CC BY
88
УДК [551.462.32(1-922):622.279.04]::621.3.019.3
Оптимизация требований к надежности подводных добычных комплексов, работающих в условиях российского арктического шельфа
А.Н. Чернов1, Ю.И. Козлов1, И.Н. Авдиенко1, Ю.А. Захаров1, А.О. Татусьян1, Ю.А. Неменко1*
1 ООО «Газпром проектирование», Российская Федерация, 191036, Ленинградская обл., Санкт-Петербург, Суворовский пр-т, д. 16/13 * E-mail: ynemenko@gazpromproject.ru
Ключевые слова: Тезисы. Уникальные условия арктического шельфа Российской Федерации вынуждают отказаться арктический от использования готовых технических решений при освоении соответствующих месторождений,
шельф, поскольку адекватных технологий ни в России, ни за рубежом просто не существует. При проекти-
системная ровании объектов освоения шельфовых месторождений особое внимание необходимо уделять со-
надежность, временным и инновационным средствам, существенно повышающим надежность системы добычи
резервирование, природного газа.
подводный Одним из перспективных направлений развития подводного оборудования для освоения шель-
добычной фовых месторождений является создание полностью подводных систем обустройства, в состав ко-
комплекс, торых входят добычные комплексы, установки подготовки газа к транспорту и компрессорные стан-
подводная ции. Анализ тенденций развития технологий освоения шельфовых месторождений показывает, что
компрессорная в настоящее время создание комплекса оборудования, позволяющего полностью под водой прово-
станция, дить добычу, подготовку и транспорт газа, практически завершено. Наиболее актуальная задача про-
подводная ектирования обустройства шельфовых объектов сегодня - это управление надежностью и рисками.
установка По результатам анализа основных тенденций развития подводных газовых технологий
подготовки газа в ООО «Газпром проектирование» разработаны концепция подводного освоения газовых месторож-
к транспорту. дений арктического шельфа, а также методика управления системной надежностью проектируемых
объектов, позволяющая: обосновать объемы резервирования элементов и систем; определить потребность технологического объекта в запасных частях и трудоемкость планового и внепланового технического обслуживания и ремонта; спроектировать объекты ремонтной производственной инфраструктуры. На базе методики управления надежностью проведен комплекс аналитических исследований надежности и разработаны рекомендации по резервированию подводного оборудования.
Освоение месторождений арктического шельфа Российской Федерации связано с решением определенных технических проблем. В ряде случаев условия арктического шельфа РФ настолько уникальны, что в мировой практике невозможно найти соответствующих им готовых технических решений. Помочь в данном случае могут только инновации в сочетании с повышением надежности технических средств.
При проектировании объектов освоения шельфовых месторождений особое внимание уделяется современным и инновационным технологиям, которые могут существенно повысить надежность системы добычи природного газа на шельфе в целом. Одним из перспективных направлений развития подводного оборудования для освоения расположенных на шельфе месторождений является создание полностью подводных систем обустройства в составе добычных комплексов, установок подготовки газа к транспорту и компрессорных станций (КС).
Применительно к сухопутным транспортным системам накоплен значительный опыт эксплуатации и разработаны нормы и правила проектирования, которые вполне обеспечивают их надежность. Однако в отношении месторождений арктического шельфа российские нормы пока недостаточны. Управление надежностью и рисками при проектировании обустройства шельфовых объектов РФ - наиболее актуальная задача в этой области.
