Главная Архив номеров N-17 декабря 2007 Интегрированная система безопасной эксплуатации морских магистральных газопроводов на Арктическом шельфе.
 

Авторизация



Интегрированная система безопасной эксплуатации морских магистральных газопроводов на Арктическом шельфе. Печать

Г. Я. Буймистрюк, д.т.н., КБ Приборостроения «Интел-Система»,Р. Ц. Гулиянц, к.т.н., ЗАО «Корпорация «Кораблестроение», Ю. С. Мелехов,к.т.н., ОАО �

В своем докладе на заседании Правительства РФ 8 ноября 2007 года министр промышленности и энергетики Виктор Христенко отметил: «чтобы обеспечить освоение шельфа российской морской техникой, необходимо выйти на новый качественный уровень технологий», и в частности технологий безопасной транспортировки углеводородов, обеспечения безопасности морской деятельности и снижения экологического воздействия на окружающую среду. Федеральная целевая программа по освоению шельфа сейчас находится в разработке.

При этом важная роль отводится безопасной эксплуатации морских магистральных газопроводов. Ориентация отдельных специалистов преимущественно на внутритрубную диагностику является ошибочной и приведет к неоправданным рискам, большим материальным потерям и значительному экологическому ущербу. Только системный подход , ориентированный на полномасштабное решение задачи контроля ММГ в реальном времени, а также своевременное и качественное выполнение ремонтно-восстановительных работ могут быть гарантией безопасной эксплуатации ММГ в условиях Арктического шельфа.
Анализ мирового опыта эксплуатации морских трубопроводных систем для транспортировки углеводородов показывает, что составляющими общей угрозы безопасности являются:
- конструктивные и технологические дефекты трубопровода,
- нештатные технологические процессы и режимы,
- опасности техногенного происхождения (взрывоопасные объекты, затопленное химическое оружие и крупные объекты),
- процессы и явления в геологической среде,
- природно-климатические факторы,
- действия третьих лиц,
- экономическая и оборонная деятельность на море,
- военная деятельность.
В настоящее время регулирование отношений в сфере обеспечения безопасности продукции, процессов производства, эксплуатации, хранения, перевозок, реализации и утилизации осуществляется на основе положений ФЗ «О техническом регулировании». Закон предусматривает к 2010 году полностью гармонизировать российскую и зарубежные системы нормативно-правового регулирования в сфере обеспечения безопасности работ, продукции и услуг. В связи с этим необходимо, чтобы решение задач обеспечения безопасности накрывало все требования отечественных и зарубежных стандартов, и, в частности, следовало стандартам компании Det Norske Veritas (DNV) [1], которые используются как нормативная база проектирования ряда проектов морских трубопроводных систем для транспортировки углеводородов и, в том числе, газопровода Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Система стандартов DNV связывает безопасность с устранением угрозы причинения вреда персоналу, имуществу и/или окружающей среде, а риск - с размером причиненного ущерба. Указанный подход ориентирован на баланс действий по управлению эксплуатационными и технологическими рисками для нахождения устойчивого равновесия между безопасностью, функциональными возможностями и стоимостью.
В соответствии с разделом 10 стандарта DNV определены требования по обеспечению безопасности эксплуатации трубопроводной системы. Требования распространяются на инспекции и ремонт трубопроводов. При этом должны быть установлены основные положения инспекций и контроля, базирующихся на детальных программах, принципы формирования которых пересматриваются через 5-10 лет.
В соответствии с разделом B 200 стандарта DNV, трубопроводная система в обязательном порядке должна обеспечиваться текущим контролем (инспекцией) в течение времени эксплуатации. Стандарты DNV предписывают обследование конструкции морских трубопроводов и обнаружение дефектов (разд. 10, п. В, Е DNV-OS-F-101), инспекцию и контроль внешней и внутренней коррозии (разд. 10, п. С, D DNV-OS-F -101).
При этом «Параметры, которые могут угрожать работоспособности трубопроводной системы, должны контролироваться и оцениваться с той частотой, которая позволит принять меры по устранению неисправности прежде, чем система будет повреждена».
В целом, изложенные в стандартах DNV положения и требования носят рекомендательный характер и не содержат конкретных положений по технике и технологиям их решения.

