Вступление

Авторы ставили перед собой цель описать производственные структуры, занятые бурением и эксплуатацией геотермальных месторождений Республики Дагестан. Также в материале представлены данные об опыте предотвращения солеотложений и коррозии оборудования и трубопроводов, а также нейтрализации фенолов при сбросе отработанной геотермальной воды в поверхностные водоёмы. Описана концепция создания в Дагестане систем геотермального теплоснабжения (СГТ), приведены их основные характеристики. Представлены типовые схемы эксплуатируемых термораспределительных станций (ТРС), функционирующих в городах Махачкала, Кизляр и Избербаш.

Как было отмечено, Дагестан в России занимает первое место по разведанным запасам геотермальных вод и второе после Камчатки по их добыче. Разведано 13 месторождений теплоэнергетических вод с температурой 40–105°C с запасами 120,36 тыс. м³ в сутки, на которых пробурено 141 скважина глубиной до 5500 м с дебитами до 7000 м³ в сутки [1]. Максимальная добыча геотермальной воды была достигнута в 1988 году — 9,4 млн м³ в год. Регион с 1949 года является пионером в практическом освоении геотермальных ресурсов.

Дагестанская научная геотермальная школа, основанная в 1956 году, отличается многоплановостью исследований: разведка и разработка месторождений, технология бурения и реинжекции, теория создания геотермальных циркуляционных систем, разработка многопластовых месторождений, противонакипная обработка и очистка отработанных геотермальных вод, исследование экономической целесообразности и экологических рисков [2].

Научные исследования по освоению геотермальных энергетических ресурсов сосредоточены в Институте проблем геотермии и возобновляемой энергетики (ИПГВЭ) — филиале Объединённого института высоких температур РАН (ОИВТ РАН), располагающемся в городе Махачкала. Бурением скважин, эксплуатацией месторождений и систем геотермального теплоснабжения занимается ООО «Геоэкопром». В 2019 году на его балансе было 141 геотермальная скважина, в том числе 48 эксплуатационных, из которых было добыто 3,827 млн м³ геотермальной воды на четырёх основных месторождениях с суммарной тепловой нагрузкой потребителей 35 МВт и годовым отпуском тепловой энергии 148,1 тыс. МВт·ч в год.

Научно-технические школы

Геотермальная научная школа Дагестана была создана одной из первых в СССР членом-корреспондентом Академии наук СССР Х. И. Амирхановым (1907–1986) в 1950-е годы. Он отличался разносторонними научными интересами, в том числе в теплофизике, геологии, геотермии, а также выдающимися организаторскими способностями. В 1950 году он создал в городе Махачкале Институт физики и Дагестанский филиал АН СССР. По его предложению в 1951 году в Институте геологии Дагестана была организована лаборатория гидрогеологических и геотермальных исследований во главе с к.т.н. С. А. Джамаловым (1903–1980), который по совету Х. И. Амирханова в 44 года начал заниматься наукой.

Выпускник Московского высшего технического училища им. Н. Э. Баумана, руководитель строительных организаций, министр, учёный секретарь Дагестанского филиала Академии наук СССР, член Научного совета по геотермическим исследованиям АН СССР С. А. Джамалов до 1980 года возглавлял развитие геотермии в Дагестане. Он инициировал разведку геотермальных месторождений, бурение скважины для геотермальной электростанции, переоборудование ликвидированных нефтяных скважин, разработку систем геотермального теплоснабжения [3]. Развитие его идей осуществляли соратники и ученики: В. В. Суетнов, Р. А. Левкович, М. К. Курбанов, А. С. Джамалова, И. Ш. Абдуллаева, Ю. И. Султанов, А. Ш. Мейланов, А. Н. Абдуллаев, Г. Б. Бадавов, П. Н. Ригер и другие.

Второе геотермальное научно-исследовательское учреждение Дагестана по геотермии — Лаборатория геотермальных исследований Министерства энергетики и электрификации СССР — была организована в 1963 году в Махачкале. В 1974-м она была преобразована в Дагестанский филиал Энергетического института им. Г. М. Кржижановского (ДагЭНИН), который специализировался на разработке геотермальных электростанций и систем геотермального теплоснабжения. Им был разработан проект Тарумовской ГеоТЭС мощностью 10 МВт, методика экономической оценки систем геотермального теплоснабжения и структуры себестоимости геотермальной воды. В книге [4] его сотрудниками был обобщён опыт геотермального теплоснабжения в Дагестане. Плодотворная деятельность ДагЭНИН описана его сотрудником, ныне работающим в Институте проблем геотермии, учеником С. А. Джамалова — Г. Б. Бадавовым [2]. Трудясь в ДагЭНИН со дня его основания и до закрытия в 2000 году он, с трёхлетним перерывом на обучение в аспирантуре Академии коммунального хозяйства им. К. Д. Памфилова в Москве, занимался разработкой комбинированных систем геотермального теплоснабжения [5].