Анализ тенденции развития технологий и оборудования для освоения шельфовых месторождений показывает, что в настоящее время создание комплекса оборудования, позволяющего проводить добычу, подготовку и транспорт газа полностью под водой,
практически завершено. Работы по созданию подводного оборудования интенсивно велись с 1990-х по 2015 гг. В этот период разработаны и введены в промышленную эксплуатацию подводные блочно-комплектные насосные и сепарационные установки. Можно выделить следующие ключевые этапы создания подводного оборудования:
1994 г. - начало промышленной эксплуатации первой подводной насосной станции на шельфе Италии;
2001 г. - начало опытно-промышленной эксплуатации первого подводного сепаратора на месторождении Тролль в Норвегии (англ. Troll);
2007 г. - начало промышленной эксплуатации подводного сепаратора на месторождении Тордис (англ. Tordis, Норвегия);
2010-2015 гг. - испытания подводных компрессоров. В августе 2015 г. началась эксплуатация подводного компрессора на месторождении Асгард (англ. Asgard, Норвегия). Это событие считается важнейшим этапом реализации новых подводных технологий, поскольку открывает широкие перспективы в освоении шельфовых месторождений.
Исходя из основных тенденций развития подводных газовых технологий, специалисты ООО «Газпром проектирование» разработали концепцию подводного освоения газовых месторождений арктического шельфа нашей страны (рис. 1), в том числе спроектировали подводную установку подготовки природного газа к транспорту [1] (рис. 2). По прогнозу, наиболее вероятно, что к 2020 г. прогресс подводных технологий приведет к отказу от применения морских технологических платформ. При этом подготовка газа к однофазному транспорту и ком-примирование газа будут осуществляться с помощью подводных установок подготовки газа к транспорту (УПГТ) и подводных компрессорных станций.
Для полностью подводного обустройства месторождений в настоящее время разработано все необходимое подводное оборудование, а именно: сепарационные установки, дроссели, теплообменники для охлаждения газа придонной морской водой, насосы. По заказу ПАО « Газпром» специалистами ООО « Газпром проектирование» подготовлены технические требования к подводной УПГТ производительностью 10 млрд м3/год, а также к модульным установкам для подводного обустройства
месторождений в условиях Карского моря производительностью 10 млрд м3/год в составе модулей:
• подводной добычной системы (фонтанной арматуры, опорных плит, манифольдов);
• подводных теплообменников;
• подводных сепараторов;
• утилизации;
• электроснабжения;
• распределения ингибитора гидратообра-зования;
• компримирования.
Помимо этого, в ООО «Газпром проектирование» начата разработка технического проекта подводной УПГТ, состоящей:
• из подводных теплообменников, в которых газ из скважин охлаждается морской водой (необходимо отметить, что температура придонного слоя воды арктических морей практически постоянна в течение года и изменяется в диапазоне от -1,5 до 2 °С);
• подводных сепараторов, предназначенных для отделения газовой фазы от сконденсировавшихся углеводородов и водного раствора ингибитора гидратообразования.
Серьезный фактор проектирования обустройства месторождений арктического шельфа - природно-климатические условия. Например, в экстремальных ледовых условиях Карского моря, которое может быть покрыто льдом от 8 до 10 месяцев в году, ремонт или замену оборудования можно производить ежегодно только в течение двух-четырех месяцев.
Риск внешнего воздействия на морской газопровод надежно определяют по статистическим данным. Так, анализ частоты повреждений подводных газопроводов длиной до 1200 км за 30 лет эксплуатации показывает, что вероятность их отказа составляет 8 10-6. Это говорит о том, что повреждения газопровода в результате внешних воздействий маловероятны.
