Оценка перспектив транспортировки пароводяной смеси на Паужетской геотермальной электростанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РФ

Филиал ДВГТУ (ДВПИ им. В.В. Куйбышева)

в г. Петропавловске-Камчатском

Кафедра инженерно-технических дисциплин

Специальность 140104 "Промышленная теплоэнергетика"

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: "Оценка перспектив транспортировки пароводяной смеси на Паужетской геотермальной электростанции"

Проект выполнил: Чернов Андрей Сергеевич

Руководитель проекта: Шулюпин Александр Николаевич

Петропавловск-Камчатский - 2008

Содержание

Введение

1. Характеристика скважин

1.1 Размещение скважин

1.2 Фактические средние параметры скважин водозабора Центральный: 103, 106, 108, 120, 121, 122, 123, ГК-3

1.3 Основные характеристики скважин. Производительность скважин

1.4 Результаты расчета параметров эксплуатационной скважины 123

2. Методика расчета трубопровода ПВС

3. Расчет трубопровода ПВС от 123 скважины

4. Охрана труда и техника безопасности

5. Охрана окружающей среды

6. Экономическая часть

Основные выводы

Список использованной литературы

Введение

Целью данной работы является расчет оптимальной длинны трубопровода ПВС при определённых параметрах скважины.

Задачи:

1) Произвести интегральный расчет скважин.

2). Произвести расчет трубопровода ПВС.

3) Выработать рекомендации по использованию методов расчета трубопровода ПВС для Паужетского месторождения.

В последнее время привлекает все большее внимание транспортировка теплоносителя от скважин к потребителю в виде пароводяной смеси, что требует разработки соответствующих методов расчета трубопроводов и контроля расходных параметров скважин. При необходимости транспортировки не только пера, но и воды к общему месту использования целесообразно транспортировать пароводяную смесь непосредственно от скважин, а разделение фаз осуществлять на общей сепарационной станции. В этом случае отпадает необходимость применения многих компонентов как устьевого оборудования, так и оборудования, предназначенного для транспортировки насыщенной воды. Заметим, что транспортировка горячей воды имеет сложности, связанные с необходимостью предотвращения процесса кипения в трубопроводах и обеспечения к разработке месторождения. Если раньше допускался слив воды из скважины сепаратора на рельеф, то сейчас, учитывают богатую палитру вредных веществ в геотермальном теплоносителе, прибегают к закачке воды. Закачку водяного сепарата, проще организовать совместно с конденсатом ГеоТЭС т.е с площадки станции. Поэтому в последнее время. Все чаще прибегают к транспортировке теплоносителя в виде пароводяной смеси. Наряду с очевидными достоинствами транспортировка пароводяной смеси имеет свои проблемы. Одной из проблем является снижением уровня пульсации в потоке, оказывающее негативное влияние на трубопровод и сопряженное с ним оборудование. Основная причина возникновении пульсации заключается в наличии жидких пробок.

Транспортировки представляет интерес десперсно-кольцевая структура течения, устройство существующая при высоких объемных содержаниях пара и высокой скорости потока. Отметим, что в скважинах в близ устьев, как правило имеет место указанная структура. Необходимая для реализации дисперсно- кольцевой структуры. скорость может быть обеспечена выбором диаметра трубопровода. Однако при этом возникают другая проблема- гидравлические сопротивления, возрастающие с ростом скоростей.

Дипломный проект содержит 4 листа формата А 1, пояснительную записку на 55 листах формата А 4, включающую 17 рисунков, 5 таблиц, технологическую схему, 13 литературных источников.

ПАРОВОДЯНАЯ СМЕСЬ, РАСХОД, ЭНТАЛЬПИЯ, СКВАЖИНА, ТЕМПЕРАТУРА, ДАВЛЕНИЕ, ПЕРЕПАД ДАВЛЕНИЯ, ПЛОТНОСТЬ, ТРАНСПОРТИРОВКА.

Объектом исследования является течение пароводяной смеси на Паужетском парогидротермальном месторождении.

Целью дипломного проекта является расчет оптимальной длинны трубопровода ПВС от скважины 123.

Рассмотрены применяющиеся на практике методы определения производительности скважин, на примере Паужетского месторождения подробно рассмотрен метод расчета транспортировки пароводяной смеси.

В ходе проделанной работы были выполнены расчеты и собрана дополнительная информация по скважинам водозабора центральный благодаря которым можно выполнить расчет трубопровода ПВС, а также выполнен расчет трубопровода пароводяной смеси от скважины 123 в результате которого был построен график интегральной зависимости от длины трубопровода.

1. Характеристика скважин

1.1 Размещение скважин

Размещение скважин на местности, их привязка к существующим скважинам и результаты данных, обосновывающих выбор заданных точек, приведены ниже.

Скважина 127 глубиной 709,7 м пробурена между скважинами 110 и 112, соответственно, на расстоянии 240 м к югу от первой и 210 м к северу от второй. По данным опробования при давлении на устье ниже 2,6 бар режим извержения пульсирующий, выше - стабильный. Расход ПВС при стабильном режиме (Ру=2,7 бар) - 15,1 кг/с. Максимальная температура была зафиксирована на глубине 650 м и составила 199 °С.

Скважина 132 пробурена на первом профиле, на расстоянии 250 метров к югу от скважины 113. По данным опытного выпуска при избыточном давлении на устье 2,5 бар - дебит скважины составил 18,6 кг/с при энтальпии ПВС 825 кДж/кг.

Скважина 128 пробурена на расстоянии 215 м к западу от скважины 112. После возбуждения скважина работала с давлением пара на устье 0,29 бар и дебитом ПВС визуально 10 кг/с несколько часов, затем заглохла. Повторное возбуждение прошло с тем же результатом. Возможной причиной этому является обрушение открытой части ствола скважины и предполагаемый разрыв колонны обсадных труб Ж 243 мм.

Скважина 129 пробурена на расстоянии 175 м на ЮЗ 200° от скважины 128; на расстоянии 225 метров на СЗ 285^о от скважины ГК-2. По данным опробования при избыточном давлении ниже 1 бар режим извержения ПВС пульсирующий, выше - стабильный (при максимальном дебите 14,8 кг/с). Максимальная температура 197°С зафиксирована на глубине 640 м.

Скважина 130 пробурена на расстоянии 120 м к югу от скважины ГК-2 и на расстоянии 190 м на СЗ 295° от скважины 113. По данным испытания скважины режим извержения ПВС стабильный, избыточное давление пара на устье 2,9-6,4 бар. Расход ПВС при максимальном рабочем давлении 24,2 кг/с с энтальпией 762 кДж/кг.

