ปัจจุบันการผลิตน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่งทะเลได้จัดทำมาตรฐานและข้อแนะนำใหม่ นั่นคือ API17O สำหรับระบบป้องกันความดันสูง
มาตรฐานระบบ HIPPS สำหรับหลุมผลิตใต้ทะเล
(High Integrity Pressure Protection Systems (HIPPS) Standard for Subsea)
ทวิช ชูเมือง
ในปัจจุบันการผลิตน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่งทะเลได้จัดทำมาตรฐานและข้อแนะนำใหม่ นั่นคือ API17O สำหรับระบบป้องกันความดันสูง (HIPPS) ที่จะถูกย้ายสถานที่การติดตั้งไปยังใต้ทะเล (Subsea) เมื่ออุตสาหกรรมการค้นหาน้ำมันและก๊าซได้ย้ายเข้าไปในทะเลที่ลึกมากขึ้น การเลือกเครื่องมือและอุปกรณ์สำหรับน้ำทะเลลึกจะเป็นผลิตภัณฑ์สำหรับใต้ทะเล (Subsea Production) โดยเฉพาะ
ในปัจจุบันการผลิตน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่งทะเลได้จัดทำมาตรฐานและข้อแนะนำใหม่ นั่นคือ API17O สำหรับระบบป้องกันความดันสูง (HIPPS) ที่จะถูกย้ายสถานที่การติดตั้งไปยังใต้ทะเล (Subsea) เมื่ออุตสาหกรรมการค้นหาน้ำมันและก๊าซได้ย้ายเข้าไปในทะเลที่ลึกมากขึ้น การเลือกเครื่องมือและอุปกรณ์สำหรับน้ำทะเลลึกจะเป็นผลิตภัณฑ์สำหรับใต้ทะเล (Subsea Production) โดยเฉพาะในปัจจุบันการสำรวจแหล่งน้ำมันและก๊าซได้ย้ายลงสำรวจและค้นหาในน้ำทะเลที่ลึกมากขึ้นและมีความเป็นไปได้ที่อาจพบแหล่งเก็บน้ำมันและก๊าซที่มีความดันสูงเพิ่มมากขึ้นและอุณหภูมิที่ต่ำลง เมื่อหลุมผลิตใต้ทะเล (Subsea) มีการดำเนินการไปในที่ความลึกมากกว่า 10,000 ฟุตที่สภาพแวดล้อมมีอุณหภูมิน้อยกว่า 40 องศาฟาเรนไฮต์ที่ความดันภายนอก 4,500 ปอนด์ต่อตารางนิ้ว การเข้าถึงอุปกรณ์ใต้ทะเลลึกจะทำได้เพียงยานพาหนะที่ควบคุมผ่านทางไกล (Remote Operated Vehicles) หรือ ROVs ซึ่งมีราคาแพงและมีการผลิตน้อยหรือขาดตลาด
โครงการผลิตน้ำมันและก๊าซในลักษณะนี้จึงต้องมีการจัดเตรียมระบบป้องกันกระบวนการผลิตปลายทางจากความดันสูงอันเนื่องมาจากความล้มเหลวของอุปกรณ์ที่ด้านต้นทางหรือหลุมผลิตที่อยู่ใต้ทะเลลึก จึงเป็นสิ่งจำเป็นสำหรับการพัฒนาระบบการป้องกันกระบวนการผลิตเหล่านี้ ระบบการป้องกันที่จะนำมาใช้ต้องมีความสมบูรณ์ที่ระดับสูง ระบบ HIPPS หรือ High Pressure Integrity Protection Systems จึงได้ถูกนำเข้าใช้งานกับระบบป้องกันเหล่านี้
ทำไมจึงต้องใช้ระบบ HIPPS คำตอบคือหลุมผลิตใต้ทะเลใหม่ ๆ จำนวนมากจะอยู่ในน้ำทะเลลึก, แหล่งเก็บน้ำมันและก๊าซมีความดันสูงซึ่งสามารถส่งผ่านผลิตภัณฑ์ไปยังโครงสร้างพื้นฐานที่มีอยู่ในบริเวณใกล้เคียงซึ่งมีการออกแบบสำหรับทำงานที่ความดันต่ำ เพื่อยังคงความประหยัด โครงสร้างพื้นฐานดังเช่น
* แท่นผลิต (Platforms)
* ท่อส่ง (Pipelines)
ระบบ HIPPS จะอยู่ทางด้านต้นทางของหลุมผลิตใต้ทะเล (Subsea) จะจัดเตรียมเป็นเหมือนกับส่วนกั้น (เรียกว่า "แบ่งคุณสมบัติของท่อ") ระหว่างแหล่งเก็บน้ำมันและก๊าซความดันสูงและโครงสร้างพื้นฐานด้านความดันต่ำ
ในกรณีนี้ระบบ HIPPS เป็นวิธีเดียวที่จะช่วยให้สามารถทำการเชื่อมระบบใหม่ที่มีความดันสูงต่อเข้ากับระบบเดิมที่มีความดันต่ำได้ ค่าใช้จ่ายสำหรับการแยกโครงสร้างพื้นฐานความดันสูงสามารถเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วอาจทำให้ค่าใช้จ่ายที่ไม่เพียงแต่ทำให้การพัฒนาโครงการไม่ประหยัดแล้ว แต่ยังจะทำให้ มีการกระจายพลังงานออกไปมากกว่าจะรวบรวมไว้ที่บริเวณหลุมผลิต
ในทำนองเดียวกันมีแหล่งเก็บน้ำมันและก๊าซหลายแห่ง ซึ่งหลายอุตสาหกรรมได้มองข้ามไปในอดีตอาจเป็นเพราะไม่มีการไหลหรือมีการไหลในอัตราที่ไม่คุ้มค่าทางธุรกิจ ในบรรยากาศของภาคอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซในปัจจุบันนี้หลุมการผลิตจากแหล่งเก็บน้ำมันและก๊าซเหล่านี้ได้รับความสนใจมากขึ้นและผู้สำรวจแหล่งน้ำมันทั้งหลาย (Prospectors) กำลังพิจารณาหาทางเลือกในการเพิ่มอัตราการไหล เช่นเพิ่มปั๊มใต้ทะเล เพื่อให้ได้อัตราการไหลที่สูงและมีศักยภาพทางเศรษฐกิจ ปั๊มใต้ทะเลมาพร้อมกับความท้าทายในตัวของมันเอง หนึ่งในนั้นจะรวมไปถึงความเป็นไปได้ในการเกิดความดันสูงที่ท่อส่งปลายทาง ระบบ HIPPS เป็นตัวเลือกในการบรรเทาปัญหานี้
เหตุผลอื่น ๆ ในการใช้ระบบ HIPPS ก็คือเมื่อน้ำลึกเพิ่มขึ้น จะทำให้การติดตั้งหรือวางท่อระบบความดันสูงมีความยากขึ้นไปอีก ด้วยน้ำหนักที่มากของระบบท่อความดันความดันสูงที่เชื่อมต่อเข้ากับอุปกรณ์บนพื้นผิวทะเล จะส่งผลกระทบต่อภาระโหลดที่ยอมรับได้ของอุปกรณ์เหล่านี้ ซึ่งมีอุปกรณ์จำนวนน้อยสามารถจัดการและเข้าถึงจุดที่ความเครียด ที่จะเกิดขึ้นโดยน้ำหนักของท่อซึ่งจะต้องใช้ท่อที่ต้องการผนังท่อหนา
ท่อที่มีผนังหนาไม่เฉพาะแต่เพิ่มค่าใช้จ่ายของโครงการ แต่ผนังท่อเหล็กที่หนาต้องการเทคนิคการเชื่อมพิเศษและการรักษาหลังรอยเชื่อมซึ่งจะต้องกระทำที่หลังจากการวางท่อที่อยู่กลางทะเล
