Эту тему очень не любят ни кузбасские угольщики, ни газовики, ни нефтяники. Это и понятно, потому что использование геотермального тепла вообще в значительной степени уничтожает спрос на ископаемое топливо. Поэтому развитие геотермальной энергетики уже длительное время находится на периферии научно-технологического процесса; на мой взгляд, не только в силу технических трудностей, но и сопротивления.
Западная Сибирь, как известно (хотя это и вызывает временами приступы бурного восторга), обладает большими запасами горячих подземных вод. Его даже называют Западно-Сибирский артезианский бассейн, общей площадью около 3 млн кв. км. В нем выделяется семь горизонтов, два их которых относятся к верхнему этажу, связанному с поверхностными водами, а остальные пять — к нижнему этажу. Этажи разделены мощным пластом водоупорной глины мощностью 650-800 метров. Нижний этаж почти по всей площади бассейна изолирован от верхних вод и лишь на краях имеет гидрологическую связь с поверхностыми водами. В сущности, нижний этаж Западно-Сибирского артезианского бассейна — это грандиозная по размерам «чашка», закрытая толстой глиняной крышкой, края которой близки к поверхности, а дно уходит на глубину более чем 8 км. Вода стекает по проницаемым слоям от краев к центру и постепенно нагревается под воздействием глубинного тепла земной коры. Соответственно, нижние и глубоко лежащие пласты воды прогреваются настолько сильно, что становятся интересными для геотермальных нужд.
Согласно исследованиям М.В. Мищенко из Томского политехнического университета, защитившей в 2013 году диссертацию о термальных водах Западно-Сибирского артезианского бассейна, нагретые воды находятся в апт-альб-сеноманском комплексе (глубина залегания 900-1000 метров, мощность 600-900 метров) с температурой от 20 до 50 градусов, готериб-барренском комплексе (глубина залегания 1600-2000 метров, мощность 400-800 метров) с температурой от 20 до 97 градусов, градусов, а также в валанжинском комплексе (глубина залегания 2000-2800 метров, мощность 40-250 метров) с температурами в среднем 85-93 градуса и даже до 110 градусов. На глубокой скважине в Тарко-Сале на глубине в 8000 метров и более, температуры достигали 230 градусов.
Исследователь также подсчитала теплоотдачу скважин, использующих термальные воды. Основные результаты можно представить так: (обычная скважина/термоизолированная скважина), в гигаджоулях в сутки:
Апт-альб-сеноманский — 480/880
Готерив-барремский — 660/1145
Валанжинский — 955/1585.
1 гигакалория, используемая в теплоэнергетике для измерения количества тепла, это 4,187 гигаджоулей. Таким образом, 880 гигаджоулей — это 210,1 гигакалорий. Для сравнения, Томская ТЭЦ-1 имеет мощность 655,47 гигакалорий в час. Одна скважина — 8,7 гигакалорий в час. Таким образом, 75 скважин вполне могут заменить тепловую мощность одной весьма крупной ТЭЦ. Если использовать более горячие воды валанжинского компплекса, то будет достаточно 41 скважины.
В Западной Сибири уже пробурено множество скважин для добычи нефти и газа. Только на крупнейших месторождениях было пробурено и введено в добычу 34,8 тысяч скважин. Вообще фонд продуктивных нефтяных скважин в России на начало 2022 года составляет 155,5 тысяч скважин. То есть, имеется техническая возможность добуриться до термальных вод и добыть их в необходимом количестве.
Причем есть возможность использовать тепло геотермальных вод на двухконтурной установке. Один контур — это горячая вода из скважины, а второй контур, герметичный и связанный с турбиной, содержит в себе, например, тетрафторэтан, кипящий при температуре — 26,3 градуса. Подобная установка использовалась в Чена-Хот-Спрингс на Аляске и неплохо себя показала, правда, потом была закрыта при не очень ясных обстоятельствах. Такую установку можно улучшить, разместив на одном валу турбину, генератор и турбодетандер для сжижения отработанного пара тетрафторэтана.
Обычно предлагают добывать геотермальную воду из одной скважины, а потом закачивать через другую скважину в тот же пласт. Однако, на мой взгляд, лучше и целесообразнее оборачивать воду через одну скважину, подобно буровому раствору. Буровой раствор закачивается в скважину через буровую колонну, а потом выходит наружу между буровой колонной и стенками скважины. Вот и воду можно перекачивать по такой же схеме, только в обратном направлении: горячая вода поднимается вверх по центральной, теплоизолированной колонне, потом идет в петлю, связанную с теплообменниками, энергетическими или отопительными, а потом закачивается обратно между центральной колонной и стенками скважины или обсадной трубы. Такая же схема подходит также для сухих скважин, обогреваемым теплом горных пород, в которых циркулирует вода в качестве теплоносителя.
У нас есть набор технологий и техническая возможность построить скважинные геотермальные электростанции, использующие ресурсы Западно-Сибирского артезианского бассейна. Они могут быть построены с мощностью, сопоставимой с крупными тепловыми электростанциями. В значительной части не нужно даже бурить скважины, а можно использовать или реконструировать нефтедобывающие скважины, особенно исключенные из продуктивного фонда. Возможно использовать тот объем воды, который выкачивается при добыче нефти, например, по десяти крупнейшим месторождениям Западной Сибири на пике добычи объем закачиваемой воды составлял 751,5 млн куб. метров в год, а добытой пластовой жидкости — 550,9 млн тонн. При таком подходе можно на первых порах сильно сэкономить на капитальных затратах.
Ну и почему не делается? На мой взгляд, из-за узости кругозора представителей топливно-энергетического комплекса. Во-первых, оно определенно боятся, что геотермальная энергетика потеснит уголь и газ в топливном балансе, и потому у них сократятся сбыт и доходы. Однако, изменение всего топливно-энергетического баланса — это процесс долгий и требуются многие годы и даже десятилетия, чтобы соотношение видов топлива изменилось. Скважинная геотермальная энергетика в течение не менее 30-40 лет будет в самом низу списка источников энергии даже при самых интенсивных темпах ее освоения. Где-то за столетие можно попробовать ощутимо потеснить уголь и газ. Так что, можно сказать угольщикам, нефтяникам и газовикам — на ваш век хватит.
Во-вторых, в условиях России развитие скважинной геотермальной энергетики, которую можно использовать не только в Западной Сибири, но и во многих других местах, а в Западной Сибири создать крупный энергетический район, делает уголь и особенно газ в большей степени экспортным товаром. Если мы сокращаем потребление того же природного газа внутри страны, замещая его геотермалкой, то доля продажи газа на экспорт возрастает. И это не ограбление собственной страны «равнодоходными» ценами, а рационализация топливного хозяйства.
В-третьих, при любых условиях, уголь, нефть и газ остаются химическим сырьем, и сохранят это свое значение даже при мощном развитии скважинной геотермальной энергетики.
Наконец, в-четвертых, выработанные нефтяные и газовые месторождения возможно постепенно трансформировать в геотермальные энергокомплексы, и получать прибыль с того, что вроде бы уже использовать нельзя. Этот фактор, думается, даже сейчас уже может дать значительную выгоду для владельцев выработанных и выведенных из эксплутации скважин. Можно также не бояться бурить разведочную скважину; даже если она не даст притока нефти или газа, ее можно переоборудовать в энергетическую.
Так что стоит подумать и вот о чем. Отказываясь от развития геотермальной энергетики, не обкрадывали ли мы самих себя?