В ОАО «Газпром» к настоящему времени применительно к наземным газопроводам разработана методика экспертной оценки относительного риска эксплуатации выделенных участков линейной части магистральных газопроводов, создано и отлажено программное обеспечение, разработаны рекомендации по определению приоритетов выделенных участков для диагностирования, обслуживания и ремонта ранжированных по степени опасности участков трубопровода. Выбором приоритетов в «Методике…», как и в зарубежной практике, называют процесс периодического (ежегодного) ранжирования участков газопровода по уровню относительной опасности их фактического состояния с точки зрения дальнейшей эксплуатации. Решение указанной задачи достигается путем оценки величины относительного риска дальнейшей эксплуатации каждого выделенного участка газопровода.
В настоящее время в газовой промышленности определилась тенденция перехода к стратегии эксплуатации магистральных газопроводов по техническому состоянию и назначению. Суть ее заключается в оценке технического состояния и ранжировании участков газопровода по степени опасности эксплуатации, в прогнозировании запаса остаточного ресурса и выработке предложений по проведению профилактических и ремонтных работ, в продлении ресурса безаварийной эксплуатации газопровода в результате выполнения профилактических и ремонтных работ. Для принятия решения о производстве профилактических и ремонтных работ важно знать не только результат наблюдений за текущим состоянием, но и то, каким образом это состояние изменится в будущем, а также какие организационные и технические меры следует принять, чтобы обеспечить требуемые условия эксплуатации.
Прогнозирование остаточного ресурса возможно только на основе комплексного оперирования статистическими базами данных о скорости деградации элементов конструкции и материалов трубопровода в различных условиях при непрерывном поступлении и обработке текущей информации о состоянии трубопровода и внешних факторов.
Таким образом, необходимо научно-техническое сопровождение процесса эксплуатации - мониторинг технического состояния газопровода.
Мониторинг - это информационно-аналитический процесс поиска и выработки решений в задаче управления безопасностью газопровода. Он включает в себя совокупность действий информационного и аналитического характера:
- наблюдение за объектом и сбор информации о его состоянии;
- оценка текущего состояния объекта и прогноз его изменения;
- подготовка управленческих решений с оценкой рисков их принятия.

В итоге, необходимо формирование системы эксплуатационного мониторинга морских трубопроводных систем как фактора снижения рисков аварий с тяжелыми (вплоть до катастрофических) последствиями технического, экономического и экологического характера, принятие унифицированных системных решений и выбор соответствующих технических средств. Структурная схема мониторинга технического состояния (ТС) морского магистрального газопровода (ММГ) показана на рис. 1.
Норвежские специалисты рекомендуют решать задачу мониторинга технического состояния газопровода Штокмановского ГКМ с помощью построенного ими в 1999 году многоцелевого судна «Subsea Viking», справедливо считая, что для условий ШГКМ необходимо использовать не менее двух судов такого типа. В случае освоения Штокмановского месторождения опыт норвежских специалистов должен быть существенно дополнен, а применяемые ими техниеские средства и технологии должны быть адаптированы к новым условиям, что потребует соответствующих научных и технических проработок.
В настоящей статье рассматриваются предложения по созданию конкурентоспособной отечественной системы мониторинга безопасной эксплуатации трубопроводов на основе критических и «прорывных» технологий, а именно - «Интегрированной системы безопасной эксплуатации (ИСБЭ)» [2].
Мониторинг безопасной эксплуатации ММГ оптимально реализуется ИСБЭ в следующем составе:
1.Суда обеспечения безопасной эксплуатации ММГ.
2.Стационарные средства наружной диагностики и дефектоскопии ТС ММГ.
3.Средства внутритрубной дефектоскопии ММГ (внутритрубные снаряды).
4.Система наблюдений и прогнозирования гео- и гидродинамических подвижек донных структур.
5.Информационно-аналитическая и экспертная система определения условий безопасной эксплуатации газопровода и их прогноза на будущее, определение состава и регламента ремонтно-восстановительных работ.
1.Облик судов обеспечения безопасной эксплуатации ММГ
Облик судов обеспечения безопасной эксплуатации ММГ (СОБ ММГ) [3] формируется исходя из состава решаемых ими задач:
• наружная дефектоскопия и диагностика технического состояния трубопровода;
• диагностика геодинамических и гидродинамических воздействий на трубопровод;
• обнаружение техногенных опасностей (затопленные корабли, самолеты, торпеды, мины, снаряды, отравляющие вещества, химическое оружие) и их демпфирование;
• экологический мониторинг трассы ММГ;
• охрана ММГ от несанкционированного доступа;
• мониторинг параметров безопасной эксплуатации ММГ с учетом данных наружной и внутритрубной диагностики технического состояния трубопровода, его напряженно-деформированного состояния, внешних геодинамических и гидродинамических воздействий на трубопровод и режимов перекачки газа;
• разработка регламента профилактических ремонтных работ без нарушения режима перекачки газа;
• выполнение профилактических ремонтных работ;
• сбор, обработка, хранение и обмен информацией с «Центром обеспечения безопасности» (ЦОБ) ММГ;
• дополнительные задачи:
- диагностика и мониторинг технического состояния подводных магистральных кабельных линий;
- выполнение профилактических и ремонтных работ кабельных линий;
- участие в аварийно-спасательных работах.
