A corrosión interna provocou que ADNOC sufrise perdas de contención no oleoduto dun enorme campo petrolífero terrestre. O desexo de eliminar este problema e a necesidade de definir unha especificación e un plan preciso de xestión da integridade da liña de fluxo levou á aplicación de probas de campo da tecnoloxía de revestimento de polietileno de alta densidade (HDPE) con ranuras e sen bridas en tubaxes de aceiro ao carbono. Este artigo describe un programa de probas de campo exitoso de 5 anos e confirma que a aplicación de revestimentos de HDPE en tubaxes de aceiro ao carbono é un método rendible para mitigar a corrosión interna nos oleodutos ao illar as tubaxes metálicas dos fluídos corrosivos. A tecnoloxía é rendible para xestionar a corrosión dentro dos oleodutos.
En ADNOC, as liñas de fluxo están deseñadas para durar máis de 20 anos. Isto é importante para a continuidade do negocio e a redución dos custos operativos. Non obstante, o mantemento destas liñas feitas de aceiro ao carbono convértese nun reto porque están suxeitas a corrosión interna por fluídos corrosivos, bacterias e condicións de estancamento causadas por baixos caudais. O risco de fallo de integridade aumenta coa idade e os cambios nas propiedades do fluído do depósito.
ADNOC opera oleodutos a presións de 30 a 50 bar, temperaturas de ata 69 °C e cortes de auga superiores ao 70 %, e sufriu moitos casos de perda de contención debido á corrosión interna en oleodutos en grandes campos terrestres. Os rexistros mostran que só os activos seleccionados teñen máis de 91 oleodutos naturais (302 quilómetros) e máis de 45 oleodutos de elevación de gas (100 quilómetros) con corrosión interna grave. As condicións operativas que ditaron a implementación da mitigación da corrosión interna incluían un pH baixo (4,8–5,2), presenza de CO2 (> 3 %) e H2S (> 3 %), unha relación gas/petróleo superior a 481 scf/bbl, temperatura da liña superior a 55 °C, presión de fluxo na liña superior a 525 psi. Un alto contido de auga (> 46 %), unha baixa velocidade de fluxo (menos de 1 m/s), un fluído estancado e a presenza de bacterias redutoras de sulfato tamén afectaron as estratexias de mitigación. As estatísticas de fugas nas liñas de corrente mostran que moitas destas liñas estaban defectuosas, con ata 14 fugas durante un período de 5 anos. Isto supón un problema grave, xa que provoca fugas e interrupcións que afectan negativamente á produción.
A perda de estanquidade e a necesidade de dimensionamento e un plan preciso de xestión da integridade das liñas de fluxo futuras deron lugar a unha aplicación de proba de campo da tecnoloxía de revestimento de HDPE con ranuras e sen bridas en 3,0 km de liñas de fluxo Schedule 80 API 5L Gr.B de 6 polgadas. As probas de campo aplicáronse primeiro a 3,527 km de tubaxes de aceiro ao carbono en activos seleccionados, seguidas de probas intensivas en 4,0 km de tubaxes.
A importante compañía petroleira do Consello de Cooperación do Golfo (CCG) na Península Arábiga xa instalara revestimentos de HDPE en 2012 para oleodutos e aplicacións de auga. Unha importante compañía petroleira do CCG que opera en conxunto con Shell leva máis de 20 anos utilizando revestimentos de HDPE para aplicacións de auga e petróleo, e a tecnoloxía está o suficientemente madura como para abordar a corrosión interna nos oleodutos.
O proxecto ADNOC lanzouse no segundo trimestre de 2011 e instalouse no segundo trimestre de 2012. A monitorización comezou en abril de 2012 e completouse no terceiro trimestre de 2017. Os carretes de proba envíanse entón ao Centro de Innovación de Borouge (BIC) para a súa avaliación e análise. Os criterios de éxito e fracaso establecidos para o proxecto piloto do revestimento de HDPE foron cero fugas despois da instalación do revestimento, baixa permeabilidade ao gas a través do revestimento de HDPE e ausencia de colapso do revestimento.
O documento SPE-192862 describe estratexias que contribúen ao éxito das probas de campo. A atención céntrase na planificación, a colocación de oleodutos e a avaliación do rendemento dos revestimentos de HDPE para obter o coñecemento necesario para localizar estratexias de xestión da integridade para a implementación en todo o campo de oleodutos de HDPE en oleodutos. Esta tecnoloxía utilízase en oleodutos e liñas de transmisión. Ademais dos oleodutos existentes, pódense usar revestimentos de HDPE non metálicos para novos oleodutos. Destaca as mellores prácticas para eliminar as fallas de integridade das oleodutos debido a danos por corrosión interna.
