Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ методов локализации разливов нефти во внутренних акваториях нефтяных промыслов 13
1.1. Подводные переходы нефтепроводов как основной источник разливов нефти во внутренних акваториях промыслов 13
1.2. Методы локализации разливов нефти и нефтепродуктов в акваториях 15
1.3. Анализ методов локализации разливов нефти при разрушении подводных переходов нефтепроводов 17
1.4. Локализация разлива до прибытия сил и средств АСФ
1.4.1. Локализация с помощью всплывающих боновых заграждений 20
1.4.2. Локализация с помощью пневматического барьера 21
1.4.3. Сравнительный анализ применимости дистанционных методов локализации 22
1.5. Анализ опыта применения пневматического барьера 24
1.5.1. Обзор литературы, посвященной опыту применения пневматического барьера 24
1.5.2. Обзор литературы, посвященной основным расчетным зависимостям для пневматического барьера 31
1.6. Выводы по главе 1 35
ГЛАВА 2. Обоснование применения пневматического барьера на основе ситуационных моделей для определенных природно климатических условий 36
2.1. Выбор объектов ситуационного моделирования и определение их основных характеристик 37
2.2. Локализация в условиях открытой воды 38
2.3. Локализация в условиях битого льда 47
2.4. Локализация в условиях сплошного льда 52
2.5. Сравнение различных сценариев затрат времени на локализацию разливов нефти на выбранных источниках 56
2.6. Комплексный метод локализации на основе пневматического барьера и сорбентов з
2.7. Комплексный метод локализации на основе пневматического барьера и контролируемого сжигания 61
2.8. Выводы по главе 2 65
ГЛАВА 3. Моделирование работы пневматического барьера при различных природно - климатических условиях 67
3.1. Формирование поверхностного течения водогазовой смесью 67
3.2. Истечение газа через отверстие 69
3.3. Гидравлический расчет газового трубопровода 70
3.4. Математическая модель работы пневматического барьера 71
3.5. Исследование основных закономерностей при работе пневматического барьера
3.5.1. Влияние отношения давлений и суммарной площади отверстий на величину скорости производимого течения. Универсальные характеристики 79
3.5.2. Влияние диаметра перфорированного трубопровода на эффективность пневматического барьера
3.5.2.1. Влияние длины перфорированного трубопровода 87
3.5.2.2. Влияние давления до отверстия 87
3.5.2.3. Влияние особенностей распространения нефтяного пятна
3.5.3. Особенности изменения параметров пневматического барьера при разноуровневом профиле дна 88
3.5.4. Определение коэффициента полезного действия системы 91
3.6. Результаты натурных испытаний 94
3.6.1. Проверка адекватности математической модели 94
3.6.2. Влияние расстояния между отверстиями на создание непрерывной линии ограждения 3.7. Схема расстановки оборудования при комплексном методе на основе ПБ и сорбентов 95
3.8. Выводы по главе 3 97
ГЛАВА 4. Методика подбора оборудования для локализации разливов нефти и нефтепродуктов с использованием пневматического барьера на поверхностных водных объектах 100
4.1. Общие положения 100
4.2. Этапы подбора оборудования 101
4.3. Этап 1 - Прогнозирование разлива на выбранном объекте 109
4.4. Этап 2 - Обоснование необходимости применения пневматического барьера 111
4.5. Этап 3 - Определение рубежа реагирования
4.6. Этап 4 - Определение метода 118
4.7. Этап 5 - Определение геометрических и физических характеристик пневматического барьера, состава оборудования 121
4.8. Этап 6 - Экономическое обоснование выбранной конструкции 127
Заключение 129
Список литературы
- Анализ методов локализации разливов нефти при разрушении подводных переходов нефтепроводов
- Сравнение различных сценариев затрат времени на локализацию разливов нефти на выбранных источниках
- Математическая модель работы пневматического барьера
- Этап 2 - Обоснование необходимости применения пневматического барьера
Введение к работе
Актуальность работы. При эксплуатации нефтегазовых промыслов наиболее вероятным источником аварийных разливов нефти (далее разливы нефти) в акваториях являются водные переходы нефтепроводов. Осложняющими факторами при этом являются довольно высокая скорость распространения пятна разлива и, зачастую, значительная удаленность источников разливов от мест базирования аварийно-спасательных формирований (АСФ). Современное законодательство предъявляет жесткие требования к локализации таких разливов. Согласно Постановлению Правительства РФ от 21.08.2000 г. №613 время на локализацию не должно превышать 4 часов.
