CC BY
79
УДК 550.361
Н.А. Гнатусь , М.Д. Хуторской2, В.К. Хмелевской3 ПЕТРОТЕРМАЛЬНАЯ ГЕОЭНЕРГЕТИКА И ГЕОФИЗИКА
Рассмотрены геолого-геофизические, методические и экономические аспекты извлечения и использования петротермальных ресурсов (тепло «сухих» горных пород) для производства тепла и электричества. Коллекторами тепла являются зоны естественной и искусственно вызванной трещиноватости и обводненности в кристаллических породах фундамента, они отличаются повышенными значениями температуры и называются «тепловыми котлами». Поиск таких «котлов» можно вести с помощью геофизических методов. Откачиваемые из скважин нагретые до температуры 100—300 °С воды служат теплоносителем для теплоснабжения и выработки электричества. Если будет решена проблема скоростного бурения скважин глубиной 6—10 км, то петротермальная геоэнергетика станет конкурентоспособной с традиционными видами теплоэнергоснабжения.
Ключевые слова: петротермальная энергетика, глубокие скважины, горячие коллекторы, геофизические методы разведки.
We consider geological, geophysical, methodological and economic aspects of petrothermal resources ("dry rocks heat") extraction and utilization for electricity production and heat supply. Natural and artificial fractured and water-saturated zones in crystalline rocks can be used as heat collectors. Their distinguishing feature is high temperature, therefore they are called "heat pots". Detection of such zones can be performed by means of geophysical methods. Pumped out heated until 100—300 °C water can be used for heating and electricity production. The problem, mainly discussed in this paper, is the development of a rapid drilling tool for boring of 6—10 km deep wells. This will make petrothermal geoenergetics competitive with traditional kinds of heat and electricity supply.
Key words: petrothermal energetics, deep boreholes, heat collectors, geophysical methods of exploration.
Введение. К неисчерпаемым и возобновляемым источникам тепла и электричества относится тепло недр Земли. Коллекторами тепла служат зоны трещиноватости с нагретыми до 100—300 °С подземными минерализованными водами или искусственно вызванная с помощью гидроразрыва трещинова-тость в относительно сухих горных породах, куда закачивается и где нагревается поверхностная вода. Первые зоны расположены в районах активного вулканизма и сейсмичности на глубине несколько сотен—несколько тысяч метров и практически используются в гидротермоэнергетике, вторые распространены повсеместно, но залегают на глубине 6—10 км, их можно использовать в петротермоэнер-гетике. С помощью скважин, пробуренных в зоны термальных или нагретых пород, которые называются «тепловыми котлами», и реализуется гидропетротер-мальная энергетика.
Для работы гидротермальных станций нужны хотя бы две неглубокие (до 1—3 км) скважины: из одной откачивается горячая вода, а после использования ее тепла эту воду закачивают в другую скважину. Гидротермальные станции рентабельнее по сравнению с традиционными станциями на углеводородном сырье (газ, нефть, уголь). Для петротермальной станции
необходимы две глубокие (до 6—10 км) скважины: в одну из них закачивается пресная поверхностная вода, которая нагревается в горячих породах и извлекается из другой или нескольких скважин. Рентабельность таких станций может быть достигнута при наличии станков для быстрого и дешевого бурения глубоких скважин. Рентабельность петротермальных станций станет реальнее, если применить комплекс глубинных геофизических методов. С их помощью можно выявить положение тех «тепловых котлов», которые имеют наибольшую температуру (100—300 °С) и находятся на наименьшей глубине. Над ними и можно строить петротермальные тепловые (ПетроТС) или петротермальные электрические (ПетроТЭС) станции. Кроме того, геофизические методы можно использовать для организации мониторинга «тепловых котлов» в процессе работы этих станций.
Традиционная геоэнергетика. Интенсивное извлечение и использование невозобновляемых природных энергетических ресурсов (газ, нефть, уголь, ядерное топливо) в мире происходит очень быстрым темпом. Вместе с тем запасы нефти и природного газа на суше стремительно убывают. На континентальном шельфе их много, но добыча дорогая и чревата экологическими катастрофами.
