Узнайте больше об «экологичном» трубопроводе Orbital Welding Shell!

Проект Athabasca Oil Sands Project (AOSP) является совместным предприятием, в котором участвуют мажоритарный владелец Shell Canada, Chevron Canada и Marathon Oil Canada Corporation.  AOSP эксплуатирует два рудника. На рудниках не ведется переработка, и битум транспортируется в разбавленном виде по трубопроводу на завод по переработке нефти в Скотфорде, расположенный в 50 км к северо-востоку от Эдмонтона, Альберта. В настоящее время завод в Скотфорде производит 255 000 баррелей синтетической нефти в день. Это в настоящее время удовлетворяет 10 % потребностей Канады.

Предлагаемый трубопровод Keystone XL, предназначенный для транспортировки нефти из Альберты на нефтеперерабатывающие заводы в Мексиканском заливе, вызвал бурную полемику и в конечном итоге был заблокирован президентом Обамой. Критики утверждают, что он поощряет использование «грязной» нефти. (До недавнего времени канадская нефть обеспечивала 17% спроса в США, а нефтеносные пески активно добываются с середины 60-х годов).  У критиков есть несколько претензий, но важным фактом является то, что при «очистке» битума выделяется большое количество CO2.

Shell Canada инвестирует 1,4 миллиарда долларов в демонстрационный проект по улавливанию и хранению углерода Quest. Он предназначен для улавливания одного миллиона тонн CO2 в год из завода по переработке тяжелой нефти компании в Скотфорде. CO2 преобразуется из газа в жидкость и транспортируется по новому трубопроводу длиной 60 км к месту хранения.  Для сравнения: один миллион тонн углекислого газа эквивалентен годовым выбросам 175 000 автомобилей. Правительство Канады и провинция Альберта также предоставляют финансирование для этой инициативы.

Газ и нефть обычно добываются из месторождений, заключенных в каменных формациях под поверхностью земли. В рамках нового подхода уловленный CO2 будет закачиваться в песчаниковую формацию на глубине двух километров. CO2 закачивается под давлением в пористую геологическую формацию из песчаника. После закачки CO2 проходит через формацию, но удерживается непроницаемым слоем породы, покрывающим хранилище из песчаника.  Этот метод хранения (секвестрации) углекислого газа называется «структурным хранением». В мире накоплен значительный опыт реализации проектов улавливания и секвестрации углерода (CSS), и есть доказательства того, что углекислый газ может быть навсегда уловлен в геологических формациях. Например, в рамках норвежского проекта Sleipner, реализуемого с 1996 года, хранится CO2, который закачивается в нефтяные скважины для повышения нефтеотдачи на этих морских нефтяных месторождениях.  Непроницаемые геологические формации удерживают нефть и газ в течение миллионов лет, что дает уверенность в том, что углекислый газ будет безопасно храниться в течение неограниченного времени. На месте хранения Quest имеются три герметичных слоя породы. Shell имеет многолетний опыт моделирования подземных геологических формаций при разведке газа, что дает компании уникальный опыт в выборе мест хранения.

Один из процессов, используемых для переработки битума в более легкое синтетическое масло, включает гидрокрекинг, при котором пар, метан и катализатор смешиваются с битумом под высоким давлением. В результате химической реакции образуется водород, который затем используется для преобразования тяжелой нефти в более легкую сырую нефть с помощью процесса, называемого «добавлением водорода». Однако побочным продуктом этого процесса является углекислый газ. В настоящее время завод по переработке нефти в Скотфорде выбрасывает в атмосферу три миллиона тонн углекислого газа в год.

Установка Quest подает газ CO2 в резервуар, содержащий запатентованную компанией Shell технологию улавливания на основе аминокислот ADIP-X, которая поглощает CO2. Затем раствор по трубопроводу поступает в отпарную колонну, где под воздействием тепла и давления CO2 отделяется и по трубопроводу поступает на компрессорную станцию. Компрессор превращает газ в жидкость, которую можно транспортировать по трубопроводу.

Строительство 60-километрового трубопровода диаметром 12 дюймов сопряжено со значительными трудностями. Поскольку по трубопроводу будет транспортироваться жидкий CO2, сварные швы должны были пройти испытание на ударную вязкость по Шарпи с нагрузкой 60 джоулей при температуре -50⁰ C, так как трубопровод в основном пролегал по сельскохозяйственным угодьям с несколькими болотистыми участками. Работы велись зимой при температуре до -30⁰C.

Компания Shell заключила контракт с подразделением Flint компании Aecom Technology (ранее Flint Energy Services Ltd.) на реализацию проекта по строительству трубопровода. Использовался стандартный скос 30⁰, поставленный заводом-изготовителем. Между концами труб сохранялся зазор, а зазор составлял 1,6 м. Корневой и горячий проход выполнялись с использованием электродов 8010 с двойной сваркой.  Два дополнительных прохода заполнения и проход уплотнения были выполнены с использованием процесса с флюсовой набивкой. Подрядчик использовалсистемы Magnatech Pipeliner FCAW, основываясь на предыдущем опыте аренды у John W. Page Welding Consulting.  Джон также предоставил свой опыт и техническую поддержку в ходе проекта. Проходы заполнения и уплотнения были выполнены с использованием Magnatech Pipeliner. Magnatech Pipeliner — это система типа «баг и лента». Сначала на трубу устанавливается направляющее кольцо, а затем с помощью кнопочного переключателя быстро устанавливается сварочная головка.  Сварка выполняется в режиме двойного прохождения. Сварщик начинает сварку в положении «6 часов» и сваривает по часовой стрелке до положения «12 часов». Головка отсоединяется и быстро перемещается в положение «6 часов», а проход завершается сваркой до положения «12 часов» против часовой стрелки.

Боковая стрела, установленная на дизельном генераторе, опустила палатку над соединением. Источник питания Pipeliner, рециркулятор воды и газовый баллон были установлены на стальной пластине, прикрепленной к каркасу палатки. Вся сварочная система была размещена в палатке, и требовался только кабель питания от генератора.

На трубе диаметром 12 дюймов использовалась присадочная проволока Corex от Hobart Brothers, сплав E71T-9 диаметром 1,3 мм.  Для 12-дюймовой трубы X-80 использовались присадочные проволоки Lincoln Pipeliner G-80M (E101T1-GM-H8) и ESAB Dual Shield II 101-TC (E80T-a-K2).  Использовалась смесь газов 75% аргона и 25% CO2. Требовался предварительный нагрев не менее 100⁰ C. Хотя для сварки соединения труб можно одновременно использовать две сварочные головки, небольшой диаметр 12-дюймовой трубы делал использование более одной головки на трубе менее практичным. Типичное время для шести проходов составляло от 53 до 62 минут, что значительно меньше, чем при ручной сварке.

Материал труб был выбран с учетом требований к низкотемпературной прочности для транспортировки жидкого углекислого газа. В ходе испытаний стало очевидно, что для достижения необходимых механических свойств как в металле сварного шва, так и в зоне термического влияния (ЗТВ) требуется механизированная сварка. Равномерная скорость вращения горелки предотвращала колебания теплового воздействия. Ручная сварка с использованием полуавтоматических горелок FCAW постоянно не проходила испытания в ЗТВ.

«Соединительные» сварные швы на пересечениях с реками или дорогами требовали сварки к существующему трубопроводу, который уже проложен под препятствием и часто имеет большую толщину стенок. Соединительные сварные швы требовали сварки к существующей трубе в канаве. Сварочная система и палатка были опущены в канаву для выполнения сварки. Всего было использовано десять систем, с несколькими бригадами по соединению.