домашняя страница / Центр технической документации и инженерное руководство

Как оценить риски извести, кремнезема и коррозии в геотермальных линиях?

Карбонат кальция, аморфный кремнезем и борьба с коррозией от устья до закачивающей скважины в геотермальной энергетике, централизованном теплоснабжении и тепличных линиях.

Анализ рисков при управлении геотермальными жидкостями (рассолами) невозможно провести, рассматривая только надземные пластинчатые теплообменники. По мере подъема жидкости из скважины при снижении давления растворенный углекислый газ (CO₂) переходит в газовую фазу (мгновение); Эта ситуация может быстро повысить pH и вызвать осаждение карбоната кальция ( CaCO₃ ) дальше в скважину или на устьевые клапаны.

По мере снижения температуры в теплообменниках вдоль линии предел насыщения кремнеземом (SiO₂) превышается и вступает в силу накопление аморфного кремнезема/силиката металла. По этой причине подход Elif Çevre Kimya к геотермальному кондиционированию; Он рассматривает скважину/устье скважины, сепаратор, теплообменник и линию обратной закачки как отдельные контрольные точки.

Ослабление теплопередачи и повышение перепада давления в пластинчатых теплообменниках усиливают подозрения на наличие накипи или кремнезема; Однако это не само по себе доказывает, какой механизм является доминирующим. Хотя карбонат кальция легко реагирует с кислотой, отложения полимеризованного кремнезема или сульфида железа не растворяются при стандартной кислотной промывке.

Кроме того, высокое содержание хлоридов, растворенных газов CO₂ и сероводорода (H₂S) в геотермальной жидкости представляет собой серьезную опасность коррозии металлических труб и оборудования. Применяемый антинакипин, диспергатор диоксида кремния или пленкообразующий ингибитор коррозии с высокой термической стабильностью следует выбирать на основе полевых данных.

Химический состав жидкости, температура и газовый состав геотермальных скважин различаются от месторождения к месторождению и даже между скважинами одного и того же месторождения. Как ясно указано на нашем сайте, фиксированное дозирование не рекомендуется без анализа рассола и данных о коррозии. Глубину впрыска, положение дозирующего сопла, измерения потери веса купона и периоды очистки теплообменника следует фиксировать вместе.

Оценка длины линии, начиная с выхода из скважины

Анализ рисков при управлении геотермальными жидкостями (рассолами) невозможно провести, рассматривая только надземные пластинчатые теплообменники. По мере подъема жидкости из скважины при снижении давления растворенный углекислый газ (CO₂) переходит в газовую фазу (мгновение); Эта ситуация может быстро повысить pH и вызвать осаждение карбоната кальция ( CaCO₃ ) дальше в скважину или на устьевые клапаны. По мере снижения температуры в теплообменниках вдоль линии предел насыщения кремнеземом (SiO₂) превышается и вступает в силу накопление аморфного кремнезема/силиката металла. По этой причине подход Elif Çevre Kimya к геотермальному кондиционированию; Он рассматривает скважину/устье скважины, сепаратор, теплообменник и линию обратной закачки как отдельные контрольные точки.

Не считываются характеристики теплообменника при одном признаке

Ослабление теплопередачи и повышение перепада давления в пластинчатых теплообменниках усиливают подозрения на наличие накипи или кремнезема; Однако это не само по себе доказывает, какой механизм является доминирующим. Хотя карбонат кальция легко реагирует с кислотой, отложения полимеризованного кремнезема или сульфида железа не растворяются при стандартной кислотной промывке. Кроме того, высокое содержание хлоридов, растворенных газов CO₂ и сероводорода (H₂S) в геотермальной жидкости представляет собой серьезную опасность коррозии металлических труб и оборудования. Применяемый антинакипин, диспергатор диоксида кремния или пленкообразующий ингибитор коррозии с высокой термической стабильностью следует выбирать на основе полевых данных.

Проверка дозировки с помощью анализа рассола и купона на коррозию

Химический состав жидкости, температура и газовый состав геотермальных скважин различаются от месторождения к месторождению и даже между скважинами одного и того же месторождения. Как ясно указано на нашем сайте, фиксированное дозирование не рекомендуется без анализа рассола и данных о коррозии. Глубину впрыска, положение дозирующего сопла, измерения потери веса купона и периоды очистки теплообменника следует фиксировать вместе.

Список полевого контроля и мониторинга

Решения о дозировке химикатов и производительности системы должны определяться анализом и условиями предприятия; Нет никакой гарантии фиксированной дозировки или эффективности.

  • Температура рассола, давление, pH , анализ кальция, бикарбоната и кремнезема (SiO₂) на устье скважины и на выходе из теплообменника.
  • Контроль положения скважинного или устьевого дозирующего сопла ниже точки вспышки газа CO₂.
  • Мониторинг индекса насыщения аморфного кремнезема (SSI) при температуре на выходе теплообменника
  • Мониторинг скорости потерь металла (mpy) и характера отложений с помощью купонов коррозии на линии.
  • Проверка состава ингибитора, подходящего для высоких температур скважины (термическая стабильность)

Запросить ценовое предложение · 0546 499 23 42