В 1980 году на базе лаборатории С. А. Джамалова был организован Институт проблем геотермии (ИПГ) Дагестанского филиала Академии наук СССР во главе с В. В. Суетновым (1931–1990).

Большой вклад в научное развитие ИПГ внёс д.г.-м.н. М. К. Курбанов (1933–2011). Он являлся учёным-гидрогеологом, совмещавшим в своей деятельности теоретические концепции и результативную практику. Он исследовал месторождения пресных, геотермальных и минеральных подземных вод на территории Дагестана и Восточного Предкавказья, обосновал концепцию создания этих месторождений на основе теории подвижек евразийской и аравийской литосферных плит, образования высокотемпературных массивов батолитов на глубинах осадочных пород 8–15 км и высокопроницаемых пароводяных структур, миграция которых в вышележащие геологические пласты лежит в основе формирования месторождений полезных ископаемых, геотермальных, минеральных и подземных вод. М. К. Курбанов выдвинул идею о сходстве геологических условий Камчатки и Восточного Предкавказья в части формирования геотермальных месторождений. За более чем полувековую деятельность учёный исследовал все месторождения пресных вод Дагестана, включая самое крупное на юге РФ Терско-Кумское, 13 геотермальных месторождений, открыл уникальную Дагестанскую провинцию редкоземельной геотермии из 56 потенциальных месторождений, исследовал нефтегазоносные месторождения. Основные результаты его работы изложены в монографии [6].

Большую роль в становлении и развитии ИПГ сыграл д.ф.-м.н., профессор М.-К. М. Магомедов (1936–2002), руководивший институтом 15 лет (1987–2002). Выпускник Московского физико-технического института (МФТИ), блестящий математик и физик, он внёс значительный вклад в математическое моделирование геотермальных месторождений и методов создания геотермальных циркуляционных систем [7].

Преемником М.-К. М. Магомедова на посту директора ИПГ в 2002 году стал и остаётся до настоящего времени сотрудник института со дня его основания д.т.н., профессор А. Б. Алхасов, который за 18 лет плодотворной работы превратил ИПГ в главную геотермальную организацию России. Сегодня в его составе 101 сотрудник, в том числе 22 доктора наук и 30 кандидатов наук. А. Б. Алхасов также руководит научной школой «Актуальные проблемы освоения возобновляемых энергоресурсов» имени Э. Э. Шпильрайна и Научно-образовательным центром «Возобновляемая энергетика» [1].

Практическое использование геотермальной энергии в СССР было начато в центре города Махачкала в 1949 году после переоборудования старой нефтяной скважины №27 для теплоснабжения общественной бани. Геотермальная скважина №160 в Махачкале также была переоборудована в 1951 году для теплоснабжения городских районов. В 1953-м от скважин №№98 и 175 геотермальным отоплением были обеспечены здания институтов Дагестанского филиала АН СССР. В 1964 году в Махачкале была организована первая в СССР Северо-Кавказская разведочная экспедиция по бурению и реконструкции нефтегазовых скважин на термальные воды, которая в 1966-м преобразовалась в Кавказское промысловое управление по использованию глубинного тепла Земли Мингазпрома СССР. В лаборатории этого управления к.т.н. Х. Х. Натановым были разработаны и внедрены методы обработки геотермальной воды для предотвращения коррозии и солеотложений [8].

Наибольших успехов практическая геотермия в СССР достигла в 1980-е годы. В 1982 году в Махачкале Мингазпромом СССР было организовано НПО «Союзбургеотермия», в состав которого были включены региональные управления по использованию глубинного тепла Земли в городах: Махачкала (Кавказское управление), Петропавловск-Камчатский (Камчатское), Тбилиси (Грузинское), Грозный (Северо-Кавказское), Армавир (Кубанское). В состав НПО был также включён институт ВНИПИгеотерм.

