CC BY
453
УДК 62-5
С.В. Греков, О.А. Корниенко, А.И. Новиков
Управление процессом добычи газа
при использовании подводных добычных систем
Управление технологическим процессом добычи газа при использовании подводных технологий, как правило, является составной частью диспетчерского управления морской платформы или газового промысла в целом. В нормальном режиме эксплуатации функции управления технологическим процессом добычи газа осуществляются оператором подводного комплекса из главного пункта управления платформы/про-мысла. В режиме проведения пусконаладочных работ и при проведении работ по техническому обслуживанию оборудования подводной добычной системы (ПДС) функции управления переходят к инженерно-техническому персоналу ПДС, а само управление осуществляется посредством графического интерфейса главного блока управления ПДС (в английской терминологии - Master Control Station). При использовании подводных добычных систем функции оператора системы, как правило, включают управление технологическими процессами эксплуатации скважин и контроль работы внутрипромысловой системы сбора и транспорта продукции. Оператор ПДС имеет возможность регулировать дебит скважин, открывать и закрывать запорнорегулирующую арматуру на подводном оборудовании, отслеживать показания КИП, управлять системой подачи ингибиторов гидратообразования и коррозии. Говоря об организации управления процессом добычи газа при использовании ПДС, необходимо рассматривать аппаратное обеспечение системы управления подводным оборудованием и программные решения, обеспечивающие оператору возможность контроля технологических процессов.
Аппаратное обеспечение
Оборудование системы управления 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. Надводная часть системы управления может быть связана с оборудованием ПДС непосредственно или через подводный модуль управления.
Состав оборудования системы управления ПДС различается в зависимости от вида системы управления. На сегодняшний день в мире на морских промыслах применяются следующие системы управления [1]:
• гидравлические (прямая гидравлическая, дискретная с гидроусилителем, последовательная с гидроусилителем);
• электрогидравлические (прямая и мультиплексная);
• полностью электрические.
К факторам, влияющим на выбор системы управления, можно отнести:
• стоимость системы (включая эксплуатационные затраты, в которые входят расходы на техническое обслуживание и потенциальные потери добываемой продукции вследствие отказа системы управления);
• удаленность от места расположения пункта управления (основного технологического сооружения/береговой площадки);
• требования к времени срабатывания запорно-регулирующей арматуры, объему и скорости передачи телеметрических данных.
Ключевые слова:
подводная
добычная система,
подводное
устье скважины,
фонтанная
арматура,
внутрискважинный
клапан-отсекатель,
система
управления,
подводное
оборудование,
программное
обеспечение.
Keywords:
subsea production system,
subsea wellhead, x-mass tree, borehole shutoff valve,
control system, subsea equipment, software.
№ 3 (14) / 2013
168
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Гидравлические системы являются наименее сложными и наиболее надежными подводными системами управления. Они имеют большее время срабатывания по сравнению с электрогидравлическими и электрическими системами и ограниченные возможности для телеметрии подводного оборудования. В прямых гидравлических системах для каждой функции управления используется отдельная гидравлическая линия, подключаемая непосредственно к исполнительному механизму на подводном оборудовании. Такие системы применяются, например, для управления запорной арматурой расположенных в непосредственной близости от платформы нижних блоков подключения рай-зеров или оконечных манифольдов трубопроводов. Дискретные и последовательные гидравлические системы позволяют сократить время срабатывания клапанов за счет включения в состав подводного оборудования блока управления с гидравлическим аккумулятором. Кроме того, в последовательных гидравлических системах реализована возможность управления группами клапанов за счет выбора различных порогов давления срабатывания.
Наибольшее распространение на сегодняшний день получили мультиплексные электрогидравлические системы управления, поскольку они обеспечивают короткое время срабатывания при аварийном останове скважин и возможность контроля значительного числа технологических параметров. Применение такой системы требует включения электрических кабелей в состав гидравлического шлангокабеля управления или прокладки отдельного электрического кабеля управления. В состав электрогидравлического шлангокабеля также входит ряд гидравлических линий для различных флюидов, включая жидкости гидравлической системы управления и химические реагенты для обеспечения технологического процесса на подводном оборудовании. Для подводных добычных систем на месторождениях, значительно удаленных от платформы/бе-регового комплекса, стоимость электрогидравлического шлангокабеля может составлять значительную часть от общих капитальных затрат.
