Курсовая работа - Ресурсосберегающие технологии при транспортировке нефти и нефтепродуктов. Расчет потерь нефти и нефтепродуктов - файл n1.doc

Курсовая работа - Ресурсосберегающие технологии при транспортировке нефти и нефтепродуктов. Расчет потерь нефти и нефтепродуктов
скачать (9410.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc9411kb.07.07.2012 04:42скачать

n1.doc

  1   2




Содержание:

Введение………………………………………………………………………….…..4

1. Рациональная расстановка запорной арматуры по трассе трубопровода..........5

2. Определение объема утечек из трубопровода (резервуара)….……………...…7

3. Описание технологии нефтесбора и строительство боновых заграждений…..9

3.1 Диагностика наличия утечек…………………………………………..………..9

3.1.1 Визуальный метод……………………………………………………..10

3.1.2 Метод пониженного давления………………………..........................11

3.1.3 Метод отрицательных ударных волн………………………..……….11

3.1.4 Метод сравнения расходов……………………………………………12

3.1.5 Метод линейного баланса……………………………………....……..12

3.1.6 Метод акустической эмиссии………………….…………………...…13

3.1.7 Ультразвуковой метод (зондовый)……………………………….…..14

3.2 Технологии перекрытия внутренней полости трубопровода………………..15

3.2.1 Метод перекрытия трубопроводов с использованием передвижных прессов или энергии направленного взрыва……………………………….16

3.2.2 Механические перекрывающие устройства………………...........….17

3.2.3 Герметизирующие тампоны из вспененных пластмасс……….....….17

3.2.4 Эластичные камеры, заполняемые различными материами………..18

3.2.5 Метод превращения продуктов в гель…….....................................….19

3.2.6 Метод замораживания продукта……….........................................…..19

3.3 Предотвращение потерь разлившейся нефти……..................................…….21

3.3.1 Локализация нефти на суше………………......................................…21

3.3.2 Локализация нефти на поверхности водных объектов…...................24

3.3.3 Сбор нефти с поверхности воды…………….......................................26

3.3.3.1 Нефтесборщики…………….....................................................27

3.3.3.2 Схема постановки нефтесборщика и бонового заграждения в основном русле реки………………….............................................…30

3.3.3.3 Схема постановки нефтесборщика и боновых заграждений у береговой полосы…………….....................................................…….31

3.3.3.4 Схема сбора нефти нефтепоглощающими матами…............31

3.3.4 Сбор нефти с поверхности грунта………………............................…32

3.3.5 Извлечение нефти из загрязненного грунта……………................…33

4. Расчет технологической эффективности применения рекомендуемых технологий………………………………………………….........................................…..36

4.1 Определение объема утечек из резервуара………......................................….36

4.2 Определение объема утечек из трубопровода………......................................37

5. Современные технологии уменьшения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения……………………………………………...............................................38

5.1 Применение систем улавливания легких фракций…………......................…38

5.1.1 Адсорбционные и абсорбционные системы УЛФ………............…..38

5.1.2 Конденсационные системы УЛФ…………………........................….40

5.1.3 Компрессионные системы УЛФ……………...................................…41

5.1.4 Комбинированные системы УЛФ…………...............................……..44

Выводы…………………………………….………..................................................46

Список используемой литературы………………………..............................…….48

Введение
Протяженность действующих в России магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов составляет в настоящее время около 70 тыс. км. По ним транспортируется основное количество добываемой нефти и вырабатываемых светлых нефтепродуктов.

Отказы магистральных трубопроводов приводят к полному или частичному прекращению перекачки, нарушают нормальную работу промыслов, нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз. Аварии магистральных трубопроводов, сопровождающиеся разливами нефти и нефтепродуктов, наносят значительный ущерб окружающей среде, способны привести к взрывам и пожарам с катастрофическими последствиями.

По этой причине обеспечение надежной работы магистральных трубопроводов является одной из основных задач при их эксплуатации. Данная задача решается как на этапе проектирования, так и в процессе их эксплуатации.

1. Рациональная расстановка запорной арматуры по трассе

трубопровода
 Согласно СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы», запорная арматура на магистральных трубопроводах должна размещаться не реже чем через 30 км. Положение части задвижек также оговорено. Запорная арматура обязательно должна быть установлена:

Кроме того, при размещении задвижек следует учитывать потенциальную угрозу загрязнения рек и водоемов. Желательно разместить арматуру в удобных для обслуживания местах (вблизи дорог, домов обходчиков и т. д.).

А расстановкой задвижек в остальных местах занимался в нашей стране Б. В. Самойлов. В качестве критериев размещения запорной арматуры он предлагает использовать один из двух:

  1. величина стока нефти или нефтепродукта при авариях не должна превышать некоторой максимально возможной величины;

  2. приведенные затраты, зависящие от секционирования, должны быть минимальны.

Рассмотрим основы решения задачи оптимального секционирования трубопроводов. Она решается в два этапа: 1) построение эпюры потенциального стока нефти (нефтепродукта) из трубопровода; 2) определение мест размещения линейных задвижек.

Пусть имеется перегон нефте- или нефтепродуктопровода, изображенный на рис.1. Прежде всего выявляем точку, в которой потенциальный сток при разрыве трубопровода, (сток, происходящий за счет разности нивелирных высот точек профиля) будет равен нулю. Таковой у нас является точка А. Ею весь рассматриваемый перегон делится на два самостоятельных участка, для которых и надо решать задачу расстановки запорной арматуры.

Построим графическую зависимость объемов потенциального стока в каждой из точек профиля. Величину суммарного стока слева от рассматриваемой точки VЛ будем откладывать сверху от горизонтали, а объем стока справа Vп - снизу.

Движение начинаем от точки А. Линии объемов потенциального стока VП для точек, расположенных справа от нее, повторяют профиль трассы нефтепровода. Отличие заключается в том, что линия VП левее точки А повторяет профиль трубопровода, а линия VЛ правее точки А является как бы его зеркальным отражением.

Для продолжения построений выявляем ближайшие к А точки, являющиеся местными вершинами для каждого из двух участков. для точек В и С сток слева; а для точки D сток справа равны нулю. Нулевые стоки будут и у точек с теми же геодезическими отметками на ветвях, нисходящих от точки А. Во

впадинах же профиля между двумя точками с равными геодезическими отметками (с каждой стороны от точки А) местные величины стока будут минимальными.




Рис. 1. Определение мест размещения линейных задвижек
 При дальнейшем удалении от точки А влево и вправо снова находим точки (С и Д), являющиеся местными вершинами для каждого из двух участков и т. д. После завершения построения эпюр VЛ и VП производим их сложение, получив эпюру суммарного потенциального стока Vc.

Теперь мы готовы к решению задачи определения мест размещения запорной арматуры.

 Имея эпюру Vc, определяем величины максимального суммарного стока для участков слева (Vслмax) И справа. (Vспмax) от точки А. Поделив их значения на величину {Vс}, находим ориентировочное число задвижек для первого nл’ и для второго nп’ участков. Далее округляем найденные значения в большую сторону (до nл и nп) после чего находим максимально возможные стоки при этом числе задвижек:

Vлмах= Vслмах/ nл; Vпмах= Vспмах/ nп
Затем про водим горизонтали на расстоянии {Vc} друг от друга. Опуская перпендикуляры из точек пересечения горизонталей с эпюрой Vc до горизонтальной оси, находим искомое местоположение задвижек. Но в точке А они не нужны. Поэтому общее необходимое число задвижек составит

nз =nл + nп - 2 .