Максимальная температура составила 202 °С на глубине 650 м.

На Центральном участке в период детальной разведки пробурено 8 скважин, расположенных по двум профилям. Первый профиль: скв. 126-125-124-121-120-123 юго-восточного простирания проходит параллельно раннее пробуренному профилю скважин 106-108-ГК-3-102 на расстоянии 60-200 м к юго-западу от него. Второй профиль - скв. 121-122-131 - северо-восточного простирания, перпендикулярно к первому. Расстояние между скважинами на профилях составляет в среднем 180-200 м.

Скважина 126 пробурена на расстоянии 150 м к ЮВ 172° от скважины РЭ-2 и на расстоянии 280 метров на СЗ 300° от скважины 108. По данным испытания при полностью открытой задвижке скважина работает в пульсирующем режиме с избыточным давлением на устье 0-1,3 бар. При повышении давления режим переходит в стабильный, средний максимальный замеренный расход ПВС - 14,2 кг/с при Ру=2,1 бар, с энтальпией 821 кДж/кг.

Скважина 125 пробурена на расстоянии 180 м к ЮВ 154° от скважины 126 и на расстоянии 165 м на ЮЗ 263° от скважины 108. После возбуждения скважина в течение нескольких часов работала с давлением пара на устье 0,5 бар и дебитом ПВС, визуально 15-20 кг/с. Затем заглохла также, как и при повторном запуске.

Скважина 124 пробурена на расстоянии 210 м к ЮВ 153° от скважины 125 и на расстоянии 227 метров на ЮЗ 253° от скважины 106. В результате аварии скважина до проектной глубины не доведена (глубина 744 м). После возбуждения скважины ее работа продолжалась 30-40 мин, после чего она заглохла. Максимальное давление при работе скважины составляло 0,5 бар при максимуме расхода 20 кг/с. Многократные попытки возбуждения скважины положительного эффекта не дали.

Скважина 121 пробурена на расстоянии 220 м к ЮВ 124° от скважины 124 и на расстоянии 215 м на ЮЗ 260° от скважины ГК-3. Режим извержения ПВС стабильный, дебит ПВС 28,9 кг/с (Ру=2,4 бар).

Скважина 120 пробурена на расстоянии 190 м к ЮВ 130° от скважины 121 и на расстоянии 175 на ЮЗ 207° от скважины ГК-3. Режим извержения ПВС стабильный, дебит ПВС 24,8 кг/с (Ру=1,7 бар).

Скважина 123 пробурена на расстоянии 200 м к ЮВ 98° от скважины 120 и на расстоянии 235 м на ЮВ 148° от скважины ГК-3. На скважине получен максимальный дебит ПВС на месторождении - 50,4 кг/с (Ру=4,5 бар).

Скважина 122 пробурена на расстоянии 200 м к ЮЗ 235° от скважины 121 и на расстоянии 205 м на СЗ 314° от скважины 103. Режим извержения ПВС стабильный, дебит ПВС 45,5 кг/с (Ру=3,5 бар).

Скважина 131 пробурена на расстоянии 240 м к ЮЗ 232° от скважины 122; на расстоянии 175 м на СВ 355^о от скважины 119. Режим извержения ПВС стабильный, дебит ПВС 37,4 кг/с (Ру=4,2 бар).



Рис. Технологическая схема разработки Паужетского месторождения парогидротерм



1.2 Фактические средние параметры скважин водозабора Центральный: 103, 106, 108, 120, 121, 122, 123, ГК-3

энтальпия ПВС………………………………………...169-198 ккал/кг (707-830 кДж/кг);

расход ПВС…………………………………………......18,3-46,8 кг/с;

избыточное (абсолютное) давление на устье ……......1,6-5,1 ати (2,6-6,0 бар);

избыточное (абсолютное) давление сепарации……...1,4-2,5 ати (2,3-3,4 бар).

Фактические минимальные параметры эксплуатационных скважин, обеспечившие их эксплуатацию в режиме парлифта:

энтальпия ПВС...……………………………………….161-196 ккал/кг (674-820 кДж/кг);

расход ПВС……………………………………………..12,7-44,4 кг/с;

избыточное (абсолютное) давление на устье………...1,5-5,0 ати (2,5-5,9 бар);

избыточное (абсолютное) давление сепарации……...1,2-2,3 ати (2,2-3,2 бар).

По опыту эксплуатации добычных скважин участка Северного мы пришли к выводу, что предельный минимальный дебит скважины, при котором её работа в режиме парлифта становится неустойчивой, а сама эксплуатация неэффективной в связи с низкой паропроизводительностью, составляет 10 кг/с (по ранее утверждённым кондициям - 4,6 кг/с).

Заметим, что энтальпия величиной меньше вышеуказанной (154 ккал/кг) наблюдалась на участке Северном только по двум эксплуатационным скважина 15 и 16, по остальным - этот параметр был значительно выше. Минимальная энтальпия ПВС по утверждённым кондициям составляла 128 ккал/кг, и именно с этим значением скважина 16 вышла из эксплуатации, тогда как скважина 15 прекратила работу при энтальпии 143 ккал/кг.

"минимальное давление на устье скважин, обеспечивающее давление перед турбиной, - не менее 1,2 ата". Фактически, по утверждению потребителей, при существующей системе поставки пара давление на входе в турбину поддерживалось не ниже 1,3-1,4 ата. Требования по повышению давления в паропроводе, а соответственно и на устье скважин, не предъявлялись. При этом среднее давление сепарации фактически поддерживалось в пределах 1,75-1,95 ати (2,7-2,9 бар абс.), и этим регламентируется давление на устье скважин, которое в среднем по водозабору должно быть не ниже указанных значений. На самом деле оно несколько выше в связи с особенностями устьевой обвязки отдельных скважин, в частности, - 103 и 131.

Таким образом, по фактическим данным, опыту работ и результатам моделирования допустимые (минимальные) значения параметров принимаются следующими:

расход ПВС………………………………………….10-13 кг/с;

энтальпия ПВС……………………………………...154-161 ккал/кг (645-674 кДж/кг);

давление сепарации (среднее по водозабору)……..1,75 ати (2,7 бар);

давление на устье (среднее по скважинам)………...3,3 ати (4,2 бар).