Для решения указанных задач СОБ ММГ оснащаются специализированными техническими средствами:
1. Осмотровыми (инспекционными) подводными аппаратами: автономным необитаемым телеуправляемым (АНПА); буксируемым необитаемым телеуправляемым (БНПА), самоходным необитаемым телеуправляемым (СНПА).
2. Рабочим подводным аппаратом - привязным необитаемым телеуправляемым (ПНПА).
3. Буксируемой антенной.
4. Вертолетом.
5. Водолазным комплексом.
6. Нормобарическим скафандром.
7. Средствами наружной диагностики технического состояния ММГ.
8. Средствами наружной диагностики гео- и гидродинамических воздействий на ММГ.
9. Средствами диагностики и мониторинга экологической обстановки по трассе ММГ.
10. Средствами обнаружения, идентификации и демпфирования техногенных опасностей.
11. Средствами охраны ММГ от несанкционированного доступа.
12. Гидроакустическими средствами освещения подводной обстановки.
13. Средствами освещения надводной обстановки.
14. Системой позиционирования СОБ ММГ.
15. Системой позиционирования СОБ, БНПА, СНПА и ПНПА.
16. Вычислительным центром, базой данных и экспертной системой оценки рисков и выработки рекомендаций по составу и регламенту профилактических и ремонтно-восстановительных работ.
17. Средствами связи и обмена информацией с центром управления безопасностью (ЦУБ) ММГ.
18. Средствами проведения профилактических и ремонтно-восстановительных работ.
19. Грузоподъемными и опускными устройствами.
20. Камерами запуска, приема и обслуживания подводных аппаратов.
21. Катером-лабораторией.
Судно может включаться в состав морских мобильных сил РФ, действующих в национальных интересах или в составе объединенных сил ООН, а также использоваться в интересах других министерств и ведомств в чрезвычайных ситуациях в соответствии со своими возможностями.
2. Облик стационарной системы диагностики и дефектоскопии ТС ММГ
Эффективное решение задач обеспечения безопасной эксплуатации морского газопровода будет достигнуто при условии дополнения информации, получаемой СОБ ММГ, данными стационарной системы диагностики и дефектоскопии (ССДД) ТС ММГ[2,4,5]. По нашему мнению на CCДД следует возложить решение следующих задач:
- дефектоскопия поверхностного и приповерхностного слоя металла трубопровода акусто-эмиссионными и акусто-спектральными методами неразрушающего контроля;
- определение коррозийных процессов и их последствий;
- диагностика местоположения и размера развивающихся дефектов;
- измерение деформаций для расчета напряжений по соотношениям напряжение-деформация материала трубы;
- измерение акустического портрета шумоизлучения трубопровода;
- обнаружение и определение месторасположения и размера течи на трубопроводе;
- обнаружение и определение участков трубопровода с высоким уровнем вибрации;
- обнаружение и определение акустических сигналов сейсмопроцессов в донных структурах акватории по трассе газопровода;
- измерение катодного потенциала электрохимической защиты ММГ от коррозии;
- обнаружение сигналов несанкционированного вторжения;
- контроль гидроакустической обстановки в акватории газопровода;
- измерение электрофизических параметров водной среды - электропроводности, температуры, солености.
Поставленная задача может быть решена системой, типовой фрагмент которой приведен на рис.2.
В основе представленной системы могут использоваться приемники на основе пьезоэлектрических акустических датчиков (ПЭАД) или приемники на основе волоконно-оптических акустических датчиков (ВОАД) и волоконно-оптических сенсорных кабелей (ВОСК).
Современной мировой тенденцией развития системы безопасности, структурного мониторинга сооружений, предупреждающей диагностики и обнаружения утечек углеводородов является применение волоконно-оптических систем контроля. Одним из примеров является ВОСКУГ австралийской фирмы «FFT» Ltd, примененная для обнаружения несанкционированных вырезок на одном из газопроводов Украины. Другим примером может служить разработанная компанией Genturion Northrop Grumman (США) система охраны гаваней, предназначенная для опознавания и сопровождения объектов потенциальной угрозы, в которой используется волоконно-оптическая акустическая антенна (в воде отсутствует электроника). Система прошла испытания на военно-морской базе в графстве Вентура. Получен контракт на разработку от Офиса программ по морскому наблюдению ВМС США.Настоящий инновационный проект в полной мере отвечает указанной общемировой тенденции и основан на самых передовых интегральных волоконно-оптических нанотехнологиях.