การใช้ระบบ HIPPS เพื่อลดความดันการออกแบบและจะหมายถึงความสามารถในการลดความหนาของผนังท่อ ซึ่งอาจจะเป็นที่ต้องการสำหรับพื้นที่อยู่ในน้ำลึกเป็นพิเศษเพื่อให้ได้การติดตั้งท่อส่ง ซึ่งต่อเข้ากับหลุมผลิตไปยัง แท่นการผลิตที่พื้นผิวทะเล
ในบทความจะแสดงรายละเอียด HIPPS ที่ใช้ในการป้องกันหลุมผลิตใต้ทะเล นอกจากนั้นยังแสดงรายละเอียดล่าสุดของมาตรฐาน API 17O: Recommended Practice for Subsea High Integrity Pressure Protection Systems (HIPPS)
ความล้มเหลวที่ไม่สามารถยอมรับได้
ระบบ HIPPS 6 ชุดที่ทำงานในทะเลเหนือระหว่างประเทศอังกฤษและนอร์เวย์ ระบบเหล่านี้มีการออกแบบที่เป็นไปตามองค์กรมาตรฐานและกฎระเบียบที่แตกต่างกัน ข้อควบคุมหลักของ U.S., the Mineral Management Service หรือ MMS ของหน่วยงานที่เกี่ยวข้องมีความกังวลหลายประการกับการออกแบบระบบในทะเลเหนือที่นำไปให้บริการในน่านน้ำอาณาเขตของ U.S. โดยไม่มีการเพิ่มระบบป้องกันสำรอง (Redundant)
การตระหนักถึงการเพิ่มระบบป้องกันสำรองนี้เพื่อชดเชยการขาดประสบการณ์การทำงานในระดับภูมิภาคและต้องการสร้างชุดของกฎและข้อกำหนดความต้องการสำหรับระบบ HIPPS ใต้ทะเล (Subsea HIPPS) ภาคอุตสาหกรรมได้จัดตั้งคณะกรรมการ API 17O มีส่วนร่วมจาก MMS ที่จะให้ข้อแนะนำและการปฏิบัติใหม่สำหรับระบบ HIPPS ใต้ทะเล
ความกังวลของ MMS คือการบังคับให้มีการจัดเตรียมอุปกรณ์ความปลอดภัยดังเช่น
* Down-hole Safety Valves
* Christmas Tree
* Master Valve
* Platform-boarding Valves
การทดสอบการทำงานเป็นประจำจะต้องยืนยันการรับรู้ถึงความสามารถในการทดสอบการรั่วของวาล์ว ซึ่งถูกยกเลิกไปในบางการใช้งานในทะเลเหนือจึงไม่เป็นที่ยอมรับของ MMS เพราะว่ามีช่วงการหยุดทำงานเนื่องจากพายุและการบำรุงรักษาอุปกรณ์ ซึ่งสามารถใช้สำหรับการทดสอบวาล์ว
ในระหว่างการปิดนาน ๆ (Prolonged Shut-in), การรั่วของวาล์ว HIPPS จะค่อย ๆ เพิ่มความดันภายในท่อส่งด้านปลายทางและโครงสร้างพื้นฐาน อาจถึงขีดจำกัดของการออกแบบได้ ถ้าไม่มีการยับยั้งสภาวะความดันเกิน
นอกจากนี้ MMS ต้องการให้อุตสาหกรรมพิจารณาและวางแผนสำหรับความล้มเหลวของระบบ HIPPS ขณะที่โอกาสในความล้มเหลวของระบบ HIPPS มีน้อยมากจากการออกแบบ การออกแบบในการใช้งานของด้านปลายทางทั้งหมดต้องมีการดูแลที่เข้มงวดในการกำหนด เมื่อความล้มเหลวควรจะยอมรับได้
การไหลของท่อส่งใต้ทะเลจะสิ้นสุดที่ส่วนสนับสนุนซึ่งมีผู้ปฏิบัติการทำงานอยู่ การเกิดความล้มเหลวทั้งหมดในตำแหน่งที่ยอมรับไม่ได้ ดังนั้นจึงออกแบบส่วนป้องกันไปยังความล้มเหลวเป็นระยะทางห่างออกไปในระยะที่ยอมรับได้จากส่วนสนับสนุนก่อนที่จะเกิดความดันเกินที่ส่วนสนับสนุน
เหตุการณ์เกิดความดันสูงขึ้นในตำแหน่งนี้ในขณะที่เป็นสาเหตุทำให้เกิดการปล่อยไฮโดรคาร์บอนไปยังสิ่งแวดล้อมเป็นความเลวร้ายน้อยกว่าการปล่อยไฮโดรคาร์บอนที่อาจทำให้เกิดการเสียชีวิตในสถานที่มีผู้ปฏิบัติการทำงานอยู่
ส่วนกังวลอีกส่วนหนึ่งก็คือการเกิดอุดตันเนื่องการแข็งตัวจากความชื้นหรือน้ำที่ผสมมากับสารไฮโดรคาร์บอนที่ได้จากหลุมผลิตหรือเรียกว่า Hydrate Plug โดยตรงด้านปลายทางของวาล์ว HIPPS ที่จะทำให้ความดันสูงก่อนที่จะปิดวาล์ว HIPPS ด้วยความเร็วพอที่จะป้องกันไม่ให้เกิดความดันสูง
สาเหตุนี้สร้างแนวคิดของส่วนเสริมความแข็งแรงในส่วนของท่อโดยตรงด้านปลายทางของวาล์ว HIPPS โดยใช้คุณสมบัติของท่อในส่วนนี้เหมือนกับด้านต้นทางของวาล์ว HIPPS สามารถคำนวณความยาวของส่วนเสริมความแข็งแรงจากปฏิกิริยาเวลาปิดของวาล์วและคุณสมบัติของเหลว ของเหลวที่อัดตัวได้จะต้องการส่วนเสริมความแข็งแรงสั้นกว่าในของเหลวที่อัดตัวไม่ได้ ซึ่งต้องการส่วนเสริมความแข็งแรงยาวกว่า
รายละเอียดทั่วไปของระบบ HIPPS
ระบบ HIPPS เป็นฟังก์ชันนิรภัยที่ถูกจัดเตรียมอยู่บนระบบ Safety Instrumented Systems (SIS) ที่ถูกนำมาใช้สำหรับแยกส่วนกระบวนการผลิตปลายทางจากสภาวะความดันเกินที่เกิดขึ้นที่ด้านต้นทาง การเริ่มต้นเกิดความดันสูงเกินสามารถมาจากสาเหตุต่าง ๆ ดังนี้
* สูญเสียการควบคุมที่ด้านหลุมผลิต) และ/หรือ
* สูญเสียการควบคุมจากด้านปลายทาง
* กระบวนการผลิตหยุดทำงาน
* ขาดความสนใจในการปิดเปิดวาล์ว
* การอุดตันตามท่อต่าง ๆ
ในกรณีของการเกิดเหตุการณ์ความดันสูงขึ้น ระบบ HIPPS ควรแยกท่อส่ง (Flow Line) และ/หรือท่อส่วนขึ้นด้านบน (Riser) จากแหล่งความดันสูง ดังนั้นจึงทำให้ท่อส่งด้านปลายทาง (Flow Lines Downstream), ท่อส่วนขึ้นด้านบน (Riser), ฯลฯ สามารถมีอัตราการทนความดันที่ต่ำกว่าความดันการปิดหลุมผลิต หรือ SIP (Shut-in Pressure) ของต้นทาง
HIPPS โดยทั่วไปจะเป็น Safety Instrumented Function หรือ SIF รูปแบบหนึ่งซึ่งจะประกอบด้วยส่วนหลักเป็นดังนี้
* ตัวตรวจจับเริ่มต้น (เครื่องมือวัดความดัน)
* ส่วนประมวลผล
* องค์ประกอบสุดท้าย (วาล์ว)
