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.