O documento completo describe os criterios de implementación para as xuntas de HDPE; selección, preparación e secuencia de instalación do material da xunta; probas hidrostáticas e de fugas de aire; ventilación e monitorización anular de gas; posta en servizo da liña; e resultados detallados das probas posteriores á proba. A táboa de análise simplificada do custo do ciclo de vida ilustra a rendibilidade estimada do aceiro ao carbono fronte aos revestimentos de HDPE para outros métodos de mitigación da corrosión, incluíndo a inxección química e o pigging, as tubaxes non metálicas e o aceiro ao carbono espido. Tamén se explica a decisión de realizar unha segunda proba de campo mellorada despois da proba inicial. Na primeira proba, utilizáronse conexións con bridas para conectar as distintas seccións da liña de fluxo. É ben sabido que as bridas son propensas a fallar debido á tensión externa. A ventilación manual nas localizacións das bridas non só require unha monitorización periódica, o que aumenta os gastos operativos, senón que tamén resulta en emisións de gases permeables á atmosfera. Na segunda proba, as bridas foron substituídas por conectores soldados sen bridas cun sistema de recheo automático e un revestimento ranurado cunha ventilación ao final da estación de desgasificación remota que terminaría nun dreno pechado.
Un ensaio de 5 anos confirma que o uso de revestimentos de HDPE en tubaxes de aceiro ao carbono pode mitigar a corrosión interna nos oleodutos ao illar as tubaxes metálicas dos fluídos corrosivos.
Engada valor proporcionando un servizo de liña ininterrompido, eliminando a limpeza interna para eliminar depósitos e bacterias, aforrando custos ao eliminar a necesidade de produtos químicos antiincrustantes e biocidas e reducindo a carga de traballo.
O obxectivo da proba era mitigar a corrosión interna da tubaxe e evitar a perda da contención primaria.
Os revestimentos de HDPE ranurados con unións sen brida soldadas úsanse xunto co sistema de reinxección como unha mellora baseada nas leccións aprendidas do despregamento inicial de revestimentos de HDPE lisos con clips en terminais con brida.
Segundo os criterios de éxito e fracaso establecidos para o proxecto piloto, non se rexistraron fugas na tubaxe desde a instalación. Probas e análises adicionais realizadas por BIC mostraron unha redución de peso do 3-5 % no revestimento usado, que non causa degradación química despois de 5 anos de uso. Atopáronse algúns arañazos que non se estendían ás fendas. Polo tanto, recoméndase considerar a diferenza na perda de densidade en deseños futuros. A implementación de barreiras internas contra a corrosión debería ser o foco principal, onde as opcións de revestimento de HDPE (incluíndo melloras xa identificadas, como a substitución de bridas por conectores e a continuación do revestimento e a aplicación dunha válvula de retención no revestimento para superar a permeabilidade aos gases do revestimento) son unha solución fiable.
Esta tecnoloxía elimina a ameaza da corrosión interna e proporciona un aforro significativo nos gastos operativos durante os procedementos de tratamento químico, xa que non se require ningún tratamento químico.
A validación da tecnoloxía no campo tivo un impacto positivo na xestión da integridade da liña de fluxo dos operadores, proporcionando máis opcións para a xestión proactiva da corrosión interna da liña de fluxo, reducindo os custos xerais e mellorando o rendemento de HSE. Os revestimentos de HDPE con ranuras sen brida recoméndanse como unha estratexia innovadora para xestionar a corrosión nas liñas de fluxo de campos petrolíferos.
A tecnoloxía de revestimento de HDPE recoméndase para campos de petróleo e gas existentes onde son comúns as fugas en tubaxes e as interrupcións na liña de inxección de auga.
Esta aplicación reducirá o número de fallos na liña de fluxo causados ​​por fugas internas, prolongará a vida útil da liña de fluxo e aumentará a produtividade.
Os novos desenvolvementos completos en instalacións poden usar esta tecnoloxía para a xestión da corrosión en liña e o aforro de custos nos programas de monitorización.
Este artigo foi escrito pola editora técnica de JPT, Judy Feder, e contén os puntos destacados do artigo SPE 192862, “Innovative Field Trial Results of Flangesless Grooved HDPE Liner Application in a Super Gigantic Field for Oil Flowline Internal Corrosion Management” de Abby Kalio Amabipi, SPE, Marwan Hamad Salem, Siva Prasada Grandhe e Tijender Kumar Gupta de ADNOC; Mohamed Ali Awadh, Borouge PTE; Nicholas Herbig, Jeff Schell e Ted Compton de United Special Technical Services para a preparación da Exposición e Conferencia Internacional do Petróleo de Abu Dabi de 2018, do 12 ao 15 de novembro. Este artigo non foi revisado por pares.
O Journal of Petroleum Technology é a revista insignia da Society of Petroleum Engineers, que ofrece artigos e artigos de referencia sobre os avances na tecnoloxía de exploración e produción, cuestións da industria do petróleo e o gas e novas sobre a SPE e os seus membros.