水下生產控制系統的分析與設計

李小瑞，譚壯壯

(中國石油集團海洋工程有限公司，北京 100028)

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水下生產控制系統的分析與設計

李小瑞，譚壯壯

(中國石油集團海洋工程有限公司，北京 100028)

摘要：水下生產控制系統是保障水下生產可靠、安全及溝通水上依托設施的關鍵，以西澳某深水氣田為例，簡要介紹了深水開發中水下生產控制系統的設計思路和控制方式的選擇原則，對系統的整體結構及其所依附的水上設施控制系統的關系進行了全面分析。

關鍵詞：深水氣田水下生產系統深水開發控制系統

深水油氣田開發具有離岸距離遠、環境條件復雜、開發難度大、操作風險高等特點，在生產過程中，一旦發生事故，將造成巨大損失，對于海洋環境的影響將是難以彌補的。因此，在深水開發中，如何保證水下生產設施的安全可靠顯得尤為突出，而水下生產控制系統在生產過程中起到保障水下生產順利進行、保護水下設施不被損壞、防止環境污染的作用。

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。此次開發共設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儲卸裝置(FLNG)+水下生產系統”的開發方式。每個水下鉆井中心的水下生產系統采出的天然氣經水下跨接管線匯集到水下管匯，再經海底管線送至立管管匯，最后通過臍帶纜送至上部FLNG進行天然氣的處理、儲存和裝卸。

2水下生產工藝流程

西澳氣田水下生產系統工藝流程如圖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儲油卸油裝置(FPSO)進行處理。另外，在不可預見的工況下，水下生產系統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，在FLNG上設置水和乙二醇(MEG)注入系統，向各個水下生產井口注入MEG。

為了對單井產出的濕氣進行計量，在每口井的采油樹出口管線上設置水下濕氣計量模塊，包括水下濕氣計量流量計及油嘴閥。為了對水下生產流程進行監視以及防止水下管線及設施的泄漏和堵塞，在主流程上設水下壓力傳感器。

3控制系統方案設計及分析

3.1水下生產控制系統設計思路

圖1　西澳氣田水下生產系統工藝流程示意

水下控制系統為水下生產井及注水井提供了管理功能。在油氣田的生產規模確定后，根據水深，綜合油氣田開發的各項經濟指標確定油氣田的總體開發模式。在確定采用水下井口進行開發以后，水下生產控制系統需根據水下井口的布置方式以及與依托設施的距離進行選擇，涉及水下生產控制系統控制方式、水下生產控制系統結構、水下控制模塊功能、水下計量方式以及水下儀表的選擇。

3.2控制方式選擇

水下控制系統的主要控制對象為安裝于水下各個生產設施上的閥門。傳統水上生產系統從井口采油樹到所有的水上處理設施直至外輸，所有的設施都位于水上，由于控制距離僅限于水上各個生產設施，控制系統對井口及主要生產流程的聯鎖控制相對簡單。而對于水下生產系統，在發生緊急情況時，水下各個裝置的緊急關斷均需要水下閥門執行，因而這些閥門控制方式的選擇是至關重要的。由于該氣田屬長距離綜合性油田，每個區域的水下井口均呈簇狀分布，氣田總體采用水下生產系統回接至FLNG的開發模式?？刂坡窂降拈L短以及水下閥門對于上部命令的響應時間決定了水下控制方式和通信方式的選擇[2-3]。目前控制系統的控制方式包括全液壓系統和電液控制系統兩種。該氣田水下井口所依托的FLNG與水下生產設施的最長距離約為11km，即控制路徑最長為11km，結合該氣田的總體結構以及水下生產工藝流程，氣田的水下控制系統選用復合電液控制系統。水下遠程控制閥門選用液壓控制閥門，FLNG上選用集成的DCS和生產液壓單元(HPU)經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)，從而達到對水下設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進行監測[5-6]。復合電液控制實現了單根臍帶纜對水下各個井口的控制和監視，將信號的復用技術用于對水下井口的控制上。

3.3功能設計

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。在正常作業時，需根據生產要求對水下各個設施上的遙控閥門進行開啟和關閉。復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)、生產主閥(PMV)、生產翼閥(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上對水下生產運行參數的監測，對于水下生產狀態需要通過安裝在水下的壓力、溫度傳感器、水下濕氣計量計WGFMs (wet gas flow meter)對井口壓力、溫度，生產壓力、溫度、環空壓力、單井產量等進行測量。要求在水下生產流程出現泄漏、堵塞等異常工況時，能夠快速關斷主工藝流程的快速關斷閥，以保證水下生產的安全。另外，對于水下生產油嘴需監視油嘴的位置，并根據氣田的實際需要調節油嘴的開度。化學藥劑注入時也需要對水下閥門進行控制。

3.4系統結構

在確定了主要控制方式后，需對控制系統的結構進行進一步確定。該氣田的復合電液控制系統包括位于FLNG的上部設施、位于海底的水下控制設備以及臍帶纜三部分。

1) 上部安裝的水下控制系統[2-3]。在水下生產區域所依托的FLNG上設置上部安裝水下控制系統主控站MCS。MCS與FLNG的過程自動化系統PAS相互獨立，是FLNG PAS的1個節點，通過冗余控制網絡與PAS相連。水下控制系統完成對水下生產系統控制單元及水下配電系統的監視及控制。水下控制系統主控站與FLNG的過程自動化系統共用控制網絡，共同保障水下生產系統的安全。上部安裝的主控站與水下生產控制單元通過完全冗余的光纖通道相連接。