ระบบ HIPPS ต้องมีความเชื่อถือได้ในระดับสูงมาก ความต้องการมีความน่าเชื่อถือจะแสดงในรูปค่า Safety Integrity Level (SIL) หรือความน่าจะเป็นของความล้มเหลวในความต้องการ (Pprobability of Failure on Demand) หรือ ค่า PFD
SIL ระดับปกติจะเริ่มตั้งแต่ SIL1 ถึง SIL4 โดยค่า SIL4 จะให้ค่า PFD ต่ำสุด HIPPS สำหรับหัวหลุมใต้ทะเล (Subsea) มีแนวโน้มจากการประเมินจะอยู่ในระดับ SIL3 ในระบบแท่นผลิตกลางทะเล ถ้าผลจากการประเมินมีระดับ SIL สูง มักจะต้องมีความต้องการในสิ่งเหล่านี้
* ความสมบูรณ์สูง
* ความพร้อมใช้งานสูง
* ระบบทำงานสำรอง (Fault Tolerance)
* การสื่อสารระยะไกล
* ฟังก์ชันทำงานปิดอิสระ
* การทดสอบปกติ
* การตรวจสอบ
1. ประโยชน์ของระบบ HIPPS
ประโยชน์ของการใช้ HIPPS สำหรับหัวหลุมใต้ทะเล เป็นดังนี้
* ลดความดัน Topside
* ลดความหนาผนังท่อส่งและส่วนขึ้นด้านบน
* ลดเวลาการเชื่อมของส่วนที่อยู่ในทะเล
* อุณหภูมิลดลงทำให้เกิดแรงแนวแกนเนื่องจากหนาลดลง, แต่นำไปสู่ความซับซ้อนในการคาดการณ์พฤติกรรม ผลกระทบเพิ่มเติมเล็กน้อยเป็นการลดความดันทำให้เกิดแรงในแนวแกน เนื่องจากความดันที่ลดลง
* ปรังปรุงการออกแบบท่อส่วนขึ้นด้านบน
* มีความเป็นไปได้ในการใช้ท่อส่งหรือส่วนขึ้นด้านบนความดันต่ำที่มีอยู่แล้ว
2. ข้อเสียของระบบ HIPPS
แม้จะมีผลประโยชน์ที่ระบุไว้ข้างต้น บางสาเหตุของเหตุการณ์ที่เป็นข้อเสียในระบบ HIPPS อาจจะเป็นดังนี้
* มีอุปกรณ์เพิ่มเติมเห็นเป็นความยุ่งยากและแหล่งที่มาของความไม่สามารถไว้ใจและ/หรือ Unavailability
* ปัญหาการดำเนินงานในการทดสอบวาล์ว
* มีความเป็นไปได้ในการ Hydrates ในสายการทดสอบทางเคมี
* มีความเป็นไปได้ของความล้มเหลววาล์วและการรั่ว
ระบบที่พิจารณา (System Considerations)
ระบบที่พิจารณาส่วนนี้จะครอบคลุมองค์ประกอบของระบบที่จะต้องพิจารณาเมื่อออกแบบระบบ HIPPS เป็นระบบ SIS ที่ใช้ในการป้องกันสิ่งอำนวยความสะดวกที่ด้านปลายทางและผู้ปฎิบัติการและป้องกันสิ่งแวดล้อมจากการปล่อยของไหลโฮโดรคาร์บอนโดยมีความดันสูง
การออกแบบและประสิทธิภาพของระบบ HIPPS รวมทั้งการจัดกิจกรรมวงจรชีวิตความปลอดภัย (Safety Life Cycle) ควรเป็นไปตาม IEC 61511 การประเมินความเสี่ยงและอันตรายจะต้องดำเนินการ สำหรับกำหนดความต้องการเพื่อลดความเสี่ยง การกำหนดระดับความสมบูรณ์ของความปลอดภัยหรือค่า SIL ของระบบ HIPPS และแสดงให้เห็นว่าความเสี่ยงของการเกิดความดันสูงได้รับการป้องกันและยับยั้งอย่างเพียงพอเหมาะสม หน่วยงานกำกับดูแลควรจะให้คำปรึกษาในการออกแบบเพิ่มเติมและข้อกำหนดการดำเนินงานของระบบ HIPPS ทั่วไปจะแสดงในรูปที่ 1
1 Reservoir
2 Overpressure Source
3 Logic Solver 2oo3 Voting Logic
4 Subsea Safety Instrumented System
5 Subsea Fortified Zone
6 Flowline
7 BSDV
8 Host Fortified Zone
รูปที่ 1 Typical Subsea Production HIPPS Valve Diagram
แหล่งกำเนิดความดัน (Pressure Source)
ค่าความดันสูงที่จะถูกป้องกันหรือยับยั้งโดยระบบ HIPPS อาจมาจากหลายแหล่ง ตัวอย่างรวมถึงสิ่งต่าง ๆ ดังนี้
* แหล่งเก็บความดันสูง (High Reservoir Pressure)
* ปั๊มใต้ทะเล (Subsea Pumps)
* การเชื่อมต่อกับท่อความดันสูงหรือการรวมกันใด ๆ
แหล่งกำเนิดความดันอาจเป็นสิ่งต่าง ๆ ดังนี้
* แก๊ส (Gas)
* ของเหลว (Liquid)
* ของไหลหลายสถานะ (Multiphase Fluid)
ซึ่งความแตกต่างของแหล่งกำเนิดความดันจะมีความต้องการการตอบสนองของระบบที่แตกต่างกัน ส่วนประกอบในการไหลอาจมีการเปลี่ยนแปลงในช่วงระหว่างการผลิตและอาจจะขึ้นอยู่กับภูมิประเทศ สภาวะทั้งหมดและความไม่แน่นอนที่เกี่ยวข้องจะต้องถือเป็นส่วนหนึ่งของการวิเคราะห์ระบบ HIPPS ก่อนการพิจารณาเพิ่มเติมหลุมผลิต (Wells) ที่จะเชื่อมต่อเข้ากับระบบที่มีอยู่หรือการเปลี่ยนแปลงอื่น ๆ นั้นอาจมีผลต่อคุณสมบัติของของไหล การวิเคราะห์การไหลใหม่ควรจะดำเนินการเพื่อให้มั่นใจว่าระบบออกแบบเพื่อรองรับการตั้งค่าใหม่
องค์ประกอบพื้นฐานของระบบ HIPPS (Components HIPPS)
องค์ประกอบพื้นฐานของระบบ HIPPS สำหรับหัวหลุมใต้ทะเลที่ถูกออกแบบใช้งาน มีระบบที่ซับซ้อนโดยทั่วไปแสดงในรูปที่ 2
รูปที่ 2 2-Well HIPPS Skid
1. เครื่องมือวัดความดัน (Pressure Transducers)
รูปที่ 2 แสดงเครื่องมือวัดความดันสองตัวสามชุดติดตั้งอยู่ระหว่างวาล์ว จำนวนตัวเครื่องมือวัดและระบบลงมติ (Voting System) เป็นฟังก์ชันของความน่าเชื่อถือและทนทานต่อความผิด (Fault Tolerances) ระบบจะแสดงเป็นคู่ที่ลงมติแบบ 2oo3 สำหรับตรวจสอบความดันที่สูงขึ้นโดยเครื่องมือวัดความดัน 2 ตัวในแต่ละชุดจะสั่งให้ระบบ HIPPS ทำงาน รูปที่ 3, 4 และ 5 แสดงรายละเอียดการทำงานของเครื่องมือวัดความดัน
รูปที่ 3 เครื่องมือวัดความดันแบบ 2oo3
รูปที่ 4 โปรแกรมการทำงานในรูปแบบ 2oo3
รูปที่ 5 ฟังก์ชันการทำงานระบบ HIPPS
2. ส่วนประมวลผลของระบบ HIPPS
