CC BY
55ПОДХОДЫ К ПЛАНИРОВАНИЮ РАБОТ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ И ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ ОБЪЕКТОВ ОБУСТРОЙСТВА ПОДВОДНОГО ПРОМЫСЛА КИРИНСКОГО И ЮЖНО-КИРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.04
А.И. Новиков, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), A.Novikov@adm.gazprom.ru С.В. Греков, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), SGrekov@vniigaz.gazprom.ru О.А. Корниенко, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», O_Kornienko@vniigaz.gazprom.ru
В статье освещаются вопросы формирования подходов к организации работ по обследованию и техническому обслуживанию оборудования системы подводной добычи Киринского и Южно-Киринского месторождений. Рассмотрены классический консервативный подход и подход, основанный на оценке риска (Risk Based Inspection).
Приведен краткий анализ международных и зарубежных стандартов в области планирования работ на морских месторождениях. Отмечено, что содержащийся в стандартах общий методический подход может быть использован при разработке программы Risk Based Inspection для подводного оборудования.
Сформулированы задачи, решение которых обеспечивает главную цель реализации подхода Risk Based Inspection, - нахождение баланса между стоимостью работ и достижением приемлемого уровня рисков.
Подробно рассмотрена последовательность реализации процесса обследования и технического обслуживания на основе Risk Based Inspection. Предложено разделение элементов подводного оборудования на типы, исходя из выделения групп рисков в стандартах DNV, на конструкции и основания, линейные объекты и механические и электронные элементы оборудования. Для каждого типа оборудования представлен перечень значимых факторов, которые должны быть учтены при реализации подхода Risk Based Inspection.
Подробно приведены рекомендации по определению показателей риска для предложенных типов оборудования, подходы к построению матрицы риска для оценки технического состояния оборудования и определения приемлемого значения риска для отдельных элементов. Особенно отмечается необходимость формирования графика планирования обследований и технического обслуживания подводной системы в тесном взаимодействии с производителем оборудования. Для Киринского и Южно-Киринского месторождений отмечается целесообразность единого план-графика работ, определяющего конкретные площадки проведения работ и необходимые технические средства.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СИСТЕМА ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ, ОБОРУДОВАНИЕ, ОБСЛЕДОВАНИЕ, ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ, РИСК, ПЛАНИРОВАНИЕ.
Ввод в эксплуатацию Киринского газоконденсатного месторождения (ГКМ) - первого на российском шельфе, освоение которого осуществляется с помощью подводных технологий, - и планы применения подводного оборудования при освоении Южно-Киринского ГКМ делают крайне актуальной задачу формирования подходов к организации работ по обследованию и техническому обслуживанию оборудова-
ния системы подводной добычи на протяжении всего периода разработки месторождений.
Применительно к оборудованию и конструкциям системы подводной добычи на практике в мире реализуются два основных подхода к организации обследования и технического обслуживания:
- классический консервативный подход,при котором эксплуатирующая организация регламентирует перечень работ и перио-
дичность их проведения, исходя из требований производителя оборудования,эксплуатационной документации, национальных и корпоративных нормативных документов, отражающих накопленную многолетнюю практику эксплуатации аналогичных объектов;
- подход, основанный на оценке риска, позволяющий оператору более гибко осуществлять планирование работ, распределять финансовые и технические ресурсы.
A.I. Novikov, Gazprom PJSC (Saint-Petersburg, Russia), A.Novikov@adm.gazprom.ru S.V. Grekov, Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia), SGrekov@vniigaz.gazprom.ru O.A. Kornienko, Gazprom VNIIGAZ LLC, O_Kornienko@vniigaz.gazprom.ru
Subsea production systems intervention and monitoring work approaches for Kirinskoe and South-Kirinskoe fields
The article covers the approaches to the organization of monitoring and maintenance of the subsea production system of the Kirinskoye and Yuzhno-Kirinskoye fields. Two possible approaches are considered: a classical conservative approach and an approach based on the method Risk Based Inspection.
A brief analysis of international and foreign standards in the field of planning work at offshore fields is given. It is noted that the general methodological approach contained in the standards can be used in developing the RBI program for scuba equipment. The tasks are formulated, the solution of which provides the main goal of implementing the Risk Based Inspection approach -finding a balance between the cost of work and achieving an acceptable level of risk.
The sequence of the implementation of the process of monitoring and maintenance based on Risk Based Inspection is considered in detail. It was proposed to separate the elements of the underwater equipment into types, based on the identification of risk groups in the DNV standards, into structures and bases, pipelines and flowlines, and mechanical and electronic equipment elements. For each type of equipment, a list of significant factors is presented that should be taken into account when implementing the Risk Based Inspection approach.