Одним из путей решения проблемы, связанной со своевременной локализацией разлива, является применение дистанционного метода локализации, т.е. локализации с помощью автоматических систем, еще до прибытия сил и средств АСФ. Это метод локализации с помощью пневматического барьера (ПБ).
Несмотря на то, что за рубежом данный метод довольно широко известен и успешно применяется, в литературе не встречается сведений об его использовании на территории РФ. Анализ литературы показывает также отсутствие в России методик расчета и подбора оборудования для создания подобных установок.
Все это обуславливает актуальность проведения исследований, направленных на решение следующей научной задачи: на основе анализа особенностей локализации разливов с помощью пневматического барьера на поверхностных водных объектах нефтяных промыслов разработать методику подбора оборудования установки пневматического барьера.
Цель и задачи диссертационной работы
Цель работы состоит в уменьшении времени реагирования на чрезвычайные ситуации, обусловленные разливами нефти и нефтепродуктов (ЧС(Н)) во внутренних акваториях нефтяных промыслов путем совершенствования технологии локализации разливов нефти и нефтепродуктов на основе пневматического барьера.
Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:
исследовать, как влияют особенности распространения нефтяного пятна на поверхностных водных объектах в условиях открытой воды, битого и сплошного льда на обустройство рубежей локализации с помощью пневматического барьера;
разработать математическую модель, учитывающую режим течения газа в трубопроводе, и проверить ее адекватность;
исследовать на основе математического моделирования влияние гидрометеорологических и гидрологических условий водного объекта на конструктивные особенности и физические параметры установки пневматического барьера;
разработать методику подбора оборудования для локализации разливов нефти и нефтепродуктов с использованием пневматического барьера на поверхностных водных объектах.
Научная новизна
Разработана математическая модель работы пневматического барьера, учитывающая угол наклона и режим течения газа в перфорированном трубопроводе, с помощью которой проведено исследование влияния на скорость производимого течения геометрических и режимных параметров пневматического барьера.
Разработана методика подбора оборудования для локализации разливов нефти и нефтепродуктов с использованием пневматического барьера на поверхностных водных объектах, учитывающая их гидрологические условия, природно-климатические условия их размещения, физико-химические свойства нефти.
На основании математического моделирования выявлено влияние диаметра перфорированного трубопровода на создание непрерывной линии ограждения на водной поверхности в конкретных природно-климатических и гидрологических условиях.
Практическая значимость
Разработанная математическая модель, реализованная в виде программы для ЭВМ, а также результаты проведенных исследований позволяют проводить оценку влияния геометрических и режимных параметров пневматического барьера на его эффективность, что позволяет обоснованно принимать решения о применимости данной технологии в конкретных природно-климатических и гидрологических условиях.
Разработанная методика подбора оборудования для локализации разливов нефти и нефтепродуктов с использованием пневматического барьера на поверхностных водных объектах позволяет подобрать оборудование, обеспечивающее максимальную эффективность локализации, в широком диапазоне природно-климатических и гидрологических условий.
Теоретическая значимость
Разработанная математическая модель и методика могут послужить основой для развития новых научных направлений в области создания пневматических барьеров, в том числе при совместном применении с сорбентами.
Методы исследования
Поставленные задачи решены с использованием методов: проектного метода, определившего целостность исследования, стадии и порядок его разработки, абстрактно-логического метода, использованного для построения ситуационных моделей с использованием операции аналогии, метода математического моделирования, эмпирического метода, связанного с постановкой экспериментальной проверки адекватности математической модели.
Положения, выносимые на защиту
Математическая модель работы пневматического барьера, учитывающая угол наклона и режим течения газа в перфорированном трубопроводе.
Методика подбора оборудования для локализации разливов нефти и нефтепродуктов с использованием пневматического барьера на поверхностных водных объектах.