Результаты построений приведены в приложении 1.

2. Определение объема утечек из трубопровода (резервуара)
При нарушении герметичности резервуаров и трубопроводов истечение жидкости из отверстий в их стенках происходит, как правило, при переменном напоре. Для преодоления жидкостью отверстия требуется некоторая разность давлений (Рвнут - Рвнеш) внутри трубопровода и вне него или в терминах напоров - разность напоров ?H = (Рвнут ? Рвнеш). Если при этом размеры отверстия много меньше ?H, то говорят о “малом” отверстии. Расход q жидкости через отверстие выражается формулой

q = ??s ?

в которой s ? площадь отверстия, а ? ? так называемый коэффициент расхода. Для отверстий в тонких стенках обычно принимают ? = 0,62. Таким образом, для малых отверстий особенности его формы не играют существенной роли, а важна лишь площадь отверстия.

Если в трубопроводе ведут перекачку, то давление Рвнут есть давление в том сечении трубопровода, в котором находится отверстие, а если истечение происходит в остановленном трубопроводе (самотеком), то возможны три случая. В данной курсовой работе рассматривается только первый случай, поэтому опишу его подробно.

Первый случай. Площадь s отверстия настолько мала, что вытекающая жидкость не создает в трубе сколько-нибудь заметного движения и жидкость в трубе можно считать покоящейся. Тогда для распределения давления в трубопроводе справедлива гидростатическая формула

Рвнут = Ру + ?g ? (Z ? Z*)

где Z ? высотная отметка зеркала жидкости в трубопроводе, а ? Z* высотная отметка сечения, в котором расположено сквозное отверстие. Если при этом внешнее давление считать равным атмосферному, то

Pвнут ? Pвнеш = ?g ?(Z ?Z*) ? Pв

здесь Pв = Ратм – Ру вакуумметрическое давление в полости, насыщенной парами перекачиваемой жидкости. В терминах напоров последнее уравнение имеет вид:



то есть разность ?H напоров, заставляющая вытекать жидкость через отверстие в стенке трубопровода, равна высоте “давящего” столба жидкости над отверстием за вычетом вакуумметрической высоты, создаваемой разряжением, образующимся в парогазовой полости трубы над зеркалом опускающейся жидкости. С учетом последних выражения можно записать



По мере вытекания жидкости высота z зеркала жидкости изменяется, так что z есть функция z = z(t) времени t. Помимо этого, нужно учитывать, что длина столба опускающейся жидкости может уменьшаться как непрерывно, так и скачками - из нее могут исключаться целые участки трубопровода, имеющие U-образную форму. Это случается всякий раз, когда зеркало жидкости сравнивается по высоте с лежащей по ходу движения местной вершиной профиля.

Если жидкость вытекает через малое отверстие из сосуда, площадь S(z) зеркала в котором известна в виде функции от его вертикальной отметки z , то время t1?2 снижения уровня жидкости от отметки z1 до отметки z2 (z*12 ) представляется формулой:



В частном случае, если сосуд, о котором идет речь, есть прямолинейный участок трубопровода: S(z) = S0 = const, то


Второй случай. Площадь s отверстия в стенке трубы настолько велика, что можно пренебречь разностью напоров ?H внутри и вне трубы в этом сечении. В этом случае предположение о гидростатическом распределении давления в трубопроводе неверно; в нем возникает интенсивное течение жидкости к месту аварии, так что значительная часть движущего напора теряется на преодоление сил внутреннего трения (гидравлические потери напора на трение).

Третий (общий) случай. Отверстие в стенке трубопровода таково, что необходимо учитывать потери напора при течении жидкости слева и справа к аварийному сечению, однако разностью напоров ?H внутри и вне трубы в этом сечении пренебрегать также нельзя.

3. Описание технологии нефтесбора и строительство боновых

заграждений
3.1 Диагностика наличия утечек жидкости из трубопровода

В зависимости от вида повреждения труб и объема потерь перекачиваемого продукта за определенное время утечки нефти и нефтепродуктов могут быть:

  1. крупные (величиной более 10 м3/ч), влияющие на гидродинамический процесс перекачки;

  2. малые (величиной от 2 до 600 л/ч), которые на гидродинамический процесс перекачки не влияют.

Средних утечки (величиной от 600 л/ч до 10 м3/ч) не наблюдается. Утечки величиной менее 50 л/ч функционируют непостоянно, т. к. повреждения постепенно забиваются парафинам, песком и другими механическими частицами.

Возникновение крупных утечек (аварий) фиксируется относительно просто. Процессы, происходящие при появлении трещины или разрыве трубы, протекают примерно по одному "сценарию": в первые доли секунды происходит резкое увеличение утечки, а затем в связи с падением давления она уменьшается. Признаком возникновения аварии является падение давления на выходе насосных станций при одновременном увеличении подачи и потребляемой мощности. Также последствия крупных утечек (аварий) фиксируются визуально при патрулировании нефте- и нефтепродуктопроводов (воздушном или наземном). Кроме того, о возникновении крупной утечки можно судить по появлению дисбаланса в количестве продукта, закачиваемого в трубопровод и принимаемого из него.

Сложнее зафиксировать мелкие утечки, т. к. их появление не приводит к видимым изменениям в режимах перекачки, дисбаланс объемов перекачки находится в пределах погрешности порезервуарного учета, а визуальное проявление утечек появляется спустя значительное время после их возникновения.

К методам диагностики мелких утечек предъявляются следующие требования:

  • высокая чувствительность;

  • точность определения места утечки;

  • безопасность в эксплуатации;

  • высокая степень надежности, достоверности и автоматизации;

  • отсутствие отрицательного влияния на режим перекачки и др.

Чувствительность средств диагностики должна быть порядка 1 ...50 л/ч, а точность определения места утечки порядка 10 ... 20 м.

Оперативность определения места утечки в данном случае является второстепенным требованием, т. е. объемы вытекших нефти и нефтепродуктов увеличиваются во времени относительно медленно.

Известные методы диагностики мелких утечек в магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах классифицируются следующим образом:

  1. По состоянию трубопровода в момент диагностики:

  • контроль без остановки перекачки;

  • контроль в статических условиях, когда перекачка остановлена, а отдельные секции трубопровода находятся под гидростатическим давлением.

  1. По периодичности контроля

    • методы непрерывного контроля утечек (к ним относятся стационарные системы обнаружения значительных утечек);

    • методы периодического контроля утечек (зондовые, радиоактивные, гидравлические, патрульные и др. для обнаружения незначительных утечек).

  2. По условиям применения и конструктивному исполнению

    • стационарные (встроенные приборы и системы);

    • транспортируемые по трубопроводу с перекачиваемым продуктом

(зонды, радиоизотопы, газ);

  • патрульные (обходчики, авиация, наземный транспорт, оснащенные устройствами обнаружения утечек).

