Пример расчета ущерба окружающей природной среде при аварии на магистральном нефтепроводе

   В инженерных расчетах используется понятие средней температуры кипения нефтяной фракции, существует несколько ее модификаций, но наиболее употребительной является средняя молярная температура. Условный параметр, представляющий собой функцию плотности и средней молярной температуры кипения нефтепродукта – характеризующий фактор – отражает его химическую природу. Формула расчета характеризующего фактора (называемого также как фактор парафинистости Ватсона) применяется обычно для последующего расчета молекулярной массы узких нефтяных фракций. Молярная масса представляет собой массу усредненного моля нефтепродукта, определяемую экспериментально или расчетом по эмпирическим формулам. С повышением температуры кипения нефтяных фракций молярная масса растет [1].

Давление насыщенных паров – это давление, развиваемое  парами, находящимися под жидкостью  в условиях равновесия при определенной температуре. Давление насыщенных паров индивидуальных химических веществ зависит только от температуры. Для нефти и нефтепродуктов оно зависит не только от температуры, но и от температуры их кипения и плотности. Фугитивность характеризует степень отклонения свойств реальных газов и паров от рассчитываемых по уравнениям состояния идеального газа [2].

Вязкость определяет подвижность нефтепродуктов в условиях эксплуатации двигателей, машин и  механизмов, существенно влияет на расход энергии при транспортировании, фильтрации, перемешивании. Различают динамическую, кинематическую и условную вязкости. В нефтепереработке наиболее широко пользуются кинематической вязкостью, численно равной отношению динамической вязкости нефтепродукта к его плотности. Как и другие характеристику, вязкость нефти и нефтяных фракций зависит от их химического состава и определяется силами межмолекулярного взаимодействия. Чем выше температура кипения нефтяной фракции, тем больше ее вязкость. Наивысшей вязкостью обладают остатки от перегонки нефти и смолисто-асфальтеновые вещества. Среди классов углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую – нафтеновые, а ароматические углеводороды занимают промежуточное положение [2].

 

1.4 Классификация  нефтей

 

На начальном  этапе развития нефтяной промышленности основным показателем качества нефти была плотность. Нефти делили на легкие (<0,828), утяжеленные (=0,828…0,884) и тяжелые (>0,884). Предложено множество научных классификаций нефтей (химическая, генетическая, технологическая и др.), но до сих пор нет единой международной их классификации [2].

 

1.4.1 Химическая  классификация

 

Горным бюро США предложен вариант химической классификации, в основу которого положена связь между плотностью и углеводородным составом легкой и тяжелой частей нефти. Классификация, отражающая только химический состав нефти, предложена сотрудниками Грозненского нефтяного научно-исследовательского института (ГрозНИИ). За основу этой классификации принято преимущественно содержание в нефти одного или нескольких классов углеводородов. Различают 6 типов нефтей: парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические [2].

 

1.4.2 Технологическая  классификация

 

В нашей стране с 1991 года действует технологическая  классификация нефтей. Нефти подразделяют по следующим показателям [2]:

- три класса (I-III) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (н.к. – 180 ⁰С), в реактивном (120…240⁰С) и дизельном топливе (240…350 ⁰С);

- три типа (Т1-Т3) по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 ⁰С;

- четыре группы (М1-М4) по потенциальному содержанию базовых масел;

-  четыре  подгруппы (И1-И4) по качеству базовых  масел, оцениваемому индексом  вязкости;

- три вида (П1-П3) по содержанию парафинов.

В настоящее  время в России принята новая  классификация нефтей по ГОСТ Р 51858-2002 - Нефть. Общие технические условия. Настоящий стандарт распространяется на нефти для поставки транспортным организациям, предприятиям Российской Федерации и экспорта.