ССДД на основе ВОСК представляет собой современную SCADA -(Supervisory Control And Data Acquisition) - систему в области измерения и диагностики ММГ, обладающую рядом преимуществ перед существующими аналогами, обеспечивающую подключение до 300000 датчиков, получение, архивирование и отображение множества диагностических признаков при числе параллельных каналов от 1 до 100, числе датчиков на канал от 1 до 3000, со встроенными средствами самодиагностики от датчика до дисплея, на один компьютер.
В отличие от известных электроакустических датчиков, волоконно-оптические датчики имеют следующие преимущества:
- абсолютную взрыво-пожаробезопасность;
- невосприимчивость к электромагнитным помехам;
- устойчивость к агрессивным средам, морской воде;
- многопараметровая чувствительность (давление, температура, вибрация, акустическая эмиссия, деформация, коррозия и др.);
- реализуемость комбинированного сенсорно-связного оптического кабеля;
- низкая удельная стоимость интегральных волоконно-оптических датчиков;
- массив измерительных датчиков в заданном месте может достигать 200 шт/м;
- инстоляция массива датчиков может быть произведена под изоляцию на тело трубопровода.
2.1. Функциональная схема ССДД ТС ММГ
Функциональная схема ССДД ТС ММГ показана на рис.3.
Концепция автоматизации состоит в применении программируемых логических контроллеров, преобразующих все сигналы от распределенных датчиков параметров системы в цифровую форму для ввода по радиоканалу в серверы SCADA с последующей их обработкой, отображением на дисплеях операторов в виде фрагментов мнемосхем в удобной для восприятия форме и дальнейшего использования для выработки управляющих решений.
2.2. Конфигурация волоконно-оптической измерительной системы (ВОИС)
ВОИС входит в состав ССДД и является связующим звеном между трубопроводом и подсистемами определения дефектов[6,7].
ВОИС включает в себя:
- систему приема сигналов (волоконно-оптический кабель, волоконно-оптические датчики и аксессуары крепления к трубопроводу);
- блок предварительной обработки (находится в донном посту).
Определение и обнаружение характера опасности осуществляется в СОРДиУ.
В основе стационарной ВОИС лежат безопасные волоконно-оптические сенсорные кабели (ВОСК), содержащие так называемые «башне-вытяжные» (интегральные) многопараметровые волоконно-оптические датчики, чувствительные к основным физическим признакам - к давлению, деформациям, температурам, вибрациям, акустическим волнам. Эта система является зондовой, так как прием и передача сигналов основаны на опросе (зондировании) датчиков.
2.3 Базовые элементы зондовой ВОИС
2.3.1 Волоконно-оптический сенсорный кабель
Сенсорный кабель, содержащий множество ВОД (до 50 тысяч датчиков на строительную длину) изготавливается по специальной лазерной технологии на башне вытяжки оптического волокна NDT-2000 предприятия «Интел-Система» и путем нанесения специальных кабельных акустических и защитных покрытий на заводе «Севкабель».
Производимые ВОСК, работающие на принципах внутри-волоконной интерференции или дифракции, чувствительны к деформациям порядка 0,1 микрострэйн (1 мкстрэйн=1мкм/1м), вибросмещениям порядка 10-14 м, акустическому давлению менее 50 мкПа/vГц и к температуре порядка
10-6 °С, при этом электрически пассивны, не требуют электропитания и заземления. Диаметр ВОСК находится в пределах 1…4 мм в зависимости от измеряемых физических величин.
Наиболее перспективной является технология монтажа ВОСК, при которой в заводских условиях ВОД размещают на трубе под изолирующим покрытием. Последующая организация соединений делается в процессе укладки трубопровода на морское дно.
Монтаж, пуско-наладка и ввод в эксплуатацию на трубопроводе линий волоконно-оптических сенсорных кабелей может производиться как в строящихся, так и в уже существующих наземных, подземных и подводных газопроводах под давлением - без остановки работы газопроводов.
2.3.2 Оптический излучатель
В качестве оптических излучателей предпочтительней использовать лазерные диоды с VCSEL (Vertical Cavity Surface Emitting Laser) структурой - вертикально-резонаторный поверхностно-излучающий лазер. Эти диоды миниатюрны, обладают малым энергопотреблением, низкой стоимостью и повышенной надежностью - наработка на отказ составляет свыше миллиона часов.
