CC BY
24
ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ И ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТЬ ГИДРОТЕРМАЛЬНОГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
В.В. Потапов, О.В. Гусева, Т.И. Корнилова, Т.И. Ратчина, В.В. Таскин (НИГТЦДВО РАН, г. Петропавловск-Камчатский)
Проведены измерения концентраций химических компонентов и удельной электропроводности гидротермального теплоносителя Мутновского месторождения. Электропроводность жидкой фазы теплоносителя измерена при различных температурах в диапазоне
20-130°С. Экспериментальные значения электропроводности сопоставлены с теоретическими. Показана возможность расчета электропроводности при различных физико-химических характеристиках гидротермального раствора.
Concentration measurements of chemical compounds and specific conductivity of hydrothermal heat carrier of Mutnovskoe field were carried out. Conductivity of liquid phase of heat carrier was measured at different temperatures in the range of 20-130°C. Experimental results of conductivity were compared with theoretical ones. The possibility of conductivity calculation of hydrothermal solution with different physical and chemical characteristics was showed in our work.
Химический состав гидротермального теплоносителя определяется взаимодействием водного раствора с алюмосиликатными минералами пород в недрах гидротермальных систем. Это взаимодействие происходит при повышенных температуре и давлении. Температура в недрах высокотемпературных систем, сходных с системой Мутновского месторождения, может достигать 250-350°С. При подъеме теплоносителя на поверхность в продуктивных скважинах геотермальных электрических станций (ГеоЭС) из-за снижения давления часть теплоносителя переходит в паровую фазу. На поверхности в сепараторах ГеоЭС паровая фаза отделяется и подается на турбину для генерации электрической энергии. Присутствие в составе газов паровой фазы сероводорода приводит к коррозии теплооборудования ГеоЭС. Повышенная минерализация жидкой фазы теплоносителя (сепарата) определяет еще одну техническую проблему - образование твердых отложений в скважинах, трубопроводах и теплообрудовании ГеоЭС. Наибольшую трудность создают твердые отложения кремнезема. В данной работе представлены результаты изучения химического состава и характеристик теплоносителя, необходимые для решения технических проблем при эксплуатации ГеоЭС.
Эксперименты по изучению физико-химических характеристик выполняли с использованием гидротермального сепарата продуктивных скважин Верхне-Мутновской ГеоЭС, а также скважин 014, 4Э, 5Э, А2 Мутновского месторождения. Показатель pH проб раствора при 20°С был в пределах 8,0-9,4; общая минерализация - 1,0—2,5 г/кг; ионная сила раствора - 10-20 ммоль/кг. Общее содержание кремнезема в пробах составляло 650-820 мг/кг, концентрация мономерного кремнезема (мономерной ортокремниевой кислоты) соответствовала растворимости Ce при температуре экспериментов. 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 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 линий 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 составляет около 0,4 МПа, а температура - порядка 143,6°С. Из расширителя сепарат при давлении 0,4 МПа закачивается через две реинжекционные скважины обратно в породы гидротермального месторождения. Пробоотборник сепарата был установлен на трубопроводе обратной закачки ГеоЭС.
Таблица 1а
Концентрации анионов и катионов в гидротермальном сепарате с линии обратной закачки Верхне-Мутновской ГеоЭС (18 = 14,218 ммоль/кг)
Компонент мг/л мг • экв/л %
Na+ 239,4 10,413 88,044
К+ 42,0 1,074 9,080
Са2+ 1,6 0,0798 0,6747
Мд2+ 0,72 0,0592 0,5005
Ее2 3+ < 0,1 < 0,0053 0,0448
Л13+ 0,27 0,033 0,2790
ЫН4+ 1,1 0,0609 0,5149
Ь1+ 0,71 0,102 0,8624
Сумма по катионам 285,9 11,827 100,0
С1- 198,5 5,591 47,664
НС03- 81,0 1,327 11,312
С032- 19,9 0,663 5,652
4 -Ъ- 2 192,1 3,9995 34,096
га- 4,95 0,15
Н с: 5,92 -** -
Е- н. о.* н. о. -
Сумма по анионам 496,5 11,73 100.0
Н3В03 106,9
1 190 -
№04)* 222 -
Минерализация Мь, мг/кг 1638,9
PH 9,35
* н. о. - концентрация не определялась, ** (-) - значения не рассчитывались.