Полностью электрические системы являются на сегодняшний день наиболее перспективным направлением развития подводных технологий. Применение таких систем позволяет снизить воздействие на окружающую среду за счет исключения возможности сброса в море
жидкости гидравлической системы, уменьшить стоимость шлангокабелей управления и осуществлять контроль технического состояния элементов подводного оборудования в режиме реального времени. Особенно актуальным применение полностью электрических систем управления становится в свете развития подводных технологий промысловой подготовки продукции: подводных сепараторов, компрессорных станций и многофазных насосов. На сегодняшний день задвижки с электрическим приводом компании FMC Technologies определены в качестве основных элементов запорнорегулирующей арматуры для подводных систем компримирования месторождения Asgard [2].
Одной из первых полностью электрическую систему подводной добычи разработала компания Cameron [3]. Данная система была создана в рамках соглашения о технической кооперации, подписанного компаниями Total и Cameron в 2004 г. Компания Total проводила исследования, направленные на выявление потенциальных технических и экономических преимуществ при использовании полностью электрических систем по сравнению с традиционными электрогидравлическими системами. В частности, было доказано повышение коэффициента готовности оборудования на 2,5 %, что в свою очередь приводит к увеличению годовой добычи. Испытания электрической системы проводились в 2003 г. на полигоне в Ставангере в течение 22 дней на глубине воды 6 м. Полностью электрическая система была впервые представлена компанией Cameron на конференции Offshore Technology Conference в 2004 г. В этом же году фонтанная арматура с электрической системой управления была установлена на месторождении Magnus BP в Северном море на глубине 180 м.
Внешний вид полностью электрической фонтанной арматуры компании Cameron показан на рис. 1 [4]. По аналогии с гидравлическими системами в полностью электрических системах закрытие запорной арматуры происходит под действием возвратной пружины при отключении напряжения питания приводов клапанов. Для открытия клапана требуется от 0,5 до 3 кВт в зависимости от его диаметра, а также давления и температуры пластового флюида.
Можно констатировать, что на сегодняшний день все основные производители подводного оборудования ведут активную работу по созданию полностью электрических систем управле-
№ 3 (14) / 2013
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
169
Рис. 1. Полностью электрическая фонтанная арматура Cameron
ния ПДС. FMC Technologies в рамках проекта eSolution [2] представила фонтанную арматуру, оснащенную электроуправляемыми задвижками. Электрическая мощность (около 3 кВт), необходимая для работы приводов задвижек, обеспечивается за счет аккумуляторов, установленных на подводном оборудовании. По мнению инженеров компании FMC Technologies, полностью электрические системы управления в настоящее время не являются универсальным решением. Их применение целесообразно в тех случаях, когда необходимо обеспечить высокоскоростное и высокоточное управление запорной арматурой, а также при освоении сверхглубоких и удаленных месторождений.
Одним из основных нерешенных вопросов, препятствующих широкому внедрению полностью электрических систем, является необходимость сохранения в системе управления подводными скважинами гидравлической линии высокого давления (70 МПа) для управления внутрискважинным клапаном-отсекателем. На сегодняшний день в открытых источниках отсутствует информация об установке на эксплуатируемых подводных скважинах электрического клапана-отсекателя. Единственный представленный на рынке внутрискважинный клапан-отсекатель с электрическим управлением является разработкой компании Halliburton, которая утверждает, что данная разработка прошла квалификационные испытания и готова к практическому использованию. Изделие
Halliburton представляет собой новый тип внутрискважинного клапана-отсекателя, который позиционируется как дополнение полностью электрической системы Cameron DC второго поколения. Данная разработка была продемонстрирована на Offshore Technology Conference в мае 2011 г. Помимо того, что клапан-отсекатель Halliburton не требует гидравлической энергии, он также не имеет механической связи между управляющим элементом и заслонкой внутри клапана. Управление заслонкой клапана-отсекателя осуществляется с помощью постоянного магнита, который расположен в скользящем держателе на внешней стороне корпуса клапана и поэтому не подвержен непосредственному воздействию пластового флюида [3]. Постоянный магнит, перемещаемый электромотором, воздействует магнитным полем на заслонку клапана, открывая или закрывая ее. Такая конструкция исключает возможность механической поломки привода заслонки, а также потенциальную возможность утечек пластового флюида в затрубное пространство или в гидравлическую линию системы управления клапаном. Корпус клапана-отсекателя изготовлен из никелевого сплава для исключения взаимодействия с постоянным магнитом. Клапан предназначен для работы при давлении до 70 МПа и температуре до 125 °С. Для поддержания клапана в открытом состоянии требуется электрическая мощность порядка 10 Вт.
