李小瑞，譚壯壯

(中國石油集團(tuán)海洋工程有限公司，北京 100028)

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水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)的分析與設(shè)計(jì)

李小瑞，譚壯壯

(中國石油集團(tuán)海洋工程有限公司，北京 100028)

摘要：水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)是保障水下生產(chǎn)可靠、安全及溝通水上依托設(shè)施的關(guān)鍵，以西澳某深水氣田為例，簡要介紹了深水開發(fā)中水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)的設(shè)計(jì)思路和控制方式的選擇原則，對系統(tǒng)的整體結(jié)構(gòu)及其所依附的水上設(shè)施控制系統(tǒng)的關(guān)系進(jìn)行了全面分析。

關(guān)鍵詞：深水氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)深水開發(fā)控制系統(tǒng)

深水油氣田開發(fā)具有離岸距離遠(yuǎn)、環(huán)境條件復(fù)雜、開發(fā)難度大、操作風(fēng)險(xiǎn)高等特點(diǎn)，在生產(chǎn)過程中，一旦發(fā)生事故，將造成巨大損失，對于海洋環(huán)境的影響將是難以彌補(bǔ)的。因此，在深水開發(fā)中，如何保證水下生產(chǎn)設(shè)施的安全可靠顯得尤為突出，而水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)在生產(chǎn)過程中起到保障水下生產(chǎn)順利進(jìn)行、保護(hù)水下設(shè)施不被損壞、防止環(huán)境污染的作用。

1西澳深水氣田概況

西澳深水氣田位于澳大利亞西部海域，離岸距離約350km，水深范圍為500～750m。探明天然氣可采儲量約2.11×1011m3，凝析油可采儲量4.5×107m3。此次開發(fā)共設(shè)3個水下鉆井中心，18個水下井口。氣田總體采用“浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置(FLNG)+水下生產(chǎn)系統(tǒng)”的開發(fā)方式。每個水下鉆井中心的水下生產(chǎn)系統(tǒng)采出的天然氣經(jīng)水下跨接管線匯集到水下管匯，再經(jīng)海底管線送至立管管匯，最后通過臍帶纜送至上部FLNG進(jìn)行天然氣的處理、儲存和裝卸。

2水下生產(chǎn)工藝流程

西澳氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)工藝流程如圖1所示。該氣田的3個鉆井中心各布置一座水下管匯，用于匯集各個單井的來氣，最后通過3根臍帶纜送至浮式生產(chǎn)儲油卸油裝置(FPSO)進(jìn)行處理。另外，在不可預(yù)見的工況下，水下生產(chǎn)系統(tǒng)中可能有水合物生成，為防止水合物生成后引起堵塞等工況的出現(xiàn)，在FLNG上設(shè)置水和乙二醇(MEG)注入系統(tǒng)，向各個水下生產(chǎn)井口注入MEG。

為了對單井產(chǎn)出的濕氣進(jìn)行計(jì)量，在每口井的采油樹出口管線上設(shè)置水下濕氣計(jì)量模塊，包括水下濕氣計(jì)量流量計(jì)及油嘴閥。為了對水下生產(chǎn)流程進(jìn)行監(jiān)視以及防止水下管線及設(shè)施的泄漏和堵塞，在主流程上設(shè)水下壓力傳感器。

3控制系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)及分析

3.1水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)思路

圖1　西澳氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)工藝流程示意

水下控制系統(tǒng)為水下生產(chǎn)井及注水井提供了管理功能。在油氣田的生產(chǎn)規(guī)模確定后，根據(jù)水深，綜合油氣田開發(fā)的各項(xiàng)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)確定油氣田的總體開發(fā)模式。在確定采用水下井口進(jìn)行開發(fā)以后，水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)需根據(jù)水下井口的布置方式以及與依托設(shè)施的距離進(jìn)行選擇，涉及水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)控制方式、水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)、水下控制模塊功能、水下計(jì)量方式以及水下儀表的選擇。