1.3 Основные характеристики скважин. Производительность скважин

Основные характеристики скважин водозабора Центрального - глубины, средние диаметры, а также гидроэнергетические параметры по состоянию на ноябрь 2006 г., представлены в таблице. Дебиты эксплуатационных скважин варьируют в пределах 18-48 кг/с, производительность по пару составляет 1,8-5,0 кг/с при избыточном давлении сепарации 1,5-2,4 ати и энтальпии ПВС 177-200 ккал/кг (742-839 кДж/кг). К наиболее высокопроизводительным относятся скважины 122, 123, наименьшими дебитами и производительностью по пару при достаточно высокой энтальпии теплоносителя характеризуются скважины 120, 121. Пониженной энтальпией ПВС относительно продукции, поставляемой остальными скважинами водозабора, отличается скважина 106, которая благодаря сравнительно высокому дебиту характеризуется не самой низкой паропроизводительностью.

Таблица 1. Основные характеристики эксплуатационных скважин водозабора Центральный

Номер скважины	Глубина, м	Ру, ати	Рс, ати	G, кг/с	h	G", кг/с	GЧh, МВт	dк, мм	dср, мм
					ккал кг	кДж/кг
103	627	5,1	2,3	23	198	830	2,7	19	132	149
106	811	2,2	1,5	29	177	742	2,8	22	145	163
108	405	2,0	1,5	26	180	755	2,6	20	127	160
120	854	3,6	2,3	18	190	794	1,8	14	93	180
121	786	2,4	2,4	20	200	839	2,4	17	145	181
122	800	3,7	2,2	42	197	824	5,0	35	93	186
123	819	2,6	2,3	48	184	769	4,4	37	132	178
131	827	4,6	1,6	34	193	808	4,2	27	93	178
ГК-3	1205	1,7	1,6	30	198	829	4,0	25	112	149
Среднее:	793	3,1	1,9	30	191	799	3,3	24	119	169
?	-	-	-	270	-	-	30,0	215	-	-
Средневзвешенное значение:	190	-	-	-	-	-

Производительность скважин водозабора (G), как это видно из табл. 13.2, не зависит от их конечных диаметров (dк), но находится в прямой зависимости от среднего диаметра скважин (dср). Согласно графику, представленному далее на рис. 13.1, между указанными параметрами (G = f dср) по большинству скважин прослеживается достаточно строгая прямолинейная зависимость, которой не подчиняются только скважины 120, 121, 123.



Рис. 1 Производительность скважин водозабора Центрального



Рис. Хронологические графики параметров эксплуатационных скважин 106, 108, 120, 121, 122, 123, ГК-3



Рис. Расходная характеристика эксплуатационной скважины 108

Рис. Расходная характеристика эксплуатационной скважины 123



Рис. Расходная характеристика эксплуатационной скважины 121

Рис. Расходная характеристика эксплуатационной скважины 122



Рис. Расходная характеристика эксплуатационной скважины ГК-3

1.4 Результаты расчета параметров эксплуатационной скважины 123

Определение расхода пара производится в соответствии с ГОСТ 8.563.1-97 и 8.563.2-97.

Основная формула расчета расхода пара:

G" = б Ч Кш' Ч Кп Ч е Ч Fд Ч (2Ч?РЧс)^0,5 (1)

где б - коэффициент расхода диафрагмы;

Кш' - действительный коэффициент шероховатости с учетом зависимости от Re;

Кп - поправочный коэффициент на притупление входной кромки;

е - поправочный множитель на расширение пара;

Fд - площадь отверстия диафрагмы, м ²;

?Р - верхний предел измерений перепада давления, Па;

с - плотность насыщенного пара, кг/м ³

1. Коэффициент расхода диафрагмы определяется по формуле:

б = Е Ч С (2)

где Е - коэффициент скорости входа;

С - действительный коэффициент истечения

1.1 Коэффициент скорости входа определяется по формуле:

E = 1 / (1 - в⁴)^0,5 (3)

где в - относительный диаметр отверстия сужающего устройства (в нашем случае камерной диафрагмы с угловым отбором давления, далее - СУ).

Относительный диаметр отверстия СУ определяется по формуле:

в = d / D (4)

где d - внутренний диаметр СУ при при рабочей температуре, мм;

D - внутренний диаметр измерительного трубопровода (далее - ИТ) при рабочей температуре, мм

Внутренний диаметр СУ (ИТ) при при рабочей температуре (t) определяется по формулам (5, 6):

d = d₂₀ Ч Кt = d₂₀ Ч [1 + г Ч (t - 20)] (5)

D = D₂₀ Ч Кt = D₂₀ Ч [1 + г Ч (t - 20)] (6)

где d₂₀ (D₂₀) - внутренний диаметр СУ (ИТ) (t = 20 ^оС);

Кt - поправочный коэффициент на изменение диаметра СУ (ИТ), вызванное отклонением t от 20 ^оС;

г - температурный коэффициент линейного расширения для СУ (ИТ) [ГОСТ 8.563.1-97 прил. В ф. В.5; табл. В.1]

1.2 Действительный коэффициент истечения определяется по формуле:

С = С_~ Ч К_Re (7)

где С_~ - коэффициент истечения, расчитанный при числе Рейнольдса, стремящемся к бесконечности;

К_Re - поправочный коэффициент на число Рейнольдса.

1.2.1 Коэффициент истечения, расчитанный при числе Рейнольдса, стремящемся к бесконечности определяется по формуле:

С_~ = 0,5959 + 0,0312 Ч в^2,1-0,1840 Ч в ⁸ (8)

1.2.2 Поправочный коэффициент на число Рейнольдса определяется по формуле:

К_Re = 1 + 1,426 / (1 + С_~ Ч (Re_~)^0,75 / 64,28 Ч в^2,5) (9)

где Re_~ - число Рейнольдса при приближенном значении массового расхода пара;

Число Рейнольдса при приближенном значении массового расхода пара определяется по формуле:

Re_~ = 0,0361 Ч qm_~ / (D Ч µ) (10)

где qm_~ - приближенное значение массового расхода пара, кг/с;

µ - динамическая вязкость пара в рабочих условиях, кгс·с/м ²

Приближенное значение массового расхода пара при С = С_~ (К_Re = 1) определяется по формуле:

qm_~ = С_~ Ч E Ч Kш Ч Кп Ч е Ч Fд Ч (2Ч?РЧс)^0,5 (11)

где Кш - приближенный коэффициент на шероховатость внутренней поверхности трубопровода;

Кп - принят равным 1,0 [ГОСТ 8.563.1-97 прил. В гл. В.4 п. В.4.3];