  1. По физическим явлениям, положенным в основу определения утечки

  • понижение давления перекачиваемого продукта при появлении утечки (метод понижения давления);

  • возникновение в месте утечки волны пониженного давления (метод отрицательных ударных волн);

  • понижение давления перекачиваемого продукта при пересечении места утечки (метод сравнения расходов);

  • возникновение дисбаланса между объемами закачанного и принятого из линейного участка (метод линейного баланса);

  • появление радиоактивного фона в месте утечки (радиоактивный метод);

  • возникновение шумов в месте утечки (ультразвуковой метод, акустический метод, метод акустической эмиссии и т. д.);

  • появление паров нефти и нефтепродуктов в месте утечки (лазерный газоаналитический метод).

5) По характеру взаимодействия с перекачиваемой средой

  • активные (прямые): излучение в перекачиваемую среду ультразвуковых колебаний определенной частоты и их прием в месте повреждения, зонды, кабели и т. д.;

  • пассивные (косвенные): измерение шумов утечки, давления, скорости потока, расходов, скорости распространения волн и т. д.

Кроме того, методы диагностики мелких утечек могут быть классифицированы по принципу действия, по чувствительности, по способу представления информации и т. д. Рассмотрим основные из них более подробно.

3.1.1 Визуальный метод

Визуальный метод наиболее прост, применяется уже давно и повсеместно. Его сущность заключается в обнаружении мест утечек из подземного трубопровода в ходе осмотра трассы с помощью обходчиков, автотранспорта, плавсредств и авиации.

Признаками наличия утечки являются:

  • видимый выход на поверхность перекачиваемой нефти или нефтепродукта;

  • изменение цвета (пожелтение) растительности;

  • потемнение снежного покрова;

  • появление пены или пузырей на поверхности воды.

Достоинства метода: простота обнаружения видимых утечек.

Недостатки:

  1. Трудоемкость регулярного патрулирования с помощью обходчиков и наземного автотранспорта.

  2. Ограниченные возможности патрулирования в труднодоступных местах трассы, в темное время суток при неблагоприятных погодных условиях.

  3. Невозможность обнаружения мелких утечек до выхода перекачиваемого продукта на поверхность грунта или воды.

  4. Большие затраты на применение авиации при патрулировании трубопроводов.


3.1.2 Метод пониженного давления

Метод используется при стационарном режиме работы трубопровода и основан на сравнении гидравлических уклонов по длине трубопровода. При возникновении утечки гидравлический уклон до места утечки i1 больше, чем за ним i2, а точка их пересечения указывает место утечки.

Достоинства метода:

  • непрерывность контроля за появлением утечек;

  • простота конструкции приборов и доступность в обслуживании;

  • автоматическая обработка измеряемых величин и выдача результатов.

Недостатки:

  • применим только при стационарном режиме перекачки;

  • низкая чувствительность (обнаруживает утечки с расходом не менее 200 мЗ/ч);

  • большая погрешность определения места утечки.

В настоящее время данный метод используется на трубопроводах Рейн-Майн, Роттердам-Рейн.
3.1.3 Метод отрицательных ударных волн

Метод основан на регистрации волн понижения давления, возникающих в момент появления утечки и распространяющихся в обе стороны по трубопроводу со скоростью звука (?1 км/с).

Конструктивно метод реализуется следующим образом. По трассе трубопровода (практически на каждой задвижке) устанавливаются электронные преобразователи, информация с которых автоматически передается на диспетчерский пункт. При возникновении утечки отрицательная волна давления достигает электронных преобразователей, по обе стороны утечки. Время прибытия сигналов регистрируется в контрольном диспетчерском пункте, после чего ЭВМ по специальной программе обрабатывает поступающую информацию, определяя величину и место утечки.

 Достоинства метода:

  • эффективен для быстрого обнаружения значительных утечек;

  • применим независимо от длины и конструкции линейной части трубопровода;

  • обеспечивает непрерывный контроль за появлением утечек;

  • простота и доступность в эксплуатации.

Недостатки:

  • низкая чувствительность (Qy >= 100 мЗ/ч);

  • большая погрешность определения места утечки (± 3 км).

Метод был применен на трубопроводе Роттердам-Рейн.
3.1.4 Метод сравнения расходов

Метод основан на постоянстве мгновенного расхода нефти (нефтепродукта) в начале и в конце участка трубопровода между НПС при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.

На входе и выходе каждого участка трубопровода устанавливаются расходомеры турбинного или объемного типа, дистанционно связанные с ЭВМ, находящейся на центральном диспетчерском пункте. Информация с расходомеров о расходе нефти (нефтепродуктов) непрерывно поступает на вход ЭВМ.

В ЭВМ, с учетом температурной поправки, непрерывно производится сравнение расходов в начале и в конце каждого участка трубопровода. Если разность расходов превышает допустимый предел, установленный программой, выдается сигнал о появлении аварийной утечки.

Достоинства метода:

  • быстрое обнаружение утечек при установившемся режиме перекачки;

  • непрерывность и дистанционность контроля за появлением утечек;

  • автоматическая обработка информации и выдача сигнала.

Недостатки:

  • низкая чувствительность (Qy >=50 мЗ/ч);

  • не обеспечивает определения места утечки.

Данный метод широко применяется в США, Западной Европе и Японии.
3.1.5 Метод линейного баланса

Метод основан на постоянстве мгновенного и интегрального значений объемов перекачиваемой жидкости в начале и в конце трубопровода при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.

Как и в методе сравнения расходов, данные о количестве перекачиваемой нефти (нефтепродукта) в начале и в конце участка трубопровода передаются на ЭВМ центрального диспетчерского пункта. В ЭВМ через определенные равнозначные промежутки времени (15 ...30 с) производится сравнение объемов с учетом поправок на изменение температуры и давления.

Если разбаланс объемов нефти (нефтепродукта) на входе и выходе участка трубопровода превысит установленное значение, то включается аварийный сигнал о появлении утечки.

Для обнаружения менее значительной утечки и определения ее объема в ЭВМ производится суммирование и сравнение объемов нефти за более длительный период (1...2 ч).

Достоинства метода:

  • быстрое обнаружение утечки;

  • непрерывность и дистанционность контроля утечек;

  • применимость при любой конструкции линейной части трубопровода.

Недостатки:

  • низкая чувствительность (Qy >= 5 ... 20 м3/ч);

  • не обеспечивает определения места утечки.

Метод широко применяется во многих странах мира.
3.1.6 Метод акустической эмиссии

Метод основан на регистрации высокочувствительными пьезоэлектрическими датчиками, расположенными на контролируемом участке трубопровода, сигналов акустической эмиссии от напряженного состояния стенки трубопровода, микротрещин от утечек жидкости. Акустическая эмиссия является результатом высвобождения энергии из материала, находящегося в напряженном состоянии. Высокочувствительные пьезодатчики, расположенные на поверхности трубопровода, воспринимают волны механических напряжений в трубопроводе, создаваемые утечкой жидкости (или газа) и преобразуют их в электрические сигналы.

Для определения местонахождения утечек нефти или нефтепродукта методом акустической эмиссии трубопровод нагружается повышенным внутренним давлением (на 10 % выше рабочего) или внешним нагружением (например, создают изгибающий момент с помощью проезда по трассе над трубопроводом тяжелого автотранспорта). Сигналы акустической эмиссии поступают от мест утечек и дефектов при нагружении трубы на пьезодатчик в виде импульсов энергии, скорость распространения которых связана с интенсивностью напряжения. Для обнаружения мест утечек разработано специальное оборудование анализа затухания и времени прихода импульсов акустической эмиссии.

