Это возможно с "Филлерина" от LABO Russia! labo-russia.ru

Аналитика



Глава 7 ликвидация аварий

Глава 7

ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИЙ

7.1. КЛАССИФИКАЦИЯ АВАРИЙ

Авария на подводном переходе как объекте магистрального нефтепровода — это внезапный вылив или истечение нефти в результате полного разрушения или частичного повреждения нефтепровода, его элементов, оборудования и устройств.

В зависимости от тяжести последствий аварии делятся на аварии 1 категории, 2 категории и инцидент.

Авария 1 категории — это авария с последствиями, включающими следующие события:

травматизм со смертельным исходом или с потерей трудоспособности пострадавших;

воспламенение нефти или взрыв ее паров и газов; загрязнение водотока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема;

простой нефтепровода свыше 24 ч; потеря нефти свыше 100 м3.

Авария 2 категории — авария с последствиями, включающими события:

воспламенение и пожар; загрязнение грунта и атмосферы; простой нефтепровода от 8 до 24 ч; потеря нефти от 10 до 100 м3.

"Инцидент" на объектах магистральных нефтепроводов — отказ или повреждение оборудования или технических устройств, с потерей нефти менее 10 м3. Инциденты разделяются на "аварийные утечки1' и "опасные условия эксплуатации".

"Аварийная утечка" на объектах магистрального нефтепровода — это истечение нефти объемом менее 10 м3 на трассе нефтепровода, на территории или в помещениях магистральных насосных станций, резервуарных парков, потребовавшее проведения ремонтных работ для обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации объекта.

"Опасные условия эксплуатации" объектов магистральных нефтепроводов — обстоятельства, выявленные при эксплуа-

комплектовать свои службы на обслуживаемом участке правовыми актами, технической документацией, должностными инструкциями, действующими нормами и правилами ведения работ на производстве согласно установленному перечню;

оперативно ликвидировать аварии и их последствия; взаимодействовать с привлечением сил и средств местных органов власти, штабов ГО, МЧС и МВД в зависимости от тяжести (категории) аварии и возможных ее последствий;

взаимодействовать при ликвидации аварии со службами пожарной безопасности и медицинскими службами;

организовывать и осуществлять производственный контроль на объектах МН за соблюдением требований промыш-леной безопасности;

создавать системы наблюдения, оповещения, связи и поддержки действий в случае аварии;

принимать меры по защите жизни и здоровья работников и населения, а также ценного имущества близлежащих населенных пунктов;

обеспечивать восстановление технологических параметров поврежденного нефтепровода;

рекультивировать загрязненные при аварии земли и передавать их землепользователям с документальным оформлением (РД 39-30-114-78);

повышать уровень профессиональной подготовки и про-мышленой безопасности персонала ABC путем обучения, тренировок, учений;

принимать участие в техническом расследовании причин аварии и принимать меры по устранению указанных причин и профилактики подобных аварий;

содействовать проведению всесторонней оценки риска аварии и связанной с ней угрозы.

При возникновении аварии на линейной части, подводных переходах, нефтеперекачивающих станциях, базе приема и отгрузки, смешения персонал ABC обязан действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий, разработанным заранее для закрепленных за ABC объектов МН.

С целью повышения оперативности, профессиональных навыков у персонала, отработки технологии аварийно-восстановительных работ необходимо проводить учения и учеб-но-тренировочные занятия, согласно разработанным планам.

Каждая ABC должна оснащаться в соответствии с "Табелем технического оснащения аварийно-восстановительных пунктов магистральных нефтепроводов1'.

ABC, обслуживающие подводные переходы, должны оснащаться по "Методике расчета сил и средств для восстановления подводного трубопровода и ликвидации аварийного разлива нефти при аварии на подводных переходах магистральных нефтепроводов''.

Извещение об аварии (отказе) на предприятиях МН, формы документального оформления должны представляться согласно инструкции "Порядок уведомления и предоставления территориальным органам Госгортехнадзора информации об авариях, аварийных утечках и опасных условиях эксплуатации объектов магистрального трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей".

7.2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПУНКТОВ РАЗМЕЩЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

Комплекты сил и технических средств располагаются в пунктах, условно обозначенных А и А. Границы зоны обслуживания пунктом А определяются скоростью транспорта и временем подъезда к ППМН (v = 50 — 70 км/ч). Границы зоны обслуживания пункта А определяются скоростью авиатранспорта и временем подлета к подводному переходу магистрального нефтепровода (ППМН) (v = 200 км/ч).

Места расположения сил и технических средств локализации и сбора нефти назначаются, преимущественно, при существующих технических службах предприятий.

Для каждого ППМН определяют его номер. Номера ППМН находят для разных МН отдельно. Номер является условным. Его определяют по формуле

60¦t ¦ v

и округляются до целого числа.

Здесь L — километр по трассе, на котором расположен ППМН; t — время подъезда (подлета) к месту ликвидации аварии; v — скорость подъезда (подлета) к месту аварии (для пунктов А и А выбирается с учетом средств доставки).

Переходы одного МН, имеющие одинаковые номера или пересекающие водную преграду в одном техническом коридоре, объединяются в одну зону обслуживания пункта

7.2.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТАВА И КОЛИЧЕСТВА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ

Состав и количество технических средств дооснащения аварийных служб определяются объемом возможной утечки нефти, а также технологическими параметрами и гидрологическими особенностями конкретного перехода. Это устанавливается расчетом потенциально возможной утечки нефти.

Конкретные марки рассчитанного вида оборудования выбираются из номенклатуры выпускаемых технических средств при комплектации конкретного аварийного пункта.

Объем утечки нефти рассчитывают исходя из возникновения дефектных отверстий, которые имеют преимущественно форму ромба, расположенного вдоль оси трубы.

Суммарный объем утечки нефти вычисляют исходя из потери продукта до закрытия задвижек и после закрытия задвижек. До закрытия задвижек потеря продукта происходит под давлением, близким к рабочему. Общее время утечки складывается из времени от момента возникновения утечки до ее обнаружения диспетчером.

После закрытия задвижек усредненная потеря продукта равна объему нефти, находящейся в трубопроводе, ограниченном береговыми задвижками Ln.

Объем нефти, вытекшей после закрытия задвижек, определяется по формуле

V3 = 0,083 ¦ 10-6 ¦ jt ¦ D2 ¦ Ln3].

Объемный расход утечки нефти вычисляется по формуле максимального истечения жидкости через отверстие, эквивалентное площади дефектного отверстия трубопровода:

Q = И- ¦ s ¦ л/2Рср 7Рн [м3/с],

где |л — коэффициент расхода (с учетом сопротивления грунта составляет 0,15); рср — среднее давление в трубопроводе в Па; рн — плотность нефти при 4 °С, равная 847 кг/м3.

Объем утечки нефти до закрытия задвижек равен

VH = Qty3],

где ty — время до закрытия задвижек, принимается равным 15 мин, согласно требованиям РД 39-110 — 91.

Суммарный объем утечки нефти из нефтепровода рассчитывается по формуле

Для улавливания вылившейся нефти на акватории реки устанавливаются боновые заграждения (БЗ) под углом к динамической оси потока, вдоль которого происходит распространение нефтяного пятна. БЗ подразделяются на направляющие и улавливающие. Направляющие БЗ применяются для смещения нефтяного пятна. Улавливающие БЗ применяются для локализации и сбора нефти. Способы установки БЗ в зависимости от типа реки представлены на рис. 26.

Угол установки бонов относительно динамической оси потока определяется скоростью течения реки и способностью бонов удерживать нефть.

Длина БЗ определяется параметрами реки (шириной и скоростью реки) и углом установки а. Необходимая длина БЗ на один рубеж удержания и углы установки в зависимости от параметров реки представлены в табл. 11.

Боновое заграждение сдерживает дальнейшее распространение нефтяного пятна вниз по течению, обеспечивая локализацию разлившейся нефти. Объем нефти (м3), удерживаемой БЗ на одном рубеже, зависит от ширины реки и угла установки и рассчитывается по формуле:

V63 = 3 ¦ 1СГ3 ¦ В2 / tga.

В табл. 12 представлены результаты расчета объема нефти, удерживаемой БЗ на одном рубеже V63.

Число рубежей локализации определяется расчетом объема вытекающей нефти и гидрологическими особенностями подводного перехода. Если объем вытекшей нефти превышает расчетный объем, который способны удержать боновые заграждения на первом рубеже, назначаются дополнительные рубежи локализации. Общее количество рубежей рассчитывается по формуле:

Кр = V, /V*.

где V2 — суммарный объем утечки; V& — объем нефти, удерживаемый одним рубежом с последующим округлением до целого числа в большую сторону. Если Кр больше трех, то число рубежей задержания принимается равным трем, и один из них стационарный со стопроцентным перекрытием реки во время аварии. Число назначаемых рубежей должно быть не менее двух.