Recommendations for determining risk indicators for the proposed types of equipment, approaches to constructing a risk matrix for assessing the technical condition of equipment and determining an acceptable risk value for individual elements are detailed. The need to formulate a schedule for planning monitoring and maintenance of the underwater system in close cooperation with the manufacturer of the equipment is particularly noted.
For the Kiryskoe and Yuzhno-Kirinskoe fields, the feasibility of a single work schedule, defining specific sites and necessary technical means, is noted.
KEYWORDS: OFFSHORE FIELD, SUBSEA PRODUCTION SYSTEM, EQUIPMENT, MONITORING, MAINTENANCE, RISK, PLANNING.
Для реализации консервативного подхода требуется наличие комплекса нормативно-технической документации, регламентирующей планирование и реализацию рассматриваемых работ. К указанной документации можно отнести: федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности; национальные стандарты, например, ГОСТ Р 54382 [1], ГОСТ Р 58218 [2] в области арктиче -ских операций и др.; руководства по эксплуатации, процедуры консервации, хранения и технического обслуживания оборудования подводной системы, предоставляемые производителем; корпоративные стандарты в области технического обслуживания подводного оборудования; международные и зарубежные стандарты - ISO, API, DNV, NORSOK и др.
Анализ международных и зарубежных стандартов в области планирования работ на морских месторождениях позволяет сделать заключение об отсутствии в действующих нормативных документах конкретных требований, устанавливающих порядок
и состав работ по обслуживанию оборудования системы подводной добычи. Частично данная задача решена в корпоративных стандартах зарубежных нефтегазодобывающих компаний, сформированных на основе анализа многолетнего опыта эксплуатации подводного оборудования. В то же время доступ к таким стандартам ограничен, а обсуждение данного вопроса с операторами зарубежных проектов в рамках отраслевых конференций и семинаров показывает, что в большинстве случаев подход к планированию работ на подводном месторождении формируется в результате работы экспертных групп с учетом условий конкретного проекта.
ПОДХОД,ОСНОВАННЫЙ НА ОЦЕНКЕ РИСКА
Альтернативой или дополнением к консервативному подходу служит подход на основе анализа риска (Risk Based Inspection, RBI). Реализация данного подхода требует от оператора проекта организации и проведения комплекса научных работ и подготовки
экспертных заключений, на базе которых формируется программа обследований и технического обслуживания. Оператор должен принять на себя ответственность за организационные решения, направленные на обеспечение надежной эксплуатации подводной системы с учетом их потенциального влияния на экономические показатели проекта. Главной задачей организации обслуживания на основе оценки риска выступает идентификация ключевых видов потенциальных отказов и разработка плана работ, направленного на снижение последствий отказов, повышение надежности и безотказности оборудования, а также гарантии целостности подводной системы.
В данной области действует ряд нормативных документов, содержащих требования и методологию реализации RBI: ГОСТ Р 55234.3 [3]; рекомендации API RP 580 [4] и API RP 581 [5]; стандарты NORSOK Z-008 [6] и DNVGL-RP-002 [7].
Стоит подчеркнуть, что приведенные выше документы не регламентируют реализацию
Организация ТО на основе RBI • Устанавливаются допустимые значения для всех видов
Maintenance organization based анализируемых рисков
on RBI Set acceptable values for all types of analyzed risks
• Опыт предыдущей эксплуатации
Previous operating experience
• Требования нормативно-технической документации
Requirements of regulatory and technical documentation
► Граничные критерии проекта • Требования законодательства
Project boundary criteria Legislation requirements
• Заключение экспертов
Expert opinions
• Результаты анализа риска
Risk analysis results
План обследования и ТО • В качестве критериев используются модели режимов
► подводного оборудования возникновения отказов (снижения эксплуатационных параметров)
Plan of survey and maintenance As criteria, models of failure modes (reduction of operational
of scuba equipment parameters) are used
Рис. 1. Основные аспекты реализации методологии RBI
Fig. 1. Basic aspects of the implementation of the RBI methodology
подхода RBI непосредственно для системы подводной добычи и не определяют, как пошагово должен быть реализован данный процесс, какие значимые факторы должны быть учтены и граничные значения риска приняты. В то же время содержащийся в стандартах общий методический подход может быть использован при разработке программы RBI для подводного оборудования Киринско-го и Южно-Киринского ГКМ. Для разработки и внедрения процедур RBIтребуется привлечение в регулярном порядке многодисциплинарной группы квалифицированного персонала, обладающего необходимыми компетенциями, и выделение соответствующего бюджета и времени.
