Inovasi meningkatkan pipeline deepwater pra-commissioning dan inspeksi

Mark J. Slaughter
Weatherford

Pipa Deepwater pra-commissioning dan in-line inspeksi tantangan logistik dan teknis, dan waktu kapal biasanya biaya besar. The Tamar proyek lapangan gas di Laut Mediterania bertemu tantangan ini menggunakan teknologi subsea commissioning khusus untuk mekanis menggantikan dan memperkenalkan cairan pipa, dan ultrasonik alat inspeksi in-line untuk memastikan integritas pipa.

Jarak jauh, proyek pipa deepwater untuk Noble Energy melibatkan produksi gas bawah laut dan transportasi sistem yang menghubungkan lapangan gas Tamar ke penerima lepas pantai dan platform pengolahan terkait dengan platform Mari-B yang ada. Sistem ini menghasilkan gas dari lima sumur-aliran-rate tinggi subsea flowline melalui infield terpisah untuk manifold subsea. Pipa bawah laut ganda mengangkut produksi dari subsea berjenis sekitar 149 km (92,5 mil) ke Tamar lepas pantai menerima dan platform pengolahan. Gas yang diproses pergi ke Ashdod ada Onshore Terminal (AOT) untuk penjualan ke Israel Gas Alam Jalur (INGL).

Pipeline dan Layanan Khusus (P & SS) kelompok Weatherford dikontrak untuk menyediakan pipa pra-commissioning dan inspeksi, termasuk pipa tieback, monoethylene glycol (MEG) pipa, flowline tengah lapangan, gas dan injeksi kondensat pipa, Tamar penjualan pipa ekspor gas, dan pipa utilitas . Integrasi layanan ini melalui kontraktor tunggal adalah salah satu kunci untuk mengurangi kendala logistik dan penjadwalan untuk keberhasilan proyek secara keseluruhan.

Operasi flowline Infield

Tantangan dan solusi yang terlibat dalam proyek ini berkisar subsea banjir, pengujian, dan injeksi MEG, dewatering, MEG conditioning, dan membersihkan nitrogen, dan garis dasar pengukuran dinding ultrasonik inspeksi.

Sebuah aspek kunci dari banjir terlibat pre-commissioning, membersihkan, mengukur, dan hydrotesting 5 x 10-in.deepwater (1.600 m sampai 1.800 m / 5.248 ft sampai 5.904 ft) flowline infield dari 4-km 6-km (2.5-mi menjadi 3,7-mil) panjang. Operasi ini dilakukan dari dasar laut dengan menggunakan Denizen subsea sistem pra-commissioning Weatherford.

Lapangan gas Tamar disajikan banyak tantangan logistik dan teknis untuk melakukan pra-commissioning dan inspeksi.

Operasi flowline yang independen dari garis tieback dan pemasangan jumper. Fleksibilitas Jadwal meningkat sebagai hasilnya, dan operasi bawah laut terpencil menghindari penggunaan besar, berbasis kapal spread memompa atau deepwater downline. Subsea pompa untuk banjir dan operasi hydrotest didorong oleh tekanan hidrostatik ambient tinggi selama fase pipa bebas banjir dan dengan tenaga hidrolik ROV.

The Denizen pigging pompa meluncurkan kereta dewatering pig dengan siput dari MEG. Sebuah kebiasaan, volume tinggi MEG skid ditempatkan subsea dan terhubung ke skid banjir untuk menghindari biaya intervensi downline untuk menyuntikkan MEG.

Pre-launching babi diperbolehkan dewatering dari 10-in. garis tengah lapangan melalui jumper dari 16-in. garis tieback. Akibatnya, semua injeksi nitrogen dewatering dilakukan dari ujung dangkal dari garis tieback.

Operasi lain subsea baru yang digunakan beberapa paket subsea jauh skid data-logging selama hydro-testing.Biasanya, ROV dan pemompaan skid stasiun terus di ujung pipa untuk penuh 12 - atau uji tekanan 24-jam. Ini bisa dijalankan dengan lima pipa yang membutuhkan pengujian dan tahan periode.

Solusinya adalah untuk menyebarkan beberapa hydro-test meluncur logging independen. Sistem pompa skid memiliki sistem data logging built-in hydro-test yang menampilkan tekanan pipa, temperatur, dan laju aliran pompa. A-tekanan tinggi pompa triplex, didukung oleh sistem hidrolik ROV, tekanan pipa tinggi dengan menyuntikkan diolah secara kimia dan disaring air laut.

Para meluncur logging ditikam ke dalam pipa dan tes tekanan dilakukan melalui mereka. Daripada tersisa di stasiun selama periode penggabungan, skid pompa dibebaskan untuk menekan pipa berikutnya.

