¿Cómo evaluar los riesgos de cal, sílice y corrosión en líneas geotérmicas?

Evaluación de longitud de línea comenzando en la salida del pozo

El análisis de riesgos en la gestión de fluidos geotérmicos (salmuera) no se puede realizar observando únicamente los intercambiadores de placas sobre el suelo. A medida que el fluido sube del pozo, al disminuir la presión, el dióxido de carbono (CO₂) disuelto pasa a la fase gaseosa (flash); Esta situación puede aumentar rápidamente pH e iniciar la precipitación de carbonato de calcio ( CaCO₃ ) más adentro del pozo o en las válvulas de cabeza del pozo. A medida que la temperatura disminuye en los intercambiadores a lo largo de la línea, se excede el límite de saturación de sílice (SiO₂) y entra en juego la acumulación de sílice amorfa/silicato metálico. Por esta razón, el enfoque de acondicionamiento geotérmico de Elif Çevre Kimya ; Trata el fondo de pozo/boca de pozo, el separador, el intercambiador y la línea de reinyección como puntos de control separados.

No leer el rendimiento del intercambiador de calor con un solo síntoma

El debilitamiento de la transferencia de calor y el aumento de la presión diferencial en los intercambiadores de calor de placas refuerzan la sospecha de incrustaciones o sílice; Sin embargo, no demuestra por sí solo qué mecanismo es dominante. Mientras que el carbonato de calcio reacciona fácilmente con el ácido, los depósitos de sílice polimerizada o sulfuro de hierro no se disuelven con el lavado ácido estándar. Además, los gases con alto contenido de cloruro, CO₂ disuelto y sulfuro de hidrógeno (H₂S) en el fluido geotérmico representan un grave riesgo de corrosión en tuberías y equipos metálicos. El antiincrustante, dispersante de sílice o inhibidor de corrosión formador de película con alta estabilidad térmica a aplicar debe seleccionarse en base a los datos de campo.

Verificación de dosis con análisis de salmuera y cupón de corrosión

La química de los fluidos, la temperatura y la proporción de gases de los pozos geotérmicos varían de un campo a otro e incluso entre pozos del mismo campo. Como se indica claramente en nuestro sitio, no se recomienda la dosificación fija sin análisis de salmuera y datos de cupones de corrosión. Se deben registrar juntos la profundidad de inyección, la posición de la boquilla dosificadora, las medidas de pérdida de peso del cupón y los períodos de limpieza del intercambiador.

Lista de control y seguimiento de campo

Las decisiones sobre la dosificación de productos químicos y la capacidad del sistema deben determinarse mediante el análisis y las condiciones de las instalaciones; No hay garantía de dosis fija o rendimiento.

• Análisis de temperatura, presión, pH , calcio, bicarbonato y sílice (SiO₂) de salmuera en boca de pozo y salida del intercambiador.
• Control de la posición de la boquilla dosificadora en el fondo del pozo o en la boca del pozo por debajo del punto de inflamación del gas CO₂
• Monitoreo del índice de saturación de sílice amorfa (SSI) a la temperatura de salida del intercambiador
• Monitoreo de la tasa de pérdida de metal (mpy) y el carácter del depósito con cupones de corrosión en la línea
• Verificación de formulación inhibidora adecuada para altas temperaturas de pozo (estabilidad térmica)