167Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

№ 3 (14) / 2013

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.

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 эксплуа-тации функции управления технологическим процессом добычи газа осуществляют-ся оператором подводного комплекса из главного пункта управления платформы/про-мысла. В режиме проведения пусконаладочных работ и при проведении работ по тех-ническому обслуживанию оборудования подводной добычной системы (ПДС) функ-ции управления переходят к инженерно-техническому персоналу ПДС, а само управ-ление осуществляется посредством графического интерфейса главного блока управ-ления ПДС (в английской терминологии – Master Control Station). При использова-нии подводных добычных систем функции оператора системы, как правило, включа-ют управление технологическими процессами эксплуатации скважин и контроль ра-боты внутрипромысловой системы сбора и транспорта продукции. Оператор ПДС имеет возможность регулировать дебит скважин, открывать и закрывать запорно-регулирующую арматуру на подводном оборудовании, отслеживать показания КИП, управлять системой подачи ингибиторов гидратообразования и коррозии. Говоря об организации управления процессом добычи газа при использовании ПДС, необходи-мо рассматривать аппаратное обеспечение системы управления подводным оборудо-ванием и программные решения, обеспечивающие оператору возможность контроля технологических процессов.

Аппаратное обеспечение

Оборудование системы управления ПДС можно разделить на подводную и надвод-ную части. В зависимости от схемы освоения месторождения размещаемое на по-верхности оборудование системы управления ранжируется от простых гидравли-ческих силовых блоков со встроенными панелями управления до современных си-стем с мультиплексной передачей сигналов, которые включают автоматизирован-ное рабочее место (АРМ) оператора ПДС. Надводная часть системы управления мо-жет быть связана с оборудованием ПДС непосредственно или через подводный мо-дуль управления.

Состав оборудования системы управления ПДС различается в зависимости от вида системы управления. На сегодняшний день в мире на морских промыслах при-меняются следующие системы управления [1]:

• гидравлические (прямая гидравлическая, дискретная с гидроусилителем, по-следовательная 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 рас-

ходы на техническое обслуживание и потенциальные потери добываемой продукции вследствие отказа системы управления);

• удаленность от места расположения пункта управления (основного технологи-ческого сооружения/береговой площадки);

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

168 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

№ 3 (14) / 2013

Гидравлические системы являются наиме-нее сложными и наиболее надежными подвод-ными системами управления. Они имеют боль-шее время срабатывания по сравнению с элект-рогидравлическими и электрическими систе-мами и ограниченные возможности для теле-метрии подводного оборудования. В прямых гид равлических системах для каждой функции управления используется отдельная гидравли-ческая линия, подключаемая непосредственно к исполнительному механизму на подводном обо-рудовании. Такие системы применяются, напри-мер, для управления запорной арматурой рас-положенных в непосредственной близости от платформы нижних блоков подключения рай-зеров или оконечных манифольдов трубопрово-дов. Дискретные и последовательные гидравли-ческие системы позволяют сократить время сра-батывания клапанов за счет включения в состав подводного оборудования блока управления с гидравлическим аккумулятором. Кроме того, в последовательных гидравлических системах реализована возможность управления группа-ми клапанов за счет выбора различных порогов давления срабатывания.

Наибольшее распространение на сегод-няшний день получили мультиплексные элект-рогидравлические системы управления, по-скольку они обеспечивают короткое время сра-батывания при аварийном останове скважин и возможность контроля значительного чис-ла технологических параметров. Применение такой системы требует включения электриче-ских кабелей в состав гидравлического шлан-гокабеля управления или прокладки отдельно-го электрического кабеля управления. В состав элект рогидравлического шлангокабеля также входит ряд гидравлических линий для различ-ных флюидов, включая жидкости гидравличе-ской системы управления и химические реа-генты для обеспечения технологического про-цесса на подводном оборудовании. Для под-водных добычных систем на месторождени-ях, значительно удаленных от платформы/бе-регового комплекса, стоимость электрогидрав-лического шлангокабеля может составлять зна-чительную часть от общих капитальных затрат.