Приближенный коэффициент на шероховатости внутренней поверхности трубопровода определяется по формуле:

Кш = 1 + в⁴ Ч r_o Ч A_Re (12)

где A_Re - принят равным 0,5 [ГОСТ 8.563.1-97 гл.5 п.5.3]

r_o определяется по формуле:

r_o = 0,07 Ч lg(Rш / D Ч 10⁴) - 0,04 (13)

[ГОСТ 8.563.1-97. прил. В.3 п. В.3.2 ф-ла В.30],

где Rш / D - относительная шероховатость внутренней поверхности трубопровода;

Rш - эквивалентная шероховатость внутренней поверхности трубопровода, мм принята равной 0.2 [ГОСТ 8.563.1-97. табл. Б-1]

Поправочный множитель на расширение пара определяется по формуле:

е = 1 - (0,41 + 0,35 Ч в⁴) Ч ?Р / (Р Ч Х) (14)

где Х - показатель изоэнтропии (адиабаты) принят равным 1,31 [Альбом графиков к Правилам 28-64 измерения расхода жидкостей, газов и паров стандартными диафрагмами и соплами рис. А 14].

Площадь отверстия диафрагмы определяется по формуле:

Fд = р Ч d² / 4 (15)

2. Действительный коэффициент шероховатости с учетом зависимости от Re определяется по формуле:

Кш' = 1 + в⁴ Ч ro Ч A_Re (16)

A_Re = 1 - (lgRe - 6)² / 4 при 10⁴ < Re < 10⁶

A_Re = 1 при Re ? 10⁶ [ГОСТ 8.563.1-97. прил. В.3 п. В.3.2 ф-лы В.28-В.29].

Действительный средний массовый расхода пара рассчитывается по формуле:

G" = qm_~ Ч К_Re Ч Кш' / Кш (17).

Подставив в формулу (17) формулу (11) и выведенное из формулы (7) выражение выходим на формулу (1).

Для упрощения расчета в формулу (1) вводим постоянные а_G" и a_е:

Постоянная массового расхода пара определяется по формуле:

а_G" = б Ч Kш' Ч Кп Ч Fд Ч2 ^0,5 (18)

Постоянная поправочного множителя на расширение пара определяется по формуле:

a_е = (0,41+0,35Чв⁴) / 1,31 (19)

Подставляя постоянную поправочного множителя на расширение пара в формулу 14 получаем:

е = 1- a_е Ч ?Р/P (20).

В итоге применяемая формула расчета пара выглядит следующим образом:

G" = a_G" Ч (1 - a_е Ч ?Р / P) Ч (?Р Ч с)^0,5 (21).

Расчет постоянных для каждой эксплуатационной скважины по формулам (18, 19) приведен в таблице 1, где относительный диаметр отверстия СУ определялся по выведенной из формул (4, 5 и 6) формуле (22)

в = d₂₀ Ч Кt / D₂₀ Ч Кt (22).

Определение расхода воды. Определение расхода воды при применении лотков (подробнее cмотри в [64]).

Расход воды на водосливе определяется по формуле:

G_в = m Ч b ЧЧ H^3/2 Ч 1000 (23)

где m - коэффициент расхода через водослив по формуле Базена;

b - ширина водослива (в направлении нормальном к направлению течения), м;

g - ускорение свободного падения, равно 9,81 м/с ²; ? 4,427;

Н - напор, м.

Коэффициент расхода через водослив по формуле Базена определяется по формуле:

m = [0,405 + 0,0027 / H]Ч [1+0,55 Ч H² / (H + р)²](22) (24)

где р - высота порога, м.

Напор практически равен расчетному значению напора (Нрасч.) и определяется по формуле:

Н = Нрасч.= Но - Низм. (25)

где Но - расстояние от точки отсчета до порога водослива, м.

Низм. - измеренное расстояние от точки отсчета до зеркала воды, м

В результате подстановки в формулу (23) формулы (24) применяемая формула расчета расхода воды на водосливе выглядит следующим образом:

G_в = [0,405+0,0027/HЧ1000]Ч [1+0,55Ч(H/1000)²/(H+р)²]ЧbЧ4,427Ч (H/1000)^3/2Ч1000 (26).

Расход сепарированной воды определяется по формуле:

G' = G_а Ч (h'_а -h"_а)Ч(h'_с - h"_а) (27),

где G_а - расход воды, измеренный при атмосферном давлении, кг/с;

h'_а - энтальпия кипящей воды при атмосферном давлении, кДж/кг;

h"_а - энтальпия сухого насыщенного пара при атмосферном давлении, кДж/кг;

h'_с - удельная энтальпия кипящей воды при давлении сепарации, кДж/кг;

Расход воды, измеренный при атмосферном давлении определяется по формуле:

G_а = (G_в Ч с_в) /1000 (28),

где с_в - плотность воды при атмосферном давлении (при температуре 98 єС), кг/м ³.

При подстановке в формулу 27 формулы 28 применяемая формула расчета расхода сепарированной воды принимает вид:

G' = (G_в Ч с_в) /1000 Ч (h'_а -h"_а)Ч(h'_с - h"_а) (29).

Определение расхода пароводяной смеси (ПВС) и энтальпии ПВС.

Применяемая формула расчета расхода ПВС.

G = G'+ G" (30).

Применяемая формула расчета энтальпии ПВС

h = r Ч x + h'_с (31),

где r - удельная теплота парообразования, кДж/кг;

x - паросодержание в долях 1 кг;

Удельная теплота парообразования определяется по формуле:

r = h"_c - h'_с (32)

где h"_c - удельная энтальпия сухого насыщенного пара при давлении сепарации, кДж/кг.

Паросодержание в долях 1 кг определяется по формуле:

x = G" / G'.

Таблица 2. Результаты измерения и расчета

Ру	Рс	?Р	с	G''	G	h	Примечания
ати	ати	кПа	кг/м 3	кг/с	кг/с	КДж/кг
3,9	3,2	8,9	1,808	4,2	46,8	768,9	Постоянные, используемые для расчета: аG" = 0,0366 aе = 0,3848 d20 = 216,01мм D20 = 300мм

2. Методика расчета трубопровода ПВС

Создание основ расчета трубопроводов пароводяной смеси предполагает решение следующих частных задач

· определение условий беспульсационного режима эксплуатации трубопровода;

· выработка рекомендаций для оценки динамических нагрузок на трубопровод, связанных с нестационарными процессами при транспорте смеси;

· разработка методики расчета перепадов давления на линейных участках трубопроводов;

· разработка методики расчета перепадов давления на местных сопротивлениях.