Переходя к рассмотрению программных решений, применяемых для управления процессом добычи при использовании ПДС, необходимо отметить, что данный вопрос наиболее актуален для электрогидравлических и полностью электрических систем управления, поскольку, как показано выше, именно эти системы обеспечивают широкие возможности для контроля и управления подводным оборудованием.
Программное обеспечение
Программное обеспечение системы управления добычей инсталлировано в главном блоке управления ПДС, который является основным элементом автоматизированной системы управления (АСУ) в электрогидравлических и электрических системах. Главный блок управления представляет собой устройство на базе персонального компьютера, обеспечивающее оператору возможность управления функциями оборудования ПДС в автоматическом и ручном режимах.
№ 3 (14) / 2013
170
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
В программном обеспечении главного блока управления организовано разделение прав доступа к функциям управления в зависимости от статуса оператора. Программа предоставляет оператору ПДС возможность управления запорно-регулирующей арматурой скважин и технологическими режимами подводного оборудования посредством формирования команд с использованием графического интерфейса. Связь главного блока управления с подводным оборудованием осуществляется через подводный модуль управления, который передает команды непосредственно на исполнительные элементы запорно-регулирующей арматуры, собирает данные КИП и возвращает в главный блок управления информацию о параметрах технологического режима и состоянии оборудования ПДС.
Набор контролируемых параметров в процессе добычи газа для большинства проектов достаточно унифицирован. Программное обеспечение главного блока управления, как правило, обеспечивает сбор в автоматическом режиме следующей информации:
• показаний КИП на подводном оборудовании. Применительно к процессу добычи газа актуальными являются сведения о давлении и температуре пластовой продукции в скважине, устьевой обвязке и во внутрипромысловой системе сбора, о выносе песка, эрозии трубной обвязки и потенциальных утечках. Кроме того, в некоторых случаях в состав фонтанной арматуры включают многофазные расходомеры, на основе показаний которых ведется мониторинг уровня добычи для отдельных скважин и осуществляется моделирование процессов в системе сбора продукции. Необходимо отметить, что при установке на фонтанной арматуре скважин многофазных расходомеров значительно возрастает объем передаваемых данных, что приводит к необходимости организации высокоскоростных каналов связи между подводным модулем управления и главным блоком управления. В [1] отмечается, что для оценки добычи газа, воды и жидких углеводородов помимо показаний многофазного расходомера могут использоваться программы моделирования многофазного потока. Для работы указанных программ требуется проведение высокоточных измерений давления и температуры потока в фонтанной арматуре и подводной системе сбора;
• сведений о техническом состоянии подводных модулей управления, которые являют-
ся сложными электронными устройствами, реализующими функции самодиагностики;
• сведений о текущем состоянии штуцера и клапанов на фонтанной арматуре. В процессе работы в главный блок управления поступают данные о положении всех клапанов запорнорегулирующей арматуры. В электрогидравлических системах контроль положения осуществляется за счет контроля уровня дифференциального давления в соответствующих линиях управления. Контроль положения задвижек осуществляется непрерывно за исключением времени ожидания при изменении их состояния;
• технологических параметров наземного оборудования системы управления (гидравлической силовой установки, системы энергообеспечения, системы подачи химических реагентов и т.д.).
Интерфейс оператора на рабочем месте организован в виде технологической мнемосхемы, отображаемой на графическом мониторе. В большинстве случаев программное обеспечение главного блока управления основано на архитектуре «клиент - сервер», что позволяет организовать несколько АРМ оператора и при необходимости установить для них различный приоритет. На рис. 2 представлен вид рабочего окна оператора управления ПДС компании Cameron, отображающий схему запорно-регулирующей арматуры отдельной скважиной [5].
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 мани-фольдах;
• 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.
