เนื้อหาวันที่ : 2011-04-28 18:01:28 จำนวนผู้เข้าชมแล้ว : 3022 views

การป้องกันความดันเกินสำหรับ Wellhead Flow Line

เป็นที่ทราบกันดีว่ากระบวนการผลิตก๊าซและน้ำมันนั้นจะมีขั้นตอนกระบวนการผลิตที่ซับซ้อน ก่อนที่จะได้เป็นผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปที่ต้องการ สิ่งสำคัญในการทำงานของกระบวนการผลิตเหล่านี้ จะเป็นเรื่องความปลอดภัยเนื่องจากต้องมีการทำงานกับสารติดไฟได้

ทวิช ชูเมือง

          แหล่งผลิตพลังงานน้ำมันหรือก๊าซธรรมชาติที่ผลิตจากใต้ทะเลได้มีการสำรวจค้นในพื้นที่ใต้ทะเลที่มีความลึกมากยิ่งขึ้น เนื่องจากประเทศผู้ใช้และผู้ผลิตรายใหญ่ต้องการใช้เป็นแหล่งพลังงานสำรอง ในกรณีที่แหล่งผลิตบนพื้นดินผลิตพลังงานที่มีราคาอาจจะสูงมากยิ่งขึ้นในอนาคต

สำหรับการที่จะนำพลังงานที่อยู่ใต้ทะเลลึกขึ้นมาใช้งานจะต้องมีกระบวนการที่เป็นหลุมผลิต (Wellhead) และระบบท่อ Flow Line ที่จะส่งของไหลที่ผลิตได้จากใต้ทะเลมาขึ้นสู่กระบวนการผลิตขั้นต้นเพื่อทำการแยกทำความสะอาดที่แท่นการผลิตกลางทะเล (Offshore Platform) ก่อนที่จะส่งการผลิตที่ได้ไปเข้ากระบวนการผลิตปลายทางเพื่อทำการแปรรูปไปเป็นผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปต่าง ๆ ในกระบวนการผลิตบนฝั่งเพื่อให้เหมาะสมกับผู้ใช้งาน

เป็นที่ทราบกันดีว่ากระบวนการผลิตก๊าซและน้ำมันนั้นจะมีขั้นตอนกระบวนการผลิตที่ซับซ้อน ก่อนที่จะได้เป็นผลิตภัณฑ์สำเร็จรูปที่ต้องการ สิ่งสำคัญในการทำงานของกระบวนการผลิตเหล่านี้ จะเป็นเรื่องความปลอดภัยเนื่องจากต้องมีการทำงานกับสารติดไฟได้

การทำงานในกระบวนการผลิตทั้งบนพื้นดิน (Onshore) หรือ บนแท่นกลางทะเล อาจจะมีความคล้ายคลึงกัน โดยจะต้องปฏิบัติงานให้มีความปลอดภัยตลอด 24 ชั่วโมงตลอดทั้งสัปดาห์ แต่สำหรับแท่นการผลิตกลางทะเลจะมีข้อแตกต่างจากกระบวนการผลิตทางเคมีหรือการกลั่นน้ำมันบนพื้นดิน ซึ่งจะต้องมีการปฏิบัติงานที่มีความเชื่อมั่นสูง เนื่องจากอยู่กลางทะเล และอุปกรณ์ในกระบวนผลิตบางส่วนจะอยู่ใต้ทะเลลึก

          นอกจากนั้นเมื่อมีการสำรวจแหล่งผลิตในทะเลที่มีความลึกมากขึ้นในปัจจุบัน จึงต้องมีการใช้อุปกรณ์เพื่อเพิ่มความดันในหลุมผลิต หรือแม้กระทั่งการเพิ่มความดันให้กับหลุมผลิตเก่าที่ต้องการเพิ่มกำลังการผลิต การดำเนินการดังกล่าวจึงต้องใช้อุปกรณ์เพิ่มความดันให้กับของไหลที่เรียกว่าปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อหรือ ESP (Electrical Submersible Pump) การเพิ่มปั๊มไฟฟ้าเข้าไปกับกระบวนการผลิตสามารถทำให้มีกำลังการผลิตเพิ่มขึ้น แต่ผลกระทบที่ตามมาก็จะมีความเป็นอันตรายที่เกิดจากความดันสูงเนื่องจากปั๊มไฟฟ้าตามไปด้วย

          กระบวนการผลิตในทะเลลึกหรือบนแท่นกลางทะเลจะเป็นกระบวนการผลิตที่ต้องทำงานกับของไหลติดไฟได้และมีความดันสูงหลังจากการเพิ่มปั๊มไฟฟ้าจากที่กล่าวไปแล้ว ความเป็นอันตรายและผลกระทบที่ตามมาเนื่องจากการทำงานที่ผิดพลาดหรือเกิดปัญหาของอุปกรณ์ต่าง ๆ ในกระบวนการผลิต อาจจะเป็นสาเหตุเริ่มต้นที่จะนำไปสู่การเสียชีวิต, ความสูญเสียทางด้านการผลิตและผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม ซึ่งเป็นความท้าทายสำหรับบริษัทที่ทำธุรกิจเกี่ยวข้องกับกระบวนการผลิตประเภทนี้ ที่ต้องวิเคราะห์และประเมินความเสี่ยง เพื่อนำข้อมูลไปใช้ในการออกแบบกระบวนการผลิตให้มีความปลอดภัยต่อส่วนต่าง ๆ ดังกล่าว

วิธีการที่สามารถทำให้แน่ใจได้ว่ามีความปลอดภัย โดยการจัดเตรียมระบบนิรภัยและอุปกรณ์ด้านความปลอดภัยต่าง ๆ ให้เป็นไปตามข้อกำหนดตามมาตรฐานสากล ตั้งแต่ขั้นตอนการออกแบบ, การติดตั้ง, การทดสอบการทำงาน, การใช้งานและซ่อมบำรุง