ระบบ HIPPS ทั้งหมดต้องการตัวควบคุมอัตโนมัติที่ใช้ตรวจสอบเครื่องมือวัดความดัน ตัวควบคุมจะสั่งการปิดวาล์ว HIPPS หากตรวจพบเหตุการณ์ความดันสูง ตัวควบคุมควรยินยอมให้ดำเนินการทดสอบการทำงานได้
3. วาล์ว HIPPS
วาล์ว HIPPS เป็นองค์ประกอบสุดท้ายที่ใช้สำหรับแยกเหตุการณ์อันตรายจากความดันที่สูง รูปที่ 2 แสดงวาล์ว HIPPS สองตัวซึ่งจะเป็นปกติของการใช้งานที่ระดับ SIL3 วาล์วทดสอบ (Test valve) แสดงอยู่ด้วยที่ด้านปลายทางเพื่อให้การดำเนินการทดสอบโดยให้มีความดันระหว่างวาล์วทดสอบและวาล์ว HIPPS(s) ประสิทธิภาพของบ่าวาล์วแบบโลหะกับโลหะของวาล์วแบบ Gate โดยทั่วไปเหนือกว่าบ่าวาล์วโลหะของวาล์วแบบ Ball
นอกจากนี้วาล์วแบบ Gate มีความปลอดภัยมากเมื่อการดำเนินการปิดด้วยสปริงถูกช่วยด้วยความดันภายในท่อส่ง การออกแบบได้ด้วยรู้สึกว่าความดันในท่อถูกใช้โดยลำพังและสปริงไม่จำเป็นต้องใช้ในการปิดวาล์ว วาล์ว HIPPS สองตัวจะถูกต่อให้มีลักษณะการทำงานเป็นแบบ 1oo2 (One out of Two) ดังแสดงในรูปที่ 6
รูปที่ 6 วาล์ว HIPPS สองตัวทำงานแบบ 1oo2
วาล์วทดสอบ (Test Valve) อาจมีความต้องการสำหรับการทดสอบการทำงาน วาล์วทดสอบอาจจะถูกติดตั้งอยู่ในตำแหน่งต้นทางของวาล์ว HIPPS แต่ก็ยังจะอยู่ด้านปลายทางได้ วาล์วทดสอบมักจะมีคุณสมบัติเหมือนกับวาล์ว HIPPS การรั่วซึมที่บ่าวาล์วไม่สามารถรับประกันได้ในการบรรลุการรั่วซึมที่มีค่าเป็นศูนย์ผ่านบ่าวาล์วแม้ในวาล์วใหม่
อย่างไรก็ตามแต่ความสามารถในการผลิตทำให้ได้ผลลัพธ์ที่ดีกับวาล์วเคลือบด้วยทังสเตนคาร์ไบด์ได้ปรับปรุงให้วาล์วมีคุณสมบัติที่ดีขึ้นอย่างมีนัยสำคัญในหลายปีที่ผ่านมา ข้อกำหนดรายละเอียดพิจารณามีดังนี้
ตารางที่ 1 FAT Seat Leak Rate for HIPPS Valve (ISO 5208)
ตัวอย่างการคำนวณเพื่อหาค่า PFD สำหรับระบบ HIPPS ที่ระดับ SIL3 ตัวแปรของอุปกรณ์ต่าง ๆ ที่ใช้สำหรับฟังก์ชัน HIPPS ที่จัดเตรียมไว้ในรูปที่ 2 จะประกอบไปด้วย ส่วนต่าง ๆ ดังนี้
* เครื่องวัดความดันในรูปแบบ 2oo3 (Two out of Three Voting) ซึ่งมีค่าอัตราความผิดพลาดของอุปกรณ์แต่ละตัวเป็นดังนี้
* ส่วนประมวลผลที่ได้รับการรับรองที่ SIL 3 (Certified Safety PLC) ซึ่งมีค่าอัตราความผิดพลาดของอุปกรณ์แต่ละตัวเป็นดังนี้
* วาล์ว HIPPS ในรูปแบบ 1oo2 (One out of Two) ซึ่งมีค่าอัตราความผิดพลาดของอุปกรณ์แต่ละตัวเป็นดังนี้
ในการคำนวณหาค่า PFDavg ของฟังก์ชันการป้องกันดังกล่าวข้างต้นจะมีค่า PFDavg อยู่ในย่านที่ต้องการเป็นดังนี้
รูปที่ 7 ผลการคำนวณค่า PFD ของฟังก์ชันระบบ HIPPS ในรูปที่ 2
ส่วนเสริมความแข็งแรงใต้ทะเล (Subsea Fortified Zone)
ส่วนเสริมความแข็งแรงอาจอยู่ปลายทางของวาล์ว HIPPS เพื่อให้ท่อด้านปลายทางของวาล์ว HIPPS สามารถทนความดันอยู่ได้ในช่วงเวลาตอบสนองของการปิดวาล์ว ซึ่งเวลาตอบสนองของระบบถูกกำหนดโดยการคำนวณความดันชั่วคราว เวลาตอบสนองในการปิดระบบจะขึ้นอยู่กับลักษณะการไหลของระบบเฉพาะและจะรวมถึงการพิจารณาอัตราส่วนของก๊าซน้ำมัน (Gas-Oil-Ratio) สูงสุด
ระดับความดันของส่วนเสริมความแข็งแรงจะเป็นเฉพาะของโครงการและจะมีช่วงการทำงานตั้งแต่ความดันที่อนุญาต (Mmaximum Allowable Operating Pressure) การท่อส่ง/เช่นเดียวกับระดับของแหล่งกำเนิดความดัน (เช่น Subsea Tree)
ความยาวของส่วนเสริมความแข็งแรงควรพิจารณาจากพื้นฐานการวิเคราะห์การไหล การใช้ทางเลือกด้วยวิธีการประกันการไหล (เช่นสารเคมี) ไม่ควรถูกพิจารณาเมื่อกำหนดความยาวของส่วนเสริมความแข็งแรง มีความเป็นไปได้ว่าส่วนนี้อาจไม่จำเป็นต้องมี แต่ต้องพิสูจน์ตามการวิเคราะห์การไหล
ถ้าระบบ HIPPS เกิดความล้มเหลวและท่อยังคงได้รับความดันเพิ่มขึ้นในที่สุดอาจถึงความดันที่ทำให้ท่อเกิดการระเบิด เพื่อให้มั่นใจว่าท่อไม่ระเบิดทันทีในตำแหน่งที่ด้านปลายทางของระบบ HIPPS ซึ่งเป็นตำแหน่งท่อในส่วนเสริมความแข็งแรงที่ถูกควบรวมเข้าไป (โดยทั่วไปใช้วัสดุและคุณสมบัติเดียวกันที่มีความหนามากขึ้น) หัวข้อหลักส่วนใหญ่ 2 ส่วนสำหรับการดำเนินการมีดังนี้
1) เพื่อให้มั่นใจว่าหากระบบ HIPPS เกิดความล้มเหลว, ท่อส่งด้านปลายทางไม่ควรระเบิดที่ตำแหน่งใกล้หลุมผลิตหรือบริเวณหัวหลุมที่มีคนทำงานอยู่
2) ถ้ามีการ Hydrate จากด้านปลายทางของระบบ HIPPS อาจทำให้ความดันเพิ่มขึ้นอย่างรวดเร็วในท่อส่งมากกว่าที่ระบบ HIPPS สามารถตอบสนองได้ทันเวลา
อย่างไรก็ตามการดำเนินการจะต้องเอาชิ้นส่วนหรืออุปกรณ์ออกจากตำแหน่งนั้นก่อนที่ความดันท่อส่งจะมีความดันเพิ่มขึ้นซึ่งมีโอกาสที่จะล้มเหลว ดังนั้นการประเมิน SIL ควรพิจารณาเหตุการณ์อันตรายที่น่าจะเป็นของผู้ปฏิบัติในพื้นที่และว่ามีเวลาเพียงพอที่จะเอาคนจากพื้นที่อันตรายได้
การทำงานของผู้ปฏิบัติการอาจจะในรูปแบบต่าง ๆ ดังนี้
* การเจาะหลุม
* Workovers
กิจกรรม ROV
