La corrosión interna ha provocado que ADNOC sufra una pérdida de contención en el oleoducto de un enorme campo petrolífero terrestre. El deseo de eliminar este problema y la necesidad de definir una especificación y un plan de gestión de integridad aerodinámica preciso para el futuro ha llevado a la aplicación de prueba de campo de la tecnología de revestimiento de polietileno de alta densidad (HDPE) ranurado y sin bridas en tuberías de acero al carbono. Este documento describe un programa de prueba de campo exitoso de 5 años y confirma que la aplicación de revestimientos de HDPE en tuberías de acero al carbono es un método rentable para mitigar la corrosión interna en oleoductos al aislar las tuberías metálicas de los fluidos corrosivos. La tecnología es rentable para gestionar la corrosión dentro de los oleoductos.
En ADNOC, las líneas de flujo están diseñadas para durar más de 20 años. Esto es importante para la continuidad del negocio y la reducción de los costos operativos. Sin embargo, el mantenimiento de estas líneas hechas de acero al carbono se vuelve un desafío porque están sujetas a corrosión interna por fluidos corrosivos, bacterias y condiciones estancadas causadas por bajos caudales. El riesgo de falla de integridad aumenta con la edad y los cambios en las propiedades del fluido del yacimiento.
ADNOC opera tuberías a presiones de 30 a 50 bar, temperaturas de hasta 69 °C y cortes de agua superiores al 70 %, y ha sufrido muchos casos de pérdida de contención debido a la corrosión interna en tuberías en grandes campos terrestres. Los registros muestran que solo los activos seleccionados tienen más de 91 oleoductos naturales (302 kilómetros) y más de 45 tuberías de elevación por gas (100 kilómetros) con corrosión interna severa. Las condiciones operativas que dictaron la implementación de la mitigación de la corrosión interna incluyeron un pH bajo (4,8-5,2), presencia de CO2 (>3 %) y H2S (>3 %), una relación gas/petróleo superior a 481 scf/bbl, una temperatura de la línea superior a 55 °C y una presión de flujo de la línea superior a 525 psi. El alto contenido de agua (>46 %), la baja velocidad de flujo (menos de 1 m/s), el fluido estancado y la presencia de bacterias reductoras de sulfato también afectaron las estrategias de mitigación. Las estadísticas de fugas de la línea muestran que muchas de estas líneas estaban defectuosa, con hasta 14 fugas en un período de 5 años, lo que supone un grave problema ya que provoca fugas e interrupciones que afectan negativamente a la producción.
La pérdida de estanqueidad y la necesidad de dimensionamiento y un plan de gestión de integridad de línea de flujo futuro preciso dieron como resultado una aplicación de prueba de campo de tecnología de revestimiento de HDPE ranurado y sin bridas en 3,0 km de tuberías Schedule 80 API 5L Gr.B de 6 pulgadas. Optimizaciones para eliminar este problema. Las pruebas de campo se aplicaron primero a 3,527 km de tuberías de acero al carbono en activos seleccionados, seguidas de pruebas intensivas en 4,0 km de tuberías.
La principal petrolera del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG) en la Península Arábiga había instalado revestimientos de HDPE ya en 2012 para oleoductos de crudo y aplicaciones de agua. Una importante petrolera del CCG que opera en conjunto con Shell ha estado utilizando revestimientos de HDPE para aplicaciones de agua y petróleo durante más de 20 años, y la tecnología es lo suficientemente madura para abordar la corrosión interna en oleoductos.
El proyecto ADNOC se lanzó en el segundo trimestre de 2011 y se instaló en el segundo trimestre de 2012. El monitoreo comenzó en abril de 2012 y se completó en el tercer trimestre de 2017. Luego, los carretes de prueba se envían al Centro de Innovación de Borouge (BIC) para su evaluación y análisis. Los criterios de éxito y fracaso establecidos para el piloto del revestimiento de HDPE fueron cero fugas después de la instalación del revestimiento, baja permeabilidad a los gases a través del revestimiento de HDPE y ningún colapso del revestimiento.
El documento SPE-192862 describe estrategias que contribuyen al éxito de los ensayos de campo. El enfoque está en la planificación, el tendido de tuberías y la evaluación del rendimiento de los revestimientos de HDPE para obtener el conocimiento necesario para ubicar estrategias de gestión de la integridad para la implementación en todo el campo de tuberías de HDPE en oleoductos. Esta tecnología se utiliza en oleoductos y líneas de transmisión. Además de los oleoductos existentes, se pueden utilizar revestimientos de HDPE no metálicos para oleoductos nuevos. Destaca las mejores prácticas para eliminar fallas de integridad de tuberías debido a daños por corrosión interna.