           มาตรฐานการออกแบบระบบนิรภัยที่ค่อนข้างเฉพาะเจาะจงสำหรับงานกระบวนการผลิตกลางทะเลจะเป็นมาตรฐาน API RP14C ปัจจุบันผู้ใช้งานหลายบริษัทได้มีการพิจารณาให้การออกแบบระบบนิรภัยเป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61508/61511 ซึ่งผลลัพธ์ที่ได้จากมาตรฐานนี้ จะทำให้มีความปลอดภัยสูง แต่มีค่าใช้จ่ายที่เหมะสม

          สำหรับในบทความนี้จะแสดงตัวอย่างรายละเอียดฟังก์ชันนิรภัย (Safety Instrumented Function: SIF) บนระบบ SIS (Safety Instrumented System) สำหรับการป้องกันท่อ Flow Line ที่มีการติดตั้งปั๊มไฟฟ้าสำหรับเพิ่มความดันเพื่อส่งการผลิตไปยังแท่นการผลิตกลาง

การป้องกันท่อ Flow Line
          ท่อ Flow Line เป็นท่อที่ใช้ส่งของไหลไฮโดรคาร์บอนจากหลุมผลิตไปยังกระบวนการผลิตปลายทาง ท่อ Flow Line จะถูกพิจาณาแบ่งออกเป็น ส่วน ๆ (Segment) เพื่อจุดประสงค์ในการวิเคราะห์และกำหนดอุปกรณ์ด้านความปลอดภัย Flow Line Segment เป็นส่วนหนึ่งของท่อ Flow Line ที่ถูกกำหนดความดันการทำงานที่แตกต่างจากส่วนอื่น ๆ ของท่อ Flow Line เดียวกัน Flow Line Segment เหล่านี้สามารถถูกแบ่งแยกไปได้ตั้งแต่
* ส่วนเริ่มต้น
* ส่วนกลาง
* ส่วนสุดท้าย (ที่ต่อไปยังอุปกรณ์อื่น ๆ)

          ดังนั้นท่อ Flow Line ที่มีการลดความดันในการทำงานเนื่องจากอุปกรณ์ลดความดัน ดังเช่น Choke Valve และถูกกำหนดค่าความดันในการทำงานให้มีความแตกต่างกันเป็น 2 ส่วน ดังนั้นจึงมีส่วนเริ่มต้นและส่วนสุดท้าย สำหรับท่อ Flow Line ที่ไม่มีการลดความดันในการทำงานเนื่องจากไม่มีอุปกรณ์ลดความดัน แบบนี้จะมีส่วนเดียว ในกรณีที่ส่วนเริ่มต้นและส่วนสุดท้ายเป็นส่วนเดียวกัน แต่ละ Flow Line Segment ต้องถูกวิเคราะห์ความเป็นอันตราย สำหรับเพื่อกำหนดอุปกรณ์ด้านความปลอดภัยที่เหมาะสม ตัวอย่างอุปกรณ์ด้านความปลอดภัยดังแสดงในรูปที่ 1


รูปที่ 1 อุปกรณ์ป้องกันท่อ Flow Line

1. อุปกรณ์ความปลอดภัยด้านความดัน (Pressure Safety Devices)
          อุปกรณ์ความปลอดภัยด้านความดันประกอบไปด้วยเครื่องมือวัดแบบสวิตช์ความดันสูงหรือ PSH (Pressure Switch High), เครื่องมือวัดแบบสวิตช์ความดันต่ำหรือ PSL (Pressure Switch Low) และวาล์วนิรภัยด้านความดันหรือ PSV (Pressure Safety Valve) เพราะว่าหลุมผลิตจะเป็นแหล่งกำเนิดความดันให้เกิดขึ้นในกระบวนการผลิต

ดังนั้นเครื่องมือวัดแบบสวิตช์ความดันสูงหรือ PSH ที่ถูกนำมาใช้หยุดการทำงานหรือ Shut-in หลุมผลิตควรจะต้องถูกจัดเตรียมไว้เสมอในทุก ๆ ท่อ Flow Line สำหรับใช้ในการตรวจวัดความดันสูงผิดปกติ นอกจากนั้นเครื่องมือวัดแบบสวิตช์ความดันสูงที่ถูกนำมาใช้ Shut-in หลุมผลิตควรจะถูกติดตั้งบน Flow Line Segment ส่วนสุดท้ายหรือบนส่วนอื่น ๆ ที่มีค่าความดันทำงานสูงสุด หรือ MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) น้อยกว่าค่าความดัน Shut-in สูงสุดของหลุมผลิต

สำหรับเครื่องมือวัดแบบสวิตช์ความดันต่ำที่ถูกนำมาใช้ Shut-in หลุมผลิตควรจะถูกจัดเตรียมไว้เสมอในแต่ละ Flow Line Segment จะมีข้อยกเว้นในกรณีที่ส่วนเริ่มต้นมีอุปกรณ์ลดความดันหรือ Choke Valve ตัวแรกมีระยะห่างจากหลุมผลิตน้อยกว่า 3 เมตร (10 ฟุต) หรือในกรณีของการติดตั้งใต้น้ำ

          สำหรับการใช้ PSV อาจไม่เป็นที่ต้องการ ถ้าค่า MAWP ของ Flow Line Segment มีค่ามากกว่าค่าความดัน Shut-in สูงสุดในท่อของหลุมผลิตหรือถ้าส่วนนั้นถูกป้องกันโดย PSV ที่อยู่ในตำแหน่งบนท่อด้านหน้าของ Flow Line Segment

          นอกจากอุปกรณ์ความปลอดภัยด้านความดันดังกล่าวข้างต้นแล้ว ยังมีทางเลือกระบบการป้องกันโดยการเพิ่ม SDV (Shutdown Valve) ที่เป็นอิสระกับเครื่องมือวัดแบบสวิตช์ความดันต่อเข้ากับส่วนประมวลผล ซึ่งเป็นทางเลือกที่ยอมรับได้นอกจากการติดตั้ง PSV การจัดเตรียมปริมาณของไหลในท่อ Flow Line ที่ด้านหน้าของวาล์วปิดกัน (Block Valve) ต้องมีความเหมาะสมเพื่ออนุญาตให้มีเวลาเพียงพอสำหรับการปิด SDV ก่อนที่ค่าความดันจะเกินกว่าค่า MAWP ทางเลือกนี้สามารถทำได้ด้วยความระมัดระวังหลังจากพิจารณาทางเลือกอื่น ๆ แล้ว
     
