Россия обладает огромными запасами геотермальной энергии в виде пара с температурой до 200°C (Камчатка) и термальной воды с температурой 70–110°C (Камчатка, Дальний Восток, Сибирь, Кавказ). Разведано 66 геотермальных месторождений с эксплуатационными запасами 315 тыс. м³/сут. Установленная тепловая мощность геотермальных систем теплоснабжения составляет 310 МВт с потреблением тепловой энергии 170 ГВт·ч в год. Российская геотермия имеет полувековой опыт развития как общегосударственный проект. С 1954 года для его реализации были сконцентрированы усилия десятков организаций, разработан атлас геотермальных месторождений, пробурены тысячи геотермальных скважин глубиной до 4 км, построено несколько геотермальных электростанций, в том числе и первая в мире бинарная геотермальная электростанция с фреоном в качестве промежуточного рабочего тела, сотни геотермальных систем теплоснабжения, освоены технологии извлечения из воды редких химических элементов, сооружены сотни геотермальных курортов [2].
В России из геотермальных регионов по запасам и добыче на третьем месте Краснодарский край — после Камчатки и Дагестана. В табл. 1 представлена ресурсная база 16 геотермальных месторождений данного региона, на которых пробурено 74 скважины глубиной 1,7–2,9 км, с температурами на устье 75–120°C и дебитами каждой 500–4000 м³/сут. На рис. 1 приведён фрагмент карты края с размещением основных геотермальных месторождений. В табл. 2 даны расчётные тепловые характеристики с общей возможной суммарной выработкой тепловой энергии 864,86 тыс. МВт·ч в год. На рис. 2 представлена диаграмма тепловых мощностей наиболее крупных месторождений. Максимальная годовая добыча геотермальной воды была достигнута в 1985 году в объёме 8,5 млн м³ [3].
В Краснодарском крае геотермальные исследования были начаты в 1927 году Н. К. Игнатовичем на Псекупском месторождении (город Горячий Ключ). В 1938 году впервые в этом регионе А. З. Бедгером был определен температурный градиент на Апшеронском нефтяном месторождении. Систематические геотермальные исследования выполнялись с 1956 года под руководством гидрологов к.г.-м.н. Владимира Сергеевича Котова и к.г.-м.н. Владимира Николаевича Матвиенко в институте «КраснодарНИПИнефть» (город Краснодар). За период с 1956 по 1963 годы в 200 нефтяных скважинах ими были выполнены 330 измерений пластовых температур [4], разработана карта региона со значениями средневзвешенной теплопроводности осадочных пород, определены значения глубинного теплового потока от 2,72×10–2 до 14,13×10–2 Вт/м² [5].
На рис. 3 представлена схема геотерм Краснодарского края на глубине 2 км, а на рис. 4 — основные перспективные геотермальные районы по В. С. Котову. Первый, самый перспективный район расположен между городами Лабинск, Майкоп и станицей Отрадной. Водонасыщенные породы юрского, аптского и альбского ярусов общей толщиной до 200 м образуют единую водонапорную систему с общей площадью питания на северных склонах Кавказского хребта с наклоном пьезометрической поверхности с юго-востока на северо-запад, что обеспечивает высокие гидростатические напоры скважин. Глубина скважин 1,7–3 км. Дебиты — 2000 м³/сут. и более, температура на устье 70–110°C, давление в режиме самоизлива до 15 бар, минерализация от 1 до 20 г/л. Второй район расположен в центральной части края между городами Армавир, Кропоткин, Тимашевск, Усть-Лабинск, Белореченск. Водоносные горизонты нижнемеловых пород залегают на глубине от 1,7 до 2,8 км. В районе Армавира на глубине 2,4 км температура пород достигает 120°C. Дебиты скважины до 1000 м³/ сут., температура до 100°C, минерализация до 30 г/л.
Третий район геотермальных вод располагается вдоль реки Кубани между городами Краснодар и Славянск-на-Кубани. Отложение верхнетретичного возраста состоят из двух мощных водоносных горизонтов, разделённых пластами глин.
