Korozja wewnętrzna spowodowała utratę szczelności ADNOC w rurociągu ogromnego lądowego pola naftowego. Chęć wyeliminowania tego problemu oraz potrzeba zdefiniowania specyfikacji i dokładnego przyszłego planu usprawnienia integralności doprowadziła do prób terenowych zastosowania rowkowanej i bezkołnierzowej technologii wykładzin z polietylenu o dużej gęstości (HDPE) w rurach ze stali węglowej. W artykule opisano pomyślny 5-letni program testów terenowych i potwierdzono, że zastosowanie wykładzin HDPE w rurach ze stali węglowej jest efektywną kosztowo metodą łagodzenia wewnętrznej korozji rurociągów naftowych poprzez izolację metalowe rury przed korozyjnymi płynami. Technologia jest opłacalna w zarządzaniu korozją wewnątrz rurociągów naftowych.
W ADNOC linie Flowlines projektuje się na ponad 20 lat. Jest to ważne dla ciągłości działania i obniżenia kosztów operacyjnych. Jednak konserwacja tych linii wykonanych ze stali węglowej staje się wyzwaniem, ponieważ podlegają one wewnętrznej korozji powodowanej przez korozyjne płyny, bakterie i stagnację spowodowaną niskimi prędkościami przepływu. Ryzyko uszkodzenia integralności wzrasta wraz z wiekiem i zmianami właściwości płynu w zbiorniku.
ADNOC eksploatuje rurociągi pod ciśnieniem od 30 do 50 barów, temperaturami do 69°C i przerwami w dostawie wody przekraczającymi 70%, a także doświadczyła wielu przypadków utraty szczelności z powodu wewnętrznej korozji rurociągów na dużych polach lądowych. Zapisy pokazują, że same wybrane aktywa obejmują ponad 91 rurociągów na ropę naftową (302 km) i ponad 45 gazociągów (100 km) z poważną korozją wewnętrzną. obejmowały niskie pH (4,8–5,2), obecność CO2 (>3%) i H2S (>3%), stosunek gaz/olej większy niż 481 scf/bbl, temperaturę linii wyższą niż 55°C, przepływ Ciśnienie w linii powyżej 525 psi. Wysoka zawartość wody (>46%), niska prędkość przepływu (mniej niż 1 m/s), zastój płynu i obecność bakterii redukujących siarczany również wpłynęły na strategie łagodzenia skutków. Uproszczone statystyki wycieków pokazują, że wiele linie te były wadliwe, aż 14 wycieków w okresie 5 lat. Stanowi to poważny problem, ponieważ prowadzi do wycieków i przerw, które niekorzystnie wpływają na produkcję.
Utrata szczelności oraz potrzeba doboru rozmiaru i dokładnego przyszłego planu zarządzania integralnością linii przepływu zaowocowały próbami terenowymi zastosowania szczelinowej i bezkołnierzowej technologii wykładzin HDPE na 3,0 km Schedule 80 API 5L Gr.B 6 cali. Usprawnienia w celu wyeliminowania tego problemu. Próby terenowe zostały najpierw zastosowane na 3,527 km rurociągów ze stali węglowej w wybranych obiektach, a następnie przeprowadzono intensywne testy na 4,0 km rurociągów.
Główny koncern naftowy Rady Współpracy Zatoki Perskiej (GCC) na Półwyspie Arabskim zainstalował wykładziny HDPE już w 2012 roku w rurociągach ropy naftowej i zastosowaniach wodnych. Główny koncern naftowy GCC współpracujący z firmą Shell od ponad 20 lat stosuje wykładziny HDPE w instalacjach wodnych i naftowych, a technologia jest wystarczająco dojrzała, aby zająć się wewnętrzną korozją rurociągów naftowych.
Projekt ADNOC został uruchomiony w drugim kwartale 2011 r. i zainstalowany w drugim kwartale 2012 r. Monitorowanie rozpoczęło się w kwietniu 2012 r. i zostało zakończone w trzecim kwartale 2017 r. Szpule testowe są następnie wysyłane do Centrum Innowacji Borouge (BIC) w celu oceny i analizy. Kryteria sukcesu i niepowodzenia pilotażowego wyłożenia z HDPE obejmowały zerowy wyciek po zainstalowaniu wyłożenia, niską przepuszczalność gazu przez wyłożenie z HDPE i brak zapadania się wyłożenia.
W dokumencie SPE-192862 opisano strategie, które przyczyniają się do sukcesu prób terenowych. Nacisk kładziony jest na planowanie, układanie rurociągów i ocenę wydajności wykładzin HDPE w celu zdobycia wiedzy potrzebnej do zlokalizowania strategii zarządzania integralnością w celu wdrażania rurociągów HDPE w rurociągach naftowych w terenie. Technologia ta jest stosowana w rurociągach naftowych i liniach przesyłowych. Oprócz istniejących rurociągów naftowych, w nowych rurociągach naftowych można stosować niemetaliczne wykładziny HDPE. korozja wewnętrzna.