Типовые схемы локализации разливов нефти с помощью пневматического барьера, учитывающие особенности локализации в условиях открытой воды, битого и сплошного льда, а также тип водного объекта и физико-химические свойства разлитой нефти.
Степень достоверности результатов и выводов
Достоверность научных результатов подтверждена результатами собственных экспериментов и результатами работ других авторов.
Апробация работы
Основные результаты диссертационной работы доложены и обсуждены на Международной научно - практической конференции «OGE/ Техника и технологии ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, средства пожаротушения объектов», (г. Москва, 2008, 2009); VIII и IX Всероссийской научно-технической конференции. «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, соответственно 2010, 2012 гг.); научно – технической конференции в рамках международного салона «Комплексная безопасность» «Техника и технологии предупреждения и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов» (г. Москва, 2011 г.); научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «РИТЭК», посвященная 20-ти летию ОАО «РИТЭК» (г. Москва, 2012 г.); 61-ой, 62-ой, 63-ой Студенческой научной конференции «Нефть и газ» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, соответственно 2007, 2008, 2009 гг.).
Реализация результатов работы
Разработанная методика вошла в состав методических рекомендаций, утвержденных учебно-научным центром повышения квалификации и переподготовки руководителей и специалистов по проблемам предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций, обусловленных разливами нефти и нефтепродуктов (МЧС России и РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина).
Результаты работы включены в состав справочника «Техника и технологии локализации и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов»: Справ./И.А. Мерициди, В.Н. Ивановский, А.Н. Прохоров, И.В. Ботвинко, Дубинова И.С. и др. Под ред. И.А. Мерициди. СПб. НПО «Профессионал». 2008. – 824 с.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе 4 статьи в журналах, рекомендуемых ВАК РФ.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (129 наименований) и приложений. Работа изложена на 180 страницах машинописного текста, содержит 69 рисунков, 20 таблиц.
Анализ методов локализации разливов нефти при разрушении подводных переходов нефтепроводов
Эксплуатация нефтегазовых промыслов связана с определенными экологическими рисками, обусловленными возможными разливами нефти или выбросом газа. Данные ситуации ведут не только к потерям продукции, но и наносят ущерб окружающей среде и требуют значительных материальных и финансовых затрат на их ликвидацию и возмещение ущерба.
Разливы нефти происходят практически на всех этапах разработки месторождения, начиная с процесса бурения скважины, подъема продукции скважины на поверхность и заканчивая подготовкой нефти и отправкой ее в магистральный нефтепровод.
По данным, представленным в [26], протяженность промысловых трубопроводов в Российской Федерации на 2005 год составляет свыше 350 тыс. км. При этом только на месторождениях Западной Сибири эксплуатируются свыше 100 тыс. км промысловых трубопроводов, большая часть из которых нефтяные, [119].
Нефтепроводы являются основным источником поступления нефти в окружающую среду в результате многочисленных аварий на нефтепроводах и по данным, представленным в [15]. Такие аварии составляют порядка 50-60 тыс. случаев в год, при этом на долю Западной Сибири приходится порядка 35 тыс. случаев в год. В целом плотность аварий на внутрипромысловых трубопроводах в 150-200 раз выше, чем на магистральных.
В работе [35] проведен анализ источников разливов нефти на промыслах ОАО «Сургутнефтегаз» в период с 1996 г по 2006 г. Результатом стал вывод, что от 52,6% до 93,5 % случаев загрязнения нефтью произошло по причине разгерметизации промысловых трубопроводов, а за последние три года наблюдений по этой причине произошло более 90% инцидентов с разливом нефти. В приложении 1 представлены данные проведенного в ОАО «Сургутнефтегаз» исследования по частоте возникновения инцидентов и аварий по группам промысловых трубопроводов за период с 2000 по 2006 годы [35].
Согласно данным, приведенным в [26] ежегодная интенсивность аварий на каждые 1000 м трубопроводов составляет 5,71-Ю-2 ... 7,28-10-2 аварий.
Практически каждое разрабатываемое месторождение сталкивается с вопросом защиты акваторий внутренних водных объектов от разливов нефти. В приложении 2 представлены данные о наличии водных переходов нефтепроводов на некоторых месторождениях. На основе анализа данных о водных переходах нефтепроводов сделан вывод, что наиболее типичными водными объектами, через которые или вблизи которых проложены промысловые нефтепроводы, являются равнинные реки и небольшие озера.