Наряду со светодиодами и лазерными диодами в зондовых ВОИС используются твердотельные источники усиленного спонтанного излучения (УСИ). Важным достоинством источника УСИ является его способность генерировать оптические излучения большой мощности, например +16 дБм и более, что позволяет работать с очень большим массивом дифракционных брэгговских датчиков (до 10000 ВОД).
2.3.3 Оптико-электронный трансивер
Оптико-электронный трансивер (ОЭТ) обеспечивает дистанционное зондирование всего массива датчиков ВОСК. С оптическим кабелем ОЭТ соединяется через стандартный оптический порт (оптопорт), а с блоком последующей обработки - по стандартному USB порту, либо по стандартному PCI-интерфейсу с последующей передачей данных по радиоканалу в СИЭС СОБ.
2.3.4 Система управления, интерпретации и отображения данных
Применение быстрых ранговых и нейропроцессорных методов обработки и анализа сигналов в реальном масштабе времени позволяет адаптировать ВОИС для контроля ТС ММГ практически к любым нарушениям технического состояния газопровода при вероятностях правильного обнаружения аномалий не менее 0,98 при уровне ложных тревог не более 0,001.
Система управления представляет собой аппаратно-программный комплекс, который состоит из программного блока обработки информации (ПБОИ) и устройства отображения информации.
ПБОИ контроля ТС ММГ строится на специальных алгоритмах обработки сложных сигналов в условиях априорной неопределенности. Использование процессора с элементами искусственного интеллекта на основе нейронных сетей является наиболее мощным современным методом анализа сигналов и распознавания образов в реальном масштабе времени.
2.4 Характеристики используемых ВОД
Для построения подсистемы определения развивающихся дефектов («ПМ-АЭ») необходимы акустико-эмиссионные (АЭ) ВОД поля излучения из-за дефектов нарушения связей в кристаллической решетке металла трубы.
Построение эффективной подсистемы «ПМ-АЭ» требует датчиков, которые имеют высокую обнаружительную способность в условиях производственных шумов, шумов судоходства и реверберации.
В трубопроводах доминирующими источниками вибрационного шума являются изгибные волны с большей, вне плоскости поверхности, компонентой смещения.
Поэтому, во-первых, нужны датчики тангенциальной составляющей поверхностного смещения; во-вторых, нужны надежные и недорогие массивы точечных датчиков АЭ.
В настоящее время нужно адаптировать ВОД АЭ для контроля ТС ММГ вместо пьезоэлектрических акустических (до 20 кГц) и ультразвуковых (до 1 МГц) датчиков.
Таким образом, ВОД АЭ, в силу своей миниатюрности и широкополосности, освоенности технологий производства в КБ приборостроения «Интел-Система» и наряду с другими очевидными преимуществами - является реальным кандидатом для применения в предлагаемой системе мониторинга.
Для контроля прорыва, вибраций, течи, напряженно-деформированного состояния и несанкционированного доступа наиболее перспективны туннельные ВОД, которым присущи высокая чувствительность к низким частотам (от гидростатических давлений до 1 кГц), широкий динамический диапазон, линейная характеристика преобразования, легкость мультиплексирования, отсутствие 1/f и теплового шума, низкая стоимость.
Частотная характеристика чувствительности гидрофона (по давлению) на базе туннельного волоконно-оптического датчика, который имеет плоскую характеристику чувствительности от 1 до 1000 Гц на уровне -160 дБ/В/мкПа. Порог чувствительности к гидростатическому давлению - менее 0,001 Па.

Пороговая спектральная плотность обнаружения давления составляет 38…58 дБ/В/мкПа/vГц. Для сравнения, уровень шума моря на акустической частоте 100 Гц составляет около 40 дБ/В/мкПа/vГц. На рис. 5 приведены частотные характеристики распределенной волоконно-оптической акустической решетки (ВОАР) по сравнению с типовой пьезоэлектрической акустической решеткой (ПЭАР).
3. Средства внутритрубной дефектоскопии (внутритрубные снаряды)
Отечественные и зарубежные центры технической диагностики (ЦТД) обеспечивают контроль технического состояния магистральных трубопроводов внутритрубными снарядами, оснащенными диагностическими приборами ведущих отечественных и зарубежных компаний [8].
Решаемые задачи:
• Профилеметрия: обнаружение и измерение аномалий геометрии трубопровода (вмятины, овальности, сужения, гофры).
