Одним из таких решений является перепрофилирование истощающихся нефтяных месторождений. Объекты, ранее использовавшиеся для добычи углеводородов, могут стать основой для создания центров возобновляемой энергетики, комплексов хранения энергии и экологических парков. 

Рассмотрим, как это возможно, какие технологии применяются, а также изучим мировой опыт в этой области и спросим мнение экспертов!

Технологии перепрофилирования истощённых скважин

Для начала отметим, что пустующие нефтяные скважины и прилегающие к ним территории обладают большим потенциалом для внедрения современных технологий. 

Сегодня на их базе можно развернуть следующие проекты:

• Геотермальные электростанции

Геотермальная энергия — это один из самых перспективных способов использования истощённых скважин. Глубокие нефтяные скважины могут быть переоборудованы для извлечения тепла из недр земли. Это тепло используется для выработки электроэнергии и отопления. 

• Заводы зелёного водорода

Попутная вода, извлекаемая из скважин, способна стать ресурсом для производства зелёного водорода — экологически чистого топлива. Его получают методом электролиза воды с использованием возобновляемых источников энергии (солнца и ветра), при котором не выделяется углекислый газ.

• Хранилища энергии

Подземные резервуары, ранее использовавшиеся для хранения нефти, могут быть адаптированы для хранения энергии. Например:

1. Сжатый воздух: им заполняют резервуары, а затем используют для вращения турбин.
2. Водород: подземные хранилища могут служить для хранения зелёного водорода, произведённого с использованием возобновляемых источников энергии.

• Центры улавливания углерода (CCUS)

Пустые нефтяные пласты идеально подходят для закачки и долгосрочного хранения углекислого газа, что позволяет сократить выбросы CO₂ в атмосферу и бороться с изменением климата.

• Солнечные и ветровые парки

Это, пожалуй, один из самых простых и очевидных способов перепрофилирования месторождений. На свободных земельных участках, ранее занятых инфраструктурой нефтедобычи, можно установить солнечные панели и ветряные турбины для производства возобновляемой энергии.

Экологические и социальные направления использования выработанных месторождений

Помимо промышленных объектов, перепрофилирование открывает возможности для реализации экологических и социальных инициатив.

• Рыбоводные хозяйства и аквапоника

Очищенная пластовая вода, ранее считавшаяся отходом нефтедобычи, может быть использована для разведения рыбы. Такие проекты способствуют развитию локального сельского хозяйства и созданию рабочих мест.

• Экотехнопарки

На территориях бывших месторождений можно организовать комплексы по переработке промышленных отходов и рекультивации нарушенных земель.

Международная практика: США, Европа, Китай и Колумбия

Лидерами в области перепрофилирования истощённых нефтяных месторождений сегодня являются США, страны Европы, Китай и Колумбия. И в Штатах зачастую рассматривают изжившие себя объекты в качестве возможных источников энергии, то колумбийцы делают упор на производство экологичного топлива.

США: энергия для городов и отопление

Стоит отметить, что на сегодняшний день в Штатах насчитывается более 2 миллионов истощённых или заброшенных скважин. Некоторые из них уже успели обрести «вторую жизнь». 

Так, в Колорадо компания Gradient Geothermal успешно использует старые нефтяные месторождения для производства чистой энергии. В частности, компании удалось успешно перепрофилировать скважину глубиной 2,7 км. Она обеспечивала 98% горячей воды и всего 2% нефти, что позволило использовать её для питания города Пирс чистой энергией.

А вот в штате Оклахома в рамках проекта Tuttle нефтяные резервуары были переоборудованы для прямого геотермального отопления зданий.

Европа: программа TRANSGEO и теплосети

В Центральной Европе действует масштабная инициатива по модернизации старых промыслов. 

Так, в рамках проекта TRANSGEO (Германия и Австрия) заброшенные скважины превращают в замкнутые геотермальные системы (коаксиальные теплообменники). Жидкость циркулирует внутри старой трубы, забирает тепло земной коры и обогревает близлежащие коммуны без подъёма пластовой воды на поверхность. 