Полностью электрические системы явля-ются на сегодняшний день наиболее перспек-тивным направлением развития подводных тех-нологий. Применение таких систем позволя-ет снизить воздействие на окружающую среду за счет исключения возможности сброса в море

жидкости гидравлической системы, уменьшить стоимость шлангокабелей управления и осу-ществлять контроль технического состояния элементов подводного оборудования в режи-ме реального времени. Особенно актуальным применение полностью электрических систем управления становится в свете развития подво-дных технологий промысловой подготовки про-дукции: подводных сепараторов, компрессор-ных станций и многофазных насосов. На се-годняшний день задвижки с электрическим приводом компании FMC Technologies опре-делены в качестве основных элементов запорно-регулирующей арматуры для подводных систем компримирования месторождения Asgard [2].

Одной из первых полностью электриче-скую 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 проводи-ла исследования, направленные на выявление потенциальных технических и экономических преимуществ при использовании полностью электрических систем по сравнению с тради-ционными электрогидравлическими система-ми. В частности, было доказано повышение ко-эффициента готовности оборудования на 2,5 %, что в свою очередь приводит к увеличению го-довой добычи. Испытания электрической си-стемы 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 пока-зан на рис. 1 [4]. По аналогии с гидравлически-ми системами в полностью электрических си-стемах закрытие запорной арматуры происходит под действием возвратной пружины при отклю-чении 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 созда-нию полностью электрических систем управле-

169Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

№ 3 (14) / 2013

ния ПДС. FMC Technologies в рамках проекта eSolution [2] представила фонтанную арматуру, оснащенную электроуправляемыми задвижка-ми. Электрическая мощность (около 3 кВт), не-обходимая для работы приводов задвижек, обе-спечивается за счет аккумуляторов, установлен-ных на подводном оборудовании. По мнению инженеров компании FMC Technologies, полно-стью электрические системы управления в на-стоящее время не являются универсальным ре-шением. Их применение целесообразно в тех случаях, когда необходимо обеспечить высоко-скоростное и высокоточное управление запор-ной арматурой, а также при освоении сверхглу-боких и удаленных месторождений.

Одним из основных нерешенных вопро-сов, препятствующих широкому внедрению полностью электрических систем, является не-обходимость сохранения в системе управления подвод ными скважинами гидравлической ли-нии высокого давления (70 МПа) для управле-ния внутрискважинным клапаном-отсекателем. На сегодняшний день в открытых источниках отсутствует информация об установке на экс-плуатируемых подводных скважинах электри-ческого клапана-отсекателя. Единственный представленный на рынке внутрискважинный клапан-отсекатель с электрическим управлени-ем является разработкой компании Halliburton, которая утверждает, что данная разработка прошла квалификационные испытания и гото-ва к практическому использованию. Изделие

Halliburton представляет собой новый тип вну-трискважинного клапана-отсекателя, который позиционируется как дополнение полностью электрической системы Cameron DC второго поколения. Данная разработка была продемон-стрирована на Offshore Technology Conference в мае 2011 г. Помимо того, что клапан-отсекатель Halliburton не требует гидравлической энергии, он также не имеет механической связи меж-ду управляющим элементом и заслонкой вну-три клапана. Управление заслонкой клапана-отсекателя осуществляется с помощью посто-янного магнита, который расположен в скольз-ящем держателе на внешней стороне корпу-са клапана и поэтому не подвержен непосред-ственному воздействию пластового флюида [3]. Постоянный магнит, перемещаемый элек-тромотором, воздействует магнитным полем на заслонку клапана, открывая или закрывая ее. Такая конструкция исключает возможность ме-ханической поломки привода заслонки, а так-же потенциальную возможность утечек пла-стового флюида в затрубное пространство или в гидравлическую линию системы управления клапаном. Корпус клапана-отсекателя изготов-лен из никелевого сплава для исключения вза-имодействия с постоянным магнитом. Клапан предназначен для работы при давлении до 70 МПа и температуре до 125 С. Для поддержа-ния клапана в открытом состоянии требуется электрическая мощность порядка 10 Вт.

Переходя к рассмотрению программных ре-шений, применяемых для управления процес-сом добычи при использовании ПДС, необходи-мо отметить, что данный вопрос наиболее акту-ален для электрогидравлических и полностью электрических систем управления, поскольку, как показано выше, именно эти системы обеспе-чивают широкие возможности для контроля и управления подводным оборудованием.

