|
37 Продуктивные скважины 048, 049, 055 Верхне-Мутновской ГеоЭС выводят на поверхность теплоноситель в виде пароводяной смеси (ГГВС) с массовым паросодержанием 0,2-0,3. Устьевая обвязка продуктивных скважин объединена в один общий коллектор, в котором происходит смещение трех потоков теплоносителя. В сепараторах первой и второй линии при давлении 8 бар и температуре 170,4°С ПВС разделяется на паровую фазу, которая подается на турбины, и жидкую фазу (сепарат) с расходом 50-55 кг/с. Сепарат поступает в расширитель, давление в котором равно около 4 бар, а температура порядка 143,6°С (рис. 2.1). Из расширителя сепарат при давлении 4 бар закачивается через две рсинжекционные скважины обратно в породы гидротермального месторождения. Пробоотборник сепарата был установлен на трубопроводе обратной закачки ГеоЭС (рис. 2.1). Полный анион-катионный состав проб исходного гидротермального сепарата, отобранный с линии обратной закачки станции перед обработкой, приведен в таблице 2.1а. Для сравнения в таблице 2.16 приведены данные по химическому составу конденсата острого пара. Раствор сепарата Мутновского месторождения относится к хлоридно-сульфатно-натриево-калиевому типу термальных вод. Формула химического состава воды, отражающая процентный состав анионов и катионов в миллиграмм-эквивалентах, такова: С147,66-80434,09/Ка88,04-К9,08. Зависимость ионной силы 1$ (моль/кг) гидротермального раствора скважин Мутновского месторождения от минерализации Мь (мг/л) выражается уравнением: 15=Аг10-6Мн> (2.1) где А1 коэффициент, равный для сепарата (7,35 8,68) моль/мг, для конденсата пара 17,34 моль/мг. Данные о концентрации кремнекислоты, катионов натрия Ыа~, калия К+ и Л 1 кальция Са в сепарате (табл. 2.1а) были использованы для расчета температуры жидкого теплоносителя в гидротермальном резервуаре в зонах дренирования продуктивных скважин 048, 049 и 055 . Расчеты выполнены по |
157 Глава 3. Коагуляции и осаждение кремнезема в гидротермальном растворе катионами Са2+ и М§2+ с вводом гашеной извести и морской воды. Отрицательный заряд на поверхности коллоидных частиц, двойной электрический слой и гидратный слой обеспечивают устойчивость коллоидной системы кремнезема в водном растворе [186-196]. При сближении частиц в ходе броуновского движения электростатическое отталкивание между частицами превышает вандерваальсовское притяжение и спонтанная коагуляция коллоидной системы не происходит. Кроме того, для сближения частиц необходимо затратить работу на преодоление расклинивающего давления, вызванного силами молекулярного сцепления воды с поверхностью частиц. Для слабо заряженных коллоидных частиц кремнезема эффективной оказывается нейтрализационная коагуляция, которая достигается за счет уменьшения заряда коллоидных частиц и снижения их потенциала при адсорбции противоионов электролитов, таких как катионы Са2\ М&2\ 3.1. Физико-химические характеристики гидротермального раствора, определяющие процессы коагуляции и осаждения кремнезема. Эксперименты по осаждению кремнезема выполняли с использованием гидротермального сепарата продуктивных скважин Верхне-Мутновской ГеоЭС, а также скважин 014, 4Э, 5Э, А2 Мутновского месторождения. Перед обработкой показатель рН проб раствора при 20°С был в пределах 7.0 9.4, общая минерализация 1.0 2.5 г/кг, ионная сила раствора 1 0 2 0 ммоль/кг. Общее содержание кремнезема в пробах составляло 650 820 мг/кг, концентрация мономерного кремнезема соответствовала растворимости Се при температуре обработки проб. Большинство экспериментов было сделано с пробами сепарата с линии обратной закачки Верхне-Мутновской ГеоЭС. Продуктивные скважины 048, 049, 055 Верхне-Мутновской ГеоЭС выводят на поверхность теплоноситель в виде пароводяной смеси (ПВС) с массовым паросодсржанием 0.2-0.3. Устьевая обвязка продуктивных скважин объединена в один общий коллектор, в котором происходит смешение трех потоков тепло носителя. В сепараторах первой и второй линии при давлении 0.8 МПа и температуре 170.4°С ПВС разделяется на паровую фазу, которая подается на турбины, и жидкую фазу (сепарат) с расходом 50-55 кг/с. Сепарат поступает в расширитель, давление в котором равно около 0.4 МПа, а температура порядка 143.6°С (рис. 3.1). Из расширителя сепарат при давлении 0.4 бар закачивается через две реинжекционные скважины обратно в породы гидротермального месторождения. Пробоотборник сепарата был установлен на трубопроводе обратной закачки ГеоЭС (рис. 3.1). Полный анион-катионный состав проб исходного гидротермального сепарата, отобранный с линии обратной закачки станции перед обработкой, приведен в таблице 3.1а. Для сравнения в таблице 3.16 приведены данные по химическому составу конденсата острого пара. Раствор сепарата Мутновского месторождения относится к хлоридно-сульфатно-натриево-калиевому типу термальных вод. Формула химического состава воды, отражающая процентный состав анионов и катионов в миллиграмм-эквивалентах, такова: С147.66-50434.09/ Ыа88.04-К9.08. Зависимость ионной силы 15 (моль/кг) гидротермального раствора скважин Мутновского месторождения от минерализации Мн (мг/кг) выражается уравнением: 15= А , 1 0 4Мь, (3.1) где А коэффициент, равный для сепарата (7.35 8.68) моль/мг, для конденсата пара 17.34 моль/мг. Данные о концентрации кремнекислоты, катионов натрия Ыа+, калия К+ и кальция Са2+ в сепарате (табл. 3.1а) были использованы для расчета температуры жидкого теплоносителя в гидротермальном резервуаре в зонах дренирования продуктивных скважин 048, 049 и 055. Расчеты выполнены по уравнениям для кварцевого (ЗЮ2)-геотермометра, а также для натрий-калиевого (Ыа-К) и натрий-калий-кальциевого (Ыа-К-Са)геотермометров. |