|
и которых уменьшается при снижении температуры. Кроме того, при выпаривании выделяется часть растворенных газов, и это влияет на показатель рН раствора и растворимость минералов. После подъема на поверхность давление, температура и рН продолжают изменяться на каждом участке теплотехнической схемы ГеоЭС. В результате при эксплуатации теплоносителя изменяется растворимость минералов, и это приводит к образованию твердых отложений в скважинах и на различных элементах теплообрудования (сепараторах, расширителях, теплообменниках и др.), трубопроводах, турбинах. Образование твердых отложений представляет одну из самых сложных технических проблем при эксплуатации геотермальных ресурсов. В 1988 году в Исландии проводился семинар по твердым отложениям, на котором были выделены основные направления исследований [16]. В состав твердых отложений в скважинах и теплооборудовании ГеоЭС чаще всего входят следующие типы минералов: карбонат кальция, аморфный кремнезем, оксиды и сульфиды металлов. Основная форма карбоната кальция кальцит или арагонит, реже он встречается в виде ватсрита [17, 18]. Ватерит обычно неустойчив и переходит в кальцит. Ключевыми факторами, определяющими образование отложений карбоната кальция из гидротермального раствора, являются [19-23]: 1. концент-' рация иона кальция; 2. общая минерализация воды; 3. размещение первой линии выпаривания теплоносителя в ходе его добычи из резервуара. При кипении и выпаривании часть растворенных газов, в том числе СО2, переходит из жидкой фазы в газообразную. Это приводит к росту рН, снижению растворимости карбоната кальция и формированию пересыщения по СаСОз: СаС03 + 21Г Са2+ + СО, + Н20 (1.1) Охлаждение раствора при кипении и дегазации частично компенсирует снижение растворимости СаС03. В результате многих экспериментальных исследований доказано, что в продуктивных скважинах линия первого выпаривания теплоносителя соответствует наибольшему осаждению карбоната кальция. Карбонаты кальция харакI |
23 дулей; 4. получение тепловой и дополнительной электрической энергии в бинарном цикле с нагревом низкокипящего рабочего тела в теплообменниках, через которые проходит поток отсепарированной воды (сепарат); 5. обратная закачка (реинжекция) охлажденного сепарата и конденсата пара в резервуар. Реинжекция отработанного теплоносителя в породы резервуара необходима при долгосрочной эксплуатации месторождения для поддержания давления в резервуаре, дебита продуктивных скважин и снижения влияния на экологию окружающей среды на поверхности и в самом резервуаре. В высокотемпературной гидротермальной системе с преобладанием жидкой фазы теплоноситель первоначально находится в трещиновато-пористой среде пород в жидком состоянии. При подъеме на поверхность по добывающим скважинам происходит падение давления, температуры и частичное выпаривание водного теплоносителя [31]. На поверхность теплоноситель поступает в виде пароводяной смеси, паросодержание которой составляет от 0.1 до 0.3. Вследствие снижения температуры и выпаривания водный раствор становится пересыщенным по тем химическим соединениям, растворимость которых уменьшается при снижении температуры. Кроме того, при выпаривании выделяется часть растворенных газов, и это влияет на показатель рН раствора и растворимость минералов. После подъема на поверхность давление, температура и рН продолжают изменяться на каждом участке теплотехнической схемы ГеоТЭС. В результате при эксплуатации теплоносителя изменяется растворимость минералов, и это приводит к образованию твердых отложений в скважинах и на различных элементах теплообрудования (сепараторах, расширителях, теплообменниках и др.), трубопроводах, турбинах. Образование твердых отложений представляет одну из самых сложных технических проблем при эксплуатации геотермальных ресурсов. В 1988 году в Исландии проводился семинар по твердым отложениям, на котором были выделены основные направления исследований [32]. В состав твердых отложений в скважинах и теплооборудовании ГеоТЭС чаще всего входят следующие типы минералов: карбонат кальция, аморфный кремнезем, оксиды и сульфиды металлов. Основная форма карбоната кальция кальцит или арагонит, реже он встречается в виде ватерита [33, 34]. Ватерит обычно неустойчив и переходит в кальцит. Ключевыми факторами, определяющими образование отложений карбоната кальция из гидротермального раствора, являются [35-39]: 1. концентрация иона кальция; 2. общая минерализация воды; 3. размещение первой линии выпаривания теплоносителя в ходе его добычи из резевуара. При кипении и выпаривании часть растворенных газов, в том числе С02, переходит из жидкой фазы в газообразную. Это приводит к росту рН, снижению растворимости карбоната кальция и формированию пересыщения по СаСОз: СаСОз + 2Н+ Са2+ + С02 + Н20 (1.3) Охлаждение раствора при кипении и дегазации частично компенсирует снижение растворимости СаСОз. В результате многих экспериментальных исследований доказано, что в продуктивных скважинах линия первого выпаривания теплоносителя соответствует наибольшему осаждению карбоната кальция. Карбонаты кальция характерны для среднетемпературных и низкотемпературных гидротермальных систем [40, 41], но также известны случаи, когда этот тип отложений встречался на высокотемпературных месторождениях в Сьерро-Приетто (Мексика) [39] и Миравеллас (Коста-Рика) [38]. И в этих случаях на высокотемпературных месторождениях линия парообразования в продуктивных скважинах коррелировала с формированием отложений карбоната кальция. Поэтому эффективный технический прием по устранению отложений карбоната кальция заключается в том, чтобы смещать линию образования пара в трещиновато-пористую среду призабойного пространства добывающей скважины, где удельная поверхность каналов гораздо больше, чем в скважине [33]. Смещение линии образования пара достигается варьированием устьевого давления скважины. Линия образования пара не должна находиться вблизи входа пара в скважину. Отложения карбоната кальция сравнительно легко поддаются механическому удалению. На высокотемпературных месторождениях, где кипения воды в продуктивных скважинах трудно избежать, опробован способ выбуривания |