Общая длина БЗ (в м) для пунктов А определяется по формуле



1 1 у 1V1 < 1 /\ I >¦ X < •

< > 1 i к и (ус

( J )


]VEXI


1V1 < ) /\ 1 >1 ( I I |: > и ivi

>ITUс: > rv^i


1 1 И 1V1


Ширина реки Вр, м

Угол установки БЗ (градус) относительно динамической оси потока реки

60

40

30

20

Длина БЗ (1_б, м) при скоростях течения реки

до 0,2 м/с

до 0,5 м/с

до 0,7 м/с

более 0,7 м/с

До 50

75

75

100

150

До 100

120

120

200

300

До 300

350

400

500

700

До 700

770

800

1200

1400

До 1000

1100

1500

1800

2000

Более 1000

3000

Требуется специальная технология

улавливания

Таблица 12

Ширина реки Вр, м

Угол установки БЗ, градус

40

35

30

25

20

Объем нефти, удерживаемой БЗ (V6J

, м3

30

3

4

5

6

7

100

36

43

52

64

82

200

143

171

208

257

330

500

894

1072

1300

1609

2062

1000

3578

4287

5199

6437

8247

1500

Объем нефти, удерживаемый БЗ, превышает

3000

расчетный объем вытекшей нефти

I _ к ¦ L

общая    р б1

где L6 — длина БЗ на одном рубеже.

Общая длина БЗ в пункте А должна быть не менее 1/3 длины БЗ пункта А

Типы боновых заграждений, включая металлические, и технологии их установки определяются в технологических картах на конкретный подводный переход.

Необходимую суммарную производительность нефтесборщиков Q2, участвующих в ликвидации аварии, определяют исходя из объема разлившейся нефти и заданного времени ее сбора.

Расчет Q2 3/ч) производится по формуле Q2 = 60 ¦ V2 /tc6,

где tc6, мин, — время, за которое необходимо собрать основную массу разлившейся нефти (принято время, равное 24 ч). При применении сорбентов для ликвидации аварий количество сорбента (в кг) рассчитывают по заданной величине сбора части суммарного объема вылившейся нефти по формуле:

_ Мч2-Рн

ГПР.С    .    '

100 ¦ есп

где V2 — суммарный объем вылившейся нефти, м3; рн — плотность нефти, кг/м3; NH — процент собираемой сорбентом нефти, %; Ссп — сорбционная способность сорбента, кг/кг.

Количество техсредств для установки БЗ и оборудования зависит от количества рубежей заграждения, суммарной длины БЗ и характеристики реки (судоходность).

Пункты ликвидации аварий оснащают буксировочными катерами для перевозки оборудования и механизмов для крупных и судоходных рек из расчета один буксировочный катер на пункт, обслуживающий реку шириной более 300 м.

Оснащение этих пунктов лодками производится из расчета 1 лодки на один пункт.

Оснащение комплектом оборудования, в который входят емкость для хранения нефти и установка для сжигания отходов, производится из расчета 1 комплект на один подводный переход.

Оснащение зимним экологическим комплектом производится из расчета 1 комплект на 1 пункт А. Оснащение мобильным комплексом скорой экологической помощи (СЭП) производится из расчета 1 комплекс на пункт А.

Основные технические средства доставки оборудования входят в комплект, определяемый РД 39-025 — 90.

7.3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ЛИКВИДАЦИИ РАЗЛИВОВ НЕФТИ

Ликвидация аварий и сценарий их последующего развития разнообразны. Имеется множество вариантов, в зависимости от степени их детализации и уровня применяемых средств.

Ликвидация аварий выполняется по плану, который разрабатывается для каждого конкретного подводного перехода.

Разработка эффективных способов локализации загрязнения зависит от степени изученности особенностей распространения пятна нефти на поверхности чистой воды.

Порядок действий персонала аварийно-восстановительных служб с момента получения сигнала "Авария" расписывается подробно.

Например, на Гомельском предприятии транспорта нефти "Дружба" разработан стандарт предприятия по программе "Надежность и безопасность подводных переходов магистральных нефтепроводов" (Регламент безопасности).

По получении сигнала "Авария" организованы: выезд патрульной группы для определения ситуации на реке (указывается маршрут);

выезд технической группы для контроля состояния береговых задвижек, линейных задвижек и обеспечения их полного закрытия;

сбор аварийной группы, выезд по готовности немедленно; при подтверждении патрульной группой наличия нефтяного пятна на водной поверхности организуется выезд технической группы с автокраном, электростанцией по установке боновых заграждений и нефтесборщиков, доставляются плавсредства в районы рубежей ликвидации и сбора нефти, указанные патрульной группой;

определяется местоположение головы нефтяного пятна.

По маршрутам, указанным в транспортной схеме, выезжают пожарные автомобили и устанавливаются в местах, которые указаны на утвержденных чертежах.

В районе разгерметизации нефтепровода водолазы разрабатывают грунт под водой и накладывают пластырь.

На рубежах сбора также защищают береговые зоны от загрязнения грунта и растительности путем разворачивания штатных средств или местных материалов (соломенные маты и т.п.).

В регламенте приведены стандартные схемы определения угла установки боновых заграждений в зависимости от скорости течения, расчеты длины заграждений, схемы подбора свайных якорей и оснастки, размеры якорей, канатов, якорных цепей.

Приведен табель оснащенности оборудования (водоотливные средства, наполнительные агрегаты, нефтесборщики, резервуары для сбора нефтяной смеси, плавсредства, боновые заграждения, транспортные средства и т.д.).

Расписан порядок оповещения каждого работника, участвующего в аварии, место сбора, номер автомобиля, его оснащение и задача, решаемая при прибытии на место.

В плане ликвидации нужно предусматривать все непредвиденные препятствия, которые могут возникнуть при его реализации.

Например, в СУПЛАВ ОАО "Сибнефтепровод" совершенно правильно считают, что обеспечение беспрепятственного перемещения аварийных колонн автомобильной техники по потенциально возможным маршрутам движения к вероятным местам выполнения аварийных работ должно производиться заблаговременно. Разрешения на перемещение по дорогам областного и федерального значения, оформленные в службе департамента дорожной службы и органах ГАИ УВД, должны быть действительны в течение трех месяцев (соответственно сезону), периодически переоформляться без разрыва во времени действия на каждую конкретную единицу тяжелой землеройной и грузоподъемной техники, по конкретному маршруту.

Наличие разрешения на конкретную единицу тягача с трейлером (автопоезд) является непременным условием технической готовности.

При выборе маршрутов движения необходимо учитывать грузоподъемность мостов.

Более легкая автомобильная техника с прицепами, входящая в состав аварийно-восстановительных колонн, должна быть согласована своевременно для круглогодичного передвижения по всем необходимым маршрутам.

Для возможного использования материалов (УКЗ, ШКЗ) при демонтаже и ремонте магистральных нефтепроводов должны быть получены лицензии в Госгортехнадзоре России на право производства взрывных работ и эксплуатации склада взрывчатых веществ. Если взрывные работы осуществляются в разных областях, контролируемых соответствующими округами Госгортехназдора России, в каждом из этих округов оформляется разрешение на право производства этих работ.

7.4. ОБОРУДОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЯ ОЧИСТКИ ЗАГРЯЗНЕНИЙ

7.4.1. ЗАГРАЖДЕНИЯ, НЕФТЕСБОРЩИКИ

Для предотвращения распространения нефтяного загрязнения на реках получили широкое распространение плавающие заграждения, эффективность которых зависит от правильности их установки. Различают два типа заграждений — "барьер1' и "занавес".

Заграждения типа "барьер" состоят из жесткого или по-лужесткого экрана, удерживаемого на поверхности воды с помощью поплавков. Для задержания прошедшей через "барьер" нефти ниже по течению устраивают фильтр из двух рядов проволочной сетки с ячейками 10x10 или 15x15 см, пространство между которыми заполняют соломой или камышом. Можно применять также сетчатые рукава, заполненные перлитом.

Заграждение типа "занавес'' состоит из поплавков, как правило, надувного типа, к которым крепят экран-"юбку" из мягкого материала, загруженного в нижней части балластом из цепей, рукавов или труб с песком (водой).

Для оценки силовых нагрузок на заграждение необходимо определять давление от ветровой нагрузки и потока воды на единицу площади заграждения (рис. 27).

Давление ветра, действующее на надводную часть заграждений, зависит от его скорости.

Скорость ветра, м/с............................2-3 4-5 9-10 14-17 21-24 25-28 29-33 34 и более

Давление ветра, кг/м2......................1,1    3,1    12,5    36    72    98    136    153    и    более

Силовое воздействие от потока вольт qTe4 (в т/м2), действующего на подводную часть заграждения, определяют по формуле

qTe4 = (Cyv2) /2,

где С — коэффициент лобового сопротивления (С = 2,66); ¦у — плотность воды, т/м3; v — скорость течения, м/с.

Сложение силовых векторов от ветрового и водного потоков позволяет получить суммарное давление на 1 м поверхности заграждения.

Все элементы заграждения (тросы, цепи, якоря и т.п.) должны быть рассчитаны на прочность.

Большое значение имеет правильная расстановка заграждений. Если заграждение размещают перпендикулярно течению реки при его скорости свыше 0,35 м/с, то происходит проныривание нефти под "юбкой", из-за чего по фронту заграждения (с наружной стороны) образуется пленочное загрязнение. Для устранения этого необходимо размещать заграждения под острым углом к линии потока, обеспечивая условие sin0 = 0,35/v, где 0 — угол между линией заграждения и прямой, соответствующей ширине реки.

В этом случае вектор скорости течения реки и ветра раскладывается на две составляющие, что снижает нагрузку на

б

а


Рис. 27. Расчетные схемы и формулы для определения нагрузок от ветра и течения воды на элементы плавающих заграждений:

t — симметричная схема расчета:

1)    вертикальная составляющая

F = qL/2, где q = qBeTpa + qTe4; L - длина заграждения;

2)    горизонтальная составляющая Н = F ctg а = Fb/2h,

где h — стрелка прогиба заграждения;

3)    суммарная сила

S = F / sin а = — л/4 + b2 / h2 г

2

где b = АС = ВС.

a — несимметричная схема расчета:

1)    b = CD = Тл/h /(Vh + л/hj,

где h = AD; h1 = T — h;

2)    F, H и S определяются по приведенным выше формулам

заграждение. Угол наклона заграждения принимают в зависимости от скорости течения.