Достоинства:

  • возможность контроля незначительных утечек (микроутечек); микротрещин и сильной коррозии в подземных трубопроводах с помощью наземной передвижной аппаратуры;

  • высокая точность обнаружения дефектных мест в стенке трубопровода;

  • возможность применения на трубопроводах (и емкости) любой конструкции, при транспорте и хранении любых продуктов;

  • высокая достоверность результатов контроля.

Недостатки:

  • значительные затраты времени на обследование участков трубопроводов большой протяженности;

  • высокая стоимость обследования (по данным американской фирмы Philadelphia Elektronic - до 2 тыс. долл. на 1 км);

  • для выполнения контроля необходима шурфовка, поскольку пьезодатчики с предусилителями должны устанавливаться на поверхности трубы;

  • производительность обследования по данному методу зависит от погодных и климатических условий;

  • метод неприменим на трубопроводах, пролегающих в труднодоступной местности.

Метод акустической эмиссии как стандартный неразрушающий метод контроля в настоящее время находит широкое применение во многих отраслях техники как за рубежом, так и в нашей стране.
3.1.7 Ультразвуковой метод (зондовый)

Метод основан на звуковом эффекте (ультразвуковой диапазон), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие (трещину) в стенке трубопровода.

Возникновение звука при утечке обусловлено, во-первых, локальными изменениями давления на выходе из ()отверстия стенки трубы, вызванными завихрениями жидкости (переход от ламинарного течения к турбулентному), а, во-вторых, процессом кавитации.

Ультразвуковые волны, распространяясь по жидкости, проникают через отверстие в стенке трубопровода и создают звуковое поле внутри трубопровода.

Интенсивность акустических шумов в трубопроводе, создаваемых утечкой, гораздо выше, чем у шумов, создаваемых перекачиваемым продуктом и составляет от 20 Гц до 100 Гц. Экспериментально установлено, что она зависит от давления внутри трубопровода, размера и формы отверстия в стенке, типа грунта, вида перекачиваемого продукта, его вязкости, количества растворенного газа, наличия мех. примесей и др.

Ультразвуковые течеискатели разработаны фирмами АМF Tuboscope, Техасo Inc. (США), Royal-Dutch-Shell-Center-NN (Нидерланды), Messer Н . Maihak (Германия) и другими. Ультразвуковым является течеискатель УTH-l, разработанный ВНИИСПТнефть (ИПТЭР).

Ультразвуковой течеискатель нефти УТН-1 предназначен для определения мест утечек нефти и нефтепродуктов из действующих трубопроводов условным диаметром 500 мм.

УТН-l принципиально отличаются от зарубежных аналогов как конструктивным исполнением, так и системой регистрации и расшифровки информации. Автономный прибор комплекса ультразвукового течеискателя УТН-l является базовым для трубопроводов диаметром от 500 до 1400 мм, состоит из одной секции и включает в себя:

  • герметичный контейнер с электронным блоком, магнитным регистратором и батареей герметичных аккумуляторов;

  • две кассеты, укрепленные по торцам герметичного контейнера стальными стяжками: на каждой кассете с помощью специальных рычагов крепятся эластичные резиновые колеса;

  • резиновые манжеты прикреплены к кассетам и фланцам стальными стяжками: диаметр может составлять 85 % внутреннего диаметра трубопровода, чтобы исключить трение и акустические шумы (фон) при перемещении автономного прибора;

  • сферический гидрофон, датчик давления перекачиваемой жидкости установлены в передней части автономного прибора УТН-1;

  • два мерных колеса, предназначенных для точного указания места утечки и измерения трубопровода, расположены сзади автономного прибора;

  • электронный блок предназначен для обработки поступающей информации, управление и запись в цифровой форме (двоичный код) информации на магнитный регистратор, работающий в стартстопном режиме.

В настоящее время комплекс УТН -1 широко внедряется на нефтепродуктопроводах как при строительстве их, так и при эксплуатации.

3.2 Технологии перекрытия внутренней полости трубопровода

Известно много способов герметизации внутренней полости опорожненного нефтепровода: механические перекрытия, устройства на основе эластичных камер, тампонов из вспененных пластмасс, гелиевые разделители и др. Однако, все они технически не совершенны и трудоёмки. Проведем анализ технологий, принимая во внимание современные требования, которые предъявляются к перекрывающим устройствам (рис.2):

- небольшая трудоёмкость подготовительных операций;

- простота конструкции при достаточно высокой надёжности и работоспособности;

- способность перекрывать внутреннюю полость трубы по всему сечению в заданном месте и обеспечивать герметичность перекрытия полости трубопровода на весь период ведения огневых работ;

- возможность удаления устройства из полости трубопровода при возобновлении перекачки.



В настоящее время основным способом герметизации внутренней полости опорожняемого трубопровода являются глиняные тампоны, которые устанавливаются в опорожненном трубопроводе.

После удаления вырезанного участка в свободные концы трубопровода или специально вырезанные окна производится набивка и уплотнение глиняных тампонов (пробок) вручную. При больших диаметрах трубопровода используют необожженный кирпич (сырец). При этом предварительно выкладывается внутри трубопровода упорная стенка, а затем производится донабивка тампона до требуемых размеров.

Кроме герметизирующих глина обладает превосходными сорбирующими свойствами, что предотвращает выход паров нефти в зону проведения ремонтных работ. И, хотя стоимость глины очень мала, это самый затратный способ из-за необходимости опорожнения всего участка трубопровода между линейными задвижками, последующего его заполнения и зачистки после завершения работ. Глина загрязнет внутреннюю полость трубопровода, засоряет фильтры насосных станций, образует со смолопарафиновыми отложениями плотный и стойкий слой на внутренней поверхности трубы, особенно мощный в пониженных участках трассы.

Надувными резиновыми разделителями, которые служат упорами для последующей набивки глины, завершается список традиционных технологий перекрытия внутренней полости трубопровода. Их применение лишь несколько сокращает потребные объемы глины, уменьшает трудоёмкость и повышает надёжность герметизации.

Однако, все недостатки предыдущего метода присущи и ему.

Патентные проработки аналогичных исследований показывают, что в настоящее время у нас в стране и за рубежом существует немало технических решений по перекрытию сечения заполненного трубопровода, используемых при замене участков трубы в технологических схемах планово-предупредительного ремонта (ППР), которые по конструкции и принципу действия можно разделить на следующие группы:

- эластичные камеры, заполняемые различными материалами;

- механические перекрывающие устройства (заглушки, пробки и т.д.);

- метод перекрытия труб с помощью переносных прессов;

- метод превращения продукта в гель;

- метод замораживания продукта;

- герметизирующие тампоны из вспененных пластмасс;

Ниже рассмотрены некоторые перекрывающие устройства и дан анализ их применимости.
3.2.1 Метод перекрытия трубопроводов с использованием передвижных прессов или энергии направленного взрыва

Американская фирма «Regent Jack Mfg Со» разработала и изготавливает оборудование для перекрытия сечения трубопровода путём обжатия (сплющивания) стенок трубы. Сплющивание производится гидропрессом мощностью 200 Вт и весом 650 т.