Однако для подводного добычного оборудования, технологических установок и КС ситуация в настоящее время, к сожалению, иная: частота отказов ряда систем достигает двух случаев в год. Это серьезная проблема с точки зрения эксплуатации подводного оборудования на замерзающем шельфе РФ. При этом необходимо отметить, что важна не только частота отказов, но и скорость восстановления производительности, определяемая временем ремонта или замены неисправного
НЕ
К11Е1
1Е11Е1
К11Е1
К11Е1
ЕЕ
го о
К11Е1
ИИ
НИ
И И
5
IX}
-хн
ХЬ
гХН
( )
И ш
ш
ХЬ
Я
-хн
Газопровод на берег
В
в
в
в
в
в
в
в
0-0-
ча-
-ц-
ту
-в
-в
кабель электроснабжения подводной КС элекгрогидравлический шлангокабель системы управления волоконно-оптическая линия связи газопровод конденсатопровод
а
Конденсатопровод на берег
1_и_I_I_I
Рис. 1. Структурная блок-схема концепции подводного освоения газовых месторождений:
1 - интегрированный комплекс опорной плиты и манифольда; 2 - подводный теплообменник; 3 - подводная сепарационная установка; 4 - модуль распределения сигналов системы управления; 5 - оконечный манифольд подводного трубопровода; 6 - блоки компримирования
Блок электроснабжения
Подводные промысловые центры
Рис. 2. Компоновка подводной УПГТ
Рис. 3. Схема резервирования подводного оборудования при освоении шельфовых месторождений: Ы- число единиц резервного оборудования (см. далее)
оборудования. Время замены и ремонта оборудования складывается в том числе из периодов, необходимых для мобилизации специализированных судов и оборудования для выполнения подводных работ.
Разработанная в ООО «Газпром проектирование» методика управления надежностью проектируемых объектов успешно применяется для обеспечения системной надежности в полном соответствии с требованиями, предъявляемыми к системной надежности в ПАО «Газпром». В частности, методику использовали для решения актуальной задачи обеспечения надежной работы подводных добычных комплексов (ПДК), подводных УПГТ и КС в условиях Карского моря. Методика управления системной надежностью проектируемых объектов [2] позволяет:
1) обосновать уровень резервирования элементов и систем, необходимый для соблюдения требований технического задания к надежности технологического оборудования;
2) определить потребность в запасных частях для обеспечения надежного функционирования технологического объекта в течение установленного срока службы;
3) установить трудоемкость планового и внепланового технического обслуживания и ремонта технологических объектов;
4) выполнить разработку проектных решений по объектам ремонтной производственной инфраструктуры (ремонтным базам, складам, подъездным путям к технологическим объектам и др.).
Согласно требованиям1 ПАО «Газпром» к обеспечению системной надежности, важнейшим показателем является коэффициент надежности (КН):
КН = ±,
где q - математическое ожидание объема добычи (транспорта) газа; q0 - проектный объем добычи (транспорта) газа. КН - аналог коэффициента сохранения производительности (КСП) по ГОСТ 27.004-852. КСП определяется как отношение производительности, рассчитанной с учетом возможных отказов и снижений
1 См. СТО Газпром 2-2.1-512-2010. Обеспечение системной надежности транспорта газа
и стабильности поставок газа потребителям.
2 ГОСТ 27.004-85. Надежность в технике. Системы
технологические. Термины и определения.
производительности, к проектной производительности. Кроме того, надежность определяют такие факторы, как отказы технологического оборудования; организация технического обслуживания и ремонта (ТОиР); внешние воздействия; природно-климатические условия.
В суровых природно-климатических условиях российского арктического шельфа важнейшим условием эксплуатации является возможность обеспечения надежности за счет резервирования оборудования. Это обусловлено тем, что подводное оборудование, работающее в рамках мировых проектов по освоению газовых месторождений, находится в эксплуатации относительно непродолжительное время, достоверной статистики по отказам оборудования и методам повышения технической надежности конкретного вида оборудования за счет повышения надежности самого оборудования еще не накоплено. В ООО «Газпром проектирование» на базе методики управления надежностью проведен комплекс исследований надежности и разработаны рекомендации по резервированию подводного оборудования для условий Карского моря (рис. 3).
Как показали результаты, влияние резервирования на надежность очень существенно. Если допустить, что подводное оборудование будет работать без резерва, то КН имеет недопустимо низкое расчетное значение 0,15. Это означает следующее:
• подводная система обустройства будет работать не более 15 % времени, а 85 % времени - простаивать;
• недопоставка технологических линий общей производительностью 10 млрд м3/год составит 8,45 млрд м3/год.
