Die Kraft von Polymerpipelines

Als Leseliste speichern Veröffentlicht von Nicholas Woodroof, Herausgeber Oilfield Technology, Freitag, 7. Juni 2019, 16:00 Uhr

Ross McSkimming, Swagelining, und Dr. Chris O'Connor, DNV GL, teilen ihre Erkenntnisse über die Zusammenarbeit bei der Entwicklung der nächsten Generation von Pipeline-Material und stärken das Vertrauen in dessen Einführung.

Wie würden Sie die bisherige Akzeptanz von Polymerauskleidungslösungen beschreiben, insbesondere da ihre Verwendung seit den 1990er Jahren durch Steckverbinder aus korrosionsbeständigen Legierungen (CRA) eingeschränkt wurde?

Ross: Der Wert von Polymerauskleidungslösungen für Unterwasseranwendungen ist weitgehend ungenutzt geblieben, da in der Vergangenheit auf weniger kostengünstige und komplex zu schweißende CRA-Verbindungsstücke zurückgegriffen wurde, um Abschnitte von mit Polymer ausgekleideten Pipelines miteinander zu verbinden und die Pipeline abzuschließen. Dies hat dazu geführt, dass der wahre Kostenvorteil einer Polymerauskleidungslösung nicht realisiert wurde. Swagelinings Entwicklung des ersten Vollpolymer-Steckers, LinerBridge®, stellt eine praktikable Alternative zu CRA-Steckern dar.

Wir gehen davon aus, dass die Entwicklung dieser Verbindungstechnologie die Einführung von Polymerauskleidungen beschleunigen wird. Dies vereinfacht nicht nur den Bau von Pipelines, sondern eröffnet auch die Möglichkeit für die Installation von Stahlkettenleitungen (SCRs) und Pipelines, die im S-Lay-Verfahren verlegt werden. Da die Betreiber kosteneffizientere Pipeline-Materialien für den Langzeitbetrieb suchen, hat die Nachfrage stetig zugenommen. Mit dem integrierten Auskleidungssystem von Swagelining wurden bereits über 300 km der mit Polymer ausgekleideten Unterwasserpipeline vor Korrosion geschützt. Von diesem Gesamtzählerstand wurden in den letzten zehn Jahren rund 70 % installiert. In diesem Jahr werden wir mit der Arbeit an einer über 50 km langen Wassereinspritzleitung beginnen.

Aus CRA-Material hergestellte Steckverbinder werden traditionell zum Verbinden von Längen von mit Polymer ausgekleideten Rohrleitungen verwendet. Welche technischen und wirtschaftlichen Nachteile ergeben sich daraus? Und auf dieser Grundlage – wo bietet die neue Technologie eine Verbesserung?

Ross: Es gibt mehrere Nachteile, die von komplexen Umfangsschweißverfahren bis hin zu den Kosten und dem Zeitplan für die Beschaffung von Steckverbindern reichen. Da CRA-Schweißverfahren zusätzliche Arbeitsmaßnahmen erfordern, um die Qualität und die Einhaltung strenger Spezifikations- und Abnahmekriterien sicherzustellen, kann dies häufig die Herstellung und Installation von Rohrleitungen im Offshore-Bereich behindern. CRA-Materialien sind außerdem von Natur aus teuer und erfordern lange Vorlaufzeiten. Der Vollpolymer-Verbinder erleichtert die Verwendung herkömmlicher Kohlenstoffstahl-Schweißverfahren, wodurch komplexe Bürokratie entfällt und Kosten und Zeitplan erheblich gesenkt werden.

Die Verwendung von CRA-Verbindungsstücken ermöglicht in der Regel die Anforderung von CRA-ummantelten, auf Länge zugeschnittenen Rohren als Maß für die Anpassung der Rohrleitungslängen an den Verlegungspunkten, was die Installationskosten in die Höhe treibt. Die Polymer-Verbindungstechnologie macht plattierte, abgelängte Verbindungen überflüssig und ermöglicht die Anbindung von Strukturen und Abschlüssen an die Offshore-Pipeline während der Pipeline-Verlegekampagne.

