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注水
第五章注水
注水(waterinjection)是通过注水井,向油层注入满足一定水质标准的清水或污水,以补充油层能量,保持一定油层压力,使油井长期高产稳产的一项重要技术措施,也是油田提高原油采收率的二次采油方法。
我国大多数油田通过早期注水,甚至超前注水开发,取得了很好的开发效果,在油田中高含水期稳油控水技术的研究、开发与应用方面,已经走在了世界的前列。
本章主要介绍注水水质设计、水处理、注水井吸水能力、注水工艺设计与增注措施等基本问题。
第一节注水水质指标设计
水质(waterquality)是水和其杂质共同表现的综合特性,它又是描述水体质量的指标。
水质标准是指某一水质的强制性指标体系。
水质指标(waterqualityspecifications)设计必须根据油层配伍性要求,必须从注入水油层防堵、注水系统防腐和防垢的机理出发,根据大量的流动试验评价结果,提出配伍性注水水质方案。
一、注水过程中油层堵塞机理
注水引起油层堵塞的主要是由于注入水与油层岩石及流体不配伍或配伍性不好所致。
主要体现在以下几个方面
1.注入水与油层水不配伍
主要指注水过程中,注入水由于压力及温度变化或注入水与油层水直接接触后,由于富含成垢离子而生成沉淀物,如CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4。
2.注入水与油层岩石矿物不配伍
由于注入水矿化度或pH值与油层水不同,容易造成水敏/盐敏伤害,引起油层中敏感性粘土矿物(如蒙脱石、伊/蒙混层)膨胀/收缩、分散/剥脱与运移而堵塞油层,从而导致油层渗透率下降。
3.注入水中悬浮物造成的油层堵塞
注入水中所含悬浮物主要包括悬浮固相颗粒、油及其乳化物、系统腐蚀产物、细菌及其衍生物。
其中悬浮固相颗粒和乳化油影响最大。
注水系统中的腐蚀性介质主要来源于注入水中的溶解气(如溶解氧、H2S和CO2)以及细菌对金属的腐蚀产物,通过对系统腐蚀的控制和杀菌处理,由腐蚀产物和细菌引起的堵塞可以得到很好的控制。
4.注入条件变化
⑴流速的影响。
低注入速度有利于细菌的生长和垢的形成;高注入速度将加剧腐蚀反应;高渗流速度加剧微粒的脱落和运移,引起速敏伤害。
⑵温度变化的影响。
在注水过程中,随着油层温度逐渐下降,流体粘度上升、渗流阻力增加,岩石水润湿性减小,油润湿性上升,吸水能力下降;温度变化导致沉淀生成,温度上升有利于吸热沉淀生成,温度下降有利于放热沉淀生成;温度变化导致油层孔喉变温应力敏感,且降低温度将导致蜡的析出。
⑶压力变化的影响。
压力变化会导致应力敏感(特别是双重介质油藏)和油层结构伤害及沉淀的析出。
二、注水过程中系统的腐蚀机理
注水的腐蚀危害是众所周知的,影响腐蚀的因素很多,首先是各种溶解气体如O2、H2S、CO2,另外还有温度、pH、氯根(Cl-)和矿化度等。
1.氯根腐蚀
一般来讲,Cl-对缝隙腐蚀具有催化作用。
腐蚀开始时,铁在阳极失去电子。
随着反应的不断进行,铁不断的失去电子,缝隙内Fe2+大量的聚积,缝隙外的氧不易进入,迁移性强的Cl-即进入缝隙内与Fe2+形成高浓度、高导电的FeCl2,FeCl2水解产生H+,使缝隙内的pH值下降到3~4,从而加剧腐蚀。
2.溶解氧腐蚀
由于氧具有较强的氧化势和阴极去极化能力,在注水系统中溶解氧与金属设备组成以金属为阳极、氧为阴极的腐蚀电池,阳极的铁离解并生成FeOH2和氢气。
阴极是氧和氢气反应生成水,同时将FeOH2氧化成FeOH3,pH值大于4时,Fe(OH)3开始沉淀,在油层中发生堵塞。
氧腐蚀一般是点蚀,如果存在Cl-离子,还会破坏Fe(OH)3沉淀的保护膜,使腐蚀加剧。
由于注入水中pH值在7左右,因此氧的危害性很大。
同时,当水中有铁菌时,其代谢作用也会产生Fe(OH)3沉淀。