Скорость течения v, м/с.......... 0,8 0,8 — 1,2 1,2—1,6 1,6 —2,0 2,0

0, град................... 30 40    50    60    70

Эффективность работы боновых заграждений существенно зависит от их правильного закрепления на берегу и в во-

149

де. На малых реках возможно производить анкеровку одновременно по обоим берегам. На больших, особенно судоходных реках, можно устанавливать заграждение в виде разъемных секций небольшой длины, например, в виде каскада, тем самым обеспечивая проход судов в любом направлении в промежутке между отдельными секциями заграждения. В этом случае анкеровка производится на берегу и на акватории под водой.

Боновые заграждения различаются по времени подготовки, сборки, развертывания и закрепления на акватории и на берегу, оптимальным углом установки, обеспечивающей остойчивость на течении, максимальным усилием при перемещении в рабочем положении.

Важнейшими характеристиками боновых заграждений являются масса погонного метра, длина секции, высота экрана надводной и подводной части, допускаемая скорость течения и ветра, высота волнения.

Характеристики некоторых отечественных и зарубежных видов боновых заграждений приведены в табл. 13 и 14.

Для закрепления оттяжек плавающих заграждений необхо-

Таблица 13

Характеристики боновых заграждений

Типы боновых заграждений

Характерис

тики

АО

"АЦКБ”

(Астра

хань)

БЗ-14-GO-00 (г. Рос-тов-на-Дону)

Уж-20М (г. Уфа)

Балеар-312 (Франция)

Балеар-

323

(Фран

ция)

ТМБ-

ИНФ

(Фран

ция)

Скорость

0,25

0,5

1,5

-

-

0,7

течения, при которой БЗ может сохранять остойчивость, м/с Скорость

12

10

ветра, м/с Высота волн,

1,25(3)

1,25(3)

_

_

_

_

м (балл) Масса, кг/м

4,75

6,0

4,5

5,0

8,0

6,0

Интервал

-30...+ 40

0... + 40

-5... + 35

-20...+ 70

-20...+ 70

-20...+ 70

рабочих температур, °С Длина секции, м

Высота экрана, м:

надводная

20

100

50

50

10

0,15

0,2

0,2

0,25

0,37

0,37

подводная

0,45

0,5

0,45

0,35

0,53

0,60

Таблица 14

Оценки эффективности боновых заграждений

Показатели

Типы боновых заграждений

эффективности боновых заграждений

АО " АЦКБ" (Астрахань)

БЗ-14-00—00 (г. Рос-тов-на-Дону)

Уж-20М (г. Уфа)

Балеар-312 (Франция)

Балеар-

323

(Фран

ция)

ТМБ-

ИНФ

(Фран

ция)

Время подготовки БЗ на суше, мин

60

60

60

60

60

Время развертывания и крепления секций на воде, мин

30

25

30

25

25

Угол установки, обеспечивающий остойчивость на воде, град

30

35

30

26

36

Максимальное усилие перемещения при установке на течении, кг

300

300

500

600

1650

Максимальное усилие удержания в рабочем положении, кг

200

230

220

250

760

760

димо применять заглубленные или поверхностные якоря разборного типа.

Якоря, состоящие из бетонных элементов, соединяются между собой с помощью болтовых соединений. Габаритные размеры и массу заглубленных и поверхностных бетонных якорей определяют в зависимости от сил трения якоря о грунт и силы воздействия грунта на переднюю упорную плоскость якоря, противодействующих горизонтальной составляющей усилия в оттяжке заграждения.

Необходимо производить расчет бетонных якорей на устойчивость от опрокидывания и сдвиг.

Поверхностные якоря, состоящие из металлической рамы и бетонных блоков (камней), для увеличения сопротивления сдвигу изготовляют с вертикальными ножами, заглубленными в грунт. В этом случае необходимо производить расчет сил трения металлической рамы о грунт и сопротивления грунта резанию, проверку на устойчивость от опрокидывания.

Кроме анкеровки оттяжки, удерживающей плавучее заграждение, необходимо дополнительно закрепить секцию, примыкающую к берегу, с таким расчетом, чтобы предотвратить смещение при изменении положения основного заграждения от первоначального положения.

Для повышения эффективности сбора нефти из берегового приямка на пути движения загрязнения необходимо устраивать сетчатые завесы, пропускающие нефть, но задерживающие плавающий мусор (ветки, листья и пр.).

Хорошей защитой береговой линии от нефтяных загрязнений являются соломенные блоки, которые укладываются по кромке воды и препятствуют накоплению загрязнения на заплесках. Их применение существенно сокращает объем трудоемких очистных работ на берегу.

Существует несколько способов сбора нефти с водной поверхности. Наиболее распространен сбор нефти с использованием нефтесборщиков.

Во избежание растекания нефти по поверхности воды на пути ее дрейфа устанавливают боновые заграждения либо сдерживают нефтяное пятно струями воды из пожарных стволов. Начинать обработку загрязненного участка нужно с периферии в направлении его большей оси. Лучше всего, если нефтесборщик стоит на месте, а пятно нефти перемещается к приемной камере (рис. 28, а).

Дрейфующее пятно направляют в зону заграждения с помощью водных струй из пожарных стволов, устанавливаемых на расстоянии около 1 м от границы загрязнений и превращающих пятно, расплывающееся на поверхности, в узкую полосу. Если с одной стороны на пятно дует ветер, то струи воды направляют только с противоположной стороны (рис. 28, б).

При сборе нефти в заграждение необходимо, чтобы концы его крепились к носовой части катера и нефтесборщика. В этом случае очистку акватории начинают с наиболее загрязненного участка. Буксировку заграждения выполняют параллельным курсом малым ходом вперед Расстояние между плавсредствами выбирают из расчета максимального захвата зоны заграждения.

После выхода за границу загрязнения (лучше всего в зону с пониженной скоростью течения) катер останавливается. Нефтесборщик, описывая дугу, подходит к катеру, швартуется носом к корме и начинает собирать нефть, постепенно сокращая площадь огражденного участка за счет притягивания конца заграждения вдоль борта (рис. 29).

/#•«#•«§•

• • •    9 t    t    • • • •«••••

* •••••• • #*    t    f t ••••••••    гвшт

( .    : j/;    :    :v. '.’.’.’.’.’.’.t    Течение

4    ..JL*    \    •    •*•••••••••

/    ..    ••••••••••


'I    «*••••«•••

• • • t •• ••• ••

5 4

3


5 4

Рис. 28 Сбор нефти на течении несамоходными нефтесборщиками с ис пользованием боновых заграждений (а), струй воды и ветра ( а):

1 — нефтесборщик; 2 — боновое заграждение; 3 — струи воды из пожар ных стволов; 4 — пожарный катер; 5 — нефтяное пятно; 6 — линия берега

6


1


4


1


а


2


3




Л*


/ •


• •


Рис. 29. Ограждение (а) и сбор в огражденной акватории ( а):


1 — катер; 2 — самоходный нефтесборщик; 3 — боновое ограждение; 4 — нефть

Во избежание выноса нефти за пределы зоны ограждения при высокой скорости ее поступления к приемной камере необходимо на короткое время (несколько секунд) перевести работу нефтесборщика на задний ход — струей воды от винта нефть будет возвращена в зону всасывания.

Для сбора нефти с водной поверхности помимо нефтесборщиков с различными приемными камерами возможно использование землесосных снарядов с разрыхлителями, повернутыми воронкой вверх.

При разливе нефти на открытой акватории должны быть приняты срочные меры по заграждению ее бонами на возможно меньшей площади.

Свободно плавающая нефть обычно перемещается со скоростью, равной 3 — 4 % скорости ветра. Для улучшения характеристик боновых заграждений можно использовать плавучие якоря. Поскольку скорость дрейфа боновых заграждений с плавучими якорями составляет 2 % скорости ветра, нефть не только концентрируется, но и медленнее перемещается по направлению ветра.

При сборе нефти в условиях пониженных температур необходимо контролировать ее плотность, чтобы не допустить осаждения нефти на дно водоема.

Необходимо учитывать гидрометеорологические условия, выработать тактику и определить технологию ликвидации загрязнения, выполнить инструментальные методы оценки ситуации, готовность обслуживающего персонала в полной мере использовать возможности технических средств для сбора нефти. Для ликвидации нефтяного загрязнения нужны комплекты оборудования для использования в разных условиях. Недооценка этих факторов может привести к перебоям в работе по ликвидации последствий аварии.

Считается, что нефть может сама поступать к нефтесборному устройству. Однако вязкая нефть может образовать своеобразные заторы перед нефтесборщиком. Чтобы избежать непроизводительной работы, необходимо обеспечить принудительное поступление нефти к нефтесборному устройству, используя струи воды, силу ветра или течения.

Даже самоходные нефтесборщики лучше собирают нефть в стационарном положении, чем на ходу, поэтому нефтесборные устройства нужно устанавливать с подветренной стороны относительно нефтяного пятна, чтобы течение воды и ветер способствовали его движению в сторону приемного устройства нефтесборщика.

Имеются нефтесборщики переливного, барабанного, ваку-

умного и дискового типа. Их технические данные и эффективность приведены в табл. 15 и 16.

