Las tecnologías de recubrimiento extienden la operación de la planta geotérmica

Aprovechando las lecciones aprendidas de la industria del petróleo y el gas, los operadores geotérmicos están aplicando revestimientos internos para mitigar la corrosión y las incrustaciones.

A medida que aumenta el interés en la energía geotérmica para la generación de energía eléctrica, las lecciones aprendidas en la industria del petróleo y el gas se vuelven más importantes y relevantes. La producción geotérmica y de petróleo y gas son similares en muchos aspectos. Ambos requieren perforar en ambientes hostiles, proteger el agua subterránea existente, mover líquidos de manera eficiente a través de una extensa red de tuberías y tuberías y manejar cantidades masivas de agua producida.

Durante décadas, las operaciones de producción de petróleo y gas han estado plagadas de dos problemas importantes relacionados con el agua: la corrosión y las incrustaciones. Las aguas de los embalses suelen incluir altas concentraciones de minerales disueltos y sales escasamente solubles. A medida que los fluidos del yacimiento se bombean desde el suelo, los cambios en la temperatura, la presión y la composición química modifican los equilibrios de la solución de las especies disueltas, lo que hace que se precipiten y se depositen como incrustaciones. El escalamiento ocurre en todas las etapas de la producción de hidrocarburos (aguas arriba, a la mitad y aguas abajo). Si no se controla, se acumulan incrustaciones que provocan bloqueos en las perforaciones del pozo, el revestimiento, las tuberías, las bombas, las válvulas y otros equipos.

Debido a que procesan aguas de reservorios similares, las operaciones geotérmicas enfrentan muchos de los mismos riesgos de escalamiento. La producción de plantas de energía geotérmica suele ir acompañada de daños por corrosión y formación de incrustaciones en tuberías y equipos de energía, lo que lleva a reducciones significativas en la confiabilidad y eficiencia del sistema. [1]

Un enfoque novedoso para optimizar el rendimiento de la planta geotérmica

Los métodos para controlar y prevenir la corrosión y las incrustaciones en aplicaciones industriales han evolucionado durante los últimos 50 años.[2] Se están reemplazando los enfoques empíricos y los tratamientos "después del hecho" (incluida la eliminación química y/o mecánica de incrustaciones y el reemplazo de secciones muy incrustadas/corroídas). La investigación sistemática tiene como objetivo comprender los fenómenos complicados que causan estos problemas e identificar medidas para prevenirlos. El conocimiento adquirido de otros sectores, más notablemente la producción de petróleo, contribuye significativamente a las prácticas de mitigación en geotermia.

Durante más de 70 años, los revestimientos internos han jugado un papel importante en el mantenimiento del flujo en los sistemas de producción de hidrocarburos. Los recubrimientos plásticos internos (IPC) Tube-Kote de NOV Tuboscope tienen un historial comprobado de reducción o eliminación de la acumulación de depósitos e incrustaciones en muchos entornos de yacimientos petrolíferos. Al utilizar el IPC apropiado para la aplicación, los operadores tienen garantizado un recubrimiento que proporciona una superficie lisa, baja energía superficial, protección contra la corrosión y características de flujo mejoradas para una vida útil más prolongada.

Una solución probada en entornos de producción extremos

Los IPC de Tube-Kote han extendido la vida útil de muchos campos de producción de petróleo corrosivo a alta temperatura. Un pozo petrolero en producción en Canadá brindó una oportunidad única para evaluar la efectividad de los IPC en comparación con el acero desnudo. Debido a la falta de inventario, el operador diseñó la sección inferior del pozo con 884 m (2900 pies) de tubería recubierta con IPC y los 1882 m (6175 pies) superiores con tubería L-80 descubierta.

La sarta de tubería exhibió una pérdida de presión después de un año de servicio, que se atribuyó a un orificio en una junta de tubería sin recubrimiento. Como resultado, se extrajo e inspeccionó toda la sarta de tubería. La tubería sin recubrimiento contenía una capa de depósitos de aceite y sólidos, mientras que la tubería IPC estaba casi libre de depósitos (Figura 1).

La inspección de la pared de la tubería, que se llevó a cabo de acuerdo con un sistema de codificación por colores diseñado por el Instituto Americano del Petróleo (API) conocido como API Spec 5CT, clasificó la tubería sin recubrimiento como 46 % de banda azul, verde y roja. Esto indicó que el espesor de pared restante de la tubería sin recubrir estaba entre el 70% y menos del 50% del espesor de pared nominal original. El resto de la tubería sin recubrir se designó con una banda amarilla, lo que significa que el espesor de la pared restante era del 85 %. El agujero se encontró en la tercera unión de la tubería por encima de la sección de la sarta con revestimiento interno.

Todas las uniones de la tubería revestida internamente se inspeccionaron según los estándares API y se clasificaron como banda amarilla con al menos un 85 % de pared restante. Como resultado, la tubería revestida original se corrió hacia el fondo del pozo junto con 1882 m (6175 pies) adicionales de tubería revestida. El uso de IPC en toda la longitud de la tubería de fondo de pozo prolongó la vida útil de los activos en más de un año sin necesidad de una mayor intervención.

Figura 1: la inspección de la tubería extraída del pozo canadiense mostró depósitos de sólidos inorgánicos y orgánicos en la tubería sin revestimiento, mientras que la tubería revestida con IPC estaba prácticamente libre de depósitos.

L-80 sin recubrimiento

TK-15XT Revestido L-80

Resultados como este son comunes en otras operaciones de campos petroleros que utilizan IPC, y los operadores geotérmicos se están dando cuenta. NOV está trabajando actualmente con varios operadores en los EE. UU. para investigar formas de extender la vida útil y el rendimiento de producción de sus plantas geotérmicas con IPC.

Para obtener más información sobre las soluciones IPC de NOV, visite https://www.nov.com/products/internal-tk-coatings.

[1] GV Tomarov, DV Kolesnikov, VN Semenov, VM Podverbny y AA Shipkov, "Prevención de corrosión y descamación en equipos de plantas de energía geotérmica", JSC "Geothem-EM", Lefortovsky val. ul. 24, 111250 Rusia.

[2] N. Andritsos, P. Ungemach y P. Koutsoukos, "Formación de escamas en plantas geotérmicas", Escuela Internacional de Verano sobre Aplicación Directa de Energía Geotérmica, bajo el auspicio de la División de Ciencias de la Tierra, UNESCO, IGA. 2002. https://www.researchgate.net/publication/248390587_SCALE_FORMATION_IN_GEOTHERMAL_PLANTS

Fuente: Tuboscopio NOV