Концентрации основных компонентов раствора гидротермального сепарата, отобранного с линии обратной закачки станции, приведены в табл. 1а. Для сравнения в табл. 1б приведены данные по химическому составу конденсата острого пара. В табл. 2а представлены данные по концентрации газов в паровой фазе гидротермального теплоносителя скважины 4Э, полученные в ходе испытаний скважин Мутновского месторождения [1]. Данные показывают, что в составе газов теплоносителя преобладают С02, И28, N2. В табл. 2б представлены данные по химическому составу сепарата скважины 4Э.
Раствор сепарата Мутновского месторождения относится к хлоридно-сульфатно-натриево-калиевому типу гидротермальных растворов. 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 18 (моль/кг) гидротермального раствора скважин Мутновского месторождения от минерализации Мь (мг/кг) выражается уравнением:
1а = Л: • 10-6 • Мь, (1)
где Л1 - коэффициент: для сепарата - 7,35-,68 моль/мг, для конденсата пара - 17,34 моль/мг.
Таблица 1б
Химический состав пробы конденсата острого пара, отобранной из установки подготовки пара Верхне-Мутновской ГеоЭС (pH = 5,24, уд. электропроводность ст = 0,0705 мСм/см, общая жесткость - 0,045 мг-экв/л)
Ед. изм. С1- 1 ■"Г 0 НС03- О 3 К02- ыо3- Е- 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
Ед. изм. №+ К+ Ь1+ Са Mg2+ Ее2+ Ее3+ ЫН4+ Н+ 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
С02, мг/л окисл., мг/л В102, мг/л В, мг/л Л*, мг/л Ее(0Н)3 мг/л сух. ос. мг/л Мь, мг/л
0,00 0,00 4,90 0,00 0,00 < 0,10 39,00 37,00
Таблица 2а
Данные по концентрации газов в составе паровой фазы теплоносителя скважины 4Э Мутновского месторождения
Дата со2 Н2Б И2 с Н -Ь- N2 Лг Не Объемное газосодержание Устьевое давление, бар
5.11.98 82,2 10,0 0,62 0,13 6,9 0,16 0,0016 0,015 7,48
7.11.98 68,5 15,7 0,77 0,15 14,5 0,31 0,0018 0,009 8,79
9.11.98 81,7 9,3 0,85 0,22 7,7 0,22 0,0019 0,019 11,2
12.11.98 73,1 14,4 0,80 0,18 11,3 0,22 0,0021 0,014 11,83
13.11.98 67,0 11,4 1,27 0,29 19,7 0,36 0,0035 0,009 4,27
14.11.98 55,9 20,6 1,27 0,34 21,6 0,38 0,0045 0,015 6,31
среднее 71,4 13,6 0,93 0,22 13,6 0,27 0,0026 0,013 -
Таблица 2б
Результаты химического анализа проб конденсата и сепарата из скважины 4Э
Конденсат, мг/кг
Компоненты 5.11.98 7.11.98 9.11.98 12.11.98 13.11.98 14.11.98
pH 4,93 5,1 5,3 4,78 5,58 5,58
NH4+ 3,1 2,7 3,1 3,1 1,3 1,3
№+ 0,02 0,21 0,02 0,03 85,8 114
К+ 0,07 0,2 0,11 0,07 20,5 22
Ьі+ < 0,01 < 0,01 < 0,01 < 0,01 0,46 0,66
Са+ < 0,4 < 0,4 < 0,4 < 0,4 2,8 2,8
Mg2+ < 0,24 < 0,24 < 0,24 < 0,24 < 0,24 < 0,24
Ре2+ 3+ < 0,3 < 0,3 < 0,3 < 0,3 < 0,3 < 0,3
Л13+ < 0,27 < 0,27 < 0,27 < 0,27 < 0,27 < 0,27
С1- < 0,7 < 0,7 < 0,7 < 0,7 79,4 100,7
