CC BY
20
УДК 628.1+621.311(571.66)
ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ГИДРОТЕРМАЛЬНОГО СЕПАРАТА ВЕРХНЕ-МУТНОВСКОЙ ГЕОЭС
В.В. Потапов1, Г.М. Мин2, К.В. Алтухов3
1-3 Камчатский государственный технический университет, г. Петропавловск-Камчатский, 683003
'e-mail: [email protected] 2e-mail: [email protected] 3е-таИ: [email protected]
В статье приведены результаты научных исследований физико-химических характеристик гидротермального сепарата Верхне-Мутновской геотермальной электрической станции, от которых зависят реакция поликонденсации ортокремниевой кислоты, коагуляция и осаждение коллоидных частиц кремнезема.
Ключевые слова: гидротермальный сепарат, теплоноситель, ортокремниевая кислота, реакция поликонденсации, нуклеация, коллоидный кремнезем.
Research of physical and chemical characteristics of hydrothermal separate of Verkhne-Mutnovskiy Geothermal electric power station. V.V. Potapov1, G.M. Min2, K.V. Altuhov3 (1-3Kamchatka State Technical University, Petropavlovsk-Kamchatskiy, Russia, 683003)
Research of physical and chemical characteristics of hydrothermal separate of Verkhne-Mutnovskiy Geothermal electric power station which influence the reaction of polycondensation of http://multitran.ru/c/m.exe?a=110&t=4060311 2 1&sc=244orthosilicic acid, coagulation and precipitation of silica colloid particles is represented in the article.
Key words: hydrothermal separate, coolant, orthosilicic acid, polycondensation, nucleation, colloid silica.
Для разработки техники очистки от кремнезема необходимо изучение физико-химических характеристик различных форм кремнезема в гидротермальном растворе. Продолжительность стадии старения раствора, в ходе которой происходят поликонденсация ортокремниевой кислоты и образование коллоидных частиц, определяется скоростью этой реакции [1]. На скорость поликонденсации влияют температура, pH, ионная сила раствора, общее содержание кремнезема. Кинетика коагуляции и осаждения кремнезема, состав, микроструктура, характеристики пор осажденного материала зависят от размеров, сорбционной способности поверхности и подвижности коллоидных частиц и их комплексов в водном растворе. Тенденция образования отложений коллоидного кремнезема из потока гидротермального теплоносителя определяется растворимостью аморфного диоксида кремния при различных температуре, давлении и pH водного раствора [2].
Исследования осаждения кремнезема выполняли с использованием гидротермального сепарата продуктивных скважин Верхне-Мутновской ГеоЭС, а также скважин 014, 4Э, 5Э, А2 Мутновского месторождения. Перед обработкой показатель pH проб раствора при 20°С был в пределах 7,0-9,4, общая минерализация - 1,0-2,5 г/кг, ионная сила раствора - 10-20 ммоль/кг. Типичный химический состав сепарата Мутиовских скважин (скважина 014 в районе участка Дачный) таков (мг/л): NH4+ - 0,7, Na+ - 239,9, К+ - 57,0, Са2+ - 4,0, Mg2+ - <0,24, СГ - 291,1, S042 -124,9, НС03 - 43,9, С032 - 18,6, F - 1,02, Н3В03 - 106,9, Li+ - 1,6, Si02 - 800. Концентрация ортокремниевой кислоты соответствовала растворимости Ce при температуре обработки проб. Большинство экспериментов было сделано с пробами сепарата с линии обратной закачки Верхне-Мутновской ГеоЭС [3, 8].
Продуктивные скважины 048, 049, 055 Верхне-Мутновской ГеоЭС выводят на поверхность теплоноситель в виде пароводяной смеси (ПВС) с массовым паросодержанием 0,2-0,3. Устьевая обвязка продуктивных скважин объединена в один общий коллектор, в котором происходит смешение 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. 1). Из расширителя сепарат при
72
давлении 4 бар закачивается через две реинжекционные скважины обратно в породы гидротермального месторождения. Пробоотборник сепарата был установлен на трубопроводе обратной закачки ГеоЭС (см. рисунок).
Схема обратной закачки сепарата на Верхне-Мутновской ГеоЭС: 1, 2, 3 - продуктивные скважины, 4, 5 - скважины обратной закачки сепарата, 6 - скважина обратной закачки конденсата пара, 7 - сепараторы 1-й ступени 1-й и 2-й линии, 8 - сепараторы 2-й ступени 1-й и 2-й линии, 9 - расширитель, 10 - шумоглушитель, 11 - выхлоп пара из шумоглушителя в атмосферу, 12 - турбина, 13 - система конденсации пара, 14 - пробоотборник сепарат
Полный анион-катионный состав проб исходного гидротермального сепарата, отобранный с линии обратной закачки станции перед обработкой, приведен в табл. 1. Для сравнения в табл. 2 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/ №88.04 • К9,08.
Зависимость ионной силы (моль/кг) гидротермального раствора скважин Мутновского месторождения от минерализацииМк (мг/л) выражается уравнением:
/,= Ау 1(Гб-Мй, (1)
где А1 - коэффициент, равный для сепарата - (7,35-8,68) моль/мг, для конденсата пара -17,34 моль/мг [1, 4].
Данные о концентрации кремнекислоты, катионов натрия Ка+, калия К+ и кальция Са2+ в
сепарате (табл. 1) 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 ^Ю2) геотермометра, а также для натрий-калиевого (Ка-К) и натрий-калий-кальциевого (Ка-К-Са) геотермометров [1, 4].