В условиях Карского моря обустройство на основе подводного оборудования без резерва практически неработоспособно, поскольку не обеспечивается приемлемый уровень надежности. При той же рассматриваемой проектной производительности 10 млрд м3/год резервирование по схеме (4+2) - четыре основные единицы оборудования и две резервные -позволяет существенно увеличить надежность и повысить значение КН до 0,8, что снижает вероятную недопоставку газа до 2 млрд м3/год. Дальнейшее повышение надежности достигается резервированием высоковольтных кабелей системы энергообеспечения, трубопровода обеспечения моноэтиленгликоля, кабеля системы управления и конденсатопровода
по схеме (1+1). Резервирование оборудования по схемам (4+2) означает необходимость 50%-ного запаса оборудования, а для кабелей и трубопроводов моноэтиленгликоля и конденсата - 100%-ного резервирования.
Полученные результаты дают очень важный материал для технико-экономического анализа при разработке технических решений обустройства месторождений арктического шельфа РФ. На основе полученных оценок
по приращению надежности подводного оборудования за счет резервирования выполнены технико-экономические расчеты, позволяющие оценить оптимальный уровень надежности (таблица, рис. 4).
Повышение надежности приводит к повышению экономической эффективности проекта (рис. 5). В качестве показателя эффективности может быть принят доход, полученный от реализации добытого газа. Однако повышение
Варианты резервирования подводного оборудования
Оборудование Основное оборудование, ед. Резервное оборудование, ед.
№ 1 № 2 № 3 № 4 № 5 № 6
Подводные промысловые центры 4 - 2 2 2 2 2
Центральный манифольд
Подводные сепараторы перед модулем подводного теплообменника 4 - 2 2 2 2 2
Подводные теплообменники 4 - 2 2 2 2 2
Подводные сепараторы после модуля подводного теплообменника 4 - 2 2 2 2 2
Подводные насосы 2 - 2 2 2 2 2
Блок распределения ингибитора гидратообразования (ИГ) 1 - - - - 1 1
Подводные компрессоры 4 - - 2 2 2 2
Блок электроснабжения 1
Высоковольтные кабели с берега 1 - - - 1 - 1
Газопровод на береговые объекты 1
Конденсатопровод на берег 1 - - - 1 - 1
Трубопровод моноэтиленгликоля с берега 1 - - - - 1 1
Магистральный шлангокабель системы управления с берега 1 - - - - 1 1
Примечание: вариант № 1 не предполагает резервирования оборудования, в то время как вариант № 6 предполагает максимальный набор резервного технологического оборудования.
„Ь
й
6 §
а - и 5 Э
0,3 0,2 0,1 0
8,45
0,15479
4,36
0,796
2,04
0,835
1,65
0,895
0,86
1,40 ■
1,05
12 3 4 5 6
Варианты резервирования
Рис. 4. Влияние объемов резервирования на надежность подводных КС и УПГТ
(см. таблицу)
8
7
4
3
2
1
Рис. 5. Характер зависимостей показателя надежности системы Я от показателя эффективности системы Е(Я) (чистый дисконтированный доход), показателя стоимости С(Я), целевой функции для оптимизации надежности ЛЕ(Я) = Е(Я) - С(Я), по ГОСТ 27.003-90. Состав и общие правила задания требований по надежности
надежности также приводит и к повышению стоимости оборудования и его эксплуатации. Оптимальным с технико-экономической точки зрения считается такой уровень надежности, при котором разность показателей эффективности и стоимости максимальна.
***
Таким образом, в рамках оптимизации требований к надежности подводных добычных комплексов в ООО «Газпром проектирование» разработана методика управления системной надежностью проектируемых объектов, которая:
• позволяет оптимизировать состав и количество оборудования на основе заданных ограничений по времени ремонта оборудования после отказа;
• может быть использована при проектировании объектов освоения месторождений арктического шельфа Российской Федерации.
Применение методики впервые позволило выполнить последовательную оптимизацию состава ПДК с учетом тяжелых природно-климатических условий Российской Арктики, когда ремонт и техническое обслуживание возможны лишь в течение ограниченного
временного окна продолжительностью два-четыре месяца.