Рассматривая процесс управления добычей газа при использовании подводных добычных систем применительно к общей схеме управления газовым промыслом, необходимо отме-
№ 3 (14) / 2013
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
171
10 Jun 2002 16:19:09 Log On
Мам
AOUlHISIIlAtOR
Pf»YlOUS | Overview | Wall 01 <F2) |
Well 02 (F3) |
Future Well 03 (F4)j Future Well 04 (FS)| MCS(F6] | EPU(F7) | ; HPU(FS) |
ESP (F9) |
Trending (F10) | Event Log QF11) | Alarms JF12) J j Alarm Hlltoiy |
Рис. 2. Рабочий интерфейс оператора ПДК
тить, что автоматизированная система управления ПДС функционально является автономной системой. В большинстве проектов связь АСУ ПДС с АСУ ТП газового промысла осуществляется на уровне обмена данными, реализации технологического и аварийного останова и работы таких автоматизированных систем обеспечения безопасности, как система пожарной и газовой сигнализации. В АСУ ПДС предусмотрены цифровые интерфейсы для управляющих команд от внешних устройств автоматизации. После получения такой команды дальнейшая последовательность действий определяется внутренними программными настройками системы управления ПДС.
На этапе подготовки ко вводу месторождения в эксплуатацию в настройках программного обеспечения главного блока управления должны быть заданы предельно допустимые значения контролируемых параметров технологического процесса добычи газа и определен алгоритм работы системы управления при выходе параметров за установленные границы. Указанные параметры определяются на основе проекта разработки месторождения и корректируются с учетом технологического режима работы газового промысла. Контроль параметров технологического процесса реализуется за счет установки набора сигнализаций и блокировок. Как пра-
вило, в системе управления выделяются четыре контрольных уровня технологических параметров: предельно низкий (LL), низкий (L), высокий (H) и предельно высокий (HH). Численные значения указанных уровней для каждого параметра устанавливаются оператором. По умолчанию уровни имеют значения 10, 20, 80 и 90 % от полного диапазона контролируемого параметра, однако в зависимости от критичности конкретного параметра в технологическом процессе уровни могут изменяться. При достижении значения параметра уровней L и H на дисплей оператора выводится предупреждающее сообщение, которое также сохраняется в базе данных наряду со значениями параметров технологического процесса. Достижение параметров граничных значений LL и HH может приводить к активации автоматической последовательности действий по управлению технологическим процессом, вплоть до его полной остановки.
Помимо контроля параметров технологического процесса в программном обеспечении главного блока управления предусмотрен логический контроль последовательности действий оператора, предназначенный для исключения возможности возникновения аварийных ситуаций вследствие ввода ошибочных команд. Действия, которые могут привести к возникновению нештатной ситуации на ПДС,
№ 3 (14) / 2013
172
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
автоматически блокируются, при этом на экран оператора выводится сообщение о недопустимости введенной команды. Например, при использовании электрогидравлической системы управления в заданный момент времени возможно изменение состояния только одной задвижки на фонтанной арматуре. Если в процессе переключения задвижки будет подана команда на активацию другой задвижки, данная команда будет заблокирована до окончания первой операции. Ряд блокировок на фонтанной арматуре связан с обеспечением требований технологической безопасности. Например, в соответствии с требованиями [6] проведение ряда работ на устьевом оборудовании возможно только при закрытом внутрискважинном клапане-отсекателе. Попытка открыть указанный клапан при проведении технических работ или при открытых главной и боковой задвижках фонтанной арматуры приведет к блокировке команды и выводу на дисплей оператора соответствующего сообщения. Помимо действий на фонтанной арматуре логический контроль предусмотрен при управлении запорно-регулирующей арматурой манифоль-да. Например, устанавливается блокировка, ограничивающая одновременное открытие запорной арматуры на основной и резервной линиях подключения скважины к коллектору ма-нифольда.
Возвращаясь к рассмотрению интерфейса автоматизированного рабочего места оператора, необходимо остановиться на элементах графического интерфейса управления отдельной скважиной. Данный интерфейс помимо состояния запорной арматуры (см. рис. 2) включает:
• элементы системы подключения скважины к внутрипромысловой системе сбора;
• мнемосхему управления штуцерной задвижкой;
• мнемосхемы управления запорной арматурой;
• данные, поступающие от КИП фонтанной арматуры и внутрискважинных датчиков;
• данные о состоянии двух подводных модулей управления на фонтанной арматуре;
• статус всей запорно-регулирующей арматуры при реализации режимов технологического и аварийного останова скважины.