Основной целью при реализации подхода RBI выступает нахождение баланса между стоимостью работ по обследованию и техобслуживанию подводного оборудования и достижением приемлемого уровня рисков. Подготовленный в итоге план RBI должен включать: перечень оборудования и сооружений, подлежащих обследованию; критерии, на базе которых выполняется оценка ухудшения (изменения) эксплуатационных характеристик; методы проведения обследований и необходимые
технические средства; график выполнения работ; отчетные формы, определяющие, в каком виде должны быть зафиксированы результаты обследования; план действий при выявлении в процессе обследования отклонений от проектных решений.
При реализации методологии RBI планирование становится непрерывным процессом. В ходе анализа важно использовать наиболее актуальную информацию о проектных решениях, состоянии подводного оборудования, результатах предыдущих обследований (рис. 1).
Анализ результатов предыдущего обследования служит основой для формирования новых оценок надежности системы и планирования последующих работ. Для оборудования, оснащенного запорно-регулирующей арматурой (например, подводная фонтанная арматура), особое внимание должно быть уделено выявлению отклонений от исходных технических характеристик электрических и гидравлических элементов, таких как приводы задвижек и контрольно-измерительные приборы. Для таких элементов необходимо определить критерии, характеризующие ухудшение их технического состояния, что
требует тесного взаимодействия с производителем оборудования.
Последовательность реализации процесса обследования и технического обслуживания на основе RBI может быть представ -лена в следующем виде:
- сбор данных и анализ резуль -татов проведенных обследований;
- определение возможных последствий при возникновении отказов и аварий;
- определение вероятности отказа и оценка риска;
- ранжирование риска и сравнение с принятыми оператором граничными значениями для всех рассматриваемых объектов;
- разработка программы следующей инспекции и технических работ(методы обследования,объекты обследования, используемые технические средства, время, необходимое для проведения работ);
- разработка детального плана для каждого вида работ;
- проведение обследования и технического обслуживания оборудования;
- формирование отчетной документации, подготовка исходных данных для последующих работ;
- переход к первому шагу.
В процессе планирования работ по техническому обслуживанию подводного оборудования на основе RBI необходимо установить допустимые значения для всех видов анализируемых рисков, которые должны быть оценены с позиции безопасности, воздействия на окружающую среду и влияния на финансовые показатели проекта. Эти данные используются для определения сроков проведения обследования и технического обслуживания, соблюдение которых должно обеспечивать поддержание значения риска ниже предельных установленных значений. Такой подход позволяет или уточнить значение риска, основываясь на получаемых при проведении работ новых данных, или провести ремонтные работы на оборудовании, что позволит
вернуться к приемлемым значениям риска.
Граничные значения риска определяются для проекта в целом и могут основываться на опыте предыдущей эксплуатации,требованиях нормативно-технической документации и законодательства, результатах анализа риска. Значение критерия допустимости риска для технологического процесса (подводной добычи и транспорта углеводородов) должно быть разложено на составляющие элементы. Применительно к оборудованию системы подводной добычи составляющие элементы могут включать: контрольно-измерительные приборы (КИП), запорно-регулирующую арматуру, оборудование системы управления, а также такие объекты, как сборные манифольды, фонтанная арматура и линейные сооружения.
Можно выделить три вида объ -ектов, подходы к организации работ для которых будут иметь некоторые отличия:
- конструкции и основания (контроль конструктивной целостности);
- линейные объекты (трубопроводы и шлангокабели) и трубная обвязка подводного оборудования;
- механические и электронные элементы оборудования, к которым можно отнести запорно-ре-гулирующую арматуру, элементы системы управления, включая КИП (фонтанная арматура, манифольды, распределительное устройство шлангокабеля).
Данный подход коррелирует с выделением групп рисков в DNVGL-RP-002 [7], обусловленных конструктивными решениями, свойствами добываемых флюидов и обеспечением управления. Оставшиеся риски, связанные с изготовлением оборудования, строительными работами, изменением свойств материалов, действием третьей стороны и природными воздействиями, необходимо анализировать применительно к каждому виду объектов.
:■■ ...■ ■ Рис. 2. Защитная конструкция фонтанной арматуры Киринского ГКМ Fig. 2. The protective structure of x-mass tree of Kirinskoye gas and condensate deposit
При планировании обследования и технического обслуживания эти три направления необходимо оценивать в совокупности с позиции оптимизации графика выполнения работ за счет проведения редко выполняемых операций в связке с более часто проводимыми работами с использованием тех же судов и техниче-ских средств, при необходимости оснащая их оборудованием. Важно отметить, что особенностью эксплуатации подводной системы добычи на газоконденсатных месторождениях, по сравнению с нефтяными, стало отсутствие потребности в регулярном проведении внутрискважинных работ, что не позволяет использовать их в качестве реперных точек при формировании графика обследований и обслуживания подводного оборудования.
