As tecnologias de revestimento ampliam a operação da usina geotérmica

Aproveitando as lições aprendidas com a indústria de petróleo e gás, os operadores geotérmicos estão aplicando revestimentos internos para mitigar a corrosão e a descamação.

À medida que aumenta o interesse pela energia geotérmica para geração de energia elétrica, as lições aprendidas na indústria de petróleo e gás tornam-se mais importantes e relevantes. A produção geotérmica e de petróleo e gás são semelhantes em muitos aspectos. Ambos exigem perfuração em ambientes hostis, proteção de águas subterrâneas existentes, movimentação eficiente de líquidos por meio de uma extensa rede de tubos e tubulações e manuseio de grandes quantidades de água produzida.

Durante décadas, as operações de produção de petróleo e gás foram atormentadas por dois grandes problemas relacionados à água: corrosão e descamação. As águas dos reservatórios normalmente incluem altas concentrações de minerais dissolvidos e sais pouco solúveis. À medida que os fluidos do reservatório são bombeados do solo, mudanças na temperatura, pressão e composição química alteram o equilíbrio da solução das espécies dissolvidas, fazendo com que elas precipitem e se depositem como incrustações. A incrustação ocorre em todos os estágios da produção de hidrocarbonetos (upstream, mid- e downstream). Se não for controlada, a incrustação se acumula para causar bloqueios de perfurações de poços, revestimentos, tubulações, bombas, válvulas e outros equipamentos.

Por processarem águas de reservatórios semelhantes, as operações geotérmicas enfrentam muitos dos mesmos riscos de escala. A produção de usinas geotérmicas geralmente é acompanhada por danos por corrosão e formação de incrustações em dutos e equipamentos de energia, levando a reduções significativas na confiabilidade e eficiência do sistema. [1]

Uma nova abordagem para otimizar o desempenho da usina geotérmica

Os métodos para controlar e prevenir corrosão e incrustação em aplicações industriais evoluíram nos últimos 50 anos.[2] Abordagens empíricas e tratamentos "após o fato" (incluindo remoção química e/ou mecânica de incrustações e substituição de seções fortemente incrustadas/corroídas) estão sendo substituídos. A pesquisa sistemática visa entender os complicados fenômenos que causam esses problemas e identificar medidas para evitá-los. O conhecimento adquirido em outros setores, principalmente na produção de petróleo, contribui significativamente para as práticas de mitigação em geotérmica.

Por mais de 70 anos, os revestimentos internos desempenharam um papel importante na manutenção do fluxo nos sistemas de produção de hidrocarbonetos. Os revestimentos plásticos internos Tube-Kote (IPCs) da NOV Tuboscope têm um histórico comprovado de redução ou eliminação de depósitos e acúmulo de incrustações em muitos ambientes de campos petrolíferos. Ao utilizar o IPC apropriado para a aplicação, os operadores têm a garantia de um revestimento que fornece uma superfície lisa, baixa energia de superfície, proteção contra corrosão e características de fluxo aprimoradas para maior vida útil do ativo.

Uma solução comprovada em ambientes de produção extremos

Os IPCs Tube-Kote prolongaram a vida útil de muitos campos de produção de petróleo corrosivos e de alta temperatura. Um poço produtor de petróleo no Canadá forneceu uma oportunidade única para avaliar a eficácia dos IPCs em comparação com o aço nu. Devido à falta de estoque, o operador projetou a seção inferior do poço com 884 m (2.900 pés) de tubulação revestida com IPC e a parte superior de 1.882 m (6.175 pés) com tubulação L-80 nua.

A coluna de tubulação exibiu uma perda de pressão após um ano de serviço, que foi atribuída a um furo em uma junta de tubulação não revestida. Como resultado, toda a coluna de tubulação foi puxada e inspecionada. A tubulação não revestida continha uma camada de depósitos de óleo e sólidos, enquanto a tubulação IPC estava quase livre de depósitos (Figura 1).

A inspeção da parede do tubo, que foi realizada de acordo com um sistema de codificação de cores projetado pelo American Petroleum Institute (API) conhecido como API Spec 5CT, categorizou a tubulação não revestida como 46% de banda azul, verde e vermelha. Isso indicou que a espessura de parede restante da tubulação não revestida estava entre 70% e menos de 50% da espessura de parede nominal original. O tubo não revestido restante foi designado como faixa amarela, o que significa que a espessura da parede restante era de 85%. O buraco foi encontrado na terceira junta do tubo acima da seção revestida internamente da corda.