Водоносные горизонты с глубиной залегания от 1,7 до 2,8 км образуют единую водонапорную систему с общими областями питания и разгрузки. Дебиты скважины до 300 м³/сут., температура до 60°C, минерализация 20–70 г/л. Четвёртый район находится на Таманском полуострове, в Анапском и Крымском районах, характеризуется отдельными проявлениями геотермальных вод [4]. Геотермальными исследованиями на территории Краснодарского края занимались также институты ВНИПИгаздобыча (город Саратов), ВНИПИгеотерм (город Махачкала).
Развитие геотермии в Краснодарском крае осуществлялось в советское время в соответствии с краевой программой «Геотермальная энергия» под руководством краевого комитета КПСС. Самые большие результаты были достигнуты в 1980-х годах, когда данное направление поддерживал первый секретарь крайкома КПСС С. Ф. Медунов (1915–1999). Бурение геотермальных скважин по заданиям администраций районов края выполняла геологоразведочная экспедиция (город Минеральные воды) НПО «Союзбургеотермия» (Махачкала) Министерства газовой промышленности СССР (далее — Экспедиция). Первой скважиной, вскрывшей в 1946 году геотермальное месторождение на тогдашней территории Краснодарского края была разведочная нефтяная скважина №8 на Тульской площади. В 1949 году на базе этой скважины была построена Майкопская бальнеолечебница с йодо-хлоридно-натриевой водой. Эксплуатацией геотермальных месторождений занималось Кубанское промысловое управление по использованию глубинного тепла Земли КПУ ИГТЗ (город Армавир) Мингазпрома СССР. Геотермальные воды использовались в следующих направлениях: обогрев теплиц (50%), отопление зданий (40%), прочие потребности (10%). Сооружение скважинных павильонов, трубопроводов до населённых пунктов, как правило, выполняло КПУИГТЗ. Строительство и эксплуатация распределительных тепловых сетей в населённых пунктах выполнялись местными администрациями.
В Мостовском районе находится самое крупное геотермальное месторождение региона — Мостовское (17 скважин), а также Ново-Ярославское (пять скважин), Ульяновское (четыре скважины), Межчохракское (две скважины). Мостовское месторождение относится к Восточно-Кубанскому артезианскому бассейну. Продуктивным водоносным горизонтом является песчано-глинистые отложения альбского горизонта нижнего мела. Толщина песчаников составляет от 128 до 172 м. В кровле водоносного горизонта на глубине 1546–1560 м залегает пачка водоупорных аргиллитов толщиной 65–80 м. Разбуривание месторождения было начато Экспедицией в 1975 году в непосредственной близости от ранее пробурённой нефтегазопоисковой скважины №5 Шедокской площади, которая показала перспективность вскрытых горизонтов. В 1975–1977 годах были пробурены семь геотермальных скважин глубиной 1,5–1,7 км. Максимальные дебиты скважин при самоизливе достигали 3800 м³/ сут. при температуре на устье 76,5°C, минерализация до 2 г/л. Газонасыщенность воды низкая. Коррозия обсадных труб за годы эксплуатации не обнаружена. Она возникала в сливных трубах при контакте с кислородом воздуха. Вода нескольких скважин (4Т, 5Т и 6Т) соответствовала ГОСТу на питьевую воду. Эксплуатационные запасы Мостовского месторождения были утверждены в 1979 году Государственным комитетом по запасам (ГКЗ) СССР по по категориям А, В и С в объёме 11,1 тыс. м³/сут. при фонтанном режиме эксплуатации. Всего на данном месторождении было пробурено 17 скважин, в том числе 14 продуктивных с фонтанным режимом работы и три реинжекционных. Решение о бурении реинжекционных скважин было принято по результатам исследования 1984 года института ВНИПИгеотерм (Махачкала).