В нефтесборщиках переливного и вакуумного типа использована технология перелива нефтяной пленки со стойкой водонефтяной эмульсией. Для последующего отделения нефти используются шестеренчатые и центробежные насосы и передвижные или стационарные отстойники.

Нефтесборщики барабанного и дискового типа в зависимости от скорости вращения имеют значительно меньшее водос оде ржание собранной нефти, поскольку используется метод налипания нефти на поверхность барабана или диска с возможностью повышения производительности сбора нефти до 100 м3/ч.

Пример дискового нефтесборщика типа "Звезда’' приведен на фото 14 (цветная вкладка).

Имея пять лучей для сбора нефти и большое количество дисков, небольшую осадку, регулируемую скорость вращения дисков, нефтесборщик обеспечивает достаточно высокую производительность (более 60 м3/ч) и качественное отделение нефти от воды при очистке загрязненной акватории. Работает с применением любых видов боновых заграждений и под любыми углами их установки. Может удерживаться как в составе бонового заграждения, так и на отдельном якоре внут-

Таблица 15

Технические данные нефтесборщиков, используемых при ликвидации аварий

Тип нефтесборщика

Характе

ристики

НСДУ-1

НСДУ-2

Диск-

Эгмо

Эгмо-

Рапид

НА-15М

НС

"Друж

ба"

УНС

0003

Уста

новка

в/р.

4765

Производительность, м3/ч Г абарит-ные размеры, м:

8

15

40-60

20-100

15

10

4

10-15

длина

1,5

1,8

10,0

0,96

2,07

2,85

ширина

1,5

1,3

2,5

3,0

0,98

1,34

2,06

высота

0,3

0,8

3,2

1,0

0,34

0,74

1,7

Осадка, м

0,12

0,20

1,15—

0,43

0,3

0,17

Масса, кг

15

20

120

250

23

237

1450

Обслужи

вающий

персонал,

чел.

2

2

2-3

2

2

2

2

Тип нефтесборщика

Характе

ристики

НСДУ-1

НСДУ-2

Диск-

Эгмо

Эгмо-

Рапид

НА-15М

НС

Друж

ба"

УНС

0003

Уста

новка

ваку

умная

Продолжительность подготовки к работе, мин

20

20

25

25

10

15

Продолжительность сбора разлившейся нефти, мин

21

55

38

16

50

43

32

Процент нефти в собранной смеси, %

10

1

5-7

5

83

90

5-7

Содержание растворенной и эмульгированной нефти, мг/л

9,1

74

250

270

284

ри заграждения, а также в береговом котловане. Может иметь диски различной шероховатости, что резко повышает производительность сбора с веже вьттек тттей и отстоявшейся нефти.

Сборно-разборная конструкция нефтесборщика позволяет перевозить его на одном автомобиле и собирать у берега вручную, благодаря легким элементам. Он удобен для работы в водоемах с заросшими камышом и топкими берегами.

Одним из вариантов нефтесборных систем является щеточный барабан финской фирмы LORI, устанавливаемый на катере или судне, которые могут двигаться по поверхности воды со скоростью 2 — 4 узла.

При стационарном сборе нефти щеточный барабан эффективен, благодаря своему высокому КПД (так как скорость вращения щеток на барабане в 3 раза выше, чем на стандартном конвейере). К тому же щетки с поверхности воды убирают не только нефть, но и мусор, и водоросли.

Щеточный барабан LORI может быть установлен на стреле многоковшового экскаватора или соединен с конвейером многочерпакового земснаряда. С помощью LORI можно собирать нефть на поверхности воды, покрытой слоем льда, а также при очистке береговой линии.

Щеточная технология обеспечивает производительность 5—240 м3/ч с малым количеством воды в собранной нефти (5-10%).

Другая финская фирма LAMOR Corp. разработала нефтесборочные установки для эксплуатации при температурах до —45 °С. Машина LAMOR Jron Bull Pro 100 ("железный бык") оборудована постоянным приводом на 8 колес, мощным дизель-турбинным двигателем, она оказывает небольшое давление на грунт, вследствие чего является маневренной и легкоуправляемой на бездорожье. Она выполняет землеоздоровительные работы на береговой линии, снимая загрязненный слой торфа и отсыпая слой чистого торфа с помощью торфодробильной установки.

7.4.2. СОРБЕНТЫ

При уменьшении толщины нефтяной пленки на поверхности воды до 0,5 мм работа нефтесборщиков становится неэффективной. Поэтому в подобных случаях используют нефтепоглощающие природные и синтетические сорбенты, наносимые путем напыления гидрофобной крошки или рулонных материалов. Важной характеристикой этих материалов является нефтеемкость, водопоглощение, токсичность, стоимость и способ утилизации.

В табл. 17 приведены данные о применяемых сорбентах.

Все сорбенты — материалы довольно рыхлые и легко разносятся ветром, в связи с чем возникают проблемы их извлечения с поверхности воды.

Для сорбции нефти используется измельченная полиуретановая пена, 28 кг которой сорбируют 1 т нефти. Она тоже не лишена указанных выше недостатков, но ее можно получить прямо на плавсредствах с помощью реакции двух жидких компонентов. В течение 1 мин происходит стократное увеличение объема смеси. Кубики пены вылавливают мелкоячеистым неводом и отжимают между вращающимися барабанами. Выход нефти достигает 80 %. После этого пену используют повторно.

В условиях волнения на водоемах применяют способ загущения. При этом используют парафины или отработанные парафиновые остатки, которые распыляют при температуре 70 °С. Загущение сырой нефти происходит при добавке парафинов в количестве 15 —20 %, а для маловязкой нефти добавка может составлять 50 — 60 %.

Сорбенты

Основа

Форма

представления

Плот

ность,

г/см3

Неф-

теем-

кость,

г/г

Неф-теем-кость при t =4° С, г/г

ПИТ СОРБ

Торф

Мелкод и с пер с -ная крошка

0,16

6-7,4

3,6

Турбосорб

Торф

Мелкод и с пер с -ная крошка

0,11

3,6

3,6

Пауэрсорб

Полотно

Рулон

(13 —25)/12

11,4

КФП-

сорбент

Карба-

мидная

пена

Крошка

0,01-0,015

(40—60J/51

52

Сибсорбент

Торф

0,08

(7,6 —9,3)/5

5

БТИ-1

Торф

Мелкод и с пер с -ная крошка

0,06

(12— 15)/11

5

ИПМ-3

Ткань

Мат

8/10

94

Примечание: числитель — технические характеристики разработчиков, знаменатель — лабораторные показатели.

Подобный результат получают при использовании так называемого пластикового мха. Он образуется из паутиноподобного пластика при разбрызгивании полимера, растворенного в летучем растворителе типа ацетона. Нефть и пластик образуют своеобразный плот, который можно отбуксировать в любое место.

Метод является дорогостоящим, так как необходимое соотношение между объемом опрыскиваемого раствора пластика и нефти достигает 15 %.

Во время экспериментальных работ, например во Франции, большая часть такого плота была унесена ветром, в связи с чем возникли затруднения при сборе образовавшейся массы. По-видимому, этот метод более пригоден для внутренних водоемов.

Для сбора нефти используют также губчатый материал, получаемый из полиуретановой пены. Открытые поры губчатого материала позволяют в течение 5 мин полностью сорбировать нефть. Хорошие результаты получены при применении фенолформальдегидного пенопласта и полиуретановых пенопластов (ППУ) марки 40.

Кроме сорбентов для ликвидации загрязнений применяют также диспергенты. Это поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые при соединении с нефтью образуют растворы со слабым поверхностным натяжением, благодаря чему рассеиваются мелкими каплями в толще воды. Рассеивание нефти в воде рассчитано на ее последующее биологическое разложение и имеет цель ускорить его, благодаря увеличению поверхности нефти, контактирующей с водой.

Поверхностно-активные вещества и нефть образуют эмульсии, которые воздействуют на молекулы углеводородных соединений и изменяют их поверхностное натяжение. К ним относится, например, алкилбензосульфат натрия, имеющий большую углеродную цепь, связанную с бензольным кольцом. Эти вещества в жидком виде можно разбрызгивать на большой площади. Расход по объему ниже, чем у порошкообразных. За рубежом для рассеивания нефти в воде применяют сольвент-эмульгаторы. Самыми эффективными из них являются ВР-1002, они содержат 8 — 30 % анионного ПАВ, 60 — 80 % углеводородного растворителя (обычно с высоким содержанием ароматических углеводородов) и дополнительные эмульгаторы и стабилизаторы. В полевых условиях необходимый объем обрабатывающего состава достигает 25 —50 % объема нефти. Смесь энергично перемешивают до стадии водонефтяной эмульсии мощными водяными струями от винта судна.

При диспергировании нефти в застойных зонах большая масса воды в течение нескольких месяцев становится непригодной для обитания живых и растительных организмов. Диспергенты токсичны, поэтому их применение разрешается контролирующими органами только в особых случаях.

В 1993 г. на Черном море была произведена опытная бомбардировка с вертолета водной поверхности специальными кассетами, заполненными сорбентом-перлитом, с целью обеспечения залпового нанесения на большую площадь загрязнения. Специальный механический каркас кассеты обеспечивал разрушение оболочек с сорбентом только после погружения в воду. Сорбент при всплытии на поверхность контактирует с пленкой нефти, в результате повышается эффективность смешивания с нефтью и снижаются потери перлита, которые бывают при обыкновенном разбрасывании.

После соударения с водной поверхностью кассета, обладающая большой кинетической энергией, разрушается и исчезает под водой, а через несколько секунд на поверхности образуется ярко-белое пятно диаметром 30 — 40 м.