          2. ตำแหน่งของอุปกรณ์ด้านความปลอดภัย (Safety Devices Location)
           เครื่องมือวัดแบบสวิตช์ความดันควรจะอยู่ในตำแหน่งสำหรับการป้องกันความเสียหายที่อาจจะเกิดขึ้นกับตัวเครื่องมือวัดจากสาเหตุต่าง ๆ ดังนี้
          * การสั่น
          * Shock
          * อุบัติเหตุ

          จุดวัดควรจะอยู่ในตำแหน่งด้านบนของท่อ จุดต่อที่เป็นอิสระต่อกันจะต้องมีการจัดเตรียมสำหรับอุปกรณ์ตัวที่สอง เมื่อถูกใช้งานร่วมกับ SDV สำหรับเป็นทางเลือกในการป้องกันแทนการใช้ PSV ในกรณีที่ใช้ PSV ตำแหน่งของ PSV จะอยู่ด้านหน้าของอุปกรณ์ปิดกั้นตัวแรก (First Block Device) ใน Flow Line Segment และควรจะกำหนดค่าความดันทำงานให้สูงกว่าความดันการทำงานของส่วนนั้น ๆ

การป้องกัน Flow Line กับปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อ (Flow line with ESP Protection)
          ในหลายปีที่ผ่านมามาตรฐานรายละเอียดระบบท่อ (Piping Specification) ของผู้ใช้งาน มีความต้องการให้ระบบท่อที่อยู่หลังจากหลุมผลิต (Wellhead) ยังคงสามารถทนความดันสูงสุดที่เกิดขึ้นจากหลุมผลิต Shut-in ซึ่งเป็นข้อปฏิบัติที่ถูกรวมอยู่ในการออกแบบที่ปลอดภัย เพื่อให้แน่ใจว่าท่อ Flow Line ได้ถูกกำหนดให้มีค่าความดันทำงานสูงสุด หรือ MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) มีค่าเท่ากับหรือมากกว่าค่าความดันสูงสุดที่คาดว่าจะเกิดจากหลุมผลิต ซึ่งข้อปฏิบัตินี้เป็นที่ยอมรับว่าเป็นการป้องกันที่เพียงพอสำหรับการติดตั้งหลุมผลิตทั่วโลก

          ข้อปฏิบัติที่ปลอดภัยดังกล่าวข้างต้นได้ถูกท้าทายขึ้น เมื่อได้มีการนำเสนอปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อหรือ ESP (Electrical Submersible Pump) สำหรับเพื่อนำไปติดตั้งในหลุมผลิตเก่าหรือหลุมผลิตใหม่ที่อยู่ในบริเวณทะเลลึกมาก เพื่อเพิ่มการผลิตหรือเพิ่มความดันในท่อ ซึ่งผลที่ตามมาจะทำให้มีค่าความดันด้านทางออก (Discharge) ภายใต้สภาวะกีดขวาง (Block-in) มีค่ามากกว่าค่า MAWP ของท่อ Flow Line ที่ต่อไปยังปลายทาง

ทางเลือกที่ปลอดภัยนอกเหนือจากการเปลี่ยนท่อให้สามารถทนความดันค่าดังกล่าวได้ จะเป็นการใช้ระบบ HIPS (High Integrity Protective System) หรือระบบป้องกันที่มีความสมบูรณ์สูงที่ถูกจัดเตรียมอยู่บนระบบ Safety Instrumented System หรือ SIS ที่เป็นฟังก์ชันการป้องกันซึ่งประกอบไปด้วยอุปกรณ์ไฟฟ้าหรืออิเล็กทรอนิกส์ดังนี้
* ส่วนอินพุตที่เป็นเครื่องมือวัดความดันในกระบวนการผลิต
* ส่วนประมวลผลที่เป็น Safety PLC
* ส่วนเอาต์พุตที่เป็นวาล์วปิดเปิดด้วยสัญญาณไฟฟ้า

          ซึ่งการป้องกันโดยใช้ระบบนี้จะต้องถูกออกแบบให้เป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61508/61511 ที่มีความสมบูรณ์ของฟังก์ชันที่ระดับ SIL 3 (Safety Integrity Level 3) หรือมีค่าเฉลี่ยความเป็นไปได้ที่จะเกิดความผิดพลาดในการทำงานในเวลาที่ต้องการหรือ PFDavg (Probability of Failure on Demand Average) อยู่ระหว่าง 1.00E-3 ถึง 1.00E-4 ในหัวข้อต่อไปจะแสดงรายละเอียดว่าการใช้ระบบ HIPS สามารถถูกนำมาใช้งานเป็นชั้นการป้องกันความดันเกินในท่อ Flow Line ทั้งในแบบหลุมผลิตเดี่ยว (Single) และแบบกลุ่ม (Multiple)

          เมื่อราคาน้ำมันดิบเริ่มมีราคาสูงขึ้น บริษัทผู้ผลิตน้ำมันทั้งหลายจึงมีความมั่นใจที่จะเพิ่มหรือปรับปรุงกระบวนการผลิตจากหลุมผลิตเก่าให้สามารถผลิตได้มากขึ้น ด้วยเหตุผลทางด้านการลงทุนสำหรับการเพิ่มการผลิตให้มากขึ้น โดยเฉพาะการใช้งาน Subsea ที่มีความลึกมาก ๆ (4000 ฟุต) เป็นการใช้ปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อ เพื่อเพิ่มความดันของหลุมผลิต

