геотермальной скважины

Имеются следующие типы обсадных колонн, опускаемых в скважину: направление — для предупреждения обрушения или размыва горных пород вокруг устья скважины; кондуктор — для крепления верхних неустойчивых пород, изоляции грунтовых вод, предотвращения перетоков, установки противовыбросового оборудования и подвески последующих колонн; промежуточные колонны — для перекрытия интервалов с различными характеристиками пород разреза.

На рисунке 15 направление диаметром 630 мм спущено на глубину 10 м от устья, кондуктор диаметром 473 мм в двухколонной скважине спущен на глубину 650 м, в трехколонной — на глубину 500 м. Глубины двух- и трехколонной скважин составляют 3500 м и 5500 м.

Дебит нефтяных скважин меняется в широких пределах и в среднем составляет несколько тонн в час. Для получения сопоставимой энергопродукции геотермальные скважины в зависимости от температуры теплоносителя должны иметь дебит от 200 до 600 м3/ч. Оптимальный диаметр геотермальной скважины определяется минимумом удельных затрат на строительство и в первую очередь зависит от глубины скважины и ее дебита. При постоянном дебите с увеличением глубины оптимальный диаметр уменьшается и, наоборот, при постоянной глубине с увеличением дебита значение оптимального диаметра увеличивается. Определение оптимального диаметра геотермальной скважины является наиболее ответственной задачей при проектировании геотермальных систем, так как затраты на ее строительство достигают от 60 до 90% в общих затратах на геотермальную энергетическую систему.

Задача вскрытия пласта в скважине — создание надежного сообщения пласта со стволом, обеспечивающего движение геотермального флюида на земную поверхность. Обычно скважину после завершения бурения крепят обсадной колонной с цементацией затрубного пространства. Исключение составляют случаи, когда пласт оставляют не перекрытым колонной или перекрывают фильтром. В первом обычно имеют дело с большими по толщине пластами, сложенными прочными породами, во втором — с пластами из высокопроницаемых, плохо консолидированных (пескующих) пород.

Для вскрытия пласта используют кумулятивные, реже пулевые перфораторы, являющиеся важнейшим элементом освоения скважины. Перфораторы пробивают отверстия в обсадной колонне, цементном кольце и в горной породе. Глубина пробития отверстия в горной породе достигает до 100 мм. Плотность перфорации 8–12 отверстий на метр, диаметр канала, пробиваемого в обсадной колонне, до 14 мм.

Горизонтальная скважина

Резкого улучшения техникоэкономических показателей геотермального производства можно достичь при получении больших дебитов с единичных скважин. Одним из путей интенсификации добычи термальной воды является создание дополнительных каналов в пласте для значительного увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования. Это достигается созданием горизонтального ствола, который расходится на сотни метров по пласту. Такое вскрытие продуктивного пласта позволяет в десятки раз увеличить полезную протяженность ствола в пласте и многократно повысить производительность скважины.

В настоящее время накоплен большой опыт бурения горизонтальных скважин при добыче нефти. За счет продольного вскрытия пласта повышается гидродинамическое совершенство скважины. Практика эксплуатации горизонтальных скважин показывает, что производительность их в десятки раз выше производительности обычных вертикальных скважин. Проводка горизонтальных скважин характеризуется замедлением темпа углубления ствола и удорожанием буровых работ. Опыт бурения показывает, что стоимость 1 м проходки горизонтального ствола примерно на 20–40% выше стоимости бурения 1 м обычных скважин. Вследствие увеличения протяженности скважины за счет удлинения ствола в продуктивном пласте, роста накладываемых на технологию проводки скважин ограничений, а также усложнения буровых и геофизических работ стоимость и продолжительность бурения горизонтальных скважин выше, чем обычных скважин. Однако ввиду более значительного увеличения производительности скважин, бурение горизонтальных скважин экономически выгодно с точки зрения конечной цели. Экономическая эффективность при горизонтальном вскрытии продуктивных пластов достигается в результате получения заданного уровня добычи при значительно меньшем числе скважин. Сопоставление динамики изменения стоимости скважин с динамикой роста их дебита показывает, что производительность горизонтальных скважин возрастает более интенсивно, чем их стоимость.