1 2 о 3,3 4,8 3,3 6,7 96,1 105,6
нсо3- 6,1 4,88 7,3 3,7 25,6 45,1
со32- 0,04 0,03 0,03 0,02 1,32 1,72
р- 0,04 0,03 0,03 0,02 1,32 1,72
н3во3 < 0,7 < 0,7 < 0,7 < 0,7 34,7 48,1
Н4БЮ4 (р) 2,4 2,3 2,3 2,3 263,7 218,2
Н^ (к) 3,3 3,3 3,3 3,3 314 489
Л8 0,04 0,06 0,074 0,046 1,55 1,74
05, кг/с 9,1 8,6 7 3,8
кг/с 17,6 17,6 15,2 7,1
Окончание таблицы 2б
Сепарат, мг/кг
Компоненты 5.11.98 7.11.98 9.11.98 12.11.98 13.11.98 14.11.98
pH 9,06 9,09 9,14 9,15 9,08 9,15
NH4+ 0,3 0,3 0,3 0,55 0,55 0,55
№+ 273 275 271 272 277 277
К+ 54 54,5 53,5 54,5 56 56
Ьі+ 1,42 1,43 1,43 1,42 1,43 1,43
Са+ 3 3 3 3 4,2 4,8
Mg2+ < 0,24 < 0,24 < 0,24 < 0,24 < 0,24 < 0,24
Ре2+ 3+ < 0,3 < 0,3 < 0,3 < 0,3 < 0,3 < 0,3
Л13+ < 0,27 < 0,27 < 0,27 < 0,27 < 0,27 < 0,27
С1- 244,9 244,9 244,9 244,9 244,9 244,9
4 2 *1° 249,7 249,7 249,7 249,7 249,7 249,7
нсо3- 81,1 80,5 79,3 79,3 83 83
с 3 6,3 6,6 7,2 7,2 6,6 7,8
г 4,24 4,24 4,24 4,24 4,24 4,24
н3во3 110,8 109,5 110,8 109,5 109,5 109,5
ЩБЮ4 (р) 187,3 200,3 186,6 197,7 197 204,3
Н4БЮ4 (к) 1 048 087 1 160 1 116 1 116 1 157
Л8 3,3 4,07 4,9 4,2 4,25 4,65
Т Na/K, °С 275,1 275,4 274,8 277,1
Т БЮ2, °С 254,1 259,7 265,8 258,7
Т БЮ2(2), °С 278,8 282,5 289,3 285,3
Данные о концентрации кремнекислоты, катионов натрия №+, калия К+ и кальция Са2+ в сепарате (табл. 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 (8Ю2) геотермометра, а также для натрий-калиевого (Ка-К) и натрий-калий-кальциевого (Ка-К-Са) геотермометров.
Если известны температура, при которой происходит взаимодействие вода - порода на глубине, и тип пород, то из условия химического равновесия можно найти концентрацию основных катионов (Ка+, К ) и анионов (С1-, 8042", НС03", С032-), ионную силу 15, показатель pH при различных температуре и давлении в теплооборудовании. Вычисление температуры по кварцевому геотермометру основано на том, что концентрация кремнезема в водном растворе определяется растворимостью кварца при температуре взаимодействия вода - порода [2]. Общее содержание кремнезема в растворе является, таким образом, функцией температуры. Для аппроксимации этой функциональной зависимости предлагались различные уравнения, которые получены на основе математической обработки лабораторных экспериментальных данных, а также данных измерения температуры и концентраций соединений в водном растворе геотермальных скважин.
Для 8Ю2-геотермометра широко используются: уравнение Фурнье [2]
Ъ = 1309/(5,19 - ^СО - 273, (0 - 250°С) (2)
и уравнение Римстидта
^(^/60000) = 1,881 - 2,028 • 0,001(1* + 273) - 1 560/(1к + 273), (3)
где С - общее содержание кремнезема в растворе, выраженное по 8Ю2, мг/кг; 15 - температура раствора, °С.
