Beschichtungstechnologien erweitern den Betrieb von Geothermieanlagen

Geothermiebetreiber nutzen die Erkenntnisse aus der Öl- und Gasindustrie und wenden Innenbeschichtungen an, um Korrosion und Ablagerungen zu verringern.

Da das Interesse an Geothermie zur Stromerzeugung zunimmt, werden die in der Öl- und Gasindustrie gewonnenen Erkenntnisse immer wichtiger und relevanter. Geothermie und Öl- und Gasförderung ähneln sich in vielerlei Hinsicht. Beide erfordern das Bohren in rauen Umgebungen, den Schutz des vorhandenen Grundwassers, den effizienten Transport von Flüssigkeiten durch ein umfangreiches Netzwerk aus Rohren und Leitungen sowie die Handhabung großer Mengen an gefördertem Wasser.

Seit Jahrzehnten sind Öl- und Gasförderbetriebe mit zwei großen Wasserproblemen konfrontiert: Korrosion und Ablagerungen. Reservoirwässer enthalten typischerweise hohe Konzentrationen an gelösten Mineralien und schwerlöslichen Salzen. Wenn Reservoirflüssigkeiten aus dem Boden gepumpt werden, verschieben Änderungen in Temperatur, Druck und chemischer Zusammensetzung das Lösungsgleichgewicht der gelösten Spezies, was dazu führt, dass sie ausfallen und sich als Kesselstein ablagern. Die Ablagerung erfolgt in allen Phasen der Kohlenwasserstoffproduktion (up-, mid- und downstream). Wenn nichts dagegen unternommen wird, bilden sich Kalkablagerungen, die zu Verstopfungen von Bohrlochperforationen, Gehäusen, Rohrleitungen, Pumpen, Ventilen und anderen Geräten führen können.

Da sie ähnliche Reservoirwässer verarbeiten, sind geothermische Betriebe mit vielen der gleichen Skalierungsrisiken konfrontiert. Die Produktion geothermischer Kraftwerke geht in der Regel mit Korrosionsschäden und Kalkablagerungen in Rohrleitungen und Energieanlagen einher, was zu erheblichen Einschränkungen der Systemzuverlässigkeit und -effizienz führt. [1]

Ein neuartiger Ansatz zur Optimierung der Leistung von Geothermieanlagen

Methoden zur Kontrolle und Verhinderung von Korrosion und Ablagerungen in industriellen Anwendungen wurden in den letzten 50 Jahren weiterentwickelt.[2] Empirische Ansätze und „nachträgliche“ Behandlungen (einschließlich chemischer und/oder mechanischer Entfernung von Zunder und Austausch stark verkalkter/korrodierter Abschnitte) werden ersetzt. Ziel systematischer Forschung ist es, die komplizierten Phänomene zu verstehen, die diese Probleme verursachen, und Maßnahmen zu ihrer Vermeidung zu ermitteln. Das aus anderen Sektoren, insbesondere der Ölförderung, erworbene Wissen trägt erheblich zu Minderungspraktiken in der Geothermie bei.

Seit über 70 Jahren spielen Innenbeschichtungen eine wichtige Rolle bei der Aufrechterhaltung des Durchflusses in Kohlenwasserstoffproduktionssystemen. Die Tube-Kote-Innenkunststoffbeschichtungen (IPCs) von NOV Tubscope reduzieren oder beseitigen nachweislich Ablagerungen und Kalkablagerungen in vielen Ölfeldumgebungen. Durch die Verwendung des geeigneten IPC für die Anwendung können Betreiber sicher sein, dass sie eine Beschichtung erhalten, die eine glatte Oberfläche, niedrige Oberflächenenergie, Korrosionsschutz und verbesserte Fließeigenschaften für eine längere Lebensdauer der Anlagen bietet.