Таблица 1
Концентрации анионов и катионов в гидротермальном сепарате с линии обратной закачки Верхне-Мутновской ГеоЭС, Тх = 14,218 ммоль/кг
Компонент мг/л мг-экв/л
мг-экв/л % мг-экв/л
Na+ 239,4 10,4130 87,7379
K+ 42,0 1,0740 9,0493
Ca2+ 1,6 0,0798 0,6724
Mg2+ 0,72 0,0592 0,4988
Fe2, 3+ 0,1 0,0053 0,0447
Al3+ 0,27 0,0330 0,2781
NH4+ 1,1 0,0609 0,5131
Li+ 0,71 0,1020 0,8594
As 3+ 1,03 0,0411 0,3463
Сумма по катионам 286,93 11,8683 100
Cl- 198,50 5,599 46,769
HCO3- 81,00 1,327 11,089
CO32- 19,90 0,663 5,540
SO42- 192,10 3,999 33,408
HS- 4,95 0,150 1,250
H2S0 5,92 0,179 1,495
F- 1,02 0,054 0,448
Сумма по анионам 503,39 11,971 100
H3BO3 106,9 -
SiO2 743,9 -
Минерализация Mh, мг/л 1639,93
pH 9,35
Теплоноситель продуктивных скважин Верхне-Мутновской ГеоЭС имеет сходный химический состав, близкие паросодержания и температуру.
Поэтому вычисленные значения температуры по приведенным геотермометрам следует рассматривать как обобщенную характеристику той зоны, которая дренируется скважинами.
Концентрация кремнезема Si02 в пробе сепарата (табл. 2-4) составляла 643,8 мг/л, концентрация катионов Na+ - 239,4 мг/л = 10,413 10 3 моль/л, концентрация катионов К+ - 42,0 мг/л =
= 1,074-10 моль/л, и концентрация катионов Са -0,0399-10 моль/л [2, 5].
Таблица 2
Анионный состав пробы конденсата острого пара, отобранной из установки подготовки пара Верхне-Мутновской ГеоЭС. рН= 5,24, удельная электропроводность ст = 0,0705 мСм/см, общая жесткость - 0,045 мг-экв/л
Единица измерения Cl- SO42- HCO3- CO32- no2- NO3- F- Сумма
мг/л 2,385 6,00 10,07 0,00 <0,003 0,423 0,00 19,00
мг-экв/л 0,067 0,125 0,165 0,000 0,000 0,007 0,000 0,364
мг-экв. % 18,00 34,00 46,00 0,00 0,001 2,00 0,00 100,00
Таблица 3
Катионный состав пробы конденсата острого пара
Единица измерения Na+ K+ Li+ Ca2+ Mg2+ Fe2+ Fe3+ NH4+ H+ Сумма
мг/л 0,731 <1,00 <0,03 0,75 0,10 2,108 <0,05 9,00 0,006 13,0
мг-э/л 0,032 0,000 0,000 0,037 0,008 0,075 0,000 0,500 0,006 0,658
мг-э % 5,00 0,00 0,00 6,00 1,00 11,00 0,00 76,00 1,00 100,0
Таблица 4
Химический состав пробы конденсата острого пара
CO2, мг/л окисл., мг/л SiO2, мг/л B, мг/л As, мг/л Fe(OH)3 мг/л сух. ос. мг/л Mh, мг/л
0,00 0,00 4,90 0,00 0,00 < 0,10 39,00 37,00
Для пробы сепарата, химический состав которой указан в табл. 1, при максимально возможной температуре на забое скважин 279,4°С концентрация кремнезема SiO2 до выпаривания была 519,1 мг/л, а после выпаривания - 643,8 мг/л [6, 7]. Таким образом, минимально возможное паросодержание в потоке теплоносителя составляло 519,1/643,8 = 0,20.
Литература
1. Извлечение коллоидного кремнезема из гидротермальных растворов мембранными методами / В.В. Потапов, В.Н. Зеленков, В.А. Горбач, В.Н. Кашпура, Г.М. Мин. - М.: РАЕН, 2006. -228 с.
2. Потапов В.В., Мин Г.М., Кашутина И.А. Очистка сточных вод геотермальных электрических станций от кремнезема с вводом коагулянтов // Водоснабжение и санитарная техника. - 2007. - № 11. - С. 29-35.
3. Образование твердых отложений кремнезема в оборудовании ГеоЭС при течении гидротермального раствора / В.В. Потапов, Г.М. Мин, И.А. Кашутина, А.О. Садовникова,
B.Н. Портнягин // Водоснабжение и санитарная техника. - 2008. - № 7. - С. 25-30.
4. Polycondensation Kinetics of Orthosilicic Acid in a Hydrothermal Solutions / I.A. Kashutina, V.V. Potapov, O.V. Shulga, G.M. Min, A.O. Sadovnikova // Proceedings of the 33th Stanford Workshop on Geothermal reservoir engineering Stanford, USA, - 2008. - P. 430-437.
5. Мин Г.М. Очистка сточных вод геотермальных электрических станций от кремнезема с утилизацией осадка: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. - Петропавловск-Камчатский: КамчатГТУ,
2009. - 26 с.
6. Silica extraction from hydrothermal solutions by membrane filters / V.V. Potapov, V.A. Gorbach, V.N. Kashpura, I.A. Kashutina, G.M. Min, A.O. Sadovnikova // Proceedings World Geothermal Congress
2010, Bali, Indonesia, 25-29 April 2010.
7. Шулюпин А.Н., Чернев И.И. Определение расходных параметров пароводяной смеси на основе измерения положительного и отрицательного давления // Теплоэнергетика. - 2010. - № 5. -
C.69-73.
8. Потапов В.В., Мин Г.М. Исследование скорости роста твердых отложений аморфного кремнезема в скважинах и теплооборудовании Геотермальных электрических станций // Вестник КамчатГТУ. - Петропавловск-Камчатский: КамчатГТУ, 2010. - № 14. - С. 10-16.