Однако следует отметить, что данный способ может быть применён для труб диаметром до 12" и давлением до 1,4 МПа.

Из зарубежных патентных источников известен способ перекрытия трубопровода с использованием энергии взрыва, принцип действия которого основан на сплющивании стенок трубопровода энергией взрыва пластичных или сыпучих взрывчатых веществ.

Способ применим для дистанционного перекрытия трубопровода, что позволяет значительно сократить сброс огнеопасных жидкостей в окружающую среду при крупных авариях. Но деформированные участки труб подлежат в дальнейшем удалению с применением традиционных технологий ремонта.
3.2.2 Механические перекрывающие устройства

В области перекрытия трубопроводов наибольшее количество разработок приходится на механические перекрывающие устройства, которые представляют собой металлические конструкции в виде пробок, заглушек, клапанов, шаровых и сегментных задвижек и т.д., вводимых в трубопровод через предварительно вырезанные отверстия в требуемом сечении трубопровода.

Несмотря на многообразие конструктивных исполнений механических перекрывающих устройств, их можно разбить на три основные группы:

- устройства, основанные на введении вовнутрь трубопровода перекрывающего элемента (например, шаров, сегментов, плоских заглушек и т.д.), имеющих эластичные уплотнители;

- устройства, работающие по принципу пробкового крана, в пробке которого укреплена торцевая фреза. После прорезания обеих стенок трубопровода, пробковый кран с торцевой фрезой и является перекрывающим устройством;

- устройства комбинированного типа, в которых используется эластичная камера со сжатым воздухом в качестве запорного органа и стопорное устройство в виде поворотных лепестков.

За рубежом механические перекрывающие устройства выпускаются фирмой «T.D. Williamson», штат Оклахома США для трубопроводов от 100 до 1200 мм и давлением до 5,0 МПа. В практике эксплуатации отечественных трубопроводов, несмотря на многообразие разработок, механические перекрывающие устройства не применяются.
3.2.3 Герметизирующие тампоны из вспененных пластмасс

Известен способ перекрытия трубопровода с помощью вспенивающихся пенопластов, полученных на месте применения. Сущность способа состоит в том, что в трубопроводе в месте создания герметизирующего тампона просверливается отверстие, через которое внутрь трубы подаётся

двухкомпонентная смесь из сложного полиэфира и ДУДЭГ (диуретандиэтиленгликоль), которые при смешивании вступают в химическую реакцию.

В результате реакции происходит вспенивание смеси с последующим её отвердеванием. Объём смеси увеличивается более чем в 50 раз, создавая мелкоячеистую структуру - пенополиуретан.

Многие свойства пенопластов объясняются особенностью их структурного строения, наличием двух фаз - твёрдой и газообразной. Эти особенности строения придают пенопластам лёгкость, относительно высокую прочность и высокие демпфирующие свойства. Технологичность пенополиуретановых пенопластов, прекрасные адгезионные и прочностные свойства делают их применение при ремонтных работах очень перспективным.

Институтом ВНИИСПТнефть (ИПТЭР) были разработаны рецептура и технические средства для создания перекрывающих тампонов из пенополиуретанов, полученных на месте применения. Существенным недостатком данного способа является снижение химической активности реагентов пенополиуретанов в присутствии нефти. В прямом контакте с загрязненной поверхностью трубы полиуретан не вспенивается и пробки не образуется. Эффекта можно избежать лишь, закачивая реагенты в изолирующую оболочку. Но в этом случае трудно добиться плотного прилегания самой оболочки к внутренней поверхности трубопровода из-за коррозионных и деформационных изменений металла стенки трубы в процессе эксплуатации. Эвакуация пенополиуретанового тампона после завершения ремонтных работ - самый не проработанный вопрос этого способа.

Промышленные испытания показали возможность применения этого способа после доработки выявленных недостатков. Однако дальнейшие работы в этой области были прекращены.
3.2.4 Эластичные камеры, заполняемые различными материалами

Принцип действия этих перекрывающих устройств обоснован на введении внутрь трубопровода эластичных камер, заполняемых водой, воздухом, магнитными материалами и т.д. Одним из таких видов перекрытия является резиновый разделитель, выпускаемый фирмой ((International Pipeline Equipment».

Перекрывающая пробка состоит из эластичного надувного цилиндра и металлической направляющей конструкции. В том месте, где должна быть установлена перекрывающая пробка, привариваются два патрубка с фланцами под углом 90° к оси трубопровода, к которым монтируется запорная арматура высокого давления. Арматура служит для пропуска улавливающих штифтов специальной конструкции, позволяющих закачивать через них жидкость в полость пробки под высоким давлением. Пробка вводится в трубопровод в ближайшей камере пуска скребков и течением перекачиваемой жидкости перемещается к установленным штифтам.

Благодаря конструкции направляющей головки, штифты входят в контакт с пружинным клапаном, расположенным в металлической части головки. Жидкость насосами закачивается через штифты и пружинный клапан в надувную часть пробки, которая, расширяясь, создаёт герметичное перекрытие полости трубопровода.

Порядок производства работ при замене секции трубопровода выполняется в следующей последовательности:

- участок, на котором должны производиться работы, очищается от изоляции, в трёх точках к нему привариваются фланцы для монтажа запорной арматуры высокого давления;

- после просверливания отверстий в трубопроводе, монтируются улавливающие штифты и обвязочные трубопроводы для ввода в изолированную секцию трубопровода инертных материалов перед началом огневых работ;

- в ближайшую камеру пуска скребка вводятся две пробки, которые течением потока переносятся к месту ремонта трубопровода;

- после окончания ремонта или замены секции давление выравнивают, жидкость из пробок выкачивают и пробки принимают в ближайшей камере приёма скребка;

- всё оборудование демонтируется, а шесть оставшихся патрубков заглушаются.

Этот способ при плановых ремонтах с заменой участка заслуживает внимания, так как при его использовании отпадает необходимость сброса большого количества перекачиваемого продукта, находящегося между перекрытыми задвижками.

Существуют аналогичные устройства для перекрытия трубопроводов, в которых вместо жидкости в эластичные камеры подаётся сжатый воздух. Принцип действия тампонов-герметизаторов основан на создании избыточного давления в резинотканевых оболочках, являющихся основным элементом конструкции.

В отечественной практике известны перекрывающие устройства для труб диаметром до 530 мм, разработанные СКБ «Транснефтьавтоматика» и изготовленные заводом «Полимерконтейнер», и тампоны-герметизаторы из резинокордовой оболочки для трубопроводов диаметром от 530 до 1200 мм по ТУ 38.504.58-92 и ТУ 38.504.61-93 конструкции НПП «Прогресс», г.Омск.

Тампоны-герметизаторы предназначены для герметизации внутренней полости опорожняемого трубопровода с целью предотвращения выхода горючих паров в зону огневых работ. Давление внутри тампона - 0,3 МПа, давление в трубопроводе, удерживаемое тампоном - 0,15 МПа.
3.2.5 Метод превращения продуктов в гель

Известен способ перекрытия трубопровода путём превращения перекачиваемого продукта в гелеобразное состояние. Сущность способа состоит во введении в трубопровод порции гелеобразной смеси, содержащей парафин, и транспортировании этой смеси до места перекрытия трубопровода, где она замораживается с помощью хладагента, подаваемого в наружную рубашку, надеваемую на трубопровод. Используемая для формирования пробки смесь может состоять из парафина, полиакриламида, сульфанола и других компонентов.