Расположение месторождений РФ накладывает определенные трудности реагирования на разливы из водных переходов нефтепроводов в первую очередь тем, что: 1. Большинство водных объектов покрываются льдом в холодное время года, которое длится на территории многих месторождений, большую часть года; 2. Трассы трубопроводов проходят по территориям с плохо развитой или неразвитой инфраструктурой, в первую очередь, дорожной сетью, что затрудняет доставку сил и средств на объекты. 3. В условиях ледовой обстановки, удаленности и труднодоступное присутствует сложность идентификации разлива. Как правило, такие разливы определяются уже после схода льда по нефтяным пятнам на поверхности водотоков и загрязненной береговой линии.
Удаленность и труднодоступность источников разлива нефти в результате оборачивается тем, что аварийно-спасательные формирования не могут прибыть к нему и провести работы по локализации разливов нефти и нефтепродуктов в установленные Постановлением Правительства РФ №613, [1] 4 часа. Большое количество разрабатываемых на предприятиях планов по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов не могут быть утверждены, и как следствие введены в действие, по причине того, что расчетное время прибытия и локализации разливов нефти на таких объектах превышает нормируемое в [ 1 ] порой в несколько раз.
Тематике предупреждения и ликвидации разливов из трубопроводов посвящен ряд работ, [13, 14, 15, 23, 27, 29-32, 34, 35, 58, 59 и др.].
Работа [23] посвящена исследованию распространения нефти по поверхности водного объекта и разработке рекомендаций по снижению опасностей при нарушении герметичности подводных нефтепроводов. В данной работе в качестве метода реагирования на подобный разлив предложено использовать боновое заграждение, а в работах [58, 59] предложено ликвидировать разлив с помощью сорбента на основе терморасширенного графита. В работе [14] разработаны методы и реализующие их алгоритмы, предназначенные для информационной поддержки принятия решений на базе экспертного оценивания при определении степени потенциальной опасности объектов транспортировки нефти и нефтепродуктов.
Большое количество работ посвящено анализу риска возникновения ЧС(Н) на трубопроводах, и поиску решений по снижению ущерба от них [13, 15, 27 и др.].
При возникновении разлива первая мера, от эффективности которой зависит успех всех дальнейших операций, и как следствие, величина ущерба от разлива нефти, - это локализация разлива.
Локализация - это ограничение распространения какого либо явления, процесса возможно более тесными границами, территориальными пределами [55]. Локализовать нефтяной разлив можно путем изменения тех или иных свойств нефти, что приводит к снижению затрат на последующую ликвидацию разлива.
Сравнение различных сценариев затрат времени на локализацию разливов нефти на выбранных источниках
В зависимости от условий может быть горючим (применяется в качестве вспомогательного материала при контролируемом сжигании) или негорючим (для обеспечения требований пожарной безопасности при проведении работ по ликвидации разливов нефти). При совместном использовании БЗ и сорбентов сорбирующие материалы наносят между рядами бонов. В условиях битого и сплошного льда могут применяться формованные изделия на основе сорбентов (сорбционные боны, подушки, салфетки). В некоторых случаях сорбент может наноситься под лед, см. приложение 4.
Как правило, в зимний период сорбенты используются очень редко, т.к. снег сам по себе является сорбирующим материалом.
Проведен анализ литературы и патентный поиск на вопрос совместного применения сорбентов и ПБ. Известен патент [43], в котором предложено совместно с воздухом подавать пенообразующий состав и пластмассовые микросферы или адсорбент с положительной плавучестью, что создает большую подъемную силу восходящего потока воздушной завесы. Данное решение, по мнению его авторов, обеспечивает более надежную локализацию на водных объектах при скоростях течения в них более 0,5 м/с.
К сожалению, других источников по возможности совместной работы пневматического барьера и сорбентов нет.
Предлагаемый комплексный метод на основе ПБ и сорбентов основан на ограждении акватории производимым ПБ течением и подаче сорбента с некоторой глубины под само нефтяное пятно.
