Anna Chmurzyńska
Podziel się
Lokalizacja - w geotermii ma znaczenie!
Stargard (do końca 2015 roku Stargard Szczeciński) to miasto leżące na północnym zachodzie Polski, na granicy Niecki Szczecińskiej oraz Pojezierza Szczecińskiego. Pod względem geologicznym region ten należy do jednostki strukturalnej Niżu Polskiego - Niecki Szczecińskiej.
W latach 2001 – 2003 wykonano dwa odwierty wchodzące w skład dubletu geotermalnego, którego celem było ujęcie gorących wód. Otwór eksploatacyjny Stargard GT-1 ujmował wodę geotermalną z głębokości ok. 2,5 km z piaskowców wieku dolnojurajskiego. Odwiert chłonny Stargard GT-2 wykonano jako otwór kierunkowy, którego górna część znajdowała się zaledwie 11 m od odwiertu eksploatacyjnego, dna odwiertów dzieliło zaś aż 1,5 km odległości. Eksploatowane wody charakteryzują się bardzo wysoka temperaturą – 83 st.C, początkowo eksploatowano wody o temperaturze 95 st.C. Wody termalne o wyższej temperaturze są eksploatowane do celów grzewczych jedynie w Geotermii Podhalańskiej w Bańskiej (89 st.C). Mają one także wysoką mineralizację, wynoszącą ok. 150 g/l. Przy tak znacznej mineralizacji, wydajność odwiertu eksploatacyjnego jest uzależniona od możliwości chłonnych odwiertu zatłaczającego.
Geotermia Stargard (Źródło G-Term Energy, www.ngosigw.gov.pl)
Za realizację przedsięwzięcia odpowiedzialne było Przedsiębiorstwo Usług Ciepłowniczych Geotermia Stargard Sp. z o. o., w którego skład wchodziły dwie firmy: Przedsiębiorstwo Usług Inwestycyjnych Eko-lnwest SA ze Szczecina i Scandinavian Energy Group ApS SEG z Danii. Pierwsze problemy pojawiły się jeszcze przed uruchomieniem ciepłowni, z braku środków finansowych uruchomienie ciepłowni opóźniło się o dwa lata.
Ciepłownia uruchomiona - co dalej?
W 2005 roku, tuż po uruchomieniu ciepłowni, rozpoczęto pobieranie opłaty eksploatacyjnej za wydobycie wody termalnej w wysokości 26 gr/m3, co w połączeniu z obsługą zadłużenia oraz znaczną amortyzacją stawiało firmę w bardzo trudnej sytuacji finansowej.
Ponadto, od samego początku inwestycję prześladowały liczne awarie i problemy z eksploatacją. Średnia wydajność zatłaczania spadła o połowę (do 60 m3/h) już w ciągu pierwszych siedmiu miesięcy pracy ciepłowni. Wykonano czyszczenie otworu chłonnego, które przyniosło polepszenie parametrów zatłaczania, jednak korzystny efekt nie utrzymał się zbyt długo. Rok 2006 upłynął na ciągłej walce o wzrost wydajności zatłaczania. Zabiegi techniczne przynosiły efekt na coraz krótsze okresy czasu – na koniec 2006 roku ciśnienia zatłaczania wzrosło do 40 barów (w maju 2005 roku wynosiło 8 barów). Zatłaczana woda miała temperaturę ok. 50 st.C.
Problemów ciąg dalszy
Ze względu na stale pogarszające się parametry zatłaczania w 2007 odwrócono obieg geotermalny. Było to możliwe ze względu na obecność komory pompowej w odwiercie chłonnym co stanowiło ewenement na obszarze Niżu Polskiego.
Schemat działania dubletu geotermalnego w Geotermii Stargard po 2006 roku
(Źródło G-Term Energy, www.nfosigw)
Niestety, w przypadku odwrócenia dubletu geotermalnego, koniecznością stało się wypompowanie zatłoczonej, schłodzonej wody. Początkowo zakładano, iż proces ten potrwa ok. 30 miesięcy, jednak dzięki sprawnie działającemu układowi udało się tego dokonać w ok. 19 miesięcy czyli w takim czasie, w jakim woda została uprzednio zatłoczona do złoża. Pomimo uzyskania w 2009 roku dostaw świeżej wody o temperaturze złożowej wynoszącej 95 st.C a na powierzchni ok. 80 st.C, kolejne awarie wpływały niekorzystnie na pracę ciepłowni. Utrata zdolności obsługi zadłużenia doprowadziła w końcu do upadłości spółki w 2010 roku.
Kiedy wydawało się, że problemy techniczne i finansowe na dobre uniemożliwią produkcję ciepła geotermalnego w Stargardzie, w 2011 roku majątek spółki został przejęty przez G-Term Energy Sp. z o.o. W krótkim czasie wykonano gruntowny remont instalacji i ponownie uruchomiono ciepłownię.
Od roku 2012 sprzedaż ciepła geotermalnego ciągle rośnie – w 2015 roku osiągnęła 187 TJ, przy mocy zainstalowanej 12,6 MWTh. Spółka G-Term Energy aktywnie pozyskuje fundusze na dalszy rozwój geotermii – w 2017 uzyskała dotację w wysokości 40,1 mln zł na budowę kolejnych odwiertów. Planowane jest zwiększenie ilości odwiertów do siedmiu, trzech wydobywczych i czterech chłonnych co pozwoliłoby na zwiększenie mocy zainstalowanej o 12 MW a produkcji ciepła – o 250 TJ. Realizacja tych planów pozwoliłaby na pokrycie zapotrzebowania na ciepło dla Stargardu w ok. 70%.
Na chwilę obecną, Geotermia Stargard jest drugą największą ciepłownią geotermalną w Polsce, jedną z dwóch sprzedających wyłącznie ciepło geotermalne.
Źródła:
G-TERM ENERGY Sp. z o.o. Geotermia Stargard
Ciepłownia geotermalna w Stargardzie Szczecińskim i jej upadek - Piotr Kubski
Eksploatacja wody termalnej przed i po zamianie roli otworu chłonnego na otwór eksploatacyjny na przykładzie Geotermii Stargard Szczeciński - Henryk Biernat, Bogdan Noga, Zbigniew Kosma