После завершения ремонтных работ в гелеобразную пробку подают разбавитель, который разрушает её. В практике эксплуатации трубопроводов способ не применяется и представляет интерес с точки зрения научных и инженерных разработок.
3.2.6 Метод замораживания продукта

Наиболее реализуемыми с технической точки зрения методами воздействия на реологические характеристики среды являются тепловые. Анализируя вышеприведённые способы и средства перекрытия трубопроводов, следует остановиться на способе замораживания нефти в трубопроводе. Сущность способа состоит в том, что перекачиваемая жидкость в требуемом сечении ремонтируемого трубопровода охлаждается с помощью хладагентов. Замораживание может производиться как введением охлаждающего газа во внутрь трубопровода, так и путём глубокого охлаждения стенки трубопровода

(например, азотом, имеющим температуру кипения минус 196 °С и теплоту испарения 198,6 кДж/кг).

Так компания «ARCO British Ltd» (Великобритания) при ремонте газопровода диаметром 610 мм использовала для герметизации секции трубопровода, включающей в себя заменяемую задвижку, ледяные пробки. Пробки формировались по обе стороны от изолируемого участка с помощью жидкого азота. Длина каждой пробки составляла 70 см. Предварительно весь газопровод (70 км) был заполнен химически очищенной водой, которая впоследствии использовалась для гидростатической опрессовки отремонтированного газопровода.

Компания «Sarnia Products Pipeline» (Канада) использовала ледяные пробки для перекрытия нефтепродуктопровода с целью определения местоположения имевшейся в этой секции утечки. Сначала перекачивающиеся по нефтепродуктопроводу продукты были заменены водой. Затем путём последовательного перекрытия задвижек была определена повреждённая секция нефтепродуктопровода. С помощью последовательного формирования ледяных пробок, для создания которых использовались установленные на трубопроводе камеры, заполненные жидким азотом, была определена секция длиной 180 метров, имевшая утечку, после чего было осуществлено вскрытие траншеи и проведены необходимые ремонтные работы.

Исследования по созданию пробок в трубопроводе способом замораживания были выполнены и в нашей стране Томским филиалом «Гипротрубопровода» и Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору подготовке и транспорту нефти (ВНИИСПТнефть). Эти исследования показали, что время образования удерживающей пробки в трубопроводе диаметром 325 мм составляет 415 -430 мин, при расходе жидкого азота 96- 126 л/мин, удерживаемое давление 1,5-1,7 МПа.

Для образования пробки в заполненной водой трубе диаметром 1220 мм потребовалось 35 ч и было израсходовано 12 т жидкого азота, нефть в трубопроводе диаметром 1220 мм была заморожена за 190 ч и потребовалось 70 т жидкого азота.

Из литературных и патентных источников известны способы и конструкции создания герметизирующих пробок путём замораживания, направленные на снижение расхода хладагента, сокращение времени замораживания.

Сущность способов состоит в том, что замораживание производится не всей массы нефти на определённой, требуемой длине участка трубопровода, а только пристенного слоя между внутренней стенкой трубопровода и эластичной оболочкой, предварительно помещённой внутрь трубы. Эластичная оболочка заполняется водой или газом и также замораживается. Эластичная оболочка может быть заменена скребками, используемыми для очистки трубопровода, специальными манжетами и т.д.
3.3 Предотвращение потерь разлившейся нефти

3.3.1 Локализация нефти на суше

В данном случае локализация нефти осуществляется путем строительства защитных сооружений вдоль трассы нефтепровода в наиболее ответственных местах (вблизи населенных пунктов, водоемов и т. д.), а также земляных амбаров для сбора нефти. Защитные сооружения (дамбы) предусматриваются, как правило, на стадии проектирования трубопровода. Они имеют сечение треугольной или трапецеидальной формы. Их размеры определяются в зависимости от объема потенциального стока нефти, условия предотвращения ее фильтрации через тело дамбы, а также, исходя из условия ее устойчивости.

Необходимо учитывать, что защитные дамбы из однородного грунта можно применять только в течение непродолжительного периода времени. Причина этого заключается в фильтрации нефти по мере ее накопления с внутренней стороны дамбы (рис. 3а) за счет создаваемого гидравлического напора. Форма кривой депрессии 2 (равного давления) зависит от гидростатического напора и формы сечения тела 1 дамбы.



Рис 3 – Конструкция земляных дамб
В тех случаях, когда предусматривается более длительное хранение нефти в земляных амбарах, эффективно применение специального экрана 3, ядра 4 или дренажных труб 5 (рис. 3б, в, г). Экран и ядро выполняют из малопросачиваемых грунтов. Они предназначены для понижения кривой депрессии, что позволяет уменьшить толщину дамбы по сравнению с обычной из однородного грунта (рис. 3a, пунктиром показаны размеры дамбы из однородного грунта). При наличии дренажной трубы кривая депрессии примыкает к дренажу. Дренажную трубу целесообразно устанавливать по периметру дамбы с небольшим уклоном для стока нефти. В качестве дренажных труб можно применять перфорированные трубы из полимерных материалов или асбестоцемента с проницаемой прокладкой и покрытием из стеклоткани или стеклохолста, а также трубы из пористого бетона. При устройстве дамбы на водопроницаемом основании необходимо учитывать дополнительную фильтрацию через основание.

 В практике эксплуатации магистральных трубопроводов нередко возникает необходимость предотвращения растекания вытекающей нефти в ходе ликвидации аварий. В этих условиях эффективным является применение геотубов.

Геотубами называются цилиндрические оболочки из полимерных материалов (геосинтетиков), заполненные грунтом. В настоящее время в мировой практике строительства применяется большое количество разнообразных геосинтетиков.

По своему функциональному назначению геосинтетики делятся на две основные группы:

  1. геотекстили - тканые или нетканые материалы, решетки и сетки на основе синтетических и полимерных волокон;

  2. геомембраны - изолирующие непроницаемые материалы.

Геотекстили применяются для стабилизации почв, в дренажных системах, для укрепления откосов, склонов и берегов, в насыпях, дорожных покрытиях и т. п. Особое место среди геотекстилей различных типов занимает отечественный материал дорнит. Он представляет собой нетканый материал, изготовленный иглопробивным способом из полипропиленовых волокон, что обеспечивает его стойкость к различным химическим соединениям (щелочам, кислотам). Материал не подвержен гниению, воздействию грибков и плесени. Благодаря оптимальному сочетанию своих характеристик дорнит применяется в дорожном, железнодорожном, трубопроводном и гидротехническом строительстве.

Геомембраны изготавливаются на основе полиэтилена высокой плотности. Область их применения сегодня - это накопители шламов, резервуары сточных вод, дамбы и плотины, резервуары питьевой воды, хранилища опасных продуктов и т. д.

Основное назначение дамб обвалований - задерживать вытекшую при аварии нефть в течение времени, достаточного для устранения аварии и сбора этой нефти. Дамбы обвалований должны отвечать следующим требованиям:

  • не должна нарушаться гидрология суши при устройстве дамб, то есть последние должны хорошо пропускать воду в количестве паводкового и дождевого расходов;

  • дамбы должны иметь простую конструкцию при условии обеспечения технологичности строительства и максимального применения местных материалов.