此外,大量的溶解氧随水注入油层后,会引起原油氧化,原油中的烃类溶解气减少,脱气严重,原油变稠,流动能力变差,不利于原油的开采。
当矿化度很高时,即使少量的溶解氧也会造成腐蚀。
图5-1是加利福尼亚的HuntingtongBeach油田注入太平洋海水时的腐蚀曲线,由图可见,在海水的高矿化度下,当溶解氧含量为0.05mg/L时,腐蚀速度已达0.15mm/a,其腐蚀程度十分严重。
图5-1海水中腐蚀率与溶解氧含量的关系
3.硫化氢和二氧化碳腐蚀
注入水中含硫化氢也会给系统造成严重腐蚀,其腐蚀产物硫化铁还会造成严重的油层堵塞。
硫化氢的来源一是本身油气产出的附属产物,二是由于水中存在的硫酸还原菌的产物。
研究表明,一般H2S低含量时形成保护膜式的FeS沉淀,含量高时将向钢铁内部渗透形成氢脆,引起钢铁晶格变异性破坏。
由于注入水处于流动状态,腐蚀产物FeS不容易沉积下来形成保护膜,而是被流水带走,此时H2S腐蚀将进一步加剧。
CO2的腐蚀机理主要是由于重碳酸分解使水中的氢离子增加而产生氢的去极化作用。
另外游离的CO2也能溶解设备和管道的保护膜,从而引起金属的腐蚀。
二氧化碳在分压较低的情况下所造成的腐蚀并不强,但通常造成点腐蚀。
4.细菌腐蚀
任何水系统(不论淡水或盐水)不同程度都含有细菌,细菌的数量、种类、活性决定了其危害程度,也决定了有效控制这些细菌的方法。
硫酸盐还原菌、腐生菌和铁细菌是我国油田注水中危害最严重的菌种。
⑴硫酸盐还原菌SRB。
这是一种厌氧条件下使硫酸根还原成硫化物如(H2S),以有机物质为营养的细菌。
最佳生成环境的pH为7.07.5,温度为2035C。
在SRB存在条件下,表面现象为注入水逐渐变为酸性并可能变成黑水,硫化氢气味大;多次酸化无效,注水量下降;注水系统中金属管线腐蚀严重,出现瘤状结点和蚀坑;反洗井返出大量黑色水和黑色粘液。
SRB的危害是产生H2S并与铁作用形成不溶性胶态FeS沉淀和产生粘液物,极易造成堵塞,加剧垢的形成。
硫酸盐还原菌是成群或成菌落的形式附着在管壁上,在流动的液体中不易找到。
水样中的SRB只是粗略地表示了注入水中的情况,有可能其含量很低,但在管线某处却有大量的细菌生长繁殖。
因此,一旦发现有SRB细菌就应严格控制。
⑵铁细菌。
铁细菌是多种细菌的总称,属于好氧性细菌或兼性细菌,在含氧量小于0.5mg/L的系统中也能生长。
在铁细菌生长过程中,它们能分泌出大量粘性物质形成菌膜,成为鼻涕状堵塞物,并能形成氧浓差电池引起腐蚀,同时可给SRB的繁殖提供局部的厌氧区和促成二价铁氧化成Fe3+。
铁细菌的生长条件:
水中含有亚铁,总铁量在16mg/L的水中,铁细菌旺盛繁殖;水中含有氧和有机物及适宜的温度(适应温度为2225oC);pH值呈酸性对其繁殖有利。
⑶腐生菌TGB。
属于好氧“异养”型的细菌。
腐生菌腐蚀会形成氧浓差电池而引起阳极区腐蚀,氢氧化铁层下的SRB的活动也会加剧腐蚀,沉淀的大量氢氧化铁会造成注水井的堵塞。
腐生菌可以在盐水、淡水、有氧、无氧环境中生存,但常见于低盐度的有氧系统中。
在一定条件下它们从有机物中得到能量,生长过程中形成菌膜,产生粘性物质。
一般的酸处理及活性水对解堵均不起作用,因此导致注水量降低,注水压力升高。
综上所述,注水过程引起的油层堵塞和系统腐蚀与油层岩石及流体特性和注入水水质密切相关。
同时,注入水引起油层堵塞和系统腐蚀的因素是多方面的,各因素之间也不是孤立存在的,往往是相互影响,甚至加剧了油层伤害或系统腐蚀。
因此,针对性地制定合理的注入水水质标准,有效的控制系统腐蚀和油层堵塞是决定注水成败的关键。
三、水质指标设计方法
注入水水质指标具有较强的针对性,不同的油藏有不同的要求,它必须是在对具体的水源,具体的油藏全面分析以后,提出的不伤害油层、经济上可行、易于操作的注水水质规范。
石油工业行业水质标准不具有普遍适应性,只是总体的、全局概念上的约束与规范。
