Le tecnologie di rivestimento estendono il funzionamento degli impianti geotermici

Prendendo spunto dalle lezioni apprese dall’industria del petrolio e del gas, gli operatori geotermici stanno applicando rivestimenti interni per mitigare la corrosione e le incrostazioni.

Con l’aumento dell’interesse per l’energia geotermica per l’energia elettrica, le lezioni apprese nel settore del petrolio e del gas diventano più importanti e rilevanti. La produzione geotermica e quella di petrolio e gas sono simili sotto molti aspetti. Entrambi richiedono perforazioni in ambienti difficili, protezione delle falde acquifere esistenti, spostamento efficiente dei liquidi attraverso un'ampia rete di tubi e tubazioni e gestione di enormi quantità di acqua prodotta.

Per decenni, le attività di produzione di petrolio e gas sono state afflitte da due importanti problemi legati all’acqua: corrosione e incrostazioni. Le acque dei serbatoi includono tipicamente alte concentrazioni di minerali disciolti e sali scarsamente solubili. Quando i fluidi del giacimento vengono pompati dal terreno, i cambiamenti di temperatura, pressione e composizione chimica spostano gli equilibri della soluzione delle specie disciolte, facendole precipitare e depositarsi come incrostazioni. Il ridimensionamento avviene in tutte le fasi della produzione di idrocarburi (a monte, a metà e a valle). Se non vengono controllate, le incrostazioni si accumulano causando il blocco delle perforazioni del pozzo, dell'involucro, delle condutture, delle pompe, delle valvole e di altre apparecchiature.

Poiché trattano acque di giacimento simili, le operazioni geotermiche affrontano molti degli stessi rischi di ridimensionamento. La produzione delle centrali geotermiche è solitamente accompagnata da danni dovuti alla corrosione e alla formazione di incrostazioni nelle condutture e nelle apparecchiature elettriche, con conseguenti riduzioni significative dell’affidabilità e dell’efficienza del sistema. [1]

Un nuovo approccio per ottimizzare le prestazioni degli impianti geotermici

I metodi per controllare e prevenire la corrosione e le incrostazioni nelle applicazioni industriali si sono evoluti negli ultimi 50 anni.[2] Gli approcci empirici e i trattamenti "dopo il fatto" (compresa la rimozione chimica e/o meccanica delle incrostazioni e la sostituzione di sezioni fortemente incrostate/corrose) vengono sostituiti. La ricerca sistematica mira a comprendere i complicati fenomeni che causano questi problemi e identificare le misure per prevenirli. Le conoscenze acquisite da altri settori, in particolare dalla produzione petrolifera, contribuiscono in modo significativo alle pratiche di mitigazione nel settore geotermico.

Da oltre 70 anni, i rivestimenti interni svolgono un ruolo importante nel mantenimento del flusso nei sistemi di produzione di idrocarburi. I rivestimenti interni in plastica (IPC) Tube-Kote di NOV Tuboscope hanno una comprovata esperienza nel ridurre o eliminare l'accumulo di depositi e incrostazioni in molti ambienti petroliferi. Utilizzando l'IPC appropriato per l'applicazione, agli operatori viene garantito un rivestimento che fornisce una superficie liscia, bassa energia superficiale, protezione dalla corrosione e caratteristiche di flusso migliorate per una maggiore durata delle risorse.

Una soluzione collaudata in ambienti di produzione estremi

Gli IPC Tube-Kote hanno prolungato la vita operativa di molti campi di produzione di petrolio corrosivo e ad alta temperatura. Un pozzo petrolifero in produzione in Canada ha offerto un'opportunità unica per valutare l'efficacia degli IPC rispetto all'acciaio nudo. A causa della mancanza di inventario, l'operatore ha progettato la sezione inferiore del pozzo con 884 m (2.900 piedi) di tubi rivestiti in IPC e i primi 1.882 m (6.175 piedi) con tubi L-80 nudi.

La corda di tubi ha mostrato una perdita di pressione dopo un anno di servizio, attribuita a un foro in un giunto di tubi non rivestiti. Di conseguenza, l'intera catena di tubi è stata tirata e ispezionata. Il tubo non rivestito conteneva uno strato di depositi di olio e solidi, mentre il tubo IPC era quasi privo di depositi (Figura 1).

L'ispezione della parete del tubo, eseguita in conformità con un sistema di codifica a colori progettato dall'American Petroleum Institute (API) noto come API Spec 5CT, ha classificato il tubo non rivestito come banda blu, verde e rossa al 46%. Ciò indicava che lo spessore di parete rimanente del tubo non rivestito era compreso tra il 70% e meno del 50% dello spessore di parete nominale originale. Il restante tubo non rivestito era contrassegnato dalla fascia gialla, il che significa che lo spessore della parete rimanente era dell'85%. Il foro è stato trovato nella terza giuntura del tubo, sopra la sezione rivestita internamente della corda.