На рисунке 16 приведена технологическая схема горизонтальной скважины. Основными параметрами, влияющими на стоимость горизонтальной скважины, являются ее диаметр и протяженность горизонтального ствола в продуктивном пласте. С увеличением длины горизонтального ствола увеличивается зона дренирования и дебит скважины, что приводит к необходимости увеличения ее диаметра для пропуска такого дебита. Увеличение диаметра в свою очередь приводит к резкому возрастанию капитальных затрат на строительство. В этих условиях возникает задача определения оптимальных значений диаметра скважины и длины горизонтального ствола.

С учетом эффекта термолифта, проявляющегося при работе скважины, и гидравлических потерь давления по стволу, дебит горизонтальной скважины определяется по формуле:

формула

Технологическая схема горизонтальной скважины

Гидравлические потери давления складываются из потерь в вертикальной и горизонтальной стволах скважины и определяются по преобразованной формуле Дарси–Вейсбаха:

формула

В горизонтальном стволе в точке 1 (рисунок 16) дебит G1 = 0, далее по мере приближения к вертикальному стволу происходит постепенное его нарастание и в точке 2 дебит G2 = G. Тогда среднее значение дебита на горизонтальном участке можно принять Gср = G/2, а потери давления на трение определятся из следующего выражения:

формула

С учетом формул

формула

формула

формула

окончательно примет вид:

формула

формула

Оптимизационные расчеты, проведенные с учетом минимума удельных капитальных затрат, показывают, что увеличение диаметра скважины приводит к возрастанию оптимальной длины горизонтального участка. Уменьшение мощности и проницаемости продуктивного пласта также приводит к увеличению оптимальной длины горизонтального участка.

Наиболее реальными являются длины горизонтальных стволов до 500 м, более протяженные стволы трудно обеспечить на практике из-за сложностей технико-технологического характера.

Геотермальная циркуляционная система (ГЦС)

Главной причиной низких темпов освоения выявленных геотермальных ресурсов является применение фонтанного способа эксплуатации, который применим лишь в небольшом числе случаев, и нерешенность проблемы экологически безопасного сброса отработанных минерализованных вод. В сферу народнохозяйственного использования вовлечены практически только месторождения пресных и слабоминерализованных термальных вод, составляющих несравнимо малую часть разведанных их общих запасов. В настоящее время, в силу повышенных экологических требований, простаивает значительное количество готовых к эксплуатации скважин с высокоминерализованными термальными водами.

Дальнейшее масштабное освоение геотермальной энергии связано с использованием технологий геотермальных циркуляционных систем (ГЦС), позволяющих интенсифицировать процесс добычи, повысить степень извлечения из недр тепловых ресурсов, а также решить проблему экологически безопасного сброса отработанных теплоносителей.

На рисунке 17 приведена принципиальная технологическая схема ГЦС.

Циркуляционные системы предполагают извлечение термальной воды на поверхность, отбор тепла из нее и обратную закачку воды в пласт. Циркуляция теплоносителя происходит по контуру «добычная скважина — коммуникации потребителя тепла — насос — нагнетательная скважина — пласт — добычная скважина». Такой метод резко повышает потенциальную роль ресурсов глубинного тепла Земли в топливно-энергетическом балансе, так как извлекается практически все тепло подземных вод, а также часть тепла водовмещающих горных пород. Кроме того, циркуляционный метод позволяет получить дополнительный технико-экономический эффект за счет поддержания пластовых давлений, в результате чего может быть существенно увеличена производительность скважин при обеспечении длительного их фонтанирования. Экономический потенциал геотермальных ресурсов России при традиционной фонтанной эксплуатации составляет 50,1 млн т у. т./год, а при ГЦС-технологии их извлечения — 114,9 млн т у. т./год.

Негативной стороной ГЦС является ее высокая капитало- и энергоемкость, обусловленная необходимостью бурения дорогостоящих нагнетательных скважин, их невысокой приемистостью, ухудшением этого параметра во времени и большими энергозатратами на закачку воды. Обратная закачка термальной воды в пласт с поддержанием пластового давления в 2–3 раза дороже фонтанной эксплуатации. Кроме того, закачка отработанных вод приводит к постепенному охлаждению пласта и снижению со временем теплового потенциала термальной воды. Время эксплуатации ГЦС состоит из двух фаз, отличающихся характером изменения температуры теплоносителя на выходе из коллектора. В первой фазе работы температура на выходе из подземного коллектора равна температуре пород, через которую движется теплоноситель. Вторая фаза начинается с момента начала снижения температуры теплоносителя относительно начальной температуры пород и оканчивается временем, по истечении которого температура теплоносителя на выходе из коллектора становится близкой температуре закачиваемого в нагнетательную скважину теплоносителя. Поэтому расстояние между добычной и нагнетательной скважинами определяется на основе теплофизических расчетов нестационарных процессов охлаждения пласта по заданной температуре теплоносителя на конец расчетного времени.