При расчётном коэффициенте проницаемости продуктивного горизонта до 1200 милли Дарси и удельной проницаемости — до 30 м²/сут. статическое давление нагнетания с учётом кольматации пласта, характера фильтрации в призабойной зоне пласта и других гидравлических потерь должно было составить 40 бар при расчётном дебите каждой скважины 1500 м³/сут. [6]. В 1986 году на одной из реинжекционных скважин цементировочным аппаратом были выполнены работы по обратной закачке. Их результаты не подтвердили расчётные значения приёмистости пластов. Строительство стационарной реинжекционной станции Мостовского месторождения не было завершено — восемь геотермальных скважин с дебитами каждой 1200–1700 м³/сут. и давлением 0,5–2,5 бар при температуре на устье 70–73°C обеспечивали обогрев 12 га плёночных и 6 га остеклённых теплиц, в которых ежегодно выращивалось 645 тонн помидоров, огурцов, лимонов. На охлаждённой в теплицах геотермальной воде работало 12 рыборазводных прудов общей площадью 30 га, в которых ежегодно выращивалось 1500 тонн рыбы. Две геотермальные скважины обеспечивали отопление и горячее водоснабжение (ГВС) жилых и административных зданий посёлка Мостовского. В центре посёлка был построен центральный тепловой пункт (ЦТП) мощностью 2 МВт, установлены дегазатор, баки-аккумуляторы, насосная станция, тепловые насосы для утилизации тепла сбросной (после отопления) геотермальной воды мощностью 1 МВт. Четыре геотермальные скважины работали на обогрев базы отдыха, производство железобетонных и бондарных изделий. В 1983 году при отсутствии обратной закачки и превышении расчётных дебитов скважин резко снизились их давления на устьях. Так, в отапливающей жилые дома посёлка Мостовского скважине 4Т динамическое давление снизилось с 2,0 до 0,3 бар с уменьшением дебита на 30%. В этих условиях была разработана и внедрена схема циклического регулирования тепловой мощности, при которой из системы отопления периодически сбрасывалась охлаждённая вода и одновременно заполнялась горячей водой из баков-аккумуляторов [3].
В 2004 году ЗАО «Геотерм-М» (город Москва) под руководством д.т.н. Г. В. Томарова разработало проект геотермального теплоснабжения объектов Мостовского месторождения. На первом этапе разработки данного месторождения предлагалось сооружение системы геотермального теплоснабжения посёлка Мостовского тепловой мощностью 20 МВт с двумя ЦТП. На втором этапе было предусмотрено сооружение производственного комплекса тепловой мощностью 28 МВт для обогрева теплиц площадью 10 га и рыборазводного комплекса. На третьем этапе планировалось использование сбросного геотермального тепла в бальнеологии, сельском хозяйстве. Стоимость реализации первого этапа оценивалась в 245,8 млн руб., второго этапа — 377,5 тыс. руб. Срок окупаемости варьировался в пределах до семи лет [7].
На Ново-Ярославском месторождении Мостовского района в 2005 году была построена геотермальная система теплоснабжения тепловой мощностью 4,7 МВт для тепличного комплекса (4 га) с использованием абсорбционных тепловых насосов для утилизации тепла отработанной в теплицах геотермальной воды [7].
В 1972–1973 годах на основании исследований ПО «Союзбургаз» [8] Экспедицией были пробурены скважины 1Т и 2Т глубиной 2,54 км вблизи города Лабинска, вскрывшие перспективное геотермальное месторождение. На основании испытаний этих скважин в 1974 году Саратовский институт «ВНИПИгаздобыча» разработал гидрогеологическое и технико-экономическое обоснование разработки Лабинского геотермального месторождения [9]. Предусматривалось бурение: 11 скважин глубиной 1,0–2,5 км, в том числе три скважины-теплообменника, в которых вода глубоких горизонтов (2,5 км, 100°C) нагревала воду менее глубоких горизонтов (1 км, 40°C); пять скважин глубиной 1 км, а также три реинжекционные скважины. Суммарная добыча геотермальной воды в течении 27 лет предполагалась при температуре 76–100°C в объёме 18770 м³/сут. При этом обеспечивалось полное обеспечение теплоснабжения Лабинска с 30%-м резервом на развитие. В 1975 году была пробурена скважина 5Т глубиной 2,5 км, содержание фенола в воде которой существенно превышало допустимые значения. Подсчёт эксплуатационных запасов термальных вод Лабинского месторождения был выполнен Саратовским институтом «ВНИПИгаздобыча» в 1978 году [10]. В 2004 году АО «Геотерм» (Москва) был разработан бизнес-план геотермального теплои электроснабжения Лабинска [7] расчётной тепловой мощностью 100 МВт, электрической 4 МВт.
