ENGENHARIA SUBSEA: By-pass, super rápido

Elaine Maslin10 junho 2019

Quando um problemático gasoduto cercado por problemas de cera se transformou em um bloqueio, o novo Chrysaor e Subsea 7, do Mar do Norte, trataram com agilidade, instalando um gasoduto de 26 quilômetros em apenas oito meses - apesar de enfrentar vários problemas no caminho.

Chrysaor é um novo operador na plataforma continental do Reino Unido. Com apenas 18 meses, tem ambições de crescimento, depois de adquirir pela primeira vez um pacote de ativos da Shell em 2017 em um acordo de US $ 3,8 bilhões.

Mas, adquirir ativos de produção existentes pode vir com problemas, incluindo que eles são mais antigos, complexos, interconectados e passaram por vários proprietários e, portanto, podem não vir com registros completos - incluindo exatamente onde e o diâmetro dos pipelines.

A plataforma Lomond (inicialmente operada pela Amoco, BP, BG Group e depois Shell) fica 145m a leste de Aberdeen em 83,8m de profundidade e começou a produzir em 1993. O condensado de gás da instalação Erskine, operada pela Chevron, é exportado para a plataforma Lomond e, em seguida, 57,8 km para a plataforma Everest para a exportação posterior através do sistema CATS para o Sistema de Oleoduto das Fortes para a costa.

Quando a Chrysaor adquiriu a Lomond como parte de sua aquisição dos ativos (ex-BG Group) da Shell em 2017, ela sabia que havia uma história de bloqueios na linha de condensado Lomond para Everest, devido à queda de cera do fluxo de condensado resfriado. Enquanto o condensado de Erskine é transportado através de um oleoduto isolado de Erskine a Lomond - parando-o caindo a temperaturas onde a cera se forma - o oleoduto Lomond para Everest não é isolado.

"Quando sai de Lomond, onde a linha não está isolada, assim que cai abaixo de 48 ° C, a cera cai", diz Emily Eadington, gerente de projetos da Wells & Subsea, em Chrysaor. “Quando a linha foi instalada em 1992, havia apenas fluidos Lomond para transportar, então a cera não era um problema, portanto, nenhum isolamento.” Em 1997, o condensado de Erskine foi adicionado, e para mitigar o potencial cera, uma estratégia sujar o oleoduto a cada duas semanas foi desenvolvido. "Mas, foi a última vez que pigged em 2009. Quando assumimos, você não poderia colocar um PIG, porque o PIG poderia ficar preso."

Navica Pulling Head soldagem na haste # 1. Imagens cedidas por Chrysaor e Subsea 7

Chrysaor precisava limpar o oleoduto antes de ser bloqueado novamente. Mas, limpar isso pode não ser tão fácil. "Houve um debate se devemos limpá-lo ou ignorá-lo", diz Eadington. "Decidimos tentar manter o fluxo cuidadosamente em vez de desbloqueá-lo e, enquanto isso, colocamos em um canal de derivação, já que as chances de bloquear enquanto estávamos tentando desbloqueá-lo foram de 50%." o pipeline ainda estava fluindo, a Chrysaor começou o trabalho de engenharia com a Subsea 7, que já havia executado engenharia em uma solução para um pipeline de bypass sob uma operadora anterior.

Então, em janeiro de 2018, no mesmo dia em que o Chrysaor assinou um contrato de parceria (Chevron e Serica Energy) para investir no oleoduto, o oleoduto Lomond-Everest foi bloqueado. A urgência do projeto foi agora escalada. O que normalmente seria um projeto de 18 meses precisava ser feito o mais rápido possível.

“Nós entramos no modo acelerado”, diz Eadington. “Não tínhamos contrato de construção e trabalhamos rapidamente como uma pequena equipe. Nós não queríamos marcar a equipe da Subsea 7 para ver o que eles estavam fazendo, então colocamos nas mãos deles. ”

“A parceria começou naquele momento”, diz Alan Fyfe, gerente de projetos da Subsea 7. “Não tínhamos uma especificação ou escopo de trabalho por escrito que você normalmente obteria com um contrato EPCI (engenharia, aquisição, construção e instalação). . O acordo se desenvolveu à medida que fomos. Tivemos o trabalho de fundo que já havíamos feito. Descobrimos problemas em rota e trabalhamos em torno deles. ”

O plano original era estabelecer um novo duto, encerrar o duto ainda em operação, liberá-lo, depois cortar as extremidades do duto existente antes de onde a cera caísse após o bloqueio e conectar-se ao novo duto. Simples, em teoria - qualquer coisa descarregada seria enviada para o CATS para tratamento. Com o encanamento bloqueado, a descarga com um bloqueio no meio não era mais tão simples - os fluidos no final de Lomond precisariam ser descarregados de volta para Lomond, que não foi projetado para receber fluidos. Isso significava bater com força na tubulação existente para que o conteúdo pudesse ser liberado de volta para Lomond e para o CATS do outro lado. Além disso, uma distribuição temporária de bombeamento e filtração teve que ser configurada para desviar os fluidos liberados de volta sobre Lomond e para a tubulação de Erskine para armazenamento temporário.