В конкретных случаях расчета трубопроводов, основанного на решениях указанных задач, могут возникать дополнительные методические сложности. Например, при проектировании трубопровода с заданным на выходе давлением, определяемым условием потребителя, необходимо согласование данных по давлению на входе, т. е. устьевому давлению, с фактическим графиком производительности скважины.

Отсутствие пульсаций давления в трубопроводе обеспечивается поддержанием дисперсно-кольцевой структуры течения. В соответствии с картой структур течения Тейтела и Даклера для горизонтальных каналов область существования данной структуры определяется параметром Локкарта - Мартинелли и числом Фруда:

, (1)

, (2)

где Х - параметр Локкатра - Мартинелли; - расчетные градиенты давления в канале при

течении в них только воды и пара соответственно с их действительными расходами; g - ускорение свободного паления; Fr - число Фруда; D - диаметр трубы; w" - приведенная скорость пара " и ' - плотности пара и воды.

Как показано в [8], при определяющем влиянии шероховатости на коэффициент трения преобразуется к виду:

, (3)

где х - массовое расходное паросодержание.

Вид данного выражения позволяет считать параметр Локкарта-Мартинелли характеристикой фазового состояния смеси, в то время как число Фруда характеризует скорость потока. Согласно упомянутой карте область существования дисперсно-кольцевого режима соответствует Х 1,6. С учетом (3) это условие представим в виде:

. (4)

Определить область чисел Фруда для рассматриваемого режима по карте Тейтела и Даклера представляется сложным, т. к. граница структур характеризуется изменяющимися числами Фруда. Поэтому в качестве ограничений по скорости рекомендуется использовать условие, рекомендованное М.А. Готовским и Е.Н. Гольдбергом по результатам обобщения опытных данных на стенде "Камчатскэнерго":

, (5)

где G - массовый расход смеси; - плотность смеси, определяемая по гомогенной модели.

Если все-таки произошла смена дисперсно-кольцевого течения и в трубопроводе начали образовываться жидкие пробки, необходимо оценить величину возможных гидроударов и пульсаций давления. Заметим, что такая смена режима не всегда есть следствие ошибок при проектировании или неправильно выбранного режима эксплуатации трубопроводов пароводяной смеси. Смена структуры течения может быть вызвана объективными причинами, например, резким падением производительности скважин.

При транспортировке газожидкостной смеси возможно возникновение гидроударов не только в случае резкого закрытия трубопровода, но и на различных местных сопротивлениях при прохождении через них жидких пробок. Жидкая пробка, двигаясь с высокой скоростью, за счет большей по сравнению с газовой фазой инертностью способна вызвать скачкообразное повышение давления на местном сопротивлении. В основу оценок величины максимально возможного повышения давления при гидроударах следует положить выражение для максимальной скорости движения вскипающей жидкости (12).

p_уд = 'v'_cc', (6)

где p_уд - величина повышения давления; c' - скорость звука в жидкой фазе; ' - плотность воды; v'_c - максимальная скорость жидкой фазы

Отметим, что выражение (6) определяет максимальное повышение давления на местном сопротивлении. Причем за счет небольшой длины жидких пробок данное повышение локально, т. е. не распространяется на весь трубопровод. Хотя возмущения от подобных гидроударов в виде пульсаций давления, но гораздо меньших величин по сравнению со значениями, определяемыми формулой (6), могут распространяться на весь трубопровод.

Наличие местных сопротивлений не является необходимым условием возникновения пульсаций в газожидкостном потоке. Процесс формирования жидких пробок сопряжен с торможением жидкости и ее разгоном до предельных значений, определяемых формулой (5). Согласно уравнению Бернулли, для подобного увеличения скорости необходим перепад давления:

, (7)

где p_п - величина пульсаций давления.

Заметим, что величины, определяемые формулами (6) и (8), не зависят от гидродинамических характеристик потока и являются функциями термодинамических параметров. На рис. 1. представлен расчет по указанным формулам в зависимости от давления.

Рис. 1. Зависимость пульсаций давления при возникновении жидких пробок (1) и величины максимального гидравлического удара на местных сопротивлениях (2) от давления

В основе практических задач по трубопроводному транспорту лежит выражение для перепада давления:

р = р_тр +р_g +р_уск +р_м, (8)

где р - общий перепад давления в трубопроводе; р_тр - перепад давления на трение; р_g - гравитационный перепад давления; р_уск - перепад давления на ускорение смеси; р_м - суммарный перепад давления на местных сопротивлениях.

Основной задачей расчета трубопроводов является расчет перепада давления на прямых участках (линейного перепада давления). Следует иметь в виду, что трубопровод пароводяной смеси, работающий в номинальном режиме, т. е. при дисперсно-кольцевом течении, характеризуется низкой плотностью смеси. Поэтому при расчетах гравитационный перепад давления можно не учитывать, т. е. расчет следует осуществлять как для горизонтального трубопровода (6). При реализации подобного расчета решается задача нахождения трех первых составляющих правой части (8).

Детальное описание дисперсно-кольцевого течения является непростой задачей, связанной с необходимостью применения численных методов решения. Причем, как отмечается [13], возможно возникновение неустойчивости схемы решения. Учитывая доступность в настоящее время вычислительной техники, следует признать перспективным направлением создание компьютерных программ по расчету пароводяного течения в трубах, основанных на детальном описании дисперсно-кольцевого потока.

Однако многообразие задач по расчету трубопроводов газожидкостной смеси вообще [1, 2, 6] и пароводяной смеси в частности оставляют актуальной выработку простых рекомендаций для инженерных расчетов. В качестве такой рекомендации предлагается формула (8), преобразованная для расчета перепада давления на трение:

, (9)

где L - длина трубопровода.

Применение данной формулы упрощает расчет, при этом огрубляя его. С учетом последнего в комплексе с использованием (9) рекомендуется пренебрегать не только гравитационным перепадом давления, но и перепадом давления на ускорение. Отметим, что ускорение играет значительную роль только при приближении к сечению критического потока, а в номинальном режиме работы трубопровода лежит в пределах погрешности расчета даже однофазных потоков (10-15 %) [2]. Насколько расчет по указанной формуле соотносится с гидравлическими потерями однофазного потока, можно судить по рис. 2, представляющему зависимость отношений перепадов давления, рассчитанных по (9), к перепадам давления, создаваемым потоком пара без учета наличия жидкости.

