Aufgrund innerer Korrosion kam es bei ADNOC zu einem Eindämmungsverlust in der Pipeline eines riesigen Onshore-Ölfeldes. Der Wunsch, dieses Problem zu beseitigen, und die Notwendigkeit, eine Spezifikation und einen genauen Plan zur zukünftigen Optimierung der Integrität zu definieren, führten zu Feldversuchen mit der Auskleidungstechnologie aus gerilltem und flanschlosem Polyethylen hoher Dichte (HDPE) in Kohlenstoffstahlrohren. Dieses Dokument beschreibt ein erfolgreiches 5-jähriges Feldtestprogramm und bestätigt, dass die Anwendung von HDPE-Auskleidungen in Kohlenstoffstahlrohren eine kostengünstige Methode ist, um innere Korrosion in Ölpipelines zu mildern, indem Metallrohre von korrosiven Flüssigkeiten isoliert werden. Die Technologie ist bei der Kontrolle von Korrosion in Ölpipelines kostengünstig.
Bei ADNOC sind die Flowlines auf eine Lebensdauer von über 20 Jahren ausgelegt. Dies ist wichtig für die Geschäftskontinuität und die Senkung der Betriebskosten. Die Wartung dieser aus Kohlenstoffstahl gefertigten Leitungen ist jedoch eine Herausforderung, da sie aufgrund korrosiver Flüssigkeiten, Bakterien und stagnierender Bedingungen aufgrund niedriger Durchflussraten innerer Korrosion ausgesetzt sind. Mit zunehmendem Alter und Veränderungen der Eigenschaften der Reservoirflüssigkeit steigt das Risiko eines Integritätsversagens.
ADNOC betreibt Pipelines bei Drücken von 30 bis 50 Bar, Temperaturen bis zu 69°C und Wasserunterbrechungen von über 70% und hat viele Fälle von Eindämmungsverlusten aufgrund von innerer Korrosion in Pipelines in großen Onshore-Feldern erlebt. Aufzeichnungen zeigen, dass allein die ausgewählten Anlagen mehr als 91 natürliche Ölpipelines (302 Kilometer) und mehr als 45 Gasliftpipelines (100 Kilometer) mit schwerer innerer Korrosion aufweisen. Die Betriebsbedingungen, die die Umsetzung von Maßnahmen zur Minderung der inneren Korrosion erforderten, umfassten einen niedrigen pH-Wert (4,8–5,2), das Vorhandensein von CO2 (>3%) und H2S (>3%), ein Gas/Öl-Verhältnis von über 481 scf/bbl, eine Leitungstemperatur von über 55°C, einen Leitungsdruck von über 525 psi. Ein hoher Wassergehalt (>46%), eine niedrige Fließgeschwindigkeit (weniger als 1 m/sec), stagnierende Flüssigkeit und das Vorhandensein von sulfatreduzierenden Bakterien beeinflussten die Minderungsstrategien ebenfalls. Statistiken zu Stromleitungslecks zeigen, dass viele dieser Leitungen fehlerhaft waren In einem Zeitraum von fünf Jahren kam es zu bis zu 14 Lecks. Dies stellt ein ernstes Problem dar, da es zu Lecks und Unterbrechungen führt, die sich negativ auf die Produktion auswirken.
Der Verlust der Dichtheit und die Notwendigkeit einer Größenanpassung sowie eines genauen zukünftigen Plans zur Verwaltung der Integrität der Fließleitungen führten zu einem Feldversuch mit der geschlitzten und flanschlosen HDPE-Auskleidungstechnologie auf 3,0 km Schedule 80 API 5L Gr.B 6 Zoll. Streamlines, um dieses Problem zu beheben. Feldversuche wurden zunächst auf 3,527 km Kohlenstoffstahlpipelines an ausgewählten Standorten durchgeführt, gefolgt von intensiven Tests auf 4,0 km Pipelines.