Программное обеспечение

Программное обеспечение системы управле-ния добычей инсталлировано в главном бло-ке управления ПДС, который является основ-ным элементом автоматизированной системы управления (АСУ) в электрогидравлических и электрических системах. Главный блок управ-ления представляет собой устройство на базе персонального компьютера, обеспечивающее оператору возможность управления функци-ями оборудования ПДС в автоматическом и ручном режимах.

Рис. 1. Полностью электрическая фонтанная арматура Cameron

170 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

№ 3 (14) / 2013

В программном обеспечении главного бло-ка управления организовано разделение прав доступа к функциям управления в зависимо-сти от статуса оператора. Программа предо-ставляет оператору ПДС возможность управ-ления запорно-регулирующей арматурой сква-жин и технологическими режимами подводно-го оборудования посредством формирования команд с использованием графического интер-фейса. Связь главного блока управления с под-водным оборудованием осуществляется через подводный модуль управления, который пе-редает команды непосредственно на исполни-тельные элементы запорно-регулирующей ар-матуры, собирает данные КИП и возвращает в главный блок управления информацию о пара-метрах технологического режима и состоянии оборудования ПДС.

Набор контролируемых параметров в про-цессе добычи газа для большинства проектов достаточно унифицирован. Программное обе-спечение главного блока управления, как пра-вило, обеспечивает сбор в автоматическом ре-жиме следующей информации:

• показаний КИП на подводном оборудо-вании. Применительно к процессу добычи газа актуальными являются сведения о давлении и температуре пластовой продукции в скважине, устьевой обвязке и во внутрипромысловой си-стеме сбора, о выносе песка, эрозии трубной обвязки и потенциальных утечках. Кроме того, в некоторых случаях в состав фонтанной ар-матуры включают многофазные расходомеры, на основе показаний которых ведется монито-ринг уровня добычи для отдельных скважин и осуществляется моделирование процессов в си-стеме сбора продукции. Необходимо отметить, что при установке на фонтанной арматуре сква-жин многофазных расходомеров значительно возрастает объем передаваемых данных, что приводит к необходимости организации высо-коскоростных каналов связи между подводным модулем управления и главным блоком управ-ления. В [1] отмечается, что для оценки добы-чи газа, воды и жидких углеводородов помимо показаний многофазного расходомера могут ис-пользоваться программы моделирования мно-гофазного потока. Для работы указанных про-грамм требуется проведение высокоточных из-мерений давления и температуры потока в фон-танной арматуре и подводной системе сбора;

• сведений о техническом состоянии под-водных модулей управления, которые являют-

ся сложными электронными устройствами, ре-ализующими функции самодиагностики;

• сведений о текущем состоянии штуцера и клапанов на фонтанной арматуре. В процес-се работы в главный блок управления поступа-ют данные о положении всех клапанов запорно-регулирующей арматуры. В электрогидравличе-ских системах контроль положения осуществля-ется за счет контроля уровня дифференциально-го давления в соответствующих линиях управ-ления. Контроль положения задвижек осущест-вляется непрерывно за исключением времени ожидания при изменении их состояния;

• технологических параметров наземного оборудования системы управления (гидравли-ческой силовой установки, системы энергообе-спечения, системы подачи химических реаген-тов и т.д.).

Интерфейс оператора на рабочем месте ор-ганизован в виде технологической мнемосхе-мы, отображаемой на графическом мониторе. В большинстве случаев программное обеспече-ние главного блока управления основано на ар-хитектуре «клиент – сервер», что позволяет ор-ганизовать несколько АРМ оператора и при не-обходимости установить для них различный приоритет. На рис. 2 представлен вид рабоче-го окна оператора управления ПДС компании Cameron, отображающий схему запорно-регули-рую щей арматуры отдельной скважиной [5].