1 Учреждение РАН ГИН РАН, докт. техн. н., профессор, e-mail: n.Gnatus@bk.ru
2 Научный совет РАН по проблемам геотермии, докт. геол-минер. н., профессор, e-mail: mkhutorskow@ginras.ru
3 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра геофизических методов исследования земной коры, доктор геол.-мин. н., профессор, e-mail: decalo@geol.msu.ru
Россия, несомненно, одна из богатейших стран в мире по геоэнергетическим ресурсам. Однако их извлечение происходит настолько интенсивно, что, по мнению европейских независимых энергетических агентств, наша страна уже в 30-е гг. этого столетия может столкнуться с дефицитом экспортного потенциала углеводородов. В крупнейшей Западно-Сибирской провинции происходит монотонное снижение добычи нефти. Уходит в прошлое эпоха «сухого» сеноман-ского газа, прежний этап экстенсивного развития добычи природного газа подошел к завершению. Так, извлечение газа из месторождений-гигантов Нижнего Приобья — Медвежьего, Уренгойского и Ямбургско-го — составило 84, 63 и около 50% соответственно.
Значительную часть добываемых из недр Земли невозобновляемых органических ресурсов сжигают в качестве топлива на тепловых и электрических станциях. В структуре топливных ресурсов доля природного газа составляет 64%. Для получения тепла расход углеводородного топлива увеличивается почти в 2 раза по сравнению с его расходом на производство электроэнергии. В целом в мире ради получения тепла и электроэнергии ежесуточно сжигается более миллиона тонн угля и нефти, миллиарды кубометров природного газа. КПД тепловых электростанций, работающих на природном газе, не достигает 50%. Половина вырабатываемого тепла «вылетает в трубу» и рассеивается в пространстве. А такой вид топлива, как каменный уголь, одновременно отбирает из воздуха большое количество кислорода и загрязняет окружающую среду.
Эквивалентное количество энергии по сравнению с тепловыми электростанциями можно получить на атомных станциях (АЭС), используя не миллионы тонн углеводородного сырья, а сотни тонн ядерного топлива. Разница в четыре порядка огромна, но при этом необходимо гарантировать экологическую безопасность ядерной энергетики, исключить повторение аварий, подобных авариям на р. Теча и в Чернобыле. Проблему составляет не только обеспечение безопасности, но и высокая стоимость вывода из эксплуатации устаревших и отработавших свой срок энергоблоков АЭС. Запасы урана в мире тоже ограниченны. Доказанные извлекаемые его запасы составляют около 3,4 млн т. За весь период до 2007 г. его уже добыто около 2 млн т [Гнатусь, Некрасов, 2008].
Геотермальная энергетика. Возросший в последние десятилетия в мире интерес к альтернативным источникам энергии вызван не только истощением запасов углеводородного топлива, но и необходимостью разрешения ряда экологических проблем [Копылов, 2008]. Объективные факторы (резервы ископаемого топлива и урана, а также изменения среды, вызванные традиционной энергетикой) позволяют утверждать, что переход к новым способам и формам получения энергии неизбежен. Видимо, уже в первой половине XXI в. произойдет почти полная переориентация на
нетрадиционные источники энергии. Нефть, уголь, природный газ, горючие сланцы, а тем более древесина и продукты ее переработки практически будут исключены из энергетических ресурсов. Энергетический «апокалипсис» не за горами — в Европе его ждут к 2030—2040 гг. Чем раньше будет сделан прорыв в этом направлении, тем менее безболезненным он будет для всего общества и тем более выгодным для страны, где такой прорыв произойдет.
Мировая экономика уже в настоящее время взяла курс на переход к рациональному сочетанию традиционных и новых источников энергии. Энергопотребление в мире к 2000 г. составляло более 18 млрд т условного топлива (у.т.), к 2025 г. оно может возрасти до 30—38 млрд т у.т., а к 2050 г. — до 60 млрд т у.т. Развитие мировой экономики в этот период будет характеризоваться систематическим снижением доли органического топлива и компенсирующим ростом доли возобновляемых энергетических ресурсов Солнца, Земли, воды, ветра и др.
Неисчерпаемой тепловой энергией является геотермальная энергия Земли. Она занимает среди других возобновляемых ресурсов одно из лидирующих мест. Непрерывная генерация внутриземного тепла и возобновляемость геотермальных ресурсов происходят за счет радиоактивного распада долгоживущих изотопов, содержащихся в геосферах Земли, а также перехода энергии гравитационной дифференциации в глубинных оболочках планеты в тепло.
