Мутновское месторождение парогидротерм: анализ результатов многолетней эксплуатации
- Спектор С.В., Чернев И.И., Красников Р.В.
DOI: 10.53085/0034-026X_2025_2_66
УДК 556.3
Описана гидрогеотермическая модель Мутновского месторождения. Приведены фактические данные и проанализированы результаты 18-летней эксплуатации Мутновского месторождения парогидротерм. Показаны изменения дебита и энергетических параметров теплоносителя, пластовых температур и давлений, химического состава. Охарактеризованы термодинамические особенности работы продуктивных скважин и причины снижения их производительности.
Ключевые слова: месторождение парогидротерм, геотермальный резервуар, гидрогеотермическая модель, пароводяная смесь, Мутновское месторождение.
Введение
Мутновское месторождение парогидротерм является крупнейшим из разведанных высокотемпературных геотермальных месторождений в России. Оно расположено на Камчатке, в 60 км к юго-западу от г. Петропавловск-Камчатский, у северного подножья Мутновского вулкана. Месторождение было разведано в 1980-е годы, а запасы впервые утверждены в 1987 г. На Мутновском месторождении выделены несколько участков, запасы по которым утверждались раздельно, в том числе освоенные в настоящее время Дачный и Верхне-Мутновский. Деление на участки является условным и отражает лишь очередность его освоения. Эксплуатация Мутновского месторождения началась в конце 1999 г., когда была запущена ВМГеоЭС установленной мощностью 12 МВт на Верхне-Мутновском участке. С октября 2002 г. введена в эксплуатацию МГеоЭС-1 установленной мощностью 50 МВт на Дачном участке, так что суммарная мощность ГеоЭС на Мутновском месторождении составила 62 МВТ. На начальном этапе эксплуатации шла наладка и отработка оптимального режима эксплуатации турбогенераторов, а продуктивные скважины поочередно вводились в эксплуатацию. К 2006 г. обе геотермальные станции вышли на номинальную мощность. По результатам начального периода эксплуатации запасы ПВС (пароводяной смеси) Мутновского месторождения были переоценены и утверждены в 2017 г. сроком на 10 лет по кат. В+С1+С2 в количестве 946 кг/с, из них 226 кг/с пара. Таким образом, в 2027 г. истекает срок действия утвержденных запасов и анализ результатов многолетней эксплуатации Мутновского месторождения, представленный ниже, становится весьма актуальным. В настоящее время Мутновские ГеоЭС покрывают 20–25 % потребления электроэнергии в Центральном энергоузле Камчатского края и являются важным источником энергоснабжения Петропавловск-Камчатской городской агломерации.
В работе использованы материалы Росгеолфонда — отчет Спектора С.В и других «Геологическое доизучение и подсчет эксплуатационных запасов подземных вод Мутновского месторождения парогидротерм», 2016.
Гидрогеотермическая модель Мутновского месторождения
Мутновское месторождение парогидротерм контролируется тектоническими нарушениями северного-северо-восточного простирания, протягивается полосой 1,5–2,5 км в поперечнике и протяженностью свыше 8 км от Мутновского до Древне-Жировского вулкана. Месторождение приурочено к толще вулканогенных пород от палеогенового до четвертичного возраста (рис. 1) и представляет собой единую гидравлически связанную систему не стратифицируемых водоносных зон тектонической трещиноватости [3].
Рис. 1. Схематический геолого-геотермический разрез Мутновского месторождения: 1–5 — водоносные зоны трещиноватости вулканитов (1 — плейстоценовых, 2 — верхнемиоцен-плейстоценовых, 3 — олигоцен-миоценовых, 4 — плиоценовых интрузий, 5 — миоценовых интрузий); 6 — изотермы; 7 — зоны притока геотермального флюида
В верхней части разреза распространены холодные и слаботермальные подземные воды, их мощность от первых десятков метров в центре месторождения до нескольких сотен метров на периферии. В нижней части, в вулканитах олигоцен-плиоценового возраста, локализован собственно геотермальный резервуар. Его кровля залегает на глубинах от 100–200 м на участке поверхностной разгрузки парогидротерм до 800–1000 м на остальной части месторождения. От вышележащих холодных вод геотермальный резервуар отделен водоупором, представленным слабопроницаемыми гидротермально измененными породами. Нижняя граница геотермального резервуара не установлена и находится глубже 2,2 км.
