ADNOC は、巨大な陸上油田のパイプラインで内部腐食により封じ込め損失に見舞われました。この問題を解消し、仕様と正確で将来的な合理化された完全性管理計画を定義する必要性から、溝付きフランジレス高密度ポリエチレン (HDPE) ライニング技術を炭素鋼管にフィールド試験的に適用することになりました。この論文では、成功した 5 年間のフィールド試験プログラムについて説明し、炭素鋼管に HDPE ライニングを適用することは、金属管を腐食性流体から隔離することにより、石油パイプラインの内部腐食を軽減するコスト効率の高い方法であることを確認しています。この技術は、石油パイプライン内部の腐食を管理するのにコスト効率に優れています。
ADNOC では、フローラインは 20 年以上の使用に耐えられるように設計されています。これは、事業継続性と運用コストの削減にとって重要です。ただし、炭素鋼製のこれらのラインは、腐食性流体、細菌、および低流量による停滞状態によって内部腐食が発生するため、メンテナンスが困難になります。完全性障害のリスクは、経年劣化や貯留層流体の特性の変化とともに増大します。
ADNOCは、30～50バールの圧力、最高69℃の温度、70%を超える水分遮断でパイプラインを運用しており、大規模な陸上油田のパイプラインで内部腐食による封じ込め損失が多数発生しています。記録によると、選択された資産だけでも、深刻な内部腐食が発生した天然油パイプライン（302キロメートル）が91本以上、ガスリフトパイプライン（100キロメートル）が45本以上あります。内部腐食緩和策の実施を指示した運用条件には、低pH（4.8～5.2）、CO2（> 3%）およびH2S（> 3%）の存在、ガス/油比が481 scf/bblを超える、ライン温度が55℃を超える、ライン圧力が525 psiを超えるなどがありました。高水分含有量（> 46%）、低流速（1m/秒未満）、停滞した流体、硫酸塩還元細菌の存在も緩和戦略に影響を与えました。ストリームラインの漏洩統計によると、これらのラインの多くは5年間で14回もの漏れが発生し、生産に悪影響を与える漏れや中断につながるため、深刻な問題を引き起こしています。
気密性が失われ、サイズ調整と正確な将来のフローライン整合性管理計画の必要性から、3.0 km の Schedule 80 API 5L Gr.B 6 インチでスロット付きおよびフランジレス HDPE ライニング テクノロジのフィールド トライアル アプリケーションが実現しました。この問題を解消するために合理化されました。フィールド トライアルは、最初に選択された資産の 3.527 km の炭素鋼パイプラインに適用され、その後 4.0 km のパイプラインで集中テストが行​​われました。
アラビア半島の湾岸協力会議 (GCC) 加盟の石油大手は、2012 年にはすでに原油パイプラインと水処理用に HDPE ライナーを設置していました。シェルと共同で事業を展開している GCC の石油大手は、20 年以上にわたって水と石油の用途に HDPE ライニングを使用しており、この技術は石油パイプラインの内部腐食に対処できるほど成熟しています。
ADNOCプロジェクトは2011年第2四半期に開始され、2012年第2四半期に設置されました。モニタリングは2012年4月に開始され、2017年第3四半期に完了しました。その後、テストスプールは評価と分析のためにBorougeイノベーションセンター（BIC）に送られます。HDPEライナーパイロットに設定された成功および失敗の基準は、ライナー設置後の漏れがゼロであること、HDPEライナーを通過するガス透過性が低いこと、およびライナーの崩壊がないことでした。
論文 SPE-192862 では、フィールド試験の成功に貢献する戦略について説明しています。重点は、パイプラインの計画、敷設、および HDPE ライナーのパフォーマンス評価にあり、石油パイプラインにおける HDPE パイプラインの現場全体にわたる実装の整合性管理戦略を見つけるために必要な知識を得ています。この技術は、石油パイプラインと送電線で使用されています。既存の石油パイプラインに加えて、非金属 HDPE ライナーは新しい石油パイプラインにも使用できます。内部腐食による損傷によるパイプラインの整合性障害を排除するためのベスト プラクティスを強調しています。
