Пример расчета ущерба окружающей природной среде при аварии на магистральном нефтепроводе

Введение

 

Авария на объекте  магистрального нефтепровода - внезапный  вылив или истечение нефти (утечки) в результате полного разрушения или частичного повреждения нефтепровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемые одним  или несколькими событиями.

Для обнаружения  места аварий и аварийных утечек нефти на магистральном нефтепроводе могут применяться методы: визуальный, контроля давления, графоаналитический, балансового учета нефти, анализа  изменения нагрузки электродвигателей, приборной диагностики (ультразвуковой и акустический), параметрического контроля расхода и давления. Основными признаками аварии или аварийной утечки при их визуальном обнаружении являются: видимый выход нефти на поверхность трассы; изменение цвета (пожелтение) растительности; изменение цвета (потемнение) снежного покрова; появление радужной пленки на поверхности воды. Эти признаки могут быть обнаружены обходчиками при патрулировании трассы МН, обслуживающим персоналом при проведении работ в охранной зоне нефтепровода, а также посторонними лицами. Обнаружение аварий и повреждений методом контроля за давлением в нефтепроводе осуществляется по показаниям манометров, установленных на НПС и трассе нефтепровода. Снижение давления на выкиде или на приеме НПС более, чем на 0,15 МПа (1,5 кг/см2) от установленной технологическими картами или режимами перекачки величины ("установившегося режима"), указывает на наличие аварийной утечки или повреждение нефтепровода. Изменение давления должно сопровождаться звуковым и световыми сигналами в операторной НПС и районном диспетчерском пункте. Метод позволяет определить только наличие утечек на нефтепроводе и не указывает места повреждения на трассе нефтепровода. Графоаналитический метод обнаружения утечки на ЛЧ МН основан на построении линий гидравлического уклона трубопровода на участке нарушения герметичности. Метод определяет место повреждения нефтепровода.

Погрешность определения  места утечки графоаналитическим методом  составляет около 10 % от длины нефтепровода между соседними работающими НПС.

При обнаружении  аварии на основе метода балансового  учета нефти проводится сравнение  количества откачанной и поступившей  нефти на пункты контроля.

Метод обнаруживает наличие утечки, величина которой  составляет более 2 % расхода перекачиваемой нефти по нефтепроводу.

Метод обнаружения  утечек на ЛЧ МН на основе анализа причин изменения нагрузки электродвигателей  приводов магистральных насосных агрегатов  основан на регистрации изменения  нагрузки более 3 % от установившейся на данном режиме перекачки.

Обнаружение наличия  утечек нефти на нефтепроводе может  осуществляться с использованием системы  обнаружения утечек (СОУ), принцип  действия которой основан на непрерывном  контроле изменений параметров расхода  и давлений на нефтепроводе.

Величина обнаруживаемой утечки и её место устанавливаются с точностью в соответствии с паспортными данными системы.

Работы по организации  ликвидации аварий должны проводиться  в соответствии с разработанными Планами ликвидации возможных аварий (ПЛА) для объектов МН, расчетная продолжительность выполнения работ по ликвидации аварий не должна превышать 80 ч. в обычных условиях, с увеличением на 30-50 % для болотистых трасс.

Аварийно-восстановительные  работы на магистральных нефтепроводах  проводятся в следующей организационно-технологической последовательности:

- сооружение  земляного амбара и сбор в  него нефти;

- подготовка  ремонтной площадки и размещение  на ней технических средств;

- вскрытие аварийного  участка нефтепровода и сооружение  ремонтного котлована;

- освобождение аварийного участка нефтепровода от нефти;

- вырезка дефектного  участка нефтепровода;

- герметизация (перекрытие) внутренней полости  нефтепровода;

- монтаж и  вварка катушки;

- заварка контрольных  отверстий и отверстий для  отвода нефти;

- контроль качества сварных швов;

- пуск нефтепровода, вывод его на эксплуатационный  режим;

- изоляция отремонтированного  участка нефтепровода;

- засыпка нефтепровода, восстановление обвалования.

Транспорт нефти  по магистральным нефтепроводам, как  наиболее экономичный вид транспорта углеводородов, имеет особое значение для экономики страны. Бесперебойно транспортировать нефть на переработку, на экспорт, осуществлять транзитные поставки нефти стран СНГ, обеспечивая при этом экологически безопасную работу системы магистрального нефтепроводного транспорта - основные направления деятельности любой нефтетранспортной компании. Одной из актуальных задач является совершенствование системы предупреждения и ликвидации аварий на нефтепроводах и обеспечение их высокой эксплуатационной надежности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Теоретический  раздел (обзор литературы)

 

1.1 Элементный  состав нефти

 

Нефть представляет собой подвижную маслянистую  горючую жидкость легче воды от светло-коричневого  до черного цвета со специфическим  запахом [1].

С позиций химии нефть -  сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеводородных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5-87% углерода, 11,5-14,5% водорода, 0,05-0,35, редко 0,7% кислорода, до 1,8% азота и до 5,3, редко до 10% серы [1].

Определить  индивидуальный химический состав нефти  практически невозможно, поэтому  ограничиваются определением группового химического состава, т.е. отдельных  рядов и групп углеводородов. Углеводороды, различающиеся содержанием  углерода и водорода в молекуле, а также строением, являются основным компонентом нефти. Углеводороды принято разделять на парафиновые (насыщенные алканы), нафтеновые и ароматические. Преобладание той или иной группы углеводородов придает этим продуктам специфические свойства. В зависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей углеводородов (более 50%) нефти именуются метановые, нафтеновые или ароматические. В случае, когда к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не менее 25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые [1].

В исходных нефтях содержатся в различных соотношениях все классы углеводов, кроме алкенов: алканы, цикланы, арены, а также гетероатомные  соединения. Алканы (С_nН_2n+2) — парафиновые углеводы — составляют значительную часть групповых компонентов нефтей, газо конденсатов и природных газов. Общее содержание их в нефтях составляет 25–75 % маc. и только в некоторых парафинистых нефтях типа Мангышлакской достигает 40–50 %. С повышением молярной фракций нефти содержание в них алканов уменьшается. Попутные нефтяные и природные газы практически полностью, а прямогонные бензины чаще всего на 60–70 % состоят из алканов. В масляных фракциях их содержание снижается до 5–20 % маc. Из алканов в бензинах преобладают 2- и 3-монометилзамещенные, при этом доля изоалканов с четвертичным углеродным атомом меньше, а этил- и пропилзамещенные изоалканы практически отсутствуют. С увеличением числа атомов углерода в молекуле алканов свыше 8 относительное содержание монозамещенных снижается. В газойлевых фракциях (200–350 °С) нефтей содержатся алканы от додекана до эйкозана. Установлено, что среди алканов в них преобладают монометилзамещенные и изопреноидные (с чередованием боковых метильных групп через три углеродных атома в основе углеродной цепи) структуры. В среднем содержание алканов изопреноидного строения составляет около 10–11 % [2].

 Циклоалканы  (С_nН_2n) — нафтеновые углеводы — входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов. В среднем в нефтях различных типов они содержатся от 25 до 80 % мас. Бензиновые и керосиновые фракции представлены в основном гомологами циклопентана и циклогексана, преимущественно с короткими (C1 — С3) алкилзамещенными цикланами. Высококипящие фракции содержат преимущественно полициклические гомологи цикланов с 2–4 одинаковыми или разными цикланами сочлененного или конденсированного типа строения. Распределение цикланов по фракциям нефти самое разнообразное. Их содержание растет по мере утяжеления фракций и только в наиболее высококипящих масляных фракциях падает. Можно отметить следующее распределение изомеров цикланов: среди С7 — циклопентанов преобладают 1,2 — и 1,3-диметилзамещенные; С8 — циклопентаны представлены преимущественно триметилзамещенными; среди алкилциклогексанов преобладает доля ди- и триметилзамещенные, не содержащие четвертичного атома углерода [3].

 Цикланы  являются наиболее высококачественной  составной частью моторного топлива  и смазочных масел. Моноциклические  цикланы придают моторному топливу  высокие эксплуатационные свойства, являются более качественным сырьем в процессах каталитического реформинга. В составе смазочных масел они обеспечивают малое изменение вязкости от температуры (т. е. высокий индекс). При одинаковом числе углеродных атомов цикланы по сравнению с алканами характеризуются большей плотностью и, что особенно важно, меньшей температурой застывания [3].

 Арены (ароматические  углеводороды) с эмпирической формулой  С_nН_n+2–2Ка (где Ка — число ареновых колец) — содержатся в нефтях обычно в меньшем количестве (15–50 %), чем алканы и цикланы, и представлены гомологами бензола в бензиновых фракциях. Распределение их по фракцмям различно и зависит от степени ароматизированности нефти, выражающейся в ее плотность. В легких нефтях содержание аренов с повышением температуры кипения фракции, как правило, снижается. Нефти средней плотности цикланового типа характеризуются почти равномерным распределением аренов по фракциям. В тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с повышением температуры кипения фракций. Установлена следующая закономерность распределения изомеров аренов в бензиновых фракциях: из C8-аренов больше 1,3-диметилзамещенных, чем этилбензолов; С9-аренов преобладают 1,2,4-триметилзамещенные. Арены являются ценными компонентами в автобензине (с высокими октановым числом), но нежелательными в реактивном топливе и дизельном топливе. Моноциклические арены с длинными боковыми алкильными цепями придают смазочным маслам хорошие вязкостно-температурные свойства [3].

 

 

1.2 Фракционный состав нефти

 

Поскольку нефть  представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении Принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения и конца кипения [3].

Нефти различных  месторождений значительно различаются по фракционному составу и, следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторного топлива и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 10–30 % бензиновых фракций, выкипающих до 200 % и 40–65% керосино-газойлевых фракций, перегоняющихся до 350 °С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350 °С). Так, Самотлорская нефть содержит 58 % светлых, а газо конденсаты большинства месторождений почти полностью (85–90 %) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, состоящие в основном из высококипящих фракций (например, нефть Ярегского месторождения, добываемая шахтным способом) [3].

 

1.3 Физические  свойства нефти

 

Товарные качества нефтей и нефтяных фракций характеризуются  помимо фракционного и химического составов также многими показателями их физико-химических свойств. Некоторые из них входят в ГОСТы на товарные нефтепродукты, косвенно или непосредственно характеризуя их эксплуатационные свойства. Другие показатели используются для лабораторного контроля и автоматического регулирования технологических процессов нефтепереработки. Значения показателей физико-химических свойств нефтей и их фракций необходимы для расчета нефтезаводской аппаратуры [1].

Плотность –  одна из важнейших употребляемы показателей качества нефтей и нефтепродуктов. На первых этапах развития нефтяной промышленности она была почти единственным показателем качества сырых нефтей, в частности, содержания керосина. Плотность определяется как масса единицы объема жидкости при определенной температуре (кг/м³, г/см³, г/мл). На практике чаще используют относительную плотность – безразмерную величину, численно равную отношению истинных плотностей нефтепродукта и дистиллированной воды, взятых при определенных температурах.  Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,81 до 0,90, хотя встречаются нефти легче или тяжелее указанных пределов. Плотности последовательных фракций нефти плавно увеличиваются. Плотность идентичных узких нефтяных фракций зависит от химического состава и возрастает в зависимости от преобладания классов углеводородов в следующем порядке: алканы – цикланы – арены [1].