INGENIERÍA DE SUBSEA: By-pass, superfast

Imágenes cortesía de Chrysaor y Subsea 7.

Imágenes cortesía de Chrysaor y Subsea 7.

Plataforma lomond. Imágenes cortesía de Chrysaor y Subsea 7.

Navica Loadout. Imágenes cortesía de Chrysaor y Subsea 7.

Reeling a bordo de Navca, Spoolbase en el fondo. Imágenes cortesía de Chrysaor y Subsea 7.

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Cuando un oleoducto problemático con problemas de cera se convirtió en un bloqueo, los nuevos Chrysaor y Subsea 7, independientes del Mar del Norte, lo trataron con destreza, instalando un oleoducto de desvío de 26 km en solo ocho meses, a pesar de enfrentar múltiples problemas en el camino.

Chrysaor es un nuevo operador en la Plataforma Continental del Reino Unido. Con solo 18 meses de antigüedad, tiene ambiciones de crecimiento, luego de adquirir por primera vez un paquete de activos de Shell en 2017 en un acuerdo de $ 3.8 mil millones.

Sin embargo, la adquisición de activos de producción existentes puede conllevar problemas, entre ellos el hecho de que son más antiguos, complejos, están interconectados y han pasado por múltiples propietarios y, por lo tanto, pueden no contar con registros completos, incluidos exactamente dónde y qué diámetro están las tuberías.

La plataforma Lomond (inicialmente operada por Amoco, BP, BG Group y luego Shell) se ubica 145 m al este de Aberdeen a 83.8 m de profundidad de agua y comenzó a producir en 1993. El condensado de gas de la instalación de Erskine, operado por Chevron, se exporta a la plataforma de Lomond y luego 57.8 km a la plataforma Everest para su posterior exportación a través del sistema CATS al sistema de tuberías de Forties a tierra.

Cuando Chrysaor asumió a Lomond como parte de su adquisición de los activos (ex-BG Group) de Shell en 2017, supo que había un historial de bloqueos en la línea de condensado de Lomond a Everest, debido a que la cera se fue cayendo del flujo de condensado a medida que enfriado. Mientras que el condensado de Erskine se transporta a través de una tubería aislada desde Erskine a Lomond, deteniéndola a temperaturas donde se forma la cera, la tubería de Lomond a Everest no está aislada.

"Al salir de Lomond, donde la línea no está aislada, en cuanto cae por debajo de 48 ° C, la cera cae", dice Emily Eadington, Gerente de Proyectos de Wells & Subsea, en Chrysaor. "Cuando se instaló la línea en 1992, solo había líquidos de Lomond para el transporte, por lo que la cera no era un problema, por lo tanto no había aislamiento". En 1997, se agregó condensado de Erskine, y para mitigar el potencial de acumulación de cera, una estrategia Para puerco se desarrolló el oleoducto cada dos semanas. "Pero, fue la última vez que se arruinó en 2009. Cuando lo tomamos, no pudiste poner un PIG porque podría atascarse".

Soldadura de cabeza de tracción Navica en el tallo # 1. Imágenes cortesía de Chrysaor y Subsea 7.

Chrysaor necesitaba despejar el oleoducto antes de que se volviera a bloquear. Pero, aclararlo podría no ser tan fácil. "Hubo un debate sobre si deberíamos eliminarlo o evitarlo", dice Eadington. "Decidimos simplemente intentar mantener el flujo con cuidado en lugar de desbloquearlo y, mientras tanto, instalar un conducto de derivación, ya que las posibilidades de que se bloqueen mientras intentábamos desbloquearlo eran del 50%". Por lo tanto, a finales de 2017, mientras que la tubería seguía fluyendo, Chrysaor comenzó el trabajo de ingeniería con Subsea 7, que previamente había realizado ingeniería en una solución para una tubería de derivación bajo un operador propietario anterior.

Luego, en enero de 2018, el mismo día en que Chrysaor aseguró al socio (Chevron y Serica Energy) el acuerdo para invertir en el gasoducto de derivación, el oleoducto Lomond-Everest quedó bloqueado. La urgencia del proyecto ahora se intensificó. Lo que normalmente sería un proyecto de 18 meses debía hacerse lo más rápido posible.

"Fuimos al modo de vía rápida", dice Eadington. “No teníamos un contrato de construcción vigente y trabajábamos rápidamente como un equipo pequeño. "No queríamos marcar al equipo de Subsea 7 para ver lo que estaban haciendo, así que lo pusimos en sus manos".

“La asociación comenzó en ese momento”, dice Alan Fyfe, Gerente de Proyecto, Subsea 7. “No teníamos una especificación escrita ni un alcance del trabajo que normalmente obtendría con un contrato EPCI (ingeniería, adquisición, construcción e instalación) . El acuerdo se desarrolló a medida que avanzábamos. Teníamos el trabajo de fondo que ya habíamos hecho. Descubrimos problemas en ruta y trabajamos alrededor de ellos ".