В течение ряда лет в режиме ГЦС эксплуатировалось Ханкальское месторождение термальных вод в пригороде г. Грозного. Термальные воды этого месторождения использовались для отопления теплично-парникового хозяйства комбината «Тепличный». Ежесуточно закачивались через сеть нагнетательных скважин до 5000 м3 отработанной термальной воды, что привело к увеличению отбора термальных вод более чем вдвое. Опыт непрерывной эксплуатации (1981–1990 гг.) показал надежную работу и экономическую эффективность ГЦС при закачке слабоминерализованных вод в высокопроницаемые горизонты. В последние годы в режиме ГЦС эксплуатируются Тернаирское и Кизлярское месторождения термальных вод в Дагестане.

Основным недостатком ГЦС является принудительный характер закачки. Это связано с большими капитальными вложениями и эксплуатационными затратами в насосные станции, хозяйство водоподготовки, коммунальные объекты, обусловленные наличием обслуживающего персонала. При современном состоянии вопроса борьбы с коррозией и солеотложениями, эксплуатация такого сложного хозяйства, как насосная станция, сталкивается с трудностями.

Существенным недостатком ГЦС является низкая приемистость нагнетательной скважины, как правило еще больше снижающаяся по мере эксплуатации системы. Необходимо использовать методы искусственного увеличения гидродинамических характеристик пласта (гидравлический разрыв пласта, кислотная обработка призабойной зоны и др.).

ГЦС с внутрискважинными теплообменниками

В настоящее время в системах геотермального теплоснабжения используются главным образом слабоминерализованные термальные воды, не требующие, как правило, дополнительной водоподготовки и разработки специального оборудования. Однако запасы таких вод невелики и в ближайшее время могут оказаться близкими к исчерпанию — во многих случаях наблюдается падение дебитов добычных скважин. Широкомасштабное использование среднепотенциальной геотермальной энергии, в первую очередь, связано с освоением минерализованных геотермальных вод, составляющих большую часть существующих запасов. Однако содержание в них значительного количества растворенных солей и газов обусловливает их высокую коррозионную активность и склонность к солеотложению, вследствие чего одной из основных проблем при использовании вод такого качества является разработка методов борьбы с коррозией и солеотложением.

Для предотвращения коррозионного воздействия термальной минерализованной воды на отопительные системы применяют двухконтурные схемы теплоснабжения, где в первом контуре циркулирует термальная вода, а во втором — пресная водопроводная вода.

В случае применения двухконтурной системы основным элементом является теплообменный аппарат, изготовляемый из остродефицитных легированных сталей и титана, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей геотермальных систем теплоснабжения.

Необходимо создание теплообменников на базе дешевых углеродистых сталей, способных противостоять коррозионному воздействию геотермальных рассолов, что возможно при защите металла коррозионностойкими покрытиями.

Применение во вторичном контуре как кожухотрубных, так и пластинчатых теплообменников связано со значительными трудностями. Они часто выходят из строя из-за процессов коррозии и солеотложений.

Строительство новых геотермальных скважин с устройством внутрискважинных теплообменников типа «труба в трубе» позволит решить проблемы, связанные с эксплуатацией обычных теплообменников.

Внутрискважинные теплообменники проще в исполнении, надежны в эксплуатации, капитальные затраты, связанные с их обустройством, не превышают затрат по изготовлению кожухотрубных теплообменников. Для устройства внутрискважинного теплообменника скважину на глубину 150–200 м бурят с увеличенным диаметром и обсаживают колонной труб большого диаметра с последующей цементацией затрубного пространства. Далее скважину бурят с меньшим диаметром до подошвы эксплуатируемого водоносного пласта и также обсаживают соответствующей колонной труб от устья до забоя. В интервале с увеличенным диаметром спускают промежуточную колонну, не доходящую до подошвы теплообменника. Наружная колонна труб теплообменника одновременно выполняет функцию кондуктора, устанавливаемого для перекрытия неустойчивых верхних пород.

Технологическая схема по добыче и утилизации теплового потенциала термальной воды, а также конструктивные особенности внутрискважинных теплообменников зависят от требований потребителя к температуре, качеству и количеству воды.