El documento completo describe los criterios de implementación para juntas de HDPE; selección del material de la junta, preparación y secuencia de instalación; pruebas de fugas de aire e hidrostáticas; monitoreo y ventilación de gas anular; puesta en servicio de la línea; y resultados detallados de pruebas posteriores. La tabla de análisis de costos del ciclo de vida optimizado ilustra la rentabilidad estimada de los revestimientos de acero al carbono versus HDPE para otros métodos de mitigación de la corrosión, que incluyen inyección química y raspado, tuberías no metálicas y acero al carbono desnudo. También se explica la decisión de realizar una segunda prueba de campo mejorada después de la prueba inicial. En la primera prueba, se utilizaron conexiones bridadas para conectar las distintas secciones de la línea de flujo. Es bien sabido que las bridas son propensas a fallar debido a la tensión externa. La ventilación manual en las ubicaciones de las bridas no solo requiere un monitoreo periódico, lo que aumenta los gastos operativos, sino que también da como resultado emisiones de gases permeables a la atmósfera. En la segunda prueba, las bridas se reemplazaron con conectores soldados sin bridas con un sistema de llenado automático y un revestimiento ranurado con un respiradero al final de la estación de desgasificación remota que terminaría en un drenaje cerrado.
Un ensayo de 5 años confirma que el uso de revestimientos de HDPE en tuberías de acero al carbono puede mitigar la corrosión interna en oleoductos al aislar las tuberías metálicas de los fluidos corrosivos.
Agregue valor al brindar un servicio de línea ininterrumpido, eliminando el raspado interno para eliminar depósitos y bacterias, ahorrando costos al eliminar la necesidad de productos químicos antiincrustantes y biocidas, y reduciendo la carga de trabajo.
El propósito de la prueba fue mitigar la corrosión interna de la tubería y evitar la pérdida de la contención primaria.
Los revestimientos de HDPE ranurados con uniones soldadas sin bridas se utilizan junto con el sistema de reinyección como una mejora basada en las lecciones aprendidas de la implementación inicial de revestimientos de HDPE simples con clips en terminales con bridas.
De acuerdo con los criterios de éxito y fracaso establecidos para el piloto, no se han reportado fugas en la tubería desde la instalación. Pruebas y análisis adicionales realizados por BIC han demostrado una reducción de peso del 3-5% en el revestimiento usado, que no causa degradación química después de 5 años de uso. Se encontraron algunos rayones que no se extendieron a las grietas. Por lo tanto, se recomienda considerar la diferencia en la pérdida de densidad en diseños futuros. La implementación de barreras de corrosión interna debe ser el enfoque principal, donde las opciones de revestimiento de HDPE (incluidas las mejoras ya identificadas, como reemplazar bridas con conectores y continuar el revestimiento y aplicar una válvula de retención en el revestimiento para superar la permeabilidad a los gases del revestimiento) son una solución confiable.
Esta tecnología elimina la amenaza de corrosión interna y proporciona ahorros significativos en gastos operativos durante los procedimientos de tratamiento químico, ya que no se requiere tratamiento químico.
La validación de campo de la tecnología ha tenido un impacto positivo en la gestión de la integridad de las líneas de flujo de los operadores, brindando más opciones para la gestión proactiva de la corrosión interna en las líneas de flujo, reduciendo los costos generales y mejorando el desempeño de HSE. Los revestimientos de HDPE ranurados sin bridas se recomiendan como un enfoque innovador para gestionar la corrosión en las líneas de flujo de los yacimientos petrolíferos.
Se recomienda la tecnología de revestimiento de HDPE para yacimientos de petróleo y gas existentes donde son comunes las fugas de tuberías y las interrupciones de las líneas de inyección de agua.
Esta aplicación reducirá la cantidad de fallas en la línea de flujo causadas por fugas internas, extenderá la vida útil de la línea de flujo y aumentará la productividad.
Los nuevos desarrollos de sitios completos pueden utilizar esta tecnología para la gestión de la corrosión en línea y el ahorro de costos en programas de monitoreo.
Este artículo fue escrito por Judy Feder, editora técnica de JPT, y contiene los puntos destacados del documento SPE 192862, “Resultados de prueba de campo innovadores de la aplicación de revestimiento de HDPE ranurado sin bridas en un campo supergigante para la gestión de la corrosión interna de la línea de flujo de petróleo” por Abby Kalio Amabipi, SPE, Marwan Hamad Salem, Siva Prasada Grandhe y Tijender Kumar Gupta de ADNOC; Mohamed Ali Awadh, Borouge PTE; Nicholas Herbig, Jeff Schell y Ted Compton de United Special Technical Services para la Exposición y Conferencia Internacional del Petróleo de Abu Dabi 2018 en Abu Dabi, del 12 al 15 de noviembre. Prepárese para la Exposición y Conferencia Internacional del Petróleo de Abu Dabi. Este documento no ha sido revisado por pares.
El Journal of Petroleum Technology es la revista insignia de la Society of Petroleum Engineers y ofrece informes y artículos autorizados sobre avances en tecnología de exploración y producción, temas de la industria del petróleo y el gas, y noticias sobre la SPE y sus miembros.