Twin 16-in. pipa

Banjir, pembersihan, dan mengukur kembar 147-km (91.3-mi) x 16-in. pipa dilakukan dari kapal di ujung dangkal dari 240-m untuk 1.700 m (782 ft-to 5576-ft) water depth run. Survei pemeriksaan In-line dilakukan selama banjir. Sebuah alat caliper dipompa untuk memverifikasi bore minimum diikuti oleh alat UTMW untuk memperoleh survei dasar ketebalan dinding.

Inspeksi tersebut diikuti dengan dewatering operasi untuk semua 5 km (3 mil) dari infield Tamar dan pipa tieback.Diameter pipa dan kedalaman air yang diperlukan berbagai tekanan 170-235 bar (3.465 psi/17 MPa sampai 3.408 psi/23.5 MPa), yang diperlukan peralatan kompresi khusus. Sementara Air Kompresi Station (TACS) armada Weatherford disediakan daya kompresi yang cukup untuk menyelesaikan dewatering, MEG conditioning, dan membersihkan nitrogen dalam operasi pigging tunggal.

Prosedur dieliminasi tambahan pasca-dewatering pigging / purging, dan meninggalkan pipa siap untuk menerima hidrokarbon. MEG batch antara babi di kereta dewatering AC air sisa pasca-dewatering dan mencegah pembentukan hidrat. MEG tambahan ini dimasukkan untuk dinding pipa desalinasi.

Skid memompa penghuni dengan ROV mengurangi waktu kapal untuk operasi bawah laut.

Sebuah pendekatan baru juga digunakan untuk menguras 10-in. garis tengah lapangan melalui 16-in. Tieback baris tanpa menggunakan downline atau kapal kedua. Garis tieback yang dikemas dengan tekanan gas yang lebih tinggi (232 bar / 3365 psi/23.2 MPa) dari yang dibutuhkan untuk pengeringan (170 bar). Kemudian, nitrogen dalam dari garis-garis ini diarahkan melalui bermacam-macam dan set jumper untuk mendorong kereta babi di 10-in. garis tengah lapangan. Karena kereta babi diluncurkan sebelumnya, tidak ada deepwater downline diperlukan untuk injeksi MEG.

Efisiensi dewatering dicapai dengan mengatur kecepatan babi menggunakan orifice plate menusuk-mount dipasang pada ujung debit masing-masing 10-in. garis tengah lapangan. Hari waktu kapal diselamatkan oleh dewatering semua lima baris infield menggunakan nitrogen bertekanan yang terkandung dalam garis tieback panjang.

Baris UTWM inspeksi

Biaya perbaikan deepwater membuat akurasi pemeriksaan penting untuk penilaian integritas pipa. Pengukuran dinding (UTWM) baseline survey ultrasonik dilakukan pada 16-in. Tieback menggunakan ultrasonik Weatherford terbaru in-line inspeksi (ILI) alat.

USG pengujian non-destruktif telah digunakan untuk inspeksi in-line sejak 1980-an. Langkah-langkah teknologi ketebalan dinding didasarkan pada gelombang kompresi USG diarahkan ke dinding pipa. Transduser ultrasonik posisi 90 ° ke dinding pipa menggunakan modus impuls-gema untuk mengirimkan gelombang akustik dan untuk menerima kembali gema. Gema mewakili lokasi dari dinding pipa internal dan eksternal, dan anomali metalurgi seperti laminasi.Inspeksi UTWM dasar mengidentifikasi dan mengklasifikasikan sinyal non-merugikan seperti laminasi pertengahan dinding dan-pabrik lainnya yang berhubungan dengan anomali.

Survei korosi dasar

Klasifikasi anomali yang akurat dan ukuran yang berharga ketika membandingkan baseline data inspeksi di masa depan. Akurasi juga meningkatkan upaya integritas masa depan seperti penilaian teknik dan tingkat pertumbuhan. Hal ini penting untuk jalur subsea deepwater di mana praktik validasi pemeriksaan non-destruktif darat normal biaya mahal. Tingkat akurasi yang lebih tinggi juga penting ketika menilai anomali, menetapkan risiko, dan memprioritaskan pemeliharaan dan biaya.

Canggih alat inspeksi ultrasonik digunakan untuk menguji integritas pipa.