На рисунке 18 приведена принципиальная технологическая схема геотермальной циркуляционной системы (ГЦС) с внутрискважинными теплообменниками. Пресная вода с температурой 5–10 C направляется к теплообменнику, устроенному в верхней части нагнетательной скважины, где нагревается до температуры 30–35 C за счет остаточной теплоты отработанной термальной воды. Далее пресная вода подводится к теплообменнику в добычной скважине, где догревается до температуры 60–65 C. Нагретая вода после теплообменника поступает в теплоизолированный бак-аккумулятор, откуда с помощью насоса направляется на горячее водоснабжение.

Такую ГЦС можно успешно использовать и для предварительного подогрева подпиточной воды.

Приведенная технологическая схема позволит:

Принципиальная схема нагрева пресной воды с внутрискважинными теплообменниками

  •  решить проблему охраны окружающей среды, так как термальная вода после передачи теплоты пресной воде закачивается обратно в эксплуатируемый водоносный горизонт;
  •  продлить срок эксплуатации скважин за счет поддержания пластового давления;
  •  отобрать дополнительную тепловую энергию за счет ее снятия со скелета горной породы.

Извлечение петрогеотермальной энергии

Несмотря на то что бассейны геотермальных вод занимают довольно значительную часть суши, их энергетические ресурсы намного меньше ресурсов тепла сухих горных пород, поэтому геотермальная энергетика в перспективе должна базироваться на отыскании экономичных способов извлечения тепла непосредственно из горных пород, и в том числе на стимулировании малопродуктивных бассейнов геотермальных вод.

Согласно прогнозу, выполненному Лос-Аламосской лабораторией США, в топливно-энергетическом балансе произойдут в будущем принципиальные изменения. Уголь вытеснит нефть и газ, а затем, по мере истощения его запасов, на первое место выйдут гидротермальные ресурсы, которые в будущем уступят место петрогеотермальным.

Первые опыты извлечения тепла сухих пород были выполнены Лос-Аламосской лабораторией. В массиве горячих скальных пород (Нью-Мексико, США) с помощью гидравлического разрыва была создана система трещин. Циркуляционная система включала нагнетательную скважину, по которой закачивалась холодная вода, и эксплуатационную, которая выводила нагревшийся в трещинах теплоноситель. Такой эксперимент проводился и в нашей стране — в г. Тырнауз (Кабардино-Балкария). Здесь гидроразрыв гранитного массива был осуществлен на глубине 3,7 км, где температура достигает 200 C. Гидроразрыв был осуществлен при давлении нагнетания в 60 МПа. Вскоре из-за аварии в скважине эксперимент был прекращен.

Основной проблемой в искусственных геотермальных системах с сухими породами является проблема, связанная с достаточно интенсивным извлечением тепла. Чтобы извлечение энергии из сухих горячих пород было экономически выгодным и происходило достаточно интенсивно, необходимо в породе создать большую площадь теплоотдачи, а также обеспечивать закачку, циркуляцию и извлечение теплоносителя. Для эффективного функционирования искусственной циркуляционной системы необходимо создать трещиноватость внутри горной породы с достаточно большой поверхностью, которая бы в течение длительного периода времени обеспечивала нагрев закачиваемой воды.

Одним из возможных способов образования каналов с низким сопротивлением движению флюида и большой площадью новых поверхностей является гидравлический разрыв массива. Его достоинства заключаются в сравнительно низкой стоимости и хорошо освоенной технологии осуществления.

На рисунке 19 приведена принципиальная технологическая схема системы извлечения геотермальной энергии из сухих горных пород.

Гидравлическая связь в такой системе обеспечивается за счет сближения боковых ветвей скважин методом наклонно-направленного бурения и последующим гидроразрывом на забоях скважин для образования соединительных зон дробления. Метод гидравлического разрыва хорошо известен из практики нефте- и газодобычи и используется для стимулирования добычи флюидов путем создания множества трещин в продуктивном горизонте, примыкающем к стволу скважины. Суть его состоит в том, что при закачивании в скважину воды под достаточно высоким давлением, превышающем горное давление, вдоль нее образуются протяженные трещины. Гидравлическое давление будет действовать на породу, создавая в ней растягивающие напряжения, достаточные для образования трещин. Напряжение, требуемое для увеличения трещины, намного меньше напряжения, необходимого для ее образования. Поэтому, если вокруг скважины уже произошел разрыв, то нагнетание жидкости следует продолжать при пониженном давлении до тех пор, пока трещины не распространятся до требуемого радиуса.