 

1.5 Транспортировка  нефти и нефтепродуктов

 

Ещё одним удобным  способом транспортировки нефтепродуктов стал железнодорожный транспорт. В 1878 году, с целью удовлетворения стремительно растущего спроса на нефтепродукты, был издан указ о создании железнодорожной ветки Баку - Сураханы - Сабунчи длиной 20 км. Ее строительство было закончено 20 января 1880 года. Нефть впервые стали перевозить в специальных цистернах. География железнодорожных нефтеперевозок от мест добычи на нефтеперерабатывающие заводы, в хранилища или потребителям, привязана к так называемых нефтегазовым бассейнам. Некоторые железнодорожные направления - такие как Уральское, Нефте-Камское, Восточно-Сибирское, Бакинское, практически полностью загружены подвижными составами с грузами нефти и ГСМ. Объемы таких перевозок чрезвычайно велики: на настоящее время только по Азербайджанской железной дороге перевозят ежегодно до 14 млн. тонн нефти и нефтепродуктов. Более того, наблюдается рост объемов перевозок. Так в 2005 году ОАО "РЖД" доставило в Китай 9,3 млн тонн нефтепродуктов, в 2006 - 10,2 млн тонн. Пропускная способность границы позволяет РЖД поставить в 2007 году 15 млн тонн нефти и ГСМ в Китай. Общемировой объем железнодорожных нефтеперевозок возрастает каждый год на 3-4 %, а в России этот показатель достигает 6%.Несмотря на удобство железнодорожного способа перевозки нефтепродуктов на большие расстояния, нефтепродукты - такие как бензин, ДТ, или сжиженный газ - на небольшие расстояния до места реализации оптимально доставлять автоцистернами. Перевозка топлива таким способом заметно повышает его потребительскую стоимость. Рентабельность автоперевозок ограничивается расстоянием в 300-400 километров, что определяет их локальный характер - от нефтебазы до заправочной станции и обратно. У каждого вида транспортировки имеются свои плюсы и минусы. Наиболее быстрый воздушный способ очень дорог, требует особых мер безопасности, потому этим способом доставки пользуются редко - в случаях экстренной необходимости или невозможности доставить ГСМ иным путем. Например, в военных целях или в случаях фактической недоступности местности для иных, кроме воздушного, видов транспорта [4].

Большинство нефтепромыслов находится далеко от мест переработки  или сбыта нефти, поэтому быстрая  и экономичная доставка «черного золота» жизненно важна для процветания отрасли [4].

Самым дешевым  и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются нефтепроводы. Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении, создаваемой  насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70-150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10-30 километров в трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации [4].

По  своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы [10]:

- промысловые  — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах (рис.1) ;

- магистральные (МН) — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа (рис.2) ;

 

Рис.1 –  Промысловый нефтепровод

 

 

Рис.1 –  Магистральный нефтепровод

 

- технологические  — предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудованияc [10].

Согласно  СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм): 1 — 1000—1200 включительно: II — 500—1000 включительно; III — 300—500 включительно; IУ — 300 и менее.

Наряду  с этой классификацией СНиП 2.05.07-91 устанавливает для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют обеспечения соответствующих прочностных характеристик на любом участке трубопровода (табл.1)

 
           Таблица 1 - Категория нефтепровода

1	2	3
Диаметр нефтепровода, мм	до 700	700 и более
Категория нефтепровода при прокладке
подземной	IV	III
Наземной и подземной	III	III

 

Приведенная классификация и категории трубопроводов  определяют в основном требования, связанные с обеспечением прочности  или неразрушимости труб. В северной природно-климатической зоне все трубопроводы относятся к категории III. Исходя из этих же требований в СНиП 2.05.06-85* определены также и категории, к которым следует относить не только трубопровод в целом, но и отдельные его участки. Необходимость в такой классификации объясняется различием условий, в которых будет находиться трубопровод на тех или иных участках местности, и возможными последствиями в случае разрушения трубопровода на них. Отдельные участки нефтепроводов могут относиться к высшей категории В, категории I или II. К высшей категории В относятся трубопроводные переходы через судо- и несудоходные реки при диаметре трубопровода 1000 мм и более. К участкам категории I относятся под- и надводные переходы через реки, болота типов II и III, горные участки, вечномерзлые грунты [10].

К участкам категории II относятся под- и надводные  переходы через реки, болота типа и косогорные участки, переходы под дорогами и т.д. [10].