1.水质指标体系的构成
完善水质控制指标体系必须能有效控制注水系统的腐蚀问题和注水井的堵塞问题,因而水质指标体系可大致分为三类,即腐蚀类控制指标、堵塞类控制指标以及检验腐蚀和堵塞控制效果的综合评价指标。
引起系统腐蚀和油层堵塞的因素很多,有些因素既可引起腐蚀,还可能带来堵塞问题,只要将主要的诱发因素加以控制,其他问题就会迎刃而解。
表5-1概括了水质指标体系及分类。
表5-1水质指标体系构成及分类
类别
指标项目
内容要点
堵塞
因素
悬浮固相
粒径含量
含油量
粒径含量
相溶性
与油层岩石相容与油层流体相容
腐蚀
因素
溶解气
H2SO2CO2
细菌
SRBTGB
pH
6-8
综合
指标
总铁含量
Fe3+
膜滤系数
根据油层渗透率
年腐蚀率
小于0.076mm/a
2.注入水水质行业标准
砂岩油藏注水水质推荐标准正处于不断发展和完善的过程中,随着人们对油田注水开发认识的深入和对注水油藏保护的逐步重视,砂岩油藏水质标准也从50、60年代的“老三标”(悬浮物、含油及含铁)发展到了1988年的部颁水质标准和1994年的碎屑砂岩油藏分类水质标准,水质主要控制指标和辅助指标见表5-2和5-3。
表5-2推荐水质主要控制指标(SY/T5329-94)
注入层平均空气
渗透率,m2
<0.1
0.10.6
>0.6
标准分级
A1
A2
A3
B1
B2
B3
C1
C2
C3
控制指标
悬浮固体含量,mg/L
<1.0
<2.0
<3.0
<3.0
<4.0
<5.0
<5.0
<6.0
<7.0
悬浮物颗粒直径
中值,m
<1.0
<1.5
<2.0
<2.0
<2.5
<3.0
<3.0
<3.5
<4.0
含油量,mg/L
<5.0
<6.0
<8.0
<8.0
<10.0
<15.0
<15.0
<20
<30
平均腐蚀率,mm/a
<0.076
点腐蚀
A1、B1、C1级:
试片各面都无点腐蚀
A2、B2、C2级:
试片有轻微点腐蚀
A3、B3、C3级:
试片有明显点腐蚀
SRB菌,个/mL
0
<10
<25
0
<10
<25
0
<10
<25
铁细菌,个/mL
n102
n103
n104
腐生菌,个/mL
n102
n103
n104
注:
1.1 表5-2明确了以下要求: (1)水质基本要求。 水质稳定,与油层水相混不产生沉淀;水注入油层后不使粘土矿物产生水化膨胀或悬浊;采用二种水源混合时,应实验证明配伍性好;低腐蚀、低悬浮;水源选择评价符合标准。 (2)水质主要控制指标。 按照油层渗透率的大小分高、中、低三类,主要控制悬浮物颗粒直径、悬浮固体含量、含油量、平均腐蚀率、SRB、铁细菌、腐生菌、点腐蚀8项指标,主要控制指标分级情况,如表5-1所示。 (3)辅助性指标。 试注后若发现因水质原因不能顺利注水,再用水质辅助性指标。 辅助性指标是指溶解氧、侵蚀性CO2、H2S、pH值和总铁含量5项指标(表5-3)。 表5-3水质辅助性指标 溶解氧 侵蚀性CO2 硫化物* pH 采出水 清水 -1.0CCO21.0mg/L 采出水 清水 70.5 0.050.10mg/L 0.05mg/L 2.0mg/L 0 *当水中含硫化物(S2-),同时又含亚铁,会生成FeS,应尽量避免。 执行上述标准应遵循以下基本原则: (1)控制指标优先原则。 水质主要控制指标首先应达到要求。 在主要控制指标已达到注水要求的前提下,若注水又较顺利,可以不考虑辅助性指标,否则应查其原因,并进一步检测辅助性指标。 (2)标准分级原则。 三类油层指标各自分级,先严后松,逐级放宽。 新投入注水开发的油藏或新建注水站应执行一级标准(A1、B1、C1),而建站时间较长或实际水处理能力已超过原设计能力或高含水期可执行二级标准(A2、B2、C2),甚至三级标准。 (3)具体油田标准原则。 各油田应借鉴而不是照搬行业标准,应根据油层的具体特性和生产实际情况,科学制定切合实际的水质标准,各油田的水质标准是不完全一致的。 