Технологическая схема извлечения тепла горных пород

В зависимости от прочности пород для ее растрескивания давление на забое скважины должно в 1,8–2,5 раза превышать гидростатическое давление. К примеру, для гидроразрыва пласта на глубине 2000 м необходимое забойное давление составит 360–500 кг/см2, для чего насосный агрегат на поверхности должен развивать давление в 160–300 кг/см2.

Для предотвращения смыкания трещин гидроразрыва при понижении давления во время эксплуатации применяется их крепление отсортированным кварцевым песком фракций 0,5–0,8 мм, который задавливается в трещины вязкой жидкостью. В карбонатных породах может применяться обработка трещин соляной кислотой.

Циркуляция теплоносителя при извлечении тепла горных пород происходит по контуру «нагнетательная скважина — трещины гидроразрыва — добычная скважина — потребитель тепла — нагнетательный насос». Нагнетание холодной воды в горячий пласт и последующее ее нагревание в трещинах гидроразрыва будет сопровождаться неравномерным термическим сжатием охлаждающихся пород. При определенных условиях это может вызвать дополнительное разрушение пород около трещин гидроразрыва, а постепенное распространение этих вторичных трещин на еще не охлажденные зоны массива будет расширять сферу активного извлечения тепла пород, что будет способствовать увеличению поверхности теплосъема и количества тепла, которое передается жидкости, циркулирующей в системе трещин.

Гидравлический разрыв широко используется для стимулирования добычи нефти и газа, и почти все такие трещины создаются в осадочных толщах из известняков и доломитов, обладающих существенной естественной проницаемостью. Механические свойства изверженных или метаморфических пород не сильно отличаются от свойств известняков и доломитов, а их низкая проницаемость приводит к снижению потерь продавливаемой жидкости, что в конечном итоге должно способствовать созданию протяженных трещин.

Освоение технологии ГЦС с искусственными коллекторами открывает широкие возможности использования основной части огромных геотермальных ресурсов, что в конечном итоге приведет к повышению экономической эффективности геотермальной энергетики. Важно отметить, что ГЦС такого типа можно создавать практически повсеместно.

При этом устраняется один из таких основных факторов, препятствующих использованию геотермальных теплоносителей, как несовпадение их месторождений и потребителей.

ГЦС с наклонно направленными скважинами

Весьма перспективной является разработка месторождений геотермальными циркуляционными системами с наклонно направленными скважинами, которые разбуриваются с одной площади (рис. 20). Такие системы в течение долгого времени успешно эксплуатируются для теплоснабжения различных объектов в Мелуне, в 30 км севернее Парижа.

Наклонно направленное бурение обычно осуществляется при кустовом бурении с одной площади, а также в процессе многозабойного вскрытия пластов. Минимальное количество скважин в кусте — две. Устья наклонных скважин при кустовом бурении группируются на близком расстоянии друг от друга с общей ограниченной площади, что очень важно для снижения размеров отчуждаемой территории. При кустовом бурении значительно сокращаются строительно-монтажные работы, уменьшается протяженность дорог, водоводов, линий электропередач и упрощается обслуживание эксплуатируемых скважин. Наклонные скважины увеличивают поверхность дренажа продуктивного пласта, что приводит к значительному увеличению дебитов. В зависимости от гидрогеотермических условий оптимальное число скважин в кусте колеблется от двух до шести. Характер расположения устьев скважин на кустовой площадке играет большую роль и при эксплуатации скважин. В целом, кустовой способ бурения сокращает затраты на обустройство промысла, упрощает автоматизацию процессов добычи и использования геотермального флюида, а также способствует охране окружающей среды. На рисунке 21 приведены схемы расположения скважин в кусте. Схема а соответствует рисунку 20.

ГЦС с наклонно направленными скважинами

Расположение скважин в кусте

Прогрессивным методом повышения технико-экономической эффективности проходки скважин является многозабойное бурение, когда из основного ствола скважины проводят один или несколько дополнительных стволов, заменяющих собой скважины, которые могли быть пробурены для этих же целей непосредственно с земной поверхности.

При многозабойном бурении скважин значительно увеличивается полезная протяженность скважин в продуктивном пласте и соответственно зона дренирования, а также поверхность фильтрации.

Разветвление скважин и горизонтальное бурение возникли на базе техники и технологии наклонно направленного бурения забойными двигателями и является по существу его дальнейшим развитием.