この論文全文では、HDPE ガスケットの実装基準、ガスケット材料の選択、準備、および取り付け手順、空気漏れと水圧テスト、環状ガスの排出と監視、ラインの試運転について説明します。および詳細な事後テスト結果。Streamline ライフサイクル コスト分析表には、薬品注入とピギング、非金属配管、裸の炭素鋼など、他の腐食軽減方法について、炭素鋼と HDPE ライニングを比較した場合の推定費用対効果を示します。最初のテスト後に 2 回目の強化されたフィールド テストを実施する決定についても説明されています。最初のテストでは、フローラインのさまざまなセクションを接続するためにフランジ接続が使用されました。フランジは外部応力によって破損しやすいことはよく知られています。フランジ位置での手動ベントでは、定期的な監視が必要になり、運用コストが増加するだけでなく、透過性ガスが大気中に放出されます。2 回目のトライアルでは、フランジが、自動補充システムを備えた溶接されたフランジレス コネクタと、リモート脱ガス ステーションの端に密閉されたドレインで終了するベントを備えたスロット ライナーに置き換えられました。
5 年間の試験により、炭素鋼管に HDPE ライニングを使用すると、金属管を腐食性流体から隔離することで石油パイプラインの内部腐食を軽減できることが確認されました。
中断のないラインサービスの提供、堆積物や細菌を除去するための内部ピギングの排除、スケール防止化学薬品や殺生物剤の必要性を排除することでコストの節約、作業負荷の軽減により付加価値を提供します。
このテストの目的は、パイプラインの内部腐食を軽減し、一次封じ込めの損失を防ぐことです。
フランジ付き端子にクリップが付いたプレーン HDPE ライナーの初期導入から得られた教訓に基づく改良として、溶接されたフランジレス ジョイントが付いたスロット付き HDPE ライナーが再注入システムと組み合わせて使用​​されています。
パイロットに設定された成功および失敗の基準によれば、設置以来、パイプラインで漏れは報告されていません。BICによるさらなるテストと分析により、使用済みライナーの重量が3〜5％減少していることが示され、5年間使用しても化学的劣化は発生しません。亀裂にまで及ばない傷がいくつか見つかりました。したがって、将来の設計では密度低下の違いを考慮することが推奨されます。内部腐食バリアの実装に主な焦点を当てる必要があり、HDPEライニングオプション（フランジをコネクタに交換してライニングを継続し、ライニングのガス透過性を克服するためにライニングにチェックバルブを適用するなど、すでに特定されている改善を含む）は信頼性の高いソリューションです。
この技術により、内部腐食の脅威が排除され、化学処理が不要になるため、化学処理手順中の運用コストが大幅に削減されます。
この技術の現場での検証により、オペレータのフローライン整合性管理にプラスの影響を与え、プロアクティブなフローライン内部腐食管理の選択肢が増え、全体的なコストが削減され、HSE パフォーマンスが向上しました。フランジレス溝付き HDPE ライナーは、油田のストリームラインにおける腐食を管理するための革新的なアプローチとして推奨されています。
HDPE ライニング技術は、パイプラインの漏れや注水ラインの中断が頻繁に発生する既存の石油・ガス田に推奨されます。
このアプリケーションにより、内部漏れによるフローライン障害の数が削減され、フローラインの寿命が延び、生産性が向上します。
新しいフルサイト開発では、このテクノロジーを使用して、インライン腐食管理と監視プログラムのコスト削減を実現できます。
この記事は、JPT技術編集者のJudy Federによって執筆されたもので、SPE 192862論文「石油フローライン内部腐食管理のための超巨大油田におけるフランジレス溝付きHDPEライナー適用の革新的なフィールドトライアル試験結果」のハイライトが含まれています。著者は、ADNOCのAbby Kalio Amabipi氏、Marwan Hamad Salem氏、Siva Prasada Grandhe氏、Tijender Kumar Gupta氏、Borouge PTEのMohamed Ali Awadh氏、United Special Technical ServicesのNicholas Herbig氏、Jeff Schell氏、Ted Compton氏で、2018年11月12日～15日にアブダビで開催されたアブダビ国際石油博覧会・会議に向けて執筆したものです。この論文は査読されていません。
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