Ка-К-геотермометры основаны на том, что отношение концентраций катионов натрия Ка+ и калия К в водном растворе является функцией температуры, при которой происходило взаимодействие воды с щелочным алюмосиликатом, например альбитом. Для вычисления температуры по Ка-К-геотермометрам используют уравнение Уайта-Эллиса [3]:
15 = 855,6/(^(С№/Ск) + 0,8573) - 273, (0 - 245°С). (4)
Определение температуры по Ка-К-геотермометру проводится также с помощью уравнения Арнорссона [4]:
15 = 933/(^(С№/Ск) + 0,933) - 273, (25 - 250°С). (5)
В уравнениях (4) и (5) СКа, СК - концентрация катионов натрия Ка+, калия К+ в растворе, мг/л.
В некоторых случаях применяется натрий-калий-кальциевый (Ка-К-Са) геотермометр, диапазон применения которого шире, чем натрий-калиевого. Для этого геотермометра используется дополнительное отношение концентраций катионов кальция Са2+ и катионов натрия Ка+ в водном растворе. Вычисление температуры по Ка-К-Са-геотермометру сделано нами на основе уравнения Фурнье-Трусделла [5]:
18 = 1 647/(1в(С№/Ск) + Рск • 18((Сс3)°,5/С№) + 2,24) - 273, (4 - 340°С), (6)
где СКа, СК, ССа - концентрации соответственно катионов натрия, калия, кальция, выраженные в моль/л; рСК - коэффициент, имеющий значения:
рСК = 1/3, если (ССа)0,5/сап < 1 и 15 > 100°С, (7.1)
вСК = 4/3, если (ССа)0,5/сап > 1 и 15 < 100°С. (7.2)
Теплоноситель продуктивных скважин Верхне-Мутновской ГеоЭС имеет сходный химический состав, близкие паросодержание и температуру. Поэтому вычисленные значения температуры по приведенным геотермометрам следует рассматривать как обобщенную характеристику той зоны, которая дренируется скважинами.
Концентрация кремнезема 8Ю2 в пробе сепарата (табл. 1а) составляла 643,8 мг/кг, концентрация катионов Ка+ - 239,4 мг/л = 10,41340-3 моль/л, концентрация катионов К+ - 42,0 мг/л
= 1,074 • 10-3 моль/л и концентрация катионов Са2+ - 0,0399 • 10-3 моль/л. Подстановка этих
значений в уравнения (2)-(7) дала следующие результаты: температура на забое по Ка-К-геотермометру Уайта-Эллиса - 269,3°С, температура по Ка-К-геотермометру Арнарссона -257,4°С, температура по Ка-К-Са-геотермометру Фурнье-Трусделл - 249,1°С.
Температуру, вычисленную по геотермометру Фурнье-Трусделла, следует рассматривать как нижний предел температуры в области гидротермального резервуара, дренируемой продуктивными скважинами Верхне-Мутновской ГеоЭС, - 246-249°С. Температуру,
вычисленную по геотермометру Арнарссона, следует рассматривать как верхний предел значений реальной температуры в зоне дренирования на момент отбора проб - 279-284°С.
Для пробы сепарата, химический состав которой указан в табл. 3, при максимально возможной температуре на забое скважин 279,4°С концентрация кремнезема 8і02 до выпаривания согласно уравнению (3) была 519,1 мг/кг, а после выпаривания - 643,8 мг/кг. Таким образом, минимально возможное паросодержание в потоке теплоносителя составляло 519,1/643,8 = 0,20.
Таблица 3
Результаты измерений методом ФКС в пробе гидротермального сепарата Верхне-Мутновской ГеоЭС
R, нм °am R, нм °am
1,0-1,44 0,0222322 83,17-120,22 0,0270527
1,44-2,089 0,0335038 120,226-173,78 0,0169228
2,0893-3,01995 0,0479776 173,78-251,189 0,00925547
3,019-4,365 0,0649203 251,189-363,078 0,00361224
4,365-6,309 0,0820874 363,078-524,807 0,0
6,309-9,12 0,0956918 524,807-758,578 0,0
9,12-13,18 0,101794 758,578-1096,48 0,0
13,18-19,05 0,0986029 1 096,48-1 584,89 0,0
19,05-27,54 0,0875023 1 584,89-2 290,87 0,0
27,54-39,81 0,0718849 2 290,87-3 311,3 0,0
39,81-57,54 0,0552209 3 311,3-4 786,3 0,0
57,544-83,176 0,0398972 4 786,3-10 000,0 0,0
При подъеме теплоносителя по продуктивным скважинам ГеоЭС из-за снижения температуры и перехода части теплоносителя в паровую фазу на поверхность поступает раствор, пересыщенный относительно растворимости аморфного кремнезема. Это приводит к развитию нуклеации и полимеризации молекул ортокремниевой кислоты, в форме которой в основном присутствует кремний в растворе до выхода на поверхность. Следствием нуклеации и полимеризации является образование коллоидных частиц кремнезема. Течение сепарата по трубопроводам, теплооборудованию и реинжекционным скважинам сопровождается формированием комплексов частиц кремнезема на стенках каналов и ростом слоев твердых отложений.
