¡Más información sobre la tubería «ecológica» de Shell con soldadura orbital!

El Proyecto Athabasca Oil Sands (AOSP) es una empresa conjunta entre el propietario mayoritario Shell Canada, Chevron Canada y Marathon Oil Canada Corporation.  AOSP opera dos minas. En las minas no se realiza ningún procesamiento y el betún se transporta en forma diluida por oleoducto hasta la planta de mejora de Scotford, situada a 50 km al noreste de Edmonton, Alberta. La planta de mejora de Scotford produce actualmente 255 000 barriles diarios de crudo sintético. Esto cubre actualmente el 10 % de las necesidades de Canadá.

El proyecto del oleoducto Keystone XL, destinado a transportar petróleo de Alberta hasta las refinerías del Golfo de México, desató una tormenta de controversia y finalmente fue bloqueado por el presidente Obama. Los críticos afirman que fomenta el uso de petróleo «sucio». (Hasta hace poco, el petróleo canadiense satisfacía el 17 % de la demanda estadounidense, y las arenas bituminosas se explotan activamente desde mediados de los años 60).  Los detractores tienen varias quejas, pero un hecho significativo es que al «mejorar» el betún se generan grandes cantidades de CO2.

Shell Canada está invirtiendo 1400 millones de dólares en el proyecto de demostración de captura y almacenamiento de carbono Quest. Está diseñado para capturar un millón de toneladas de CO2 al año de la planta de mejora de petróleo pesado de la empresa en Scotford. El CO2 se convierte de gas a líquido y se transporta a través de un nuevo gasoducto de 60 km hasta un lugar de almacenamiento.  Para poner esto en perspectiva, un millón de toneladas de dióxido de carbono equivale a las emisiones anuales del tubo de escape de 175 000 coches. El Gobierno de Canadá y la provincia de Alberta también están financiando esta iniciativa.

El gas y el petróleo se extraen normalmente de yacimientos atrapados en formaciones rocosas bajo la superficie terrestre. En un giro novedoso, el CO2 capturado se inyectará en una formación de arenisca, a dos kilómetros de profundidad. El CO2 se inyecta a presión en la formación geológica de arenisca porosa. Una vez inyectado, el CO2 se desplaza a través de la formación, pero queda atrapado por una capa impermeable de roca de cobertura que recubre el almacenamiento de arenisca.  Este método de almacenamiento (secuestro) de dióxido de carbono se denomina «almacenamiento estructural». Existe una considerable experiencia con proyectos de captura y secuestro de carbono (CSS) en todo el mundo y las pruebas demuestran que el dióxido de carbono puede capturarse de forma permanente en formaciones geológicas. Por ejemplo, el proyecto noruego Sleipner, en funcionamiento desde 1996, ha almacenado CO2 que se inyecta en pozos de petróleo para mejorar la recuperación de petróleo en estos yacimientos marinos.  Las formaciones geológicas impermeables han atrapado petróleo y gas durante millones de años, lo que proporciona confianza en que el dióxido de carbono se almacenará de forma segura e indefinida. En el emplazamiento de almacenamiento de Quest existen tres capas de roca impermeables. Shell cuenta con décadas de experiencia en la modelización de formaciones geológicas subterráneas durante la exploración de gas, lo que le proporciona una experiencia única en la selección de emplazamientos de almacenamiento.

Uno de los procesos utilizados para mejorar el betún y convertirlo en petróleo sintético más ligero es el hidrocraqueo, en el que se combinan vapor, gas metano y un catalizador con el betún a alta presión. La reacción química produce hidrógeno, que luego se utiliza para convertir el petróleo pesado en crudo más ligero mediante un proceso denominado «adición de hidrógeno». Sin embargo, el dióxido de carbono es un subproducto de este proceso. La planta de mejora de Scotford libera actualmente tres millones de toneladas al año a la atmósfera.

La instalación Quest canaliza el gas CO2 hacia un recipiente que contiene la tecnología de captura basada en aminoácidos ADIP-X, patentada por Shell, que absorbe el CO2. A continuación, la solución se canaliza hacia una torre de separación donde el calor y la presión liberan el CO2, que luego se canaliza hacia una estación compresora. El compresor convierte el gas en un líquido que puede transportarse por tuberías.

