La corrosión interna ha provocado que ADNOC sufra pérdidas de contención en el oleoducto de un enorme yacimiento petrolífero terrestre. El deseo de eliminar este problema y la necesidad de definir una especificación y un plan preciso de gestión de la integridad de la tubería han llevado a la aplicación en pruebas 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 exitoso programa de pruebas de campo 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 tuberías 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 tuberías de acero al carbono se vuelve complicado debido a que están sujetas a corrosión interna por fluidos corrosivos, bacterias y condiciones de estancamiento causadas por caudales bajos. El riesgo de fallas en la integridad aumenta con el tiempo y los cambios en las propiedades del fluido del yacimiento.
ADNOC opera oleoductos 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 oleoductos en grandes campos terrestres. Los registros muestran que los activos seleccionados por sí solos tienen más de 91 oleoductos de petróleo natural (302 kilómetros) y más de 45 oleoductos de levantamiento de gas (100 kilómetros) con corrosión interna severa. Las condiciones operativas que dictaron la implementación de la mitigación de la corrosión interna incluyeron pH bajo (4,8–5,2), presencia de CO2 (>3 %) y H2S (>3 %), relación gas/petróleo mayor de 481 scf/bbl, temperatura de la línea mayor de 55 °C, presión de flujo de la línea mayor de 525 psi. El alto contenido de agua (>46 %), la baja velocidad de flujo (menos de 1 m/seg), el fluido estancado y la presencia de bacterias reductoras de sulfato también afectaron las estrategias de mitigación. Las estadísticas de fugas de Streamline muestran que muchas de estas líneas estaban defectuosas, con como Se han producido hasta 14 fugas en un período de 5 años. Esto supone un grave problema, ya que provoca fugas e interrupciones que afectan negativamente a la producción.
La pérdida de estanqueidad y la necesidad de dimensionar y un plan preciso de gestión de la integridad de la línea de flujo futura dieron como resultado una aplicación de prueba de campo de la tecnología de revestimiento de HDPE ranurado y sin bridas en 3,0 km de Schedule 80 API 5L Gr.B de 6 pulgadas. Líneas de flujo optimizadas 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 instaló 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 está lo suficientemente madura como para abordar la corrosión interna en los oleoductos.
El proyecto ADNOC se puso en marcha 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 Borouge (BIC) para su evaluación y análisis. Los criterios de éxito y fracaso establecidos para el proyecto piloto de revestimiento de HDPE fueron: cero fugas después de la instalación del revestimiento, baja permeabilidad de gases a través del revestimiento de HDPE y ausencia de colapso del revestimiento.
El documento SPE-192862 describe estrategias que contribuyen al éxito de las pruebas de campo. Se centra en la planificación, la instalación de tuberías y la evaluación del rendimiento de los revestimientos de HDPE para obtener el conocimiento necesario para establecer estrategias de gestión de la integridad para la implementación a gran escala de tuberías de HDPE en oleoductos. Esta tecnología se utiliza en oleoductos y líneas de transmisión. Además de los oleoductos existentes, los revestimientos no metálicos de HDPE se pueden utilizar en nuevos oleoductos. Destaca las mejores prácticas para eliminar las fallas de integridad de las tuberías debidas a daños por corrosión interna.
El documento completo describe los criterios de implementación para juntas de HDPE; selección, preparación e instalación del material de la junta; pruebas de fugas de aire e hidrostáticas; venteo y monitoreo de gas anular; puesta en servicio de la línea; y resultados detallados de las pruebas posteriores a la prueba. La tabla de análisis de costos del ciclo de vida de Streamline ilustra la rentabilidad estimada del acero al carbono frente a los revestimientos de HDPE para otros métodos de mitigación de la corrosión, incluyendo inyección química y pigging, 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. El venteo manual en las ubicaciones de las bridas no solo requiere monitoreo periódico, lo que aumenta los gastos operativos, sino que también resulta en emisiones de gas permeable a la atmósfera. En la segunda prueba, las bridas se reemplazaron con conectores soldados sin brida con un sistema de llenado automático y un revestimiento ranurado con un venteo 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 los oleoductos al aislar las tuberías metálicas de los fluidos corrosivos.
Aportar valor añadido al proporcionar un servicio de línea ininterrumpido, eliminando la limpieza interna para eliminar depósitos y bacterias, ahorrando costes al eliminar la necesidad de productos químicos y biocidas antiincrustantes y reduciendo la carga de trabajo.
El objetivo de la prueba era mitigar la corrosión interna de la tubería y evitar la pérdida de la contención primaria.
Los revestimientos ranurados de HDPE con juntas soldadas sin brida 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 brida.
Según los criterios de éxito y fracaso establecidos para el proyecto piloto, no se han reportado fugas en la tubería desde su instalación. Pruebas y análisis adicionales realizados por BIC han demostrado una reducción de peso del 3-5% en el revestimiento usado, lo que no causa degradación química después de 5 años de uso. Se encontraron algunos arañazos 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 internas contra la corrosión debe ser el enfoque principal, donde las opciones de revestimiento de HDPE (incluidas las mejoras ya identificadas, como reemplazar las bridas con conectores y continuar el revestimiento y aplicar una válvula de retención en el revestimiento para superar la permeabilidad al gas del revestimiento) son una solución confiable.
Esta tecnología elimina la amenaza de corrosión interna y proporciona un ahorro significativo en los gastos operativos durante los procedimientos de tratamiento químico, ya que no se requiere ningún tratamiento químico.
La validación en campo de la tecnología ha tenido un impacto positivo en la gestión de la integridad de las tuberías de flujo por parte de los operadores, proporcionando más opciones para la gestión proactiva de la corrosión interna de las tuberías, reduciendo los costos generales y mejorando el desempeño en materia de seguridad, salud y medio ambiente (HSE). Se recomienda el uso de revestimientos ranurados de HDPE sin bridas como un enfoque innovador para gestionar la corrosión en las tuberías de flujo de los yacimientos petrolíferos.
Se recomienda la tecnología de revestimiento de HDPE para yacimientos de petróleo y gas existentes donde son frecuentes las fugas en las tuberías y las interrupciones en las líneas de inyección de agua.
Esta aplicación reducirá el número de fallos en las tuberías causados ​​por fugas internas, prolongará la vida útil de las tuberías y aumentará la productividad.
Los nuevos proyectos de desarrollo integral de emplazamientos pueden utilizar esta tecnología para la gestión de la corrosión en línea y el ahorro de costes en los programas de monitorización.
Este artículo fue escrito por la editora técnica de JPT, Judy Feder, y contiene aspectos destacados del documento SPE 192862, “Resultados innovadores de la prueba de campo de la aplicación de un 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 de Petróleo de Abu Dhabi de 2018, del 12 al 15 de noviembre. Este documento no ha sido revisado por pares.
La revista Journal of Petroleum Technology es la publicación insignia de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo (SPE), y ofrece informes y artículos autorizados sobre los avances en la tecnología de exploración y producción, los problemas de la industria del petróleo y el gas, y noticias sobre la SPE y sus miembros.