ส่วนเสริมความแข็งแรงจะต้องมีความแข็งแรงเพียงพอหรือดีกว่าส่วนท่อหลัก อีกครั้งเทคนิคการประเมินความเชื่อถือได้ของโครงสร้างควรใช้ในการกำหนดระดับของความต้องการความแข็งแกร่งที่จำเป็นเพื่อให้มั่นใจว่าความน่าจะเป็นของส่วนเสริมความแข็งแรงเกิดล้มเหลวก่อนส่วนท่อส่งหลักมีค่าต่ำมาก สำหรับท่อส่วนขึ้นด้านบนการที่ระบุค่าความดันออกแบบที่แตกต่างกันของส่วนท่อส่งหลักและส่วนเสริมความแข็งแรงไม่เป็นที่นิยม หากโครงการพิจารณาว่ามีความเสี่ยงในการเกิด Hydrate Forming ด้านปลายทางของระบบ HIPPS อาจทำให้ระบบ HIPPS ต้องทำงานอย่างรวดเร็วหรือส่วนเสริมความแข็งแรงอาจถูกพิจารณารวมเข้าไป การจำลองกระบวนการผลิตควรดำเนินการเพื่อหาสาเหตุต่าง ๆ ดังนี้
* ความสมดุลระหว่างระดับของความแข็งแรง
* ความยาวส่วนเสริมความแข็งแรง
* ความเร็วในการปิดวาล์ว
อาจจะมีการโต้แย้งว่าไม่น่าที่จะเกิดการ Hydrate ได้ทันทีที่ด้านปลายทางของ HIPPS ในระหว่างการทำงานปกติ เมื่อเงื่อนไขการทำงานปกติจะอยู่นอกย่านการทำให้เกิด Hydrate ในช่วงเงื่อนไขเริ่มต้นที่สำคัญมาก Methanol หรือการฉีดด้วยสารประกอบด้วยน้ำอื่น ๆ นั้นจะต้องฉีดเข้าไป แต่ละโครงการจึงต้องประเมินตามสภาพสิ่งที่เป็นสารประกอบของ Hydrate หรือการอุดตันอาจเกิดขึ้นทันทีที่ด้านปลายทางของระบบ HIPPS
ส่วนไม่เสริมความแข็งแรง (Zone Unfortified) (Flow Line)
ส่วนไม่เสริมความแข็งแรงเป็นปลายทางของส่วนเสริมความแข็งแรงและต้นทางของ Host Zone สถานที่ตำแหน่งของส่วนไม่เสริมความแข็งแรงจะพิจารณาจากการวิเคราะห์ทางไฮโดรลิคและขึ้นอยู่กับผลกระทบของความเสี่ยงของการรั่วที่จะถูกยับยั้ง การวิเคราะห์ไฮโดรลิคควรรวมถึงสภาวะชั่วความของระบบทั้งหมดที่มีศักยภาพ (Multiphase/Slug Flow ฯลฯ) ส่วนไม่เสริมความแข็งแรงจะอยู่ในตำแหน่งเพื่อลดความเสี่ยงของการบาดเจ็บของคนและความเสียหายให้กับโครงสร้างพื้นฐานและสิ่งแวดล้อม การออกแบบควรคำนึงถึงความจำเป็นในการทดสอบระบบส่วนไม่เสริมความแข็งแรง
Topsides
วาล์วนิรภัยทางกล (Pprocess Safety Valve) สามารถใช้เพื่อบรรเทาการเกิดความดันสูงจากการรั่วซึมของวาล์ว HIPPS วาล์วนิรภัยทางกลจะอยู่ระหว่างวาล์วแยกท่อส่ง (Flow Line Valve) และวาล์วหยุดการทำงาน (Boarding Shut Down Valve) การพิจารณาต้องมีเพื่อความปลอดภัยของการระบายของไหลโดยเฉพาะในช่วงหยุดกระบวนการผลิตหรือในสถานการณ์ที่ไม่มีผู้ปฏิบัติการ
การออกแบบท่อส่งด้านปลายทาง
ด้านปลายทางของระบบ HIPPS สำหรับหัวหลุมใต้ทะเล ท่อส่งด้านปลายทางสามารถถูกออกแบบโดยใช้หลักการเหล่านี้รวมถึงเพื่อลดความหนาผนังท่อและประหยัดค่าใช้จ่ายเพิ่ม
* ท่อถูกออกแบบไม่ให้ถึงค่ายินยอมหากเกิดการ SITHP (Shit-in Tubing Head Pressure) ในกรณีของความล้มเหลว HIPPS ดังนั้นท่อไม่ควรได้รับความเสียหายจากความล้มเหลว HIPPS วิธีนี้บางครั้งเรียกว่า "No Yield"
* ท่อถูกออกแบบมาเพื่อให้ถึงค่ายินยอม แต่ไม่ระเบิดถ้าเกิดการ SITHP ในกรณีของความล้มเหลว HIPPS ดังนั้นความล้มเหลว HIPPS อาจทำให้เสียรูปถาวรของท่อต้องมีการตรวจสอบประเมินความเหมาะสมสำหรับวัตถุประสงค์และการซ่อมแซมไปก่อนที่ท่อจะถูกนำกลับไปสู่การใช้งานปกติ วิธีนี้บางครั้งเรียกว่า "No Burst"
* ความดันการออกแบบท่อเป็นการแสดงอย่างมีขอบเขตเหนือความดันทำงานของระบบ HIPPS และความเครียดถูกจำกัดเพียงร้อยละของความเครียดที่ยินยอมที่ความดันนี้ ในกรณีของความล้มเหลว HIPPS ท่อจะให้ค่ายินยอมและระเบิดที่เวลาต่อมา วิธีนี้บางครั้งเรียกว่า "Burst Critical"
การออกแบบท่อทั้งสามสถานการณ์แทนการลดความต้านทานของท่อในกรณีที่ความดันสูงเกิดจากความล้มเหลวของหลุมผลิตและระบบ HIPPS ระบบท่อควรจะถือเป็นชั้นในระบบการป้องกันความดันสูงและกำหนด PFD ในกรณีเหตุการณ์ความดันสูงที่ด้านปลายทางของระบบ HIPPS ตัวอย่างเช่นการออกมา"Burst Critical"และ"No Yield" ระบบท่ออาจได้รับการพิจารณาให้มี PFD ใกล้ 1.0 และศูนย์ตามลำดับ
ระบบท่อแบบ "No Burst" โดยทั่วไปอาจมีเป้าหมาย PFD ที่ 0.001 หรือ 0.01 การประเมินความเชื่อถือได้ของโครงสร้าง (Structural Reliability Assessment (SRA)) เป็นที่ต้องการเพื่อจะต้องแสดงให้เห็นว่าท่อตรงตามเป้าหมาย PFD ซึ่งจะต้องพิจารณาการกระจายโอกาสของสิ่งต่าง ๆ ดังนี้
* ความหนาของผนังท่อ
* ความแข็งแรง
* กัดกร่อน
ระบบท่อแบบ "No Yield" ให้ความประหยัดน้อยกว่าระบบท่อที่ทนความดันได้และไม่น่าจะน่าสนใจสำหรับการพัฒนา XHPHT (Extreme High Pressure High Temperature)
ระบบท่อแบบ "No Burst" ออกแบบให้การประหยัดอย่างมากแต่อาจยังไม่น่าสนใจสำหรับการพัฒนา XHPHT สำหรับการพัฒนา XHPHT มีโอกาสที่เลือกใช้ "Burst Critical" จะเป็นทางเลือกที่น่าสนใจที่สุด
การออกแบบท่อส่วนด้านขึ้นบนส่วนปลายทาง (Downstream Riser Design)
เป็นที่ทราบว่าท่อส่วนด้านขึ้นบนเกือบทั้งหมดจะเป็นสถานที่ส่วนสนับสนุนที่มีผู้ปฏิบัติการทำงานอยู่ การพิจารณารายละเอียดของความเสี่ยงของความล้มเหลวเป็นสิ่งสำคัญเช่นส่วนที่สำรองไว้ในด้านความปลอดภัยของท่อส่วนขึ้นด้านบนระบบ HIPPS เทียบกับระบบท่อส่วนขึ้นด้านบนแบบดั้งเดิม นี่คือความพร้อมมากที่สุดโดยการเสริมความแข็งแรง (Fortifying) ของท่อส่วนขึ้นด้านบนและวิธีการ