Der Ölkonzern des Golf-Kooperationsrats (GCC) auf der Arabischen Halbinsel hatte bereits 2012 HDPE-Auskleidungen für Rohölpipelines und Wasseranwendungen installiert. Ein mit Shell zusammenarbeitender Ölkonzern des GCC verwendet seit über 20 Jahren HDPE-Auskleidungen für Wasser- und Ölanwendungen und die Technologie ist ausgereift genug, um die innere Korrosion in Ölpipelines zu bekämpfen.
Das ADNOC-Projekt wurde im zweiten Quartal 2011 gestartet und im zweiten Quartal 2012 installiert. Die Überwachung begann im April 2012 und wurde im dritten Quartal 2017 abgeschlossen. Die Testspulen werden dann zur Auswertung und Analyse an das Borouge Innovation Center (BIC) gesendet. Die Erfolgs- und Misserfolgskriterien für das HDPE-Liner-Pilotprojekt waren keine Leckage nach der Linerinstallation, geringe Gasdurchlässigkeit durch den HDPE-Liner und kein Linerkollaps.
Das Dokument SPE-192862 beschreibt Strategien, die zum Erfolg von Feldversuchen beitragen. Der Schwerpunkt liegt auf der Planung und Verlegung von Pipelines sowie der Bewertung der Leistung von HDPE-Auskleidungen, um das nötige Wissen zu gewinnen, um Integritätsmanagementstrategien für die feldweite Implementierung von HDPE-Pipelines in Ölpipelines zu finden. Diese Technologie wird in Ölpipelines und Übertragungsleitungen verwendet. Zusätzlich zu vorhandenen Ölpipelines können nichtmetallische HDPE-Auskleidungen für neue Ölpipelines verwendet werden. Hebt bewährte Verfahren zur Vermeidung von Integritätsfehlern von Pipelines aufgrund von Schäden durch innere Korrosion hervor.
Das vollständige Dokument beschreibt die Implementierungskriterien für HDPE-Dichtungen, die Auswahl, Vorbereitung und Installationsreihenfolge des Dichtungsmaterials, Luftleck- und hydrostatische Tests, die Entlüftung und Überwachung von Ringgasen, die Inbetriebnahme der Leitungen, und detaillierte Testergebnisse nach dem Test. Die Tabelle „Streamline Life Cycle Cost Analysis“ veranschaulicht die geschätzte Kosteneffizienz von Kohlenstoffstahl im Vergleich zu HDPE-Auskleidungen für andere Korrosionsschutzmethoden, einschließlich Chemikalieninjektion und Molchen, nichtmetallische Rohrleitungen und blanker Kohlenstoffstahl. Die Entscheidung, nach dem ersten Test einen zweiten erweiterten Feldtest durchzuführen, wird ebenfalls erläutert. Im ersten Test wurden Flanschverbindungen verwendet, um die verschiedenen Abschnitte der Fließleitung zu verbinden. Es ist bekannt, dass Flansche aufgrund äußerer Belastungen fehleranfällig sind. Die manuelle Entlüftung an Flanschstellen erfordert nicht nur eine regelmäßige Überwachung, was die Betriebskosten erhöht, sondern führt auch zu durchlässigen Gasemissionen in die Atmosphäre. Im zweiten Versuch wurden die Flansche durch geschweißte, flanschlose Verbindungsstücke mit einem automatischen Nachfüllsystem und einer geschlitzten Auskleidung mit einer Entlüftung am Ende der entfernten Entgasungsstation ersetzt, die in einem geschlossenen Abfluss endete.
Ein 5-jähriger Versuch bestätigt, dass die Verwendung von HDPE-Auskleidungen in Kohlenstoffstahlrohren die innere Korrosion in Ölpipelines verringern kann, indem Metallrohre von korrosiven Flüssigkeiten isoliert werden.
Mehrwert durch unterbrechungsfreien Leitungsbetrieb, Vermeidung interner Molche zur Entfernung von Ablagerungen und Bakterien, Kosteneinsparungen durch den Wegfall des Einsatzes von Chemikalien und Bioziden zur Kalkablagerung und Reduzierung des Arbeitsaufwands
Der Zweck des Tests bestand darin, die innere Korrosion der Pipeline zu verringern und den Verlust der primären Ummantelung zu verhindern.