Jüngste Studien haben gezeigt, dass die hydraulische Leistung der Rohrleitung durch Polymerverbinder nicht beeinträchtigt wird, da sie eine glatte Bohrung mit minimaler Einschränkung des Rohrleitungsinnendurchmessers bieten. Bei CRA-Verbindungen können ID-Beschränkungen zu erhöhten Pumpkosten, der Möglichkeit der Ansammlung von Rückständen in der Pipeline sowie der Möglichkeit führen, dass Molchvorgänge verboten werden.

Wie funktioniert die vollständig integrierte Polymerbarriere innerhalb der Pipeline?

Ross: Der Steckverbinder (Abbildung 1) erweitert das robuste und bewährte Konzept des Elektrofusionsschweißens, das im Versorgungssektor häufig bei der Installation erdverlegter Gas- und Wasserleitungen eingesetzt wird. Durch Einarbeiten eines Profils in die mit Polymer ausgekleideten Rohrenden wird der Verbinder gemäß den technischen Toleranzen eingesetzt, sodass zwei Rohrenden mit Standard-Montagemethoden zusammengeführt werden können. Speziell entwickelte Isoliermaterialien erleichtern das Schweißen von Kohlenstoffstahlrunden und stellen gleichzeitig sicher, dass Schäden am Polymermaterial im Verbinderkörper vermieden werden.

Abbildung 1. Querschnitt des LinerBridge-Steckers.

Durch das Elektroschmelzschweißverfahren wird das dichte Linerrohr aus Polyethylen (PE) mit dem Anschlusskörper homogen dichtend verbunden. Im Betrieb ist der Zugang des transportierten Mediums zur Innenfläche des Hostrohrs aus Kohlenstoffstahl gesperrt, wodurch ein durchgehender Korrosionsschutz gewährleistet ist.

Equinor hat die Genehmigung für den Einsatz der Technologie in seinen Wassereinspritzanwendungen weltweit erteilt. Was war in diesem Arbeitsprogramm enthalten?

Ross: Der Umfang des Equinor Technology Qualification Program (TQP) war zweigeteilt; Erstens, um die LinerBridge durch eine Reihe simulierter Aufroll- und hydrostatischer Drucktests zu qualifizieren, und zweitens, um das integrierte Polymerauskleidungssystem von Swagelining durch beschleunigte Alterungstests zu qualifizieren. Das Programm lief etwa 15 Monate lang unter End-Life-Bedingungen und setzte sowohl den LinerBridge-Anschluss als auch den eng anliegenden Liner von Swagelining Installations- und Betriebsbedingungen aus, die bei den anspruchsvollsten Projekten für Wasserinjektionspipelines häufig anzutreffen sind. Eine strenge Post-Mortem-Inspektion und ein Testverfahren bestätigten die Integrität und Eignung des integrierten Auskleidungssystems und es wurde eine weltweite Zulassung erteilt.

Da 80 % der erforderlichen Tests im Rahmen des technischen Qualifizierungsprogramms von Equinor abgeschlossen wurden, dauerte der Qualifizierungsprozess mit DNV GL nur fünf Monate. Was ist an diesem Prozess beteiligt?

Chris: Das DNV-RP-A203-Qualifizierungsrahmenwerk bietet einen systematischen Ansatz für die Qualifizierung und Dokumentationstechnologie und verwaltet die Qualifizierung in jeder Phase des Entwicklungslebenszyklus. Durch den risikobasierten Ansatz ist er skalierbar und kann auf verschiedene Szenarien abgestimmt werden. Andere Untersuchungen erweisen sich oft als unnötig und ansonsten nicht identifizierte Risiken werden vor der Bereitstellung gelöst, wo ein Scheitern erhebliche Reputations- und Finanzschäden nach sich ziehen würde.

Im ersten Schritt wird definiert, was die Technologie ist, was sie kann und welche Parameter für den Erfolg wichtig sind. Ausgestattet mit diesen Informationen kann der Prozess mit der Risikobewertungs- und -minderungsphase fortfahren. Der Prozess besteht aus einer strukturierten Abfolge von Schritten mit Feedbackschleifen zur Erfassung und Anpassung an Änderungen.

