СИСТЕМЫ ГЕОТЕХНИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ МОРСКИХ ИНЖЕНЕРНЫХ СООРУЖЕНИЙ

Безаварийная эксплуатация объектов газонефтедобычи является приоритетной задачей, поскольку, в следствии аварий наносится значительный ущерб персоналу и окружающей среде, а также влечет за собой значительные финансовые потери и остановку добычи. В связи с этим весьма актуальной задачей становится разработка концепции мониторинга технического состояния конструкций морских инженерных сооружений.

При разработке системы мониторинга одним из ключевых вопросов является выбор способов мониторинга: периодические инспекции, обследования или непрерывный автоматизированный мониторинг. Наиболее распространенными в мировой практике является проведение периодических обследований и инспекций с последующей обработкой полевых испытаний и, при необходимости, выдачей рекомендаций о проведении восстановительных работ. В зависимости от технического состояния объекта составляется новая программа работ по обследованию.

В состав системы планирования и проведения периодических инспекций и обследований может включаться:

- контроль коррозионного износа несущих элементов конструкции;

- контроль образования и развития трещин, в том числе в сварных швах;

- контроль целостности лакокрасочного покрытия и протекторов, наличия вмятин и прочих дефектов.

Проведение периодических инспекций один раз в несколько лет для оценки технического состояния особо ответственных и уникальных сооружений может являться недостаточным. Поскольку не позволяет своевременно выявить проблему и предотвратить негативные последствия.

Указания по проведению и выбору способа мониторинга технического состояния морских инженерных сооружений регламентируется требованиями Российских нормативных документов:

- СП 58.13330.2012 «Актуализированная редакция СНиП 33-01-2003 «Гидротехнические сооружения. Общие положения»;

- Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности морских объектов нефтегазового комплекса»;

- ГОСТ 31937-2011. «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

- ГОСТ Р 54523-2011 «Портовые гидротехнические сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

В соответствии с СП 58.13330.2012 и ГОСТ 31937-2011 для особо ответственных и уникальных зданий и сооружений необходимо предусматривать автоматизированные системы мониторинга, действующие в постоянном режиме.

Система технического мониторинга морских инженерных сооружений в соответствии с действующими нормативными требованиями включает три основных направления:

1. система автоматизированного мониторинга технического состояния конструкций морских инженерных сооружений;

2. система планирования и проведения периодических обследований и инспекций;

3. система сбора, обработки и хранения данных мониторинга.

В зависимости от решаемых задач и типа сооружения в состав системы автоматизированного мониторинга морских инженерных сооружений могут входить подсистемы:

- определение фактических нагрузок и воздействий на сооружение;

- определения пространственного положения сооружения;

- определение параметров напряженно-деформированного состояния несущих элементов конструкции;

- определение параметров вибрации сооружений;

- определения параметров напряженно-деформированного состояния грунтового основания сооружения.

Разработка мониторинга технического состояния морских инженерных сооружений, осуществляемого с помощью автоматизированных стационарных систем, состоит из нескольких этапов [2]:

1) Создание моделей опасности для объекта разрабатывается на основе анализов рисков возможных аварийных ситуаций: природно-техногенных воздействий, конструктивных особенностей объекта и т.д.;

2) На основе разработанных моделей проводят анализ поведения конструкций при реализации таких опасностей и составляют программу проведения мониторинга, в которой указывают конструкции или системы, подлежащие контролю и устанавливают перечень контролируемых параметров.

3) Технологию проведения мониторинга технического состояния элементов или частей сооружений устанавливают на основе апробированных или специально-разрабатываемых методов, аппаратуры или оборудования.

4) Регламент проведения мониторинга разрабатывается на основе имеющегося опыта проведения инспекций, анализа поведения конструкций, скорости развития дефектов в конструкциях или степени возможного допущения. На основе опыта обследования и анализа поведения строительных конструкций, степени возможного допущения изменения напряженно-деформированного состояния с учетом скорости развития негативных процессов в конструкциях.

Примеры внедренных систем мониторинга на морских нефтегазопромысловых сооружениях российского и зарубежного шельфа.

Компания MONSOL разработала систему автоматизированного мониторинга для морских платформ проекта «Сахалин-1», а именно «Моликпак», «Пильтун-Астохская-Б» и «Лунская-А», расположенных на шельфе о. Сахалин. Данные сооружения эксплуатируются в экстремальных условиях, т.к. подвержены сейсмическому воздействию интенсивностью 9 баллов.

Целью создания системы автоматизированного мониторинга являлся контроль колебаний конструкций платформ при землетрясениях. Было принято два уровня для аппаратной системы мониторинга. В состав первого уровня входят емкостные (МЭМС) акселерометры и кабельные линии. Всего на платформах установлено по 9 акселерометров: четыре датчика на опорах и пять датчиков на верхнем строении. Выбранные места расположения оборудования позволяют контролировать колебания платформы относительно опор. В состав второго уровня аппаратной части системы включены регистраторы данных компании Yokogawa Electric Corporation.

Непрерывный контроль колебаний конструкций позволяет своевременно выполнить оценку технического состояния объекта и обеспечить оповещение при наступлении аварийных ситуаций.

Рисунок 1. Проект «Сахалин-1» на шельфе о. Сахалин

Монитор вибрационной активности на морской платформе Transocean в океанском заливе Гуанабара Рио-де-Жанейро представляет собой относительно простую аппаратно-программную систему, предназначенную для предоставления обновленных прогнозов усталостной нагрузки в сварных швах [4]. Расположенный на верхнем строении платформы виброметр измеряет движение платформы с помощью двух ортогональных акселерометров. Эти движения обрабатываются в режиме реального времени, чтобы обеспечить непрерывную запись направления и частоты движения платформы. Записанные данные объединяются с передаточными функциями из конечно-элементной структурной модели, чтобы прогнозировать и оценивать усталостную активность в конструкциях и соединениях. Эти данные используются для анализа мест расположения повреждений в конструкциях платформы, и для контроля сварных швов, находящихся под водой.