Размеры и коэффициенты диффузии коллоидных частиц кремнезема, сформировавшихся в гидротермальном растворе в ходе нуклеации и полимеризации, измеряли методом фотонной корреляционной спектроскопии (ФКС). Эксперименты были выполнены на фотонном корреляционном спектрометре класса PhotoCor Complex. Комплектация спектрометра такова: оптический блок PhotoCor-Spec, коррелятор класса PhotoCor-M, лазер и компьютер. He-Ne-лазер имел мощность 20 мВт и длину волны X = 633 нм. Прецизионный оптический блок типа PhotoCor-Spec содержал прецизионный гониометр, обеспечивающий углы рассеивания 10-150° и точность поворота до 0,05°, термостат, систему счета фотонов PhotoCor-Count, блок питания PhotoCor-PMT-PS, оптическую скамью, фокусирующий узел для лазера, адаптеры кювет. Аликвоты раствора помещались в квадратные кюветы размером 12 х 12 мм.
Система счета фотонов PhotoCor-Count имеет высокоэффективную приемную оптическую систему. Сигнал с выхода фотоприемного блока анализируется одноплатным многоканальным коррелятором, который вставляется непосредственно в один из разъемов материнской платы персонального компьютера. С помощью компьютера осуществляется управление процессом измерения и обработка результатов измерения. Компьютер IBM PC, совместимый с монитором и принтером, оснащен пакетом специальных программ для PhotoCor-систем типа PhotoCor Soft-WIN в среде Windows 3.11/95/98. Программное обеспечение позволяет обрабатывать сигналы, поступившие в систему счета фотонов, накапливать измерения корреляционной функции в разных точках, строить графики корреляционной функции. На основе математического аппарата теории квазиупругого рассеивания монохроматического света на отдельных центрах программа
рассчитывает по значениям корреляционной функции время корреляции, коэффициент диффузии частиц определенного размера, которые участвуют в рассеивании света, определяет концентрацию частиц с размерами в определенном интервале и вычисляет их средний размер.
В табл. 3 представлены результаты измерения в одной из проб гидротермального раствора в виде зависимости амплитуды рассеивания монохроматического лазерного света Sam с длиной волны 633,0 нм от радиуса частиц R. Амплитуда рассеивания Sam пропорциональна количеству частиц с радиусами в соответствующем диапазоне величин. Математическая обработка данных по рассеиванию света проведена для частиц с радиусами от 1,0 до 10 000 нм. Средний радиус для частиц указанной пробы раствора составил 11,09 ± 0,18 нм, коэффициент диффузии - 1,923 ± 0,03 см2/с (табл. 3).
Исследования, выполненные методом ФКС в пробах гидротермального раствора, показали, что основная доля частиц имеет размеры от 1,0 до 50,0 нм. Средний радиус частиц принимает значения от 7,0 до 25,0 нм. Количество частиц с размерами свыше 100,0 - 200,0 нм относительно мало.
Другой важной характеристикой гидротермального раствора является удельная электропроводность с [6]:
ст = hel , (8)
Reí • Sei
где hel - расстояние между электродами; Sel - площадь пластин электродов; Rel - омическое сопротивление объема раствора в пространстве между электродами. По величине удельной электропроводности с гидротермальный раствор Мутновского месторождения относится к разбавленным электролитам, по типу зависимости с от температуры - к проводникам второго рода [7]. Для подсчета затрат энергии на электрообработку по формуле необходимо знать сопротивление электрокоагулятора, которое определяется его конструкцией, силой и плотностью тока и температурой, от которой зависит электропроводность раствора.