3.2控制方式選擇

水下控制系統(tǒng)的主要控制對象為安裝于水下各個生產(chǎn)設(shè)施上的閥門。傳統(tǒng)水上生產(chǎn)系統(tǒng)從井口采油樹到所有的水上處理設(shè)施直至外輸，所有的設(shè)施都位于水上，由于控制距離僅限于水上各個生產(chǎn)設(shè)施，控制系統(tǒng)對井口及主要生產(chǎn)流程的聯(lián)鎖控制相對簡單。而對于水下生產(chǎn)系統(tǒng)，在發(fā)生緊急情況時，水下各個裝置的緊急關(guān)斷均需要水下閥門執(zhí)行，因而這些閥門控制方式的選擇是至關(guān)重要的。由于該氣田屬長距離綜合性油田，每個區(qū)域的水下井口均呈簇狀分布，氣田總體采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接至FLNG的開發(fā)模式?？刂坡窂降拈L短以及水下閥門對于上部命令的響應(yīng)時間決定了水下控制方式和通信方式的選擇[2-3]。目前控制系統(tǒng)的控制方式包括全液壓系統(tǒng)和電液控制系統(tǒng)兩種。該氣田水下井口所依托的FLNG與水下生產(chǎn)設(shè)施的最長距離約為11km，即控制路徑最長為11km，結(jié)合該氣田的總體結(jié)構(gòu)以及水下生產(chǎn)工藝流程，氣田的水下控制系統(tǒng)選用復(fù)合電液控制系統(tǒng)。水下遠(yuǎn)程控制閥門選用液壓控制閥門，F(xiàn)LNG上選用集成的DCS和生產(chǎn)液壓單元(HPU)經(jīng)上部臍帶纜終端單元TUTA (topside umbilical termination assembly)將控制液壓液、電信號、化學(xué)藥劑等通過臍帶纜送至各個水下控制模塊SCM (subsea control module)，從而達(dá)到對水下設(shè)施上的閥門控制的目的。同時水下控制模塊可以采集水下各個傳感器的信號并反饋給上部控制系統(tǒng)進(jìn)行監(jiān)測[5-6]。復(fù)合電液控制實(shí)現(xiàn)了單根臍帶纜對水下各個井口的控制和監(jiān)視，將信號的復(fù)用技術(shù)用于對水下井口的控制上。

3.3功能設(shè)計(jì)

通過圖1可以看出，整個氣田控制的核心是主工藝流程上分布的各個閥門。在正常作業(yè)時，需根據(jù)生產(chǎn)要求對水下各個設(shè)施上的遙控閥門進(jìn)行開啟和關(guān)閉。復(fù)合電液控制提供液壓液通過電液壓控制方式控制水下采油樹和管道上的各個閥門，包括水下采油樹井下安全閥(SCSSV)、生產(chǎn)主閥(PMV)、生產(chǎn)翼閥(PWV)、立管管匯RBM (riser base manifold)閥門等十多個具有不同功能的閥門[8-9]。

為滿足在FLNG上對水下生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)的監(jiān)測，對于水下生產(chǎn)狀態(tài)需要通過安裝在水下的壓力、溫度傳感器、水下濕氣計(jì)量計(jì)WGFMs (wet gas flow meter)對井口壓力、溫度，生產(chǎn)壓力、溫度、環(huán)空壓力、單井產(chǎn)量等進(jìn)行測量。要求在水下生產(chǎn)流程出現(xiàn)泄漏、堵塞等異常工況時，能夠快速關(guān)斷主工藝流程的快速關(guān)斷閥，以保證水下生產(chǎn)的安全。另外，對于水下生產(chǎn)油嘴需監(jiān)視油嘴的位置，并根據(jù)氣田的實(shí)際需要調(diào)節(jié)油嘴的開度?；瘜W(xué)藥劑注入時也需要對水下閥門進(jìn)行控制。

3.4系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

在確定了主要控制方式后，需對控制系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)進(jìn)行進(jìn)一步確定。該氣田的復(fù)合電液控制系統(tǒng)包括位于FLNG的上部設(shè)施、位于海底的水下控制設(shè)備以及臍帶纜三部分。