必须指出: 行业标准推荐的水质控制指标,具有全局意义的约束,对于改善油田注水开发现状具有重要意义。 但是,如果在编制注水工艺方案时,仅参照行业标准,机械地根据油藏条件套用其相应水质标准的做法是不可取的。 大量现场实践表明,注水水质标准具有较强的针对性,不同的油藏有不同的要求。 合理的水质指标方案设计应根据油藏孔隙结构、渗透性分级、流体性质和水源特征,通过大量的实验评价来综合考虑。 3.水质指标的设计方法 水质指标的设计就是如何量化水质控制参数。 它应根据油田具体情况,通过注入水对油层的伤害机理分析,从有效控制系统堵塞和腐蚀的观点出发,在对水源、油层充分认识的基础上,提出合理的水质指标方案,为水质达标处理和注水系统设计奠定基础。 基本步骤如下: 1)静态资料录取 静态数据资料是了解、认识研究对象的基本信息,包括: (1)水源水数据。 严格来讲应对水源水进行水质全分析。 通常包括水的总矿化度、阴离子含量、阳离子含量、硬度、碱度、pH值、水型、溶解气含量(CO2、O2、H2S)、细菌(SRB、TGB及铁细菌)含量、含油量、悬浮固相总量与粒径分布、温度和相对密度。 (2)油层岩石特征参数。 主要包括敏感性矿物的含量和产状数据、岩石孔隙结构特征与孔喉分布数据以及油层的孔渗特征。 并重点考查岩芯的阳离子交换量(C.E.C)和水敏指数。 (3)油层流体数据。 油层流体数据主要包括油层水、原油和天然气的基本数据,是进行流体配伍性评价的基础参数。 (4)温度及压力系统。 油层压力和温度分布数据是进行实验评价和分析必须的基础数据。 一般的实验及其相关模型分析都应该以此数据为准。 2)注水系统调查分析 对现有注水系统,在确定水质标准的适应性时,必须进行全面的调查分析,包括: (1)注水系统水质调查。 明确现有注水系统采用的水质标准及其确定依据、水质处理流程和药剂配方以及是否按要求执行、目前水质是否达标、现有注水系统沿程水质指标的变化、各样点水质随时间的变化、水质监测是否正常、出现问题的原因等。 (2)注水井吸水能力调查。 分析注水井吸水能力变化情况、注水井试井资料、注水井解堵增注情况以及目前注水方式(注水压力是否大于油层破裂压力)。 根据调查结果,确定现有水质标准及其水处理措施是否合理? 注水能否正常进行? 如水质合理并能满足配注要求则合格。 反之,应该初步判定水质标准是否适合? 如果不合理就应该进行调整和修正。 如果现有水质标准适合于油层则应弄清造成注水困难的原因,是水质入井前达标进入井筒后恶化? 还是水质处理本身的问题使处理后的水不达标? 都应该通过分析确定真实原因。 3)控制指标的量化及其评价实验 如何量化水质控制指标一直是人们比较关心的问题,目前的方法主要是通过室内实验进行评价。 原则上讲,实验要求在模拟实际油藏条件下进行。 (1)油层敏感性评价实验。 敏感实验评价包括常规五敏实验和应力敏感实验。 常规五敏实验(速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏)的具体做法参见部颁标准。 (2)悬浮固相指标评价实验。 该实验是确定适合于具体油层注水水质指标中固相含量和粒径的主要依据。 应根据油层孔喉大小配制系列不同粒径和含量的悬浮液体,最好采用正交实验原理获得悬浮物含量和粒径与油层伤害的规律。 (3)乳化油指标评价实验。 用于确定适合于具体油层注水水质指标中乳化油含量。 应根据油层孔喉大小配制系列不同粒径和含量的乳化油液体,采用正交实验原理获得乳化油含量和粒径与油层伤害的规律。 (4)腐蚀控制指标评价实验。 腐蚀控制的评价已很标准化,主要采用静态挂片和动态挂片实验评价方法,结合油田水具体性质和腐蚀性气体的含量,评价H2S、CO2和O2对系统腐蚀的危害性。 (5)细菌控制指标评价实验。 细菌的控制应使细菌杀灭或不致繁殖为最终目标。 