На Всемирных геотермальных конгрессах, состоявшихся в 2000 г. в Японии и в 2005 г. в Турции, отмечалось, что использование тепла Земли станет одним из магистральных направлений в энергетике третьего тысячелетия. Предполагается, что к концу XXI в. доля геотермальных ресурсов в энергобалансе мировой экономики возрастет по крайней мере до 30%, а по самым оптимистичным прогнозам — даже до 80% [НШгег, 2000].
Богатые по сравнению с другими странами топливные ресурсы России пока обеспечивают развитие отечественной энергетики. Поэтому освоение новых источников энергии еще не стало у нас острой необходимостью и социально значимой проблемой. Это объясняет, но отнюдь не оправдывает мизерного внимания государственных структур к программам освоения нетрадиционных возобновляемых энергоресурсов, в том числе геотермальных. Ресурсы вну-триземного тепла разделяются на гидротермальные и петротермальные. Первые представлены теплоносителями — флюидами, т.е. подземными водами, паром и пароводяной смесью. Вторые представляют собой геотермальную энергию, содержащуюся в горячих горных породах, нагреваемых за счет глубинного кон-дуктивного теплового потока. Общие кондуктивные теплопотери Земли сегодня оцениваются величиной от 25 до 32 ГВт. Эти выводы опираются на материалы обширных региональных геолого-геофизических исследований [Геотермический атлас, 2000; Карта те-
плового потока..., 1980; Подгорных, Хуторской, 1997]. Такие исследования в ХХ в. особенно интенсивно развивались в нашей стране, в результате создано множество разнообразных геотермических карт, изданных в разное время. Собранная при этом обширная база данных о значениях глубинной температуры позволяет составлять для отдельных регионов двух- и трехмерные геотермические модели.
Гидротермальные ресурсы составляют лишь 1% от общих ресурсов геотермальной энергии Земли, но в силу относительной технологической простоты их извлечения использование этого вида внутриземных ресурсов началось более 100 лет назад и с успехом продолжается в настоящее время. Однако районы их возможного энергетического использования приурочены к зонам современного вулканизма, где подземные воды приобретают дополнительный тепловой потенциал при соприкосновении с магматическими телами и циркулируют на относительно небольшой глубине (до 1—3 км), доступной для современной буровой техники.
Срок работы гидротермальных скважин не достигает и 10 лет. Это объясняется тем, что используемые термальные высокоминерализованные воды приводят к химической кольматации скважин, солеотложению и коррозии оборудования. Кроме того, все источники гидротермальной энергии в подавляющем большинстве отдалены от потребителя. Это сдерживает развитие гидротермальной энергетики. Справедливости ради следует указать на значительный прирост в последнее двадцатилетие доли гидротермальной энергии в Исландии, Мексике, Филиппинах, Японии, Новой Зеландии, Китае, Сальвадоре и др. В России общая мощность геотермальных электростанций составляет 73 МВт. До 2000 г. работала лишь Паужетская геотермальная теплоэлектростанция (ГеоТЭС) мощностью 11 МВт на юге Камчатки. Мощность ГеоТЭС возросла после пуска на Камчатке новых станций — Мутновской в 2000 г. (мощность 50 МВт) и Верхне-Мутновской в 2001 г. (мощность 12 МВт).
Опыт подтверждает, что при наличии неглубоких коллекторов природного пара строительство ГеоТЭС представляет собой наиболее выгодный вариант использования геотермальной энергии. По предварительным оценкам, на территории России прогнозные запасы термальных вод с температурой 40—250 °С, минерализацией 35—200 г/л и глубиной залегания до 3 км достаточны, чтобы их извлекать с дебитом 21—22 млн м3/сут., что эквивалентно сжиганию 30—40 млн т у.т./год [Поваров и др., 1994].
Петротермальные ресурсы. Огромное значение для энергетики будущего имеет извлечение тепловой энергии, заключенной в «сухих» горных породах кристаллического фундамента. Эта петротермальная энергия составляет около 99% от общих ресурсов подземного тепла. На глубине до 5—6 км в активных геодинамических провинциях можно встретить массивы с температурой 250—300 °С. Но глубинные
значения температуры, составляющие 100—150 °С, в этом интервале глубины встречаются на территории нашей страны почти повсеместно. При такой температуре утилизация петротермальных ресурсов для целей энергетики, а особенно для теплоснабжения, становится актуальной и рентабельной.