Применение специальных кассет при ликвидации аварий является принципиально новой и эффективной технологией.

Летательные аппараты находят большое применение при ликвидации аварий на подводных переходах нефтепроводов. На Всероссийских учениях по ликвидации аварий на подводных переходах в 1993 г. был использован вертолет для установки плавающих боновых заграждений; в 1994 г. на учениях в АО "Магистральные нефтепроводы "Дружба" применяли дельтаплан для нанесения измельченного торфа на нефтяное загрязнение (фото 17).

7.4.3. ЛОКАЛИЗАЦИЯ И СБОР НЕФТИ ЛЕТОМ И ЗИМОЙ

При выходе нефти в водную среду следует найти место и характер повреждения, обозначить это место с помощью буя. На реках и водохранилищах с интенсивным судоходством или лесосплавом буй нередко срывается проходящими судами или плотами. При большой ширине водоема (2 — 3 км и более) определить место погружения водолазов для обследования или локализации повреждения по береговым ориентирам сложно, что приводит к непроизводительным затратам рабочего времени. Чтобы не допускать возникновения подобных ситуаций, используют буи, которые срабатывают при получении дистанционно передаваемого сигнала. Сигнал подают перед началом рабочей смены. По окончании работ водолаз закрепляет буй на грунте с помощью якоря. Герметичный корпус буя, в котором помещены приемное устройство, блок управления исполнительным механизмом, блок питания и собственно исполнительный механизм, удерживающий барабан с буйрепом и поплавком. В корпус буя встроен фонарь, который загорается при всплытии буя на поверхность воды. В конструкции буя ВБ-1 применен приемник кодированных по частоте сигналов переменного магнитного поля, возбуждаемого вокруг трубопровода генератором переменного тока, входящим в состав типового комплекта оборудования.

В цилиндрическом корпусе размещены платы блоков электронной обработки сигналов и питания, а также устройство управления разъединительным механизмом. Снаружи корпуса укреплена приемная антенна. На плате электронной обработки сигналов размещены блок частотной селекции, усилители тональных сигналов и электронных реле. В центре платы находится регулятор чувствительности, кнопка реверсирования двигателя и разъем подключения внешнего источника тока для зарядки аккумулятора.

Управляющее устройство разъединительного механизма состоит из электродвигателя, который соединен с валом через редуктор. На одном из его концов укреплен кулачок, приводящий в действие микровыключатели. В центре передней крышки имеется ось, на которую надет барабан с намотанным буйрепом, а на барабане — кольцо с пазом, в который входит выступающий конец вала. Барабан с буйрепом помещен в кожух.

При подключении генератора на берегу к трубопроводу возбуждается переменное магнитное поле, воздействующее на антенну приемного устройства, срабатывает механизм привода и всплывания буя.

Техническая характеристика всплывающего буя ВБ-1

Максимальная глубина погружения, м.....................................

40

-5...+ 30 4

2225

25±5

8

аккумуляторная

батарея

12

1.5

475x295x220

11.5


Диапазон рабочих температур, °С.............................................

Максимальное время работы в дежурном режиме, сут....

Частота сигнала вызова, Гц..........................................................

Полоса пропускания приемника буя на уровне 0,707, Гц

Токопотребление в дежурном режиме, мА...........................

Энергообеспечение..........................................................................

Напряжение, В..................................................................................

Емкость, А-ч.......................................................................................

Габаритные размеры, мм..............................................................

Масса, кг..............................................................................................

Техническая характеристика генератора

Буй ВБ-2 (рис. 30, а) представляет собой эластичную оболочку, которая уложена компактно и не обладает в таком виде плавучестью, что упрощает его установку.

В герметичном цилиндрическом корпусе 8 расположены приемник сигнала вызова 9 и аккумуляторная батарея 11. В отдельном герметичном отсеке находится газогенератор 12, который через штуцер с вмонтированным клапаном 13 связан с эластичной оболочкой 14, уложенной в торцовой части корпуса. В противоположной части его размещен барабан 6 с намотанным буйрепом 5. С этой же стороны к корпусу прикреплен поплавок 7, который придает конструкции небольшую положительную плавучесть. Снаружи корпуса расположена антенна 10 для приема сигнала вызова и приварены две U-образные скобы 4, которые пропущены через рым 3, укрепленный на тросе 2. Корпус может поворачиваться вокруг

6

3


5

4


Z

1

Рис. 30. Конструкция буя ВБ-2 с газогенератором:

а — конструкция буя; б — положение буя перед всплытием; а — положение всплывшего буя на поверхности

рыма, к которому крепится свободный конец буйрепа. Нижний конец троса соединен с донным якорем 1.

При установке буя корпус, имеющий положительную плавучесть и закрепленный за рым U-образными скобами, натягивает трос, который удерживает буй от всплытия. Поскольку корпус может поворачиваться вокруг рыма, а ось вращения находится вне корпуса, то возникающий вращающий момент заставляет корпус буя принять рабочее положение. После получения сигнала вызова газогенератор приводится в действие, а эластичная оболочка заполняется газом. Конструкция приобретает дополнительную плавучесть. Так как объем газа в эластичной облочке превышает объем поплавка, корпус поворачивается и занимает положение, показанное на рис. 30, б. Скобы выходят из зацепления с рымом, и буй всплывает, разматывая буйреп. Положение буя после всплытия показано на рис. 30, а.

Применение всплывающих буев ускоряет проведение ава-рийно-восстановительных работ.

При возникновении аварий кроме наземной проводят воздушную разведку с помощью летательных аппаратов. Ис

пользование летательных аппаратов с лазерной или радиолокационной аппаратурой на борту позволяет в короткий пе-

162

риод времени получить оперативную информацию о прост-ранственно-временной структуре нефтяного загрязнения, составить карту, определить толщину нефтяной пленки, фракционный состав нефти на разных участках акватории, а также выработать стратегию сбора нефти.

В основе лазерных методов определения толщины нефтяной пленки и границы загрязнения лежит спектральный анализ флуоресценции нефти.

Менее точным и информативным, чем лазерный, является радиолокационный метод, который заключается в использовании и анализе амплитудных характеристик радиоволн, излучаемых радиолокатором и отраженных от поверхности воды. Достоинство радиолокационного метода перед лазерным заключается в возможности применения его в любую погоду, при отсутствии видимости и в ночное время.

В состав радиолокационного комплекса, устанавливаемого на борту летательных аппаратов, входят сканирующий СВЧ-генератор, радиометр (РМ-0,8) и ИК-сканер "Вулкан1', которые позволяют производить обзор местности шириной до 12 км. Информация обрабатывается и отображается прибором, расположенным на борту летательного аппарата (для оперативного наблюдения) и регистрируется для наземной обработки в аналоговом (емкость памяти 1 байт) и цифровом виде (емкость памяти 200 Мбайт).

При разрывах стенки трубопроводов происходит залповый выброс нефти и опорожнение его на определенном участке за счет разницы высот на дне и берегу.

Свищи и малые трещины могут служить источником загрязнения водоемов в течение некоторого времени, до определения места утечек. При незначительных давлениях такие повреждения затягиваются слоем парафина и механических примесей, содержащихся в нефти. Утечка из щелевого отверстия возрастает быстрее, чем из круглого. Эта разница особенно заметна при малых отверстиях. Если площадь переменного сечения отверстия превышает 1 мм2, то его форма не влияет на величину утечки.

При определении выхода продукта из круглого отверстия обычно используют следующую формулу:


где S — площадь поперечного сечения круглого отверстия; Н — напор; ц, — коэффициент выхода продукта через отверстие,


ц = 1/Ш + A1/D),

где § — коэффициент местного гидравлического сопротивления при выходе продукта из щели; X — коэффициент гидравлического сопротивления трения, зависящей от числа Рейнольдса ReT и абсолютной шероховатости трубы A; L, D — соответственно длина и диаметр трубопровода.

Коэффициент X для всех режимов течения жидкости в трубопроводе определяют по обобщенной формуле Альтшуля

0,25


X = 0,11(Д /D + 68/ReT)

Для определения коэффициента местного гидравлического сопротивления § по графику находят коэффициент скорости Ф для круглого отверстия диаметром d, а затем определяют ^ — 1/ф2 — 1.

При вытекании нефти из щели, образованной при разрыве стенки трубопровода (рис. 31), вместо диаметра круглого отверстия необходимо ввести параметр, характеризующий

а

0,9

0,7

0,5



0,3


1—

1____

ы.

шштт w •

ь

- Ч> -

Т ? .

Г

_J .

_|_

_1-

_1—

10    10г    Ю3    104 10s Re

Рис. 31. Определение выхода нефти из повреждения (трещины) в трубопроводе:

а — характеристики "живого" сечения трещины в трубопроводе; б — расчетная схема участка напора; а — график для определения коэффициентов [х, в, ф (по Альтшулю)

164

размер и форму "живого" сечения на выходе жидкости из трубопровода в месте разрыва. Для некруглых труб вместо диаметра вводится так называемый гидравлический (эквивалентный) радиус R, представляющий собой отношение площади "живого" сечения S к периметру смачивания %. Если для круглой трубы R = d/4, то для щели d = Шщ = 4Sr В этом случае коэффициент скорости ср можно определить по графику Альтшуля:

Ф = ^(Re0) = (4ReT ^2дН) /v,

где ReT — число Рейнольдса для круглого отверстия; v — кинематическая вязкость жидкости.