Геотермальный флюид циркулирует в трещинных проницаемых зонах, приуроченных к крутопадающим тектоническим нарушениям. Пластовые гидродинамические условия характеризуются аномально низкими пластовыми давлениями, соответствующими абсолютным отметкам уровня подземных вод 0–300 м (глубина уровня 500–800 м). Наиболее продуктивные зоны вскрываются добычными скважинами на абсолютных отметках от 0 до –1000 м, что примерно соответствует глубинам 800–1800 м. Температура в продуктивной части геотермального резервуара составляет 240–300 °С.
Источником теплового питания Мутновского месторождения является магматический очаг, залегающий в пределах площади месторождения на глубинах свыше 4–5 км, что подтверждается геофизическими данными [1]. Область водного питания подземных вод — горное обрамление месторождения с абсолютными отметками до 1500–2000 м. Основным источником формирования естественных водных и тепловых ресурсов Мутновского месторождения является восходящий поток геотермального флюида, обусловленный разностью абсолютных отметок уровней холодных подземных вод в области питания и перегретых вод в зоне разгрузки: холодные подземные воды по разломным зонам поступают к магматическому очагу, где нагреваются и в виде восходящего потока перегретых вод поступают в геотермальный резервуар Мутновского месторождения.
Геотермальный флюид на большей части площади находится в однофазном состоянии в виде перегретых вод, за исключением области разгрузки парогидротерм в центральной части месторождения, где в интервале глубин 100–800 м в результате снижения давления происходит вскипание и формируется так называемая пароконденсатная зона с двухфазным состоянием теплоносителя.
Химический состав перегретых вод геотермального резервуара характеризуется хлоридно-натриевым и сульфатно-хлоридным натриевым составом, минерализацией 1,2–2,5 г/л, нейтральной или слабо щелочной реакцией. Основными химическими показателями глубинных высокотемпературных процессов являются кремнекислота, содержание которой колеблется в пределах 400–700 мг/л (максимальное до 1300 г/л) и хлор-ион с содержанием 200–400 мг/л. Изотопный состав подземных вод (–13‰ < δO18 < –18 ‰ и –106 ‰ < δD < –125 ‰) указывает на их метеорное происхождение и имеет сходство с изотопным составом ледников Мутновского вулкана [2].
Конструкция термоводозабора
Добыча теплоносителя на Мутновском месторождении осуществляется термоводозабором, состоящим из скважин продуктивного поля, количество которых довольно постоянно и в ходе эксплуатации меняется в пределах от 15 до 17 скважин (рис. 2). Месторождение эксплуатируется фонтанным способом за счет парлифта ПВС при избыточных устьевых давлениях, превышающих 0,6 МПа. Теплоноситель используется для выработки электроэнергии на двух геотермальных станциях: Мутновской и Верхне-Мутновской ГеоЭС. При установленной суммарной мощности ГеоЭС 62 МВт, фактически вырабатываемая мощность определяется необходимостью для потребителей электроэнергии Камчатского края и составляет 48–52 МВт.
Рис. 2. Схема расположения скважин продуктивного поля Мутновского месторождения
ПВС из добычных (эксплуатационных) скважин подается по продуктивным трубопроводам к сепараторам, расположенным на площадке ГеоЭС. Там происходит разделение ПВС на пар и воду, после чего пар направляется на турбины ГеоЭС. Сепарат с помощью насосов направляется по трубопроводам к скважинам реинжекции и закачивается в недра.
Глубина добычных скважин составляет 800–2200 м, фильтры в скважинах пароконденсатной зоны установлены в интервалах 300–900 м,
в скважинах, вскрывающих перегретые воды — в интервалах 1000–2200 м.
Дебиты ПВС наиболее продуктивных скважин составляют 40–60 кг/с, в том числе пара 12–16 кг/с, наименее продуктивных — 15–20 кг/с, в том числе пара 2–4 кг/с. Рабочие устьевые давления продуктивных скважин находятся в пределах 0,68–0,98 МПа (с учетом атмосферного давления) и регулируются принудительно в зависимости от величины расхода ПВС и потерь давления в трубопроводах системы сбора и транспортировки теплоносителя.