Geschlitzte HDPE-Liner mit geschweißten flanschlosen Verbindungen werden in Verbindung mit dem Rückspritzsystem als Verbesserung verwendet, die auf den Erfahrungen aus der ersten Einführung einfacher HDPE-Liner mit Clips an Flanschanschlüssen basiert.
Gemäß den für das Pilotprojekt festgelegten Erfolgs- und Misserfolgskriterien wurden seit der Installation keine Lecks in der Pipeline gemeldet. Weitere Tests und Analysen durch BIC haben eine Gewichtsreduzierung von 3–5 % bei der verwendeten Auskleidung gezeigt, die auch nach 5 Jahren Nutzung keine chemische Zersetzung verursacht. Es wurden einige Kratzer gefunden, die sich nicht bis in die Risse erstreckten. Daher wird empfohlen, den Unterschied im Dichteverlust bei zukünftigen Konstruktionen zu berücksichtigen. Die Implementierung innerer Korrosionsbarrieren sollte im Mittelpunkt stehen, wobei HDPE-Auskleidungsoptionen (einschließlich bereits identifizierter Verbesserungen wie dem Ersetzen von Flanschen durch Verbindungsstücke und der Fortsetzung der Auskleidung sowie der Anbringung eines Rückschlagventils in der Auskleidung, um die Gasdurchlässigkeit der Auskleidung zu überwinden) eine zuverlässige Lösung darstellen.
Diese Technologie eliminiert die Gefahr der inneren Korrosion und ermöglicht erhebliche Einsparungen bei den Betriebskosten während der chemischen Behandlungsverfahren, da keine chemische Behandlung erforderlich ist.
Die Validierung der Technologie vor Ort hat sich positiv auf das Integritätsmanagement der Flowline-Betreiber ausgewirkt, da sie mehr Optionen für ein proaktives Management der internen Korrosion in Flowlines bietet, die Gesamtkosten senkt und die HSE-Leistung verbessert. Flanschlose, gerillte HDPE-Auskleidungen werden als innovativer Ansatz zur Kontrolle der Korrosion in Ölfeld-Streamlines empfohlen.
Die HDPE-Auskleidungstechnologie wird für bestehende Öl- und Gasfelder empfohlen, bei denen es häufig zu Rohrleitungslecks und Unterbrechungen der Wassereinspritzleitungen kommt.
Diese Anwendung verringert die Anzahl der durch interne Lecks verursachten Flowline-Ausfälle, verlängert die Lebensdauer der Flowline und erhöht die Produktivität.
Bei neuen Standortentwicklungen kann diese Technologie zum Inline-Korrosionsmanagement und zur Kosteneinsparung bei Überwachungsprogrammen eingesetzt werden.
Dieser Artikel wurde von Judy Feder, technischer Redakteurin bei JPT, verfasst und enthält die wichtigsten Punkte aus dem SPE 192862-Artikel „Innovative Field Trial Trial Results of Flangeless Grooved HDPE Liner Application in a Super Gigantic Field for Oil Flowline Internal Corrosion Management“ von Abby Kalio Amabipi, SPE, Marwan Hamad Salem, Siva Prasada Grandhe und Tijender Kumar Gupta von ADNOC; Mohamed Ali Awadh, Borouge PTE; Nicholas Herbig, Jeff Schell und Ted Compton von United Special Technical Services für die Vorbereitung auf die Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference 2018 vom 12. bis 15. November in Abu Dhabi. Dieser Artikel wurde nicht von Experten begutachtet.
Das Journal of Petroleum Technology ist das Flaggschiff-Journal der Society of Petroleum Engineers und bietet maßgebliche Kurzberichte und Features zu Fortschritten in der Explorations- und Produktionstechnologie, Themen der Öl- und Gasindustrie sowie Neuigkeiten über SPE und seine Mitglieder.