Eine bewährte Lösung in extremen Produktionsumgebungen

Tube-Kote IPCs haben die Betriebslebensdauer vieler Hochtemperatur- und korrosiver Ölförderfelder verlängert. Eine produzierende Ölquelle in Kanada bot eine einzigartige Gelegenheit, die Wirksamkeit von IPCs im Vergleich zu reinem Stahl zu bewerten. Aufgrund fehlender Lagerbestände entwarf der Betreiber den unteren Abschnitt des Bohrlochs mit 884 m (2.900 Fuß) IPC-beschichtetem Rohr und den oberen 1.882 m (6.175 Fuß) mit blankem L-80-Rohr.

Der Rohrstrang wies nach einem Betriebsjahr einen Druckverlust auf, der auf ein Loch in einer unbeschichteten Rohrverbindung zurückzuführen war. Daraufhin wurde der gesamte Rohrstrang gezogen und untersucht. Der unbeschichtete Schlauch enthielt eine Schicht aus Öl- und Feststoffablagerungen, während der IPC-Schlauch nahezu frei von Ablagerungen war (Abbildung 1).

Die Inspektion der Rohrwand, die gemäß einem vom American Petroleum Institute (API) entwickelten Farbcodierungssystem namens API Spec 5CT durchgeführt wurde, kategorisierte die unbeschichteten Rohre als 46 % blaues, grünes und rotes Band. Dies deutete darauf hin, dass die verbleibende Wandstärke des unbeschichteten Rohrs zwischen 70 % und weniger als 50 % der ursprünglichen Nennwandstärke betrug. Das verbleibende unbeschichtete Rohr wurde als gelbes Band bezeichnet, was bedeutet, dass die verbleibende Wandstärke 85 % betrug. Das Loch wurde in der dritten Rohrverbindung oberhalb des innenbeschichteten Abschnitts der Saite gefunden.

Alle Verbindungen innenbeschichteter Rohre wurden gemäß API-Standards geprüft und als gelbes Band mit mindestens 85 % Restwand kategorisiert. Infolgedessen wurde das ursprünglich beschichtete Rohr zusammen mit weiteren 1.882 m (6.175 Fuß) beschichteten Rohren ins Bohrloch zurückgeführt. Der Einsatz von IPCs über die gesamte Länge der Bohrlochrohre verlängerte die Lebensdauer der Anlage um über ein Jahr, ohne dass weitere Eingriffe erforderlich waren.

Abbildung 1 – Die Inspektion der aus dem kanadischen Bohrloch entnommenen Rohrleitungen zeigte anorganische und organische Feststoffablagerungen auf dem unbeschichteten Rohr, während das IPC-beschichtete Rohr weitgehend frei von Ablagerungen war.

Unbeschichtetes L-80

TK-15XT beschichtetes L-80

Ergebnisse wie dieses sind bei anderen Ölfeldbetrieben, die IPCs verwenden, üblich – und Geothermiebetreiber nehmen dies zur Kenntnis. NOV arbeitet derzeit mit mehreren Betreibern in den USA zusammen, um Möglichkeiten zu untersuchen, die Betriebsdauer und Produktionsleistung ihrer Geothermieanlagen mit IPC zu verlängern.

Weitere Informationen zu den IPC-Lösungen von NOV finden Sie unter https://www.nov.com/products/internal-tk-coatings.

[1] GV Tomarov, DV Kolesnikov, VN Semenov, VM Podverbny und AA Shipkov, „Verhinderung von Korrosion und Ablagerungen in der Ausrüstung von Geothermiekraftwerken“, JSC „Geothem-EM“, Lefortovsky val. ul. 24, 111250 Russland.

[2] N. Andritsos, P. Ungemach und P. Koutsoukos, „Scale Formation in Geothermal Plants“, International Summer School on Direct Application of Geothermal Energy, unter der Schirmherrschaft der Division of Earth Sciences, UNESCO, IGA. 2002. https://www.researchgate.net/publication/248390587_SCALE_FORMATION_IN_GEOTHERMAL_PLANTS

Quelle: NOV Tuboskop