Interne Korrosion hat dazu geführt, dass ADNOC einen Containment-Verlust in der Pipeline eines riesigen Onshore-Ölfelds erlitten hat. Der Wunsch, dieses Problem zu beseitigen und die Notwendigkeit, eine Spezifikation und einen genauen, künftigen, rationalisierten Integritätsmanagementplan zu definieren, hat zur Feldversuchsanwendung der Auskleidungstechnologie aus gerilltem und flanschlosem Polyethylen hoher Dichte (HDPE) in Rohren aus Kohlenstoffstahl geführt. Dieses Papier beschreibt ein erfolgreiches 5-Jahres-Feldtestprogramm und bestätigt, dass die Anwendung von HDPE-Auskleidungen in Rohren aus Kohlenstoffstahl eine kostengünstige Methode zur Minderung der inneren Korrosion in Ölpipelines durch Isolierung ist Metallrohre vor korrosiven Flüssigkeiten. Die Technologie ist kostengünstig bei der Bewältigung von Korrosion in Ölpipelines.
In ADNOC sind Flowlines auf eine Lebensdauer von mehr als 20 Jahren ausgelegt. Dies ist wichtig für die Geschäftskontinuität und die Senkung der Betriebskosten. Die Wartung dieser aus Kohlenstoffstahl gefertigten Leitungen wird jedoch zu einer Herausforderung, da sie interner Korrosion durch korrosive Flüssigkeiten, Bakterien und Stagnationsbedingungen aufgrund niedriger Durchflussraten ausgesetzt sind. Das Risiko eines Integritätsversagens steigt mit zunehmendem Alter und Änderungen der Eigenschaften der Reservoirflüssigkeit.
ADNOC betreibt Pipelines bei Drücken von 30 bis 50 bar, Temperaturen von bis zu 69 °C und Wasserabfällen von mehr als 70 % und hat viele Fälle von Eindämmungsverlusten aufgrund von interner Korrosion in Pipelines in großen Onshore-Feldern erlitten. Aufzeichnungen zeigen, dass die ausgewählten Anlagen allein über mehr als 91 Erdölpipelines (302 Kilometer) und mehr als 45 Gasliftpipelines (100 Kilometer) mit schwerer interner Korrosion verfügen. Zu den Betriebsbedingungen, die die Implementierung interner Korrosionsminderung erforderten, gehörten auch Niedriger pH-Wert (4,8–5,2), Vorhandensein von CO2 (>3 %) und H2S (>3 %), Gas/Öl-Verhältnis größer als 481 scf/bbl, Leitungstemperatur größer als 55 °C, Durchfluss Leitungsdruck über 525 psi. Hoher Wassergehalt (>46 %), niedrige Fließgeschwindigkeit (weniger als 1 m/s), stehende Flüssigkeit und das Vorhandensein sulfatreduzierender Bakterien wirkten sich ebenfalls auf die Schadensbegrenzungsstrategien aus. Streamline-Leckstatistiken zeigen, dass viele dieser Leitungen fehlerhaft waren, mit bis zu 14 Lecks über einen Zeitraum von 5 Jahren. 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 Dimensionierung sowie eines genauen zukünftigen Managementplans für die Integrität der Flussleitung führten zu einem Feldversuch mit der geschlitzten und flanschlosen HDPE-Auskleidungstechnologie auf 3,0 km von Schedule 80 API 5L Gr.B 6 Zoll. Stromlinien, um dieses Problem zu beseitigen. Feldversuche wurden zunächst an 3,527 km Kohlenstoffstahlrohrleitungen an ausgewählten Anlagen durchgeführt, gefolgt von intensiven Tests an 4,0 km langen Rohrleitungen.
Der Ölkonzern des Gulf Cooperation Council (GCC) auf der Arabischen Halbinsel hatte bereits 2012 HDPE-Auskleidungen für Rohölpipelines und Wasseranwendungen installiert. Ein GCC-Ölriese, der mit Shell zusammenarbeitet, verwendet seit über 20 Jahren HDPE-Auskleidungen für Wasser- und Ölanwendungen, und die Technologie ist ausreichend ausgereift, um interne 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 Bewertung und Analyse an das Borouge Innovation Centre (BIC) gesendet. Die für das Pilotprojekt mit HDPE-Auskleidung festgelegten Erfolgs- und Misserfolgskriterien waren keine Leckage nach der Installation der Auskleidung, geringe Gasdurchlässigkeit durch die HDPE-Auskleidung und kein Zusammenbruch der Auskleidung.
Das Papier SPE-192862 beschreibt Strategien, die zum Erfolg von Feldversuchen beitragen. Der Schwerpunkt liegt auf der Planung, Verlegung von Pipelines und der Bewertung der Leistung von HDPE-Auskleidungen, um das erforderliche Wissen zu erlangen, um Integritätsmanagementstrategien für die feldweite Implementierung von HDPE-Pipelines in Ölpipelines zu finden. Diese Technologie wird in Ölpipelines und Übertragungsleitungen eingesetzt. Zusätzlich zu bestehenden Ölpipelines können nichtmetallische HDPE-Auskleidungen für neue Ölpipelines verwendet werden. Hebt Best Practices zur Beseitigung von Integritätsfehlern von Pipelines aufgrund von Schäden hervor durch innere Korrosion.