Как правило, интерфейс АРМ оператора включает следующие схемы управления техно-логическими процессами:

• общую схему подводной добычной си-стемы 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 остано-

ва ПДС;• схему технологического останова для

каждой скважины;• гидравлическую схему манифольда с за-

порной арматурой.Рассматривая процесс управления добычей

газа при использовании подводных добычных систем применительно к общей схеме управ-ления газовым промыслом, необходимо отме-

171Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

№ 3 (14) / 2013

тить, что автоматизированная система управле-ния ПДС функционально является автономной системой. В большинстве проектов связь АСУ ПДС с АСУ ТП газового промысла осущест-вляется на уровне обмена данными, реализа-ции технологического и аварийного останова и работы таких автоматизированных систем обе-спечения безопасности, как система пожарной и газовой сигнализации. В АСУ ПДС преду-смотрены цифровые интерфейсы для управля-ющих команд от внешних устройств автомати-зации. После получения такой команды даль-нейшая последовательность действий опреде-ляется внутренними программными настрой-ками системы управления ПДС.

На этапе подготовки ко вводу месторожде-ния в эксплуатацию в настройках программного обеспечения главного блока управления должны быть заданы предельно допустимые значения контролируемых параметров технологического процесса добычи газа и определен алгоритм ра-боты системы управления при выходе парамет-ров за установленные границы. Указанные пара-метры определяются на основе проекта разра-ботки месторождения и корректируются с уче-том технологического режима работы газово-го промысла. Контроль параметров технологи-ческого процесса реализуется за счет установ-ки набора сигнализаций и блокировок. Как пра-

вило, в системе управления выделяются четыре контрольных уровня технологических параме-тров: предельно низкий (LL), низкий (L), высо-кий (H) и предельно высокий (HH). Численные значения указанных уровней для каждого пара-метра устанавливаются оператором. По умолча-нию уровни имеют значения 10, 20, 80 и 90 % от полного диапазона контролируемого параме-тра, однако в зависимости от критичности кон-кретного параметра в технологическом процес-се уровни могут изменяться. При достижении значения параметра уровней L и H на дисплей оператора выводится предупреждающее сооб-щение, которое также сохраняется в базе дан-ных наряду со значениями параметров техно-логического процесса. Достижение параметров граничных значений LL и HH может приводить к активации автоматической последовательно-сти действий по управлению технологическим процессом, вплоть до его полной остановки.

Помимо контроля параметров технологи-ческого процесса в программном обеспечении главного блока управления предусмотрен ло-гический контроль последовательности дей-ствий оператора, предназначенный для исклю-чения возможности возникновения аварий-ных ситуаций вследствие ввода ошибочных команд. Действия, которые могут привести к возникновению нештатной ситуации на ПДС,

Рис. 2. Рабочий интерфейс оператора ПДК

172 Научно-технический сборник · ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

№ 3 (14) / 2013

автоматически блокируются, при этом на экран оператора выводится сообщение о недопусти-мости введенной команды. Например, при ис-пользовании электрогидравлической системы управления в заданный момент времени воз-можно изменение состояния только одной за-движки на фонтанной арматуре. Если в про-цессе переключения задвижки будет подана команда на активацию другой задвижки, дан-ная команда будет заблокирована до окончания первой операции. Ряд блокировок на фонтан-ной арматуре связан с обеспечением требова-ний технологической безопасности. Например, в соответствии с требованиями [6] проведение ряда работ на устьевом оборудовании возмож-но только при закрытом внутрискважинном клапане-отсекателе. Попытка открыть указан-ный клапан при проведении технических ра-бот или при открытых главной и боковой за-движках фонтанной арматуры приведет к бло-кировке команды и выводу на дисплей опера-тора соответствующего сообщения. Помимо действий на фонтанной арматуре логиче-ский контроль предусмотрен при управлении запорно-регулирующей арматурой манифоль-да. Например, устанавливается блокировка, ограничивающая одновременное открытие за-порной арматуры на основной и резервной ли-ниях подключения скважины к коллектору ма-нифольда.

Возвращаясь к рассмотрению интерфейса автоматизированного рабочего места операто-ра, необходимо остановиться на элементах гра-фического интерфейса управления отдельной скважиной. Данный интерфейс помимо состо-яния запорной арматуры (см. рис. 2) включает:

• элементы системы подключения сква-жины к внутрипромысловой системе сбора;

• мнемосхему управления штуцерной за-движкой;

• мнемосхемы управления запорной арма-турой;

• данные, поступающие от КИП фонтан-ной арматуры и внутрискважинных датчиков;

• данные о состоянии двух подводных мо-дулей управления на фонтанной арматуре;

• статус всей запорно-регулирующей ар-матуры при реализации режимов технологиче-ского и аварийного останова скважины.