Изменение продуктивности геотермального резервуара
Cуммарный среднегодовой дебит ПВС за период эксплуатации с 2006 г., когда ГеоЭС вышли на оптимальную мощность, по настоящее время колебался в пределах 415–514 кг/с, в том числе 100–132 кг/с насыщенного пара (рис. 3). Период колебания суммарного дебита составляет примерно 4 года и связан с выводом из эксплуатации добычных скважин, существенно снизивших свою продуктивность, и вводом в эксплуатацию вновь пробуренных. Причины снижения продуктивности рассмотрены ниже.
Рис. 3. Изменение суммарного среднегодового дебита ПВС и пара за период эксплуатации
Средняя многолетняя величина дебита ПВС по Мутновскому месторождению за период 2006–2024 гг. составила 465 кг/с, в том числе пара 120 кг/с. Средняя величина дебита ПВС за последние 3 года составила 468 кг/с, в том числе пара 122 кг/с, что соответствует среднемноголетнему дебиту и свидетельствует об устойчивой величине добычи в настоящее время. Как среднемноголетняя, так и текущая добыча на месторождении близка к величине запасов кат. В, утвержденных ГКЗ в 2017 г. в количестве 474 кг/с ПВС, в том числе 126 кг/с пара при среднем рабочем устьевом давлении 0,7 МПа. Средневзвешенное паросодержание теплоносителя в целом по месторождению за период эксплуатации практически не менялось и составляло 26 % при среднем рабочем устьевом давлении 0,7 МПа, что соответствует энтальпии теплоносителя 1234 кДж/кг.
Энтальпия и паросодержание теплоносителя при рабочих давлениях на поверхности зависит от его состояния в пластовых условиях. Теплоноситель, выводимый скважинами из однофазной зоны перегретых вод, имеет энтальпию свыше 1000–1600 кДж/кг, что соответствует содержанию 14–35 % сухого пара при рабочих устьевых давлениях. Теплоноситель, выводимый скважинами из двухфазной пароконденсатной зоны, имеет энтальпию, превышающую 2000 кДж/кг и паросодержание до 70–90 %. Со временем дебит и энтальпия выводимого скважинами теплоносителя снижается, что объясняется термодинамическими особенностями работы каждой скважины.
Термодинамические особенности работы добычных скважин
Снижение дебита ПВС и устьевого давления, вплоть до прекращения работы скважин, происходит за счет образующихся в стволе и прискважинной зоне трещиноватого коллектора отложений солей кремнекислоты, хлорида и сульфата натрия. Если солеотложение происходит только в стволе скважины, то после разбуривания соляных пробок и воздействия на нее с помощью компрессора высокого давления часть скважин восстанавливают свою продуктивность. Если солеотложение существенно затронуло продуктивные зоны геотермального резервуара, то мероприятия по восстановлению продуктивности не дают существенных результатов. В этом случае скважины выводятся из эксплуатации и заменяются вновь пробуренными. Солеотложение происходит главным образом при кипении ПВС, поэтому в скважинах, вскрывающих пароконденсатную зону и в скважинах, вскрывающих перегретые воды, оно может происходить по-разному.
В скважинах, вскрывающих пароконденсатную зону, солеотложение происходит преимущественно в эксплуатационной колонне и на устье скважины. Так, например, продуктивная скважина 016 глубиной 832 м, вскрывающая пароконденсатную зону и продуцирующая почти чистый пар (паросодержание ПВС свыше 80 %), через 4 года после ввода в эксплуатацию начала снижать дебит ПВС (рис. 4). С 2006 по 2010 г. дебит снизился с 15 до 9,5 кг/с. Обследование показало значительное сужение ствола скважины от забоя до устья из-за минеральных отложений на стенке обсадной колонны (рис. 5). После разбуривания соляных отложений и прокачки компрессором в 2012 г. дебит восстановился до первоначальных значений, а паросодержание достигло 90 %. После нескольких лет устойчивой работы, в результате повторного солеотложения, дебит опять начал снижаться и к настоящему времени достиг 10 кг/с ПВС, а паросодержание снизилось до 63 %.