Таким образом, комплексный метод локализации с помощью ПБ и сорбентов включает преимущества каждого из методов в отдельности, и обладает дополнительными преимуществами: 1. Сорбент наносится еще до прибытия сил и средств АСФ; 2. В условиях сплошного льда нанесение сорбента под лед является уникальной операцией. Для обеспечения комплексного метода на основе ПБ и сорбентов следует решить вопрос о том, каким образом будет обеспечена подача сорбента. В результате проведенного исследования предложены следующие решения: 1. сорбент подается в основной перфорированный трубопровод с воздухом; 2. сорбент подается по другому трубопроводу - перфорированному трубопроводу для подачи сорбента.
Каждое из решений имеют преимущества и недостатки: Первое решение предполагает более простую конструкцию, однако при этом более высокий риск закупоривания отверстий сорбентом, это ведет к выводу из строя ограждения. Второй недостаток - это увеличенное количество сорбента, которое подается как в загрязненную область, так и незагрязненную. Второе решение не имеет перечисленных выше недостатков, однако в этом случае усложняется конструкция.
Разработаны ситуационные модели локализации разливов с помощью комплексного метода на основе ПБ и сорбентов, бонов и сорбентов. На рис. 2.6 представлены ситуационные модели локализации разливов нефти на источнике 2 в условиях открытой воды. На рисунке приняты следующие обозначения: 1 - нефтепровод; 2 -место порыва; 3 - ПБ; 4 - рубежи БЗ; 5 - береговые БЗ; 6 - сорбент; 7 - участки, на которых следует принять меры по защите от загрязнения в первую очередь
Для рассматриваемых ситуаций выбран как наиболее подходящий сорбент терморасщепленный графитовый (СТРГ).
В литературе встречаются упоминания о применении устройства на базе пневматического барьера для ограничения распространения горящей нефти в военном деле (огневодное заграждение) [12].
На основании настоящего исследования сделан вывод о том, что комплексный метод локализации разливов на основе ПБ и контролируемого сжигания может быть взят на вооружение АСФ при условии грамотно разработанной и утвержденной в органах исполнительной власти процедуры его проведения.
При планировании операции сжигания следует учитывать положение пятна разлива относительно населенных пунктов, зон особой значимости и районов
Красная зона - зона высокой концентрации продуктов горения и угарных газов. Согласно рекомендациям, приведенным в [55], радиус красной зоны составляет 2 км. Если в эту зону попадают населенные пункты, промышленные объекты, зоны особой значимости и районы приоритетной защиты, то сжигание запрещено. Зеленая зона - зона, в которой наблюдается повышенная концентрация продуктов горения и угарных газов, но сжигание не запрещено. Радиус зеленой зоны составляет 24 км [55].
Для осуществления контролируемого сжигания следует обеспечить минимальную толщину пленки нефти перед ограждением. Согласно рекомендациям [55], поджог сырой нефти может быть реализован при среднем значении толщины нефтяной пленки 5 мм.
В табл. 2.4, 2.5, 2.6 представлены расчетные значения толщины пленки нефти перед ограждением для различных природно-климатических условий. Можно видеть, что при ограждении бонами, толщина пленки менее 5 мм. Для осуществления сжигания ее толщину следует увеличить, например, тралением нефтяного пятна. При локализации пневматическим барьером расчетная толщина пленки позволяет проводить операции по сжиганию без применения дополнительных операций. На рис. 2.7 приведена ситуационная модель локализации разлива комплексным методом на основе ПБ и контролируемого сжигания. На рис. 2.7 обозначены зоны 3 и 4. Зона 3 и зона 4 - подзоны «зеленой зоны». Если на момент сжигания направление ветра такое, что продукты сгорания будут направлены в подзоны 3 и 4, то в эти моменты времени сжигание проводить не рекомендуется. Преимуществом замены огнестойких БЗ ПБ является то, что он может обеспечивать локализованное сжигание без саморазрушения в отличие от большинства огнестойких БЗ.
Математическая модель работы пневматического барьера
Зависимость диаметра перфорированного трубопровода от его длины при обеспечении скорости течения газа на начальном его участке 5, 10, 15 м 20 м/с При движении газа по ПТП (от сечения А-А до сечения Б-Б) и поочередному истечению порций газа из его отверстий площадь их монотонно увеличивается, скорость истечения и массовый расход из них, а также давление монотонно снижаются. Графические зависимости, описывающие это, представлены в приложении 8.