КОНТРОЛЬ КОНСТРУКТИВНОЙ ЦЕЛОСТНОСТИ
Вопросы контроля конструктивной целостности применительно к проектам добычи нефти и газа на шельфе на сегодняшний день достаточно хорошо проработаны для морских нефтегазовых платформ и рассмотрены в стандартах API RP 2A [8] и API RP 2SIM [9]. С определенными изменениями методика контроля состояния подводных конструкций морских платформ может быть использована для планирования работ по обследованию конструкций подводного оборудования Киринского и Южно-Киринского ГКМ. С уче -том требований указанных выше
стандартов для всех подводных конструкций должны быть определены зоны, узлы, детали, которые в обязательном порядке войдут в программу обследования. Для решения данной задачи требуется тесное взаимодействие оператора проекта, проектной организации и поставщика подводных конструкций, поскольку без их рекомендаций оператору будет сложно грамотно сформировать эффективную программу мониторинга.
Первым шагом процесса контроля конструктивной целостности становится сбор и оценка всей доступной информации о подводных конструкциях, установленных на месторождении. Применительно к Киринскому и Южно-Киринскому ГКМ под конструкциями можно понимать фундаменты подводного оборудования, рамы и несущие конструктивные элементы в составе оборудования, защитные конструкции. В качестве примера на рис. 2 показана защитная конструкция, применяемая на Киринском ГКМ для предотвращения воздействия орудий рыболовного промысла на подводные фонтанные арматуры.
Необходимые данные для подводных конструкций включают: дату изготовления, продолжительность и условия хранения; дату монтажа; гидрологические и геотехнические данные в районе установки; результаты конструктивных расчетов, рабочие чертежи и исполнительную документацию; информацию о событиях, связанных с внешним воздействием на конструкции (падение предметов, воздействие орудий рыболовного промысла, якорных линий и т. д.); результаты предыдущих обследований и другие данные. Кроме того, для свайных фундаментов необходимы данные о процессе погружения свай, достижении проектной глубины, результатах цементирования.
При анализе результатов предыдущих обследований необходимо учитывать продолжительность
5-я международная специализированная выставка
у«
• ¿5 • #
шш
ИМП0РТ03АМЕЩЕНИЕ
шт
По распоряжению:
ПРАВИТЕЛЬСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
^ 10-12 сентября 2019 года
Москва, Крокус Экспо
Продвижение российских товаров и услуг на международный рынок
Г\ .71 Расширение межрегионального сотрудничества
Внедрение в производство отечественных научных достижении и разработок
Подготовка профессиональных кадров для промышленной отрасли
Организатор:
11 Крокус Экспо
М е ждународн ь
www.imzam-expo.ru
Нормы проектирования Design standards
Конструктивные решения Constructive decisions
Состояние электрохимической защиты и расход анодов Electrochemical protection status and anode consumption
Состояние лакокрасочного покрытия Condition of the paintwork
Результаты последнего
обследования Results of the last survey
Параметры фундамента Foundation parameters
Биологическое обрастание Biological fouling
Другие факторы Other factors
Наличие в конструкциях элементов с механическими повреждениями Presence in construction of elements with mechanical damage
Изменения состояния грунтов основания Changes in the state of foundation soil
Рис. 3. Качественная оценка риска для конструкций Fig. 3. Qualitative risk assessment for structures
Соответствие между проект и реальными условиями Correspondence between des operating condi ными нагрузками эксплуатации gn loads and actual tions Уровень биол Level ol огического обрастания biological fouling
Оценка влияния внешних воздействий Evaluation of external influences impact
Формирование размыва г| Formation of erosion ol унтов основания the soil base Сейсмич Se ские воздействия smic effects
Рис. 4. Факторы, обусловленные нагрузками и воздействиями Fig. 4. Factors caused by loads and impacts
временных интервалов между обследованиями, а также использованные методы обследования и технические средства. Значительный период между обследованиями увеличивает вероятность возникновения нештатной ситуации, тем не менее использование специализированных подводных аппаратов и средств неразруша-ющего контроля позволяет формировать достоверный прогноз о динамике изменения состояния подводных конструкций, что дает возможность оператору увеличить период между обследованиями. Стандарт API RP 2A [8] содержит описание четырех уровней работ с применением различных методов и технологий, используемых для конструкций морских платформ. Целесообразно по мере накопления опыта эксплуатации подводных систем Киринского и Южно-Киринского
ГКМ сформировать аналогичную градацию работ для контроля со -стояния подводных конструкций.