Das vollständige Papier beschreibt die Implementierungskriterien für HDPE-Dichtungen;Auswahl, Vorbereitung und Installationsreihenfolge des Dichtungsmaterials;Luftleckage- und hydrostatische Tests;Ringgasentlüftung und -überwachung;Inbetriebnahme der Linie;und detaillierte Testergebnisse nach dem Test. Die Tabelle „Streamline Life Cycle Cost Analysis“ veranschaulicht die geschätzte Kostenwirksamkeit von Kohlenstoffstahl im Vergleich zu HDPE-Auskleidungen für andere Korrosionsminderungsmethoden, einschließlich chemischer Injektion und Molchung, nichtmetallischer Rohrleitungen und blankem 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 Strömungsleitung zu verbinden. Es ist allgemein bekannt, dass Flansche aufgrund äußerer Spannungen fehleranfällig sind. Manuelle Entlüftung an Flanschstellen ist nicht nur möglich erfordert eine regelmäßige Überwachung, was die Betriebskosten erhöht, aber auch zu durchlässigen Gasemissionen in die Atmosphäre führt. Im zweiten Versuch wurden die Flansche durch geschweißte, flanschlose Anschlüsse mit einem automatischen Nachfüllsystem und eine geschlitzte Auskleidung mit einer Entlüftung am Ende der entfernten Entgasungsstation ersetzt, die in einem geschlossenen Abfluss enden würde.
Ein 5-Jahres-Test bestätigt, dass der Einsatz von HDPE-Auskleidungen in Kohlenstoffstahlrohren die innere Korrosion in Ölpipelines mindern kann, indem Metallrohre von korrosiven Flüssigkeiten isoliert werden.
Schaffen Sie einen Mehrwert durch die Bereitstellung eines unterbrechungsfreien Leitungsdienstes, den Wegfall interner Molchungen zur Entfernung von Ablagerungen und Bakterien, Kosteneinsparungen durch den Wegfall von Antikalk-Chemikalien und Bioziden und eine Reduzierung des Arbeitsaufwands
Der Zweck des Tests bestand darin, die innere Korrosion der Pipeline zu mildern und den Verlust des primären Sicherheitsbehälters zu verhindern.
Geschlitzte HDPE-Auskleidungen mit geschweißten flanschlosen Verbindungen werden in Verbindung mit dem Wiederinjektionssystem als Verbesserung verwendet, die auf den Erkenntnissen aus dem ersten Einsatz von einfachen HDPE-Auskleidungen 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 von BIC haben eine Gewichtsreduzierung der verwendeten Auskleidung um 3 bis 5 % ergeben, was nach 5-jähriger Nutzung zu keinem chemischen Abbau führt B. das Ersetzen von Flanschen durch Anschlüsse und die Fortsetzung der Auskleidung sowie die Anbringung eines Rückschlagventils in der Auskleidung, um die Gasdurchlässigkeit der Auskleidung zu überwinden) sind eine zuverlässige Lösung.
Diese Technologie eliminiert die Gefahr innerer Korrosion und ermöglicht erhebliche Einsparungen bei den Betriebskosten bei chemischen Behandlungsverfahren, da keine chemische Behandlung erforderlich ist.
Die Feldvalidierung der Technologie hat sich positiv auf das Integritätsmanagement der Fließleitungen der Betreiber ausgewirkt, indem sie mehr Möglichkeiten für ein proaktives internes Korrosionsmanagement der Fließleitungen bietet, die Gesamtkosten senkt und die HSE-Leistung verbessert. Flanschlose, genutete HDPE-Auskleidungen werden als innovativer Ansatz für das Korrosionsmanagement in Ölfeld-Stromleitungen empfohlen.
Die HDPE-Auskleidungstechnologie wird für bestehende Öl- und Gasfelder empfohlen, bei denen es häufig zu Pipeline-Lecks und Unterbrechungen der Wassereinspritzleitung kommt.
Diese Anwendung reduziert die Anzahl der durch interne Lecks verursachten Ausfälle der Fließleitung, verlängert die Lebensdauer der Fließleitung und erhöht die Produktivität.
Neue Gesamtstandortentwicklungen können diese Technologie für das Inline-Korrosionsmanagement und Kosteneinsparungen bei Überwachungsprogrammen nutzen.
Dieser Artikel wurde von der technischen Redakteurin von JPT, Judy Feder, verfasst und enthält Highlights aus dem SPE 192862-Papier „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 2018 2018 in Abu Dhabi, 12.–15. November Bereiten Sie sich auf die Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference vor. Dieses Papier wurde nicht von Experten begutachtet.
Das Journal of Petroleum Technology ist das Flaggschiff der Society of Petroleum Engineers und bietet maßgebliche Kurzberichte und Beiträge zu Fortschritten in der Explorations- und Produktionstechnologie, Fragen der Öl- und Gasindustrie sowie Neuigkeiten über SPE und seine Mitglieder.