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим  или проектируемым магистральным трубопроводам в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов согласно СНиП 27.05.06—85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе. В отдельных случаях допускается прокладка нефте- и газопроводов в одном коридоре [10].

Технологические трубопроводы в зависимости от физико-химических свойств и рабочих параметров (давления Р и температуры Т) подразделяются на три группы (А, Б, В) и пять категорий. Группу и категорию технологического трубопровода устанавливают по параметру, который требует отнесения его к более ответственной группе или категории. Класс опасности вредных веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005—76 и ГОСТ 12.01.007—76, взрывопожароопасность — по ГОСТ 12.1.004—76. Нефти имеют класс опасности II, масла минеральные нефтяные — III, бензины — IV. 
Для технологических трубопроводов нефтеперекачиваюших станций важное значение имеет правильный выбор параметров транспортируемого вещества. Рабочее давление принимается равным избыточному максимальному давлению, развиваемому насосом, компрессором или другим источником давления, или давлению, на которое отрегулированы предохранительные устройства. Рабочую температуру принимают равной максимальной или минимальной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом или другим нормативным документом (СНиП, РД, СН п т.д.) [10].

 Нефтепроводы бывают подземными и наземными. У обоих типов есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче обнаружить и устранить повреждение на трубе, проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений погодных условий, что особенно важно для России, где разница зимних и летних температур в некоторых регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря, но поскольку это сложно технически и требует больших затрат, большие пространства нефть пересекает при помощи танкеров, а подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в пределах одного нефтедобывающего комплекса [11].

Различают три  вида нефтепроводов. Промысловые, как  понятно из названия, соединяют скважины с различными объектами на промыслах. Межпромысловые ведут от одного месторождения  к другому, магистральному нефтепроводу или просто относительно удаленному промышленному объекту, находящемуся за пределами исходного нефтедобывающего комплекса. Магистральные нефтепроводы прокладывают для доставки нефти от месторождений до мест перевалки и потребления, к которым, в том числе, относятся нефтебазы, нефтеналивные терминалы, нефтеперерабатывающие заводы [11].

 

1.6 Обеспечение технической и экологической безопасности в процессе транспортировки нефти

 

Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта и хранения нефти. В нашей стране такая система впервые была создана в 70-х гг. и применена в районах Западной Сибири. Потребовалось создать новую унифицированную технологию добычи нефти. Раньше, например, на промыслах не умели транспортировать нефть и попутный газ совместно по одной системе трубопроводов. С этой целью сооружались специальные нефтяные и газовые коммуникации с большим количеством объектов, рассредоточенных на обширных территориях. Промыслы состояли из сотен объектов, причем в каждом нефтяном районе их строили по-своему, это не позволяло связать их единой системой телеуправления. Естественно, что при такой технологии добычи и транспорта много продукта терялось за счет испарения и утечки. Специалистам удалось, используя энергию недр и глубинных насосов, обеспечить подачу нефти от скважины к центральным нефтесборным пунктам без промежуточных технологических операций. Число промысловых объектов сократилось в 12-15 раз [5].

 По пути герметизации систем сбора, транспорта и подготовки нефти идут и другие крупные нефтедобывающие страны земного шара. В США, например, некоторые промыслы, расположенные в густонаселенных районах, искусно скрыты в домах. В прибрежной зоне курортного городах Лонг-Бич (Калифорния) построено четыре искусственных острова, где производится разработка морских площадей. С материком эти своеобразные промыслы связаны сетью трубопроводов длиной свыше 40 км и электрокабелем протяженностью 16,5 км. Площадь каждого острова 40 тыс.м2, здесь можно разместить до 200 эксплуатационных скважин с комплектом необходимого оборудования. Все технологические объекты декорированы - они спрятаны в башни из цветного материала, вокруг которых размещены искусственные пальмы, скалы и водопады. Вечером и ночью вся эта бутафория подсвечивается цветными прожекторами, что создает весьма красочное экзотическое зрелище, поражающее воображение многочисленных отдыхающих и туристов [6].