Рис. 4. Изменение среднегодового дебита ПВС и пара скважины 016
Рис. 5. Минеральные отложения в устье скважины 016
В скважинах, вскрывающих однофазную зону перегретых вод, кипение и вызванное им солеотложение происходит, как и в скважинах пароконденсатной зоны, в стволе (рис. 6), если приток теплоносителя к скважине, определяемый проницаемостью коллектора и градиентом давлений, соответствует пропускной способности скважины при ее работе в режиме парлифта. Однако, если проницаемость коллектора не обеспечивает достаточный приток перегретых вод к скважине для ее работы в этом режиме, происходит снижение уровня кипения вплоть до интервалов притока и солеотложение происходит уже в коллекторе. На устье скважины в начальный период это проявляется снижением дебита и повышенной энтальпией по сравнению с расчетной (соответствующей энтальпии воды при пластовой температуре) за счет получения дополнительного тепла при кипении в трещиноватом коллекторе. В этом случае, в результате съема тепла пород кипением, на термограммах ствола скважины фиксируется существенное локальное снижение температуры в интервале фильтров.
Рис. 6. Минеральные отложения в стволе эксплуатационной скважины 013
Со временем, из-за снижения проницаемости коллектора, приток теплоносителя к скважине и дебит на поверхности продолжают уменьшаться, уровень кипения поднимается обратно в эксплуатационную колонну, а энтальпия начинает снижаться. Так, например, скважина Гео-6 глубиной 2012 м, вскрывающая однофазную зону перегретых вод, в начале эксплуатации в 2020 г. продуцировала ПВС с расходом 21 кг/с и паросодержанием 26 % при устьевом давлении 0,64 МПа, что соответствует энтальпии 1253 кДж/кг. Через два года эксплуатации началось постепенное снижение дебита и увеличение энтальпии — в 2024 г. скважина производила 18,6 кг/с ПВС с паросодержанием 41 % при давлении 0,69 МПа, что соответствует энтальпии 1570 кДж/кг. В то же время, при максимально зарегистрированной на этом участке температуре пласта около 280 °С, расчетная энтальпия не должна быть выше 1240 кДж/кг. Существенное превышение измеренной энтальпии теплоносителя (на 330 кДж/кг) по сравнению с расчетной величиной и характерный спад температур в зоне притока теплоносителя свидетельствуют о кипении перегретого флюида в коллекторе. Оно подтверждается термограммой ствола скважины Гео-6, которая показывает рост температуры от устья к забою с 236 °С до 266 °С с выраженным спадом в интервале фильтров до 225 °С (рис. 7) за счет отбора тепла пород при кипении. В дальнейшем по скважине Гео-6 прогнозируется снижение производительности в результате дальнейшего процесса солеотложения в трещиноватом коллекторе и снижения проницаемости в прискважинной зоне. Похожие термодинамические процессы, приводящие к снижению продуктивности, наблюдаются и в других добычных скважинах, вскрывающих однофазную зону перегретых вод.
Рис. 7. Термограмма ствола скважины Гео-6, 2024 г.
Пластовое давление и температура
Пластовое давление и температура в настоящее время измеряются только в эксплуатационных скважинах для оценки технического состояния ствола и прискважинной зоны. Они зависят от времени выстойки и режима работы скважины перед замером и из-за сложности учета всех режимообразующих факторов непригодны для описания состояния геотермального резервуара в целом. Для оценки изменения пластового давления и температуры в геотермальном резервуаре под влиянием эксплуатации с 2005 по 2017 г., когда велись режимные наблюдения, рассмотрены данные измерений в наблюдательных скважинах 012 глубиной 1980 м и 03 глубиной 1980 м. За время наблюдений снижение пластового давления по скважине 012 составило 6 бар или около 8 % от величины первоначального давления. При этом пластовая температура оставалась постоянной, около 250 °С. Как показывает график изменения пластового давления (рис. 8), скорость его снижения в скв. 012 постоянно уменьшалась, а к 2017 г. стабилизировалась. Аналогичным образом снижалось давление в наблюдательной скважине 03, расположенной в центральной части продуктивного участка, измерения в которой велись до 2014 г.