1) 上部安裝的水下控制系統(tǒng)[2-3]。在水下生產(chǎn)區(qū)域所依托的FLNG上設(shè)置上部安裝水下控制系統(tǒng)主控站MCS。MCS與FLNG的過程自動化系統(tǒng)PAS相互獨(dú)立，是FLNG PAS的1個節(jié)點(diǎn)，通過冗余控制網(wǎng)絡(luò)與PAS相連。水下控制系統(tǒng)完成對水下生產(chǎn)系統(tǒng)控制單元及水下配電系統(tǒng)的監(jiān)視及控制。水下控制系統(tǒng)主控站與FLNG的過程自動化系統(tǒng)共用控制網(wǎng)絡(luò)，共同保障水下生產(chǎn)系統(tǒng)的安全。上部安裝的主控站與水下生產(chǎn)控制單元通過完全冗余的光纖通道相連接。

在FLNG上設(shè)置水下冗余的水下電力單元(EPU)，用于為水下控制單元提供所要求的電壓等級的電源。EPU由UPS供電，通過控制臍帶纜為水下井口提供動力。EPU的輸入電壓、輸入電流、臍帶纜的電壓及電流、過壓及過流報(bào)警信息應(yīng)能夠在MCS上進(jìn)行監(jiān)視。

在FLNG上設(shè)置冗余液壓站，每臺液壓站通過2臺獨(dú)立的液壓泵經(jīng)臍帶纜向水下生產(chǎn)系統(tǒng)輸送高壓(HP)及低壓(LP)液壓液，滿足水下閥門的液壓控制要求。液壓站采用專用控制系統(tǒng)進(jìn)行就地控制，可以從MCS對液壓站的壓力供給狀態(tài)、液壓油液位、液壓泵的狀態(tài)等進(jìn)行監(jiān)視。

2) 水下安裝的控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)。液壓液、化學(xué)藥劑、電信號、光信號匯聚于上部臍帶纜終端總成，經(jīng)動態(tài)臍帶纜連接至水下臍帶纜終端分配總成(SDA)。由于該氣田水下各管匯、井口的距離較遠(yuǎn)，水下安裝的控制系統(tǒng)之間的信號線均為光纖連接。為保障水下系統(tǒng)的可靠性，水下生產(chǎn)的各個單元均采用1∶1冗余配置。在水下立管管匯、水下生產(chǎn)管匯及水下采油樹上設(shè)置水下控制模塊，水下控制模塊采集水下生產(chǎn)設(shè)施上的壓力、溫度、流量、聲波探測信號、腐蝕探棒信號、閥門閥位信號以及水下生產(chǎn)相關(guān)的信息，執(zhí)行水下閥門的控制及關(guān)斷，通過光纖進(jìn)行水上與水下數(shù)據(jù)的傳輸，完成水上安裝的控制系統(tǒng)對水下生產(chǎn)系統(tǒng)的監(jiān)視及控制。

3) 臍帶纜[2-3,10]。根據(jù)該氣田的總體開發(fā)模式，在FLNG與其服務(wù)的水下生產(chǎn)區(qū)之間設(shè)置動態(tài)及靜態(tài)臍帶纜。為水下生產(chǎn)系統(tǒng)提供電力、通信、高壓及低壓液壓動力源以及化學(xué)藥劑注入。動態(tài)臍帶纜位于FLNG上部臍帶纜終端總成與位于水下立管管匯附近的水下臍帶纜終端分配總成之間。靜態(tài)臍帶纜位于水下立管管匯附近的水下臍帶纜終端分配總成和水下生產(chǎn)管匯側(cè)水下臍帶纜終端分配總成之間。臍帶纜內(nèi)部組成包括高壓及低壓液壓液管線、阻垢劑注入管線、防蠟劑注入管線、液壓液回流管線、環(huán)空管線、電力電纜、光纖及備用管線。西澳氣田典型鉆井中心水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖2所示。

