Les technologies de revêtement étendent le fonctionnement des centrales géothermiques

Tirant les leçons de l'industrie pétrolière et gazière, les opérateurs géothermiques appliquent des revêtements internes pour atténuer la corrosion et l'entartrage.

À mesure que l'intérêt pour l'énergie géothermique pour l'énergie électrique augmente, les leçons apprises dans l'industrie pétrolière et gazière deviennent plus importantes et pertinentes. La production géothermique et la production de pétrole et de gaz sont similaires à bien des égards. Les deux nécessitent de forer dans des environnements difficiles, de protéger les eaux souterraines existantes, de déplacer efficacement le liquide à travers un vaste réseau de tubes et de canalisations et de gérer des quantités massives d'eau produite.

Pendant des décennies, les opérations de production de pétrole et de gaz ont été aux prises avec deux problèmes majeurs liés à l'eau : la corrosion et l'entartrage. Les eaux des réservoirs contiennent généralement de fortes concentrations de minéraux dissous et de sels peu solubles. Au fur et à mesure que les fluides du réservoir sont pompés du sol, les changements de température, de pression et de composition chimique modifient les équilibres de solution des espèces dissoutes, les faisant précipiter et se déposer sous forme de tartre. La mise à l'échelle se produit à toutes les étapes de la production d'hydrocarbures (en amont, au milieu et en aval). Si rien n'est fait, le tartre s'accumule et provoque des blocages des perforations du puits de forage, du tubage, des pipelines, des pompes, des vannes et d'autres équipements.

Parce qu'elles traitent des eaux de réservoir similaires, les opérations géothermiques sont confrontées à bon nombre des mêmes risques d'entartrage. La production de centrales géothermiques s'accompagne généralement de dommages dus à la corrosion et de formation de tartre dans les pipelines et les équipements électriques, ce qui entraîne des réductions significatives de la fiabilité et de l'efficacité du système. [1]

Une nouvelle approche pour optimiser les performances des centrales géothermiques

Les méthodes de contrôle et de prévention de la corrosion et de l'entartrage dans les applications industrielles ont évolué au cours des 50 dernières années.[2] Les approches empiriques et les traitements "après coup" (y compris l'élimination chimique et/ou mécanique des tartres et le remplacement des sections fortement entartrées/corrodées) sont remplacés. La recherche systématique vise à comprendre les phénomènes complexes à l'origine de ces problèmes et à identifier des mesures pour les prévenir. Les connaissances acquises dans d'autres secteurs, notamment la production pétrolière, contribuent de manière significative aux pratiques d'atténuation en géothermie.

Depuis plus de 70 ans, les revêtements internes jouent un rôle important dans le maintien du débit dans les systèmes de production d'hydrocarbures. Les revêtements plastiques internes Tube-Kote (IPC) de NOV Tuboscope ont fait leurs preuves en matière de réduction ou d'élimination des dépôts et de l'accumulation de tartre dans de nombreux environnements de champs pétrolifères. En utilisant l'IPC approprié pour l'application, les opérateurs sont assurés d'un revêtement qui fournit une surface lisse, une faible énergie de surface, une protection contre la corrosion et des caractéristiques d'écoulement améliorées pour une durée de vie plus longue des actifs.

Une solution éprouvée dans des environnements de production extrêmes

Les IPC Tube-Kote ont prolongé la durée de vie de nombreux champs de production de pétrole corrosifs à haute température. Un puits de pétrole en production au Canada a fourni une occasion unique d'évaluer l'efficacité des CPI par rapport à l'acier nu. En raison du manque d'inventaire, l'opérateur a conçu la partie inférieure du puits avec 884 m (2 900 pieds) de tubes revêtus d'IPC et la partie supérieure de 1 882 m (6 175 pieds) avec des tubes L-80 nus.

Le tube de production a présenté une perte de pression après un an de service, qui a été attribuée à un trou dans un joint de tube non revêtu. En conséquence, toute la colonne de production a été tirée et inspectée. Le tube non revêtu contenait une couche de dépôts d'huile et de solides, tandis que le tube IPC était presque exempt de dépôt (Figure 1).

L'inspection de la paroi du tuyau, qui a été effectuée conformément à un système de codage couleur conçu par l'American Petroleum Institute (API) connu sous le nom d'API Spec 5CT, a classé le tube non revêtu dans une bande bleue, verte et rouge à 46 %. Cela indiquait que l'épaisseur de paroi restante du tube non revêtu était comprise entre 70 % et moins de 50 % de l'épaisseur de paroi nominale d'origine. Le tube non revêtu restant a été désigné bande jaune, ce qui signifie que l'épaisseur de paroi restante était de 85 %. Le trou a été trouvé dans le troisième joint du tube au-dessus de la section intérieurement revêtue de la corde.

Tous les joints des tubes revêtus à l'intérieur ont été inspectés selon les normes API et classés comme bande jaune avec au moins 85 % de paroi restante . En conséquence, le tube revêtu d'origine a été ramené au fond du trou avec 1 882 m (6 175 pieds) supplémentaires de tube revêtu. L'utilisation d'IPC sur toute la longueur du tube de fond de trou a prolongé la durée de vie de l'actif de plus d'un an sans nécessiter d'intervention supplémentaire.

Figure 1 – L'inspection du tubage extrait du puits canadien a montré des dépôts de solides inorganiques et organiques sur la conduite non revêtue, tandis que la conduite revêtue d'IPC était en grande partie exempte de dépôt.

L-80 non couché

TK-15XT L-80 revêtu

De tels résultats sont courants dans d'autres opérations pétrolières utilisant des IPC - et les opérateurs géothermiques en prennent note. NOV travaille actuellement avec plusieurs opérateurs aux États-Unis pour rechercher des moyens de prolonger la durée de vie et les performances de production de leurs centrales géothermiques avec IPC.

Pour plus d'informations sur les solutions IPC de NOV, visitez https://www.nov.com/products/internal-tk-coatings.

[1] GV Tomarov, DV Kolesnikov, VN Semenov, VM Podverbny et AA Shipkov, "Prévention de la corrosion et de l'entartrage dans les équipements des centrales géothermiques", JSC "Geothem-EM", Lefortovsky val. ul. 24, 111250 Russie.

[2] N. Andritsos, P. Ungemach et P. Koutsoukos, "Scale formation in geothermal plants", International Summer School on Direct Application of Geothermal Energy, sous les auspices de la Division des sciences de la Terre, UNESCO, IGA. 2002. https://www.researchgate.net/publication/248390587_SCALE_FORMATION_IN_GEOTHERMAL_PLANTS

Source : Tuboscope NOV