На первом этапе предусматривалось бурение двух продуктивных и двух нагнетательных скважин, строительство двух геотермальных центральных тепловых пунктов (ГеоЦТП) тепловой мощностью 40 МВт, сооружение бинарной геотермальной электростанции электрической мощностью 4 МВт. Стоимость реализации первого этапа составляла $ 18 млн.
На втором этапе предполагалось бурение девяти скважин и строительство ещё одного ГеоЦТП. Общая стоимость сооружения первого и второго этапов составляла $ 33,82 млн, срок окупаемости 12,7 лет. Данный бизнес-план прошёл экспертизу Всемирного банка и был рекомендован к финансированию Глобальным экологическим фондом.
В 1975 году было начато разбуривание геотермальных месторождений Лабинского района (Вознесенское, Южно-Вознесенское, Северо-Ерёминское, Грязнореченское, Харьковское). Вознесенское месторождение разбурено девятью скважинами глубиной до 2,7 км с температурой воды на устье до 112°C, с дебитами 1260–1685 м³/сут. с минерализацией 0,87–2,8 г/л.
Три скважины этого месторождения обеспечивают отопление объектов в станице Вознесенской и одна — объектов в посёлке Розовом. Южно-Вознесенское месторождение разбурено шестью скважинами на глубину до 2,5 км, с температурой воды на устье до 105°C, с дебитами 900–2000 м³/ сут. Отопление объектов в станицах Упорной, хуторе Сладком и посёлке Розовом обеспечиваются от одной скважины каждого месторождения (всего три скважины). Северо-Ерёминское месторождение с двумя скважинами глубиной до 3 км и температурой на устье скважины 107–117°C, дебитами 830–2108 м³/сут., с минерализацией 1,3–2,9 г/л находится между станицами Ерёминской и Первая Синиха. Геотермальная скважина Грязнореченского месторождения глубиной 2,9 км с дебитом 1500 м³/сут. и температурой на устье 107°C пробурена в хуторе Красном. Харьковское месторождение с одной скважиной с температурой на устье 100°C находится в хуторе Харьковском.
Состояние систем геотермального теплоснабжения в населённых пунктах Лабинского района за период эксплуатации с 1975 года было проанализировано на примере посёлка Розового с населением 1200 человек, где от двух геотермальных скважин отапливались 10 многоквартирных домов (МКД), детский сад, двухэтажное административное здания, 200 одноквартирных домов и 3 га теплиц. В скважине 3Т Вознесенского месторождения за 30 лет эксплуатации дебит уменьшился в 2,6 раза, динамическое давление — в 3,5 раза при неизменной минерализации и температуре на устье 100°C. По скважине 4Т Южно-Вознесенского месторождения дебит за 24 года уменьшился в 2,4 раза при неизменном динамическом давлении, минерализации и температуре на устье 100°C. Оборудование центрального теплового пункта не соответствовало расчётным режимам теплопотребления, а тепловые сети, проложенные без теплоизоляции, прокорродировали и не обеспечивали требуемых гидравлических режимов эксплуатации. В результате при понижении температуры наружного воздуха ниже −5°C температура воздуха в жилых домах понижалась до 10°C. В 2011 году была выполнена реконструкция системы теплоснабжения посёлка Розового [12]. На скважине 4Т был установлен бак разрыва струи и автоматизированная насосная станция. В центральном тепловом пункте (ЦТП), построенном в центре посёлка (рис. 5), были установлены пластинчатые теплообменники для подключения систем отопления многоквартирных и одноквартирных домов по независимой схеме. Третьим мероприятием для восстановления упругой энергии геотермального пласта было сооружение на крыше здания ЦТП гелиоустановки с расчётной мощностью 115 кВт (144 м²) для горячего водоснабжения МКД в летнее время, что позволило в межотопительный период вывести из эксплуатации скважину 4Т [13].