Для описания эффективности локализации разливов нефти и нефтепродуктов с помощью пневматического барьера введены следующие понятия. где A max " наибольшее значение давления, соответствует начальному участку перфорированного трубопровода, сеч. А-А, см. рис.3.5. (см. приложение 8), рШт -наименьшее значение давления.
Меньшая скорость газа обеспечивает более благоприятный режим работы пневматического барьера, однако влечет увеличение диаметра ПТП. С другой стороны расчеты показали, что при увеличении скорости течения газа на начальном участке выше 25 м/с рассматриваемые величины ш, в, 6, їх имеют значение выше 10 %.
На рис. 3.7 - 3.10 представлены зависимости величин со, 9, 5,7г от скорости течения газа на начальном участке. Для построения этих зависимостей приняты следующие условия: скорость производимого ПБ течения УЯ=0,5 м/с, глубина Н = 2 м, длина перфорированного трубопровода 100 м.
Зависимость относительного перепада давления от скорости газа на начальном участке трубопровода при разных режимах истечения Зададимся значением относительного изменения рассматриваемых параметров 5%, при превышении его будем считать, что режим работы пневматического барьера неудовлетворительный и не обеспечивает эффективной локализации разлива.
В рамках настоящего исследования проанализируем изменение параметров и), в, 5,7г при скоростях течения газа на начальном участке перфорированного барьера от 5 до 25 м/с.
Из зависимостей, представленных на рис. 3.7-3.10 видно, что наибольшую величину изменения имеет скорость истечения из отверстий. Примем ее в качестве индикаторного параметра, определяющего эффективность локализации ПБ. Будем считать, что относительное изменение скорости истечения не должно превышать 5% для выбранного значения скорости течения газа. С увеличением длины трубопровода увеличивается массовый расход газа на начальном участке ПТП. Задавая низкую скорость течения газа на этом участке ПТП, мы определяем благоприятный режим его течения. Однако чем ниже скорость на начальном участке ПТП, тем больший его диаметр следует выбирать. Это увеличивает вес ПТП, усложняет изготовление отверстий в нем и его монтаж на месте. В результате моделирования определено, что при протяженности ПТП от 100 до 1000 м рекомендуется выбирать диаметр трубопровода с таким расчетом, что скорость течения газа на начальном его участке 15 м/с.
Графическая зависимость относительного изменения скорости истечения от скорости газа на начальном участке ПТП при разных его длинах представлена в приложении 9.
Чем меньше перепад давления в отверстиях, тем меньше массовый расход газа из них при прочих равных условиях. При выборе компрессора, развивающего малое давление, при конструировании установки следует обеспечить режим течения газа от него до последнего отверстия с минимальными гидравлическими потерями. Т.е. следует исключить участки с резким изменением направления течения, изменения диаметров и т.д. Диаметр ПТП следует выбирать увеличенным. На основе результатов моделирования определено, что скорость течения газа на начальном участке ПТП в этом случае следует брать 5 м/с. Графическая зависимость относительного изменения скорости истечения от скорости газа на начальном участке трубопровода при разных давлениях представлена в приложении 10.
Производимая ПБ скорость определяется на основе формул (2.8), (2.7) и (2.4). Увеличение производимой ПБ скорости ведет к увеличению массового расхода газа при прочих равных условиях, а также более интенсивному отбору его из отверстий ПТП, что сказывается на скорости газа на участке ПТП, следующем за очередным отверстием. В этом случае и падение давление будет меньшим. При скоростях производимого ПБ течения выше 0,5 м/с диаметр ПТП следует выбирать с учетом скорости течения газа на начальном его участке 20-25 м/с.
Графическая зависимость относительного изменения скорости истечения от скорости газа на начальном участке трубопровода при разных скоростях производимого ПБ течения представлена в приложении 11.
Профиль дна водных объектов в редких случаях представляет собой горизонталь. На рис. 3.11 представлена расчетная схема для случая, когда перфорированный трубопровод пневматического барьера повторяет профиль дна водного объекта. На рис. 3.11 приняты следующие обозначения: 1 - компрессор, 2 -соединительный трубопровод; 3 - перфорированный трубопровод. Угол (31 и [32 -углы наклона дна к вертикали. А - начальная точка, D - конечная точка.