Рисунок 2. платформа Transocean в океанском заливе Гуанабара Рио-де-Жанейро

Существенные изменения в структурной целостности платформы могут быть обнаружены путем мониторинга ее собственных частот и сравнения характеристик отклика с определенными критериями. Это позволяет уменьшить количество периодических подводных исследований.

Мониторинг технического состояния комплекса морских платформ DP6 компании Spirit Energy на месторождении Саут-Морекамб Восточно-Ирландском море осуществляется с помощью дронов, оснащенных датчиками и камерами, которые проводят проверки в реальном времени, в том числе мониторинг трубопроводов на наличие утечек, проблем безопасности и соответствия установленным требованиям [5]. В труднодоступных местах дайверы заменяются автоматическими беспилотниками для проверки технического состояния конструкций и необходимости проведения ремонтных и восстановительных работ. Подводные беспилотники Deep Ocean, проводят точные гидролокационные и подводные лазерные исследования, в результате которых получают облако 3D-точек, на основе которых воссоздают морское дно и положение сооружения в реальном времени. Кроме того, возможность мониторинга морских объектов над и под водой через подключенные датчики к сети Интернет снижает риск отказа оборудования, своевременно указывая необходимые требования к техническому обслуживанию. Например, беспилотное оборудование Air Control Entech обеспечивает видеосъемку высокой четкости в режиме реального времени и передачу данных от морских обследований к береговому пункту управления. Это помогает уменьшить количество обследований и значительно повысить скорость и эффективность отчетности.

General Electric разработала облачные технологии, которые могут контролировать параметры и повышать производительность за счет интеграции широкого спектра логистических, операционных и производственных систем, тем самым максимизируют эффективность и предупреждая ответственных о потенциальных проблемах.

Рисунок 3. Платформа DP6 компании Spirit Energy на месторождении Саут-Морекамб Восточно-Ирландском море

Большая часть морских нефтегазопромысловых сооружений по всему миру почти полностью автоматизированы, хотя большинство в настоящее время автоматизированы только для конкретных задач [6]. Например, автоматизированное диспетчерское управление для контроля срабатывания объединяет системы обработки трубопроводов что позволяет уменьшить количество персонала до нескольких диспетчеров. Кроме того, в буровых установках теперь есть роботизированный инструмент для работы с оборудованием для тушения пожаров. Роботизированный инструмент может поворачивать клапаны для управления бурением под давлением и может включать тумблеры для подачи высокого напряжения [1].

Так норвежская госкомпания Statoil и ее партнеры по лицензионным участкам в целях модернизации нефтедобычи на шельфе сделали выбор в пользу платформы с автоматизированным оборудованием [2].

Платформу планируется ввести в действие в Северном море, на нефтяном месторождении Oseberg, где добыча ведется уже 25 лет. На платформе не планируется размещение персонала, площадок для вертолетов и спасательных лодок. Загрузка добытых продуктов будет осуществляться танкерами. Контрольные инспекции на платформе планируется проводить два раза в год. Непрерывный контроль будет осуществляться из Центра Озеберг (Oseberg field Сentre), расположенном в Северном море, в 140 км северо-западнее от города Берген (юго-западное побережье Норвегии).

Полностью автоматизированные платформы планируют эксплуатировать на глубинах до 150 м. Данные сооружения по оценкам экономистов являются более экономичными, позволяют сократить расход материалов и оборудования. Это один из первых проектов компании Statoil, в котором планируется использование «беспилотных» добывающих платформ (в приемлемом диапазоне морских глубин).

Рисунок 4. Проект платформы компании Statoil на нефтяном месторождении Oseberg

Проведение мониторинга морских инженерных сооружений позволяет своевременно определить действительное техническое состояние объекта, получить информацию и количественные показатели качества конструкций с учетом изменений, возникших в результате повреждений, установить объемы и состав ремонтных и восстановительных работ.

Список литературы:

1. Кирилин М.А. Нормативно_правовое обеспечение внедрения новейших технологий мониторинга и обеспечение безопасности морской деятельности информационных центров, мониторинг и оценка рисков // Транспортная безопасность и технологии. — 2008. — № 3.
2. Горбунов О.Н., Машкова_Хоркина С.А. Автоматизированный мониторинг технического состояния морских нефтегазовых сооружений. Маркшейдерский вестник. — 2012. — № 2. — С. 25–28.
3. Лобковский Л.И. Технологии комплексного мониторинга акваторий в условиях освоения нефтегазовых месторождений / Л.И. Лобковский, С.А. Ковачев// Труды Международного симпозиума ≪Инновационные технологии в исследовании окружающей среды. – М.– Ларнака Кипр : МФТИ, 2013. – С. 24-34.
4. Allen, E., 2015. Deepwater facility integrity management: a state-of-the-art review. In: SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. Nusa Dua, Bali,Indonesia, SPE-176409-MS.
5. Chen, S., Lan, Z., Song, J., 2010. Offshore oil platforms corrosion monitoring techniques. Oil Gas 24 (6), 22–25.
6. Davis, E., Marsic, S., Roadarmel, W., 2008. Deformation monitoring through multiplatform integration. In: Proceeding of the 13th FIG Symposium on Deformation. Deformation Measurement and Analysis/4th IAG Symposium on Geodesy for Geotechnical and Structural Engineering. LNEC, Lisbon, pp. 12–13.