В Отрадненском районе разведано и в 1983–1986 годах разбурено десять скважин трёх геотермальных месторождений (Отрадненское, Приурупская площадь, Попутненское). Отрадненское месторождение имеет шесть скважин глубиной 2 км с дебитами каждой 2000 м³/сут., минерализацией до 2 г/л, температурой на устье 100°C. Три скважины используются для отопления зданий и подогрева плавательного бассейна. Одна скважина 4Т пробурена на территории центральной районной больницы (ЦРБ) рядом с газовой котельной. По заключению Пятигорского института курортологии и физиотерапии вода данной скважины рекомендована для лечения ряда заболеваний. Повышение содержание в скважине 4Т фенола может быть устранено спецобработкой призабойной зоны. Две геотермальные скважины Приурупской площади пробурены в самой станице Отрадной и имеют аналогичные характеристики.
Попутненское месторождение в станице Попутной разбурено четырьмя скважинами глубиной 2,0–2,3 км (до 2 г/л, температура на устье 95–115°C).
В Апшеронском районе на ДагестаноКурджипском геотермальном месторождении пробурено три скважины глубиной 2,1–2,3 км с дебитами 600–1100 м³/сут. с температурой на устье 81°C и минерализацией 0,9 г/л. В 18 км от Армавира у станицы Советской на Южно-Советском месторождении пробурена одна скважина.
На территории Краснодарского края в советское время пробурены тысячи нефтяных и газовых скважин, значительная часть которых может быть восстановлена для геотермального теплоснабжения [14]. В центре региона в Усть-Лабинском районе в 1970-е годы трестом «Краснодарнефтегазразведка» были пробурены 35 скважин глубиной 3,4–3,5 км. Установлено, что данный район имеет особое тектоническое строение и аномально высокий тепловой режим. На разных глубинах опробованы термальные воды температурой до 120°C и минерализацией до 20 г/л с промышленным содержанием йода и брома. Каждый кубометр такой воды содержал 1,0–1,5 м³ метана. В 1987 году институт «ВНИПИтермнефть» (Краснодар) разработал предложения по использованию этих геотермальных вод [14]. В 1990 году московский институт ЦНИИЭПИО подготовил обоснование по строительству геотермальной системы теплоснабжения города Усть-Лабинска. В 2003-м институт «Кавказпроект» (город Ессентуки) разработал техникоэкономическое обоснование геологической изученности Усть-Лабинского геотермального месторождения [15], а в 2005 году фирма «Геотерм-М» (Москва) разработала бизнес-план геотермального электро(2 МВт) и теплоснабжения (42 МВт) Усть-Лабинска с закрытием всех существующих котельных [7].
Одним из направлений использования геотермальной воды является бальнеолечение. Вода каждой геотермальной скважины Кубани в обязательном порядке обследовалась в Пятигорском институте курортологии, который определял её химический и газовый состав и рекомендовал для лечения определённых болезней. В СССР работали 3500 геотермальных курортов и 5000 реабилитационных центров. По инициативе В. С. Котова институт «КраснодарНИПИнефть» в 1970 году обосновал целесообразность разбуривания Краснодарского месторождения йодо-бромных вод [16]. В 1977 году были пробурены девять скважин глубиной 1,3–1,9 км с дебитами 130–190 м³/сут. с температурой на устье 30–45°C и минерализацией 30–55 г/л [17]. На базе этого месторождения в 1977 году была построена Краснодарская бальнеолечебница.
Йодо-бромная термальная вода применяется также в санатории «Лаба» в Лабинске в бальнеолечебнице «Приазовье» в Славянске-на-Кубани, в санатории «Приволенские воды» Каневского района, в санатории «Минеральный» города Хадыженска. На основе термальных вод караган-чокракских горизонтов работает бальнеолечебница в селе Великовечном Белореченского района: дебит — 250–300 м³/сут., температура на устье — 50–68°C, глубина скважины — 2,3–2,7 км. Неподалёку от хутора Кубанский Белореченского района на месте бывшего советского санатория «Солнечный» ведётся строительство бальнеологического комплекса «Термы». На основе сероводородной термальной воды работает бальнеологический курорт «Мацеста» в Сочи.