Генеральным директором НПО был назначен М. Г. Алиев (1928–1987), крупнейший специалист по бурению и эксплуатации нефтяных скважин [9]. НПО эксплуатировало в СССР 52 геотермальных месторождения с 210 скважинами. В 1984 году объединение реализовало 56 млн м³ геотермальной воды и 335 тыс. тонн пара. В 1983-м в СССР за год пробурили около 2200 нефтяных и газовых скважин, из которых только 885 были продуктивными.

М. Г. Алиев ставил вопрос о передаче ликвидированных нефтяных и газовых скважин для переоборудования в геотермальные. Такой опыт в Дагестане имелся уже с 1949 года. В 1981–1984 годах Мингазпром СССР ежегодно бурил и передавал на баланс НПО «Союзбургеотермия» 15 геотермальных скважин. Министерство геологии СССР так же бурило в год 15 геотермальных скважин, но на баланс НПО «Союзбургеотермия» передавало одну-две скважины. М. Г. Алиев пытался решить и этот вопрос. Крупнейшим достижением советской геотермии стала обратная закачка отработанной геотермальной воды в объёме до 700 тыс. м³ в год на Ханкальском месторождении в Чечено-Ингушской АССР.

В 1987 году уже практически была готова к защите кандидатская диссертация М. Г. Алиева «Технологические приёмы и материалы крепления высокотемпературных скважин», результаты которой востребованы и в наши дни, поскольку вопросы долговечности и надёжности крепи скважины приобретают особую важность в связи с повышением требований к их экологической безопасности. Однако преждевременная смерть учёного не позволила её защитить.

Большим успехом отличалась работа единственного в СССР специализированного геотермального института ВНИПИгеотерм. Результатом его работы была разработка генеральной схемы освоения термальных вод в СССР. Для регионов также были разработаны аналогичные схемы, например, для Дагестана, Краснодарского и Ставропольского краёв [10].

В дальнейшем НПО было преобразовано в топливно-энергетическую компанию ПАО «Геотермнефтегаз» во главе с д.т.н. Р. М. Алиевым, сыном М. Г. Алиева, и главным геологом А. Г. Кадыровым. В 1993 году Р. М. Алиев защитил докторскую диссертацию «Методы и технологические процессы геотермальной теплоэнергетики» и создал кафедру нефтегазового дела при Дагестанском государственном техническом университете. В 2010 году компания была переименована в ООО «Геоэкопром». В настоящее время она осуществляет все виды геотермальной деятельности от бурения скважин до строительства и эксплуатации термораспределительных и насосных станций. В настоящее время это единственное на Северном Кавказе предприятие геотермальной отрасли, сохранившее свой технический, технологический и кадровый потенциал.

В России геотермальные ресурсы сосредоточены в трёх основных регионах: Дальневосточном (Камчатка и Курильские острова), Предкавказском и Западно-Сибирском. Согласно [1, 6], в гидрогеологическом отношении территория Предкавказья представляет собой сложную водонапорную систему, состоящую из Азово-Кубанского и Восточно-Предкавказского бассейнов, разделённых Ставропольским поднятием.

Восточно-Предкавказский артезианский бассейн (ВПАБ) в России изучен в наибольшей степени. На нём пробурено более 10 тыс. нефтегазовых, геотермальных и артезианских скважин. Гидрогеологические и геотермальные исследования в этом бассейне выполнялись Всероссийским институтом гидрогеологии и инженерной геологии (ВСЕГИНГЕО), Институтом проблем геотермии ДНЦ РАН, Северо-Кавказским территориальным геологическим управлением (ПГО «Севкавгеология»), ПАО «Геотермнефтегаз» и другими организациями.

В вертикальном разрезе ВПАБ выделяются три «гидрогеотермальных этажа»: плиоценовый, миоценовый и мезозойский, изолированные друг от друга сарматскими и майкопскими глинами. В плиоценовом этаже наиболее водообильными являются акчагыльские и апшеронские горизонты. Последние заметно превосходят акчагыльские, так как их дебиты достигают 4000 м³ в сутки, температура 55°C, минерализация 2 г/л. Миоценовый гидрогеотермический этаж состоит из караганских, чокракских и верхних майкопских отложений из песчаников. Особенно хорошие результаты получены на Кизлярском месторождении: дебиты 5760 м³ в сутки, температура 105°C, избыточное давление на устье 14–18 бар, минерализация до 12 г/л.


