Intern korrosion har forårsaget tab af indeslutning i ADNOC i rørledningen til et enormt onshore oliefelt. Ønsket om at eliminere dette problem og behovet for at definere en specifikation og en præcis fremtidig strømlinet integritetsstyringsplan har ført til feltforsøg med rillet og flangeløs højdensitetspolyethylen (HDPE) foringsteknologi i kulstofstålrør. Denne artikel beskriver et vellykket 5-årigt feltforsøgsprogram og bekræfter, at anvendelsen af ​​HDPE-foringer i kulstofstålrør er en omkostningseffektiv metode til at afbøde intern korrosion i olierørledninger ved at isolere metalrør fra ætsende væsker. Teknologien er omkostningseffektiv til håndtering af korrosion i olierørledninger.
I ADNOC er flowledninger designet til at holde i mere end 20 år. Dette er vigtigt for forretningskontinuitet og reduktion af driftsomkostninger. Vedligeholdelse af disse ledninger, der er lavet af kulstofstål, bliver dog udfordrende, fordi de er udsat for intern korrosion fra ætsende væsker, bakterier og stillestående forhold forårsaget af lave strømningshastigheder. Risikoen for integritetssvigt stiger med alderen og ændringer i reservoirvæskens egenskaber.
ADNOC driver rørledninger ved tryk på 30 til 50 bar, temperaturer op til 69°C og vandindsnævringer på over 70%, og har lidt mange tilfælde af indeslutningstab på grund af intern korrosion i rørledninger i store onshore-felter. Registreringer viser, at de udvalgte aktiver alene har mere end 91 naturlige olierørledninger (302 kilometer) og mere end 45 gasløftrørledninger (100 kilometer) med alvorlig intern korrosion. De driftsforhold, der dikterede implementeringen af ​​intern korrosionsafhjælpning, omfattede lav pH (4,8-5,2), tilstedeværelse af CO2 (>3%) og H2S (>3%), gas/olie-forhold større end 481 scf/bbl, ledningstemperatur større end 55°C, flowledningstryk over 525 psi. Højt vandindhold (>46%), lav strømningshastighed (mindre end 1 m/sek), stillestående væske og tilstedeværelsen af ​​sulfatreducerende bakterier påvirkede også afhjælpningsstrategierne. Statistikker over strømlinjelækager viser, at mange af disse ledninger var defekte, med så mange som 14 lækager over en 5-årig periode. Dette udgør et alvorligt problem, da det fører til lækager og afbrydelser, der påvirker produktionen negativt.
Tabet af tæthed og behovet for dimensionering og en præcis fremtidig integritetsstyringsplan for strømningsrør resulterede i en feltforsøg med slidset og flangeløs HDPE-foringsteknologi i 3,0 km Schedule 80 API 5L Gr.B 6 tommer. Strømlinede linjer for at eliminere dette problem. Feltforsøg blev først udført på 3,527 km kulstofstålrørledninger på udvalgte anlæg, efterfulgt af intensiv testning i 4,0 km rørledninger.
Oliegiganten fra Gulf Cooperation Council (GCC) på den arabiske halvø installerede HDPE-foringer allerede i 2012 til råolierørledninger og vandforsyningsanlæg. En oliegigant fra GCC, der opererer i samarbejde med Shell, har brugt HDPE-foringer til vand- og olieforsyningsanlæg i over 20 år, og teknologien er tilstrækkeligt moden til at håndtere intern korrosion i olierørledninger.
ADNOC-projektet blev lanceret i andet kvartal af 2011 og installeret i andet kvartal af 2012. Overvågningen begyndte i april 2012 og blev afsluttet i tredje kvartal af 2017. Testspolerne sendes derefter til Borouge Innovation Center (BIC) til evaluering og analyse. Succes- og fiaskokriterierne for HDPE-linerpilotprojektet var nul lækage efter linerinstallation, lav gaspermeabilitet gennem HDPE-lineren og intet linerkollaps.
Papir SPE-192862 beskriver strategier, der bidrager til succesen af ​​feltforsøg. Fokus er på planlægning, lægning af rørledninger og evaluering af HDPE-foringernes ydeevne for at opnå den viden, der er nødvendig for at finde strategier til integritetsstyring til feltdækkende implementering af HDPE-rørledninger i olierørledninger. Denne teknologi anvendes i olierørledninger og transmissionsledninger. Ud over eksisterende olierørledninger kan ikke-metalliske HDPE-foringer bruges til nye olierørledninger. Fremhæver bedste praksis for at eliminere integritetsfejl i rørledninger på grund af skader fra intern korrosion.