Следующим шагом служит вы -полнение оценки риска снижения конструктивной целостности и определение необходимых работ по обследованию и техническому обслуживанию. При проведении оценки риска необходимо учитывать, что вероятность разрушения конструкции не является постоянной величиной и зависит от множества факторов [10], таких как возникновение механических повреждений конструкций в процессе эксплуатации, динамика развития коррозии и морского обрастания, дата проведения последнего обследования, выполненные ремонтные работы и т. д. (рис. 3).
Ухудшение состояния конструкций возможно, например, вследствие нарушения защитного
покрытия и развития локальной коррозии, снижения эффективности электрохимической защиты, механического повреждения в результате внешнего воздействия, размыва основания. Стандартная процедура оценки риска подразумевает формирование рабочей группы, в состав которой входят инженеры эксплуатирующей организации, проектировщики, представители поставщика оборудования и эксперты по отдельным направлениям. Данная группа должна определить и согласовать перечень факторов (рис. 4) и их граничные значения. Кроме того, для каждого фактора необходимо определить значение и весовой коэффициент, показывающий его влияние на общую вероятность возникновения аварии. Результирующий фактор Фр для каждой конструкции может быть определен по формуле:
Фр = №,, (1)
где: п - число всех факторов, учитываемых при определении вероятности нарушения конструктивной целостности подводного сооружения; Ь. - принятое экспертами значение /-го фактора, исходя из установленной для него градации; к. - весовой коэффици -ент /-го фактора.
Ранжирование конструкций с позиции необходимости проведения работ по обследованию и техническому обслуживанию может быть выполнено на основе построения интегральной функции распределения вероятности, при этом определяется число конструкций, имеющих результирующий фактор со значением менее 5, 50, 70 и 95 % от максимально возможного значения. Затем конструкциям присваивается категория от К1 до К5, исходя из интервала, в который попало значение их результирующего фактора.
При оценке последствий аварий, связанных с нарушением целостности конструкций,результат можно представить в виде сум-
Затраты,связанные с безопасностью персонала Costs related to staff security Затраты, возникшие вследствие воздействия на окружающую среду Costs due to environmental impact
Последствия аварии Accident consequences
Потери проекта из-за недоп вследствие остановки/ огр Project losses due to under de due to production shutdo оставки продукции аничения добычи ivery of the product wn / restriction Затраты на ремо Costs for repair тподводных конструкций of underwater structures
Рис. 5. Последствия нарушения конструктивной целостности Fig. 5. Consequences of violation of constructive integrity
Матрица оценки уровней рисков Risk assessment matrix
Категория вероятности аварии Категория последствий аварии Category of accident consequences
Accident probability category A B C D E
K5 2 2 2 3 3
K4 1 1 2 2 3
K3 - - 1 2 3
K2 - - 1 1 2
K1 - - 1 1 2
Примечание. Уровень риска: 1 - низкий; 2 - средний; 3 - высокий Note. Risk level: 1 - low; 2 - medium; 3 - high
мы следующих составляющих: потери в области безопасности, характеризуемые влиянием аварии на жизнь и здоровье людей, воздействие на окружающую сре -ду и финансовые потери проекта (рис. 5). Каждый вид последствий может быть выражен в денежном эквиваленте, после чего можно определить суммарные потери.
Как и для морских платформ, в случае аварии на подводной системе добычи затраты от воздействия на окружающую среду обусловлены главным образом объемом опасных жидкостей, которые могут попасть в море вследствие аварии, и стоимостью мероприятий по ликвидации последствий. При аварии конструктивных элементов возможность разлива жидкостей связана с разрушением узлов подключения трубопроводов и трубной обвязки оборудования. Затрат, связанных с безопасностью персонала, применительно к подводному оборудованию не предполагается, поскольку эксплуатация подводной системы осуществляется при отсутствии персонала на месторождении и риски связаны в первую очередь с периодом проведения технических работ. Главной статьей затрат при разрушениях конструкций подводных сооружений становятся затраты на замену и (или) ремонт поврежденного оборудования и потери от недопоставки продукции при остановке скважин. Таким образом, с учетом стоимости под-водно-технических работ весовые коэффициенты могут быть приняты, например, равными 40 и 60 %.
После того как для каждой из рассматриваемых подводных конструкций определены значения категорий вероятности аварии и ее последствий, выполняется ранжирование риска, для чего строится матрица (см. табл.), отражающая соотношение вероятности аварии (категории К1-К5) и ее последствий (категории от А до Е). Подобный вид матрицы риска предложен API для оценки технического состояния оборудо-
вания нефтеперерабатывающих предприятий [11].
Как видно из таблицы, акцент сделан на последствия аварии. Не -обходимо подчеркнуть разницу в подходе: технические специалисты в большей мере ориентированы на оценку вероятности аварии, а экономисты - на ее финансовые последствия. Когда градация проводится на основе риска, то априори допускается возникновение аварии,если она не ведет к значительным последствиям. Если же целью становится полное исключение аварий, то градация должна осуществляться без учета значимости их последствий, только на основе вероятности разрушения конструкций.