Im Rahmen des Snorre-Erweiterungsprojekts von Equinor wird erstmals die neue Verbindungstechnologie für die Anbindung von Wassereinspritzleitungen zum Einsatz kommen. Was umfasst der Arbeitsumfang und wie schreiten die Fertigungs- und Verbindungsarbeiten voran?

Ross: In nur sieben Monaten wurde die Qualifizierung und Implementierung dieser Technologie in vier kommerziellen Projekten beschleunigt. Das erste davon, das hergestellt wurde, war das Equinor Snorre Expansion Project (Abbildung 2) mit der ersten Ölprognose für 2021 – was Equinors Investition in die Technologie stärkt. Das Snorre-Projekt nutzt die Pipeline-Bundle-Technologie von Subsea 7, die mehrere Pipelines und Steuerungssysteme in einem einzigen Trägerrohr umfasst, das dann mithilfe der Schleppmethode mit kontrollierter Tiefe zum Offshore-Standort transportiert wird. Das insgesamt 20,8 km lange Bündelsystem besteht aus drei einzelnen Bündeln, die alle in der Fertigungsanlage von Subsea 7 in Wick hergestellt werden und eine 12-Zoll-Wassereinspritzleitung umfassen.

Abbildung 2. Einsetzen des Equinor Snorre-Polymerliners.

Bisher wurden zehn LinerBridge-Anbindungen (Abbildung 3) ausgeführt, um die Wassereinspritzleitung innerhalb des ersten Bündels fertigzustellen. Zur Herstellung der Wassereinspritzleitung innerhalb der verbleibenden zwei Bündel werden gegen Ende des dritten Quartals 2019 weitere zwanzig Anbindungen fertiggestellt.

Abbildung 3. Equinor Snorre LinerBridge-Anbindung.

Vier Projekte haben diese Technologie als ihre bevorzugte Pipeline-Verbindungsmethode ausgewählt. Handelt es sich dabei ausschließlich um Bundle-Projekte oder handelt es sich dabei um andere Installationsmethoden für Unterwasserpipelines?

Ross: Bei einem Projekt werden die LinerBridge-Anschlüsse als Teil eines integrierten Auskleidungssystems für ein Pipelinebündel installiert. Bei den anderen drei Projekten erfolgt die Montage der Steckverbinder im Reel-Lay-Verfahren. Die Fertigung für das Wintershall-Nova-Projekt ist derzeit in der Vigra-Spoolbasis von Subsea 7 in Norwegen im Gange. Diese Pipeline wird noch in diesem Jahr in der Nordsee installiert (Abbildung 4). Nach der Qualifizierung durch Betreiber und DNV GL wird die Technologie kontinuierlich für den kommerziellen Einsatz für Offshore- und Onshore-Rollenanbindungen übernommen. Dies ermöglicht den Einbau von PLETs (Pipeline-Endabschlüssen) und Flanschverbindungen in die Rohrleitung, ohne dass komplexe CRA-Schweißverfahren und plattierte Schnittverbindungen erforderlich sind.

Abbildung 4. Der LinerBridge-Anschluss ist für die Installation per Rollenverlegung und Onshore-Anbindung geeignet.

Um der wachsenden Nachfrage nach Wassereinspritzsystemen mit extremem Hochdruck gerecht zu werden, wurden hydrostatische Tests durchgeführt, um den qualifizierten Druckwert der Technologie auf über 380 bar(g) zu erhöhen. Welche Fortschritte werden gemacht, um diese Verbesserung zu qualifizieren?

Ross: Kürzlich wurde ein hydrostatischer Drucktest an einem 12-Zoll-Teststrang mit integriertem LinerBridge-Anschluss abgeschlossen (Abbildung 5). DNV GL hat die Testberichte überprüft und die Akzeptanz der Ergebnisse anhand von Fehlermodi und entsprechenden Akzeptanzkriterien quantifiziert, was in der Qualifizierung im letzten Jahr nachgewiesen wurde. Anschließend wurde eine aktualisierte Version des Technologiequalifikationszertifikats herausgegeben, die die vorherige Version ersetzte – wodurch die Druckobergrenze auf 445 bar(g) angehoben wurde.

Abbildung 5. Herstellung der Testsaite.

