El poder de las tuberías de polímeros

Guardar para leer la lista Publicado por Nicholas Woodroof, Editor Oilfield Technology, viernes 7 de junio de 2019 16:00

Ross McSkimming, Swagelining y el Dr. Chris O'Connor, DNV GL, comparten sus ideas sobre cómo trabajar juntos para crear la próxima generación de material para tuberías y fomentar la confianza en su adopción.

¿Cómo describiría la adopción de soluciones de revestimiento de polímeros hasta el momento, particularmente porque su uso ha estado limitado por conectores de aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) desde la década de 1990?

Ross: El valor de las soluciones de revestimiento de polímeros para aplicaciones submarinas ha permanecido en gran medida sin explotar debido a la dependencia histórica de conectores CRA menos rentables y complejos de soldar para unir secciones de tuberías revestidas de polímeros y terminarlas. Esto ha dado como resultado que no se materialice el verdadero costo-beneficio de una solución de revestimiento de polímero. El desarrollo por parte de Swagelining del primer conector totalmente polímero, LinerBridge®, representa una alternativa viable a los conectores CRA.

Anticipamos que es probable que el desarrollo de esta tecnología de conector acelere la adopción del revestimiento de polímero. No solo simplifica la construcción de tuberías, sino que también abre la oportunidad para la instalación de elevadores de catenaria de acero (SCR) y tuberías instaladas mediante el método S-Lay. A medida que los operadores buscan materiales para tuberías más rentables para operaciones a largo plazo, la aceptación ha aumentado constantemente. Más de 300 kilómetros de tuberías submarinas revestidas de polímero ya han sido protegidas contra la corrosión utilizando el sistema de revestimiento integrado de Swagelining. De este metraje total, alrededor del 70% se ha instalado en los últimos diez años. Este año comenzaremos a trabajar en más de 50 kilómetros de tuberías de inyección de agua.

Los conectores fabricados con material CRA se han utilizado tradicionalmente para unir tramos de tuberías revestidas de polímero. ¿Cuáles son los inconvenientes de esto, tanto técnica como económicamente? Y en base a esto, ¿dónde ofrece una mejora la nueva tecnología?

Ross: Existen varios inconvenientes que van desde complejos procedimientos de soldadura circunferencial hasta el costo y el cronograma de adquisición de conectores. Dado que los procedimientos de soldadura CRA requieren medidas de trabajo adicionales para garantizar la calidad y el cumplimiento de estrictas especificaciones y criterios de aceptación, esto a menudo puede dificultar la fabricación e instalación de tuberías en alta mar. Los materiales CRA también son intrínsecamente caros e implican largos plazos de entrega. El conector totalmente de polímero facilita el uso de procedimientos convencionales de soldadura de acero al carbono, lo que por lo tanto elimina la necesidad de una burocracia compleja y reduce significativamente los costos y el tiempo programado.

El uso de conectores CRA generalmente facilita el requisito de tubos cortados a medida revestidos con CRA como medida para ajustar la longitud de las tuberías en los puntos de tendido, lo que aumenta el costo de instalación. La tecnología de conectores de polímero elimina la necesidad de uniones revestidas cortadas a medida y permite unir estructuras y terminaciones a la tubería en alta mar durante la campaña de tendido de la tubería.

Estudios recientes han demostrado que el rendimiento hidráulico de la tubería no se ve afectado por los conectores de polímero, ya que ofrecen un orificio liso con una restricción mínima en el diámetro interior de la tubería. En las conexiones CRA, las restricciones de identificación pueden provocar un aumento de los costos de bombeo, la posibilidad de que se acumulen residuos dentro de la tubería y la posibilidad de prohibir las operaciones de pigging.

¿Cómo funciona la barrera de polímero totalmente integrada dentro de la tubería?

Ross: El conector (Figura 1) amplía el concepto robusto y probado de soldadura por electrofusión, que se usa comúnmente en el sector de servicios públicos al instalar tuberías enterradas de gas y agua. Al mecanizar un perfil en los extremos de la tubería revestidos de polímero, el conector se asienta de acuerdo con tolerancias diseñadas, lo que permite unir dos extremos de la tubería utilizando métodos de montaje estándar. Los materiales aislantes diseñados específicamente facilitan la soldadura circunferencial de acero al carbono al tiempo que garantizan que se prohíba dañar el material polimérico dentro del cuerpo del conector.

Figura 1. Sección transversal del conector LinerBridge.