Удельная электропроводность с многокомпонентного раствора оценивается теоретически на основе эквивалентной электропроводности As, которая связана с величиной с [6]:
As = с/c, (9)
где с - объемная концентрация иона, мг-экв/л. По закону Кольрауша [6] при бесконечном разбавлении раствора электролита эквивалентная электропроводность равна сумме предельных подвижностей ионов u, которые пропорциональны скоростям движения ионов в электрическом поле напряженностью E и в приближении стоксовского режима обтекания шара радиуса r¡ определяются по формуле [6]:
U = -^Е. (10)
6га;ц
Пользуясь законом Кольрауша, мы вычислили теоретическое значение удельной электропроводности с для одной из проб сепарата скважины 014 Мутновского месторождения. Для 25°С теоретическое значение оказалось равным с = 1,571 • 10-3 Ом-1 • см-1, что показывает качественное соответствие с экспериментальным значением для I = 1,5 А при 20°С - 1,07 • 10-3 Ом-1 • см-1.
Наибольший вклад в величину удельной электропроводности многокомпонентного раствора дают ионы Na+, K+, Ci-, HCO3-, SO42-, CO32-. Суммарный вклад этих ионов в удельную
электропроводность составил 97,92%. Значения предельной подвижности ионов в воде при
температуре 25°С, их концентрация и относительный вклад в удельную электропроводность гидротермального раствора приведены в табл. 4.
Таблица 4
Предельные подвижности ионов в гидротермальном растворе при 25°С и относительный вклад
в удельную электропроводность раствора
Ион Предельная подвижность, Концентрация иона, Оносительный вклад в удельную
см2/Ом • г • экв мг • экв/дм3 электропроводность, %
H3O3+ 349,8 10-5,9 0,00002
Li+ 38,6 0,1873 0,46
Na+ 50,1 10,43 33,24
K+ 73,5 1,46 6,82
NH4+ 73,5 0,04 0,187
Mg2+ 53,0 0,0197 0,066
Ca2+ 59,5 0,2 0,757
Al3+ 63,0 0,0309 0,123
Fe2+ 53,5 0,0107 0,036
Fe3+ 68,0 0,0161 0,0697
OH- 197,6 0,00606 0,083
F- 55,4 0,08 0,281
Cl- 76,4 8,20 39,85
HCO3- 44,5 0,72 2,039
SO42- 80,0 2,60 13,23
CO32- 69,3 0,62 2,73
Таблица 5а
Омическое сопротивление электрокоагулятора и электропроводность раствора в зависимости от температуры (I = 1,5А, j = 112,7 А/м2, hel = 10 мм)
О О 55,0 43,0 36,0 30,0 27,0 23,0 20,0
Rel, Ом 4,33 5,0 5,33 5,66 6,0 6,33 7,0
a • 103, (Ом • см)-1 1,73 1,50 1,41 1,33 1,25 1,18 1,07
Таблица 5б
Удельная электропроводность раствора сепарата Верхне-Мутновской ГеоЭС в зависимости от температуры (I = 1,0А, ] = 86,95 А/м2, Ье| = 10 мм)
ts, °С 130 128 123 117 109 99 89 76 63 50 36 20
a • 103, (Ом • см)-1 3,85 3,64 3,50 3,32 3,05 2,92 2,78 2,38 2,01 1,76 1,45 1,28
атеор • 103, (Ом • см)-1 6,200 6,113 5,866 5,543 5,150 4,655 4,166 3,545 2,959 2,404 1,858 1,307
ц • 103, Па • с 0,211 0,214 0,223 0,236 0,254 0,281 0,314 0,369 0,442 0,544 0,704 1,001
a = а/атеор 0,620 0,595 0,596 0,598 0,592 0,627 0,667 0,671 0,679 0,732 0,780 0,979
Для выявления зависимости сопротивления Reí от температуры проведены эксперименты по обработке сепарата скважины 014 при силе тока I = 1,5 А и плотности тока j = 112,7 А/м2 в диапазоне ts = 20-60°С. Результаты измерения омического сопротивления электрокоагулятора и удельной электропроводности гидротермального раствора в диапазоне температуры 20-60°С и расстоянии между электродами hel = 10 мм представлены в табл. 5а. В табл. 5б представлены экспериментальные данные по измерению величины с в растворе сепарата Верхне-Мутновской ГеоЭС в диапазоне 20-130°С. Концентрации катионов и анионов для сепарата Верхне-Мутновской ГеоЭС указаны в табл. 1 а.