Разумеется, практический интерес вызывает не общий потенциал геотермальной энергии, а та его часть, которая отвечает современным техническим возможностям проникновения в недра планеты. Ориентируясь на достигнутые успехи традиционной и перспективной технологии глубокого и сверхглубокого бурения, резонно оценивать технически доступные ресурсы геотермальной энергии в верхних 10—12 км земной коры в пределах суши. Среднюю теплоемкость пород этой толщи можно принять равной 1000 Дж/(кг-К), а средний геотермический градиент — 20 мК/м. При этих параметрах получим значение доступных возобновляемых геотермальных ресурсов в топливном эквиваленте, равное 1,4-1016 т у.т. На природный пар, воды и рассолы в первых 10—12 км земной коры приходится лишь 0,01 доля указанных ресурсов — 1,4-1014 т у.т. Эти цифры огромны, они в несколько тысяч раз превосходят суммарную оценку всех известных запасов органического топлива на Земле. Однако более обоснованная оценка реальных (пригодных для эффективного освоения) геотермальных ресурсов возможна только на основе как региональных, так и локальных геолого-геофизических исследований в конкретных районах проектируемых петротермальных станций и с учетом экономического анализа.
Преимущества петротермальных источников энергии следующие: повсеместное распространение, неисчерпаемость, приближенность и приспособляемость к потребителю, сравнительно низкие капи-тало- и трудоемкость при освоении, безотходность, безопасность в эксплуатации, экологическая чистота. К недостаткам можно отнести необходимость бурить несколько глубоких скважин, нетранспортабельность, невозможность складирования, отсутствие опыта промышленного освоения в России.
Отечественная идея извлечения основных геотермальных ресурсов, заключенных в твердых породах, высказана в 1915 г. К.Э. Циолковским [Циолковский, 1999]. (В 1920 г. геотермальная циркуляционная система (ГЦС) в горячем гранитном массиве на глубине 3000 м описана В.А. Обручевым в незавершенной повести «Тепловая шахта».)
Для эффективной работы петротермальной станции необходимо иметь или создать в зоне отбора тепла достаточно развитую теплообменную поверхность. Такой поверхностью обладают встречающиеся на различной глубине пористые пласты или зоны естественной трещиноватости. Для повышения их проницаемости необходимо организовать принудительную фильтрацию теплоносителя с более эффективным теплообменом и повышенным извлечением тепловой
энергии горных пород. С этой целью можно использовать метод гидравлического разрыва (гидроразрыва) в массивных кристаллических породах.
Теоретические основы механики гидроразрыва в СССР были разработаны академиком С.А. Христиа-новичем, его сотрудниками и учениками [Христиа-нович, 1960; Христианович и др., 1957]. Наиболее широкое применение гидроразрыв получил при разработке нефтегазовых пластов. Гидроразрыв резко увеличивает дебит добычных скважин и нефтегазо-отдачу. За последние 30—35 лет в США проведено около 800 тыс. гидроразрывов, охватывающих более 40% фонда скважин, что дало прирост добычи нефти приблизительно в 1 млрд т. Активные действия по организации гидроразрыва пласта (ГРП) проводились и проводятся в России. Только на месторождениях нефти, расположенных в Нефтеюганском районе Западной Сибири, в результате проведения гидроразрыва добыча нефти увеличилась от 2 до 12 раз [Гнатусь, Некрасов, 2008].
Создание искусственного коллектора в зоне гидроразрыва — это самый ответственный и наукоемкий процесс при формировании петротермальных циркулирующих систем (ПЦС). Все этапы этого процесса необходимо контролировать в режиме мониторинга с помощью комплекса геофизических методов. Например, образование трещин гидроразрыва сопровождается, с одной стороны, микросейсмичностью, а с другой — увеличением скорости циркуляции минерализованных флюидов. Эти процессы можно контролировать методами сейсморазведки и электроразведки соответственно. По мере эксплуатации коллектора в нем могут происходить необратимые процессы усиления или ослабления фильтрации. Роль электроразведочных методов при мониторинге процесса эксплуатации ПЦС очевидна. Создание оптимального комплекса для геофизического мониторинга — это задача, требующая специальных разработок, теоретических и модельных исследований.
Большой вклад в развитие идей по извлечению и использованию петротермальных ресурсов внесли профессор Ленинградского горного института им. Г.В. Плеханова Ю.Д. Дядькин, академики АН УССР А.Н. Щербань и О.А. Кремнев и продолжатели созданных ими школ [Дядькин, 1974, 1989; Тепло Земли.., 1974]. Они заложили основы новой научной дисциплины — геотермальной теплофизики и создали технологические основы, а также инженерные решения по извлечению геотермальной энергии.