Отличительной особенностью дамб обвалования в виде оболочек является то, что даже при полном и длительном их обводнении грунт не подвержен растеканию с формированием свободного, так называемого пляжного, откоса, что свойственно обычной грунтовой насыпи, а принимает форму капли. Более надежная работа конструкции в виде оболочки с грунтовым заполнителем по сравнению с обычным грунтовым обвалованием объясняется тем, что в процессе гидронамыва достигается высокая плотность укладки грунта и исключается возможность его растекания, так как он заключен в замкнутую оболочку.

Конструкция дамб обвалования представляет из себя узкопрофильные оболочечные сооружения. На местности вдоль оси возводимого сооружения расстилают мягкое полотнище из геосинтетического материала в виде пустотелой оболочки, после чего оболочка заполняется грунтом методом гидронамыва.

Геотубы с успехом могут быть использованы и при создании на месте аварии быстровозводимых емкостей для временного хранения растекающейся нефти. Для этого в наиболее низкой части поверхности грунта укладывают мягкие непроницаемые оболочки из геосинтетического материала по спирали с образованием кольца в плане (рис. 4).


Оболочки укладывают плотно друг к другу в несколько рядов по вертикали. Очевидно, что чем больше количество оболочек в ряду, тем выше устойчивость получаемого в итоге заграждения. Число витков спирали в каждом последующем ряду уменьшают на единицу. Концы оболочек одного ряда соединяют с другим и заполняют жидкостью, начиная с нижнего ряда. Жидкостью, которой заполняют оболочки, может быть как сама нефть, так и вода. После заполнения последней верхней оболочки получившаяся емкость готова к эксплуатации. Внутрь сформированного оболочками кольцевого ограждения закачивают нефть, вытекающую из трубопровода.

Для предотвращения инфильтрации нефти в грунт внутри аварийной емкости устраивают защитный экран (понур), например непроницаемую геомембрану. Непроницаемый понур должен покрывать поверхность грунта внутри емкости на расстоянии нескольких метров (расстояние определяется в зависимости от фильтрационных свойств грунта) от оболочек, ограничивающих его площадь. С наружной стороны кольцевого периметра ограждения емкости из оболочек в случае необходимости или при отсутствии защитного экрана отрывают кольцевую неглубокую канаву для отвода профильтровавшейся через грунт под ограждением нефти в специально подготовленный приямок с последующей закачкой обратно в емкость по мере заполнения приямка.

После ликвидации аварии собранную нефть закачивают из аварийной емкости и оболочек ограждения, если оно в них было, обратно в трубопровод, а сами оболочки могут быть свернуты в компактные модули и складированы для повторного использования.

Таким образом, применение геотубов позволяет возводить сооружения для сбора разлившейся нефти не прибегая к использованию тяжелой техники, что очень важно для выполнения работ на грунтах со слабой несущей способностью.
3.3.2 Локализация нефти на поверхности водных объектов

Локализация нефти на поверхности воды достигается путем использования боновых заграждений. Принцип их действия заключается в создании механического барьера, препятствующего перемещению нефти, находящейся на поверхности воды.


Конструкция бонового заграждения предусматривает наличие плавучей, экранирующей и балластной части. Плавучая часть бона предназначена для обеспечения его плавучести и выполняется как в виде отдельных поплавков 1 круглого или прямоугольного сечения (рис. 5а, б), так и в виде сплошных труб (рис. 5в-е). Очевидно, что в последнем случае конструкция более эффективна и надежна. Экранируемая часть бона является основным удерживающим элементом по отношению к нефти. Она представляет собой, как правило, гибкий экран 2 высотой до 0,6 м, который одним краем крепится к плавучей части бона, а к другому его краю присоединена балластная часть 5 (например, цепь), обеспечивающая вертикальное положение экрана. В ряде конструкций боновых заграждений экранирующая и балластирующая части объединены - выполнены в виде трубы, заполняемой водой. Удержание бонов в проектном положении обеспечивается растяжками З.

Внешний вид бонового заграждения типа «Анаконда» (Россия) показан на рис. 6. Оно состоит из полотна 5, образующего камеру 6, в которую вставляют цилиндрические поплавки 7. Балластом служит металлическая цепь, концы которой скреплены элементами промежуточного соединения 4. Боновое заграждение снабжено разгрузочным тросом 1, расположенным в гребне бона 2, и кранцевой лентой 3, предназначенными для разгрузки полотна бона от разрывных усилий, возникающих при буксировке бонов и работе на течении.

Выбор схемы установки бонового заграждения зависит от ширины зеркала реки или водоема, а также от скорости течения воды.

При ширине зеркала воды более 300 м и скорости перемещения загрязнения менее 0,36 м/с; применяют оконтуривающую схему заграждения (рис. 7а). В этом случае один конец бонового заграждения крепится к плавучему якорю 7, а другой заводится с помощью катера 6 таким образом, чтобы нефтяное загрязнение оказалось в своеобразной «ловушке». Далее боновое заграждение вместе с нефтяным загрязнением либо дрейфует, либо его закрепляют неподвижными якорями 2.



При ширине зеркала воды до 250 ... 300 м и скорости потока более 0,36 м/с предпочтительной является клиновидная схема (рис. 7б). Она предусматривает установку боновых заграждений под острым (20 .. .40˚) углом к направлению течения. По сравнению с поперечным такое размещение бонового заграждения имеет ряд преимуществ. Во-первых, значительно уменьшается лобовое сопротивление и нагрузка на заграждение, а также удерживающие растяжки. Во-вторых, при поперечной установке бонов и скорости течения воды более 0,2 м/с часть верхнего слоя воды и нефтяного загрязнения обтекает заграждение снизу, что резко снижает его эффективность. Наконец, в результате удара о заграждение, установленное под углом, загрязненная нефтью вода движется в сторону берега, где скорость течения, как правило, меньше, и поэтому нефть легче собрать.

Вариантом клиновидного размещения бонов является их установка под углом к направлению потока (рис. 7в). Если река имеет большую ширину, то боновые заграждения целесообразно ставить по схеме «елочка» (рис. 7г).

Боновые заграждения используют при скорости течения воды до 1,2 м/с. Оъясняется это тем, что перед боновым заграждением скапливается толстый слой нефти, который испытывает гидродинамическое воздействие движущейся воды. При высоких скоростях потока в нижней части бона на границе раздела нефть-вода вследствие турбулизации происходит дробление (эмульгирование) слоя нефти, отрыв ее частиц и их унос под заграждение. По понятным причинам боны неэффективны и при высоте волны более 1,25 м.

3.3.3 Сбор нефти с поверхности воды

Осуществляется механическим и физико-химическими способами.

Механический способ реализуется вручную, либо с использованием механизированных средств. Ручные средства (лопаты, метлы, скребки) применяют там, где неприменимы механизированные, а также для подчистки территории после использования последних.

К механизированным относятся стационарные, переносные и плавучие средства нефтесбора. Стационарные средства служат источником пара и горячей воды для отмывки нефтезагрязненного берега, сжатого воздуха или электроэнергии, для привода двигателя средств нефтесбора для разделения собранной смеси, накопления собранной нефти и т. д. Переносным является, например, устройство «Lamor Rock Clearer», представляющее собой щетку, вращающуюся вокруг горизонтальной оси благодаря пневматическому двигателю. Подача сжатого воздуха осуществляется от установленного рядом компрессора. К плавучим относятся устройства (нефтесборники), непосредственно собирающие нефть с поверхности воды.