Den fulde artikel beskriver implementeringskriterierne for HDPE-pakninger; valg af pakningsmateriale, forberedelse og installationssekvens; luftlækage- og hydrostatisk testning; ringformet gasudluftning og -overvågning; idriftsættelse af linjen; og detaljerede testresultater efter test. Tabellen Streamline Life Cycle Cost Analysis illustrerer den estimerede omkostningseffektivitet af kulstofstål versus HDPE-foringer til andre korrosionsreduceringsmetoder, herunder kemisk injektion og pigging, ikke-metalliske rør og bart kulstofstål. Beslutningen om at udføre en anden forbedret felttest efter den indledende test forklares også. I den første test blev flangeforbindelser brugt til at forbinde de forskellige sektioner af flowledningen. Det er velkendt, at flanger er tilbøjelige til at svigte på grund af ekstern belastning. Manuel udluftning på flangeplaceringer kræver ikke kun periodisk overvågning, hvilket øger driftsomkostningerne, men resulterer også i permeable gasemissioner til atmosfæren. I det andet forsøg blev flangerne udskiftet med svejsede, flangeløse forbindelser med et automatisk genopfyldningssystem og en slidset foring med en udluftning i enden af ​​den eksterne afgasningsstation, der ville ende i et lukket afløb.
Et 5-årigt forsøg bekræfter, at brugen af ​​HDPE-foringer i kulstofstålrør kan afbøde intern korrosion i olierørledninger ved at isolere metalrør fra ætsende væsker.
Skab værdi ved at tilbyde uafbrudt linjeservice, eliminere intern pigging for at fjerne aflejringer og bakterier, spare omkostninger ved at eliminere behovet for anti-kalk kemikalier og biocider og reducere arbejdsbyrden
Formålet med testen var at afbøde intern korrosion i rørledningen og forhindre tab af den primære indeslutning.
Slidsede HDPE-foringer med svejsede flangeløse samlinger bruges sammen med genindsprøjtningssystemet som en forbedring baseret på erfaringer fra den første implementering af almindelige HDPE-foringer med klips på flangeterminaler.
Ifølge de succes- og fiaskokriterier, der er fastsat for pilotprojektet, er der ikke rapporteret om lækager i rørledningen siden installationen. Yderligere test og analyse foretaget af BIC har vist en vægtreduktion på 3-5% i den brugte foring, hvilket ikke forårsager kemisk nedbrydning efter 5 års brug. Der blev fundet nogle ridser, der ikke strakte sig ind i revnerne. Derfor anbefales det at overveje forskellen i densitetstab i fremtidige designs. Implementering af interne korrosionsbarrierer bør være hovedfokus, hvor HDPE-foringsmuligheder (herunder allerede identificerede forbedringer såsom udskiftning af flanger med forbindelsesstykker og fortsættelse af foringen og anvendelse af en kontraventil i foringen for at overvinde foringens gaspermeabilitet) er en pålidelig løsning.
Denne teknologi eliminerer risikoen for intern korrosion og giver betydelige besparelser i driftsomkostninger under kemiske behandlingsprocedurer, da der ikke kræves kemisk behandling.
Feltvalidering af teknologien har haft en positiv indvirkning på operatørernes integritetsstyring af flowlinjer, hvilket giver flere muligheder for proaktiv intern korrosionsstyring af flowlinjer, reducerer de samlede omkostninger og forbedrer HSE-ydeevnen. Flangeløse, rillede HDPE-foringer anbefales som en innovativ tilgang til håndtering af korrosion i oliefeltsstrømningslinjer.
HDPE-foringsteknologi anbefales til eksisterende olie- og gasfelter, hvor lækager i rørledninger og afbrydelser i vandinjektionsledninger er almindelige.
Denne applikation vil reducere antallet af flowledningsfejl forårsaget af interne lækager, forlænge flowledningens levetid og øge produktiviteten.
Nye komplette byggeprojekter kan bruge denne teknologi til inline korrosionshåndtering og omkostningsbesparelser på overvågningsprogrammer.
Denne artikel er skrevet af JPT's tekniske redaktør, Judy Feder, og indeholder højdepunkter fra SPE 192862-artiklen, “Innovative Field Trial Trial Results of Flangeless Grooved HDPE Liner Application in a Super Gigantic Field for Oil Flowline Internal Corrosion Management” af Abby Kalio Amabipi, SPE, Marwan Hamad Salem, Siva Prasada Grandhe og Tijender Kumar Gupta fra ADNOC; Mohamed Ali Awadh, Borouge PTE; Nicholas Herbig, Jeff Schell og Ted Compton fra United Special Technical Services til 2018 i Abu Dhabi, 12.-15. november. Forbered dig på Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. Denne artikel er ikke blevet fagfællebedømt.
Journal of Petroleum Technology er flagskibstidsskriftet for Society of Petroleum Engineers og leverer autoritative artikler og artikler om fremskridt inden for efterforsknings- og produktionsteknologi, problemstillinger inden for olie- og gasindustrien samt nyheder om SPE og dets medlemmer.