Наибольшие сложности с методической точки зрения представляет задача теоретического описания пароводяных течений в местных сопротивлениях. Во-первых, существует множество типов местных сопротивлений, причем в однотипных сопротивлениях возможны вариации, обуславливающие различное протекание в них физических процессов. Во-вторых, даже для однофазных потоков теоретическое описание процессов в местных сопротивлениях представляет сложнейшую задачу. Поэтому разумным решением представляется ограничиться при рассмотрении местных сопротивлений простыми рекомендациями, основанными на обобщении экспериментальных данных в соответствующих геотермальной практике условиях.



Рис. 2. Отношение перепадов давления двухфазного и парового потоков в зависимости от массового расходного паросодержания. Разность скоростей ядра и границы ядро - пленка: 1-10 м/с; 2-20 м/с; 3-30 м/с

По результатам опытных исследований на стенде "Камчатскэнерго" для расчета перепада давления в местных сопротивлениях при течении пароводяной геотермальной смеси М.А. Готовским рекомендована гомогенная модель потока, при этом коэффициент местного сопротивления двухфазного потока рекомендовано считать в 1,4 раза больше принятого для данного сопротивления коэффициента при однофазном течении. С учетом этих рекомендаций на основе методики расчета перепада давления на местном сопротивлении при однофазном течении [3]С учетом этих рекомендаций на основании методики расчета перепада давления в пароводяном потоке имеем:

, (10)

где р_м - перепад давления на местном сопротивлении; - коэффициент местного сопротивления для однофазного потока; _см - плотность смеси, соответствующая гомогенной модели; v_см - скорость смеси, соответствующая гомогенной модели.

Значения коэффициента для основных видов местного сопротивления представлены в таблице 3.

Табл. 3. Коэффициенты местного сопротивления

Вид сопротивления	Коэффициент
Внезапное расширение трубопровода (выход трубы в большой резервуар)	1
Кран: - пробочный - обыкновенный - угловой	0,4 2,5-5 0,8
Шаровой клапан	45
Угольник: - 90 градусов - 135 градусов	1,4 0-4
Колено 90 градусов	0,2
Тройник	0-3
Задвижка (m - отношение площади проходного сечения, открытого задвижкой, к площади сечения трубы)	0,15 при m = 1 0,2 при m = 0,75 2 при m = 0,5 20 при m = 0,25
Диафрагма (m - отношение площади отверстия диафрагмы к площади сечения трубы)	1 при m = 0,64 7 при m = 0,4 70 при m = 0,16 800 при m = 0,05

Согласно рекомендациям по производству измерений при эксплуатации промысла с транспортировкой пароводяной смеси (9) на трубопроводах от каждой скважины должна быть установлена диафрагма. Учитывая особенную важность, следует уточнить методику расчета коэффициента диафрагмы, сделав его приемлемым для любых значений т. Как отмечалось в перепаде давления на диафрагме как виде местного сопротивления связан с измеряемыми для определения расходов перепада (следует иметь ввиду, что часть измеряемого перепада после прохождения диафрагмы восстанавливается за счет увеличения живого сечения потока и снижения его скорости):

, (11)

где р_о - измеряемый перепад давления на диафрагме; - коэффициент расхода диафрагмы; m - модуль диафрагмы (отношение площади отверстия диафрагмы к площади сечения трубы).

В данном случае, предполагающем возможность наличия погрешностей, значительно превосходящих погрешности при измерении расходных параметров, коэффициент расхода можно определять по упрощенной формуле [12]:

. (12)

Суммарный перепад давления на местных сопротивлениях в уравнении (4.35) находится как сумма перепадов на всех местных сопротивлениях, имеющихся на трубопроводе. В качестве примера рассмотрим методику решения одной из наиболее типичных задач, заключающуюся в проектировании отдельного трубопровода пароводяной смеси от скважины до потребителя. Задачи подобного типа усложняются необходимостью согласованного расчета течений в трубопроводах, скважинах и подземных коллекторах [5]. В нашем случае это выражается в необходимости согласования с фактическими данными по опробованию скважин, в частности с графиком производительности, выражающим зависимость расхода и удельной энтальпии смеси от устьевого давления.

3. Расчет трубопровода ПВС от 123 скважины

Согласно методики расчета трубопровода ПВС преведущего раздела был произведен расчет по следующим формулам

1. Определяется принципиальная возможность беспульсационного транспорта смеси.

(4)

2. Определяется диаметр трубопровода. Для минимизации гидравлических сопротивлений, с одной стороны, и для поддержания достаточно высоких скоростей, обеспечивающих отсутствие жидких пробок, с другой стороны, необходимо выбрать из имеющегося сортамента трубу максимального диаметра, удовлетворяющего данному условию.

(5)

3. Рассчитывается перепад давления на трение

(9)

4. Рассчитываются перепады давления на местных сопротивлениях и определяется суммарный перепад на местных сопротивлениях.

(10)

(11)

5. Определяется общий перепад давления (напомним, что гравитационным перепадом и перепадом на ускорения пренебрегается) и давление в начальной точке трубопровода (на устье скважины).

р = р_тр +р_g +р_уск +р_м, (8)

Определив устьевое давление по графику производительности скважины, следует определить расходные параметры. Для вновь определенных параметров необходимо проконтролировать оптимальность выбранного диаметра. В случае необходимости следует повторить процедуру расчета до сходимости расходных параметров в пределах погрешности их измерения.

Далее на основе максимального рабочего давления на скважинах, номинального давления в трубопроводе и оценок максимальных пульсаций давления и гидроударов по формулам (6) и (7) определяются прочностные характеристики труб и устанавливаемого оборудования, а также предел срабатывания предохранительных клапанов. Данная информация в комплексе с ранее принятыми принципиальными решениями (геометрия трассы, методы компенсации тепловых расширений и т. д.) и результатами расчетов перепадов давления, расхода и диаметра позволяет выполнить рабочий проект трубопровода.

p_уд = 'v'_cc', (6)

(7)

Кроме того, учитывается значительный перепад высот на трассе трубопровода, определяется гравитационный перепад давления.

Кроме того, выполнялись вариационные расчеты с учетом зависимости расходных параметров скважины от устьевого давления

Таблица 4

Давление на устье, ати	Расход смеси, кг/с	Энтальпия, ккал/кг
3.9	46.8	178
4.5	40,2	180
5.0	35.4	187
5.6	30	190

Единственный вариант показал отсутствие пульсационного режима- диаметр 309мм при конечном давлении 0.9 бара с дросселированием на устье на 1 бар.