При проектировании наряду с показателями надежности ПДК необходимо выполнять расчет показателей экономической эффективности. Вариантная проработка состава ПДК по критерию «надежность-стоимость» позволит более эффективно выполнить поиск самого предпочтительного варианта.
Следует обратить особое внимание на реалистичность концепции освоения шельфовых месторождений с применением подводных УПГТ и КС, поскольку ее технологическая часть базируется на оборудовании, которое уже эксплуатируется на месторождениях или прошло все необходимые заводские испытания.
Предложенная концепция с учетом наличия оборудования, средств энергообеспечения, монтажа и ТОиР может быть реализована на практике в кратчайшие сроки. Анализ тенденции разработки и изготовления подводного оборудования показал, что внедрение подводного комплекса подготовки газа к однофазному транспорту может быть осуществлено в течение ближайших 5 лет.
Список литературы
1. Чернов А.Н. Моделирование работы
и определение конструктивных параметров теплообменника подводной установки подготовки природного газа к транспорту / А.Н. Чернов, А.М. Пароменко, М.С. Кирик // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2012. - № 5. - C. 82-86.
2. Чернов А.Н. Управление надежностью при проектировании / А.Н Чернов, А.М. Пароменко // Газовая промышленность. -2008 - № 5. - C. 32-33.
Optimization of reliability requirements to subsea production complexes working in offshore conditions of Russian Arctic
A.N. Chernov1, Yu.I. Kozlov1, IN. Avdiyenko1, Yu.A. Zakharov1, А.О. Tatusyan1, Yu.A. Nemenko1*
1 Gazprom proyektirovaniye LLC, Bld. 16/13, Suvorovskiy prospect, Sankt-Petersburg, Leningrad Region, 191036, Russian Federation * E-mail: ynemenko@gazpromproject.ru
Abstract. The unique conditions of Russian Arctic shelf make one abandon the application of ready techniques for mastering correspondent hydrocarbon fields, as there are no any adequate means in the world. In regard to design of facilities for offshore fields developing, special attention should be paid to modern and innovative instruments, which will essentially improve the reliability of natural gas production systems.
One of the promising trends in development of the equipment for offshore applications is generation of totally subsea systems for field construction, which includes production complexes, plants for gas treatment and compressor stations. Analysis of tendencies in the offshore field development shows that nowadays creation of complex equipment allowing for complete submarine production, treatment and transport of gas is practically finished. Today the most topical issue at designing offshore field facilities is reliability-and-risk control.
According to the results of studying main trends in the subsea gas engineering, Gazprom proyektirovaniye LLC has developed a concept for subsea mastering of the offshore Arctic gas fields, and a procedure for system reliability control of facilities being designed. This procedure allows for grounding an amount of reserved equipment; determining the need of technological facility for spare parts, and labor content of scheduled and off-schedule maintenance and repair works; and projecting remedial infrastructure facilities. On the basis of the procedure for reliability control a complex analytical study of reliability was carried out and recommendations for reserving of subsea equipment were prepared.
Keywords: Arctic continental shelf, system reliability, reserving, subsea production complex, subsea compressor station, subsea plant for gas treatment.
References
1. CHERNOV, A.N., A.M. PAROMENKO, M.S. KIRIK. Simulation of work and determination of the design parameters for heat exchanger of the subsea installation aimed at preparing natural gas for transportation [Modelirovaniye raboty i opredeleniye konstruktivnykh parametrov teploobmennika podvodnoy ustanovki podgotovki prirodnogo gaza k transportu]. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft i gaz. 2012, no. 5, pp. 82-86. ISSN 0445-0108. (Russ.).
2. CHERNOV, A.N. and A.M. PAROMENKO. Reliability control at designing [Upravleniye nadezhnostyu pri proyektirovanii]. Gazovayapromyshlennost'. 2008, no. 5, pp. 32-33. (Russ.).