В Мостовском районе взамен обанкротившегося тепличного комплекса геотермальные воды используются в бассейнах баз отдыха «Жемчужина предгорья», «Коралл Family», «Хуторок», «Анастасия», «Аква-Вита», «Жень-Шень», «Старая мельница», санатория HotelSPARasputin. В станице Ярославской Мостовского района на Ново-Ярославском геотермальном месторождении построены спа-курорт «Кремневые термы», термальный парк «Золотая рыбка». В станице Упорной Лабинского района работает геотермальная база отдыха «Тавуш». В станице Каланджинской Лабинского района построена бальнеолечебница. В центре станицы Отрадной работает «Термопарк». В Апшеронском районе на термальной скважине «Гуамское ущелье» работает турбаза «Водолей». В Темрюкском районе на берегу Азовского моря на хуторе Кучугуры построена база отдыха «Термопарк» с тремя термальными бассейнами разной температуры. В Отрадненском районе между станицами Удобной и Передовой построен уникальный региональный геотермальный бальнеологический комплекс «Медуница», в котором имеется целебные йодобромные, сероводородные, гидрокарбонатно-натриевые, сульфидные, азотнокремниевые термальные воды.
Ещё одним перспективным направлением использование термальных вод является извлечение из них редких химических элементов. По инициативе В. С. Котова в 1975 году было разведано и разбурено 66 скважин на Троицком геотермальном йодобромном месторождении в Крымском районе. Глубина скважин 1,8–2,0 км, разрабатывался меотисский горизонт, дебит каждой скважины составляет 300 м³/ сут., температура на устье — 50–60°C, минерализация — 60–70 г/л, годовая добыча — 3,6 млн м³. На их основе в 1987 году был построен Троицкий йодный завод — единственный в России производитель кристаллического йода. Он успешно работал до отзыва лицензии в 2015 году на разработку месторождения.
Специфика геотермальной энергии состоит в том, что экономически целесообразное её использование обеспечивается при комплексном освоении теплового потенциала для обогрева, непосредственном использовании в бассейнах и бальнеолечении, извлечении редких химических элементов. В последние годы руководство федеральных органов власти и руководство Краснодарского края перестали заниматься использованием геотермальной энергии. Единственный в регионе владелец лицензии на разработку геотермальных месторождений — ООО «Нефтегазгеотерм» в посёлке Мостовском, являясь номинальной структурой Газпрома РФ, по существу проедает советский геотермальный капитал. Финансовый разрыв между назначенной им стоимости термальной воды в кубометрах без учёта её температурного потенциала и жёсткий контроль Региональной энергетической комиссии (РЭК) Краснодарского края приводит к банкротству организаций геотермального теплоснабжения. Массовый опыт строительства частных плавательных бассейнов на термальных водах показывает востребованность этого вида ресурса. По опыту других стран эффективность геотермального теплоснабжения обеспечивается при строительстве таких комплексов, как в городе Эрдинге в 50 км от Мюнхена в Баварии (Германия). Там на базе трёх геотермальных скважин построен комплекс с несколькими плавательными бассейнами, городской централизованной системой отопления, очисткой геотермальной воды для холодного водоснабжения, курортного спа-комплекса.
Выводы
1. Краснодарский край является третьим в России по объёмам добычи геотермальных вод и четвёртым по их подтверждённым запасам — разведано 18 геотермальных месторождений, на которых пробурено 74 скважины с общей суммарной потенциальной мощностью 250 МВт. Максимальная достигнутая годовая добыча геотермальной воды составляет 8,5 млн м³. Стоимость только бурения этих скважин составляет более 3 млрд руб.
2. Переход России с плановой на рыночную экономику привёл к стагнации развития геотермии. Новые скважины не бурятся, объёмы добычи геотермальной воды на существующих месторождениях снижаются, системы геотермального теплоснабжения не обновляются и меняются на газовое отопление. В то же время намечается тренд массового строительства термальных курортов с плавательными бассейнами и бальнеолечебницами.
3. Перспективы геотермии Кубани — в их комплексном использовании с сооружением по европейскому опыту масштабных комбинированных систем теплоснабжения и термальных курортов.