Chris: Dies umfasst eine umfassende Überprüfung bereits vorhandener Qualifikationsdaten, eine Analyse von Konstruktionsfehlern, Auswirkungen und Kritikalität (DFMECA), eine weitere DFMECA und eine Fertigungsbefragung. Der Prozess konzentriert sich im Wesentlichen auf die Identifizierung und Beseitigung aller Fehlerquellen in den Bereichen Materialversorgung, Komponentenherstellung, Installation, Pipeline-Einsatz und Betrieb.

Ross: Der nächste Schritt im Qualifizierungsprozess zielte darauf ab, den Nachweis der Eignung für die Offshore-Installation von Steckverbindern in der 6G- (45°) und 2G-Ausrichtung (90°) zu erbringen (Abbildung 6). Diese Arbeiten sind nun abgeschlossen und wurden von DNV GL qualifiziert. Dies stellt einen großen Fortschritt dar, da die Grenzen der Technologie erweitert werden und neue Märkte für ihre Anwendung eröffnet werden.

Abbildung 6. 6G LinerBridge-Installation.

Chris: Es ist sehr wertvoll, so früh wie möglich einbezogen zu werden. In der Konzeptphase können wir bei der Beurteilung der Machbarkeit und beim Benchmarking mit alternativen Technologiekonzepten helfen. Bei der Entwicklung der Technologie können wir dazu beitragen, dass alle kritischen Punkte berücksichtigt werden, sodass nichts vergessen wird, wenn das gesamte Budget aufgebraucht ist. Unsicherheit kann verdrängt werden, ohne den Innovationsprozess zu stören.

Wie wird die Technologie in Zukunft weiterentwickelt und unterstützt?

Ross: Angesichts der finanziellen Auswirkungen von Korrosion auf die Öl- und Gasindustrie, von denen angenommen wird, dass sie jedes Jahr Verluste in Milliardenhöhe verursachen, ist es wichtig, dass die Grenzen der Technologie weiter verschoben werden, um die Pipelines der Branche zu schützen. Wir glauben daran, Unterwasser-Flüssigkeitstransportsysteme nachhaltiger zu gestalten, indem wir eine kosteneffiziente, korrosionsbeständige Pipeline-Lösung für alle Arten starrer Pipelinesysteme anbieten – weltweit. Um diese Vision zu verwirklichen, entwickelt Swagelining aktiv neue Technologien, um die Korrosionsbeständigkeitsvorteile von Polymerauskleidungen auf dynamische Stahlfahrleitungen und Mehrphasen-Kohlenwasserstoffpipelines zu übertragen. Ebenfalls in der Entwicklung ist eine modifizierte Version des LinerBridge-Anschlusses, um automatische Schweißprozesse zu ermöglichen und das Potenzial für Polymerauskleidungen für S-Lay- und J-Lay-Installationsmethoden zu eröffnen. Auf den Spuren dieser Technologie werden wir weiterhin mit DNV GL zusammenarbeiten, um sicherzustellen, dass neue Technologien für den Einsatz in kommerziellen Projekten angemessen qualifiziert sind.

Chris: Der Technologiequalifizierungsprozess trägt dazu bei, „Unsicherheit“ zu überbrücken und die Akzeptanz großartiger Ideen zu verbessern, indem er das Vertrauen in neue Technologien fördert. Nur wenige Unternehmen sind bereit, als Erste in eine neue Technologie zu investieren oder diese zu nutzen, die sowohl erhebliche Nachteile als auch Vorteile mit sich bringen könnte – sie möchten Beweise und eine Erfolgsbilanz sehen. Das braucht oft Zeit. Unser Ziel ist es, ihre Bedenken hinsichtlich der Nutzung neuer Lösungen mit einem systematischen, zielgerichteten Prozess auszuräumen, der die Technologie ermöglicht und auf den Markt bringt.

Lesen Sie den Artikel online unter: https://www.oilfieldtechnology.com/special-reports/07062019/the-power-of-polymer-pipelines/

Die Reinvestitionsrate der US-Schieferölproduzenten hat im zweiten Quartal 2023 den höchsten Stand seit drei Jahren erreicht, aber der jüngste Trend wird laut einer Studie von Rystad Energy nicht von Dauer sein.

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