Геоэкология. Инженерная геология, гидрогеология, геокриология, 2021, № 2, стр. 17-26

ВВЕДЕНИЕ

Геотермальная энергетика представляет собой одну из наиболее экологически чистых отраслей энергетики, а cреди возобновляемых источников энергии геотермальные ресурсы выделяются отсутствием зависимости от погодных факторов. Технологии извлечения глубинного тепла Земли на поверхность основаны на транспорте по скважинам разогретого теплоносителя, в качестве которого могут выступать как природные подземные термальные воды или пароводяные смеси (гидротермальные ресурсы), так и флюид, закачиваемый в область развития горячих сухих пород для использования петротермальных ресурсов. Любая реализация этих технологий представляет собой сложную природно-техногенную систему, в которую входит природный или искусственный резервуар и, в общем случае, – система водозаборных и нагнетательных скважин, насосное и теплообменное оборудование. Многие исследователи относят к геотермальной энергетике технологии тепловых насосов, но эти технологии относятся, скорее, к энергосберегающим, поскольку не производят энергию как таковую, но повышают эффективность отопительных систем. Данная работа ограничивается рассмотрением геоэкологических аспектов петро- и гидротермальных природно-техногенных систем. При этом решаются задачи сравнения с позиций геоэкологии как геотермальной энергетики с другими отраслями энергетики, так и петротермальных систем с гидротермальными.

Вопросы взаимодействия геотермальных природно-техногенных систем с окружающей средой широко обсуждаются в литературе, однако авторы редко пытаются оценить геоэкологические аспекты геотермальной энергетики в целом [13, 14], и публикации касаются, как правило, частных вопросов, например, вопросов наведенной сейсмичности для петротермальных систем [11]. Приведенный ниже сравнительный анализ геоэкологических рисков обеспечивает определение приоритетных направлений развития геотермальной энергетики.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ ПРИРОДНО-ТЕХНОГЕННЫХ СИСТЕМ

Энергетические геотермальные ресурсы по способу их использования делятся на три основных класса: ресурсы для прямого использования теплоэнергетических вод с целью получения тепловой энергии, пригодной для целей отопления; ресурсы, позволяющие использовать бинарные технологии (система Калины и органический цикл Ренкина) производства электроэнергии; ресурсы, обеспечивающие производство электроэнергии с использованием паровой турбины и электрогенератора (табл. 1).

Собственно геотермальные природно-техногенные системы решают задачу транспортировки флюида из природного или искусственного резервуара на поверхность, а также, для петротермальных систем и гидротермальных с обратной закачкой – задачу закачки флюида в резервуар. Таким образом, в настоящее время в практике геотермальной энергетики используются три типа природно-техногенных систем:

1) гидротермальные без обратной закачки;

2) гидротермальные с обратной закачкой;

3) петротермальные.

Согласно российской классификации, гидротермальные ресурсы представлены месторождениями теплоэнергетических вод – частный случай месторождений подземных вод, определяемых как пространственно ограниченная часть водоносной системы, в пределах которой под влиянием комплекса геолого-экономических факторов создаются благоприятные условия для отбора подземных вод в количестве, достаточном для их целевого использования.

На сегодняшний день в Российской Федерации разведано 66 гидротермальных месторождений, запасы термальных вод и пара которых оцениваются в 307 тыс. м³/сут и 40.7 тыс. м³/сут соответственно, но только 50% из этих запасов используется для производства 1.5 млн гигакалорий тепла, что эквивалентно сжиганию около 300 тыс. т условного топлива [2].

Последние исследования позволили в глобальном масштабе провести анализ перспективности территорий на прямое использование гидротермальных ресурсов [19]. При анализе рассматривались: мощность осадочного чехла, как индикатор вероятности существования резервуара подземных вод; температурный градиент, определяющий глубину локализации гидротермальных ресурсов, и потенциальный спрос на обогрев или охлаждение жилых и производственных (в частности – тепличных) помещений. В результате исследований построены карты технической возможности прямого использования гидротермальных ресурсов в различных целях. Также установлено, что в настоящий момент эти возможности используются менее чем на 0.1%.

Петротермальные ресурсы имеются в любой точке планеты, поскольку температура горных пород растет с глубиной, однако возможность их использования при существующих технологиях теплоотбора осложняется, во-первых, необходимостью глубокого бурения для достижения комплексов горных пород с температурой более 220–250°С, и во-вторых– сложностью прогноза характеристик искусственного резервуара на этих глубинах.

Реальных работ по использованию петротермальных ресурсов в Российской Федерации не ведется, а за рубежом такие работы наиболее развиты в Австралии [18], США [25] и Франции [21], носят экспериментальный и опытно-промышленный характер.

ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

Любое производство энергии воздействует на окружающую среду (табл. 2). При производстве энергии используются три основные схемы: получение тепловой энергии (реакции окисления, ядерные реакции, нагревание теплоносителя за счет солнечного или геотермального тепла); преобразование тепловой энергии в электрическую с применением турбинного и генераторного оборудования; прямое получение электрической энергии (гидроэлектростанции и ветрогенераторы – посредством преобразования кинетической энергии в электрическую, солнечные панели – посредством фотоэлектрического преобразования энергии фотонов).

При этом возникающие геоэкологические аспекты связаны со следующими процессами:

1) получение энергетического сырья и производство оборудования для получения энергии (добыча и переработка углеводородов и радиоактивного сырья, получение чистого водорода, производство солнечных панелей и т.д.);

2) получение и преобразования энергии (химические и ядерные реакции, изменение физико-химических характеристик природных объектов и процессов, в том числе – водных потоков, ландшафта, массивов горных пород);

3) образование отходов производства энергии (например, продукты сжигания горючих материалов, в том числе – золошлаковые отходы и углекислый газ, отработанное оборудование).

Как видно из табл. 2, только гидротермальная энергетика в целом характеризуется отсутствием явного негативного воздействия на окружающую среду. Тем не менее, и в гидротермальной, и, в большей степени – в петротермальной энергетике существуют геоэкологические риски, которыми нельзя пренебрегать. Эти риски связаны:

− с возможным химическим загрязнением в результате разлива на поверхности подземных вод, часто – минерализованных;

− с техногенным изменением гидродинамического равновесия и, соответственно, поля напряжений как в резервуаре подземных вод, так и в массиве сухих горячих пород при прокачке через них теплоносителя;

− с истощением резервуара и понижением температуры подземных вод в результате обратной закачки охлажденного теплоносителя.

Минимизация перечисленных рисков осуществляется посредством мониторинга утечек теплоносителя, микросейсмической активности в районе эксплуатации петротермальных ресурсов, прогнозированием негативных процессов методами математического моделирования, и оптимизацией циркуляционных систем (ЦС) теплоотбора. На эффективность гидротермальных природно-техногенных систем, кроме этого, могут воздействовать вызванные минерализацией подземных вод процессы коррозии оборудования и осаждения минералов. Воздействие минерализованных вод на оборудование ЦС может регулироваться посредством ввода в ЦС ингибиторов.

Вопрос химического загрязнения территорий связан как с утилизацией отработанных теплоэнергетических вод, так и с их аварийными разливами. Практически полную гарантию отсутствия такого загрязнения дает реализация схемы теплоотбора с полной обратной закачкой отработанных вод. Такая схема представляет собой первичный контур геотермальной станции и предусматривает создание “дублетной” циркуляционной системы, в которую входят, в общем случае, сеть водозаборных и нагнетательных скважин, насосное оборудование, обеспечивающее стабильный дебит системы и обратную закачку, и теплообменник, передающий тепло во вторичный (потребительский) контур.

На практике проблема решается по-разному. В большинстве европейских стран обратная закачка является обязательной для геотермальных проектов. Так, во Франции, где около 500 тысяч жителей Парижского региона обеспечены геотермальным отоплением, все (более 25) тепловые станции построены по “дублетной” схеме (одна водозаборная и одна нагнетательная скважина). Однако таких требований нет в законодательствах, например, Исландии и Китая. В Исландии в течение долгого времени считалось, что при низкой минерализации термальных вод и покрывающей их расход подпитке, обратная закачка не требуется [10]. Работы по закачке начались в этой стране только в начале XXI в., и до сих пор значительная доля отработанных вод сливается в океан.

В Российской Федерации требования к обратной закачке отработанного флюида практически отсутствуют, причем нормативными документами допускается сброс отработанных вод на рельеф [4], а критерии необходимости обратной закачки не определены. Более того, в государственном стандарте РФ “Геотермальная энергетика” полностью отсутствует понятие обратной закачки [3].

Обратная закачка решает проблему химического загрязнения при работе геотермальных установок, но минерализация термальных вод влияет и на оборудование станций. Высокотемпературные минерализованные растворы вызывают коррозию скважинного, насосного, трубопроводного и теплообменного оборудования, а низкотемпературные – осаждение минералов на стенках оборудования [9]. На рис. 1 показаны результаты коррозии устьевого оборудования на одной из старых скважин Ханкальского месторождения теплоэнергетических вод.

Рис. 1.

Влияние минерализации теплоэнергетических вод на оборудование геотермальной станции. Скважина № 27–32 Ханкальского месторождения, Чеченская Республика.

Проблема минерализации решается вводом ингибиторов, замедляющих коррозию, на призабойную зону водозаборной скважины [22], и ингибиторов, препятствующих осаждению минералов – в циркуляционную систему после теплообменника [26].

При эксплуатации гидротермальных систем встречаются проблемы с эмиссией сероводорода, метана, и углекислого газа при дегазации теплоносителя на поверхности [17], однако они полностью решаются при обеспечении герметичности наземного оборудования первичного контура ЦС.

В мировой практике исследовались риски, связанные с присутствием радиоактивных газов в природных термальных водах [23, 24] и в теплоносителе петротермальных систем [12], но на настоящий момент примеры сколько-нибудь опасного содержания радиоактивных элементов неизвестны.

Петротермальная энергетика, с точки зрения геоэкологии, характеризуется рисками, связанными с наведенной сейсмичностью при стимуляции искусственного резервуара в результате гидродинамического и температурного воздействия на поле напряжений в массиве пород [20].

Так, петротермальный проект в Базеле, Швейцария, был закрыт после того, как при стимуляции резервуара на глубине около 5 км в период с декабря 2006 г. по март 2007 г. было зарегистрировано около 200 сейсмических колебаний с амплитудой от 0.7 до 3.4 балла, все – с эпицентрами в радиусе 1 км от забоя нагнетательной скважины [11].

Работы по минимизации наведенной сейсмичности проводятся во всем мире, наиболее представительные результаты в этом направлении получены в рамках проекта по искусственным геотермальным системам в Сольце (Soultz-sous-Forêts), Франция, где с 1988 по 2007 г. 15 раз проводилась стимуляция трех искусственных резервуаров [21]. Также появляются успехи в изучении механизма наведенной сейсмичности с использованием математического моделирования [20].

В табл. 3 сведены геоэкологические риски геотермальной энергетики и способы их минимизации. Из таблицы видно, что самой низкой вероятностью реализации геоэкологических рисков характеризуются гидротермальные природно-техногенные системы с обратной закачкой теплоносителя. При этом риски возможного влияния химического состава природных подземных вод на оборудование и окружающую среду относительно легко поддаются минимизации: в настоящее время разработаны и успешно используются технологии борьбы с коррозией оборудования и осаждением минералов. Математическое моделирование температурного режима резервуара позволяет при проектировании системы определить оптимальное расстояние между забоями скважин и режим работы циркуляционной системы, обеспечивающие необходимый срок службы станции [16]. Остальные значимые риски гидротермальных систем связаны только с возможными неисправностями оборудования и практически полностью элиминируются при корректном проектировании систем контроля и управления геотермальной станции. Для минимизации геоэкологических рисков в масштабе месторождения теплоэнергетических вод, для разработки которого может использоваться несколько гидротермальных природно-техногенных систем, необходима организация мониторинга эксплуатации месторождения, например – с использованием инфракрасной аэросъемки [15].

МИНИМИЗАЦИЯ ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ НА ПРИМЕРЕ ХАНКАЛЬСКОЙ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЙ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СТАНЦИИ

Задачи минимизации геоэкологических рисков решались, в основном, на предпроектной стадии создания опытно-промышленной станции и включали в себя:

− выбор типа гидротермальной природно-техногенной системы (изначально определен как дублетный с полной обратной закачкой),

− выбор продуктивного пласта,

− локализацию дублетной системы на месторождении,

− определение значимых геоэкологических рисков и способов их минимизации с учетом геологических, гидрогеологических, гидродинамических и теплофизических параметров Ханкальского месторождения теплоэнергетических вод.

Ханкальское месторождение теплоэнергетических вод представляет собой часть Восточно-Предкавказского артезианского бассейна, который является гидрогеологической структурой II порядка площадью 250 тыс. км². В пределах бассейна на территории Ханкальского месторождения выделяется 23 песчаных пласта, из которых 10 приурочены к отложениям чокракского возраста, 13 – караганского (средний миоцен) [7].

Выбор типа гидротермальной природно-техногенной системы определен, исходя из необходимости минимизации геоэкологических рисков. На основе анализа французского опыта использования термальных подземных вод [5] (близкий по параметрам с Восточно-Предкавказским Парижский артезианский бассейн разрабатывается уже более 50 лет) выбран дублетный тип циркуляционной системы с полной обратной закачкой флюида в резервуар.

Для выбора продуктивного ресурса дублетной ЦС на Ханкальском месторождении рассматривались несколько вариантов. Наиболее благоприятными для реализации циркуляционной схемы теплоотбора являются имеющие максимальный дебит при самоизливе и наилучшие фильтрационные параметры продуктивные пласты IV–VII, XIII, XVI и XXII. Поскольку добыча воды из XXII  пласта запрещена Госгортехнадзором для защиты Серноводских источников от истощения, при выборе продуктивного пласта рассматривались только пласты IV–VII, XIII и XVI.

XIII пласт караганского горизонта − один из самых продуктивных на территории Ханкальского месторождения термальных подземных вод с довольно выдержанной по площади мощностью (в среднем 47 м) и низкой минерализацией (0.7–1.8 г/л). Наряду с гидрогеологическими характеристиками выбор XIII пласта обусловлен наличием сравнительно большого количества данных, позволивших включить его в 3D-геологическую модель Ханкальского месторождения, а также положительным опытом обратной закачки вод в пласт в 1980-е годы [1].

XIII пласт в пределах Ханкальского месторождения теплоэнергетических вод расположен на глубине 750–900 м благодаря антиклинальной складке, погружающейся в юго-восточном направлении и двум взбросам, формирующим дислокацию типа горст, севернее и южнее которых продуктивные пласты погружаются на большие глубины (до 2500–3000 м). Определение положения водозаборной и нагнетательной скважин на основе построенной трехмерной геологической модели месторождения производится таким образом, чтобы, с одной стороны, глубина скважин была минимальной, т.е. скважины расположены в ядре складки, а с другой – чтобы забои скважин располагались на максимально возможном удалении от взбросов (на рис. 2 – Разлом 1 и Разлом 2).

Рис. 2.

Выбор положения водозаборной (продуктивной) и нагнетательной скважин с использованием построенной 3-мерной геологической модели Ханкальского месторождения теплоэнергетических вод.

На предпроектной стадии также было установлено, что благодаря низкой минерализации теплоэнергетических вод XIII пласта принятие дополнительных мер борьбы с рисками коррозии оборудования и осаждения минералов не требуется.

Для предотвращения температурной деградации резервуара и на предпроектной стадии работ, и в процессе эксплуатации Ханкальской опытно-промышленной геотермальной станции осуществлялся прогноз изменений температурного режима на забое водозаборной скважины. Методами математического моделирования также оценивалось влияние на изменение температуры таких параметров как: дистанция между забоями продуктивной и нагнетательной скважин, общий региональный поток подземных вод, возможная непроницаемость разломов [16, 6 ].

Кроме этого, выполнено моделирование использования эффекта остаточного дебита [8], когда при отключенном насосном оборудовании циркуляция воды продолжается. Результат моделирования показывает (рис. 3), что если при принудительном дебите ГЦС через 15 лет эксплуатации температура флюида в зоне забоя продуктивной скважины понижается на 15°С, то при использовании эффекта остаточного дебита, когда самопроизвольная циркуляция составляет 25 м³/час, незначительное снижение температуры начинает наблюдаться только через 30 лет эксплуатации.

Рис. 3.

Изменение температуры на забое продуктивной скважины для принудительной (нижняя линия) и самопроизвольной (верхняя линия) циркуляции.

Тепловая мощность станции составляет до 10 МВт и до 1.3 МВт для принудительной и самопроизвольной циркуляции соответственно. При этом для принудительной циркуляции необходима работа нагнетательного насоса мощностью 250 Вт, что эквивалентно примерно 3 МВт тепловой мощности, если производить электроэнергию с использованием бинарной установки на флюиде Ханкальской станции. Также необходимо учитывать, что при принудительной циркуляции за 15 лет тепловая мощность Ханкальской станции понизится на 16–18%.

Таким образом, эффективная тепловая мощность (за вычетом мощности, расходуемой на принудительную циркуляцию) изменяется от 7 до 1.3 МВт в зависимости от режима работы ГЦС, и управление режимом может осуществляться в соответствии с потребностью в тепловой энергии.

Таким образом, основные геоэкологические риски минимизируются на предпроектной стадии создания объекта геотермальной энергетики, и в дальнейшем сводятся к вопросам исправности оборудования геотермальной станции.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Геотермальные ресурсы представляют собой наиболее экологически чистый неиссякаемый источник энергии, не зависящий от климатических факторов. Тем не менее, для разных типов геотермальных природно-техногенных систем характерны различные геоэкологические риски, которые необходимо учитывать при создании и эксплуатации геотермальных станций.

Основными геоэкологическими рисками в геотермальной энергетике являются: для гидротермальных систем – риски, связанные с минерализацией теплоэнергетических вод, а для петротермальных – риски наведенной сейсмичности при стимуляции и эксплуатации искусственного резервуара.

Риски гидротермальных систем минимизируются и практически полностью исключаются при исправном оборудовании станций за счет обратной закачки (исключаются разливы теплоносителя на поверхности) и ввода ингибиторов, нейтрализующих компоненты теплоносителя, негативно влияющих на оборудование геотермальных станций.

Для петротермальных систем минимизация рисков наведенной сейсмичности осуществляется при помощи математического моделирования и последующего подбора наиболее безопасного режима эксплуатации, полное исключение этих рисков невозможно.

Анализ геоэкологических аспектов геотермальной энергетики демонстрирует (при современном уровне развития технологий теплоотбора) преимущества гидротермальных природно-техногенных систем с обратной закачкой флюида как перед гидротермальными системами без обратной закачки, так и перед петротермальными системами.