3.5關(guān)斷邏輯設(shè)計(jì)

該氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)和其所依附的水上FLNG共同完成對水下氣田的開發(fā)，在邏輯設(shè)計(jì)上，應(yīng)將水下和水上統(tǒng)一考慮。根據(jù)文獻(xiàn)規(guī)定，水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)的設(shè)備及子系統(tǒng)不是安全相關(guān)系統(tǒng)，因而對于水下生產(chǎn)系統(tǒng)的緊急關(guān)斷功能或其他安全相關(guān)功能，只由水上FLNG的緊急關(guān)斷ESD/FGS系統(tǒng)來觸發(fā)，觸發(fā)的結(jié)果直接作用在上部安裝的水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備的執(zhí)行元件上，例如圖2中液壓站的電磁閥可通過FLNG上的ESD系統(tǒng)來觸發(fā)。

水下設(shè)施的關(guān)斷來自FLNG ESD系統(tǒng)或水下生產(chǎn)設(shè)施自身檢測到異常工況時的關(guān)斷，水下MCS接收到上述兩種請求后，對水下生產(chǎn)設(shè)施進(jìn)行關(guān)斷。水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)的關(guān)斷級別由低到高分為以下3個級別：

1) 過程關(guān)斷(PSD)。該級別的關(guān)斷來自FLNG上部組塊或水下的特定部位，某些生產(chǎn)設(shè)施可能會出現(xiàn)潛在危險(xiǎn)。

2) 所有生產(chǎn)設(shè)施的ESD。該級別的關(guān)斷用于保護(hù)人員及設(shè)施，當(dāng)在FLNG上的非危險(xiǎn)區(qū)發(fā)生火災(zāi)或可燃?xì)怏w泄漏，或在FLNG中控室的手動操作或船體各部位的火災(zāi)手動報(bào)警按鈕按下時，該級別關(guān)斷將被觸發(fā)。對于水下設(shè)施而言，該級別的關(guān)斷將引起所有水下井口的關(guān)斷以及水上安裝的水下生產(chǎn)系統(tǒng)相關(guān)設(shè)備的關(guān)斷。

3) 棄船關(guān)斷。該級別的關(guān)斷為最高級別關(guān)斷。該級別關(guān)斷由FLNG中控室手動按下，或者從FLNG船體的逃生處的手動按鈕按下，除消防系統(tǒng)以外的所有生產(chǎn)及處理設(shè)施將被關(guān)停，關(guān)斷所有的水下生產(chǎn)系統(tǒng)的液壓以及電力供應(yīng)。

3.6水下井口計(jì)量

通常，油氣田的計(jì)量包括單井計(jì)量和總量計(jì)量兩部分，對于水下井口計(jì)量方式的選擇需綜合考慮用戶需求、經(jīng)濟(jì)、維護(hù)等各方面的因素。該氣田的水下井口選用水下濕氣流量計(jì)，直接安裝于每個水下采油樹的出油管線上，作為單井的初步計(jì)量系統(tǒng)，并對采出濕氣中的含水量進(jìn)行監(jiān)視以實(shí)現(xiàn)對單井的測試及計(jì)量。根據(jù)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的設(shè)計(jì)原則，對于水下井口的計(jì)量選用水下濕氣計(jì)量模塊完成。

圖2　西澳氣田典型鉆井中心水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意

3.7水下儀表選型

為滿足水下生產(chǎn)的需要，在該氣田各水下控制模塊、水下采油樹、水下管匯及水下立管基座管匯上設(shè)置各類水下儀表。各類水下儀表的結(jié)構(gòu)需能夠承受周圍的海水環(huán)境的壓力，且采用耐腐蝕材料制造(尤其是接口法蘭部位)，各水下儀表選型原則如下：