Итальянцы также не остались в стороне: на истощённых месторождениях в регионе Пьемонт (проект в Роментино) углеводородные скважины перестраивают под нужды районных сетей централизованного теплоснабжения.

Китай: масштабное внедрение технологий

Активно развивает геотермальную энергетику и Поднебесная: предприимчивые китайцы используют истощённые нефтяные скважины для отопления городов и производства электроэнергии. Одними из ярких примеров таких усилий являются проекты, реализуемые на нефтяных месторождениях Шэнли и Либэй.

Шэнли (Shengli Oilfield), расположенное в провинции Шаньдун, является крупнейшим нефтяным месторождением Китая. Оператором выступает компания Sinopec, которая реализовала более 50 проектов по утилизации тепла попутно добываемой воды. 

Нефтяное месторождение Либэй расположено на северо-востоке Китая. Учёные разработали и внедрили на объекте систему замкнутого цикла, основанную на использовании высокотемпературных истощённых залежей. Это позволило китайцам эффективно извлекать геотермальное тепло без бурения новых глубоких скважин.

Колумбия: инновации в области водородной энергетики

Колумбия, в свою очередь, использует попутную воду и возобновляемые источники энергии для производства зелёного водорода на базах старых нефтяных месторождений.

Крупнейшая национальная нефтегазовая компания Ecopetrol совместно с бразильской Petrobras прорабатывает запуск передовых водородных инициатив. Колумбийцы реализуют масштабную стратегию трансформации под названием «Энергия, которая трансформирует» (Energía que transforma: традиционные нефтегазовые активы и инфраструктура месторождений поэтапно перепрофилируются под задачи зелёной энергетики и производства водорода.

К 2030 году страна планирует установить от 1 до 3 гигаватт мощностей электролиза для выпуска экологически чистого топлива!

Российский опыт: от Махачкалы до Западной Сибири

В СССР и современной России технология переоборудования нефтяных скважин в геотермальные зародилась на Северном Кавказе: первой в мире практической реализацией этого метода стала модернизация нефтяной скважины № 160 в Махачкале (Дагестан) в 1951 году для отопления городских кварталов.

Советская и российская инженерные школы создали уникальные технологические подходы, обусловленные огромным фондом выработанных и законсервированных скважин в Чечне, Дагестане, Тюменской области и Поволжье. 

Кизляр и Махачкала — пионеры отрасли. Созданное в СССР НПО «Союзбургеотермия» реконструировало десятки нефтяных скважин. Сегодня в Кизляре геотермальные системы (включая бывшие нефтяные объекты) обеспечивают отоплением и горячей водой более 10% жилого фонда города.

Позже подобные проекты начали реализовывать и в Чеченской Республике, а именно на Ханкальском месторождении. В регионе велась масштабная работа по оценке заброшенных нефтяных скважин для создания бинарных электростанций и отопления тепличных хозяйств.

Тенденция не обошла стороной и Западную Сибирь: в Тюменской и Томской областях сосредоточены десятки тысяч законсервированных разведочных скважин советского периода. В настоящее время российские институты (например, Институты нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН) разрабатывают комплексные методики их перевода в геотермальные узлы для обогрева вахтовых посёлков и попутного извлечения дефицитного лития из йодобромных геотермальных вод.

Дмитрий Говоров, генеральный директор «АСТ Плюс»

— В мировой практике базовый принцип заключается в том, что расходы на ликвидацию и восстановление территории несёт оператор месторождения. Обычно будущие затраты учитываются заранее через финансовые резервы, гарантии или страховые механизмы.

В России обязательства по ликвидации и консервации также сохраняются за пользователем недр, в том числе после прекращения права пользования участком, вплоть до полного выполнения необходимых работ.

Государству приходится подключаться в случаях с бесхозяйными и исторически накопленными объектами, где ответственный собственник уже отсутствует.