Учитывая это, а также более жесткие условия по части возникновения пульсаций за основу был взят расчет с изменением диаметра труб и конечным давлением 1.2 бара.

При этом были получены следующие параметры трубопровода: участок трубопровода 420 м- диаметр 257мм, далее идет труба 309 мм. Расчетное давление на устье составило 3.9 бара, расход смеси 46.8 кг/с при энтальпии 768.9 ккал/кг. Указанная труба при снижении давления в конечной точке до 1.2 бар пропустит 48.2 кг/c с той же энтальпией, при этом давлении на устье снизится всего до 3.8 бар. Это указывает на проблематичность регулирования расхода скважин изменением давления в конечной точке. Полученные результаты позволяют рекомендовать минимизировать местные сопротивления путем использования сильфонных компенсаторов и по возможности уменьшить длину трубопровода. Кроме того, следует отметить. Что при конечном давлении 1.2 бара оптимальные параметры трубопровода следующие: трубопровод протяженностью до 420 метров, диаметр трубы 309мм или 406мм. В этом случае расход можно увеличить до 45 кг/с при устьевом давлении 3.9 бара.

При расчете принималось:

1. Давление в конечной точке 1.2-2 бара.

2. Сортамент труб характеризуются внутренним диаметром 257, 309, 406 мм.

3. Местные сопротивления представлены сильфенными компенсаторами с коэффициентом 0.2 на каждые 100 метров.

4. Расход смеси 46.8 при энтальпии 768 кДж/кг.

По результатам расчета были построены график: зависимости расхода от устьевого давления. график интегральной зависимости конечного давления от длинны трубопровода.

L=180 м - Pk = 3.6ба.

L=180 м - Pk = 2.8ба.

L=180 м - Pk = 2 ба.

L=180 м - Pk = 1.2 ба.

4. Охрана труда и техника безопасности

В целях соблюдения правил техники безопасности на предприятии принимается должностная инструкция, разработанная и утвержденная в соответствии с положением Трудового кодекса Российской Федерации, единого квалификационного справочника должностей руководителей, специалистов, других служащих и иных нормативных актов, регулирующих трудовые правоотношения в Российской Федерации.

Согласно должностной инструкции работник должен соответствовать квалификационным требованиям, - т.е. должен быть обучен по специальности.

Работник должен знать постановления, распоряжения, приказы по предприятию, технические характеристики и правила эксплуатации применяемого оборудования; требования нормативных документов по охране труда и охране окружающей среды.

В нашем случае непосредственным исполнителем режимных наблюдений на добычных, поглощающих и наблюдательных скважинах, источниках и поверхностных водотоках является оператор по исследованию скважин.

Оператор по исследованию скважин является непосредственным исполнителем работ, связанных с обслуживанием и ремонтом технологического оборудования на промысле.

Он назначается и освобождается от должности приказом генерального директора по представлению начальника промыслового участка.

Непосредственно подчиняется начальнику промыслового участка при методическом руководстве со стороны геологической службы предприятия.

На должность оператора по исследованию скважин назначаются лица, имеющие среднее специальное образование, стаж работы на геотермальных месторождениях 1 год или среднее образование, стаж работы на геотермальных месторождениях не менее 3-х лет.

Оператора по исследованию скважин должен знать постановления, распоряжения, приказы по предприятию; технические характеристики и правила эксплуатации применяемого оборудования и КИП; технологию, способы монтажа и ремонта устьевого оборудования, запорной арматуры, теплотрасс; требования нормативных документов по охране труда и охране окружающей среды.

К исполнению служебных обязанностей оператор по исследованию скважин приступает после ознакомления с приказом о назначении, должностной инструкцией, сдачи экзамена в квалификационной комиссии по ОТ и ТБ и прохождения стажировки на промысловом участке под методическим руководством представителя Геологической службы управления и непосредственного руководителя. Длительность стажировки определяется начальником промыслового участка.

Оператор по исследованию скважин обязан:

- участвовать в производстве режимных гидрогеологических наблюдений, других работах, связанных с деятельностью промысла;

- содержать устьевое оборудование скважин (добычных, нагнетательных, наблюдательных) на промысле в рабочем состоянии;

- проводить профилактический осмотр и ремонт запорной арматуры;

- обслуживать теплотрассы и водоводы, включая работы по восстановлению теплоизоляции;

- ежедневно докладывать мастеру по промыслу или начальнику участка, о техническом состоянии оборудования промысла, о всех нарушениях технологического режима добычи теплоносителя, о необходимости проведения ремонтных работ;

- выполнять очистку и окраску устьев скважин, запорной арматуры на водоводах.

Все виды режимных наблюдений оператор по исследованию скважин проводит согласно утвержденным планам - графикам и в соответствии с действующими инструкциями, правилами и текущими поправками к ним.

Данные замеров и отборов проб, занесенные в полевую книжку, не позднее следующего дня переносит в соответствующие журналы.

На устье добычных и реинжекционных скважин выполняет замеры параметров теплоносителя на устье (давление, температура, расход) и отбор проб воды.

На наблюдательных скважинах замеряет положение уровня воды.

На источниках выполняет замеры воды и отбор воды и газа.

На поверхностных водотоках выполняет замеры температуры и отбор проб воды.

Участвует в проведении глубинных исследований скважин (термометрия по стволу скважины, отбор проб воды глубинными пробоотборниками).

Проводит первичную обработку результатов режимных наблюдений и представляет их начальнику.

Своевременно информирует слесаря-мастера о состоянии приборов учета расхода воды, манометров, термометров.

Выполняет работы на основании ЕТКС.

Оператор по исследованию скважин обязан знать типы - марки противопожарного оборудования, инвентаря и инструмента, правила пользования ими, правила применения.

Принимать участие в работах, связанных с ремонтом и техническим обслуживанием промыслового оборудования в пределах распоряжения руководства участка, в погрузочно-разгрузочных работах, монтаже-демонтаже глубинных насосов.

Оператор по исследованию скважин имеет право:

- требовать от руководства предприятия создания нормальных бытовых и производственных условий для эффективного проведения работ, своевременного обеспечения средствами защиты;

- вносить предложения об изменении технологического процесса, конструкции применяемого оборудования, не отвечающего требованиям техники безопасности, производственной санитарии и охраны окружающей среды;

- в случае возникновения аварийной обстановки, угрожающей жизни или здоровью работников, прекращать работы с уведомлением об этом мастера по промыслу.