1) 水下傳感器采用水下控制模塊供電，4～20 mA標(biāo)準(zhǔn)接口。

2) 水下采油樹裝設(shè)的溫度及壓力變送器能在海底最低溫度下工作，采用冗余配置以滿足水下生產(chǎn)的可靠性。

3) 水下濕氣計(jì)量流量計(jì)直接安裝于每個水下采油樹出口管線上，與油嘴閥集成在一個流量控制模塊中采用模塊化安裝，選用文丘里管進(jìn)行單井計(jì)量。

4) 水下閥門選用故障安全型。閥門失液將引起閥門回到故障安全的位置。水下控制模塊失電以及通信斷開將使得水下閥門保持在最終的設(shè)定位置。

5) 水下閥門的液壓控制選用開式兼容的閉式液壓控制系統(tǒng)，液壓系統(tǒng)將提供雙回路的低壓及高壓液壓源到水下系統(tǒng)，控制水下閥門的動作，水下閥門動作后，控制液將沿臍帶纜的備用管線返回到FLNG液壓系統(tǒng)中。當(dāng)臍帶纜中的備用管線在氣田開發(fā)后期用于其他用途時，井口的高壓閥門動作時，高壓液壓液采用開式系統(tǒng)直接排海。

4結(jié)束語

水下生產(chǎn)系統(tǒng)是深水氣田的主要開發(fā)方式，目前，主要的深水開發(fā)技術(shù)還處于發(fā)展階段。筆者以西澳深水項(xiàng)目為例，根據(jù)氣田的特點(diǎn)確定了氣田控制方式，并對整個水下控制系統(tǒng)進(jìn)行分析和設(shè)計(jì)，主要總結(jié)如下：

1) 氣田所在區(qū)域水深及規(guī)模決定了氣田的總體工程開發(fā)模式。水下井口的布置方式以及與水下井口所依托設(shè)施的距離是控制方式選擇的主要依據(jù)。

2) 在確定控制方式以后，需要確定水下控制系統(tǒng)的總體結(jié)構(gòu)。用于水下控制的主要設(shè)備的失效將導(dǎo)致整個氣田停產(chǎn)，在配置時需考慮冗余配置，在該設(shè)備失效移除后將不會影響剩余設(shè)施的正常生產(chǎn)，且要保證用于水下的控制系統(tǒng)與水上依附設(shè)施控制系統(tǒng)的獨(dú)立性。例如，對于水下控制模塊的選擇需考慮其內(nèi)部水下電子單元模塊的冗余。

3) 根據(jù)水上設(shè)施與水下井口的距離，決定是否采用光纜傳輸。為了保證可靠性，光纜線路的冗余配置也需要在設(shè)計(jì)時考慮。

4) 設(shè)計(jì)時必須考慮液壓控制系統(tǒng)的開式及閉式，盡量將水下生產(chǎn)對海水的污染減少到最小是目前水下控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)的趨勢。

5) 與水上儀表不同的是水下儀表的耐高壓、耐低溫和耐腐蝕性要好，并且應(yīng)盡量選用標(biāo)準(zhǔn)化、高可靠性、免維護(hù)或更換方便的產(chǎn)品[12]。

6) 為增強(qiáng)水下生產(chǎn)的可靠性，水下儀表均采用冗余配置。

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Analysis and Design of Subsea Production Control System

Li Xiaorui, Tan Zhuangzhuang

(China National Petroleum Offshore Engineering Co. Ltd., Beijing, 100028, China)

Abstract：Subsea production control system is the key to guarantee subsea production reliable, safe and communication with overwater supporting facilities. The design idea and selection principle of control mode for subsea production control system are briefly introduced with Western Australia Gas Field as an example. The massive structure and the relationship with overwater supporting facilities are completed analyzed.

Key words：deepwater gas field; subsea production system; deepwater development; control system

中圖分類號：TP273

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：B

文章編號：1007-7324(2015)02-0019-05

作者簡介：李小瑞，(1982—)，女，2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)信號與信息處理專業(yè)，現(xiàn)從事海洋石油工程自動化儀表設(shè)計(jì)工作，任工程師。

稿件收到日期： 2014-10-19，修改稿收到日期：2015-01-15。