实验评价主要应根据注入水中监测到的细菌类型和数量,通过培养繁殖后进行腐蚀、堵塞评价实验。 (6)注入水及其与油层水的配伍性评价。 评价的方法有两种,一是室内动静态实验评价,二是溶度积模型预测。 重点考查沉淀与结垢问题。 (7)其它实验评价。 主要指确定化学处理剂配方(药剂类型、含量及其相容性)的相关试验。 在上述分析和试验的基础上对注入水水质指标进行概念设计,并尽可能向行业标准靠近,概念设计方案可提供二到三个方案。 结合油层伤害程度的定量关系、吸水能力随时间的变化规律等预测注水井的吸水能力,讨论不同方案的配注指标实现程度和水质处理可行性。 最后结合开发方案、注水工艺技术现状、水处理费用等优选出一套水质指标的试注方案。 4)水质指标的合理性检验 通过配伍性水质指标设计可以获得适合于油层的注入水水质理想指标,具体效果如何还必须通过室内和现场评价对配伍性水质指标的合理性进行检验。 室内实验一般是采用流动实验法,对水质控制指标(即悬浮颗粒和乳化油)进行复合因素评价,以检验配伍性水质指标在各主要因素同时存在的情况下,水质对油层的伤害程度有多大,以及时调整这些主要控制指标。 现场试验一般是采用试注方法,通过注水系统腐蚀检查和注水井吸水能力检测,检验水质指标的可行性,否则修改水质指标。 第二节 水处理与注入系统 制定出与油层特征相适应的水质标准后,必须根据水源特点和水质指标要求,提出相应的水处理措施,并设计配套注水流程和注入系统,以保证水质达标和注水系统正常运行。 水源的选择既要考虑到水质处理工艺简单,又要满足油田日注水量的要求及设计年限内所需要的总注水量。 水处理必须保证油田水质标准的实现。 一、水源选择 油田注水要求水源的水量充足、水质稳定。 目前作为注水用的水源主要有以下四种。 (1)地下水。 浅层地下水一般产于河流冲积和沉积层中,其水量稳定,水质不受季节影响,通常腐蚀性较小。 深层地下水矿化度较高,对于含铁较高的水应除铁。 (2)地表水。 江、河、湖的地面淡水矿化度低,但泥砂含量高,高含氧,携带大量悬浮物和各种微生物。 地表水的水质和水量受季节影响变化很大。 (3)含油污水。 指油层采出水,在注水期间产出水的总量可达到注水需求量的30%70%。 含油污水一般偏碱性,硬度低,含铁少,矿化度高,含油量高和胶体物含量高,悬浮物组成复杂。 含油污水必须经过水质处理后才能外排,回注产层可改善注水工程的经济状况。 随采出水的增多,采出水已成为油田注水的主要水源。 (4)海水。 海湾沿岸和海上油田注水一般用海水。 由于海水含氧量和含盐量高,腐蚀性强,悬浮固体颗粒随季节变化大。 最好使用在海岸打的浅井作水源井,并使用密封系统,使其过滤从而减少水的机械杂质。 具体选择水源时。 首先应按标准(SY/T5329-94)方法分析和评价水源,结合注入油藏的水质标准,综合考虑水处理、防腐、施工成本和由此增加的开发成本等因素,进行经济评价。 选择水源应遵循以下基本原则。 (1)有充足的水量,且供水量稳定; (2)有良好或相对良好的水质,且水处理工艺相对简单或水处理经济技术可行; (3)含油污水优先,以减少环境污染; (4)考虑水的二次或多次利用,减少资源浪费。 因此,“最好”的水源是指可大排量注入、不易产生油层堵塞和系统腐蚀、注入成本低且满足环保要求。 油田注水大多数情况是含油污水与其它水源混合注入油层。 含油污水同其它水源混合可能会导致地面系统和注水井结垢、腐蚀率增大。 为了避免这一问题,大型注入系统可在地面采用交替注入的方式,分别注入油层。 在严重缺水地区(如我国西北)生活污水可作为一种水源与含油污水或其它水源混合。 二、水处理措施 水源不同,与具体油层相适应的水质指标也不同,对应的水处理工艺也就不同。 现场上常用的水质处理措施(typesofwatertreatment)有以下几种。 1.沉淀(sedimentation) 沉淀是让水在沉淀池(罐)内停留一定时间,使其中所悬浮的固体颗粒借助自身的重量沉淀下来。 