Параллельно с ранжированием по результатам оценки риска сооружения могут быть сгруппированы по их конструктивным особенностям и функциональным назначениям. В каждой группе могут быть выделены конструкции с наивысшим риском аварии.
Такое двойное ранжирование при значительном числе объектов, что характерно для проекта освоения Южно-Киринского ГКМ, позволяет сформулировать рациональное решение, показывающее, где целесообразно проводить работы в текущем сезоне и как эффективнее распределить ресурсы.
После градации состояния всех подводных конструкций выполняется подготовка программы подводных работ. Качественная программа может быть разработана только на основе практического опыта, накопленного как в нефтегазовой отрасли, так и в смежных областях.
ТРУБОПРОВОДЫ И ТРУБНАЯ ОБВЯЗКА
События, приводящие к нарушению работы и (или) повреждению трубопроводов, можно разбить на три основные группы:
- повреждения и изменения геометрии стенок труб, вызванные внешним воздействием,
например, от удара падающего объекта, зацепления якорем;
- повреждение, вызванное изменением условий эксплуатации, например, режима работы системы, приводящее к возникновению нестационарных режимов с формированием жидкостных пробок (гидроудар), снижением эффективности электрохимической системы защиты от коррозии;
- повреждения, возникающие вследствие длительного воздействия неблагоприятных факторов, например, коррозия, эрозия, изменение пространственного положения трубопровода, усталостное разрушение.
Таким образом, при разработке системы RBI для трубопроводов и трубной обвязки Киринского и Южно-Киринского ГКМ необходимо учитывать: динамику формирования внутренней и внешней коррозии; возможность возникновения внутренней эрозии; возможные внешние воздействия; изменение положения трубопровода, образование свободных пролетов; устойчивость при сейсмическом воздействии; скопление жидкости в трубопроводе, формирование гидратных пробок, отложений механических примесей.
На начальном этапе при прогнозировании размеров потенциальных утечек и вычислении вероятностей отказов в системе трубопроводов месторождений может быть использована информация для стальных трубопроводов из базы данных Великобритании PARLOC [12].
Подход к оценке последствий аварии на трубопроводах аналогичен подходу, описанному выше применительно к конструкциям подводной системы. В случае Киринского и Южно-Киринского ГКМ значимыми факторами становятся воздействие на окружающую сре -ду и финансовые потери проекта вследствие снижения проектного уровня добычи на время ремонта трубопровода и затрат на него. Существенным фактором при оценке потерь выступает
Рис. 6. Подводная фонтанная арматура
Киринского ГКМ
Fig. 6. Underwater x-mass tree
of Kirinskoye gas and condensate deposit
наличие полного или частичного резервирования системы трубопроводов, например,использование двухниточного коллектора снижает возможные потери.
По аналогии с конструкциями подводной системы для каждого трубопровода и оборудования, имеющего трубную обвязку, оператор должен установить приемлемое значение риска, исходя из которого формируется график обследования, внутритрубной диагностики, контроля электрохимической защиты и т. д. Полученный график используется при формировании итоговой программы работ на месторождении.
МЕХАНИЧЕСКИЕ И ЭЛЕКТРОННЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ОБОРУДОВАНИЯ
Основное оборудование, оснащенное запорно-регулирующей арматурой, элементами системы управления и контрольно-измерительными приборами (КИП) -фонтанная арматура и сборные манифольды. Подводная фонтанная арматура (рис. 6) выступает критически важным элементом морского технологического комплекса Киринского и Южно-Ки-ринского ГКМ. В отличие от подходов к планированию обследования морских трубопроводов, для фонтанной арматуры акцент должен быть сделан на контроле за изменением технического состояния оборудования во времени и на анализе возможных отказов составных элементов фонтанной арматуры.
При оценке возможных отказов оборудования необходимо учитывать, что вероятность некоторых событий, приводящих к отказу, со временем возрастает, в то время как для части событий она остается неизменной. Это приводит к использованию двух методов планирования: на основе продолжительности наработки на отказ; на основе отказов, инициируемых событиями в системе.
Первый подход применим в случае, когда вероятность отказа со временем возрастает (идет процесс старения) - тогда критерием для планирования срока проведения мероприятий по техническому обслуживанию и (или) плановому ремонту будет достижение порогового значения вероятности наступления отказа. Возможно возникновение ситуа-ции,когда, несмотря на увеличение вероятности отказа элемента оборудования,итоговое значение риска будет снижаться, например, за счет уменьшения потенциальных потерь вследствие снижения со временем проектных дебитов скважин, подключенных к данному оборудованию.