Согласно данным табл. 5а сопротивление электрокоагулятора с раствором гидротермального сепарата уменьшалось с ростом температуры: величина Rel понизилась в 1,6 раза при увеличении температуры от 20 до 60°С. Удельная электропроводность с с ростом температуры от 20 до 60°С увеличилась в 1,6 раза. Рост удельной электропроводности с температурой связан с тем, что гидротермальный раствор относится к проводникам второго рода. Согласно уравнению (10) с увеличением температуры и снижением вязкости воды ц увеличиваются подвижности u¡ ионов раствора, что и приводит к росту эквивалентной А и удельной с электропроводностей.
Уравнение (10) показывает, что подвижность отдельных ионов, а значит, и удельная электропроводность раствора обратно пропорциональны динамической вязкости раствора ц. В табл. 5б приведены значения вязкости при различной температуре, вычисленные по уравнению (8):
ц&) = 0,0000001 • 241,4 • 10247,8/(ts - 140). (11)
С учетом зависимости вязкости от температуры по уравнению (10) вычислены теоретические значения стеор удельной электропроводности для сепарата Верхне-Мутновской ГеоЭС (табл. 5б). При 20°С теоретическое значение стеор мало отличается от экспериментального
(табл. 5б). При повышенных температурах 50-130°С это отличие более существенно: теоретические значения в 1,4-1,69 раза больше экспериментальных. Таким образом, уравнения (9), (10)
и (11) дают возможность оценки величины с при различных концентрациях ионов, pH и температуры раствора. Для расчета с при повышенной температуре следует ввести коэффициент а = с/стеор, значения которого при 50-130°С находятся в пределах 0,732-0,59 (табл. 5б).
Выводы
1. Согласно концентрациям кремнезема, натрия и калия в растворе сепарата скважин Мутновского месторождения температура теплоносителя в дренируемой зоне гидротермального резервуара находится в пределах от 250 до 300°С. В растворе сепарата среди катионов наибольшую концентрацию имеют ионы натрия и калия, среди анионов - хлор-ион и сульфат-ион. Сепарат относится к хлоридно-сульфатно-натриево-калиевому типу гидротермальных растворов.
2. Процессы нуклеации и полимеризации ортокремниевой кислоты в пересыщенном растворе сепарата приводят к образованию коллоидных частиц кремнезема, средние радиусы которых находятся в пределах от 7,0 до 25,0 нм. Основная доля частиц имеет радиусы в пределах от 1,0 до 50,0 нм.
3. Экспериментальные значения удельной электропроводности сепарата при различной температуре находятся в качественном соответствии с теоретическими значениями, вычисленными на основе закона Кольрауша, предельных значений подвижности ионов и вязкости воды. Это дает возможность прогноза электропроводности гидротермального раствора при различной температуре, концентрации ионов, pH, ионной силе раствора и оценке расхода электроэнергии на осаждение кремнезема электрокоагуляцией на электродах из растворимого металла. Указанное обстоятельство имеет значение для разработки технологии извлечения кремнезема из гидротермального теплоносителя [9].
4. Выделены физико-химические характеристики гидротермального сепарата, существенные для решения проблемы твердых отложений и для разработки технологии осаждения кремнезема: 1) общее содержание С кремнезема в растворе; 2) средний радиус, площадь поверхности коллоидных частиц кремнезема; 3) концентрация основных катионов (№+, К ) и анионов (С1-, 8042-); 4) pH; 5) минерализация раствора Мь; 6) ионная сила 18; 7) удельная электропроводность раствора с.