На рис. 3 показаны типовые элементы тех-нологической мнемосхемы рабочего экрана оператора, применяемые для контроля много-ходового клапана и штуцерной задвижки фон-танной 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 положе-ния штуцерной задвижки. Элемент 2 информи-рует оператора о наличии сообщения сигнали-зации и его критичности. При отсутствии сооб-щения данный элемент не отображается. Цвет элемента 2 настраивается программно и зави-сит от критичности сообщения. Элемент 3 ото-бражает статус штуцерной задвижки и изменя-ет цвет для открытого и закрытого состояний. Позиция 4 отображает номер элемента управ-ления в технологической схеме и позволяет вы-водить дополнительную информацию, напри-мер связанную с установленными блокировка-ми. Элементы 5, 6 и 7 показывают состояние переключения между выходами многоходово-го клапана.

В программном обеспечении различных производителей подводного оборудования эле-менты мнемосхем достаточно универсальны,

Рис. 3. Элементы технологической мнемосхемы: а – штуцерная задвижка; б – трехходовой клапан

а б

173Современные подходы и перспективные технологии в проектах освоения нефтегазовых месторождений российского шельфа

№ 3 (14) / 2013

в то же время такие параметры, как цветовые характеристики, реакция при наведении кур-сора мыши, информация, отображаемая в поле «Информационный элемент», являются на-страиваемыми и могут изменяться оператором. По мере развития подводных технологий про-мысловой подготовки в программное обеспе-чение системы управления ПДС добавляются новые модули, предназначенные для контро-ля работы подводных сепараторов, управления работой подводных компрессоров и многофаз-ных насосов.

Помимо программного обеспечения ав-томатизированного рабочего места оператора производители подводного оборудования зна-чительное внимание уделяют разработке спе-циальных программ для расчета технологиче-ских параметров режима добычи подводной системы и прогнозирования технического со-стояния оборудования ПДС. Компания FMC Technologies последние годы активно продви-гает на рынке целый комплекс программных решений, в который входят такие пакеты, как FlowManager (система моделирования пото-ка скважинной продукции), система управ-ления скважинами и подачей МЭГ (MWMS), система мониторинга оборудования (CPM). Программный пакет СРМ представляет со-бой систему мониторинга состояния и рабо-тоспособности подводного оборудования [7]. По сути, данная программа не относится к си-стеме автоматического управления технологи-ческим процессом, а является элементом си-стемы поддержки принятия решений по пла-нированию технического обслуживания ПДС. Использование системы СРМ позволяет опера-

тору проекта осуществлять планирование ра-бот на основе прогноза изменения техническо-го 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 про-граммным пакетом FlowManager для контроля состояния средств КИП на подводном оборудо-вании. Основой системы СРМ является мето-дология расчета индекса технического состоя-ния оборудования, базирующаяся на статисти-ческих данных компании FMC Technologies в области эксплуатации и ремонта подводно-го оборудования. Данная методология вклю-чает построение для ПДС индивидуальной ло-гической модели в виде иерархического дере-ва. Каждый узел модели характеризуется рас-считанным индексом технического состояния и показателем критичности относительно ра-боты системы в целом. Для построенной моде-ли задаются правила суммирования, позволяю-щие оценить влияние каждого индекса техни-ческого состояния на надежность всей систе-мы. Полученная в результате работы модели информация может быть представлена в виде отчетов о неисправности, предупредительных сообщений и информации о текущем состоя-нии оборудования. Результаты работы системы СРМ одновременно поступают оператору про-екта и в один из центров FMC Technologies по обслуживанию подводного оборудования, где на основе анализа этих данных разрабатыва-ются предложения по планированию сервис-ных работ.

Список литературы1. 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 seafl oor running / D.M. Cohen, P.A. Fisher. – http://www.worldoil.com/January-2008-Production-systems-hit-the-seafl oor-running.html

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.