Называть единый процент истощённых месторождений в России было бы некорректно. Месторождение не становится выработанным одномоментно. Часть пластов может быть истощена, а другая сохранять запасы. При этом прекращение добычи не всегда связано с геологией. 

В текущей экономической обстановке некоторые объекты и инвестиционные проекты приостанавливают или консервируют из-за стоимости финансирования, изменения планов инвесторов, спроса или экономики добычи. Поэтому замороженное месторождение нельзя автоматически считать истощённым и готовым для переоборудования.

Оценивать потенциал «второй жизни» нужно по состоянию наземной инфраструктуры, доступу к энергетике, дорогам, близости промышленного потребителя и стоимости приведения площадки в безопасное состояние. Это и есть настоящий актив подобных месторождений. 

Ликвидация старого месторождения и создание нового — это разные деньги, сроки и ответственность. Ценность истощённого месторождения часто не в том, что осталось под землёй, а в том, что есть на поверхности. Это позволяет привлекать инвесторов не на пустое место, а на уже обустроенную базу для новых производств или дата-центров. Главный актив оказывается вокруг, а не в недрах.

Чтобы повторное использование месторождения было выгодным, нужна понятная финансовая модель. Поддержкой могут стать софинансирование обследования и модернизации инфраструктуры, налоговые льготы, льготное долгосрочное финансирование и гарантированный заказ на будущую услугу. Например, на хранение определённого объёма CO₂ или поставку тепловой энергии.

Отдельно необходимо закрепить правила распределения долгосрочной ответственности. Инвестор должен понимать, сколько лет он контролирует объект, какие требования обязан выполнять и при каких условиях может передать его государству или профильному оператору. Без понятного источника дохода и конечной точки ответственности старое месторождение становится дорогим обязательством.

К слову, я бы не противопоставлял возобновляемую энергетику климатическим проектам. Выбор зависит от того, какой потребитель находится рядом и какую часть существующей инфраструктуры действительно можно использовать.

В Московской области уже работают коммерческие, складские и производственные объекты с отоплением на базе геотермальных тепловых насосов. Это не переделанные нефтяные скважины. Сам факт их эксплуатации в Центральной России показывает, что получение тепла из грунта не ограничивается южными или вулканически активными регионами.

Для бывших месторождений наиболее реалистичным может быть не производство электроэнергии, а обеспечение теплом расположенного рядом потребителя: производственного комплекса, теплиц, складов, ремонтной базы или жилой инфраструктуры. Там, где сохранились мощные электросети и подстанции, площадка может стать основой энергетического или промышленного кластера.

В перспективе на таких территориях можно разместить объекты с высоким энергопотреблением: центры обработки данных, зарядная инфраструктура для промышленного и грузового электротранспорта, автоматизированные склады или новые производственные площадки. Но это имеет смысл только при наличии устойчивой генерации, сетевой мощности, связи и транспортной доступности.

Хранение CO₂ логичнее рассматривать рядом с крупными источниками выбросов — предприятиями химии, металлургии, производства удобрений или цемента. Геотермальное тепло — там, где поблизости есть постоянный потребитель. Универсального решения для всех месторождений не существует.

С точки зрения промышленной логистики повторное использование площадки всё равно означает строительство нового объекта. Потребуются обследование, демонтаж части старой инфраструктуры, доставка энергетического и технологического оборудования, реконструкция дорог и сетей. Поэтому вторая жизнь месторождения — это не продолжение старого проекта, а запуск нового на уже освоенной территории.

Павел Марышев, директор по развитию ООО «Энергия Плюс», член экспертного совета при Российском газовом обществе, член экспертного совета журнала «Нефтегазовая промышленность»

— Модель финансовой нагрузки в части ликвидации выработанных скважин стандартизирована. Как правило, недропользователь вместе с лицензией берёт на себя обязательства по выводу скважины из эксплуатации. Отчисления в профильный фонд носят обязательный характер. Государственные деньги подключаются к процессу только в исключительных случаях: при банкротстве недропользователя или возникновении чрезвычайных ситуаций.