Истечение жидкости через щель будет происходить при переменном напоре, а его скорость при неустановившемся течении непрерывно уменьшается, поэтому для определения времени опорожнения всего трубопровода используют формулу t = 2WO, где W — объем жидкости в трубопроводе длиной 1, имеющем площадь поперечного сечения F; О — расход жидкости, определяемый по формуле для круглого отверстия; скорость жидкости в трубопроводе уж = Q/F.

Основная трудность при ликвидации нефти — локализация места утечки. Эффективность способов локализации загрязнения зависит от степени изученности особенностей распространения нефтяного пятна по поверхности воды. Особенно сложно прогнозировать распространение нефти по поверхности льда и под ним. Скорость распространения нефтяного пятна по поверхности льда меняется в зависимости от объема и температуры нефти, конфигурации льда, скорости ветра и течения воды, поглощения нефти поверхностным слоем льда. Установлено, что нефть, попавшая под лед, скапливается на его нижней поверхности. Если нижняя поверхность торосистая, то нефть, проникая по капиллярам в лед, впитывается в него, занимая небольшой участок. Так как лед обладает свойством удерживать нефть, возможным способом локализации подледной утечки является прорубание во льду май-ны и сжигание нефти напалмом.

7.4.4. ОСОБЫЕ УСЛОВИЯ СБОРА НЕФТИ

При незначительном вытекании нефти из повреждения применяют разные приспособления, локализирующие место утечки. Одно из них, состоящее из плавучего и якорного ко-

лец, показано на рис. 32. Плавучее пенопластовое кольцо диаметром 5 м армировано стальным стержнем и обшито брезентом; за счет собственной плавучести оно удерживается на поверхности воды. Якорное кольцо изготовляют из стальной трубы. Его заполняют водой и опускают на дно в месте утечки нефти. К обоим кольцам крепят гибкий экран из брезента или полиэтилена, который не позволяет выходящему из места повреждения продукту под воздействием течения уноситься потоком воды, а направляет его только к поверхности, где продукт откачивается насосом. После ликвидации повреждения в рукав, прикрепленный к якорному кольцу, подается воздух, вытесняющий воду, в результате чего нижнее кольцо всплывает на поверхность. При незначительном тече-

Рис. 32. Приспособление для сбора нефти при утечке ее в районе подводного перехода:

1 — место утечки нефти; 2, 7 — кольца соответственно якорное и плавучее; 3 — лодка; 4 — катер; 5 — нефтесборщик с краном-укосиной; 6 — оттяжка;

8 — якорь с оттяжкой; 9 — всасывающая воронка; 10 — гибкий защитный экран; 11 — донный якорь; 12 — течение

166

нии или его отсутствии можно устанавливать только плавучее кольцо, в котором концентрируется нефть.

При точно установленном месте выхода продукта и небольшом объеме его растекание можно локализовать с помощью приемной камеры, гибкого рукава и воронки. Приспособление на плавсредстве доставляется к месту повреждения трубопровода. Работы по восстановлению повреждения трубопровода ведут водолазы внутри ограждения. Для того чтобы гидрокостюмы водолазов не подвергались воздействию нефти, на поверхность воды насыпают вспученный гидрофобный перлит, который препятствует налипанию нефти на водолазные костюмы.

Водолазы устанавливают на поврежденный участок трубы приемную камеру и закрепляют ее. Продукт, собирающийся в воронке, которая плавает на поверхности, откачивают в специальный резервуар на плавсредстве или в береговой котлован насосом, вакуум-цистерной, наполнительным агрегатом ПНА-1 и др.

Если авария произошла на пойменном участке у небольшого ручья, для предотвращения попадания продукта в реку желательно сооружать земляные ограждения. С более высокого берега на низкий можно уложить трубу. Ручей, в который попала нефть, следует перегородить дамбой из грунта. На нем можно также устроить гидрозатвор.

Большую сложность представляет ликвидация нефтяных загрязнений в зимнее время.

Традиционная технология сбора нефти в этих условиях предусматривает следующие операции: на поверхности водоема в зоне разлива нефти обкалывают лед; в образовавшейся полынье устанавливают боновые заграждения из материалов, имеющих повышенную прочность (сталь, стеклопластик); в свободную ото льда зону вводят нефтесборщик с источником горячей воды или пара на борту; загрязненный нефтью лед собирают в приемную ванну нефтесборщика, откуда черпаком перебрасывают в мусорный контейнер, где отмывают теплой водой; вода с нефтью должна стекать в приемную ванну нефтесборщика. Удобно использовать щеточную технологию фирмы LORI (Финляндия).

Для разогрева и смыва вязкой нефти требуется пар, подаваемый с расходом 200—300 кг/ч на 1 т нефти.

Понятно, что эта работа сложна, энерго- и трудоемка. Поэтому сама природа подсказывает пути упрощения проблемы.

Для таяния льда в зоне загрязнения можно использовать тепло глубинных вод.

Термический режим водоемов в весенне-летний период характеризуется притоком тепла из атмосферы в воду и ложе водоема. Повышение температуры идет неравномерно по глубине и ограничивается определенным слоем, ниже которого температура грунта в течение года остаетя примерно постоянной. Также тепло аккумулируется ложем водоема. Объем аккумулируемого тепла зависит от теплопроводности и теплоемкости грунтов. Осенью, когда температура воздуха резко понижается, происходит охлаждение воды водоема и прилегающих к ней верхних слоев грунта. После переохлаждения воды в ее верхних слоях образуется ледяной покров, и теплоотдача в атмосферу резко сокращается. Температура воды в придонных слоях возрастает за счет теплоотдачи ложа водоема. Происходит непрерывный теплообмен. Интенсивность этого процесса зимой постепенно затухает, пока вновь не вскроется водоем и не начнется новая фаза его нагревания.

Вследствие теплового потока от дна водоема к ледяному покрову существует постоянный перепад температур, который можно использовать для подъема более теплых глубинных вод к поверхности. Эти воды, отдавая тепло нижней поверхности льда, обеспечивают его постоянное таяние и могут привести к полному очищению ото льда. Следует учитывать соотношение между площадью майны, которую желательно поддерживать, и площадью той части водоема, которая будет вовлечена в теплообменный процесс. Поддерживать в незамерзающем состоянии весь водоем затруднительно, поскольку тепло, аккумулируемое ложем водоема, будет быстрей исчерпано вследствие теплоотдачи с открытой поверхности по сравнению с теплоотдачей при наличии ледяного покрова.

При разливе нефти в осенне-зимний период целесообразно использовать тепло глубинных вод для очистки льда от нефти.

Технически задача подъема теплой глубинной воды решается по двум схемам.

По первой схеме предусматривается засасывание теплых придонных слоев воды насосной установкой и выбрасывание их затем компактной струей вдоль поверхности водоема (рис. 33). Тепло, захваченное на уровне зева трубы, полностью передается в слои воды, прилегающие к поверхности. Массы воды, поступая к поверхности и отдавая тепло, одновременно меняют свою плотность.

По второй схеме в нижние слои воды подают сжатый воз-

дух, например, путем прокладки перфорированного трубопровода у дна водоема. Пузырьки воздуха, обладая подъемной силой, движутся к поверхности и увлекают за собой массу воды (рис. 34).

Конструкция пневматической установки довольно проста: перфорированный трубопровод из пластмассовых или резинотканевых труб укладывается на дно. Во избежание всплытия к трубам привязывают бетонные грузы.

Экспериментальные исследования, проведенные в Астраханском ЦКБ речного флота, по определению эффективности использования пневмоустановки на реке показали, что угол установки перфорированных труб относительно течения существенно не влияет на их работу, при этом ширина ог-

777777Ш777777ШР77777ШШ777777}


'////////77/ 10


Рис. 33. Схема работы потокообразователя:

1 — сопло потокообразователя; 2 — корпус потокообразователя; 3 — винт насоса; 4 — электродвигатель; 5 — поверхностный поток; 6 — донный поток; 7 — эпюры горизонтальных скоростей в сечениях; 8 — длина майны;

9 — ледяной покров; 10 — ложе водоема; 11 — естественный температурный разрез водоема

Рис. 34. Схема работы пневматической установки для образования полыньи и таяния битого льда:


О о

о о

л л о о о

о о

»0°°0 ° о о о О о о

°о

о о _ о

°о О

о о °

О О о

° о° о

® о



1 — воздухопровод; 2 — труба; 3 — донный поток; 4 — поверхностный поток; 5 — ложе водоема

169

радительного валика при объемном расходе воздуха 0,03 —

0,82 м3/мин на 1 м трубы составляет 0,8 —2,5 м. При глубине установки трубы 4 м и скорости течения до 0,6 м/с поток воздушных пузырей отклоняется от вертикали до 15°.

Диаметр отверстий сопел принимают равным 1,0 —2,5 мм. Для облегчения выдавливания воды из трубопровода в момент запуска компрессора и уменьшения давления в системе отверстия следует располагать с нижней стороны трубопровода. Благодаря этому увеличивается также ширина водовоздушного потока и, следовательно, ширина майны (табл. 18).

Во избежание засорения сопел трубопровод следует размещать не ближе 0,5 м от дна. В этом случае его удерживают с помощью поплавков и донных пригрузов или якорей.

В полученную таким образом майну устанавливают плавучее заграждение и обеспечивают сбор нефти с открытой поверхности обычными методами.

Особую сложность вызывает сбор нефти подо льдом при очень низких температурах воздуха.