• Ультразвуковая дефектоскопия WM: обнаружение и измерение дефектов потери металла коррозионного, механического или технологического происхождения, расслоения, шлаковые включения.
• Ультразвуковая дефектоскопия CD: обнаружение и измерение продольных трещин и трещиноподобных дефектов, в том числе в продольных сварных швах.
• Магнитная дефектоскопия: обнаружение и измерение поперечных трещин (непровары, раковины) и трещиноподобных дефектов, в том числе в сварных стыках, обнаружения питинговой коррозии.
• Оценка опасности обнаруживаемых дефектов и необходимой категории ремонта.
• Изготовление устройств для очистки трубопроводов.
Основные технические характеристики внутритрубных дефектоскопов-снарядов приведены в таблице 1.
Д - наименьший преодолеваемый радиус огибающей, совмещенной с поворотом трубы.
Компанией PSI SmartPlugTM разработаны для использования на морских газопроводах внутритрубные дефектоскопы с длиной обследуемого участка до 250 км.
Следует отметить, что внутритрубная дефектоскопия не в состоянии обеспечить с необходимой полнотой выявление наиболее опасных дефектов - трещин. Кроме того, по результатам внутреннего контроля трудно определить степень опасности обнаруженных дефектов и момент разрушения трубопровода. Средства внутритрубной дефектоскопии не обнаруживают процесс термодиффузионного старения труб, в результате которого в межкристаллитном старении металла образуются микротрещины, развивающиеся при гидроиспытании или при дополнительном внутреннем нагружении за счет пропуска снарядов дефектоскопов.
4. Система наблюдений и прогнозирования гео- и гидродинамических подвижек донных структур.
4.1 Облик сейсмологического комплекса геофизических наблюдений в составе судна обеспечения безопасной эксплуатации морских магистральных газопроводов.

Сейсмологические наблюдения являются неотъемлемой и одной из важнейших составляющих комплекса геофизических исследований при эксплуатации трубопроводов. С помощью сейсмических данных формируется информация, необходимая для расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода:
1. Рельеф дна с предварительной оценкой геологического строения форм рельефа по трассе трубопровода.
2. Разграничение зон подводного размыва и накопления донных осадков.
3. Мощность донных осадков и предварительная оценка интенсивности осадконакопления.
4. Наличие сейсмогенных зон, выходов углеводородных газов, выделение потенциально опасных зон для возникновения оползней и другие геодинамические параметры, требующие постоянного контроля в процессе эксплуатации подводных трубопроводов.

еских наблюдений применяются гидролокаторы вертикального действия - профилографы, предназначенные для дистанционного обследования донного грунта с надводного судна в реальном масштабе времени.
Профилограф ПГ-300М, разработки ФГУП «ЦНИИ «Морфизприбор» (рис. 5), зарубежный аналог Bathy 2000P, обеспечивает:
• определение стратификации осадочных слоев дна;
• послойное определение коэффициента отражения от слоев осадков для возможности классификации грунта по пяти типам и оценки их плотности (ил, глина, песок, плотный и скальный грунт, газонасыщенный грунт);
• определение текущих значений глубины до границы вода-дно и определение толщины донных осадков, глубины залегания плотного консолидированного грунта;
• формирование массивов измеренных глубин слоев с указанием типа грунта и привязкой к текущим координатам по данным системы DGPS;
• архивирование первичной информации рабочих галсов на жестком диске и CD-R (DVD-R);
• просмотр накопленной информации в ускоренном режиме на дисплее и вывод данных на принтер.
4.2. Глобальная система наблюдения и мониторинга состояния геологической среды континентального шельфа России на базе донных автономных геоэкологических станций с передачей измеренной информации через искусственные спутники земли
Для постоянной оценки и мониторинга экзогенных и эндогенных геологических процессов на континентальном шельфе России в непрерывном режиме предлагается разработать и создать «Глобальную систему мониторинга состояния геологической среды континентального шельфа России на базе донных автономных геоэкологических станций с передачей измеренной информации через искусственные спутники Земли» (ГМГСШ ИСЗ). В результате выполнения НИОКР на данную тему по заданию МПР России в 2000-2001 гг. в ФГУНПП «Севморгео» было установлено, что донные автономные станции в своем составе должны иметь следующие модули:
- газогидрохимический (тяжелые металлы, углеводороды, газы - гелий, радон, метан);
- микросейсмический;
- гравиметрический;
- электромагнитный;
- глубинного теплового потока;
- сбора информации от измерительных модулей в гидроакустическом режиме и последующей передачи на ИСЗ.
