O poder dos pipelines de polímero

Salvar na lista de leitura Publicado por Nicholas Woodroof, Editor Oilfield Technology, sexta-feira, 07 de junho de 2019 16:00

Ross McSkimming, Swagelining, e Dr. Chris O'Connor, DNV GL, compartilham suas idéias sobre como trabalhar juntos para criar a próxima geração de material para dutos e incentivar a confiança em sua aceitação.

Como você descreveria a adoção de soluções de revestimento de polímero até o momento, especialmente porque seu uso tem sido limitado por conectores de liga resistente à corrosão (CRA) desde a década de 1990?

Ross: O valor das soluções de revestimento de polímero para aplicações submarinas permaneceu em grande parte inexplorado devido à dependência histórica de conectores CRA menos econômicos e complexos de soldar para unir seções de dutos revestidos de polímero e terminar o oleoduto. Isto resultou na não concretização do verdadeiro custo-benefício de uma solução de revestimento de polímero. O desenvolvimento do primeiro conector totalmente em polímero pela Swagelining, LinerBridge®, representa uma alternativa viável aos conectores CRA.

Prevemos que o desenvolvimento desta tecnologia de conector provavelmente acelerará a adoção do revestimento de polímero. Isso não apenas simplifica a construção de dutos, mas também abre a oportunidade para a instalação de risers catenários de aço (SCRs) e dutos instalados pelo método S-Lay. À medida que os operadores procuram materiais de gasodutos mais económicos para operações a longo prazo, a aceitação tem aumentado constantemente. Mais de 300 km de dutos submarinos revestidos com polímero já foram protegidos contra corrosão usando o sistema de revestimento integrado da Swagelining. Desse total de medições, cerca de 70% foram instaladas nos últimos dez anos. Este ano, começaremos a trabalhar em mais de 50 km de tubulação de injeção de água.

Conectores fabricados com material CRA têm sido tradicionalmente usados ​​para unir comprimentos de tubulações revestidas com polímero. Quais são as desvantagens disso, tanto técnica quanto economicamente? E com base nisso – onde a nova tecnologia oferece uma melhoria?

Ross: Existem várias desvantagens que vão desde procedimentos complexos de soldagem circunferencial até o custo e o cronograma de aquisição do conector. Como os procedimentos de soldagem CRA exigem medidas de trabalho adicionais para garantir a qualidade e a conformidade com especificações rigorosas e critérios de aceitação, isso muitas vezes pode dificultar a fabricação e instalação de tubulações offshore. Os materiais CRA também são inerentemente caros e envolvem longos prazos de entrega. O conector totalmente em polímero facilita o uso de procedimentos convencionais de soldagem de aço carbono, o que elimina a necessidade de burocracia complexa e reduz significativamente custos e prazos.

O uso de conectores CRA normalmente facilita a necessidade de tubos cortados sob medida revestidos com CRA como medida de ajuste do comprimento da tubulação nos pontos de assentamento - aumentando o custo de instalação. A tecnologia de conectores de polímero elimina a necessidade de juntas cortadas no comprimento e permite que estruturas e terminações sejam amarradas ao oleoduto offshore durante a campanha de assentamento do oleoduto.

Estudos recentes provaram que o desempenho hidráulico da tubulação não é afetado pelos conectores de polímero, pois oferece um furo liso com restrição mínima ao diâmetro interno da tubulação. Nas conexões CRA, as restrições de ID podem levar ao aumento dos custos de bombeamento, ao potencial de acúmulo de resíduos dentro da tubulação, bem como ao potencial de proibir operações de pigging.

Como funciona a barreira de polímero totalmente integrada no pipeline?