На начальной стадии для прогнозирования вероятности отказа и оценки последствий используются ограниченный объем данных и упрощенная модель, поэтому существенное влияние на итоговый результат имеет экспертная оценка профильных инженеров и эксплуатирующего персонала. Здесь ключевую роль играет проведение качественной оценки уровня риска с учетом каждого процесса снижения эксплуатационных параметров оборудования. В соответствии с представленной выше последовательностью реализации процесса RBI возможны два варианта. Если уровень риска, достигаемый при первоначальной оценке, определяется как приемлемый (т. е. риск меньше принятого граничного значения «высокий»), то формируется программа обследования.Если уровень риска выше установленного
значения, то необходимо проведение дополнительного анализа и использование большего объема данных для детальной оценки риска. Таким образом, когда результаты, полученные на начальной стадии, не позволяют принять обоснованное решение по планированию работ, выполняется детальная оценка риска. В свою очередь, детальная оценка вероятности отказа выполняется до уровня узлов оборудования, для каждого из которых проводится анализ механизма ухудшения технического состояния.
В качестве исходных данных для детальной оценки вероятности отказов могут быть использованы данные, представленные в справочнике OREDA [13]. Требуемые сроки выполнения корректирующих действий могут быть определены в соответствии с DNVGL-RP-002 [7] с учетом полученного значения вероятности отказа.
Для оборудования с механическими и электронными узлами
основным фактором,определяющим величину потерь, становится влияние отказа на экономику проекта, поскольку его последствия в системе управления и КИП, как правило, не приводят к значительному загрязнению окружающей среды и в итоге зависят от времени восстановления узла (недопоставки продукции вследствие простоя) и стоимости ремонта. Время простоя в ре -зультате отказа приблизительно может быть определено на основе данных [13] или из опыта ведения работ в аналогичных условиях.
С учетом установленного значения потерь определяется итоговое значение риска для отказов рассматриваемых элементов подводного оборудования. Если вероятность отказа не зависит от времени работы, то оператором устанавливается приемлемое значение риска и для тех элементов, где риск не превышает установленного значения, проведение работ не планируется. Для
тех элементов, где риск изначально высокий, задаются регулярные интервалы обследования и частота проведения работ тем выше, чем больше значение риска.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Как уже отмечалось выше, механизмы ухудшения эксплуатационных параметров элементов подводного оборудования,признаки этого ухудшения, возможность контроля при обследовании (дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации) необходимо обсуждать с производителем. Для оценки вероятности отказа оборудования может оказаться полезным использование специализированного программного обеспечения, разрабатываемого производителем оборудования.
После оценки риска для каждо -го из рассмотренных выше видов оборудования и формирования трех планов работ по обследованию и техническому обслуживанию должен быть разрабо-
Больше на сайте
пеПееазЛг^
Подписывайтесь на нас в
га
тан единый план-график работ на Киринском и Южно-Кирин-ском ГКМ, определяющий конкретные площадки проведения работ и требуемые технические средства. Исполнение данного единого плана работ должно обеспечивать эксплуатацию системы подводной добычи с приемлемым для оператора уровнем безопасности и экономического риска.Таким образом, в результа-те реализации подхода RBI будет разработана стратегия проведения обследований и технического обслуживания, сформирован перечень элементов подводного оборудования, требующих особого внимания при проведении обследования, определен список узлов для проведения инструментального контроля, обоснованы перечень методов и технических средств, необходимых для про-
ведения обследования и диагностики, и временные интервалы между обследованиями.
По окончании сезона работ в акватории полученные в результате инспекций данные должны быть использованы для верификации моделей изменения состояния оборудования, формирования планов по обследованию и техническому обслуживанию следующих сезонов в соответствии с новыми данными о состоянии эксплуатируемого оборудования.
В 2015 г. методология RBI была использована компанией Rosneft Vietnam B.V. при разработке программы обследования подводного оборудования (трубопроводов, устьев скважин, оснований морских платформ и т. д.). В разработке программы принимали участие специалисты компании DNV GL. В результате исследований было
показано, что интервалы обследований в 2,5 года, рекомендованные региональными надзорными органами, могут быть увеличены до 3, 5 и 8 лет в зависимости от вида подводного оборудования. При этом обеспечивается приемлемый для оператора и надзорных органов уровень риска.
Главный результат внедрения методики RBI - формирование обоснованного плана проведения обследования подводного оборудования, минимизирующего экономические риски для оператора. Планирование на основе анализа риска может изменить принятые до внедрения данной системы планы по обследованию оборудования. Любое изменение будет обосновано достижением сбалансированного риска, удовлетворяющего принятым в компании оператора критериям. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. ГОСТ Р 54382-2011. Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200086533 (дата обращения: 21.03.2019).