在FLNG上設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、過壓及過流報警信息應能夠在MCS上進行監視。

在FLNG上設置冗余液壓站，每臺液壓站通過2臺獨立的液壓泵經臍帶纜向水下生產系統輸送高壓(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進行就地控制，可以從MCS對液壓站的壓力供給狀態、液壓油液位、液壓泵的狀態等進行監視。

2) 水下安裝的控制系統結構。液壓液、化學藥劑、電信號、光信號匯聚于上部臍帶纜終端總成，經動態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，水下安裝的控制系統之間的信號線均為光纖連接。為保障水下系統的可靠性，水下生產的各個單元均采用1∶1冗余配置。在水下立管管匯、水下生產管匯及水下采油樹上設置水下控制模塊，水下控制模塊采集水下生產設施上的壓力、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相關的信息，執行水下閥門的控制及關斷，通過光纖進行水上與水下數據的傳輸，完成水上安裝的控制系統對水下生產系統的監視及控制。

3) 臍帶纜[2-3,10]。根據該氣田的總體開發模式，在FLNG與其服務的水下生產區之間設置動態及靜態臍帶纜。為水下生產系統提供電力、通信、高壓及低壓液壓動力源以及化學藥劑注入。動態臍帶纜位于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管匯側水下臍帶纜終端分配總成之間。臍帶纜內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控制系統結構如圖2所示。

3.5關斷邏輯設計

該氣田水下生產系統和其所依附的水上FLNG共同完成對水下氣田的開發，在邏輯設計上，應將水下和水上統一考慮。根據文獻規定，水下生產控制系統的設備及子系統不是安全相關系統，因而對于水下生產系統的緊急關斷功能或其他安全相關功能，只由水上FLNG的緊急關斷ESD/FGS系統來觸發，觸發的結果直接作用在上部安裝的水下生產系統設備的執行元件上，例如圖2中液壓站的電磁閥可通過FLNG上的ESD系統來觸發。

水下設施的關斷來自FLNG ESD系統或水下生產設施自身檢測到異常工況時的關斷，水下MCS接收到上述兩種請求后，對水下生產設施進行關斷。水下生產控制系統的關斷級別由低到高分為以下3個級別：

1) 過程關斷(PSD)。該級別的關斷來自FLNG上部組塊或水下的特定部位，某些生產設施可能會出現潛在危險。

2) 所有生產設施的ESD。該級別的關斷用于保護人員及設施，當在FLNG上的非危險區發生火災或可燃氣體泄漏，或在FLNG中控室的手動操作或船體各部位的火災手動報警按鈕按下時，該級別關斷將被觸發。對于水下設施而言，該級別的關斷將引起所有水下井口的關斷以及水上安裝的水下生產系統相關設備的關斷。

3) 棄船關斷。該級別的關斷為最高級別關斷。該級別關斷由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，除消防系統以外的所有生產及處理設施將被關停，關斷所有的水下生產系統的液壓以及電力供應。

3.6水下井口計量

通常，油氣田的計量包括單井計量和總量計量兩部分，對于水下井口計量方式的選擇需綜合考慮用戶需求、經濟、維護等各方面的因素。該氣田的水下井口選用水下濕氣流量計，直接安裝于每個水下采油樹的出油管線上，作為單井的初步計量系統，并對采出濕氣中的含水量進行監視以實現對單井的測試及計量。根據水下生產系統的設計原則，對于水下井口的計量選用水下濕氣計量模塊完成。

圖2　西澳氣田典型鉆井中心水下生產控制系統結構示意

3.7水下儀表選型

為滿足水下生產的需要，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置各類水下儀表。各類水下儀表的結構需能夠承受周圍的海水環境的壓力，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標準接口。

2) 水下采油樹裝設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的可靠性。

3) 水下濕氣計量流量計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，選用文丘里管進行單井計量。

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，液壓系統將提供雙回路的低壓及高壓液壓源到水下系統，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液壓系統中。當臍帶纜中的備用管線在氣田開發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直接排海。

4結束語

水下生產系統是深水氣田的主要開發方式，目前，主要的深水開發技術還處于發展階段。筆者以西澳深水項目為例，根據氣田的特點確定了氣田控制方式，并對整個水下控制系統進行分析和設計，主要總結如下：

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

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

3) 根據水上設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計時考慮。

4) 設計時必須考慮液壓控制系統的開式及閉式，盡量將水下生產對海水的污染減少到最小是目前水下控制系統設計的趨勢。

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，并且應盡量選用標準化、高可靠性、免維護或更換方便的產品[12]。

6) 為增強水下生產的可靠性，水下儀表均采用冗余配置。

參考文獻：

[1]王建文，王春升，楊思明.水下生產系統開發模式和工程方案設計.中國造船，2011，52(02)： 27-32.

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[10]International Organization for Standardization.ISO13628-5 Petroleum and Natural Gas Industries — Design and Operation of Subsea Production Systems — Part 5： Subsea Umbilicals. Switzerland： International Organization for Standardization, 2002.

[11]International Electrotechnical Commission. IEC61508-2000 Functional Safety of Electrical/Electronic/Programmable Safety-Related System. Geneva： International Electrotechnical Commission, 2000.

[12]張理.水下生產控制系統設計探討.中國造船，2010，51(02)： 185-190.

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

文獻標志碼：B

文章編號：1007-7324(2015)02-0019-05

作者簡介：李小瑞，(1982—)，女，2008年畢業于中國石油大學信號與信息處理專業，現從事海洋石油工程自動化儀表設計工作，任工程師。

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