O trabalho offshore começou em meados de junho, quando o navio de apoio ao mergulho (DSV) Sevan Seven Eagle foi enviado para encontrar o tubo bloqueado existente. Tendo sondado no local onde a documentação herdada do Chrysaor sugeriu que deveria ser, foi finalmente encontrado a 4 4m de distância.

Em meados de julho, o DSV Seven Pelican entrou para fazer mais trabalhos de preparação e torneira quente - ou seja, entrando no duto existente em ambos os lados do bloqueio para permitir o acesso a um gel barreira para isolar a seção de cera e depois remover qualquer restantes hidrocarbonetos e para o CATS e de volta para Lomond.

Reel andando. Imagens cedidas por Chrysaor e Subsea 7

A partir do final de julho, o navio Seven Navica colocou o novo gasoduto de 26 quilômetros de comprimento - fabricado e estendido na base de escoamento de Vigra, na Noruega - e realizou metrologia para a construção da peça, que já havia sido iniciada até o final de agosto. O plano original era usar o Seven Borealis para o pipelay. Mas a Subsea 7 decidiu que poderia trazer o Seven Navica para fora do cold stack em Leith, perto de Edimburgo, para acelerar o cronograma e fazer obras de metrologia enquanto estava no local.

Os pontos de ligação estavam em Lomond, onde havia uma válvula de isolamento submarina, o que significava uma conexão de flange relativamente simples. Na outra ponta, onde o duto existente foi dragado para ser cortado, o revestimento de concreto da tubulação teve que ser removido, então o tubo foi cortado para que os conectores mecânicos instalados pelo mergulhador fossem instalados. Como este trabalho estava sendo realizado, descobriu-se que o gasoduto de 8 polegadas não tinha o diâmetro esperado. Isso era importante para que os conectores, cuja construção já havia começado, se encaixassem. Felizmente, os conectores puderam ser modificados.

Uma vez que a nova seção da tubulação foi instalada, ela foi inundada, limpa e calibrada submarina, para verificar se havia algum dano e, em seguida, inspecionada externamente usando um ROV. Em agosto, o novo gasoduto foi trincado e o DSV Seven Falcon entrou em campo para limpar e cortar o cano. Finalmente, o Seven Eagle voltou a instalar peças de spool, que conectam o novo tubo às extremidades do antigo duto, completando seu trabalho em meados de setembro. O sistema estava pronto em 22 de setembro e a produção foi reiniciada em 30 de setembro - apenas oito meses após o lançamento do projeto.

Tanto para a Eadington quanto para a Fyfe, foi um projeto que enfrentou desafios, atingiu problemas e dependia da entrega de subempreiteiros. "Nós não acertamos o tempo todo, mas o suficiente do tempo e muito poucas coisas não funcionaram para nós", diz Eadington. "A maioria dos fornecedores entregou a tempo, mas quando houve um atraso, encontramos tempo no cronograma do DSV para fazer as coisas acontecerem e, como resultado, chegamos lá mais rápido", diz Fyfe. “Se tivéssemos planejado o projeto, haveria menos campanhas. Mas, fazer isso quando tínhamos embarcações disponíveis significava que o trabalho era feito mais rápido. ”Eadington acrescenta:“ um grande ganho de uma perspectiva de cronograma foi que a Subsea 7 foi capaz de acomodar mudanças conforme o projeto ganhou complexidade e propôs soluções. ”

Uma vantagem também foi que o Chrysaor, como uma pequena organização, era capaz de ser ágil. Quando surgiram problemas, aqueles que lidavam com eles eram capazes de tomar decisões e executá-las lá e então.

“Foi um verdadeiro desafio, mas foi ótimo estar envolvido e resolvê-lo”, diz Fyfe. “A equipe do projeto na Subsea 7 foi reconhecida por seu trabalho em equipe, mas a realidade é que a equipe incluiu Emily e seus colegas também, e havia muito pouca demarcação no sentido de um cliente contratado. Nós não estávamos sendo marcados pelo homem. Nós tínhamos um objetivo comum. ”

Lomond Pipeline Bypass Project Schematic. Imagens cedidas por Chrysaor e Subsea 7