Рис. 1. Обзорная карта геотермальных месторождения Дагестана


Рис. 2. Добыча геотермальной воды в Дагестане с 1966 по 2019 годы

На рис. 1 представлена обзорная карта геотермальных месторождений Дагестана, составленная по данным института ВНИПИгеотерм и ПАО «Геотермнефтегаз», а на рис. 2 приведён график добычи геотермальной воды за 55 лет с 1966 по 2019 годы.

В табл. 1 приведены характеристики разведанных и эксплуатируемых геотермальных месторождений Дагестана по состоянию на 1 января 2020 года. Наиболее крупными являются месторождения с запасами [ м³/сут.]: Кизлярское — 22 тыс., Тернаирское — 21,5 тыс., Махачкалинское — 10,2 тыс., Избербашское — 4,54 тыс.

Кизлярское месторождение состоит из водонасыщенных отложений чокракского, караганского и апшеронского горизонтов. Здесь пробурено 17 скважин, в том числе девять эксплуатационных. В 2019 году добыча геотермальной воды составила 7600 м³ в сутки или 2,4 млн м³ в год. Реализация тепловой энергии — 75,1 тыс. МВт·ч в год.

Махачкала-Тернаирское месторождение расположено под городом Махачкала и состоит из двух выработанных нефтяных месторождений. Эксплуатация этого месторождения была начата в 1964 году.

Всего на Махачкалинском месторождении пробурено 32 скважины, из них 17 эксплуатационных, из которых добывается геотермальной воды 1130 м³ в сутки или 0,6 млн м³ в год с реализацией тепловой энергии 17,5 тыс. МВт·ч в год.

На Тернаирском месторождении пробурено 22 скважины, в том числе семь эксплуатационных, из которых добывается 4000 м³ в сутки или 749 тыс. м³ в год с реализацией тепловой энергии 35,2 тыс. МВт·ч в год.

Избербашское месторождение состоит из водовмещающих песчаников чокракских отложений на глубине 870–1550 м, средняя глубина скважин 1200 м, температура на устье 55°C, минерализация до 5 г/л. На месторождении 16 скважин, в том числе три восстановленные нефтяные скважины и 13 новых, пробурённых для геотермии. В 2020 году эксплуатируются девять продуктивных скважин. Добыча геотермальной воды составляет 1600 м³/сут. (580 тыс. м³/год) с реализацией тепловой энергии 19720 МВт·ч в год.

Результаты геотермальных исследований и разработок

Наиболее полную информацию по геотермальным ресурсам и месторождениям дают отчёты о НИР института ВНИПИгеотерм и ПАО «Геотермнефтегаз» (Махачкала) [11]. Опыт Дагестана и других регионов СССР был обобщён при разработке Правил разработки месторождений теплоэнергетических вод. В последней редакции [12] представлен действующий вариант таких правил.

В работах СССР по геотермальной электроэнергетике лидирующее положение занимал Дагестанский филиал ЭНИН им. Г. М. Кржижановского — ДагЭНИН. В 1980-е годы под научным руководством ДагЭНИН был разработан проект бинарной геотермальной электростанции, мощностью 10 МВт (Дагестанская ГеоТЭС) [6, 13, 14]. Для этой цели на Тарумовском месторождении были пробурены четыре самые глубокие в СССР геотермальные скважины, глубиной по 5,5 км, две из которых обеспечивали дебиты пароводяной смеси по 7000 м³ в сутки с температурой 170°C, при минерализации 210 г/л с содержанием лития, рубидия, цезия, йода, брома, стронция. При этом извлечение данных компонентов значительно снижало окупаемость ГеоТЭС. В свою очередь, содержание в геотермальной воде метана (4,5 м³ в 1 м³ теплоносителя) улучшало энергетические показатели ГеоТЭС.

Одной из актуальных проблем российской геотермии является ограниченное применение геотермальных циркуляционных систем (ГЦС) в пористых коллекторах в песчаниках и алевролитах, которые характерны для большинства российских геотермальных месторождений [6]. Основными технологическими показателями ГЦС являются температура геотермального теплоносителя, его расход, расстояние между продуктивной и реинжекционными скважинами, а также давление нагнетания отработанного теплоносителя.