К физико-химическим способам ликвидации нефтяных загрязнений относятся:

- сбор нефти с помощью веществ, увеличивающих поверхностное натяжение на границе раздела вода - нефть, что способствует уменьшению площади (а значит увеличению толщины нефтяного пятна);

- поглощение нефти адсорбентами.

К эффективным методам очистки водной акватории от нефтяных загрязнений относятся способы поглощения нефти адсорбентами.

Поскольку применение нефтесборщиков и адсорбентов получило наибольшее распространение, рассмотрим их более подробно.


3.3.3.1 Нефтесборщики

По принципу действия они могут быть разделены на адсорбционные, вакуумные, адгезионные, пороговые, шнековые и использующие центробежные силы (рис. 8) .



1) Работа адсорбционных нефтесборщиков основана на поглощении (адсорбции) нефти специальным материалом (адсорбентом). Роль адсорбента, как правило, выполняют синтетические вещества, специально обработанные с тем, чтобы они не впитывали воду (перлит, древесные опилки, шелуха гречки, торф, пенопласт, полипропилен, поролон, уголь, резиновая крошка, карбамидоформальдегидная и фенолформальдегидная смола).

На принципе адсорбции основана работа нефтесборщика, изображенного на рис. 9.



Его основным элементом является лента 7, изготовленная из высокопористого материала, которая сначала поглощает нефть 4, а затем отжимается валиком 8 и ведущим барабаном 2, установленным на катере 1. Накапливающаяся нефть откачивается через гибкий шланг 9 в резервуар. Далее лента проходит по направляющим 3 и вновь опускается в воду, поглощает нефть, огибает поворотный барабан 5, укрепленный на понтоне 6 и возвращается к отжимному устройству. Помимо высокой адсорбирующей способности материал ленты должен обладать высокой прочностью, гибкостью и эластичностью. Наиболее полно этим требованиям удовлетворяет полипропилен, упрочненный нейлоновой оплеткой. При длине ленты 50 м и скорости движения 30м/мин производительность установки составляет до 70 л нефти в минуту. С повышением вязкости нефти адсорбционная способность материала ленты уменьшается. Поэтому данный метод сбора жидких углеводородов эффективен при их кинематической вязкости не более 300 мм2/с.

 2) Основным элементом вакуумных нефтесборщиков является емкость, в которой с помощью вакуумного насоса создается разряжение, что обеспечивает всасывание в емкость нефтяного слоя. Например, в ОАО «Верхневолжск нефтепровод» разработана установка для сбора нефти вакуумным способом. Она состоит из вакуумного насоса, сепаратора для разделения водонефтяной смеси, трубы коллектора и вакуумных насадок. Вакуумная установка устанавливается в стороне от пятна нефти, и к ней при помощи шлангов присоединяются вакуумные насадки (лотки, укрепленные на рукоятке). Рабочие, двигаясь по мелководью (например, болоту), прижимают лотки к поверхности грунта и нефть, осевшая на грунте и растительности, под действием вакуума постепенно собирается в сепаратор. После разделения водонефтяной смеси вода дренируется на землю, а нефть откачивается в специальный нефтесборник.

3) Работа адгезионных нефтесборщиков основана на прилипании нефти к поверхности специальных элементов, с которых она затем счищается в нефтесборную емкость. На принципе адгезии основана работа нефтесборщика, изображенного на рис. 10. В процессе вращения барабанов 1 нефть увлекается их поверхностью вверх, где счищается специальными щетками 2 в накопитель 3, а из последнего по трубопроводу 4 откачивается в резервуар.




4) Принцип перетекания воды через водослив из зоны с большим уровнем воды в зону с меньшим уровнем использован при создании пороговых нефтесборщиков. Понижение уровня в приемной камере создается путем откачки воды из нее. В результате создается эффект спокойного поверхностного подтекания слоя воды к приемному отверстию, что обеспечивает подтягивание к нему нефтяной пленки с большей площади. Чаще всего в качестве приемного отверстия применяется «плавающая» воронка, соединенная с трубопроводом насосом, откачивающим нефтяное загрязнение. Данный метод сбора нефти весьма эффективен для сбора толстых пленок нефти при отсутствии волнения на водной поверхности. Устройство отличается простотой и надежностью в работе.

Пороговые нефтесборщики изображены на рис. 11. Первый из них (рис. 11а) состоит из понтона 1, емкости 2 и отсасывающего рукава 3. Нефтяное загрязнение 4 поступает в емкость 2 через погруженный в воду (при работе насоса) передний край нефтесборщика 5. Чем больше расход откачки, тем ниже опускается порог. При прекращении откачки он поднимается выше уровня воды. Таким образом, регулируя скорость откачки, можно собирать и удалять нефтяные пленки разной толщины. При ширине переднего края нефтесборщика равной 1 м максимальная производительность устройства достигает 12 т/ч.

Второй нефтесборщик (рис. 11б) состоит из четырех попарно соединенных поплавков 6, поддерживающих желоб 7 с отсасывающим рукавом 3. Регулировка поплавков осуществляется таким образом, чтобы края желоба 8 были слегка протоплены. Стекающая при этом в желобi пленка нефти 4 удаляется через гибкий рукав посредством отсасывающего насоса.



5) Шнековые нефтесборщики позволяют собирать толстый и вязкий слой нефти. Шнековые устройства отличаются простотой, надежностью и долговечностью конструкции, малочувствительны к волнению, не реагируют на изменение свойств нефти. Их недостатком является быстрое забивание приемного устройства механическим мусором.

В Швеции наиболее распространенным нефтесборщиком является устройство фирмы «Густав Терлинг» (рис. 12). Оно состоит из рамы 2, опирающейся на поплавки 1 из стеклопластика, приемной воронки 3 и шнекового насоса 4. Перекачиваемый продукт забирается загрузочной воронкой и направляется во вращающийся шнек, который выполняет функцию объемного насоса.


6) Нефтесборщики, использующие центробежные силы, образуют вихревую воронку с помощью импеллера и подают нефтезагрязненную воду для разделения в гидроциклон. Здесь при вращении жидкости за счет центробежных сил более тяжелая вода отбрасывается к стенке, а нефть, как более легкая, мигрирует к центру гидроциклона. Из него они выводятся двумя разными потоками.

3.3.3.2 Схема постановки нефтесборщика и бонового заграждения в основном русле реки

Сбор основной массы нефти производится нефтесборщиком, располагающимся на определенном расстоянии от места аварии (рис. 13). Боновое заграждение и нефтесборщик размещаются с расчетом наиболее полного улавливания нефтяного загрязнения, всплывающего на поверхность в виде шлейфа, расширяющегося в вертикальной и горизонтальной плоскостях. На пути D до бонового заграждения должны успеть всплыть все нефтяные частицы, а угол раскрытия бонового заграждения должен обеспечить их полное улавливание, несмотря на наличие бокового ветра.



3.3.3.3 Схема постановки нефтесборщика и боновых заграждений у береговой полосы

  1   2


Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации