ПНСТ 526-2021. Предварительный национальный стандарт Российской Федерации. Нефтяная и газовая промышленность. Системы подводной добычи. Обнаружение утечек в подводных условиях. Методические указания

(утв. и введен в действие Приказом Росстандарта от 09.02.2021 № 18-пнст)

до 1 августа 2024 года

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Газпром 335» (ООО «Газпром 335»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 023 «Нефтяная и газовая промышленность»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 февраля 2021 г. № 18-пнст

Правила применения настоящего стандарта и проведения его мониторинга установлены в ГОСТ Р 1.16-2011 (разделы 5 и 6).

Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии собирает сведения о практическом применении настоящего стандарта. Данные сведения, а также замечания и предложения по содержанию стандарта можно направить не позднее чем за 4 мес до истечения срока его действия разработчику настоящего стандарта по адресу: inf@gazprom335.ru и/или в Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии по адресу: 123112 Москва, Пресненская набережная, д. 10, стр. 2.

В случае отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты» и также будет размещена на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

Введение

Создание и развитие отечественных технологий и техники для освоения шельфовых нефтегазовых месторождений должно быть обеспечено современными стандартами, устанавливающими требования к проектированию, строительству и эксплуатации систем подводной добычи. Для решения данной задачи Министерством промышленности и торговли Российской Федерации и Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии реализуется «Программа по обеспечению нормативной документацией создания отечественной системы подводной добычи для освоения морских нефтегазовых месторождений». В объеме работ программы предусмотрена разработка национальных стандартов и предварительных национальных стандартов, областью применения которых являются системы подводной добычи углеводородов.

Целью разработки настоящего предварительного национального стандарта является обеспечение безопасности эксплуатации систем подводной добычи за счет установления требований и методических указаний по разработке и применению систем обнаружения утечек углеводородов.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт определяет основные принципы и методические указания по организации обнаружения утечек углеводородов, используемые при эксплуатации морских нефтегазовых месторождений, обустраиваемых с применением систем подводной добычи.

1.2 Методы обнаружения утечек для систем подводной добычи представляют собой совокупность мероприятий, при разработке которых следует учитывать как технические характеристики отдельных датчиков, приборов и устройств, так и общие технические требования к оборудованию системы подводной добычи, данные о проекте обустройства, компоновке и предполагаемых режимах эксплуатации.

1.3 Технологии обнаружения и описание утечек, на которые распространяется настоящий стандарт, приведены в приложении А.

1.4 Настоящие методические указания следует применять в качестве обязательных мер по обнаружению утечек углеводородов в системах подводной добычи углеводородов.

1.5 Настоящий стандарт предназначен для использования:

• операторами месторождений системы подводной добычи и их подрядчиками;
• системными интеграторами;
• поставщиками оборудования;
• надзорными органами;
• независимыми проверяющими органами/лицами.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 15.309 Система разработки и постановки продукции на производство. Испытания и приемка выпускаемой продукции. Основные положения

ГОСТ Р 15.301 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство

ГОСТ Р 51317.2.4 (МЭК 61000-2-4-94) Совместимость технических средств электромагнитная. Электромагнитная обстановка. Уровни электромагнитной совместимости для низкочастотных кондуктивных помех в системах электроснабжения промышленных предприятий

ГОСТ Р 53678 (ИСО 15156-2:2003) Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при добыче нефти и газа. Часть 2. Углеродистые и низколегированные стали, стойкие к растрескиванию, и применение чугунов

ГОСТ Р 56923/ISO/IEC TR 24748-3:2011 Информационные технологии. Системная и программная инженерия. Управление жизненным циклом. Часть 3. Руководство по применению ИСО/МЭК 12207 (Процессы жизненного цикла программных средств)

ГОСТ Р ИСО/МЭК 25010 Информационные технологии. Системная и программная инженерия. Требования и оценка качества систем и программного обеспечения (SQuaRE). Модели качества систем и программных продуктов

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 автономная система обнаружения утечек: Система обнаружения утечек, установленная локально в непосредственной близости от контролируемого оборудования и не интегрированная в систему управления системы подводной добычи.

3.2 общепроизводственная система обнаружения утечек: Комплекс оборудования, включающий в себя сенсоры, сигнализаторы, модули обработки информации и коммуникационное оборудование для передачи информации в систему управления системы подводной добычи.

3.3 оператор: Организация, которая осуществляет хотя бы один из видов деятельности, связанной с добычей углеводородного сырья на новом морском месторождении углеводородного сырья, собственными силами и/или с привлечением подрядных организаций.

3.4

пластовые флюиды: Смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, находящихся в пластовых условиях в газовой или жидкой фазе. Примечание — К пластовым флюидам относятся: пластовый газ, пластовая нефть, пластовая вода и выпавший в пласте конденсат. [ГОСТ Р 54910-2012, статья 9]

3.5 проект обустройства месторождения: Процесс исследования, формирования, обоснования и выбора оптимального варианта системы обустройства, способного обеспечить рентабельность инвестиций в освоении нефтяных, нефтегазовых, нефтегазоконденсатных, газовых и газоконденсатных месторождений при соблюдении условий рационального недропользования и экологической безопасности, результатом которого является разработанная проектная документация на инфраструктуру месторождения.

3.6 система обнаружения утечки: Автоматизированная информационная система, контролирующая появление углеводородов вследствие нарушения целостности стенок трубопровода и мест стыковки оборудования друг с другом.

3.7 системный интегратор: Компания-подрядчик, выполняющая функцию головной организации в осуществлении проекта обустройства месторождения.

3.8 термоклин: Слой воды, в котором градиент температуры резко отличается от градиентов выше- и нижележащих слоев.

3.9 технология обнаружения утечки: Совокупность методов измерения параметров среды в месте эксплуатации нефтегазового оборудования, а также методов обработки результатов таких измерений, позволяющих сделать вывод об изменении химического состава или физических свойств этой среды за счет проникновения углеводородов.

3.10

утечка: Проникновение вещества из герметизированного изделия через течи под действием перепада полного или парциального давления. [ГОСТ 26790-85, статья 6]

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВПКО — анализ видов, последствий и критичности отказов;

АСУТП — автоматизированная система управления технологическими процессами;

КИ — комплексные испытания;

ПМ — программа и методика;

ПО — программное обеспечение;

РЭ — руководство по эксплуатации;

СОУ — система обнаружения утечек;

СПД — система подводной добычи;

ТЗ — техническое задание;

ТНПА — телеуправляемый необитаемый подводный аппарат;

ТУ — технические условия.

5 Проектирование систем обнаружения утечек

5.1 Общие положения

5.1.1 Проектирование СОУ необходимо выполнять согласно [1], [2] и [3].

5.1.2 СОУ должна быть комплексной и применимой ко всей СПД, включая:

• оборудование СПД (скважины, трубопроводы, манифольды, шлангокабели и т.д.);
• наземное и надводное оборудование, а также оборудование сопряжения СОУ с АСУТП месторождения.

5.1.3 По функциональному назначению и способу обнаружения утечек определяют:

• автономные СОУ;
• общепроизводственные СОУ.

5.1.4 При проектировании СОУ должны быть учтены условия эксплуатации СПД:

• уровень сейсмичности региона эксплуатации;
• статистика видимости на глубине установки;
• статистика скорости и направления ветра;
• данные о течениях, поверхностных и подводных;
• данные о естественных акустических шумах в месте эксплуатации СОУ;
• данные о термоклинах и промежуточных слоях в толще воды;
• ожидаемые температуры (на морской поверхности, в толще воды);
• состояние поверхности воды (например, лед или открытая вода);
• глубина дна;
• наличие флоры и фауны в месте эксплуатации;
• воздействие морской воды на оборудование;
• расстояние до берега.

5.1.5 При проектировании СОУ должны быть учтены:

• схема обустройства месторождения;
• состав и тип подводного оборудования и сооружений;
• технологические параметры (давление, температура) СПД;
• состав добываемых углеводородов и технологических жидкостей;
• давление в трубопроводах.

5.1.6 Формирование требований к СОУ, основанное на оценке уровня риска, должно включать в себя:

• оценку уровня риска для окружающей среды, включая разработку мероприятий с целью предупреждения и минимизации последствий утечки углеводородов, см. также [1] и [2];
• оценку уровня риска при идентификации сценария по объему утечки, см. также [1];
• АВПКО, включая определение всех зон возможных утечек.

5.2 Функциональные требования

5.2.1 СОУ должна обеспечивать непрерывный мониторинг сооружений и технических устройств СПД в режиме реального времени.

5.2.2 При выявлении факта утечки СОУ должна определить следующее:

• координату возникновения утечки;
• время возникновения утечки.

5.2.3 Должен быть обеспечен приоритет передачи аварийных сигналов от СОУ в системе управления СПД.

5.2.4 Для подводных сооружений и подводного оборудования СОУ должна иметь погрешность определения координаты утечки не более +/- 1 км.

5.2.5 В зависимости от расхода утечки СОУ должна обеспечивать выдачу сообщения об утечке за время от 2 до 20 мин с момента нарушения герметичности сооружений и технических устройств СПД.

5.2.6 В зависимости от схемы обустройства месторождения и протяженности подводных трубопроводов допускается изменение характеристик, приведенных в 5.2.4 и 5.2.5, по согласованию с оператором.

5.2.7 Оборудование СОУ должно фильтровать естественные акустические шумы, возникающие в месте эксплуатации. Степень фильтрации посторонних шумов следует настраивать в процессе испытаний и опытной эксплуатации.

5.2.8 Типовые параметры СОУ:

• минимальная скорость утечки, подлежащая обнаружению, м3/ч или % от производственного потока, или л/мин;
• расположение источника утечки, м;
• объем просачивающегося пластового флюида, м3 или л;
• площадь обнаружения, м2;
• время обнаружения утечки, с;
• тип флюида и концентрация пластового флюида, подлежащего обнаружению (конденсат, легкая нефть, тяжелая нефть, газ);
• ложные срабатывания, шт./год.

5.3 Технические требования

5.3.1 При формировании требований к оборудованию СОУ должны быть учтены:

• степень защиты от воздействия окружающей среды;
• вид взрывозащиты (при установке оборудования во взрывоопасную среду);
• максимальный размер и масса;
• тип электрического разъема и его характеристики;
• специальные требования к сборке и монтажу;
• требования к обслуживанию и обеспечению доступа;
• месторасположение датчиков с учетом максимально возможного охвата зоны утечки;
• требования к замене датчиков с помощью ТНПА — в части наличия ручек и обеспечения доступа.

5.3.2 Расположение оборудования СОУ на наземной или надводной частях СПД рекомендуется выполнять с учетом [4], применимого к электрическим установкам на морских платформах. Требования к оборудованию, расположенному во взрывоопасных зонах, приведены в [7].

5.3.3 При расположении оборудования под водой целесообразно выполнять:

• требования к электрическим интерфейсам и интерфейсам системы связи для СПД (см. [8]);
• требования к конструктивному исполнению датчиков по извлечению их на поверхность с помощью ТНПА. Применяемые для подключения к системе управления электрические разъемы также должны иметь возможность стыковки/расстыковки под водой с помощью ТНПА.

5.3.4 Проектной документацией должны быть предусмотрены процедуры обработки и интерпретации данных СОУ, учитывающих положения настоящего стандарта.

5.3.5 Типовая схема процесса обмена информацией между СОУ и системой управления СПД представлена на рисунке 1.

Примечание - Пунктирными линиями показаны различные исполнения СОУ.

Рисунок 1 — Типовая схема процесса обмена информацией

5.4 Требования к материалам

5.4.1 При выборе материалов следует соблюдать требования ГОСТ Р 53678, см. также [9], [10] и [11].

5.4.2 В связи с вероятностью разрушения при длительном контакте с морской водой возможность применения полимерных материалов следует оценивать в процессе проектирования.

6 Требования к объему и процедурам испытаний

6.1 Объем испытаний

6.1.1 Оборудование и СОУ должны быть испытаны согласно ПМ, разработанной в процессе проектирования. Для определения типов отказов в процессе проектирования следует использовать АВПКО или соответствующие ему методы.

6.1.2 Для контроля качества и приемки вновь разрабатываемой СОУ в соответствии с ГОСТ Р 15.301 и ГОСТ 15.309 устанавливают следующие основные виды испытаний:

• приемочные — на опытный образец;
• приемо-сдаточные — на серийную продукцию.

6.1.3 Приемочные испытания системы проводят с целью оценки заявленных в ТЗ и/или ТУ характеристик, принятия решения о возможности постановки на производство и использовании ее по назначению. Испытаниям подвергают опытные образцы СОУ.

6.1.4 ПМ — в соответствии с ГОСТ 15.309 и ТУ.

6.1.5 Для контроля качества и приемки серийно выпускаемой СОУ в соответствии с ГОСТ 15.309 должны быть проведены приемо-сдаточные испытания.

6.1.6 Испытания оборудования проводят после завершения цикла проверок разрушающими и неразрушающими методами контроля качества.

6.1.7 Датчики должны быть испытаны на внешние воздействия в соответствии с условиями эксплуатации. Примерами таких испытаний являются:

• испытания подводных датчиков и другого оборудования под давлением, соответствующим до 1,1 расчетной глубины воды (см. [8]);
• испытания накладных датчиков с переменными условиями ветра, волн, осадков и видимости. Это применимо для инфракрасных камер и радиолокационных систем. Должны быть определены ограничения спутниковой системы в отношении облаков и видимости.

6.1.8 В программу испытаний могут быть включены испытания на воздействия придонных течений и ограниченную видимость.

6.1.9 Для надводных электрических систем минимальные требования к испытаниям приведены в [4] - [6].

6.1.10 Особые требования к надводному оборудованию, расположенному во взрывоопасных зонах, приведены в [7].

6.1.11 Должны быть проведены испытания на электромагнитную совместимость. Данные испытания применяют как для наземного, так и для подводного оборудования в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51317.2.4.

6.1.12 Все ПО должно быть испытано, в том числе в рамках функциональных испытаний.

6.1.13 Разработку перечня испытаний ПО следует выполнять в соответствии с ГОСТ Р 56923 (см. также [12]). ГОСТ Р ИСО/МЭК 25010 может использоваться для оценки качества ПО.

6.1.14 В случае необходимости в рамках КИ могут быть применены программные симуляторы датчиков. При замене системы управления СПД данный вид испытаний следует проводить повторно.

6.2 Приемо-сдаточные испытания

6.2.1 Каждый датчик утечки должен быть подвержен приемо-сдаточным испытаниям. ПМ испытаний должна включать в себя испытания на внешние воздействия (вибрации, температурные колебания, изменение давления и прочие воздействия окружающей среды в соответствии с условиями эксплуатации). Приемо-сдаточные испытания должны как минимум верифицировать:

• функции и характеристики, заявленные в ТЗ и/или ТУ;
• тип электрического интерфейса и способ монтажа на оборудование СПД;
• габаритные размеры и массу.

6.2.2 Поставщик датчика утечки должен разработать ПМ приемо-сдаточных испытаний, которая должна быть согласована с покупателем (системным интегратором и/или оператором месторождения) и соответствовать применимым установленным стандартам.

6.3 Расширенные заводские приемочные испытания

6.3.1 В рамках заводских приемочных испытаний датчиков утечки следует проводить функциональные испытания и испытания интерфейса. Дополнительно в ходе данных испытаний должны быть подтверждены технические характеристики производительности датчика. ПМ расширенных заводских приемочных испытаний должна быть разработана поставщиком и согласована с покупателем (системным интегратором и/или оператором месторождения).

6.3.2 Испытательное оборудование, используемое в процессе расширенных заводских приемочных испытаний, должно включать в себя имитатор датчика утечки (аппаратная и программная части). Имитатор должен соответствовать датчику утечки в части интерфейса и протокола связи, ПО, потребляемой мощности во время пуска и в рабочем режиме. Все функции имитатора и отличия от настоящего датчика должны быть указаны поставщиком в документации на имитатор.

6.3.3 При проведении расширенных заводских приемочных испытаний следует выполнять проверку:

• параметров связи (отправка и прием сигналов);
• потребляемой мощности.

6.4 Комплексные испытания системы

6.4.1 В ходе КИ СОУ ее оборудование должно быть размещено в штатных местах установки на оборудовании СПД, все электрические и коммуникационные подключения должны быть выполнены. КИ должны продемонстрировать соответствие оборудования техническим требованиям к интерфейсам, протоколам передачи информации и функционированию системы как единого целого. КИ является завершающим этапом перед вводом оборудования в эксплуатацию.

6.4.2 При КИ системы необходимо использовать реальное оборудование (не имитаторы).

6.4.3 КИ должны быть проведены по соответствующей ПМ, разработанной на основе инструкций по монтажу и пусконаладочным работам, РЭ и регламенту технического обслуживания.

6.4.4 В дополнение к проверкам, перечисленным в 6.3, КИ системы позволят верифицировать систему:

• на пригодность, функциональность, производительность;
• обеспечение возможности извлечения и ремонтопригодность.

6.4.5 После завершения КИ поставщик должен обеспечить обучение эксплуатационного персонала.

6.5 Функциональные испытания

6.5.1 Функциональные испытания должны быть выполнены в ходе КИ. Критерии приемки должны включать проверку как минимум следующих параметров:

• минимальная скорость утечки, подлежащей обнаружению;
• минимальный и максимальный объем утечки;
• минимальная площадь обнаружения;
• минимальное время обнаружения;
• точность обнаружения места утечки;
• тип обнаруженных пластовых флюидов;
• количество ложных срабатываний.

6.5.2 Программа функциональных испытаний должна включать испытания либо с использованием стендов, имитирующих утечку пластовых флюидов, либо с использованием математической модели.

7 Требования к эксплуатации

7.1 Для реализации всех заявленных функций, сохранения технических характеристик на требуемом уровне и обеспечения бесперебойной работы оборудования СОУ на протяжении всего срока службы в процессе проектирования необходимо решить следующие задачи:

• обеспечение соответствия конструктивного исполнения оборудования условиям среды эксплуатации путем выбора соответствующих материалов и разработки соответствующей конструкции;
• обеспечение технических и метрологических характеристик путем подбора оптимальных электронных компонентов и их конструктивной защиты, а также путем разработки требований по техническому обслуживанию в процессе эксплуатации;
• обеспечение работоспособности оборудования на протяжении всего срока службы путем расчета надежности применяемых компонентов, организации эффективного теплоотвода, разработки методов испытаний и требований по техническому обслуживанию.

Рекомендуемый подход к организации процесса эксплуатации СОУ показан на рисунке 2.

Рисунок 2 — Рекомендуемый подход к организации процесса эксплуатации СОУ

7.2 СОУ должна быть интегрирована в систему управления или систему мониторинга оборудования СПД (при наличии).

7.3 Эксплуатацию СОУ следует осуществлять согласно рекомендациям настоящего стандарта и инструкциям производителя, указанным в РЭ.

7.4 Техническое обслуживание и ремонт оборудования СОУ следует осуществлять согласно регламентам, разработанным производителем.

7.5 При наличии возможности монтажа/демонтажа компонентов системы (ее съемных частей) под водой визуальный контроль операций следует выполнять при помощи ТНПА.

Приложение А (справочное)

ТЕХНОЛОГИИ ОБНАРУЖЕНИЯ УТЕЧЕК И ИХ ХАРАКТЕРИСТИКИ

А.1 Технологии и оборудование обнаружения подводных утечек:

• активная акустическая;
• биодатчик;
• емкостной датчик;
• волоконно-оптическая;
• флуоресцентная;
• внутренняя СОУ (баланс массы);
• анализа объема;
• индикатор метана: полупроводниковый, оптический (недисперсивный инфракрасный анализатор), лазерная абсорбциометрия;
• оптическая камера;
• пассивная акустическая;
• мультидатчик.

А.2 Технологии и оборудование обнаружения следов подводных утечек на поверхности моря:

• радар;
• наземный радиолокатор;
• навигационный радиолокатор с обнаружением разливов нефти;
• бортовая радиолокационная станция бокового обзора;
• радиолокатор с синтезированной апертурой;
• флуоресценция;
• гиперспектральная лазерная флуоресценция;
• электромагнитное отражение;
• инфракрасное изображение;
• СВЧ-радиометр;
• спектральные сканеры;
• ультрафиолетовый датчик;
• визуальная камера наблюдения.

Описание основных технологий обнаружения подводных утечек оборудования СПД приведено в таблице А.1.

Таблица А.1

Описание технологий обнаружения подводных утечек оборудования СПЛ

Принцип обнаружения	Описание принципа	Тип обнаруживаемого углеводорода	Зона действия датчика	Определение местоположения утечки <1>	Ограничения
Активный акустический	Основан на ультразвуковом принципе. Датчик анализирует отражение ультразвуковых волн от границ между средами жидкость/газ	Все	Область	Да	Чувствительность к затенению и фоновому шуму. Некоторые модели генерируют много данных. Неприменим при обратных утечках (втекание). Ограничение чувствительности к нефти
			Локальная зона действия — точечный датчик	Нет	Чувствительность датчика зависит от разницы показателей акустического импеданса углеводорода и морской воды. Зависит как от размера и формы приемника, так и от направления течений
Биодатчик	Использует живой организм для обнаружения присутствия загрязнения	Нефть	Локальная зона действия — точечный датчик	Нет	Течения морской воды или эффект плавучести могут привести к перемещению датчика. Необходимы резервные датчики
Емкостной	Определяет изменение коэффициента диэлектрической проницаемости окружающей среды	Все	Локальная зона действия — точечный датчик	Нет	Недопустимо биологическое обрастание. Зависит от размера и формы коллектора. Если в датчике используется полимеризованный материал, он может поглощать воду и влиять на чувствительность датчика
Волоконно-оптический	Волоконно-оптический кабель устанавливается по всей длине подлежащего мониторингу трубопровода или конструкции. Принцип измерения может быть основан на измерении как температурных, так и звуковых волн	Все	Область (вся трубопроводная система)	Да	Волоконно-оптический кабель имеет ограниченный радиус изгиба. Пространственное разрешение датчика напрямую зависит от его чувствительности
Флуоресцентный	Использует источник света, обладающий определенной длиной волны и возбуждающий частицы в материале мишени с целью их перевода на более высокий энергетический уровень. После чего, при обратном переходе на уровень ниже, такие частицы излучают свет заданного спектра, с детектируемой длиной волны	Нефть/все	Локальная зона действия — точечный датчик	Нет	Обрастание морскими организмами. Углеводородная среда должна естественным образом флуоресцировать, или в пластовый флюид должен быть добавлен флуоресцентный маркер
Внутренняя система обнаружения утечки (баланс массы)	Мониторинг давления и расхода при помощи существующих приборов СПД. Измеренные значения сравнивают с прогнозной моделью. Большие отклонения между измеренными и прогнозируемыми значениями указывают на утечку в системе	Все	Область (вся трубопроводная система)	Нет	Неточный, когда поток является нестабильным (нестационарный режим). Не способен обнаруживать небольшие утечки (обычно менее 5% от общего расхода)
Индикатор метана	Может использовать три принципа измерения: полупроводниковый; оптический (недисперсивный инфракрасный анализатор); лазерная абсорбциометрия. Растворенный метан должен попасть в камеру сенсора, диффундируя через мембрану	Все	Локальная зона действия — точечный датчик	Нет	Количественная оценка утечки затруднена. Зависим от диффузии к датчику, морские течения могут привести к утечке среды по направлению от датчика
Оптическая камера	Использование видеокамеры для наблюдения за подводной системой	Все	Локальная зона действия	Да	Охват зоны наблюдения зависим от освещения. Чувствителен к обрастанию морскими организмами, мутности воды и загрязнению
Пассивный акустический	Гидрофоны, прослушивающие звуки (волны давления), образующиеся в результате утечки	Все	Область	Да	Необходима разница давлений вытекающего углеводорода и морской воды. Фоновый шум может ограничивать чувствительность датчика
Анализ объема	Обнаружение утечки на основе измерения выбранного объема и сигнализация об изменениях. При превышении показателя утечки в определенном объеме система инициирует аварийный сигнал	Все	Локальная зона действия — точечный датчик	Да	Чувствителен к биологическому обрастанию. Необходима траловая защита
Мультидатчик	Комбинация двух или более типов датчиков. Необходимо определение основного и дополнительных принципов обнаружения	Зависит от типов комбинируемых датчиков			Высокая потребляемая мощность и увеличенная пропускная способность по сравнению с использованием одиночных датчиков. Потенциальная сложность встраивания в оборудование СПД
<1> «Определение местоположения утечки» применимо к отдельному датчику. ПО для конфигурирования системы и обработки данных может включать алгоритм определения мест утечек.

Описание основных технологий обнаружения следов подводных утечек на поверхности моря представлено в таблице А.2. Пустые ячейки означают отсутствие информации или сложность получения/нахождения информации.

Описание технологий обнаружения следов подводных утечек на поверхности моря

Принцип обнаружения	Описание принципа	Углеводородный состав	Охват обнаружения	Возможность классификации	Ограничения
Радар	Активный датчик, который испускает энергию на определенной длине волны и собирает сигналы обратного рассеяния, а затем анализирует их	-	-	-	-
	Наземный радиолокатор (GPR) посылает микроволны в материал, расположенный ниже. GPR может обнаруживать нефть подо льдом и снегом	Нефть	-	-	Наличие большого количества льда или снега может приводить к ложным срабатываниям
	Навигационный радиолокатор с обнаружением разливов нефти использует обычные навигационные радары. Доступно ПО для автоматического обнаружения разливов нефти	Нефть	Зависит от таких факторов, как мощность радиолокационного приемопередатчика, высота антенны радара, скорость ветра и поляризация	Нет	Для обнаружения нефти требуется наличие ветра (около 2 — 12 м/с)
	Бортовая радиолокационная станция бокового обзора (SLAR) — активный датчик, который посылает радиолокационные сигналы на поверхность воды. SLAR — линейный сканер, используемый только в авиационных системах	Нефть	Максимальная ширина полосы составляет 80 км	Нет	Для обнаружения нефти требуется наличие ветра
	Радиолокатор с синтезированной апертурой (SAR) посылает радиолокационные сигналы на поверхность воды. SAR доступен для систем воздушных судов, спутниковых систем и судовых систем	Нефть	Для установок на воздушных судах: максимальная ширина полосы составляет 60 км. Для спутниковых установок: каждое изображение спутника может охватывать расстояние до 300 км	Нет	Для обнаружения нефти требуется наличие ветра
Флуоресценция	Активный датчик, регистрирующий высвобождение флуоресцентного излучения	-	-	-	-
	LIDAR гиперспектральной лазерно-индуцированной флуоресценции (HLIF) является активным датчиком, который использует лазер в ультрафиолетовом диапазоне. Лазер возбуждает молекулы выбранных углеводородных соединений с целью их перевода на более высокий энергетический уровень. После чего, при обратном переходе на уровень ниже, молекулы возвращаются в невозбужденное состояние и высвобождают флуоресцентное излучение, детектируемое приемником. Эффективно работает в ледяной воде	Нефть	Для судовых установок: 10 — 50 м; для стационарных установок: до 500 м. Горизонтальный диапазон для установок на воздушных судах (высота 300 м): +/- 75 м	Способен классифицировать тип нефти, также в верхней части водного столба. Способен измерять толщину нефтяных разливов малой толщины (в диапазоне 0,12 мкм)	Ограниченный охват обнаружения (на линии видимости)
Электромагнитное отражение	Пассивные датчики, измеряющие излучаемую энергию на разных длинах волн	-	-	-	-
	Инфракрасная визуализация (ИК) — это пассивный датчик, который измеряет тепловую энергию, излучаемую нефтью и водой в инфракрасной области. Существуют два разных типа ИК-камер: охлаждаемые и неохлаждаемые камеры	Нефть	До 5 км в зависимости от типа камеры, условий окружающей среды, состава нефти и возраста нефтяного пятна	Хотя трудно оценить толщину нефтяного пятна, изображения могут содержать указания на части пятна наибольшей толщины	Невозможно обнаружить нефтяную пленку малой толщины. На работу влияют туман и плохая погода. Требуется обученный оператор — надежное автоматическое обнаружение еще не доступно
	Микроволновый радиометр (MWR) является пассивным датчиком, который измеряет микроволновое излучение	Нефть	Не более 1000 м	Способен измерять толщину разлива нефти (от 50 мкм до нескольких мм)	Низкое пространственное разрешение. MWR требует специального воздушного судна с размещенной на нем специальной антенной
	Спектральные сканеры — это пассивные датчики, которые анализируют отраженное от материала солнечное излучение	Нефть	-	Способен идентифицировать тип нефти (легкие фракции/сырая) и толщину нефтяного пятна	Спектральные сканеры генерируют большой объем данных, что ограничивает их способность предоставлять данные и изображения в реальном времени
	Ультрафиолетовый (УФ) сканер является пассивным датчиком, который использует для обнаружения разливов нефти отраженный солнечный свет в УФ-области	Нефть	-	Нет	Для работы требуется солнечный свет. На работу влияют туман и дождь. Ложные положительные сигналы могут возникать из-за ветрового блеска, солнечных бликов и водорослей
	Визуальные камеры наблюдения (неподвижные изображения или видео) являются пассивными датчиками, которые работают в видимой области электромагнитного спектра	Нефть	100 м — 2 км	Нет	Зависимы от освещения и погоды. Требуется обученный оператор