Для удобства профиль перфорированного трубопровода разбит на 3 участка: АВ, ВС и CD. Каждый из этих участков разбит на j интервалов. Для каждого из участков количество интервалов] зависит от угла наклона дна pi и р2.
Зависимости скорости истечения из отверстий по длине ПТП для: а) разных углов наклона дна; б) разных давлений, развиваемых компрессором 3. При разноуровневом профиле дна значения суммарной эквивалентной площади отверстий в общей закономерности их распределения по длине ПТП увеличиваются с увеличением угла наклона боковых откосов (на прямолинейном участке ПТП суммарный эквивалентный диаметр для угла наклона 60 в 3 раза превышает его для угла наклона боковых откосов 30) (рис. 3.13 а), с увеличением скорости производимого течения, а также при снижении давления компрессора. Она же практически не изменяется с изменением длины перфорированного ПТП (рис. 3.13).
Этап 2 - Обоснование необходимости применения пневматического барьера
Малые глубины ведут к увеличению количества отверстий на 1 м трубопровода, что удорожает конструкцию установки, поэтому рекомендуется выбирать участки водного объекта для рубежа реагирования с глубиной превышающей 1,5 м.
После того, как рубеж реагирования намечен, следует уточнить, возможно ли строительство ограждения на этом участке. Если нет, то следует выбрать другой участок с учетом приведенных выше требований, и провести этап 3 еще раз.
Для крупных рек, прямых участков средних и малых рек; участков с поворотом средних и малых рек; малых озер разработаны типовые схемы локализации разливов из водных переходов нефтепроводов с помощью пневматического барьера, которые представлены на рис. 4.7 - 4.10.
Обозначения к рисункам 4.7 - 4.10: 1- подводный переход нефтепровода; 2 -место порыва; 3 - пневматический барьер (За, 36 - сегменты пневматического барьера); 4 - компрессор для приведения в действие пневматического барьера (4а, 46 - сегментов пневматического барьера); 5 - береговые отсекающие задвижки; 6 -нефтяные пятна; 7 (7а, 76) - нефтесборные устройства.
На широких реках рекомендуется использовать сегментную конструкцию пневматического барьера, (рис. 4.7). Производительность компрессора прямо пропорциональна длине трубопровода. При протяженной конструкции пневматического барьера требуется компрессор большой мощности, что удорожает установку в целом.
При сегментной конфигурации пневматического барьера, возможно, что приводить в действие потребуется только один из них при соответствующем отклонении нефтяного пятна (под воздействием течения или специальных отклонителей).
Следует выбирать форму сегментов таким образом, чтобы обеспечивать направление нефтяных пятен к их месту сбора. Установка под углом к вектору распространения нефти снижает сопротивление потока и повышает удерживающую способность барьера.
В случаях, когда ширина и скорость течения в водотоке позволяют, пневматический барьер устанавливают поперек его. При равномерном перемещении пятна в срединной части русла на прямолинейном участке приведет к тому, что пятно примет форму вытянутого по направлению течения эллипса, перемещающегося преимущественно по центральной части акватории. В момент, когда пятно достигнет пневматического барьера, оно будет стремиться растечься вширь, при этом может достичь берегов. Для предотвращения загрязнения берегов следует предусмотреть карманы, образованные загибом ПТП у берегов.
Типовая схема локализации разлива с помощью пневматического барьера на участках с поворотом средних и малых рек При наличии небольшого течения в малых озерах и достаточного пространства для растекания нефти по акватории до момента срабатывания пневматического барьера, рекомендуется схема, представленная на рис. 4.10,а.
Если в малом озере течения нет и периметр таков, что позволяет огородить по нему, то рекомендуется схема, представленная на рис. 4.10,6. При этом для снижения потребной мощности компрессора рекомендуется сегментная конфигурация пневматического барьера. а) б)
Комплексный метод локализации на основе пневматического барьера и сорбентов; Комплексный метод на основе пневматического барьера и контролируемого сжигания. Если выбран метод локализации только с помощью пневматического барьера, то следует определить, в каком режиме планируется эксплуатировать ПБ: в постоянном или только при возникновении ЧС(Н). Следует выявить сезонные особенности места размещения объекта: наличие ледового покрова и его характер. Определить дополнительные средства, повышающие эффективность операции по локализации в зимний период и межсезонье.