ท่อส่วนขึ้นด้านบนและวิธีการสามารถเสริมความแข็งแรงโดยการเลือกคุณสมบัติของวัสดุที่แข็งแกร่งและ/หรือหนากว่าวัสดุที่ใช้ในท่อส่ง บางโครงการได้ระบุความดันการออกแบบค่อนข้างสูงสำหรับท่อส่วนขึ้นด้านบนและวิธีการ อย่างไรก็ตามการออกแบบความดันที่แตกต่างกันจะมีแนวโน้มที่จะบังคับความแตกต่างกันของความดัน Hydrotest ตามลําดับ
หลักการที่เหมาะสมกว่าคือการใช้เทคนิคการประเมินความเชื่อถือได้ของโครงสร้าง เพื่อตรวจสอบความน่าจะเป็นความดัน/เส้นโค้งความล้มเหลวของการท่อและส่วนขึ้นด้านบนและแสดงให้เห็นว่ามีความเสี่ยงต่ำมากของความล้มเหลวของท่อส่วนขึ้นด้านบนก่อนความล้มเหลวของท่อส่ง
ในกรณีที่รุนแรงมากท่อส่วนขึ้นด้านบนอาจจะออกแบบมาเพื่อทนความดันการปิดหลุมผลิตที่สูง หรือ SIP (Shut-in Pressure) เช่นในกรณีที่ไม่มีผลประโยชน์ที่ได้รับจากการติดตั้งระบบ HIPPS วิธีการดั้งเดิมอาจจะพิจารณาในขณะที่มีความดันปานกลางและน้ำลึก ในกรณีที่ความดันสูงมากและในน้ำลึกมาก ๆ มันก็น่าจะทำไม่ได้ทางเทคนิค
วิธีการทางเลือกอีกทางหนึ่งคือการพิจารณาติดตั้ง SSIV (Safety Shut-in Valve) เป็นส่วนป้องกันเพิ่มเติมในหลักการระบบป้องกันความดันสูง ตัวอย่างเช่นหาก SSIV ปิดในการตรวจสอบความดันสูงและสามารถถือว่ามีระดับความปลอดภัยสูงสุดเป็นเป็นไปได้ที่ SIL1 แล้วความน่าจะเป็นของท่อส่วนขึ้นด้านบนจะเห็นเหตุการณ์ความดันสูงเป็นตัวแปรประมาณ 10 น้อยกว่าสำหรับท่อ
การทดสอบระบบ HIPPS ในสถานที่ (HIPPS In-place Testing)
การออกแบบที่เหมาะสมของระบบ HIPPS จะมีการจัดเตรียมให้การทดสอบปกติเพื่อแสดงให้เห็นถึงการทำงานที่ถูกต้องของระบบ HIPPS และสามารถตรวจสอบสถานะการทำงานของระบบ HIPPS การกำหนดช่วงเวลาทดสอบจะต้องมีความสอดคล้องกับพื้นฐานของการวิเคราะห์หรือการเลือกอุปกรณ์ที่ระดับ SIL ต่าง ๆ การพิจารณาขั้นต่ำที่จะต้องมีการจัดเตรียมให้พร้อมมีดังต่อไปนี้
* การทดสอบความสมบูรณ์ของการรั่วที่ความดันปกติ - HIPPS จะต้องสามารถแสดงให้เห็นว่าระบบที่มีความสมบูรณ์เพียงพอที่จะมีการทำงานที่ความดันการปิดหลุมผลิตพร้อมกับมีการรั่วไหลน้อยกว่าอัตราการรั่วสูงสุด ช่วงเวลาในการทดสอบจะพิจารณาจากระดับ SIL หรือระเบียบกำหนด
* การทดสอบระดับการรั่วสูงสุด-การออกแบบ HIPPS ให้รวมถึงวิธีการที่เหมาะสมในการวัดหรือสรุปอัตรารั่วไหลของ HIPPS สำหรับเปรียบเทียบกับอัตราสูงสุดที่กำหนดไว้ การกำหนดอัตรารั่วสูงสุดจะต้องพิจารณาทั้งการหยุดทำงานที่ระยะสั้นและระยะยาว เช่นการปิดหัวหลุมจากพายุและจะได้รับการกำหนดทั้งโดยผู้ประกอบการหรือโดยความต้องการกฎระเบียบ
* เครื่องมือวัดความดัน-หมายถึงต้องมีการจัดเตรียมจุดอ้างอิงขั้นต่ำของเครื่องมือวัดความดันหนึ่งตัวเทียบกับแหล่งความดันที่รู้ค่า ตัวอย่างเช่นแหล่งนี้สามารถเป็นแหล่งจาก Topsides กับความดันปรับตามความลึกในการติดตั้งและความหนาแน่นของของเหลวที่เชื่อมต่อกับเครื่องมือวัด การตรวจสอบจะถูกเปรียบเทียบกับเครื่องมือวัดความดันในระบบ HIPPS อื่น ๆ ระหว่างการทำงานปกติเพื่อยืนยันว่าเครื่องมือวัดมีการดำเนินงานอย่างถูกต้อง
* ส่วนทดสอบระยะชัก (Partial Stroke Testing) ของวาล์ว HIPPS การทำงานจากการเคลื่อนไหวบางส่วนของวาล์วมีผลสะท้อนสำหรับใช้ทดสอบการทำงานของวาล์วได้ ซึ่งสามารถใช้เพื่อลดกิจกรรมการทดสอบด้วยตนเอง ส่วนทดสอบระยะชักปกติจะถือว่าเป็นทดสอบการทำงานที่ครอบคลุมเพียงเศษส่วนของความล้มเหลวที่เป็นไปได้และไม่เป็นการทดสอบตัวเองด้วยอัตราการวินิจฉัยความผิดพลาด อัตราส่วนที่ตรวจพบได้จะต้องทำเอกสารที่เหมาะสมผ่านการวิเคราะห์วิกฤต ความล้มเหลวและโหมดผลกระทบ (Failure Mode Effect and Critical Analysis) หรือเทียบเท่า
ระบบควบคุม HIPPS และฟังก์ชันวิเคราะห์การทำงาน
อย่างน้อยจะต้องมีข้อมูลต่อไปนี้
* สัญญาณเอาต์พุตของเครื่องมือวัดความดันจะต้องส่งสัญญาณให้กับสถานีควบคุมหลัก (MCS) และระบบควบคุม HIPPS
* สถานะวาล์วแยกส่วน HIPPS เทียบเคียงหรือวัดโดยตรงสถานะวาล์วจะต้องส่งสัญญาณให้กับสถานีควบคุมหลัก
* การสั่งหยุดทำงาน (Tripping), การลงมติ (Voting), และสถานะสัญญาณเตือน (Alarm Status)จะต้องส่งสัญญาณให้กับสถานีควบคุมหลัก การเทียบเคียงจะไม่ยึดตามสถานะคำสั่งทำงาน แต่ผ่านการวัดกำลังขับที่ส่งไปยังหัวขับวาล์วไม่ว่าจะเป็นไฮดรอลิก, ไฟฟ้าหรืออื่น ๆ
* การสั่งหยุดทำงานจะเป็นฟังก์ชันคงค่าไว้ (Latched) ต้องดำเนินการรีเซ็ตจากผู้ปฏิบัติการ ควรมีวิธีการรีเซ็ตฟังก์ชันการทำงานของ HIPPS และคำสั่งเพื่อเปิด/ปิดวาล์ว เมื่อความดันที่บริเวณใช้งานอยู่ในค่าที่ยอมรับได้ที่เครื่องมือวัดความดันที่ระบบ HIPPS และได้รับอนุญาตจากตัวควบคุม ผู้ปฏิบัติการไม่สามารถตั้งค่ารีเซ็ตหากความดันภายในที่เครื่องมือวัดความดันที่ระบบ HIPPS อยู่เหนือความดันสั่งหยุดการทำงาน
