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Wie beurteilt man die Risiken von Kalk, Kieselsäure und Korrosion in geothermischen Leitungen?

Calciumcarbonat, amorphes Siliciumdioxid und Korrosionsmanagement vom Bohrlochkopf bis zum Reinjektionsbohrloch in Geothermie-, Fernwärme- und Gewächshausleitungen.

Eine Risikoanalyse beim Management geothermischer Flüssigkeiten (Sole) kann nicht allein anhand oberirdischer Plattenwärmetauscher durchgeführt werden. Wenn die Flüssigkeit aus dem Bohrloch aufsteigt und der Druck abnimmt, geht gelöstes Kohlendioxid (CO₂) in die Gasphase über (Flashing); Diese Situation kann pH schnell erhöhen und die Ausfällung von Kalziumkarbonat ( CaCO₃ ) weiter im Bohrloch oder an den Bohrlochkopfventilen auslösen.

Wenn die Temperatur in den Austauschern entlang der Leitung sinkt, wird die Sättigungsgrenze von Siliciumdioxid (SiO₂) überschritten und es kommt zu einer Ansammlung von amorphem Siliciumdioxid/Metallsilikat. Aus diesem Grund ist Elif Çevre Kimya Ansatz zur geothermischen Konditionierung; Es behandelt das Bohrloch/Bohrlochkopf, den Abscheider, den Austauscher und die Reinjektionsleitung als separate Kontrollpunkte.

Die Abschwächung der Wärmeübertragung und der Anstieg des Differenzdrucks in Plattenwärmetauschern verstärken den Verdacht auf Kesselstein oder Kieselsäure; Es allein beweist jedoch nicht, welcher Mechanismus dominant ist. Während Kalziumkarbonat leicht mit Säure reagiert, lösen sich polymerisierte Kieselsäure- oder Eisensulfidablagerungen bei herkömmlicher Säurewäsche nicht auf.

Darüber hinaus stellen Gase mit hohem Chloridgehalt, gelöstem CO₂ und Schwefelwasserstoff (H₂S) in der geothermischen Flüssigkeit ein ernstes Korrosionsrisiko in Metallrohren und -geräten dar. Das anzuwendende Antiscalant, Silica-Dispergiermittel oder filmbildende Korrosionsinhibitor mit hoher thermischer Stabilität sollte auf der Grundlage von Felddaten ausgewählt werden.

Die Flüssigkeitschemie, die Temperatur und das Gasverhältnis geothermischer Bohrlöcher variieren von Feld zu Feld und sogar zwischen Bohrlöchern im selben Feld. Wie auf unserer Website klar angegeben, wird eine feste Dosierung ohne Soleanalyse und Korrosionsgutscheindaten nicht empfohlen. Einspritztiefe, Position der Dosierdüse, Messungen des Coupon-Gewichtsverlusts und Reinigungszeiten des Wärmetauschers sollten gemeinsam aufgezeichnet werden.

Bewertung der Leitungslänge beginnend am Bohrlochausgang

Eine Risikoanalyse beim Management geothermischer Flüssigkeiten (Sole) kann nicht allein anhand oberirdischer Plattenwärmetauscher durchgeführt werden. Wenn die Flüssigkeit aus dem Bohrloch aufsteigt und der Druck abnimmt, geht gelöstes Kohlendioxid (CO₂) in die Gasphase über (Flashing); Diese Situation kann pH schnell erhöhen und die Ausfällung von Kalziumkarbonat ( CaCO₃ ) weiter im Bohrloch oder an den Bohrlochkopfventilen auslösen. Wenn die Temperatur in den Austauschern entlang der Leitung sinkt, wird die Sättigungsgrenze von Siliciumdioxid (SiO₂) überschritten und es kommt zu einer Ansammlung von amorphem Siliciumdioxid/Metallsilikat. Aus diesem Grund ist Elif Çevre Kimya Ansatz zur geothermischen Konditionierung; Es behandelt das Bohrloch/Bohrlochkopf, den Abscheider, den Austauscher und die Reinjektionsleitung als separate Kontrollpunkte.

Die Leistung des Wärmetauschers wird aufgrund eines einzigen Symptoms nicht angezeigt

Die Abschwächung der Wärmeübertragung und der Anstieg des Differenzdrucks in Plattenwärmetauschern verstärken den Verdacht auf Kesselstein oder Kieselsäure; Es allein beweist jedoch nicht, welcher Mechanismus dominant ist. Während Kalziumkarbonat leicht mit Säure reagiert, lösen sich polymerisierte Kieselsäure- oder Eisensulfidablagerungen bei herkömmlicher Säurewäsche nicht auf. Darüber hinaus stellen Gase mit hohem Chloridgehalt, gelöstem CO₂ und Schwefelwasserstoff (H₂S) in der geothermischen Flüssigkeit ein ernstes Korrosionsrisiko in Metallrohren und -geräten dar. Das anzuwendende Antiscalant, Silica-Dispergiermittel oder filmbildende Korrosionsinhibitor mit hoher thermischer Stabilität sollte auf der Grundlage von Felddaten ausgewählt werden.

Überprüfung der Dosierung mit Soleanalyse und Korrosionsgutschein

Die Flüssigkeitschemie, die Temperatur und das Gasverhältnis geothermischer Bohrlöcher variieren von Feld zu Feld und sogar zwischen Bohrlöchern im selben Feld. Wie auf unserer Website klar angegeben, wird eine feste Dosierung ohne Soleanalyse und Korrosionsgutscheindaten nicht empfohlen. Einspritztiefe, Position der Dosierdüse, Messungen des Coupon-Gewichtsverlusts und Reinigungszeiten des Wärmetauschers sollten gemeinsam aufgezeichnet werden.

Feldsteuerungs- und Überwachungsliste

Entscheidungen zur Chemikaliendosierung und Systemkapazität sollten durch Analysen und Anlagenbedingungen bestimmt werden; Es gibt keine Garantie für eine feste Dosierung oder Leistung.

  • Analyse von Soletemperatur, Druck, pH , Kalzium, Bikarbonat und Kieselsäure (SiO₂) am Bohrlochkopf und am Wärmetauscherauslass
  • Steuerung der Position der Dosierdüse im Bohrloch oder Bohrlochkopf unterhalb des Flammpunkts des CO₂-Gases
  • Überwachung des Sättigungsindex (SSI) von amorphem Siliciumdioxid bei der Auslasstemperatur des Wärmetauschers
  • Überwachung der Metallverlustrate (mpy) und der Art der Ablagerungen anhand von Korrosionsproben auf der Linie
  • Überprüfung der Inhibitorformulierung, die für hohe Bohrlochtemperaturen geeignet ist (thermische Stabilität)

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