Оператор по исследованию скважин несет персональную ответственность за:

- своевременность и качество замеров, первичную обработку данных замеров и проб;

- состояние приборов и измерительной аппаратуры, гидрогеологической документации на промысловом участке;

- достоверность предоставляемой информации;

- соблюдение правил техники безопасности, применение средств индивидуальной защиты, правил внутреннего трудового распорядка, своевременное и качественное выполнение порученных работ;

Оператор по замерам несет ответственность в административном, служебном или уголовном порядке за допуск (по своей вине) нарушений правил и норм охраны труда, повлекших аварии или несчастные случаи, в зависимости от характера нарушений и их последствий.

Незнание правил, норм, инструкций и других нормативных документов по охране труда не освобождают от ответственности за допущенные им нарушения во время проведения работ.

5. Охрана окружающей среды

На стадии промышленной эксплуатации перегретых вод возникает множество экологических проблем, решение которых вызывает необходимость постановки дополнительных исследовательских работ и значительных затрат по обустройству промысла. Отрицательными факторами в данном случае являются химическое и тепловое загрязнение окружающей среды. Химическое загрязнение распространяется на значительную часть экосистемы из-за развитой речной сети, а также на воздушный бассейн. Происходит трансформация рельефа под влиянием техногенного воздействия. Возможно изменение климата и другие факторы. Отсепарированная вода несёт превышающую во много раз фоновую солевую нагрузку, богатый спектр микрокомпонентов; вредные компоненты содержатся и в газовой составляющей ПВС. Общее содержание солей в термальной воде, если эта вода не соприкасается с источниками водоснабжения, обычно не вызывает явных проблем в отношении угрозы здоровья людей. С другой стороны, вредные микрокомпоненты могут накапливаться в флоре и фауне обитателей водоёмов, в донных осадках; загрязнять почву тяжелыми металлами. Распространёнными загрязнителями окружающей среды на геотермальных месторождениях считаются As, B, Li, Hg, Pb, Cd.

Первая попытка комплексной оценки экологических аспектов, возникающих при освоении геотермальных месторождений Камчатки была предпринята тематической группой "Камчатнедра", с привлечением специалистов ВНИКТЭП и ТИНРО (И.Н. Судакова и др., 1994). В рамках этой работы было выполнено рекогносцировочное обследование на Паужетском месторождении.

Сепарированный теплоноситель Паужетского месторождения представляет собой термоминеральную воду хлоридного натриевого и сульфатно-хлоридного состава с минерализацией до 3,8 г/дм ³ и температурой около 100^оС. По данным лаборатории Института геохимии СО РАН в пробах воды скважин ГК-1, ГК-3, 120 обнаружено 59 макро- и микрокомпонентов.

Предельно допустимая концентрация вредных компонентов (ПДК) определена в соответствии с "Правилами охраны поверхностных водотоков от загрязнения сточными водами" (1975 г.) и "Дополнительным перечнем предельно допустимых концентраций вредных веществ для воды рыбохозяйственных водоёмов" № 30-1-11, утверждённым 17.12.1976 г. Главрыбводом Минрыбхоза СССР.

Установленные ПДК этих элементов составляют: бора (НВО₂) - 0,1 мг/дм³, мышьяка - 0,05 мг/дм³. Поскольку содержание токсичных компонентов, особенно бора, превышает ПДК, в соответствии с п.1.1.14 Правил [91] термальные воды Паужетского месторождения относятся к токсичным и могут быть использованы только в закрытой системе теплоснабжения. скважина трубопровод пароводяная параметр

В настоящее время сброс отработанного теплоносителя с расходом 240 л/с ведётся в р. Паужетку, ручей Быстрый (60-70 %) и частично (12 %) термальная вода поступает в поглощающую скважину 142 (20-25 л/с).

Ранее (1982-1985 гг.) на месторождении проводились работы ВСЕГИНГЕО по оценке состояния загрязнения водотоков микрокомпонентами. Из анализа большого количества проб, отобранных за три года наблюдений, около 30 % не показало содержаний химических компонентов выше ПДК, а большая часть остальных проб указывала на стойкий ореол загрязнения (до 30 км) в период зимней и предвесенней межени. Наиболее протяженными они являются для лития и бора, минимальными - для иона хлора; промежуточное положение занимает мышьяк. Однако наибольшую нагрузку сбросных вод принимает на себя ручей Быстрый (~ 60-70 %) и р. Паужетка, не имеющие рыбохозяйственного значения. В значительно разбавленном варианте воздействие сбросных вод испытывает нерестовая река первого класса - р. Озерная. Река Озерная относится к важному рыбохозяйственному водотоку, в которую с моря заходят лососёвые рыбы, в основном Озерновская красная (нерка). Они образуют обособленное по отношению к рыбохозяйственным водоёмам промысловое стадо, нерестящееся в Курильском озере и его притоках. Весной по реке скатывается в море молодь красной. Помимо нерки, промысел которой в р. Озерной существует около 90 лет, в бассейне р. Озерной обитает голец, в том числе в р. Паужетке.

Летом 1992 г. сотрудниками ТИНРО были опробованы поверхностные водотоки Паужетского месторождения. Пробы отбирались на тяжелые металлы - Zn, Pb, Cd и на ряд химических компонентов - As, B, F, Li, SiO₂, в соответствии с "Методикой экологического обследования", - в трёх точках поверхностного водотока. Сброс термальных вод в водотоки на тот момент составил 60 л/с. Выявлено в отдельных пробах превышение содержания B и As до 3 ПДК, но в большинстве случаев "загрязнения" не показано. Концентрация водородных ионов изменялась незначительно и обычно была близка к оптимальной для жизнедеятельности рыб. Измеренная температура воды в местах отбора проб на 2-3 ^оС ниже температуры сбросных вод.

По предварительному заключению ТИНРО "проявления влияния геологоразведочных работ на условия воспроизводства лососей не имеет сколько-нибудь широких масштабов. Единичными пробами, отобранными в период паводка, загрязнения поверхностных вод термальными не выявлено".

Для полного исключения возможной угрозы представители ТИНРО рекомендовали проведение обратной закачки термальных вод, предварительную очистку, строительство рыборазводных заводов на базе отработанного теплоносителя. Период наибольшей уязвимости лососёвых приходится на май - октябрь, то есть на время выхода личинок из гнёзд и покатой миграции. Это соответствует периоду весенне-летнего и осенних паводков на реках Камчатки. Таким образом, в опасный период онтогенеза лососёвых происходит значительное разбавление вод поверхностных водотоков за счет таяния снежников и дождей.

...