БИБЛИОГРАФИЯ

[1]	ФНП «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов», утвержденные Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 30 ноября 2017 г. № 515
[2]	НД № 2-020301-005	Правила квалификации и постройки морских подводных трубопроводов, PMPC
[3]	НД № 2-090601-003	Правила классификации и постройки подводных добычных комплексов, PMPC
[4]	МЭК 61892-1:2019	Основания морские передвижные и стационарные. Электрические установки. Часть 1. Общие требования и условия эксплуатации (Mobile and fixed offshore units — Electrical installations — Part 1: General requirements and conditions)
[5]	МЭК 61892-2:2019	Основания морские передвижные и стационарные. Электрические установки. Часть 2. Системный проект (Mobile and fixed offshore units — Electrical installations — Part 2: Equipment)
[6]	МЭК 61892-3:2019	Основания морские передвижные и стационарные. Электрические установки. Часть 3. Оборудование (Mobile and fixed offshore units — Electrical installations — Part 3: System design)
[7]	НД № 2-020201-015	Правила классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских стационарных платформ, PMPC
[8]	ИСО 13628-6:2006	Нефтяная и газовая промышленность. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи. Часть 6. Система управления (Petroleum and natural gas industries — Design and operation of subsea production systems — Part 6: Subsea production control systems)
[9]	ИСО 21457:2010	Нефтяная, нефтехимическая и газовая промышленности. Выбор материалов и коррозионный контроль систем добычи нефти и газа [Petroleum, petrochemical and natural gas industries — Materials selection and corrosion control for oil and gas production systems]
[10]	ИСО 15156-3:2015	Промышленность нефтяная и газовая. Материалы для применения в средах, содержащих сероводород, при нефте- и газодобыче. Часть 3. Трещиностойкие (коррозионно-стойкие) и другие сплавы [Petroleum and natural gas industries — Materials for use in H2S-containing environments in oil and gas production — Part 3: Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and other alloys]
[11]	NORSOK M-001	Общие принципы, технические указания и требования к выбору материалов и защите от коррозии всех деталей морских установок (Materials selection)
[12]	DNVGL-OS-D203-2012	Интегрированное программное обеспечение зависимых систем [Integrated software dependent systems (ISDS)]

УДК 629.12:006.354	ОКС 75.020
Ключевые слова: нефтяная и газовая промышленность, системы подводной добычи, обнаружение утечек

---