Поучительным уроком служит ликвидация аварии на подводном переходе ТОН-2 через р. Белая в 1995 г. Толщина льда у берегов доходила до 40 см. Вдоль фарватера лед имел линзообразную вогнутую поверхность и толщину до 5 см. Такая конфигурация ледяного покрова способствовала тому, что нефть распространялась не по всей ширине реки, а по сравнительно узкой полосе фарватера шириной 30 — 50 м. Анализ скорости распространения нефтяного пятна показал, что нефть задерживается подо льдом в неподвижном состоянии,

Таблица 18

Зависимость размеров майны от температуры воды и расхода воздуха пневматической установки

Температура воды на уровне расположения воздухопровода,

°С

Расход воздуха на 1 м воздухопровода, л/мин

Шаг между отверстиями сопел, м

Ширина, майны, м

в зависимости от глубины погружения Н, м

4

3

2

1

0,5

Примечаг

1.    Потери в си воздухопровода.

2.    Давление во столба воды на (0,

1-3

1.5-4

2.5-6 5-12 8-20

и я:

стеме приняты из р

здуха при выходе 5- 1,0)-105 Па.

0,9Н 0,7 0,5Н 0,3Н

асчета 0,12 м3/ч на воду должно npei

0,9Н

0,75Я

0,5Н

0,ЗН

1 м подводного зышать давление

лед нефтью не смазывается, к нему нефть не пристает. Нижняя поверхность льда в линзах, имеющихся подо льдом, по мере вновь поступающих порций нефти образует своеобразный неподвижный монослой. Поэтому скорость распространения нефтяного пятна в основном зависит от интенсивности поступления нефти, а толщина пленки — от скорости течения реки, величины сил трения на границах лед — нефть, нефть — вода.

Было зафиксировано, что за первые сутки после аварии до закрытия береговых задвижек нефтяное пятно распространилось по течению на 2 км, а после закрытия — еще на 2,6 км.

В январе — феврале температура воздуха опускалась днем до —32 °С, а ночью даже до —40 °С, и толщина льда удваивалась. Теплопроводность льда равна 2,3 Вт/м-К. Нефть обладает более низкой теплопроводностью и колеблется в пределах 0,008— 0,16 Вт/м-К, поэтому даже при сильных морозах толщина льда на фарватере оставалась прежней (5 см), а ниже слоя нефти образовался второй слой льда толщиной около 1 мм. Таким образом нефть оказалась законсервированной. По данным лабораторных анализов концентрация нефти в воде стабилизировалась и не отличалась от фоновой выше створа перехода.

Толщина второго слоя льда также не увеличилась. При уборке замазученного льда нефть легко отделялась от верхнего слоя, оставаясь на воде. При этом нижний слой льда раскалывался на куски от малейшего сотрясения, превращаясь в шугу. Эта шуга мешала работе нефтесборщиков, но оказалась прекрасным материалом для снижения скорости течения на поверхности реки и удержания нефти перед боновым заграждением. Нефть со смесью ледяной шуги и снега приходилось подгонять лопатами к нефтесборщикам фирмы "Vikoma", а шугу — вылавливать сачками и собирать в специальное контейнеры. С января 1996 г. остававшаяся подо льдом нефть не вызывала дополнительного загрязнения воды, что контролировалось регулярным отбором проб.

Было принято решение о сжигании нефти. Для этого перпендикулярно оси стрежня течения разрабатывались майны шириной 50 см с интервалом 50 м от бонового заграждения. По мере накопления майны нефтью ее поджигали. Интенсивное горение продолжалось около 2 ч, после чего фронт пламени сужался по длине и ширине до самозатухания. За ночь майны замерзали, оставалась лунка диаметром около 50 см с пленкой нефти.

Последующие 2 — 3 дня делали лунки, расчищали их ото льда и снега и вновь сжигали накопившуюся нефть. Работа по выжиганию нефти продолжалась до середины марта.

Боновое заграждение сдерживало расширение загрязнения русла нефтью. Незначительное подныривание нефти под боновое заграждение наблюдалось только в те дни, когда по неблагополучным метеоусловиям запрещалось выжигание нефти по санитарным условиям.

Для задержания нефти, прошедшей за зиму, было устроено боновое заграждение. Оставшаяся подо льдом нефть освобождалась путем раскалывания льда катерами БМК и направлялась к боновым заграждениям, закрепленным на берегу к анкеру, а в русле — тросом. Лед подавался катером к ковшу экскаватора, установленного на берегу, где его складировали до растаивания. Загрязнение от нефти составляло 10—12 л на 100 м3 льда.

На тиховодных участках (их было шесть) образовались заторы нефти из льда и шуги. В этих рубежах образовались компактные пятна нефти, которые поджигались. Сгорала примерно половина нефти, собравшейся в заторе. На последнем рубеже продукты горения в фракции мазута были собраны вакуум-установкой Poweraas 9L/9842-3 фирмы "Vikoma", установленной на катамаране, и утилизированы по технологии, предложенной межведомственной комиссией.

После завершения работ по устранению загрязнения был проведен контроль степени загрязнения водьт на акватории реки длиной 460 км с участием представителей Башкирии и Татарстана. На шестикилометровом участке от места выхода нефти до последнего рубежа было проведено траление дна для подтверждения его чистоты с участием Башкирского территориального управления Госкомохранприроды.

Большие трудности при авариях на подводных переходах возникают при очистке берегов.

Ориентировочно на 1 км береговой полосы отлагается 1 — 2 т маловязкой нефти, 5 —8 т нефти средней вязкости и 20 — 30 т высоковязкой и застывшей нефти.

При понижении уровня воды в реке разлитая на воде нефть может оказаться на берегу на значительном расстоянии от воды. В этом случае ее смыв к приемному устройству нефтесборщика не возможен. Если позволяют рельеф и прочность грунта, то применяют бульдозеры, скрепера, ковшовые экскаваторы, иногда со специальными навесными устройствами. Сгребая нефть, машины захватывают слой грунта.

Для вывоза загрязненного грунта используют автомобили повышенной и высокой проходимости. Следует помнить, что при углах наклона береговой полосы более 6° машины могут сползать по скользкой поверхности.

Если рельеф местности не позволяет использовать землеройные машины, сбор нефти на расстоянии до 50 — 60 м от места приема производят вакуум- или пневмотранспортными установками (рис. 35). Для того чтобы избежать пробок и закупорки приемной линии пневмотранспортера, в нее подают горячую воду (на 5—10 °С выше температуры застывания нефти), при этом количество воды, подаваемой в приемную линию, по объему должно быть равно количеству собираемой нефти.

Очистку укрепленного берега производят следующим образом. Устраивают плавающее заграждение на расстоянии 1—2 м от берега, а нефть, скопившуюся между камнями, посыпают сорбентом, вымывают струей воды в сторону заграждения и собирают с помощью переносных нефтесборных устройств.

С береговой растительности нефть смывают струей воды, подаваемой под давлением 0,6 —0,8 МПа. При низкой температуре воздуха используют воду, подогретую до 30 — 40 °С. Загрязненную нефтью водную растительность скашивают с помощью специальных косилок, установленных на лодках, или вручную.

Рис. 35. Сбор нефти с помощью вакуумных автомобилей у мелкого берега:


1 — ручные приемные устройства для сбора нефти с поверхности; 2 — вакуумные автомобили


173


При устойчивом запахе нефти или нефтепродуктов замеряют концентрацию паров в воздухе переносными газоанализаторами марки УГ-2. Работа людей в зоне с концентрацией паров нефти в воздухе более 0,3 мг/л недопустима.

Тяжелая нефть с плотностью, близкой к 1,0 г/см, может затонуть.

На мелководье (0,5—0,6 м) при пологом дне затонувшую нефть можно собирать с помощью гусеничных транспортеров ГАЗ-71, оборудованных отвалом.

7.5. УЧЕНИЯ ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

Учения по ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах через водные преграды и их последствий проводятся в основном на предприятиях. Периодически проводятся региональные и всероссийские учения. Существуют два вида учений: штабные и полевые.

Штабные учения проводятся на основе планов ликвидации аварий, имеющихся на предприятиях. Планы ликвидации аварий позволяют наметить программу действий, организовать порядок оповещания участников, составить план сбора и расстановки техники, рассчитать необходимое число работников, привлекаемых к ликвидации аварии, произвести ориентировочные расчеты условных объемов выброса нефти и ожидаемого ущерба.

Оценка степени загрязнения поверхности земель, водных объектов и атмосферы на подводных переходах производится по "Методике по определению ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах" (утверждена Минтопэнерго РФ 1.02.1995 г.). На штабных учениях рассматривается ситуационный план и возможные варианты сценариев аварии в зависимости от характера погодных условий, направления ветра и т.д.

Учения желательно разбить на отдельные этапы, с тем чтобы каждая группа могла провести необходимые камеральные работы, которые могут встретиться на практике.

Целью штабных учений являются: апробация технологии локализации и ликвидации аварий на подводном переходе; испытание техники для сбора нефти с водной поверхности; отработка организационных, управленческих и технических приемов работ.

Задачами штабных учений являются: разработка сценария; апробация имитатора нефти с подсчетом его количества, ме-

ста подачи и технологии применения; определение гидроморфологических и метеорологических характеристик (выбор скорости течения на поверхности водоема, направления и скорости ветра); оценка расчетных параметров растекания имитатора по водной поверхности; отработка вариантов и технологии установки боновых заграждений и проверка их эффективности; апробация технологии использования естественных русловых форм; отработка вариантов установки заграждений и сбора имитатора на берегу и среди водной растительности; выбор техники и технологии транспортировки и разделения эмульсии "имитатор нефти (или нефть)—вода1'; расчет потребности сорбентов и биопрепаратов для ликвидации загрязнений; организация управления и расстановки средств связи; корректировка сценария учений; подготовка информационных материалов для участников полевых учений.