* รายงานสถานะตัวควบคุม HIPPS Controller-The ควบคุม HIPPS ในพื้นที่จะต้องมีหน้าที่การวินิจฉัยด้วยตนเองและการรายงานของสถานะการควบคุมไปยังสถานีควบคุมหลักบนพื้นผิวทะเล
การทำงานบนพื้นทะเลและการส่งกลับลงไปใต้ทะเล
ความแตกต่างที่สำคัญระหว่างระบบ HIPPS บนพื้นผิวทะเลและระบบ HIPPS ใต้ทะเลเป็นดังนี้
* ขาดความต้องการสำหรับข้อกำหนดการตรวจสอบทางกายภาพและวัสดุ
* ข้อกำหนดการออกแบบสำหรับการทำงานสิ่งแวดล้อมที่แช่ในน้ำทะเลลึกและอุณหภูมิต่ำ
* ความดันสูงที่อาจมีความเป็นไปได้สำหรับการเกิดการกัดกร่อนจากไฮโดรคาร์บอน
ข้อกำหนดของวัสดุเป็นเหมือนกับอุตสาหกรรมที่พัฒนามาจากประสบการณ์กับหลุมผลิตใต้ทะเลและผ่านประสบการณ์ที่มีค่าใช้จ่ายสูงกับความล้มเหลวที่ผ่านมาก่อน
ความต้องการด้านคุณสมบัติวัสดุและการตรวจสอบเป็นพฤติกรรมที่เกินกว่าจะเป็นสิ่งที่จำเป็นสำหรับการติดตั้งระบบ HIPPS บนพื้นผิวทะเล นั่นเป็นเพราะค่าใช้จ่ายเพื่อดึงระบบที่ล้มเหลวจากด้านล่างของมหาสมุทรขึ้นมาตรวจสอบบนพื้นผิวทะเลจะมีค่าใช้จ่ายเป็นล้านดอลลาร์
การตรวจสอบทางทางกายภาพโดยผู้ปฏิบัติการจะกระทำได้เฉพาะผ่านการดึงระบบใต้ทะเลขึ้นมาบนพื้นผิวทะเลหรือผ่านยานพาหนะที่ควบคุมผ่านทางไกล โครงการใต้ทะเลมีจำนวนเพิ่มมากขึ้น ทำให้ยานพาหนะที่ควบคุมผ่านทางไกล จะหายากและราคาแพง
การทดสอบและการดำเนินงานตามปกติจะต้องมีส่วนหนึ่งของการออกแบบระบบและทำงานในลักษณะที่ไม่ต้องการยานพาหนะที่ควบคุมผ่านทางไกล ในการตรวจสอบ การดำเนินงานระยะไกลผ่านสัญญาณสื่อสารไปยังตัวควบคุมในบริเวณใช้งานเป็นทางออกเท่านั้น
ระบบ HIPPS ใต้ทะเลจะมีเครื่องมือวัดความดันหลายแบบและบางส่วนจะอยู่ด้านปลายทางหรือระหว่างวาล์ว HIPPS
จำนวนเครื่องมือวัดความดันที่เพิ่มขึ้นที่ใช้ส่งสัญญาณต้องมีการติดตั้งสำรอง (Back-ups) เพื่อให้เหมาะสมกับมาตรฐานอุตสาหกรรมของสมรรถนะด้านความปลอดภัย การส่งสัญญาณเพื่อให้มั่นใจว่าวาล์ว HIPPS ปิดในเหตุการณ์ความดันสูงและยังคงปิดจนกว่าเหตุการณ์ความดันสูงผ่านไปและไม่มีส่วนที่ต้องกังวล
เครื่องมือวัดความดันในระหว่างวาล์ว HIPPS ยังอาจช่วยในการทดสอบการรั่วไหลของวาล์ว เพื่อดำเนินการทดสอบการรั่วไหล วาล์วพิเศษที่เพิ่มเข้ามาเชื่อมต่อท่อเข้ากับพื้นที่ระหว่างวาล์ว HIPPS ท่อพิเศษนี้จะช่วยให้ช่างเทคนิคในการฉีดสารเคมี (ปกติเป็นเมทานอล) เพื่อตรวจสอบการปิดวาล์วและไม่รั่วไหลและเพื่อทำให้ความดันสมดุลก่อนที่จะเปิดวาล์ว HIPPS
ลักษณะพิเศษของเครื่องมือวัดสัญญาณความดันในระบบ HIPPS ใต้ทะเลมักจะมีค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมสำหรับการจัดเตรียมเครื่องมือวัดสำรองเป็นสองชุด (แสดงลักษณะแผนภาพเป็นวงกลม PT คู่) ให้ทำงานสำรองในสถานที่ติดตั้งเดียวกัน
ค่าใช้จ่ายเพิ่มขึ้นของเครื่องมือวัดสามารถอธิบายได้อย่างรวดเร็วเมื่อพิจารณาค่าใช้จ่ายในการเปลี่ยนเครื่องมือวัดตัวเดียวเมื่อเกิดความล้มเหลวขึ้น
ตัวควบคุมเป็นส่วนหนึ่งของห้องควบคุมใต้ทะเล (Subsea Control Pod) ซึ่งจะถูกออกแบบเพื่อไม่เพียงแต่ทนความดันและอุณหภูมิแวดล้อมที่ด้านล่างของพื้นมหาสมุทร แต่ความต้องการสำหรับการติดตั้งและการกู้คืนมา เมื่อห้องควบคุมมีการเปลี่ยนแปลงจากการส่งลงไปจากสภาพพื้นผิวพื้นทะเลและกลับขึ้นมา
การเปลี่ยนแปลงในความดันและอุณหภูมิต้องการบรรจุน้ำมันให้เต็มในส่วนช่องว่างระบบอิเล็กทรอนิกส์พร้อมด้วยตัวชดเชย (compensators) ชุดหัวต่อทางไฟฟ้าและไฮดรอลิกที่เหมาะสมมีอยู่สำหรับหลุมผลิตใต้ทะเลและสามารถช่วยในการกู้คืนห้องควบคุม
วาล์วใต้ทะเลเกือบทั้งหมดจะไม่มีสวิตช์ตำแหน่ง (Limit Switch) เมื่อมีการพิจารณาว่าไม่น่าเชื่อถือและไม่มีความจำเป็น เทคโนโลยีของสวิตช์ตำแหน่งในน้ำลึกเพื่อแสดงสถานะของวาล์วสำหรับหัวหลุมผลิตใต้ทะเล (Wellheads Subsea) เป็นการกระทำผ่านการตรวจสอบความดันไฮดรอลิคเพื่อกระตุ้นหัวขับวาล์ว
ไม่เพียงแต่จะมีการตรวจสอบความดัน แต่ยังติดตามการตอบสนองความดันเพื่อยืนยันความสมบูรณ์ของท่อระหว่างห้องควบคุมใต้ทะเลและหัวขับวาล์วไม่ให้เกิดเหตุการณ์ต่าง ๆ ดังนี้
* ไม่มีการอุดตัน
* การบิดงอของท่อ (Kinking)
* ล้มเหลวในการทำงาน
การขาดการตอบรับจากหัวขับจริงทำให้ตำแหน่งและความน่าเชื่อถือของเครื่องมือวัดความดันเป็นเรื่องวิกฤติ
วาล์วต้องมีการติดตั้งระบบการควบคุมจากยานพาหนะที่ควบคุมผ่านทางไกล เพื่อให้ยานพาหนะที่ควบคุมผ่านทางไกลล็อคเปิดวาล์ว HIPPS ในกรณีสำหรับเมื่อความดันหลุมลดลงเมื่อเวลาผ่านไปและในบางจุดระบบ HIPPS จะไม่จำเป็นและวาล์วเพียงสามารถล็อคเปิด
รหัสและมาตรฐาน
IEC 61508 และ 61511 เป็นมาตรฐานสากลที่ให้ข้อกำหนดสำหรับคุณสมบัติการออกแบบการติดตั้งและการบำรุงรักษาความปลอดภัยระบบ SIS เพื่อที่จะสามารถมอบความมั่นใจและ/หรือการรักษาในสภาพที่ปลอดภัย IEC 61511 ได้รับการพัฒนาเป็นภาคปฏิบัติการของ IEC 61508
