Технологии нанесения покрытий расширяют возможности эксплуатации геотермальных электростанций

Воспользовавшись уроками, полученными в нефтегазовой отрасли, операторы геотермальных установок наносят внутренние покрытия для уменьшения коррозии и отложений.

По мере роста интереса к геотермальной энергии для производства электроэнергии уроки, извлеченные в нефтегазовой отрасли, становятся все более важными и актуальными. Геотермальная энергия и добыча нефти и газа во многом схожи. Оба требуют бурения в суровых условиях, защиты существующих грунтовых вод, эффективного перемещения жидкости через разветвленную сеть труб и трубопроводов, а также обработки огромных объемов добываемой воды.

На протяжении десятилетий операции по добыче нефти и газа страдали от двух основных проблем, связанных с водой: коррозии и отложений. Пластовые воды обычно содержат высокие концентрации растворенных минералов и труднорастворимых солей. Поскольку пластовые жидкости закачиваются из-под земли, изменения температуры, давления и химического состава смещают равновесие раствора растворенных веществ, вызывая их осаждение и отложение в виде накипи. Образование солеотложений происходит на всех стадиях добычи углеводородов (вверх, в середине и вниз по течению). Если не принять меры, накипь будет накапливаться и вызывать закупорку перфорационных отверстий ствола скважины, обсадных труб, трубопроводов, насосов, клапанов и другого оборудования.

Поскольку геотермальные предприятия обрабатывают схожие пластовые воды, они сталкиваются со многими одинаковыми рисками образования отложений. Производство геотермальных электростанций обычно сопровождается коррозионными повреждениями и образованием накипи в трубопроводах и энергетическом оборудовании, что приводит к значительному снижению надежности и эффективности системы. [1]

Новый подход к оптимизации производительности геотермальных электростанций

Методы контроля и предотвращения коррозии и накипи в промышленности развивались за последние 50 лет.[2] Эмпирические подходы и методы лечения «постфактум» (включая химическое и/или механическое удаление окалины и замену сильно окаменевших/корродированных участков) заменяются. Систематические исследования направлены на понимание сложных явлений, вызывающих эти проблемы, и определение мер по их предотвращению. Знания, полученные в других секторах, особенно в нефтедобыче, вносят значительный вклад в практику смягчения последствий изменения климата в геотермальной энергии.

На протяжении более 70 лет внутренние покрытия играли важную роль в поддержании потока в системах добычи углеводородов. Внутренние пластиковые покрытия Tube-Kote (IPC) компании NOV Tubscope доказали свою способность уменьшать или устранять образование отложений и накипи во многих нефтепромысловых средах. Используя соответствующий IPC для конкретного применения, операторы получают покрытие, которое обеспечивает гладкую поверхность, низкую поверхностную энергию, защиту от коррозии и улучшенные характеристики текучести, что продлевает срок службы оборудования.

Проверенное решение для экстремальных производственных условий

Системы IPC Tube-Kote продлили срок эксплуатации многих высокотемпературных и агрессивных месторождений нефти. Добывающая нефтяная скважина в Канаде предоставила уникальную возможность оценить эффективность IPC по сравнению с голой сталью. Из-за нехватки инвентаря оператор спроектировал нижнюю часть скважины с использованием НКТ с IPC-покрытием длиной 884 м (2900 футов) и верхнюю часть длиной 1882 м (6175 футов) с голыми НКТ L-80.

Через год эксплуатации в колонне НКТ произошла потеря давления, что было связано с отверстием в стыке НКТ без покрытия. В результате вся колонна НКТ была протянута и проверена. Трубка без покрытия содержала слой масла и твердых отложений, тогда как трубка IPC практически не содержала отложений (рис. 1).

Проверка стенки трубы, которая проводилась в соответствии с системой цветового кодирования, разработанной Американским институтом нефти (API), известной как API Spec 5CT, классифицировала трубы без покрытия как 46% синих, зеленых и красных полос. Это указывало на то, что оставшаяся толщина стенки непокрытой трубы составляла от 70% до менее 50% исходной номинальной толщины стенки. Оставшаяся трубка без покрытия была обозначена желтой полосой, что означает, что оставшаяся толщина стенки составляла 85%. Отверстие было обнаружено в третьем стыке НКТ над участком колонны с внутренним покрытием.