Механизм реализации ликвидационных мероприятий и источники финансирования закреплены в Законе «О недрах». 

В западных странах и Китае ситуация аналогичная: финансовую нагрузку не перекладывают полностью на компанию, эксплуатирующую месторождение, а государство выделяет средства в исключительных случаях: если компания не способна обеспечить свои обязательства или возникла серьёзная угроза.

Доля скважин на поздней стадии эксплуатации в РФ составляет порядка 35%, что незначительно превышает средний показатель по миру среди стран с активной добычей. Процесс вывода скважины из эксплуатации включает этап рекультивации земель, который в свою очередь делится на подэтапы — физические и биологические работы. Степень восстановления почвенных ресурсов на физическом этапе достигает 50-75%, что зависит от глубины бурения и геологических особенностей территории. Дать точную оценку этапу биологического восстановления территории сложно. 

Длительная эксплуатация скважины несёт серьёзную угрозу биоразнообразию территории. Тем не менее использование современных удобрений, препаратов и технологий позволяет ускорить процесс восстановления экосистемы. 

Применение третичных методов нефтедобычи — ХМУН, ГРП — и искусственного «дожима» имеет экономические пределы. Поскольку структура запасов постепенно ухудшается, а доля ТРиЗ достигает 60% — залежи выбирают полностью, используя полный комплекс доступных технологий. Однако за текущими пределами обоснованной эксплуатации существует пространство для продолжения работы. В первую очередь низконапорный газ используется для создания энергетических кластеров при центрах обработки данных. Технология «складирования СО2» в выработанных скважинах выглядит менее привлекательной из-за географической удалённости большинства добывающих мощностей.

Этап рекультивации — часть обязательств, которые берёт на себя недропользователь вместе с лицензией. Поэтому государственные стимулы здесь не требуются. Участие регулятора можно рассматривать в части создания хранилищ СО2 на базе выработанных скважин. Традиционный стимул — предоставление налоговых преференций — может дать существенный эффект. Однако такие проекты останутся локальными, поскольку имеют смысл только в случаях, когда месторождение находится в транспортной доступности относительно эмитента СО2.

Добыча нефти на месторождениях с высокой обводнённостью не рентабельна: чем больше воды в сырье, тем сложнее технологический процесс и выше себестоимость ресурса. Поэтому изначально выбирается коллектор низкой обводнённости, что исключает последующее его использование для строительства ГеоЭС. Кроме того, нефтедобывающие мощности, как правило, удалены от крупных потребителей электроэнергии. Поэтому при переводе скважины в «геотермальный режим» потребуется создание соответствующей инфраструктуры для передачи электроэнергии потребителю. Процесс недешёвый, овчинка не стоит выделки.

Основная проблема интеграции ВИЭ с хранилищами сжатого воздуха заключается в экономической целесообразности. Такие проекты находятся на стадии апробации и не несут коммерческой выгоды. Возобновляемая генерация характеризуется неоднородностью производства энергии, а «воздушная» требует наличия обязательных пиков производства. Использование ВИЭ не позволяет гарантировать пики производства, поэтому в моменте система может оказаться истощена, что приведёт к сбоям подачи электроэнергии в сеть. Требуется резервный источник, например — газовая или электростанция; но если скважина выработана — откуда взять газ? Остаётся дизельное топливо, но его завоз уничтожает экономическую обоснованность такой системы.

Для России явным приоритетом выглядит использование скважин на поздней стадии эксплуатации для нужд энергоснабжения ЦОДД. 

Низконапорный газ является замечательным топливом для энергоцентров. Скважинный фонд расположен преимущественно в арктической зоне — это безусловное преимущество для центров обработки данных. 

Во-первых, низкие температуры способствуют повышению энергоэффективности процесса охлаждения оборудования. 

Во-вторых, Арктика обладает благоприятным режимом инсоляции и картой ветров, что открывает возможность для создания автоматизированных гибридных энергокомплексов (АГЭК) с максимально доступным уровнем топливозамещения.