El proceso de soldadura por electrofusión permite unir el tubo de revestimiento de polietileno (PE) ajustado al cuerpo del conector para formar un sello homogéneo. Cuando está en servicio, el acceso del medio transportado a la superficie interna de la tubería receptora de acero al carbono está prohibido, proporcionando así protección contra la corrosión de extremo a extremo.

Equinor ha otorgado la aprobación para que la tecnología se utilice en sus aplicaciones de inyección de agua en todo el mundo. ¿Qué implicaba este programa de obras?

Ross: El alcance del Programa de Calificación Tecnológica (TQP) de Equinor era doble; en primer lugar, calificar el LinerBridge mediante una serie de pruebas de presión hidrostática y de bobinado simulado y, en segundo lugar, calificar el sistema integrado de revestimiento de polímero Swagelining mediante pruebas de envejecimiento acelerado. El programa duró unos 15 meses en condiciones de final de vida, sometiendo tanto al conector LinerBridge como al revestimiento hermético de Swagelining a condiciones de instalación y de funcionamiento que probablemente se observen en los proyectos de tuberías de inyección de agua más onerosos. Un riguroso régimen de pruebas e inspección post mortem confirmó la integridad e idoneidad del sistema de revestimiento integrado y se otorgó la aprobación global.

Como el 80 % de las pruebas requeridas se habían completado a través del Programa de Calificación Técnica de Equinor, el proceso de calificación con DNV GL tomó solo cinco meses. ¿Qué implica este proceso?

cris: El marco de calificación DNV-RP-A203 proporciona un enfoque sistemático para la calificación y la tecnología de documentos, gestionando la calificación en cualquier etapa del ciclo de vida del desarrollo. El enfoque basado en riesgos significa que es escalable y puede adaptarse a diferentes escenarios. A menudo se demuestra que otras investigaciones son innecesarias y, de lo contrario, los riesgos no identificados se resuelven antes del despliegue, donde el fracaso tendría un costo financiero y de reputación significativo.

La primera etapa es definir qué es la tecnología, qué tiene que hacer y qué parámetros son importantes a la hora de considerar el éxito. Armado con esta información, el proceso puede continuar hasta la fase de evaluación y mitigación de riesgos. El proceso es una secuencia estructurada de pasos, con circuitos de retroalimentación para capturar y adaptarse al cambio.

El proyecto de expansión Snorre de Equinor verá el uso inaugural de la nueva tecnología de conector para uniones de líneas de inyección de agua. ¿Cuál es el alcance del trabajo y cómo avanza el trabajo de fabricación y conexión?

Ross: En sólo siete meses, se aceleró la calificación e implementación de esta tecnología en cuatro proyectos comerciales. El primero de ellos en fabricarse fue el Proyecto de Expansión de Equinor Snorre (Figura 2) con el primer pronóstico de petróleo para 2021, reforzando así la inversión de Equinor en la tecnología. El proyecto Snorre utiliza la tecnología Pipeline Bundle de Subsea 7, que abarca múltiples tuberías y sistemas de control dentro de una sola tubería portadora, que luego se transporta a una ubicación en alta mar utilizando el método de remolque en profundidad controlado. La longitud total del sistema de haz de 20,8 km se compone de tres haces discretos, todos los cuales se fabricarán en las instalaciones de fabricación de Subsea 7 en Wick e incluirán una tubería de inyección de agua de 12 pulgadas.

Figura 2. Inserción del revestimiento de polímero Equinor Snorre.

Hasta la fecha, se han ejecutado diez conexiones de LinerBridge (Figura 3) para completar la tubería de inyección de agua dentro del primer paquete. Para fabricar la tubería de inyección de agua dentro de los dos paquetes restantes, se completarán veinte conexiones más hacia finales del tercer trimestre de 2019.

Figura 3. Conexión de Equinor Snorre LinerBridge.

Cuatro proyectos han seleccionado esta tecnología como su metodología preferida de conexión de tuberías. ¿Son todos estos proyectos en paquete o implican otros métodos de instalación de tuberías submarinas?

Ross: Un proyecto instalará los conectores LinerBridge como parte de un sistema de revestimiento integrado para un Pipeline Bundle. Los otros tres proyectos instalarán los conectores utilizando el método de colocación de carretes. La fabricación del proyecto Wintershall Nova ya está en marcha en la base de carrete Vigra de Subsea 7 en Noruega. Este gasoducto se instalará en el Mar del Norte a finales de este año (Figura 4). Luego de la calificación con los operadores y DNV GL, la tecnología se adopta continuamente para uso comercial para conexiones de carretes en alta mar y en tierra. Esto permite la instalación de PLET (terminaciones de extremos de tuberías) y conexiones bridadas en la tubería sin la necesidad de complejos procedimientos de soldadura CRA y juntas revestidas cortadas a medida.

