ИНФОРМАЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПОДВОДНЫХ ДОБЫЧНЫХ КОМПЛЕКСОВ НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ РОССИИ

При проектировании объектов освоения шельфовых месторождений особое внимание необходимо уделять современным и инновационным средствам, существенно повышающим надежность системы добычи природного газа.

Одним из перспективных направлений развития подводного оборудования для освоения шельфовых месторождений является создание полностью подводных систем обустройства, в состав которых входят добычные комплексы, установки подготовки газа к транспорту и компрессорные станции. Наиболее актуальная задача проектирования обустройства шельфовых объектов сегодня – это управление надежностью и рисками, а соответственно дистанционным управлением процессом добычи углеводородов. [1].

С учетом требований экологической и промышленной безопасности эксплуатационная надежность и безопасность систем контроля, управления и аварийной защиты на стадии проектирования оценивается и подтверждается результатами анализа риска и последствий отказов технологического оборудования (рис. 1) с учетом минимизации влияния условий внешней среды (влажность, соленость, течения, температура и др.) и наведенной электромагнитной индукции на чувствительность контрольно-измерительной аппаратуры. При проектировании ПДК структурное построение систем контроля, управления и аварийной защиты обеспечивается постоянный мониторинг оборудования и обнаружение неисправностей как с извлечением, так и без извлечения оборудования на ПНК (морской плавучий нефтегазодобывающий комплекс).

Оборудование системы управления подводных добычных систем (ПДС) можно разделить на подводную и надводную части. В зависимости от схемы освоения месторождения размещаемое на поверхности оборудование системы управления ранжируется от простых гидравлических силовых блоков со встроенными панелями управления до современных систем с мультиплексной передачей сигналов, которые включают автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ПДС.

Системы контроля, управления и аварийной защиты с целью обеспечения экологической и промышленной безопасности включают в себя:

– гидросиловые установки;

– пневмогидроаккумуляторы;

– шлангокабели управления как одиночными (спутниковыми) скважинами, так и кустами скважин;

– SUDU(подводный распределительный блок шлангокабеля);

– SUT для присоединения шлангокабелей и их ветвей к оборудованию каждой скважины;

– подводные эксплуатационные модули управления подводной арматурой фонтанной елки и подводными манифольдами;

– блоки сопряжения гидравлических и электрических линий контроля и управления исполнительными устройствами, размещенные в функциональных узлах устьевой арматуры и подводных манифольдов;

– датчики давления и температуры;

– испытательное оборудование.

Структурное построение, компоненты систем контроля, управления и аварийной защиты ПДК проектируются в соответствии с требованиями стандарта ИСО 13628-6 или соответствующих национальных стандартов.

К факторам, влияющим на выбор системы управления, можно отнести:

– стоимость системы;

– удаленность от места расположения пункта управления (основного технологического сооружения/береговой площадки);

– требования к времени срабатывания запорно-регулирующей арматуры, объему и скорости передачи телеметрических данных.

Как правило, интерфейс АРМ оператора включает следующие схемы управления технологическими процессами:

– общую схему подводной добычной системы на месторождении;

– схемы устьевой обвязки для каждой скважины;

– схему связи с подводными модулями управления на фонтанной арматуре и манифольдах;

– схемы КИП надводного оборудования системы управления;

– интерфейсы ввода/вывода данных;

– окно режима технологического останова ПДС;

–схему технологического останова для каждой скважины;

– гидравлическую схему манифольда с запорной арматурой.

Рисунок 1. Структурная схема управления ПДК

При возникновении аварийной ситуации система контроля, управления и аварийной защиты выполняет остановку любой из скважин с поста управления на ПНК с подачей светового и звукового сигналов в посту управления в случаях:

– повышения/понижения давления пластового продукта на устье скважины выше/ниже заданных пределов;

– повышения температуры на устье сверх предельно допустимой;

– прекращения подачи электрической, гидравлической и пневматической энергии.

Функции контроля. Типовой перечень параметров, контролируемых расположенными под водой датчиками системы контроля, управления и аварийной защиты, включает в себя следующие параметры:

– давление на устье скважины;

– давление и температура в нагнетательной скважине;

– давление в за- и межтрубном пространстве;

– давление в манифольде;

– температура пластового продукта;

– температура в манифольде;

– утечки пластового продукта;

– положение стволовой задвижки устьевой арматуры;

– положение дросселя в обвязке устьевой арматуры;

– дифференцированное давление до и после дросселя в обвязке устьевой арматуры;

– обнаружение наличия песка;

– контроль на забое скважины и тд.

Для контроля и управления безопасным функционированием систем отдается предпочтение применению мнемосхем с отображением места нахождения и положения (открыто/закрыто) всех клапанов, направления потоков и величин контролируемых параметров. В посту управления отображаются фактические реакции устройств в узловых точках систем, входящих в состав ПДК, на все предпринимаемые действия оператора в реальном масштабе времени [2].

Значимость опасностей для ПДК определяется:

– условиями размещения и применения ПДК;

– наличием и характеристиками обращающихся опасных веществ с потенциальной возможностью их неконтролируемых утечек (выбросов);

– сложностью и многообразием составных частей, элементов и деталей ПДК;

– продолжительными сроками эксплуатации ПДК с ограниченными возможностями технического обслуживания;

– технологическими связями ПДК по линиям/шлангокабелям транспортирования пластового продукта, энергоснабжения, контроля и управления технологическими процессами;

– возможностью и характеристиками внешних техногенных и природных воздействий [3].

Полученная в результате работы информация может быть представлена в виде отчетов о неисправности, предупредительных сообщений и информации о текущем состоянии оборудования, а далее на основе анализа этих данных разрабатываются предложения по планированию ремонтных работ.

Список литературы:

1. Карпунина В.П. Разработка метода моделирования для системы подводной добычи нефти и газа / Прикладная математика и информатика: современные исследования в области естественных и технических наук: материалы III научно-практической всероссийской конференции (школы- семинара) молодых ученых: 24-25 апреля 2017 г. – Тольятти: Издатель Качалин Александр Васильевич, 2017. – 680 с.
2. Y. Bai. Subsea Engineering Handbook / Y. Bai, Q. Bai. – Elsevier Inc., 2010.
3. Правила классификации и постройки подводных добычных комплексов, РС,2017 г., [Электронный ресурс]. URL: http://www.rs class.org/ru/register/publications/list. (дата обращения: 27.11.2017)