Pełny artykuł opisuje kryteria wdrażania uszczelek HDPE;dobór materiału uszczelki, przygotowanie i kolejność montażu;wyciek powietrza i testy hydrostatyczne;pierścieniowe odpowietrzanie i monitorowanie gazu;uruchomienie linii;oraz szczegółowe wyniki testów po teście. Tabela analizy kosztów cyklu życia Streamline ilustruje szacowaną opłacalność wykładzin ze stali węglowej w porównaniu z okładzinami HDPE dla innych metod ograniczania korozji, w tym wtrysku chemicznego i piggingu, rurociągów niemetalowych i gołej stali węglowej. Wyjaśniono również decyzję o przeprowadzeniu drugiego rozszerzonego testu terenowego po teście wstępnym. W pierwszym teście do połączenia różnych odcinków rurociągu zastosowano połączenia kołnierzowe. Powszechnie wiadomo, że kołnierze są podatne na uszkodzenia z powodu naprężeń zewnętrznych. Ręczne odpowietrzanie w miejscach kołnierzy wymaga nie tylko okresowego monitoringu, który zwiększa koszty eksploatacji, ale także powoduje przepuszczalne emisje gazów do atmosfery. W drugiej próbie kołnierze zostały zastąpione spawanymi, bezkołnierzowymi króćcami z systemem automatycznego uzupełniania oraz szczelinową wkładką z odpowietrznikiem na końcu zdalnej stacji odgazowania, która kończyłaby się w zamkniętym odpływie.
5-letnia próba potwierdza, że ​​zastosowanie wykładzin HDPE w rurach ze stali węglowej może złagodzić wewnętrzną korozję rurociągów naftowych poprzez odizolowanie metalowych rur od żrących płynów.
Dodaj wartość, zapewniając nieprzerwaną obsługę linii, eliminując wewnętrzne pigging w celu usunięcia osadów i bakterii, oszczędzając koszty, eliminując potrzebę stosowania chemikaliów zapobiegających osadzaniu się kamienia i biocydów oraz zmniejszając obciążenie pracą
Celem testu było złagodzenie wewnętrznej korozji rurociągu i zapobieżenie utracie pierwotnej obudowy bezpieczeństwa.
Szczelinowe wkładki HDPE ze spawanymi połączeniami bez kołnierzy są stosowane w połączeniu z systemem ponownego wtrysku jako ulepszenie oparte na doświadczeniach wyciągniętych z początkowego rozmieszczenia gładkich wkładek z HDPE z zaciskami na końcówkach kołnierzowych.
Zgodnie z kryteriami sukcesu i niepowodzenia określonymi dla projektu pilotażowego, od czasu instalacji nie zgłoszono żadnych wycieków w rurociągu. Dalsze testy i analizy przeprowadzone przez BIC wykazały 3-5% redukcję masy używanej wykładziny, która nie powoduje degradacji chemicznej po 5 latach użytkowania. Stwierdzono pewne zadrapania, które nie rozszerzyły się na pęknięcia. Dlatego zaleca się uwzględnienie różnicy w utracie gęstości w przyszłych projektach. kołnierze z króćcami i kontynuacją okładziny oraz zastosowanie w okładzinie zaworu zwrotnego w celu pokonania gazoprzepuszczalności okładziny) są niezawodnym rozwiązaniem.
Technologia ta eliminuje zagrożenie korozją wewnętrzną i zapewnia znaczne oszczędności w wydatkach operacyjnych podczas zabiegów obróbki chemicznej, ponieważ nie jest wymagana żadna obróbka chemiczna.
Walidacja technologii w terenie miała pozytywny wpływ na zarządzanie integralnością linii przepływu przez operatorów, zapewniając więcej opcji proaktywnego zarządzania wewnętrzną korozją linii, zmniejszając koszty ogólne i poprawiając wydajność HSE. Bezkołnierzowe rowkowane wykładziny HDPE są zalecane jako innowacyjne podejście do zarządzania korozją w liniach opływowych pól naftowych.
Technologia wykładziny HDPE jest zalecana w przypadku istniejących pól naftowych i gazowych, gdzie często dochodzi do wycieków z rurociągów i przerw w przewodach wtryskiwania wody.
Ta aplikacja zmniejszy liczbę awarii linii przepływu spowodowanych wewnętrznymi wyciekami, wydłuży żywotność linii przepływu i zwiększy produktywność.
Nowe rozwiązania w całym zakładzie mogą wykorzystywać tę technologię do zarządzania korozją w linii i oszczędności kosztów programów monitorowania.
Ten artykuł został napisany przez redaktora technicznego JPT, Judy Feder, i zawiera najważniejsze informacje z artykułu SPE 192862, „Innovative Field Trial Trial Results of Flangeless Grooved HDPE Liner Application in a Super Gigantic Field for Oil Flowline Internal Corrosion Management” autorstwa Abby Kalio Amabipi, SPE, Marwan Hamad Salem, Siva Prasada Grandhe i Tijender Kumar Gupta z ADNOC;Mohamed Ali Awadh, Borouge PTE;Nicholas Herbig, Jeff Schell i Ted Compton z United Special Technical Services na rok 2018 2018 w Abu Zabi, 12-15 listopada Przygotuj się do Międzynarodowej Wystawy i Konferencji Ropy Naftowej w Abu Zabi. Ten artykuł nie był recenzowany.
The Journal of Petroleum Technology jest flagowym czasopismem Society of Petroleum Engineers, dostarczającym autorytatywnych informacji i artykułów na temat postępów w technologii poszukiwań i produkcji, problemach przemysłu naftowego i gazowego oraz wiadomości o SPE i jej członkach.