На рис. 3 показаны типовые элементы технологической мнемосхемы рабочего экрана оператора, применяемые для контроля многоходового клапана и штуцерной задвижки фонтанной арматуры. Цветовой окрас элементов мнемосхемы передает информацию о текущем состоянии задвижки. Так, элемент 1 показывает текущее положение штуцера, изменяя площадь и цвет заливки в процессе изменения положения штуцерной задвижки. Элемент 2 информирует оператора о наличии сообщения сигнализации и его критичности. При отсутствии сообщения данный элемент не отображается. Цвет элемента 2 настраивается программно и зависит от критичности сообщения. Элемент 3 отображает статус штуцерной задвижки и изменяет цвет для открытого и закрытого состояний. Позиция 4 отображает номер элемента управления в технологической схеме и позволяет выводить дополнительную информацию, например связанную с установленными блокировками. Элементы 5, 6 и 7 показывают состояние переключения между выходами многоходового клапана.
В программном обеспечении различных производителей подводного оборудования элементы мнемосхем достаточно универсальны,
1 - привод
2 — сигнализация
3 - положение
4 - информационный элемент
5 - выход
6 - вход № 1
7 - вход № 2
а б
Рис. 3. Элементы технологической мнемосхемы: а - штуцерная задвижка; б - трехходовой клапан
№ 3 (14) / 2013
Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа
173
в то же время такие параметры, как цветовые характеристики, реакция при наведении курсора мыши, информация, отображаемая в поле «Информационный элемент», являются настраиваемыми и могут изменяться оператором. По мере развития подводных технологий промысловой подготовки в программное обеспечение системы управления ПДС добавляются новые модули, предназначенные для контроля работы подводных сепараторов, управления работой подводных компрессоров и многофазных насосов.
Помимо программного обеспечения автоматизированного рабочего места оператора производители подводного оборудования значительное внимание уделяют разработке специальных программ для расчета технологических параметров режима добычи подводной системы и прогнозирования технического состояния оборудования ПДС. Компания FMC Technologies последние годы активно продвигает на рынке целый комплекс программных решений, в который входят такие пакеты, как FlowManager (система моделирования потока скважинной продукции), система управления скважинами и подачей МЭГ (MWMS), система мониторинга оборудования (CPM). Программный пакет СРМ представляет собой систему мониторинга состояния и работоспособности подводного оборудования [7]. По сути, данная программа не относится к системе автоматического управления технологическим процессом, а является элементом системы поддержки принятия решений по планированию технического обслуживания ПДС. Использование системы СРМ позволяет опера-
Список литературы
1. ИСО 13628-1:2005. Стандарт Международной организации. Промышленность нефтяная
и газовая. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. - Ч. 1:
Общие требования и рекомендации.
2. All Electric Production System FMC eSolution: presentation. - FMC Technologies, October 2012.
3. Cohen D.M. Production systems hit the seafloor running / D.M. Cohen, P.A. Fisher. - http://www. worldoil.com/January-2008-Production-systems-hit-the-seafloor-running.html
тору проекта осуществлять планирование работ на основе прогноза изменения технического состояния оборудования и заблаговременно активировать резервные элементы ПДС, что в свою очередь позволяет снизить вероятность возникновения нештатных ситуаций. Система CPM может использоваться в сочетании с программным пакетом FlowManager для контроля состояния средств КИП на подводном оборудовании. Основой системы СРМ является методология расчета индекса технического состояния оборудования, базирующаяся на статистических данных компании FMC Technologies в области эксплуатации и ремонта подводного оборудования. Данная методология включает построение для ПДС индивидуальной логической модели в виде иерархического дерева. Каждый узел модели характеризуется рассчитанным индексом технического состояния и показателем критичности относительно работы системы в целом. Для построенной модели задаются правила суммирования, позволяющие оценить влияние каждого индекса технического состояния на надежность всей системы. Полученная в результате работы модели информация может быть представлена в виде отчетов о неисправности, предупредительных сообщений и информации о текущем состоянии оборудования. Результаты работы системы СРМ одновременно поступают оператору проекта и в один из центров FMC Technologies по обслуживанию подводного оборудования, где на основе анализа этих данных разрабатываются предложения по планированию сервисных работ.
4. Welcome to the Next Generation of All-Electric Subsea Production: presentation. - Cameron.
5. Y. Bai. Subsea Engineering Handbook / Y. Bai, Q. Bai. - Elsevier Inc., 2010.
6. ПБ 08-624-03. Правила безопасности
в нефтяной и газовой промышленности.
7. Production Performance Services. Product & Services: presentation. - FMC Technologies, January 2013.
№ 3 (14) / 2013