足够的沉淀时间和快速的下沉速度是水处理质量的保证。 经沉淀后的水质,其悬浮物含量应小于50mg/L。 加快沉降速度的方法是在沉淀过程中加入絮凝剂,它与水中的悬浮物和非溶性化合物发生物理化学作用,将细的微粒凝聚,形成絮状沉淀物,增大颗粒直径。 一般在池或罐内装有迂回挡板,以增大流程和沉淀时间,改变流向以利于颗粒凝聚与沉淀。 此外,在沉淀过程中,pH值影响聚凝效果,调整或改性水质具有事半功倍的效果。 2.过滤(filtration) 来自沉淀罐的水往往还含有悬浮颗粒和细菌,为了清除这类物质必须进行过滤处理。 即使来自无需沉淀的地下水,也需过滤。 过滤是水质处理的重要环节,水质标准分级决定了过滤等级。 过滤的目的是除悬浮固体或除铁。 (1)除铁。 地下水中铁质的主要成份是二价铁,通常以Fe(HCO3)2的形态存在。 二价铁极易水解而生成Fe(OH)2,氧化后形成Fe(OH)3沉淀,常用的地下水除铁方法列入表5-4。 表5-4地下水除铁方法 除铁方法 特点 自然氧化法(石英砂过滤) 适用于pH<6.8的含重碳酸亚铁的地下水,但效率较低 接触催化法(天然锰砂过滤) 适用于pH6.0,水中含铁不超过30mg/L的地下水,应用较普遍 人工石英砂法 利用在石英砂表面人工制成的活性滤膜,可加快二价铁氧化,效果与天然锰砂相似近年来开始使用 (2)除悬浮固体。 采用过滤器过滤后的水中机杂含量应小于2mg/L。 经过滤可清除某些细菌。 不同的过滤器其过滤标准或过滤对象也不尽相同。 常规分层过滤罐(压力过滤罐)能除去大部分2530m的颗粒;而硅藻土过滤器,能除去小于5m的颗粒;高速深度过滤器,在没有用絮凝剂时,也能除去510m的颗粒,若加0.52.0ppm的絮凝剂,可清除12m的颗粒。 对于低渗透油田,应考虑采用更精细的过滤技术。 图5-2和图5-3是两种不同类型的过滤器。 图5-2双向过滤器结构 1-罐体;2-防砂器;3-上井水管;4-反冲洗排水管;5-出水管;6-反冲洗进水管;7-配水管;8-出水管;9-集水筛管;10-无烟煤滤料层;11-石英砂滤料层;12-磁石矿砂层;13-卵石垫料层 图5-3压力式锰砂除铁滤罐 1-罐体;2-滤料层;3-垫料层;4-集配水管; 5-进水管;6-反冲洗排水管;7-出水管; 8-反冲洗进水管;9-自动排气阀;10-排气管 3.杀菌(bacteriacontrol) 控制水中细菌的处理方法很多,遗憾的是没有一种方法普遍有效。 而且细菌适应性强,具有抗药性,应交替使用。 除化学方法外,物理法杀菌具有很好效果,如紫外光照射杀灭SRB。 常用的杀菌剂有氯及其它化合物,如次氯酸、次氯酸盐及氟酸钙。 甲醛既有杀菌作用又有防腐作用。 氯气杀菌时,由于和水作用而生成次氯酸: 而次氯酸是一种不稳定的化合物,分解后产生新生态的氧[O]: [O]是强氧化剂,可以杀菌。 4.脱气(dissolvedgasremoval) 地表水和海水由于和空气接触,总是溶有一定量的氧,有的水源中还含有碳酸气和硫化氢气体。 在一定条件下,这些气体对金属和混凝土产生严重腐蚀,应除去。 1)真空除氧 由于气体在液体中的溶解能力与系统的压力成正比,降低压力就降低了溶解气量,如图5-4所示。 事实上,气体在水中的溶解能力还与温度有关,在冬季就要提高真空度。 真空除氧在实际应用中不都成功,可采用多级设计流程以降低氧的含量或用化学脱氧方法补充。 2)气提脱氧 用天然气、烟道气或惰性气体从水中逆流以提出水中溶解氧,如图5-5所示,气提脱氧还达不到最终的含氧指标时,也采用化学方法来弥补。 注意天然气应不含CO2或H2S。 图5-4真空式脱氧塔图5-5逆流气提式除氧 3)化学脱氧 常见的化学除氧剂有亚硫酸钠(Na2SO3)、二氧化
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