Рис. 8. Изменение пластовых давлений по данным наблюдательных скважин 03 и 012
Химический состав теплоносителя
Химический состав теплоносителя и его изменения оценены по результатам регулярных химических анализов отсепарированной воды на устье добычных скважин. По всем изученным компонентам, в том числе по минерализации, хлор-иону и кремнекислоте, основными химическими показателями глубинных высокотемпературных процессов в геотермальном резервуаре установлено, что за время эксплуатации химический состав теплоносителя не претерпел существенных изменений. Так, в скважине ГК-1 глубиной 1523 м, расположенной в пределах основного продуктивного поля и эксплуатируемой с 2002 г. по настоящее время, минерализация колебалась в пределах 1,2–1,5 г/л, содержание хлор-иона 150–250 мг/л, кремнекислоты 450–650 мг/л без какого-либо определенного тренда (рис. 9). Колебания значений показателей химического состава носят случайный характер и обусловлены разной степенью сепарации ПВС при опробовании. Аналогичным образом вели себя показатели химического состава ПВС в других добычных скважинах.
Рис. 9. График изменения химического состава отсепарированной воды скважины ГК-1
Заключение
1. Средняя многолетняя величина дебита ПВС на Мутновском месторождении стабильна и составила за период 2006–2024 гг. 465 кг/с, в том числе пара 120 кг/с, что достаточно для обеспечения установленной мощности ГеоЭС. Отклонения среднегодовой величины дебита от среднемноголетней находятся в пределах 10 % и происходят с периодичностью около 4 лет, соответствующей выводу из эксплуатации снизивших свою производительность старых добычных скважин и вводу новых.
2. Дебит и энтальпия теплоносителя, добываемого отдельными скважинами, со временем может снижаться, что объясняется образованием минеральных отложений в стволе скважин и трещиноватом коллекторе в результате вскипания перегретых вод. При этом на месторождении в целом энергетические характеристики теплоносителя в течение срока эксплуатации остаются стабильными.
3. Наблюдениями, которые велись до 2017 г., установлена стабилизация пластовых давлений и температур в наблюдательных скважинах, что позволяет предполагать режим фильтрации, близкий к стационарному. Неизменность химического состава ПВС за все время эксплуатации также подтверждает стабильность геотермических условий в геотермальном резервуаре.
4. Постоянство дебита и энергетических характеристик теплоносителя, пластового давления и температуры в геотермальном резервуаре, а также химического состава теплоносителя позволяют предполагать, что величина добычи ПВС соответствует расходу восходящего потока геотермального флюида, формирующего естественные геотермальные ресурсы Мутновского месторождения. Анализ результатов многолетней эксплуатации подтверждает выполненную ранее оценку запасов теплоносителя Мутновского месторождения, утвержденную Государственной комиссией по запасам (ФБУ ГКЗ) в 2017 г.
ЛИТЕРАТУРА
1. Нурмухамедов, А.Г. Трехмерная геоэлектрическая модель Мутновского месторождения парогидротерм / А.Г. Нурмухамедов, И.И. Чернев, Д.А. Алексеев, А.Г. Яковлев // Вулканология и сейсмология. — 2021. — № 1. — С. 40–56.
2. Поляков, А.Ю. Исследования изотопного состава воды в Мутновском геотермальном районе (вулкан, месторождение, Нижне-Жировской источник, Родниковый), влияние фазового фракционирования / А.Ю. Поляков, А.В. Кирюхин, П.О. Воронин, О.О. Усачева // Труды научной конференции «Вулканизм и связанные с ним процессы» ИВиС ДВО РАН. — 2016. — С. 416–424.
3. Чернев, И.И. Мутновское геотермальное месторождение: результаты эксплуатации, мониторинг основных параметров, оценка влияния реинжекции на добычные скважины / И.И. Чернев // Труды Первого международного полевого Курило-Камчатского семинара «Геотермальные и минеральные ресурсы областей современного вулканизма». — 2005. — С. 106–116.
© Спектор С.В., Чернев И.И., Красников Р.В., 2025