Станция должна работать в заданном режиме измерения и передачи информации в течение 1…2 лет, после чего должна иметь возможность энергетической перезарядки. Передача измеренной информации на ИСЗ происходит в дежурном режиме (1 раз в неделю) и в экстренном при появлении аномальных значений. Передающая антенна после передачи информации на ИСЗ опускается на заданное заглубление. В настоящее время в ФГУНПП «Севморгео» созданы и используются экспериментальные об

разцы донных сейсмических, электромагнитных и гидрохимических станций.
Для заданного уровня освещения и контроля геологического состояния континентального шельфа Российской Федерации (объектовый, локальный и региональный) на нем должно устанавливаться соответствующее количество донных станций, которые передают информацию на искусственные спутники Земли, после чего она сбрасывается в береговые Центры обработки и передается через Интернет в Центральный ситуационный зал Федерального Агентства по недропользованию. Оперативно получаемая информация в реальном масштабе времени позволит своевременно принимать соответствующие меры при появлении опасных геологических процессов и их последствий на континентальном шельфе России.
5. Судовая информационно-экспертная система (СИЭС) оценок и прогноза мер обеспечения безопасной эксплуатации ММГ, определения состава и регламента проведения ремонтно-восстановительных работ.
Для обработки, анализа и хранения больших и разнородных объемов данных по результатам инспекции морского участка магистрального газопровода необходима компьютеризированная информационно-экспертная система (ИЭС), которая представляет собой находящиеся в единой среде набор всех данных по подводному газопроводу, машинные и программные инструменты для их анализа и принятия управляющих решений [9].
СИЭС должна обеспечить:
• создание единого информационного пространства для своевременной и скоординированной поддержки принятия управленческих решений на рабочих местах технических специалистов;
• разработку планов и контроль выполнения диагностических и инспекционных обследований по всем типам оборудования и сооружений;
• ведение баз данных - нормативной (проектной), исполнительной (строительной), эксплуатационной, внутритрубной дефектоскопии, подводно-технических работ, производственно-экологического мониторинга и др.;
• интерфейс для пользования данными о техническом состоянии ММГ как в постобработке (накопление, обработка и анализ информации), так и с точки зрения визуализации данных в реальном масштабе времени;
• решение технологических задач;
• анализ аварийности, определение уровня надежности газотранспортной системы и разработку мероприятий по ее повышению по всем типам оборудования и сооружений, в том числе и по планированию профилактических и ремонтно-восстановительных работ;
• определение пропускной способности газопровода, разработку и контроль исполнения мероприятий по ее увеличению;
• графическую поддержку принимаемых решений (отображение технологических схем и газопроводов, карт местности, расположение технологических объектов по трассе и т.п.);
• подготовку и оформление отчетной документации;
• обмен данными с ЦУБ ШГКМ и передачу отчетной документации.
Конструктивно информационная модель мониторинга технического состояния трубопровода в СИЭС должна содержать:
- базу данных конструктивных элементов (номенклатурные справочники технологического оборудования, арматуры, труб и др. видов оборудования, используемых на магистральных газопроводах, включая чертежи паспорта, а также нормативные документы по проектированию, строительству и эксплуатации магистральных газопроводов). Эта база данных должна вестись централизованно;
- базу данных географической информации, содержащую описание условий прокладки и залегания объектов трубопровода (картографическая, геодезическая, геологическая, экологическая и др. информация, характеризующая трассу трубопровода и др. сооружений и т.д.);
- базу данных установленного оборудования, которая должна содержать описание конструкций объектов трубопровода и технологии их строительства (проектная и исполнительская документация, технологические схемы, чертежи, паспорта, сертификаты, привязка трубопровода и его элементов на местности и т.д.);
- базу данных эксплуатационных параметров, содержащую: параметры, определяющие состояние морского магистрального газопровода и технологического коридора, а также технологического процесса транспорта газа, фиксируемые в ходе эксплуатации в реальном масштабе времени средствами автоматики, телемеханики и АСУТП, а также при периодических и регулярных инспекциях средствами внутритрубного и приборного контроля;
- формуляры и другие эксплуатационные документы, фиксирующие отказы, ремонты, замены и другие подводно-технические работы;
- автоматизированные рабочие места (АРМ) специалистов.
Формализовано вся информация должна быть организована в виде баз данных, объединяющим стержнем которых являются классификаторы и кодификаторы общие для всей СИЭС, построенные с учетом кодов ОКП и других общеотраслевых и общероссийских классификаторов. Поддержка работы этих распределенных баз данных будет осуществляться унифицированным алгоритмом общего функционирования.
Исходя из задач, которые призвана решать СИЭС, оборудование можно условно разделить на следующие подсистемы:
• подсистема «Диагностика и мониторинг технического состояния ШГ»;
• подсистема «Экологический мониторинг» (ЭМ);
• подсистема «Резервный центр обеспечения безопасности ШГ»;
• подсистема «Обработка данных и выпуск отчетной документации»;
• подсистема «Экспертная оценка технического состояния ШГ»;
• подсистема «Связь с ЦУБ ШГКМ»;
• подсистема «Геоинформационная».
В состав каждой подсистемы входят специализированные автоматизированные рабочие места (АРМ) специалистов.
Состав АРМ подсистемы «Диагностика и мониторинг технического состояния ШГ» приведен на рис. 7.

1 - измерительные модули: - микросейсмический; - электромагнитный; - глубинного теплового потока; - газо-гидрохимический (тяжелые металлы, гелий, радон, углеводороды, метан); - гидрофизический (потоки осадочного вещества, температура воды);
2 - самовсплывающий якорь
3 - балласт
4 - подвсплывающий модуль сбора информации: скорость передачи - 300 бит/с
5 - гидроакустический тракт
6 - искусственный спутник Земли: скорость передачи - 1200-2400 Бод
7 - береговой Центр обработки скорость передачи - 4800-9600 Бод
Заключение
Рассмотренный комплекс технических средств ИСБЭ с необходимой полнотой обеспечит мониторинг безопасной эксплуатации ММГ. Его создание следует произвести консорциумом отечественных предприятий в рамках Федеральных целевых программ по освоению шельфа и развитию гражданской морской техники на 2009-2016 годы [10]. В результате разработки ИСБЭ будет обеспечена техническая, политическая и экономическая независимость от стран-лидеров инновационных технологий в области нефтегазового оборудования. Тем самым будут реализованы меры по закреплению приоритетного права создания средств освоения морского шельфа за российской промышленностью.

Литература
1. Комплекс стандартов по проектированию морских трубопроводов DNV-2000, Det Norske Veritas, 2000.
2. Григорий Я. Буймистрюк, КБ Приборостроения «Интел-Система»;
Роберт Ц. Гулиянц, Иван В. Николаев, ЗАО «Корпорация «Кораблестроение» и др., Доклад «Система диагностики и мониторинга технического состояния газопровода ШГКМ» на 8-й Международной конференции по освоению ресурсов нефти и газа Российской Арктики и континентального шельфа СНГ «RAO / CIS Offshore 2007», Санкт-Петербург, сентябрь 2007 г.
3. Роберт Гулиянц, к.т.н., Владимир Масютин к.т.н., Иван Николаев, ЗАО «Корпорация «Кораблестроение», СПб - Статья «Судно обеспечения эксплуатационной безопасности морских газопроводов» - Журнал «Технологии ТЭК» №6, декабрь 2005 г.
4. Войтасик Л.Д., Гулиянц Р.Ц., Шейнман Л.Е., Каришнев Н.С., ФГУП «ЦНИИ «Морфизприбор», СПб - Статья «Система мониторинга технического состояния подводных трубопроводов» - Научно-технический сборник «Диагностика оборудования и трубопроводов», №6, М., 2003 г.
5. «Комплексная система мониторинга технического состояния подводных трубопроводов» («ЗОНД»), Информационный буклет, ФГУП «ЦНИИ «Морфизприбор», СПб, 2002 г.
6. Буймистрюк Г.Я. «Принципы построения распределенной волоконно-оптической системы предупреждающей диагностики трубопроводных транспортных систем» - VIII Международная НТК «Проблемы управления безопасностью сложных систем» - М., Институт проблем управления РАН, 2000, с. 49-50.
7. Буймистрюк Г.Я. «Информационно-измерительная техника и технология на основе волоконно-оптических датчиков и систем» - СПб «ИВА» ГРОЦ Минатома, СПб, 2004. - 192 с.
8. Под руководством Фролова К.В. Безопасность России. «Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты». Безопасность трубопроводного транспорта. - М.: МГФ «Знание», 2002 г.,стр.176-202.
9. Отчет ЗАО «Корпорация «Кораблестроение», СПб, 2007 г. - «Судно обеспечения безопасной эксплуатации газопровода Штокмановского газоконденсатного месторождения».
10. Доклад Министра промышленности и энергетики Виктора Христенко на заседании Правительства РФ 8 ноября 2007 г. « Об основных направлениях развития гражданской и морской техники на 2009- 2016 годы».

 
Разработка сайтов