Рис. 3. Принципиальная тепловая схема ТРС в Кизляре с реинжекцией отработанного теплоносителя (1 — чокракский геотермальный пласт; 2 — геотермальная скважина чокракского пласта; 3 — бак-газоотделитель; 4 — насос; 5 — теплообменник ГВС; 7 — геотермальная скважина апшеронского пласта; 8 — реинжекционная скважина; 9 — апшеронский пласт)

Успешный многолетний опыт реинжекции накоплен на Кизлярском месторождении на чокракских отложениях. Термоводоносные горизонты здесь состоят из кварцевых песчаников. В 2002 году при добыче на месторождении 1722,4 тыс. м³ геотермальной воды её закачка составила 795,8 тыс. м³ (48%) [1]. На рис. 3 представлена принципиальная схема термораспределительной станции, работавшая с реинжекцией более десяти лет. Геотермальный теплоноситель чокракского горизонта 1 из скважины 2 поступает в бак-газоотделитель 3 и далее насосом 4 подаётся в теплообменник 5 отопления и теплообменник 6 горячего водоснабжения, в котором он подогревает слабоминерализованную термальную воду из апшеронского горизонта. Охлаждённый теплоноситель чокракского горизонта насосом 4 закачивался в реинжекционную скважину 8 и возвращался в чокракский пласт. Такая реинжекционная система в 1987–1989 годах была опробована на Кизлярском и Тернаирском месторождениях на самоциркуляционном режиме за счёт разности плотностей геотермальной воды [15].


Рис. 4. Схема скважины-теплообменника (1 — инжекционная скважина; 2 — межтрубное пространство; 3 и 4 — низко- и высокотемпературный водонапорные пласты)

На Кизлярском месторождении в 1980-х годах была обустроена скважина для совместно-раздельной добычи геотермальной воды (рис. 4). Теплоноситель чокракского горизонта 4 с температурой 115°C с минерализацией 23 г/л с глубины 1000 м из скважины 1 поднимался к устью и в межтрубном пространстве нагревал слабоминерализованную воду (2,1 г/л) апшеронского горизонта с 48 до 85°C при дебите 24 кг/с [1].

В Дагестане впервые в СССР была разработана технология переоборудования нефтяных скважин в геотермальные [5]. В те годы до трети эксплуатируемых в Дагестане геотермальных скважин были переоборудованы из ликвидированных нефтяных скважин.

В республике разработаны и применяются не только глубинные системы геотермального теплоснабжения (ГСТ), но и поверхностные, глубиной менее 400 м.


Рис. 5. Схема поверхностной ГСТ с солнечной водонагревательной установкой (1 — СК; 2 — бак-аккумулятор; 3 и 4 — тепловой и циркуляционный насосы; 5 — скважина-теплообменник)

На рис. 5 представлена схема поверхностной системы геотермального теплоснабжения с солнечной водонагревательной установкой (гелиоустановкой) в городе Махачкале, мощностью 15 кВт. Установка обеспечивает восстановление теплового режима горных пород в межотопительный период [16]. Теплоноситель насосом 4 подаётся в скважину-теплообменник 5 глубиной 100 м и после нагрева теплом горных пород поступает в бак-аккумулятор 2 или в тепловой насос 3 мощностью 9,4 кВт.

В баке он при необходимости догревается до требуемой температуры теплоносителем солнечных коллекторов 1 или электронагревателем и подаётся на горячее водоснабжение. Теплоноситель из скважины-теплообменника 5 может также подаваться в тепловой насос 3 и после него — в систему отопления.

На примере опытной эксплуатации геотермальной системы было показано, что в зимнее время теплоснабжение объекта возможно осуществлять от скважины-теплообменника, а в летнее время — пополнять тепловую энергию горных пород теплоносителем гелиоустановки.

Специфика химического и газового составов геотермальных вод обуславливает необходимость разработки способов предотвращения коррозии и солеотложений оборудования и трубопроводов, а также очистку их при реинжекции по требованиям пластовых условий и нейтрализацию фенолов при сбросе в поверхностные водоёмы. В отличие от методов, применяемых в традиционной энергетике, изменяющееся динамическое, химическое, тепловое и газовое равновесие потребовало разработки новых химических и физических способов обработки воды в скважине.

Из химических способов для поддержания значения геотермальной воды в диапазоне pH = 6,5–7,5 наилучшие результаты дало дозирование серной кислоты и полифосфатная обработка, комбинированная обработка гексаметафосфатом натрия (ГМ ФН) и силикатом натрия, а также добавление оксиэтилидендифосфоновой кислоты [16]. Наряду с вакуумной дегазацией широкое применение получила упрощённая схема с резким сбросом давления и осаждением солей в атмосферных баках.