Петротермальная циркуляционная система извлечения подземного тепла состоит из следующих основных элементов: инжекторной (нагнетательной) скважины; подземного «теплового котла» — коллектора, включающего зону естественной или искусственной трещиноватости; эксплуатационной скважины, по которой флюид доставляется на поверхность. Кроме того, в систему должны входить турбинный зал, градирни, конденсаторы, промежуточные теплообменни-
ки, трубопроводы и — по возможности — устройство для извлечения полезных химических элементов из откачиваемой воды, которая вновь закачивается в нагнетательную скважину.
При сооружении петротермальных тепловых станций (ПетроТС) для теплоснабжения коммунальных и промышленных объектов необходимо иметь на поверхности пар или пароводяную смесь с температурой до 150 °С. Такую температуру закачанная с поверхности вода может приобрести на глубине 3 км при очень высоком геотермическом градиенте (до 50 мК/м). Подобные высокие градиенты редко встречаются на территории России. Они обнаружены на территории Северного Кавказа (Ставропольский свод, Восточное Предкавказье), в некоторых районах Западной Сибири, в Тункинской впадине Прибайкалья и в Курило-Камчатском регионе. При фоновом температурном градиенте 25 мК/м, который распространен почти повсеместно, для получения на забое температуры 150 °С необходима скважина глубиной уже 6 км и более [Карта теплового потока..., 1980].
Для выработки электроэнергии на петротермальных электрических станциях (ПетроТЭС) на забое скважины нужно достичь температуры 250—280 °С и бурить ее до глубины 10 км. Проведенные в США модельные оценки показывают, что сооружение геотермальной скважины глубиной 3 км с помощью традиционных технологий бурения стоит около 4 млн, глубиной 6 км — 10 млн, глубиной 10 км — 20 млн долл. США [Augustine et al., 2006]. Эти значения в первом приближении можно перенести и на отечественные условия. По данным работы [Савченко, 2008], стоимость бурения эксплуатационных скважин в Восточной Сибири составляет чуть более 4 млн, а разведочных — 7,5—8 млн долл. США.
Таким образом, сооружение ПетроТС, а тем более ПетроТЭС на базе существующих способов механического бурения скважин из-за дороговизны и длительности бурения неконкурентоспособно по сравнению с традиционными станциями тепло- и электроснабжения. Поэтому в первую очередь задача сводится к созданию новых способов глубинного бурения, существенно удешевляющих процесс проникновения в недра земной коры. Традиционное механическое бурение глубоких скважин длится годы и стоит очень дорого. В этом заключается основная причина неэкономичности сооружения глубинных ПЦС и создания на этой основе ПетроТЭС с помощью традиционного бурения.
Группа российских ученых и специалистов под руководством одного из авторов статьи на основе оригинальных российских разработок создала несколько вариантов буровых снарядов (БС) [Гнатусь, 2007].
Аналоги в мировой практике нам неизвестны: скорость бурения твердых пород со средней плотностью 2500—3300 кг/м3 одним из первых буровых снарядов (БС-01) составляла на испытаниях до 30 м/ч, что на порядок выше, чем при обычном
механическом бурении. Это резко сокращает время бурения и существенно уменьшает стоимость ПЦС. Другой разрабатываемый в настоящее время буровой снаряд характеризуется еще более высокими значениями эксплуатационных показателей. Буровой снаряд БС-01 прошел заводские испытания. С его помощью можно пробурить скважины диаметром 200—500 мм до глубины 10 км и при благоприятных условиях проницаемости пород получить теплопро-изводительность ПЦС 200 Гкал/ч.
При значениях температуры, которые могут быть достигнуты на забое глубоких скважин, предъявляются особые требования к буровым и обсадным трубам, цементному раствору, технологии бурения, крепления и закачивания воды в скважины, а также к измерительной технике. Современная отечественная буровая техника и оборудование рассчитаны на работу при температуре не выше 150—200 °С. Поэтому петроэнергетика ставит перед металлургами проблему создания термостойких скважинных труб.