สำหรับการท้าทายหลักในการพัฒนาหลุมผลิตที่ลึก ๆ เหล่านี้ จะเป็นค่า MAWP จำกัดสูงสุดของท่อ Flow Line ทางด้านปลายทางหลังจากหลุมผลิต ทางเลือกที่นิยมใช้กันจะเป็นการจะเป็นการจัดเตรียมระบบ HIPS สำหรับปิดวาล์วก่อนที่จะมีการแบ่งรายละเอียดท่อระหว่างความดันสูงกับความดันต่ำ เพื่อป้องกันความเสียหายต่อท่อความดันต่ำทางด้านปลายทาง

          ข้อปฏิบัติของระบบท่อจากหลุมผลิตทั่วไปมีความต้องการที่จะสามารถให้ระบบท่อด้านปลายทางต้องยังคงทนความดันสูงสุดจากหลุมผลิต Shut-in ซึ่งข้อปฏิบัตินี้เป็นที่ยอมรับว่าเป็นการป้องกันที่เพียงพอสำหรับการติดตั้งหลุมผลิตทั่วโลก อย่างไรก็ตามความดันสูงที่ได้จากการใช้ปั๊มไฟฟ้าในหลุมผลิตหลาย ๆ แห่ง มีค่าความดัน Shut-in สูงสุดเพิ่มขึ้นจนสูงกว่าค่า MAWP ของระบบท่อทางด้านปลายทาง

          เหตุผลในการติดตั้งปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อจะเป็นดังนี้ 
          * หลุมผลิตเก่า, บางครั้งถูกปล่อยปะละเลย, หลุมผลิตยังคงมีน้ำมันที่มีคุณค่าแต่มีความดันไม่เพียงพอสำหรับการผลิตที่มีประสิทธิภาพ 
          * มีการต่อหลุมผลิตด้วยความดันผลิตภัณฑ์ที่แตกต่างกันไปยังท่อ Manifold ร่วมกัน
          * มีการพิจารณาเพิ่มอัตราการผลิต
          * หลุมผลิตเก่าถูกเชื่อมต่อมาจากระยะไกลจากส่วนสนับสนุน
          * หลุมผลิตอยู่บริเวณที่ลึกมาก

          การออกแบบเวลาตอบสนองของระบบ HIPS เป็นเรื่องที่ยุ่งยากโดยมีความต้องการด้านเวลาตอบสนองที่รวดเร็ว เมื่อหลุมผลิตมีการ Shut-in ปั๊มไฟฟ้าจะผลิตความดันเพียงพอที่จะส่งผลกระทบต่อความสมบูรณ์ทางกล (Mechanical Integrity) ของระบบท่อ Flow Line อย่างรวดเร็ว

การเพิ่มขึ้นของความดันมีความเกี่ยวข้องกับความสามารถในการอัดตัวได้ (Compressibility) ของวัสดุ แต่ความดันที่เพิ่มขึ้นโดยทั่วไปมีความเร็วมากเป็นผลทำให้เวลาปลอดภัยของกระบวนการผลิต (Process Safety Time) สั้น ดังเช่น ในการใช้งานกับระบบของเหลวเวลาอาจจะน้อยกว่า 5 วินาที

          ตัวอย่างการใช้งานกับอุตสาหกรรมกระบวนการผลิตบนฝั่ง อันตรายจากความดันสูง ดังเช่น การใช้งานปั๊มไฟฟ้าจะถูกป้องกันโดยใช้วาล์วนิรภัยด้านความดัน (Pressure Relief Valve) และระบบกำจัดทิ้ง (Disposal System) ดังเช่นระบบเผาทิ้ง (Flare) หรือ Scrubber โดยระบบดังกล่าวจะดำเนินการกำจัดของไหลที่ถูกปล่อยออกมาจากเหตุการณ์ความดันเกิน

เมื่อวาล์วนิรภัยด้านความดันถูกติดตั้งในการออกแบบระบบ Flow Line แบบทั่วไป โดยปกติจะถูกเลือกขนาดเฉพาะสำหรับเพื่อใช้ยับยั้งการขยายตัวทางความร้อนของวัสดุ เมื่อท่อ Flow Line ถูกกีดขวางอยู่หรือที่เรียกว่า Thermal Relief Valve สำหรับการออกแบบที่ใช้ระบบ HIPS ในท่อ Flow Line ขนาดของวาล์วนิรภัยด้านความดันก็ควรจะถูกพิจารณาติดตั้งในความเป็นไปได้ของการรั่วไหลที่อาจเกิดขึ้นจากตัววาล์ว

          ในกระบวนการผลิตบนฝั่ง ผู้ปฎิบัติการมีเวลาในการตอบสนองต่อการทำงานของวาล์วนิรภัยด้านความดัน โดยการปิดวาล์วทำงานด้วยมือ เพื่อปิดแหล่งกำเนิดความดัน ระบบเก็บกักหรือระบบทำลายต้องมีขนาดใหญ่เพียงพอต่ออัตราการปล่อยของไหลออกมาที่คาดหวังในระหว่างการทำงานของวาล์วนิรภัยด้านความดัน

ถ้าพิจารณาเวลาที่ต้องการสำหรับผู้ปฏิบัติการสำหรับดำเนินการและเพื่อทำให้กระบวนการผลิตอยู่ในสภาวะที่ปลอดภัย วิธีการดังกล่าวไม่เหมาะสมในทางปฏิบัติและไม่คุ้มค่าทางธุรกิจ สำหรับการใช้งานกับหลุมผลิตในทะเลด้วยเหตุผลต่าง ๆ ดังนี้
* ต้องมีการเก็บกักหรือกำจัดของไหลให้มีความปลอดภัย ทำให้ระบบกำจัดหรือเก็บกักต้องมีขนานใหญ่
* มีค่าใช้จ่ายสูง
* เกิดผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
* มีความเสี่ยงต่อความปลอดภัยสูง

          ทางเลือกในการเปลี่ยนท่อ Flow Line ของหลุมผลิตเดิมให้มีความปลอดภัยและความเชื่อถือได้โดยใช้ระบบ HIPS สำหรับตรวจจับความดันทำงานที่ยอมรับไม่ได้ และเป็นจุดเริ่มต้นให้มีการปิดวาล์ว ระบบ HIPS จัดเป็นระบบ SIS แบบพิเศษ ซึ่งควรจะถูกออกแบบและบริหารจัดการให้เป็นไปตามมาตรฐาน IEC 61508 ค่า High Integrity เป็นการอ้างถึงความต้องการในการลดความเสี่ยงที่สูง ๆ โดยใช้ระบบ SIS