El plan original era instalar una nueva tubería, cerrar la tubería que sigue funcionando, lavarla y luego cortar los extremos de la tubería existente hasta donde cae la cera después de la obstrucción, y conectarla en la nueva tubería. Sencillo, en teoría: todo lo que se descargue se enviará a CATS para su tratamiento. Con la tubería bloqueada, limpiarla con un bloqueo en el medio ya no era tan simple: los fluidos en el extremo de Lomond tendrían que ser expulsados a Lomond, que no estaba diseñado para recibir líquidos. Esto significaba que la tubería existente se conectaba en caliente para que el contenido pudiera volverse a Lomond y CATS en el otro lado. Además, se tuvo que configurar una extensión temporal de bombeo y filtración para desviar los fluidos enjuagados de nuevo sobre Lomond y en la tubería de Erskine para su almacenamiento temporal.

El trabajo en alta mar comenzó a mediados de junio, cuando el buque de apoyo de buceo (DSV) Sevan Seven Eagle fue enviado para encontrar la tubería bloqueada existente. Después de haber explorado el lugar donde la documentación heredada de Chrysaor sugería que debería estar, finalmente se encontró a unos 4 4 m de distancia.

A mediados de julio, el DSV Seven Pelican entró para hacer más preparativos y trabajo con hot tap, es decir, aprovechando la tubería existente a ambos lados de la obstrucción para permitir el acceso a, primero, correr en gel de barrera para aislar la sección de cera y luego eliminar Hidrocarburos restantes y hacia CATS y de regreso a Lomond.

Reel Walking. Imágenes cortesía de Chrysaor y Subsea 7.

Desde finales de julio, la embarcación Seven Navica pipelay tendió el nuevo oleoducto de 8 m de largo y 8 pulgadas (fabricado y enrollado en la base de bobinas Vigra, Noruega) y realizó metrología para la construcción de la pieza de la bobina, que ya había comenzado y se extendió hasta finales de agosto. El plan original era utilizar los siete boreales para pipeplay. Pero Subsea 7 decidió que podría sacar al Seven Navica de la pila fría en Leith, cerca de Edimburgo, para acelerar el cronograma y hacer trabajos de metrología mientras estaba en el sitio.

Los puntos de conexión estaban en Lomond, donde había una válvula de aislamiento submarina, lo que significaba una conexión de brida relativamente simple. En el otro extremo, donde se había drenado la tubería existente, para cortarla, se tuvo que retirar el revestimiento de concreto de la tubería y luego cortar la tubería para poder instalar los conectores mecánicos instalados por el buzo. A medida que se realizaba este trabajo, se descubrió que la tubería de 8 pulgadas no tenía el diámetro esperado. Esto era importante para que los conectores, cuya construcción ya había comenzado, encajaran. Por suerte, los conectores se pudieron modificar.

Una vez que se instaló la nueva sección de tubería, se inundó, se limpió y se midió el subsuelo, para evitar cualquier daño, y luego se inspeccionó externamente con un ROV. En agosto, el nuevo ducto fue excavado y el DSV Seven Falcon entró al campo para limpiar y cortar la tubería. Finalmente, el Seven Eagle volvió a instalar piezas de carrete, que conectan la nueva tubería a los extremos de la antigua tubería, completando su trabajo a mediados de finales de septiembre. El sistema estuvo listo el 22 de septiembre y la producción se reinició el 30 de septiembre, solo ocho meses después del lanzamiento del proyecto.

Tanto para Eadington como para Fyfe fue un proyecto que enfrentó desafíos, enfrentó problemas y dependió de la entrega de subcontratistas. "No lo hicimos bien todo el tiempo, pero la mayoría de las veces y muy pocas cosas no funcionaron para nosotros", dice Eadington. "La mayoría de los proveedores entregaron a tiempo, pero cuando hubo un retraso, encontramos un tiempo en el programa de DSV para hacer que las cosas sucedieran y, como resultado, llegamos más rápido", dice Fyfe. “Si hubiéramos planeado el proyecto, habría habido menos campañas. Pero hacerlo cuando teníamos embarcaciones disponibles significaba que hicimos el trabajo más rápido ". Eadington agrega:" una gran ganancia desde la perspectiva de la programación fue que Subsea 7 pudo adaptarse a los cambios a medida que el proyecto adquiría complejidad y proponía soluciones ".

Una ventaja también fue que Chrysaor, como una organización pequeña, fue capaz de ser ágil. Cuando surgieron problemas, aquellos que se ocupaban de ellos podían tomar decisiones y correr con ellos allí mismo.

"Fue un verdadero desafío, pero fue grandioso estar involucrado y resolverlo", dice Fyfe. “El equipo del proyecto en Subsea 7 fue reconocido por su trabajo en equipo, pero la realidad es que el equipo incluía a Emily y sus colegas también y había muy poca demarcación en el sentido de contratista cliente. No estábamos siendo marcados por el hombre. Teníamos un objetivo común ".

Esquema del proyecto de desvío de tubería de Lomond. Imágenes cortesía de Chrysaor y Subsea 7.