Dibandingkan dengan kebocoran fluks magnetik (MFL) alat, hasil teknologi ultrasonik dalam akurasi ukuran yang lebih baik dalam menentukan kerugian dinding dan pipa ketebalan dinding. Hal ini karena ultrasonik fisika gema pulsa adalah pengukuran lebih langsung kehilangan dinding. Dalam beberapa kasus, bagaimanapun, MFL adalah solusi yang lebih baik karena dapat lebih pemaaf kotoran, puing-puing, kasar permukaan pipa internal dan cairan lilin. Hal ini membutuhkan penilaian pra-inspeksi komprehensif sebelum pemilihan teknologi tepat guna.

Akurat pengukuran ketebalan dinding memiliki pengaruh langsung dalam menghitung tekanan kegagalan fitur korosi.Alat MFL khas tidak mengukur ketebalan dinding tetapi menyimpulkan dari spesifikasi pipa API, Data konstruksi pipa, dan / atau diperkirakan variasi dalam medan magnet. Ini memberikan penilaian relatif karena ketidakakuratan data yang pipa atau difficultly mendapatkan data karena transfer kepemilikan aset, data yang tersedia, atau reroutes pipa tercatat dan modifikasi.

Selain itu, pengukuran disimpulkan tidak mempertimbangkan toleransi ketebalan dinding dari pabrik pipa. Akibatnya, dinding korosi pengukuran kedalaman kerugian MFL tergantung pada pengukuran relatif dari dinding pipa. Hal ini mengurangi akurasi ukuran luar biasa alat ILI toleransi ukuran karena, selain toleransi terkait dengan alat ILI anomali ukuran, ada juga toleransi terkait dengan pipa spool ketebalan dinding aktual dari pabrik.

Toleransi yang dapat diterima dari pabrik dapat setinggi ± 10% untuk ketebalan dinding pipa antara 5 mm (0,2 inci) dan 15 mm (0,6 inci) dalam pipa dilas. Toleransi untuk dinding pipa lebih besar dari atau sama dengan 15 mm adalah ± 15% pada pipa dilas. Ini pabrik pipa toleransi dan toleransi yang tinggi korosi-anomali ukuran dari alat MFL berarti tekanan kegagalan dihitung dari survei ILI dapat secara signifikan atas atau di bawah sebagai akibat dari ukuran ketidakakuratan yang disebabkan oleh mengukur kedalaman sebagai persentase dari ketebalan dinding diasumsikan.

Sizing korosi lebih akurat juga menyediakan data yang lebih baik untuk memberi makan standar penilaian seperti B31G, dimodifikasi B31G, atau RSTRENG penilaian daerah yang efektif, metode yang disukai untuk menentukan kekuatan sisa pipa. Dari tiga, RSTRENG penilaian daerah yang efektif adalah yang paling akurat, berdasarkan tes tekanan meledak aktual vs diprediksi.

Pengalaman menunjukkan terjadinya kerugian gema karena kondisi pipa yang merugikan. Teknologi sensor baru dalam perangkat UTWM saat membantu meningkatkan deteksi dan akurasi. API 11636 tes teknik dan bidang analisis data menunjukkan peningkatan sensitivitas dan mengurangi degradasi sinyal, yang sangat penting untuk survei deepwater subsea dasar sukses. Teknologi sensor yang sama digunakan untuk in-line inspeksi retak dengan hasil ukuran yang akurat yang dapat digunakan untuk metodologi penilaian integritas seperti API 5797.

16-in. tieback inspeksi

Dalam operasi Mediterania, penjadwalan ketat untuk peluncuran subsea memberikan tantangan untuk 16-in. UTWM ILI inspeksi. Biasanya, akan ada baterai yang cukup untuk alat inspeksi run. Namun, dalam hal ini aktivasi tertunda diperlukan karena dari waktu yang dibutuhkan untuk peluncuran subsea.

Alat ILI pertama harus dimasukkan ke dalam pipa peluncur penerima (PLR) di atas kapal tersebut. Sebuah derek kapal pindah peluncur dengan alat ILI ke ujung pipa manifold (PLEM). Kunci hidrolik dijamin penghentian akhir pipa (PLET) ke pipa, dan sebuah ROV digunakan untuk memutar katup bawah laut dan meluncurkan babi.

Proses memakan waktu meningkatkan risiko keterlambatan yang bisa menguras baterai dan menyebabkan lari gagal.Akibatnya, jendela dua jam ini dimasukkan untuk penundaan tak terduga. Faktor keamanan ini menyebabkan programing 12 jam tertunda aktivasi dari waktu alat tersebut dimasukkan ke dalam PLR di atas kapal tersebut.

Sumber: http://www.offshore-mag.com/articles/print/volume-73/issue-12/flowlines-and-pipelines/innovation-enhances-deepwater-pipeline-pre-commissioning-and-inspection.html