 
          ระบบ HIPS อาจจะถูกจัดเตรียมขึ้นในการป้องกันความดันสูงเกินจากหลุมผลิตเดี่ยวหรือกลุ่มหลุมผลิตที่ถูกต่อเข้าด้วยกันเป็นเครือข่ายต่อผ่านไปยังท่อ Flow Line เดียว การสูญเสียการผลิตที่เกี่ยวข้องกับการ Shut-in ของหลุมผลิต โดยทั่วไปมีมูลค่าสูงเพียงพอที่ทำให้การจัดเตรียม ระบบ HIPS ต้องมีความเชื่อถือได้สูง รวมไปถึงการแสดงให้เห็นถึงความสมบูรณ์ที่สูงในสิ่งแวดล้อมที่ทำงาน

อุปกรณ์สำรองที่ถูกรับรองโดยผู้ใช้งานและความถี่ในการซ่อมบำรุง โดยทั่วไปมีความจำเป็นในการทำให้ได้ในความต้องการนี้ ความต้องการที่ซับซ้อนต้องมีการพิจารณาอย่างระมัดระวังในเรื่องความผิดพลาดร่วม (Common Cause Failure) และความผิดพลาดเป็นระบบ (Systematic Failure) ความซับซ้อนจะมีมากขึ้นเมื่อระบบเครือข่ายของท่อ Flow Line เข้ามาเกี่ยวข้องและมีความต้องการเวลาตอบสนองที่รวดเร็ว

เมื่อทำการจัดเตรียมระบบ HIPS หลายระบบอยู่ในส่วนประมวลผลเดียวกัน ส่วนประมวลผลจะเป็นความผิดพลาดเพียงจุดเดียว สำหรับทำให้ระบบหยุดทำงานไม่เป็นจริง (Spurious Trip) ของกลุ่มหลุมผลิตและสำหรับผลลัพธ์ความผิดพลาดอันตรายจากความดันสูงเกินของท่อ Flow Line ทางด้านปลายทางหลังการการแบ่งแยกรายละเอียดระบบท่อ

          สำหรับการป้องกันหลุมผลิต ความท้าทายมากที่สุดในการออกแบบให้มีความประสบความสำเร็จเป็นอย่างดีและการบริหารจัดการของ ระบบ HIPS เป็นการตรวจสอบเมื่อมีการใช้งานเป็นระยะเวลานาน ๆ, การซ่อมบำรุงและการทดสอบการทำงาน มีความต้องการให้ยังคงรักษาความสมบูรณ์ของอุปกรณ์ให้เหมือนกับสภาวะของใหม่ตลอดเวลา ด้วยจำนวนอุปกรณ์ที่มากสำหรับการใช้งานในพื้นที่กว้าง

ผู้ใช้งานมีความต้องการที่จะทำให้ อุปกรณ์ยังคงรักษาความสมบูรณ์ไว้ได้โดยข้อกำหนดจากภูมิภาคและความทนทานต่อสิ่งแวดล้อม ความต้องการเหล่านี้เป็นการรวมเข้าด้วยกันกับจำนวนอินพุตและเอาต์พุตที่ต้องการน้อยของระบบไฟฟ้า, รีเลย์หรือ Trip Amplifier

          1. การป้องกันหลุมผลิตเดียว
          การผลิตจากหลุมผลิตเดียวสามารถถูกปรับปรุงให้มีกำลังการผลิตเพิ่มมากขึ้นจากการเพิ่มความดันในท่อโดยการติดตั้งปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อ การปรับปรุงการผลิตที่ได้เพิ่มขึ้นจะมาพร้อมกับอันตรายใหม่ จากโอกาสที่เกิดความดันสูงเกินในท่อ Flow Line ในสภาวะ Shut-in ความอันตรายเกิดขึ้นในทุก ๆ เวลาใดที่ท่อ Flow Line ทางด้านปลายทางถูกกีดขวาง ดังเช่น การปิดวาล์วที่ด้านผู้ใช้งาน ดังแสดงในรูปที่ 2

รูปที่ 2 การป้องกันหลุมผลิตเดียว

          เมื่อปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อเกิดการ Shut-in เป็นผลทำให้ความดันด้านทางออกเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็ว โดยระบบ HIPS จะทำการวัดความดันที่ด้านปลายทางหลังจากการแบ่งรายละเอียดระบบท่อความดันสูงและความดันต่ำ เมื่อเครื่องมือวัดแสดงค่าสภาวะความดันสูง จะทำให้ส่วนประมวลผลสั่งการไปปิดวาล์วที่ท่อทนความดันสูง การกระทำดังกล่าวเป็นการป้องกันความดันสูงเกินและมีความเป็นไปได้ที่จะทำให้ท่อ Flow Line แตก

          ระบบ HIPS ที่ใช้ในการป้องกันหลุมผลิตเดียว อาจจะใช้ส่วนที่เป็นอุปกรณ์สุดท้ายหรือ Final Element เป็นวาล์วปิดเปิดที่บริเวณหัวหลุมผลิตได้ ถ้ามีการตรวจสอบแล้วมีค่า PFDavg อยู่ในย่านที่ยอมรับได้และเป็นไปตามข้อกำหนดของมาตรฐานที่อ้างอิงและความต้องการจากผู้ใช้งาน