Figura 4. El conector LinerBridge está calificado para su instalación mediante carretes y conexiones en tierra.

Para abordar la creciente demanda de sistemas de inyección de agua a presiones extremadamente altas, se han completado pruebas hidrostáticas para elevar la presión nominal calificada de la tecnología por encima de 380 bar(g). ¿Qué avances se están realizando para calificar esta mejora?

Ross: Recientemente se completó una prueba de presión hidrostática en una sarta de prueba de 12 pulgadas que incorpora un conector LinerBridge (Figura 5). DNV GL revisó los informes de prueba y cuantificó la aceptación de los resultados frente a los modos de falla y los criterios de aceptación correspondientes, lo que quedó demostrado en la calificación del año pasado. Posteriormente, se emitió una versión actualizada del Certificado de Calificación Tecnológica para reemplazar la versión anterior, aumentando así el límite de presión a 445 bar(g).

Figura 5. Fabricación de cuerdas de prueba.

cris: Esto implica una revisión exhaustiva de los datos de calificación preexistentes, el modo de falla del diseño, los efectos y el análisis de criticidad (DFMECA), más DFMECA y un estudio de fabricación. El proceso se centra esencialmente en identificar y cerrar todos los modos de falla desde el suministro de materiales, la fabricación de componentes, la instalación, el despliegue y la operación de la tubería.

Ross: El siguiente paso en el proceso de calificación tenía como objetivo proporcionar evidencia de la idoneidad para instalar conectores en alta mar en la orientación 6G (45°) y 2G (90°) (Figura 6). Este trabajo ya está completado y ha sido calificado por DNV GL. Esto representa un gran paso adelante, ya que amplía los límites de la tecnología permitiendo que se abran nuevos mercados para su aplicación.

Figura 6. Instalación de 6G LinerBridge.

cris: Es muy valioso participar desde una etapa tan temprana como sea posible. En la etapa de concepto, podemos ayudar a evaluar la viabilidad y realizar evaluaciones comparativas con conceptos de tecnología alternativa. Durante el desarrollo de la tecnología, podemos ayudar a garantizar que se aborden todos los problemas críticos, de modo que no se haya olvidado nada cuando se haya gastado todo el presupuesto. La incertidumbre puede eliminarse sin interrumpir el proceso de innovación.

¿Cómo se desarrollará y respaldará aún más la tecnología en el futuro?

Ross: Dado que se cree que el impacto financiero de la corrosión en la industria del petróleo y el gas causa miles de millones de dólares en pérdidas cada año, es importante que se sigan ampliando los límites de la tecnología para proteger los oleoductos de la industria. Creemos en hacer que los sistemas de transporte de fluidos submarinos sean más sostenibles ofreciendo una solución de tubería rentable y resistente a la corrosión para todo tipo de sistemas de tuberías rígidas, a nivel mundial. Para hacer realidad esta visión, Swagelining está desarrollando activamente nuevas tecnologías para llevar los beneficios de resistencia a la corrosión del revestimiento de polímero a las tuberías ascendentes de catenaria de acero dinámicas y a las tuberías de hidrocarburos multifásicas. También se está desarrollando una versión modificada del conector LinerBridge para adaptarse a procesos de soldadura automáticos, lo que abre el potencial para el revestimiento de polímero para los métodos de instalación S-Lay y J-Lay. Siguiendo los pasos de esta tecnología, continuaremos trabajando junto con DNV GL para garantizar que las nuevas tecnologías estén adecuadamente calificadas para su uso en proyectos comerciales.

cris: El proceso de calificación tecnológica ayuda a superar la "incertidumbre" y mejorar la adopción de grandes ideas al fomentar la confianza en las nuevas tecnologías. Pocas organizaciones están preparadas para ser las primeras en invertir o utilizar una nueva tecnología que podría tener importantes desventajas y ventajas: quieren ver evidencia y un historial. A menudo, eso lleva tiempo. Nuestro objetivo es abordar sus inquietudes sobre el uso de nuevas soluciones con un proceso sistemático y específico que permita la tecnología y la entrega al mercado.

Lea el artículo en línea en: https://www.oilfieldtechnology.com/special-reports/07062019/the-power-of-polymer-pipelines/

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