ผู้ผลิตและผู้จำหน่ายอุปกรณ์โดยทั่วไปควรปฏิบัติตาม IEC 61508 ในขณะที่นักออกแบบระบบ, ผู้ควบรวมระบบ (integrators) และผู้ใช้โดยทั่วไปควรปฏิบัติตาม IEC 61511
ผู้ควบรวมระบบจะต้องเลือกส่วนประกอบระบบ HIPPS (เช่นเซนเซอร์,วาล์วและตัวควบคุม) ที่มีการตรวจสอบตาม IEC 61508 หรือแสดงและเอกสารก่อนการใช้ ผู้ผลิตชิ้นส่วนจะต้องจัดหาข้อมูลสนับสนุน (เช่นอัตราความล้มเหลวและอุปกรณ์ Safe เศษส่วน Failure) และเอกสาร (เช่นใบรับรอง SIL จากองค์กรได้รับการรับรอง) เพื่อจะให้ผู้ควบรวมระบบนำไปใช้เป็นแพคเกจตรวจสอบโดยรวมของ HIPPS
API 14C เป็นเอกสารระดับสูงที่อธิบายถึงข้อกำหนดสำหรับระบบความปลอดภัยที่จะใช้ในการออกแบบส่วนสนับสนุนในระบบนอกชายฝั่ง ความต้องการใช้ในการออกแบบระบบความปลอดภัยมากกว่าความต้องการในชิ้นส่วนภายในระบบและไม่มีความต้องการอย่างเป็นทางการเพื่อพิจารณาและตอบสนองความต้องการระดับ SIL
แต่มีข้อกำหนดบางอย่างของสถาปัตยกรรมความปลอดภัยที่ควรสังเกตคือ ภายใต้ API 14C ออกแบบระบบความปลอดภัยเป็นไปตามปรัชญาที่ระบบความปลอดภัยควรจะแยกจากระบบการควบคุมอย่างสมบูรณ์และควรจะมีอุปกรณ์ความปลอดภัยสองระบบที่หลากหลาย เพื่อป้องกันเหตุการณ์ไม่พึงประสงค์ เช่นระบบจะ HIPPS รูปแบบหนึ่งของสองระบบที่หลากหลายเหล่านี้
ความต้องการของ API 14C สามารถพบโดยการปฏิบัติงานต่อไปนี้
* HAZOP ในการออกแบบตัวเลือกต่าง ๆ ที่เสนอในระหว่างการศึกษา
* รวมถึงไดอะแกรมสาเหตุและผลกระทบในรายงานสุดท้าย
* แสดงรายการวิธีการดำเนินการใด ๆ ที่จำเป็นสำหรับการดำเนินงานปลอดภัยระบุในระหว่างการศึกษาและช่วงระดมสมอง
* ให้แผนภาพวงจรสำหรับการควบคุม HIPPS ๆ/การตรวจสอบ
เปรียบเทียบรายละเอียดระหว่างสองวิธีการตามมาตรฐาน IEC 61511 และ API RP 14C สรุปเป็นดังนี้
คุณสมบัติของความปลอดภัยในการติดตั้งระบบ SIS สำหรับการติดตั้งในการผลิตในทะเลได้ดำเนินการแบบดั้งเดิมโดยใช้มาตรฐาน API RP 14C วิธีนี้ไม่ได้เป็นไปอย่างง่ายดายพร้อมไปกับการประเมินความเสี่ยงและแนวทางการปฏิบัติตามในมาตรฐาน IEC 61511 มาตรฐาน API RP 14C สามารถทำให้เกิดบางฟังก์ชันด้านความปลอดภัยที่ไม่จำเป็น ซึ่งหมายถึงการเพิ่มเติมสาเหตุการหยุดทำงานผลิตที่ไม่จำเป็น ข้อกำหนดสำหรับการทดสอบมันจะไม่จำเป็นสำหรับการทำงานที่ซับซ้อนมากและอาจไม่เพียงพอสำหรับการทำงานที่สำคัญเมื่อเทียบกับวิธีการตามความเสี่ยงใน IEC 61511
ข้อเสนอที่ดีที่สุดของวิธีการทั้งสองจะใช้ API RP 14C หรือ ISO 10418 เป็นเกณฑ์ในการออกแบบเบื้องต้นพร้อมกับ IEC 61511 ใช้ในการวิเคราะห์ผลที่ตามมาของความต้องการความสมบูรณ์ของฟังก์ชันความปลอดภัยที่จะถูกยกเลิกออก ๆ ไป การดำเนินการนี้ต้องการทั้งความพยายามมากขึ้นในการออกแบบและขั้นตอนการดำเนินงานเมื่อเทียบกับการใช้ API RP 14C เท่านั้น แต่ผลลัพธ์ที่ได้จะเป็นดังนี้
1) ความสมบูรณ์ของฟังก์ชันความปลอดภัยในระบบ SIS ตรงกับขนาดของความเสี่ยงที่จะป้องกัน
2) การเพิ่มประสิทธิภาพของความพยายามรักษาที่ใช้ในการทดสอบการทำงานในช่วงวงจรชีวิตความปลอดภัย
3) สามารถลดการขาดทุนจากการผลิต
นอกจากรายละเอียดการเปรียบเทียบข้างต้นแล้ว ได้มีการจัดตั้งคณะทำงานเพื่อพัฒนามาตรฐาน API 17O HIPPS และทำให้มาตรฐานฉบับร่างแล้วเสร็จในปลายปี 2005 การทำงานหลังจากนั้นได้ชะลอตัวเนื่องมาจากมีงานในระดับสูงโดยทั่วไปในอุตสาหกรรม กลุ่มนี้ได้รับการปฏิรูปขึ้นอีกครั้งและตอนนี้ประธานเป็นโดยผู้เขียน คณะทำงานได้ขยายอย่างมีนัยสำคัญ ฉบับร่างเสร็จสมบูรณ์มากและมอบให้คณะกรรมการสถาบันปิโตรเลียมอเมริกัน 17 ในปี 2008
รายละเอียดการป้องกันหลุมผลิตที่ได้แสดงไปแล้วจะเป็นเพียงรายละเอียดส่วนที่แสดงอยู่ในวิธีการปฏิบัติที่ถูกแนะนำสำหรับการใช้ระบบ HIPPS ในหลุมผลิตใต้ทะเลหรือ API RP17O ซึ่งในการออกแบบควรจะต้องมีการประเมินความเสี่ยงเพื่อใช้เป็นข้อมูลในการกำหนดอุปกรณ์ด้านความปลอดภัยและจัดเตรียมอุปกรณ์อื่น ๆ เพิ่มเติมตามข้อแนะนำเพื่อให้มีความเหมาะสม ทั้งในด้านการปฎิบัติงานควบคุมการผลิตและการซ่อมบำรุง 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] API RP17O, Recommended practice for Subsea High Integrity Pressure Protection System (HIPPS), First edition, October 2009
[5] Subsea system worries, William M. Taggart, inTech, April 2009
[6] High Integrity Pressure Protection System (HIPPS) Development for the Gulf of Mexico: Update on Deepstar, API 17O and Industry Developments, Christopher Curran, BP, Offshore Technology Conference, Texas, USA, 5-8 May 2008
[7] Safety Equipment Reliability Handbook, Second Edition, Exida.
[8] 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
Thailandindustrycom_official