Положительные результаты, полученные на Кизлярском и Тернаирском месторождениях, показали возможность использования магнитных и ультразвуковых аппаратов для защиты оборудования от солеотложений [16–19]. В этих работах были отмечены следующие проблемы: малая степень использования теплового потенциала скважин, отсутствие водоподготовки, низкая рентабельность, несовершенство схем систем геотермального теплоснабжения. Разработаны методика оценки экономической целесообразности геотермального теплоснабжения и структуры себестоимости термальной воды.

В Дагестане разработана технология очистки геотермальных вод от мышьяка и органических соединений, с доведением её качества до норм питьевой воды [20].

В настоящее время ведутся исследования по реализации следующих геотермальных проектов: развитие систем геотермального теплоснабжения в Махачкале и Кизляре; сооружение в городе Южно-Сухокумске опытной Дагестанской ГеоТЭС; создание энергобиологического комплекса на базе разведанных геотермальных месторождений Дагестана; создание Тернаирской геотермально-парогазовой системы бинарного типа; строительство предприятий по извлечению ценных компонентов из геотермальных рассолов.

Геотермальное теплоснабжение Дагестана

Геотермальное теплоснабжение в СССР впервые было начато по предложению С. А. Джамалова в центре Махачкалы [3]. Ликвидированная нефтяная скважина №27 была переоборудована в геотермальную и обеспечила теплоснабжение общественной бани. В 1951 году также в Махачкале была пробурена первая в СССР специальная геотермальная скважина №160 с дебитом 2000 м³ в сутки с температурой на устье 63°C при избыточном давлении 15 бар. Данная скважина до настоящего времени обеспечивает отопление и горячее водоснабжение прилегающих жилых и административных зданий. В 1953 году от скважин №№98 и 175 геотермальным отоплением были обеспечены здания Института физики и Института геологии Дагестанского филиала АН СССР [21].

Опыт геотермального теплоснабжения Дагестана был обобщён в монографии Б. А. Локшина «Использование геотермальных вод для теплоснабжения» [22], не потерявшей актуальности до настоящего времени, а также в Нормах проектирования ВСН 56–87 «Геотермальное теплоснабжение жилых и общественных зданий» [23], разработанных институтом ЦНИИЭП инженерного оборудования (город Москва).

В указанном труде были отмечены следующие проблемы: малая степень использования теплового потенциала скважин, отсутствие водоподготовки, низкая рентабельность, несовершенство схем геотермального теплоснабжения. Была разработана методика оценки экономической целесообразности геотермального теплоснабжения и структуры себестоимости термальной воды.

В последующие годы работы по этому направлению были продолжены сотрудниками Дагестанского филиала ЭНИН им. Г. М. Кржижановского (Г. Б. Бадавов, П. Н. Ригер). Сотрудником ДагЭНИН Г. Б. Бадавовым, в бытность его аспирантом Академии коммунального хозяйства (АКХ) им. К. Д. Памфилова под руководством к.т.н. В. А. Шмидта, в 1973–1980 годах была разработана и успешно апробирована в Махачкале прогрессивная система отопления жилых зданий с пиковым электрообогревом, которая впоследствии стала основной схемой теплоснабжения потребителей от термораспределительных станций в Махачкале и Кизляре [4, 24].

В настоящее время новые системы геотермального теплоснабжения в Дагестане разрабатываются в Институте проблем геотермии и возобновляемой энергетики и в ООО «Геоэкопром» [25].

В 2020 году в Дагестане ООО «Геоэкопром» эксплуатируются три основных геотермальных месторождения: Махачкала-Тернаирское, Кизлярское и Избербашское. В городах Махачкала, Кизляр и Избербаш имеются промысловые участки этого предприятия. Геотермальное теплоснабжение потребителей обеспечивается от восьми термораспределительных станций (общей установленной мощностью 35 МВт) и 60 км тепловых сетей.

Годовая реализация тепловой энергии составляет 148,1 тыс. МВт·ч (100%), в том числе населению — 72%, бюджетным организациям — 21,5%, предприятиям — 6%, транспортным организациям — 0,5%. В настоящее время доля ООО «Геоэкопром» на рынке тепловой энергии Дагестана составляет 5,3%.