Производительности одной ПЦС из двух скважин до глубины 10 км достаточно для подачи пара турбинам электростанции (ПетроТЭС) в объеме 83,3 Гкал/ч при средней температуре 250 °С. При такой мощности подаваемого на турбину пара рабочая мощность Пе-троТЭС может превышать 25 МВт. Она комплектуется малоинерционными турбинами мощностью 25 МВт, которые производятся в России. Для обеспечения потребителей теплом достаточно ПетроТС, которые при средней температуре ПЦС 150 °С будут иметь тепловую мощность 50 Гкал/ч.
Сколько будут стоить петротермальные тепловые и электрические станции? Предпроектные расчеты позволили оценить инвестиционные затраты на Пе-троТС и ПетроТЭС и на этой базе приблизительно определить удельные капиталовложения и себестоимость электроэнергии и тепла в ценах 2008 г. Они складываются из затрат на буровой комплекс, сооружение ПЦС, электростанции, теплообменников, системы водоснабжения и других наземных сооружений [Гнатусь, Некрасов, 2008].
Капиталовложения в буровой комплекс, состоящий из тяжелой буровой установки и бурового снаряда БС-01 в комплекте, по заводским ценам оцениваются в 940 млн руб. Ресурс его работы — 2000 км, срок службы — 10 лет. Часть капиталовложений в буровой комплекс, приходящийся на одну ПЦС, можно оценить пропорционально суммарной длине ее скважин. При средней глубине 10 км каждой из двух скважин она составит 9,4 млн руб., при 5 км — 4,7 млн руб.
Капиталовложения в циркуляционную систему с гидроразрывом горячей породы (сооружение двух скважин и сопутствующих устройств) оценены в 300 млн руб. при средней глубине скважин 10 км и суммарной длине 20 км. Уменьшение глубины сокращает капитальные затраты в ПЦС до 230 млн руб. при наличии подземного «теплового котла» на
средней глубине 5 км при суммарной длине скважин 10 км. Если гидроразрыв не потребуется, то инвестиции в ПЦС сокращаются до 280 и 210 млн руб. соответственно.
Сама электростанция мощностью 25 МВт в контейнерном исполнении «под ключ» оценивается в среднем в 400 млн руб. Уточнение ее стоимости будет зависеть от числа и типа установленных турбин. Срок службы ПЦС и электростанции принят равным 30 годам.
При скорости работы бурового снаряда БС-01 30 м/ч время, необходимое для бурения двух скважин глубиной до 10 км (включает все технологические остановки и переналадки), составит примерно 1 месяц.
На этапе разработки проекта до начала опытно-промышленных работ капиталовложения в ПетроТЭС и ПетроТС можно определить только приближенно, с точностью ~25%. Поэтому в экономически наиболее тяжелом случае при градиенте температуры 25 мК/м для ПетроТЭС (2 скважины по 10 км) и ПетроТС (2 скважины по 6 км) составляют ~885 и 232 млн руб. суммарных капиталовложений соответственно, а в удельном исчислении — около 35 500 руб./кВт и 4 640 000 руб./Гкал в час. Это вполне приемлемые значения удельных капиталовложений, сравнимые с современной электростанцией на основе других возобновляемых источников энергии [Копылов, 2008]. Следует также иметь в виду, что при уменьшении глубины скважин, например, в 2 раза, что возможно при благоприятных геотермических условиях, капиталовложения снижаются примерно на 15—20%. Если не требуется проведения искусственного гидроразрыва горячей породы, то капиталовложения могут быть уменьшены еще на 5%.
При расчете себестоимости электроэнергии и тепла основные факторы — расход электроэнергии на собственные нужды ПетроТЭС и амортизационные отчисления. Не вдаваясь в подробный экономический анализ, который приводится в статье [Гнатусь, Некрасов, 2008], укажем лишь, что себестоимость электроэнергии оценивается величиной 0,55 руб./ кВтч при глубине скважин 10 км, и 0,46 руб./кВч при глубине скважин 5 км. Себестоимость тепла, получаемого от ПетроТС при глубине скважин 6 км и гидроразрыве горячей породы, т.е. в экономически наиболее трудном случае, будет составлять примерно 52,7 руб./Гкал, а в случае имеющейся в недрах естественной трещиноватости — 40,3 руб./Гкал. Это намного ниже себестоимости 1 Гкал тепла, получаемой сегодня на ТЭЦ и крупных котельных, работающих на органическом топливе. При меньшей глубине скважин ПЦС себестоимость тепла будет ниже приведенных значений, причем значения себестоимости электроэнергии ПетроТЭС характеризуются высокой стабильностью, в отличие от тепловых электростанций, экономичность которых существенно зависит от колебаний цены на используемое топливо.