2. ГОСТ Р 58218-2018. Нефтяная и газовая промышленность. Арктические операции. Обслуживание объектов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200161340 (дата обращения: 21.03.2019).
3. ГОСТ Р 55234.3-2013 Практические аспекты менеджмента риска. Процедуры проверки и технического обслуживания оборудования на основе риска [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200108150 (дата обращения: 21.03.2019).
4. API RP 580:2016. Risk Based Inspection. 3rd Edition. API, 2016. 94 p.
5. API RP 581:2016. Risk Based Inspection Methodology. 3rd Edition. API, 2016. 632 p.
6. NORSOK standard Z-008-2011. Risk based maintenance and consequence classification. OLF, TBL, 2011. 46 p.
7. DNVGL-RP-0002. Integrity management of subsea production system [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/ DNVGL/RP/2014-11/DNVGL-RP-0002.pdf (дата обращения: 21.03.2019).
8. API RP 2A. Recommended practice for planning, designing, and constructing fixed offshore platform. 21st Edition. API, 2003. 240 p.
9. API RP 2SIM. Structural integrity management of fixed offshore structure [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.api.org/~/media/ files/publications/whats%20new/2sim_e1%20pa.pdf (дата обращения: 21.03.2019).
10. Mohamed A. El-Reedy. Offshore structure design, construction and maintenance. Gulf Professional Publishing, 2012. 651 p.
11. Bea R.G., Puskar F.J., Smith C., Spencer J.S. Development of AIM (Assessment, Inspection, Maintenance). Programs for Fixed and Mobile Platforms // Offshore Technology Conference. Houston: OTC, 1988. 13 p.
12. База данных Pipeline and Riser Loss of Containment (PARLOC) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://oilandgasuk.co.uk/wp-content/ uploads/2015/04/PARL0C-2012-Presentation1.pdf (дата обращения: 21.03.2019).
13. Справочник Offshore reliability Data Handbook (OREDA). Volume 2. Subsea Equipment [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://nota.dk/ bibliotek/bog/oreda-offshore-and-onshore-reliability-data-handbook-volume-2-subsea-equipment#ebook (дата обращения: 21.03.2019).
REFERENCES
1. State Standard GOST R 54382-2011. Oil and gas industry. Underwater pipeline systems. General technical requirements [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/1200086533 (access date: March 21, 2019). (In Russia)
2. State Standard GOST R 58218-2018. Oil and gas industry. Arctic operations. Object maintenance [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/ document/1200161340 (access date: March 21, 2019). (In Russia)
3. State Standard GOST R 55234.3-2013 Practical aspects of risk management. Procedures for checking and maintaining equipment based on risk [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/1200108150 (access date: March 21, 2019). (In Russia)
4. API RP 580:2016. Risk Based Inspection. 3rd Edition. API, 2016. 94 p.
5. API RP 581:2016. Risk Based Inspection Methodology. 3rd Edition. API, 2016. 632 p.
6. NORSOK standard Z-008-2011. Risk based maintenance and consequence classification. OLF, TBL, 2011. 46 p.
7. DNVGL-RP-0002. Integrity management of subsea production system [Electronic source]. Access mode: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNVGL/ RP/2014-11/DNVGL-RP-0002.pdf (access date: March 21, 2019).
8. API RP 2A. Recommended practice for planning, designing, and constructing fixed offshore platform. 21st Edition. API, 2003. 240 p.
9. API RP 2SIM. Structural integrity management of fixed offshore structure [Electronic source]. Access mode: https://www.api.org/~/media/files/ publications/whats%20new/2sim_e1%20pa.pdf (access date: March 21, 2019).
10. Mohamed A. El-Reedy. Offshore structure design, construction and maintenance. Gulf Professional Publishing, 2012. 651 p.
11. Bea R.G., Puskar F.J., Smith C., Spencer J.S. Development of AIM (Assessment, Inspection, Maintenance). Programs for Fixed and Mobile Platforms // Offshore Technology Conference. Houston: OTC, 1988. 13 p.
12. Database Pipeline and Riser Loss of Containment (PARLOC) [Electronic source]. Access mode: https://oilandgasuk.co.uk/wp-content/ uploads/2015/04/PARLOC-2012-Presentation1.pdf (access date: March 21, 2019).
13. Handbook of Offshore Reliability Data Handbook (OREDA). Volume 2. Subsea Equipment [Electronic source]. Access mode: https://nota.dk/bibliotek/ bog/oreda-offshore-and-onshore-reliability-data-handbook-volume-2-subsea-equipment#ebook (access date: March 21, 2019).