La construcción de la tubería de 60 km y 12 pulgadas planteó importantes retos. Dado que la tubería transportaría CO2 líquido, las soldaduras debían superar la prueba de impacto Charpy de 60 julios a -50 °C, ya que la construcción de la tubería para este proyecto se realizó principalmente a través de terrenos agrícolas, con varias zonas pantanosas. El trabajo se llevó a cabo durante el invierno, con temperaturas que alcanzaban los -30 °C.

Shell contrató a la división Flint de Aecom Technology (antes Flint Energy Services Ltd.) para el proyecto del oleoducto. Se utilizó un bisel estándar de 30⁰ tal y como se suministró desde la fábrica. Se mantuvo un espacio entre los extremos de las tuberías y se utilizó una tierra de 1,6 m. La raíz y la pasada en caliente se realizaron utilizando electrodos 8010 con soldadura doble.  Se realizaron dos pasadas de relleno adicionales y una pasada de remate utilizando el proceso de núcleo fundente. El contratista utilizósistemas Magnatech Pipeliner FCAWbasándose en su experiencia previa con el alquiler de John W. Page Welding Consulting.  John también aportó su experiencia y apoyo técnico durante el proyecto. Las pasadas de relleno y de tapa se realizaron utilizando el Magnatech Pipeliner. El Magnatech Pipeliner es un sistema de tipo «bug and band». Primero se monta un anillo guía en la tubería y, a continuación, se instala rápidamente el cabezal de soldadura en el anillo guía mediante un interruptor de botón pulsador.  La soldadura se realiza en una progresión doble. El soldador comienza la soldadura a las seis en punto y suelda en sentido horario hasta las doce en punto. El cabezal se desacopla y se reposiciona rápidamente a las seis en punto y la pasada se completa soldando hasta las doce en punto en sentido antihorario.

Una pluma lateral montada en un generador diésel bajó la tienda sobre la junta. La fuente de alimentación del Pipeliner, el recirculador de agua y la botella de gas se montaron en una placa de acero fijada al armazón de la tienda. Todo el sistema de soldadura estaba contenido en la tienda, y solo se necesitaba un cable de alimentación desde el generador.

Se utilizó alambre de relleno Corex de Hobart Brothers en la tubería de 12 pulgadas, aleación E71T-9 de 1,3 mm de diámetro.  Para el tubo X-80 de 12 pulgadas, se utilizaron alambres de relleno Lincoln Pipeliner G-80M (E101T1-GM-H8) y ESAB Dual Shield II 101-TC (E80T-a-K2).  Se utilizó una mezcla de gases compuesta por un 75 % de argón y un 25 % de CO2. Se requirió un precalentamiento de al menos 100 ⁰C. Aunque se pueden utilizar dos cabezales de soldadura simultáneamente para soldar una junta de tubería, el pequeño diámetro de la tubería de 12 pulgadas hacía que no fuera práctico utilizar más de un cabezal en una tubería. El tiempo habitual para las seis pasadas fue de entre 53 y 62 minutos, considerablemente menos que con la soldadura manual.

El material de la tubería se especificó para cumplir con los requisitos de resistencia a bajas temperaturas para el transporte de dióxido de carbono líquido. Durante las pruebas del procedimiento, quedó claro que para lograr las propiedades mecánicas requeridas tanto en el metal de soldadura como en la zona afectada por el calor (HAZ), era necesario utilizar soldadura mecanizada. La velocidad de rotación uniforme del soplete evitó variaciones en la entrada de calor. La soldadura manual con sopletes FCAW semiautomáticos había fallado sistemáticamente en las pruebas en la HAZ.

Las soldaduras de «conexión» en cruces de ríos o carreteras requerían soldar a una tubería existente que ya estaba tendida bajo el obstáculo y que a menudo tenía un espesor de pared mayor. Las soldaduras de conexión requerían soldar a la cadena existente en la zanja. El sistema de soldadura y la carpa se bajaron a la zanja para realizar las soldaduras. Se utilizaron un total de diez sistemas, con varios equipos de conexión.