Рис. 6. Геотермальная система теплоснабжения Махачкалы (1 — геотермальная скважина; 2 — бак-дегазатор; 3 — насос; 4, 5 и 6 — теплообменники систем отопления, ГВС 1-й и 2-й ступеней)

В Махачкале с 1997 года эксплуатируются три термораспределительных станции от двух геотермальных скважин общей мощностью 13 МВт, которые отапливают 177 тыс. м² зданий и обеспечивают горячей водой 10 тыс. человек. На рис. 6 представлена принципиальная тепловая схема одной из этих ТРС. Из скважины 1 геотермальная вода подаётся в бак-дегазатор 2 и далее насосом 3 в теплообменники отопления и горячего водоснабжения 4, 5 и 6. При этом производится двухступенчатый подогрев ГВС. Общий годовой отпуск тепловой энергии по месторождению составляет 29,8 тыс. МВт·ч. На 2020 год тариф на геотермальное тепло в Махачкале установлен в размере 527 руб. за 1 МВт·ч.

В Кизляре с 1970 года эксплуатируются семь скважин и три ТРС общей установленной мощностью 20,7 МВт, в том числе пять скважин, разбурённых на чокракский горизонт глубиной 2900 м с температурой на устье 100°C, с дебитом каждой 75–145 м³/ч, при давлении 7–10 бар, и две скважины на апшеронский горизонт глубиной 1000 м с температурой на устье 46°C, дебитом каждой 25–100 м³/ч, при давлении 3,5 бар. Третья ТРС использует геотермальный теплоноситель чокракского горизонта.

Общая протяжённость геотермальных тепловых сетей Кизляра — 9 км, годовой отпуск тепловой энергии — 52,1 тыс. МВт·ч. Геотермальным отоплением обеспечивается 106 тыс. м² зданий (11,3% жилого фонда города) при тарифе 206 руб. за 1 МВт·ч. На 2020 год тариф на геотермальное тепло в Кизляре был установлен в размере 168 руб. за 1 МВт·ч.

Геотермальное горячее водоснабжение Избербаша обеспечивается с 1967 года от десяти скважин при температурах на устьях 43–62°C и соответствии ГОСТу на питьевую воду. В городе работают две ТРС общей мощностью 3,9 МВт. Общая протяжённость геотермальных тепловых сетей — 21,7 км, годовой отпуск тепловой энергии — 8800 МВт·ч. ТРС обеспечивают горячей водой 6000 человек. На 2020 год тариф на геотермальное тепло в Избербаше составлял 477 руб. за 1 МВт·ч.

Основной проблемой геотермального теплоснабжения при существующей системе тарифообразования является его низкая конкурентоспособность по сравнению с теплогенерацией на природном газе. Целесообразно разработать типовую комбинированную систему теплоснабжения, в которой базовая нагрузка обеспечивается геотермальным теплоносителем, а пиковая — традиционными газовыми котлами или электроэнергией [25].

Выводы

1. Дагестан из всех регионов России в геотермальном отношении является наиболее изученным. На 13 разведанных месторождениях пробурено 141 скважина. В 2019 году на четырёх основных геотермальных месторождениях Дагестана было добыто 3,8 млн м³ геотермальной воды с перспективой увеличения до 10 млн м³ геотермальной воды в год.

2. В регионе успешно освоены технологии создания геотермальных циркуляционных систем, комбинированного использования геотермальных теплоносителей разных геологических горизонтов. В Дагестане с 1980 года работает единственное в России специализированное научное учреждение — Институт проблем геотермии и возобновляемой энергетики (ИПГВЭ, филиал ОИВТ РАН), а добычей геотермальных вод и их реализацией занимается ООО «Геоэкопром».

3. Важнейшей научно-технической проблемой геотермальной энергетики России является создание экономически обоснованных геотермальных циркуляционных систем (ГЦС). На основании теоретических работ ИПГВЭ и опыта работы ООО «Геоэкопром» необходимо развивать геотермальное теплоснабжение и ГЦС в городах Кизляре и в Махачкале.

4. На основании анализа и обобщения 30-летнего опыта эксплуатации систем геотермального теплоснабжения Дагестана, в том числе тепловых, гидравлических режимов, коррозии и солеотложений трубопроводов и оборудования, необходимо разработать Нормы проектирования и эксплуатации систем геотермального теплоснабжения (СГТ).

5. Для Дагестана целесообразно разработать комплексную схему использования геотермальной энергии для теплоснабжения и холодного водоснабжения населённых пунктов, а также технологических установок по извлечению редкоземельных металлов.