          จุดประสงค์ของระบบ HIPS เป็นการป้องกันความดันสูงที่จะออกไปยังท่อที่มีค่า MAWP ต่ำ โดยการแยกแหล่งกำเนิดความดัน ขณะที่วาล์วปิดตัวลงทำให้เกิดเหตุการณ์ต่อเนื่อง ขณะที่ท่อทางด้านหน้าทนความดันได้สูงและมีโอกาสน้อยที่จะเกิดการรั่วไหล การกีดขวางที่ด้านทางออกของปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อ สามารถทำให้เกิดความเสียหายปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อ ซึ่งเป็นทรัพย์สินที่สำคัญและมีค่าใช้จ่ายสูงในการถอดเปลี่ยน ด้านทางออกของปั๊มไฟฟ้าที่จุ่มลงในท่อสามารถถูกกีดขวางโดยความผิดปกติหรือความผิดพลาดต่าง ๆ ดังเช่น
* การปิดวาล์วด้านผู้ใช้งาน
*  การทำงานของระบบ HIPS
* การปิดวาล์วจากความผิดพลาดต่าง ๆ

          ดังนั้นจึงควรมีการพิจารณาให้มีการสั่งหยุดปั๊มไฟฟ้าแบบอัตโนมัติ เมื่อเวลาความปลอดภัยของกระบวนการผลิตมีน้อยมาก การสั่งหยุดปั๊มไฟฟ้ามาจากผู้ปฏิบัติการเนื่องจากสัญญาณเตือนจะมีประสิทธิภาพไม่เพียงพอ

          การป้องกันปั๊มไฟฟ้า สามารถทำได้ดังนี้
          * วัดความดันด้านทางออกและสั่งหยุดปั๊มไฟฟ้า เพื่อป้องกันปั๊มจากหลาย ๆ สาเหตุของการกีดขวางที่ทางด้านปลายทางจากจุดวัดความดันในทุก ๆ กรณีของการกีดขวาง

          * แสดงตำแหน่งของวาล์วด้วยสวิตช์ตำแหน่งและสั่งหยุดปั๊มไฟฟ้าเมื่อวาล์วปิด ซึ่งจะเป็นการป้องกันปั๊มไฟฟ้าจากการปิดวาล์ว การจัดเตรียมการป้องกันในลักษณะนี้สามารถเกิดปัญหาจากการทำงานที่ไม่เป็นจริงจากความผิดปกติของสวิทช์ตำแหน่ง

          * เริ่มต้นสั่งให้ปั๊มไฟฟ้าหยุดทำงาน เมื่อระบบ HIPS เริ่มทำงาน บ่อยครั้งที่ระยะทางระหว่างระบบ HIPS และปั๊มไฟฟ้ามีระยะทางไกล การป้องกันปั๊มไฟฟ้าที่คุ้มค่า สามารถส่งสัญญาณผ่านเครือข่ายสื่อสาร Scada แต่จะมีความเชื่อมั่นในการทำงานน้อยกว่าวิธีแรก

          กลยุทธ์ในการลดความเสี่ยงโดยรวม สำหรับหลุมผลิตเดียว ที่แสดงในรูปที่ 2 เป็นดังนี้
          * การป้องกันท่อ Flow Line แตก โดยทำการปิดวาล์ว เมื่อทำการตรวจวัดความดันสูงเกินได้ เพื่อแยกแหล่งกำเนิดความดัน
          * ตรวจจับท่อ Flow Line แตก โดยทำการปิดวาล์วเมื่อทำการตรวจวัดความดันต่ำได้ เพื่อแยกหลุมผลิตออกจากท่อส่ง
          * ป้องกันปั๊มไฟฟ้าเสียหาย หยุดการทำงานของปั๊มไฟฟ้า เมื่อความดันด้านทางออกสูงเกิน

          สำหรับฟังก์ชันการป้องกันท่อ Flow Line แตก ที่จัดเตรียมไว้ในรูปที่ 2 จะประกอบไปด้วย ส่วนต่าง ๆ ดังนี้
          * เครื่องวัดความดันในรูปแบบ 2oo3 (Two out of three voting) ซึ่งมีค่าอัตราความผิดพลาดของอุปกรณ์แต่ละตัวเป็นดังนี้

          * ส่วนประมวลผลที่ได้รับการรับรองที่ SIL 3 (Certified Safety PLC) ซึ่งมีค่าอัตราความผิดพลาดของอุปกรณ์แต่ละตัวเป็นดังนี้

          * วาล์วปิด ในรูปแบบ 1oo3 (One out of Three Voting) ระหว่างกลุ่มวาล์วที่ Wellhead ซึ่งมีค่าอัตราความผิดพลาดของอุปกรณ์แต่ละตัวเป็นดังนี้

          ในการคำนวณหาค่า PFDavg ของฟังก์ชันการป้องกันดังกล่าวข้างต้นจะมีค่า PFDavg อยู่ในย่านที่ต้องการเป็นดังนี้

รูปที่ 3 ผลการตรวจสอบฟังก์ชันการป้องกันท่อ Flow lineในรูปที่ 2

          การพิจารณาด้านอื่น ๆ ของความต้องการเพื่อป้องกันปั๊มไฟฟ้า จึงเป็นผลทำให้เกิดฟังก์ชันการป้องกันใหม่สำหรับความดันสูงเกิน การป้องกันท่อ Flow Line แตก เริ่มต้นที่แหล่งกำเนิดความดันคือ ปั๊มไฟฟ้า การป้องกันปั๊มไฟฟ้าควรถูกคัดแยกให้เป็นฟังก์ชันที่จัดเตรียมในระบบ SIS และ เป็นส่วนหนึ่งของกลยุทธ์ในการป้องกันท่อ Flow Line

          ระบบป้องกันปั๊มไฟฟ้าจะตรวจจับความดันสูงที่ด้านทางออกของปั๊มไฟฟ้าและสั่งการให้ปั๊มไฟฟ้าหยุดทำงาน เพื่อป้องกันไม่ให้ปั๊มไฟฟ้าเสียหาย ถ้าฟังก์ชันการป้องกันปั๊มไฟฟ้าไม่ทำงาน ความดันสูงในท่อ Flow Line จะเริ่มต้นสั่งการให้ทำการปิดวาล์ว ถ้าทั้ง 2 ฟังก์ชันถูกจัดเตรียมในระบบ SIS ที่แยกออกจากกัน

สมรรถนะการทำงานที่คาดหวังจากระบบ HIPS ต้องมากกว่าค่าการลดความเสี่ยงที่ต้องการ ถ้ามีการใช้งานส่วนประกอบใด ๆ ร่วมกันโดยระบบ SIS ทั้งสอง ส่วนประกอบเหล่านี้ต้องถูกออกแบบและบริหารจัดการในการรับรองการลดความเสี่ยงที่ต้องการโดยรวม

          สำหรับฟังก์ชันการป้องกันปั๊มไฟฟ้าเสียหาย ที่จัดเตรียมไว้ในรูปที่ 2 จะประกอบไปด้วย ส่วนต่าง ๆ ดังนี้
          * เครื่องวัดความดันในรูปแบบ 2oo3 (Two out of three voting) 
          * ส่วนประมวลผลที่ได้รับการรับรองที่ SIL 3 (Certified Safety PLC) 
          * อุปกรณ์สุดท้ายจะเป็น Motor Control Centre หรือ MCC สำหรับหยุดปั๊มไฟฟ้า ซึ่งมีค่าอัตราความผิดพลาดของอุปกรณ์เป็นดังนี้

          ในการคำนวณหาค่า PFDavg ของฟังก์ชันการป้องกันปั๊มไฟฟ้าดังกล่าวข้างต้นจะมีค่า PFDavg อยู่ในย่านที่ค่า SIL 2 เท่านั้น ซึ่งรายละเอียดจะเป็นดังนี้


รูปที่ 4 ผลการตรวจสอบฟังก์ชันการป้องกันปั๊มไฟฟ้าในรูปที่ 2

          2. การป้องกันเครือข่ายหลุมผลิต
          แหล่งผลิตหลาย ๆ แห่งจะประกอบไปด้วยหลุมผลิตหลาย ๆ หลุมที่ควรถูกประเมินให้เป็นส่วนหนึ่งของเครือข่าย เมื่อมีหลายหลุมผลิตเข้ามาเกี่ยวข้อง การวิเคราะห์และการออกแบบมีความซับซ้อนเพิ่มมากยิ่งขึ้น ดังแสดงในรูปที่ 5 จะมีปั๊มไฟฟ้าอยู่ 5 ชุดที่สามารถทำให้เกิดความดันสูงในท่อ Flow Line เมื่อวาล์วปลายทางถูกปิด

รูปที่ 5 การป้องกันเครือข่ายหลุมผลิต

           ถ้าหลุมผลิตต่อเป็นแบบเครือข่าย ความเสี่ยงของท่อ Flow Line จะมีเพิ่มขึ้นอย่างมาก นอกจากนั้นยังมีความยากในการลดความเสี่ยงให้ตรงความต้องการ ค่า PFDavg ของเครือข่ายหลุมผลิตสามารถประมาณค่าอย่างง่ายทำได้โดยการคูณค่า PFDavg ที่ได้จากหลุมผลิตเดียวด้วยจำนวน 5 ชุดจะได้ค่าเป็น 5 x 2.06E-4 = 1.03E-3 ถ้ามีการใช้ส่วนประมวลผลที่เป็นอิสระแยกจากกัน

ถึงแม้ว่ามีการแยกระบบ SIS ค่า PFDavg ของเครือข่ายยังคงลดความเสี่ยงไม่ได้ตามความต้องการ (มีค่า PFDavg เกินความต้องการที่ SIL 3 หรือค่ามากกว่า 1.00E-3) ถ้าเครือข่ายมีขนาดเพิ่มขึ้นการป้องกันที่ถูกจัดเตรียมไว้สำหรับท่อ Flow Line โดยระบบ HIPS จะถูกลดลงตามไปด้วย เมื่อในแต่ละระบบ HIPS จะปิดทางออกของแต่ละปั๊มไฟฟ้า แต่การประเมินความเสี่ยงของเครือข่ายจะคล้ายคลึงกับหลุมผลิตเดียว

           ทางเลือกในการออกแบบระบบป้องกันเครือข่ายหลุมผลิตแสดงได้ดังรูปที่ 6 โดยการย้ายการแบ่งแยกรายละเอียดท่อออกไปยังท่อร่วม การออกแบบลักษณะนี้จะทำการเพิ่มท่อที่ทนความดันที่เกิดจากปั๊มไฟฟ้าสูงสุด โดยระบบ HIPS จะเป็นชุดเดียวที่ถูกติดตั้งในท่อร่วม เมื่อความดันสูง ถ้าระบบ HIPS ชุดนี้ทำงานจะทำให้เกิดการกีดขวางของปั๊มไฟฟ้าทั้งหมด เป็นผลทำให้ปั๊มไฟฟ้าทั้งหมดเสียหายและสูญเสียการผลิตทั้งหมด


รูปที่ 6 ทางเลือกการป้องกันเครือข่ายหลุมผลิต

           การป้องกันหลุมผลิตหลายหลุมก็จะเหมือนกับกรณีหลุมผลิตเดียว ซึ่งต้องมีการจัดเตรียมระบบป้องกันปั๊มไฟฟ้าและในแต่ละหลุมผลิตจะมีระบบป้องกันท่อ Flow Line แตก เมื่อหลุมผลิตแต่ละหลุมจะมีแหล่งกำเนิดความดันที่แยกออกจากกัน การสั่งหยุดปั๊มไฟฟ้าเป็นการลดความเป็นไปได้ทั้งความเสียหายของปั๊มไฟฟ้าและการสูญเสียทางธุรกิจจากการหยุดหลุมผลิตทั้งหมด เพราะว่าระบบป้องกันในแต่ละท่อ Flow Line ควรจะทำงานได้อย่างถูกต้อง

ถ้าฟังก์ชันการหยุดทำงานที่บริเวณท่อร่วมเกิดความผิดพลาดในการทำงานสั่งหยุดปั๊มไฟฟ้า ทางเลือกในการป้องกันท่อ Flow Line จะเป็นการปิดวาล์วที่ด้านทางออกและยอมรับความเสียหายต่อปั๊มไฟฟ้า เมื่อการสั่งหยุดปั๊มไฟฟ้าถูกพิจารณาให้เป็นส่วนหนึ่งของระบบ HIPS แล้ว สมรรถนะของระบบ HIPS ที่คาดหวังต้องมีค่าเกินกว่าความต้องการลดความเสี่ยงที่ต้องการ

           กลยุทธ์การลดความเสี่ยงที่มีประสิทธิภาพสามารถถูกพัฒนาขึ้นอยู่บนพื้นฐานความเข้าใจของความเสี่ยงโดยรวมของอุปกรณ์ในกระบวนการผลิต ความเสี่ยงโดยรวมจะรวมไปถึงความเสี่ยงที่เกี่ยวข้องกับสาเหตุเริ่มต้นที่กระจายไปยังผลกระทบท้ายสุดและความเสี่ยงที่เกี่ยวข้องกับเหตุการณ์ลำดับสองที่เกิดขึ้นตามมา การลดความเสี่ยงที่ต้องการเป็นการเลือกระบบการป้องกันที่เหมาะสม

           หลุมผลิตเดียวสามารถถูกป้องกันโดยการใช้ระบบ HIPS ที่แยกออกไป ประกอบด้วย เครื่องมือวัด, ส่วนประมวลผลและวาล์วปิดเปิด พร้อมกับการทดสอบประจำปี ซึ่งจะทำให้ได้ค่า PFD ที่ตรงกับความต้องการของระดับความปลอดภัย ถ้ามีหลายหลุมผลิตต่อร่วมกันเป็นแบบเครือข่าย ความเสี่ยงของท่อ Flow Line จะเพิ่มมากมากยิ่งขึ้น และทำให้ระบบ SIS ที่ต้องจัดเตรียมมีความซับซ้อนเพิ่มขึ้น

           ในหลุมผลิตแบบเครือข่าย หลุมผลิตแต่ละหลุมผลิตจะต้องถูกป้องกันตามมาตรฐานในการออกแบบ ซึ่งสามารถเป็นเรื่องยุ่งยากในการทำให้ตรงกับความต้องการด้านความสมบูรณ์สูงที่คาดหวังจากระบบ HIPS เมื่อการแบ่งรายละเอียดท่อถูกเลื่อนออกไปยังท่อร่วมหลัก เครือข่ายของหลุมผลิตสามารถถูกป้องกันโดยระบบ HIPS เพียงชุดเดียว ซึ่งจะตรงกับค่าการลดความเสี่ยงที่พิจารณา

           เมื่อมีฟังก์ชันการสั่งหยุดถูกเพิ่มเติมเข้ามาเพื่อใช้สำหรับป้องกันปั๊มไฟฟ้าเสียหายจากการกีดขวางด้านทางออก ผลกระทบใหม่ในการลดความเสี่ยงต้องถูกแสดงไว้ การป้องกันปั๊มไฟฟ้าสามารถถูกแบ่งแยกเป็นฟังก์ชันการป้องกันในระบบ SIS และจัดเตรียมเป็นส่วนหนึ่งของระบบ HIPS การใช้งานระบบ SIS 2 ชุดที่เป็นอิสระต่อกัน เป็นไปได้ที่ทำให้มีค่าการลดความเสี่ยงที่สูงขึ้น

           รายละเอียดการป้องกันท่อ Flow Line และหลุมผลิตที่ได้แสดงไปแล้วทั้งหมดจะเป็นเพียงรายละเอียดเบื้องต้นที่ใช้สำหรับแสดงวิธีการป้องกันอันตรายที่อาจจะเกิดขึ้นจากความดันของหลุมผลิต ซึ่งในการออกแบบจริงจะต้องมีการประเมินความเสี่ยงเพื่อใช้เป็นข้อมูลในการกำหนดอุปกรณ์ด้านความปลอดภัยและจัดเตรียมอุปกรณ์อื่น ๆ เพิ่มเติมเพื่อให้มีความเหมาะสม ทั้งในด้านการปฏิบัติงานควบคุมการผลิตและการซ่อมบำรุง ซึ่งผลที่จะได้รับตามมาจะทำให้มีความปลอดภัยในการทำงานมากขึ้นไปอีก

เอกสารอ้างอิง
[1] API RP14C, Recommended practice for Analysis, Design, Installation and testing of basic surface safety systems for offshore production platform
[2] API spec 6A, Wellhead equipment
[3] IEC 61508, Functional safety of electrical/electronic/programmable electronic safety-related system,
[4] William M. Goble and Harry Cheddie,”Safety Instrumented System Verification Practical Probabilistic Calculations”, ISA-The Instrumentation, Systems and Automation Society
[5] Angela E. Summer, Wellhead flowline pressure protection system using High Integrity protective system (HIPS), SIS-Tech solution.
[6] Safety Equipment Reliability Handbook, Second Edition, Exida.
[7] ทวิช ชูเมือง, ระบบวัดคุมนิรภัยในอุตสาหกรรมกระบวนการผลิต, ISBN 974-212-172-9, บริษัท ซีเอ็ดยูเคชั่น จำกัด (มหาชน), 2548.

 

สงวนลิขสิทธิ์ ตามพระราชบัญญัติลิขสิทธิ์ พ.ศ. 2539 www.thailandindustry.com
Copyright (C) 2009 www.thailandindustry.com All rights reserved.

ขอสงวนสิทธิ์ ข้อมูล เนื้อหา บทความ และรูปภาพ (ในส่วนที่ทำขึ้นเอง) ทั้งหมดที่ปรากฎอยู่ในเว็บไซต์ www.thailandindustry.com ห้ามมิให้บุคคลใด คัดลอก หรือ ทำสำเนา หรือ ดัดแปลง ข้อความหรือบทความใดๆ ของเว็บไซต์ หากผู้ใดละเมิด ไม่ว่าการลอกเลียน หรือนำส่วนหนึ่งส่วนใดของบทความนี้ไปใช้ ดัดแปลง โดยไม่ได้รับอนุญาตเป็นลายลักษณ์อักษร จะถูกดำเนินคดี ตามที่กฏหมายบัญญัติไว้สูงสุด