При наличии битого льда рекомендуется дополнительно использовать понтонные боновые заграждения. Их разворачивают прибывающие силы и средства АСФ, поэтому при проектировании ПБ следует учитывать его удерживающую способность при наличии кусков льда до времени прибытия АСФ.
Понтонные боновые заграждения устанавливаются выше по течению с учетом гидрологических особенностей водного объекта. Типовые схемы локализации разливов в условиях битого льда представлены на рис. 4.11 - 4.12. Обозначения к рисункам 4.11 - 4.12: 1 - подводный переход нефтепровода; 2 - место порыва; 3 -пневматический барьер (За, 36 - сегменты пневматического барьера); 4 -компрессор для приведения в действие пневматического барьера (4а, 46 - сегментов пневматического барьера); 5 - береговые отсекающие задвижки; 6 - нефтяные пятна; 7 (7а, 76) - нефтесборные устройства; 8 - понтонное боновое заграждение; 9 - куски льда
Типовая схема локализации разлива с помощью пневматического барьера на прямых участках средних и малых рек в условиях битого льда Если выбран комплексный метод локализации на основе пневматического барьера и сорбентов, то следует выполнить блок-схему принятия решений при таком комплексном методе, см. рис. 4.4. Если в результате получен ответ, что следует отказаться от этого метода, то рекомендуется либо остановить выбор на первом методе или выполнить блок — схему принятия решений для комплексного метода на основе ПБ и контролируемого сжигания.
Принципиально типовая схема локализации разлива комплексным методом на основе ПБ и сорбентов отличается тем, что рядом с перфорированным трубопроводом (далее ПТП) проложен трубопровод для подачи сорбента (далее ТС) так, что подача сорбента осуществляется непосредственно к локализуемому пятну нефти, кроме того в состав берегового оборудования дополнительно входит система для подачи сорбента (под системой подразумевается весь комплекс, обеспечивающий подачу сорбента: само устройство, бункер для сорбента, вспомогательные устройства и устройства управления). Длина ТС должна быть достаточной для обеспечения подачи требуемого количества сорбента.
ТС рекомендуется располагать так, чтобы обеспечивать подачу сорбента только в места скопления разлитой нефти.
Типовые схемы локализации разливов с помощью пневматического барьера и сорбентов представлены на рис. 4.13 - 4.14. Здесь приняты следующие обозначения: 1- подводный переход нефтепровода; 2 - место порыва; 3 - пневматический барьер (За, 36 - сегменты пневматического барьера); 4 - компрессор для приведения в действие пневматического барьера (4а, 46 - сегментов пневматического барьера); Рис. 4.13. Типовая схема локализации разлива комплексным методом на основе ПБ и сорбентов при V - образной форме ПТП - береговые отсекающие задвижки; 6 - трубопровод для подачи сорбента; 7 (7а, 76) - системы подачи сорбента. Если выбран комплексный метод на основе ПБ и контролируемого сжигания, то следует решить блок-схему принятия решений для метода на основе ПБ и контролируемое сжигания, см. рис. 4.5. Принципиально схема локализации комплексным методом на основе ПБ и контролируемого сжигания отличается тем, что если планируемый к поджогу участок нефтяного пятна принять за центр окружности, то в радиусе 2 км от него не должно находиться зон особой значимости и районов приоритетной защиты.
Если в результате получено, что метод может быть применен при изменении рубежа реагирования, то следует выбрать подходящий рубеж и проверить его на возможность использования, пройдя еще раз этап 3.
Если выбранный метод не может быть применен по каким-либо причинам, то следует остановить свой выбор либо на методе локализации только с помощью пневматического барьера, либо на комплексном методе с применением сорбентов, но при этом решить блок-схему, представленную на рис. 4.4.
Похожие диссертации на Исследование работы пневматических барьеров при локализации аварийных разливов нефти на поверхностных водных объектах нефтяных промыслов