Выполненные расчеты показали, что по экономическим характеристикам использование глубинного тепла Земли в российских условиях — вполне обоснованное инновационное направление в теплоэнергетике.
Возможности геофизических методов исследования в петроэнергетике. Глубинные (свыше 10 км) геофизические методы исследования строения кристаллического фундамента (гравиразведка, магниторазведка, сейсморазведка, электроразведка, терморазведка) могут быть направлены на выявление в нем наиболее благоприятных «тепловых котлов» с наименьшей глубиной залегания и наивысшей температурой. Это могут быть вытянутые разломы или изометричные зоны перегретых по сравнению с окружающим массивом пород, чем меньше глубина их залегания, тем сильнее уменьшается стоимость бурения. В каждом регионе проектируемых ПетроТС или ПетроТЭС можно найти участки, под которыми залегают наиболее благоприятные для эксплуатации «тепловые котлы». Природа таких аномально перегретых зон связана с неравномерным энерго- и массопереносом из мантии. Это потребует постановки фундаментальных геолого-геофизических исследований. Что касается инновационно-практического потенциала геофизических исследований, то они, бесспорно, приведут к уменьшению глубины скважин, а значит, и стоимости работ.
Создание петротермальной геофизики для поиска «тепловых котлов», их разделения на наиболее благоприятные для извлечения тепла и мониторинга послужит толчком к развитию теории, техники, технологии, интерпретации геофизики, а в конечном итоге к снижению стоимости термоэнергетики.
Заключение. В заключение сначала рассмотрим, выгодно ли для нас освоение петротермальных ресурсов и какие преимущества это даст экономике страны.
Петротермоэнергетика позволит:
— высвободить хотя бы частично топливные ресурсы, расходуемые на производство электроэнергии и тепла. Замещаемые глубинным теплом Земли топливные ресурсы (газ, нефть и уголь) можно будет рациональнее использовать в экономике. Это позволит снизить остроту освоения месторождений углеводородного сырья, расположенных в экстремальных условиях, увеличить потенциал экспорта энергоресурсов;
— сократить поток топливных грузов, увеличить пропускные способности газопроводов и железных дорог для других целей. В настоящее время топливные грузы занимают первое место по объемам отправления и грузопотоков. Это может стать заметным вкладом в решение проблем транспорта в стране;
— кардинально уменьшить экологический риск воздействия на окружающую среду, так как отсутствует сжигание топлива и, следовательно, нет вредных выбросов в атмосферу, ликвидировать загрязнение
почвы и водоемов. Роль экологического фактора постоянно нарастает и уже сегодня оценивается многомиллиардными потерями из-за ухудшения здоровья людей и вредного воздействия на биогеоценозы;
— дать новый импульс к созданию и развитию техники «know-how» и росту потребности в специалистах и рабочих. Будут созданы новые буровые комплексы, металлические термостойкие трубы, турбины (диапазон мощности которых сможет варьировать от нескольких единиц до нескольких сотен мегаватт и более), электрогенераторы и другое электротехническое и теплотехническое оборудование, установки для химической очистки воды и извлечения из нее ценного химического сырья; насосное оборудование (в том числе сверхвысокого давления), измерительная техника для работы при температуре до 300 °С и др.;
— создать новый раздел геофизики — петротер-мальную геофизику для выявления на наименьших глубинах залегания наиболее перегретых «тепловых котлов» в фундаменте и осуществлять их мониторинг при проходке скважин и работе ПетроТС и Петро-ТЭС;
— стабилизировать стоимость электроэнергии и тепла, так как петротермоэнергетические станции не требуют подвоза сырья, что позволит решить ряд социально значимых задач (повышение надежности и устойчивости энергоснабжения населения и коммунально-бытовой сферы страны; снижение энергетических затрат, необходимых для полноценного обеспечения населения страны растениеводческой продукцией закрытого грунта, особенно в климатически суровых и труднодоступных регионах страны; получение холода, необходимого для хранения сельскохозяйственной и другой продукции, что позволит снизить ее потери; круглогодичный обогрев взлетно-посадочных полос аэродромов, что повысит надежность и ритмичность воздушного сообщения).
Пока еще трудно назвать все возможные направления в экономике России, которые будут развиваться и преобразовываться под влиянием освоения горячих недр на глубине до 10—12 км в пределах суши. По имеющимся оценкам, полномасштабное извлечение этого тепла сможет обеспечить энергетические нужды страны на сотни лет.
Создание и развитие петротермоэнергетики в первую очередь должно быть направлено на обеспечение энергетического комфорта населения России, особенно проживающего в поселках городского типа, малых и средних городах с населением до 150 тыс. человек. Именно в таких населенных пунктах малонадежно электроснабжение, во многих случаях отопление обеспечивается от низкоэффективных тепловых источников, а горячее водоснабжение отсутствует, хотя доля энергетических затрат в бюджете постоянно нарастает.
Возможность практически неограниченного размещения петротермоэнергетических станций позволит
рассредоточить их по территории страны, а сооружая их вблизи объектов потребления энергии, сократить инвестиционные и операционные затраты на дальнюю транспортировку топлива и электроэнергии.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Геотермический атлас России / Под ред. А.А. Смыслова. Электронная версия; составлена в ФГУП НПЦ «Недра» и СПбГУ. СПб.; Ярославль, 2000.
Гнатусь Н.А., Некрасов А.С. Социально-экономическая эффективность использования глубинного тепла Земли в России // Новости теплоснабжения. 2008. № 10. С. 16—21.
Гнатусь Н.А. Буровой снаряд, не имеющий аналогов в мировой энергетике // Электро-тЮ. 2007. № 6. С. 24—27.
Дядькин Ю.Д. Теплообмен в глубоких скважинах и зонах фильтрации при извлечении тепла сухих горных пород. Л.: Наука, 1974. 38 с.
Дядькин Ю.Д. Разработка геотермальных месторождений. М.: Недра, 1989. 228 с.
Карта теплового потока и глубинных температур территории СССР и сопредельных районов масштаба 1 : 10 000 000 / Отв. ред. Я.Б. Смирнов. М.: ГУГК СМ СССР, 1980.
Копылов А.Е. Экономика развития возобновляемой энергетики в России // Энергия. Экономика. Техника. Экология. 2008. № 7. С. 11-17.
Поваров О.А., Томаров Г.В., Кошкин Н.А. Состояние и перспектива развития геотермальной энергетики в России // Теплоэнергетика. 1994. № 2. С. 15-22.
Подгорных Л.В., Хуторской М.Д. Планетарный тепловой поток. Карта масштаба 1: 30 000 000. М.: Оргсервис, 1997.
Савченко С.И. Освоение Восточной Сибири: если не мы, то кто? // Нефтегазовая вертикаль. 2008. № 12. С. 43-48.
Практическое освоение петротермальных ресурсов Земли будет комплексно позитивно воздействовать на развитие отечественной экономики, что имеет стратегическое значение для страны.
Тепло Земли и его извлечение / Под ред. А.Н. Щер-бань. Киев: Наукова думка, 1974. 263 с.
Христианович С.А. Исследования механизма гидравлического разрыва пласта // Тр. Института геологии и разработки горючих ископаемых. Т. 2. Материалы по разработке нефтяных и газовых месторождений. М., 1960. С. 159-165.
Христианович С.А., Желтов Ю.П., Баренблатт Г.И. О механизме гидравлического разрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 1957. № 1. С. 44-53.
Циолковский К.Э. Будущее Земли и человека. Научный и технический прогресс будущего // Промышленное освоение космоса. М.: Наука, 1999. С. 167-173.
Augustine Ch, Tesler J.W., Anderson B. et al. A comparison of geothermal with oil and gas well drilling costs // Proceed. 31st workshop on geothermal reservoir engineering. Stanford: Stanford Univ. Press, 2006. P. 714-717.
Huttrer G.W. The status of world geothermal power generation 1995-2000 // Proceedings of the World Geothermal Congress 2000. Japan, Hyushu — Tohoku, May 28 — June 10. 2000. Vol. 1. P. 23-37.
Khutorskoy M.D., Podgornych L.V., Leonov Yu.G. et al. Thermotomography as a new tool for studying the geothermal field // Georesources. 2004. Vol. 1, N 8. P. 14-21.
Lund J.W., Freeston D.H. World-wide direct uses of geo-thermal energy 2000 // Proceed of the World Geothermal Congress 2000. Japan, Hyushu — Tohoku, May 28 — June 10. 2000. Vol. 1. P. 1-21.
Поступила в редакцию 26.10.2010