При проведении штабных учений можно рассмотреть возможность возникновения проблем, связанных с резким изменением уровня подъема воды на реке или режима изменения уровня воды на водохранилище. Это реальные задачи, которые возникают на практике.

Знание режимов изменения уровней, скоростей направлений течения на акватории, прилегающей к подводному переходу, требует принятия нестандартных решений.

Интересные наблюдения были проведены при подготовке к разработке плана учений в случае залпового выброса нефти из подводного нефтепровода на Кременчугском и Днепродзержинском водохранилищах. На данном подводном переходе две нитки нефтепровода проходят в одном техническом коридоре с газопроводом и продуктопроводом. Ширина водного зеркала колеблется в границах 1 ООО — 1300 м.

Решалась задача выбора мест размещения аварийных рубежей для размещения техсредств на случай возможной аварии. Предварительно была проведена рекогносцировка с вертолета для определения характерных особенностей рельефа местности, изучены возможные пути попадания нефти в водохранилище, выбраны и оценены существующие подъезды к береговым площадкам и транспортной сети в районе перехода. Рассматривались также пути доставки оборудования с помощью автотранспорта и плавсредств, уточнялись подъезды, рельеф берегов и заток, характер растительности и грунтов. Обследования выполнялись по обеим берегам на протяжении приблизительно 20 км ниже по течению, так как рассматривался вариант возможной чрезвычайной ситуации.

Было установлено, что за 12 лет, минувших со времени последнего обновления топографической карты, на участке водохранилища произошли значительные изменения, касающиеся местонахождения и конфигурации островов, проток, рельефа берегов, характера растительности, дорожной сети.

Поэтому были проведены полевые исследования гидрологического режима на Днепродзержинском водохранилище. Установлено, что амплитуда колебаний уровня воды в нижнем бьефе Кременчугской ГЭС достигала 1,5 — 2 м.

В результате изучения колебаний уровня воды на участке подводного перехода были получены данные о характерных фазах смены уровня воды на участке перехода, определены значения поверхностной скорости для разных уровней воды на участке от ГЭС до перехода и ниже по течению.

Было установлено, что при сложной в плане акватории основное течение сосредотачивается в одном или нескольких потоках, которые соответствуют характеру и закономерностям, принадлежащим речным потокам. Такой закономерностью, в частности, является то, что вблизи вогнутых берегов поверхностное течение направлено в сторону берега, а придонное — к противоположному выпуклому берегу. Как правило, вблизи вогнутых берегов глубины существенно больше, чем вблизи выположенных выпуклых. Эти закономерности в полной мере проявились на участке Днепродзержинского водохранилища. Вогнутость правого берега (вероятно унаследованная еще со времени природного положения Днепра) обусловила то, что глубины здесь составляют до 10 м. Анализ лоцманской карты свидетельствует о том, что судовой ход не отвечает полосе с наибольшими глубинами. Левобережная полоса несколько короче полосы, по которой проходит судовой ход, отклоняясь к правому берегу.

При подготовке плана учений решение об изучении ветрового режима было обусловлено тем, что ветер существенно воздействует на поверхностный слой водьт. В научной литературе наиболее частым соотношением является следующее: поверхностное течение составляет 2 — 3 % от скорости ветра.

Эта составная часть воздействия на защитное боновое заграждение влияет на выбор его надводной и подводной частей. В разное время года были определены силы и направления ветра и выбраны пути установки заграждений.

Существование ГЭС влияет на плановое распределение течений. Основанием для этого служит неравномерная работа ГЭС. Было установлено, что в нижнем бьефе возможно формирование уклона уровня и, соответственно, направления течения воды. Наибольшая скорость течения достигается в средней части русла, где, как правило, имеются и наибольшие глубины. Что касается заток, особенно объединенных с основной акваторией узкими протоками, то в них колебания уровня происходят с существенной задержкой. При интенсивности подъема воды в основном русле на 0,1 м/ч и его задержке в защищенных затоках на 1 ч возможно существование перепадов между уровнями воды в 0,1 м. Формирование указанных перепадов содействует тому, что в протоках, которые соединяют затоки с основным руслом, наблюдаются довольно значительные скорости течения.

В начальной фазе сброса ГЭС подъем уровня в первую очередь наблюдается в средней части акватории; в затоках в это время наблюдается более низкий уровень. В этих случаях одновременно с основным направлением течения вдоль потока наблюдается отклонение течения в сторону берега. Совсем другая картина при остановке сбросов. При резком снижении уровня, который продвигается со значительной скоростью (она превышает 30 км/ч), уровни вблизи берегов становятся более высокими в сравнении с основной частью русла. При этом формируется направление течения от берега в сторону центральной части русла.

В этих условиях не только существенно уменьшается скорость продвижения нефтяной пленки (почти в 10 раз), но и происходит ее стягивание к центральной части акватории. Это важно знать для управления процессом сбора нефти на водохранилищах.

В отличие от штабных полевые учения проводятся непосредственно на подводном переходе. При этом производится: остановка и отключение поврежденного участка; оповещение всех служб согласно плану ликвидации аварии; разведка места аварии и ограждение этого места, берегов, дорог с установкой предупредительных знаков; доставка оборудования и людей к месту учения; расстановка основных и дублирующих табельных ограждений из местных материалов на воде и на берегах; пуск имитатора нефти; окончание ограждений береговой зоны в зависимости от гидро метеоусловий; установка нефтесборщиков, оборудования и ловушек на берегу для приема откачиваемого имитатора; сбор имитатора; демонстрация приборов контроля дефектов трубопровода, а также приспособлений и технических средств для ликвидации аварии; показ методов очистки поверхности воды, загрязненной растительности и грунта.

Выбор имитатора нефти должен быть предварительно со-

гласован с региональными органами по охране природы. Обычно он может быть нескольких видов:    природным

(торфяная крошка, размолотая кукурузная лузга, лузга подсолнечника и т.п.), полимерным (порошок, плавающий на поверхности и нерастворимый в воде (полиуретан и другие вещества)), жидким (например, подсолнечное масло (ГОСТ 1129 — 73), подкрашенное пищевым красителем голубого цвета (ГОСТ 6220-76)).

На основном этапе учений обычно присутствуют наблюдатели: из других акционерных обществ; из Минтопэнерго и Министерства по чрезвычайным ситуациям; из региональных органов Госгортехнадзора, мониторинга и охраны от загрязнения природной окружающей среды; из местной администрации, УВД, ГАИ, водной милиции, пожарной охраны, пароходства, водных путей, судоходной инспекции, экстренной медицинской помощи, санэпидемстанции.

Таким образом отрабатывается уровень взаимодействия аварийно-восстановительных служб владельца подводного перехода с местными органами МЧС и другими организациями.

Основой организации учений является реальный план ликвидации аварий на подводном переходе по составленному сценарию. В планах необходимо учитывать действия всех работников и материально-техническое обеспечение при различных вариантах аварийных ситуаций, обеспечивая, однако, и свободу действий при возникновении непредвиденных ситуаций.

Оперативная часть плана включает в себя продольный профиль участка перехода до перевальных точек, а также ситуационный план, места размещения задвижек, сбора нефти и нефтепродуктов, взрыво- и пожароопасные зоны. Составной частью плана являются мероприятия по охране окружающей среды, в том числе: действия рабочих и ИТР по локализации выхода нефти (нефтепродуктов) в водоем; схемы с указанием мест расположения аварийно-восстановительной техники и путей ее продвижения; схема оповещения и вызова аварийно-восстановительной службы; список оборудования, инструмента и материалов, требующихся для ликвидации аварии.

В плане мероприятий должны быть указаны лица, ответственные за сбор продуктов загрязнения, связь, освещение и сигнализацию, снабжение материально-техническими средствами и транспортом, организацию питания и т.д. В нем следует перечислить немедленные действия по ликвидации аварий, включающие сбор всех участников, обеспечение охранных мероприятии, ограничение окружающей среды от загрязнений. Для ликвидации аварии необходимо организовать срочную доставку людей и техники к месту происшествия, обнаружение повреждения, установку приспособлений, препятствующих стоку нефти в водоем или локализующих ее, удаление продуктов загрязнения на берегах и в водоеме, вытеснение нефти из трубопровода и замену ее водой, ликвидацию повреждения одним из ранее намеченных способов, испытание и антикоррозионную защиту трубопровода или места повреждения.

Аварийные бригады, обученные по специальной программе, должны иметь в своем распоряжении необходимые оборудование и снаряжение, которые надо доставлять к месту аварии автотранспортом или вертолетами.

Учениями руководит штаб. До проведения полевых учений необходимо на заседании штаба рассмотреть план, организацию и технологию ликвидации аварии, провести репетицию учений.

Руководитель проведения учений по ликвидации аварий и его заместитель должны знать технологию, последовательность и порядок проведения операций.

Одним из этапов полевых учений является проведение сравнительных испытаний технических данных оборудования для заграждений и нефтесборщиков. При этом должны быть выбраны критерии оценки. Например, боновые заграждения оцениваются следующими характеристиками: скорость течения, м/с; скорость ветра, при которой сохраняется их остойчивость, м/с; высота волн, в баллах и метрах; компактность укладки для транспортировки; масса, кг/м; длина секции, м; высота экрана, надводная и подводная, м.

В качестве критериев оценки заграждений принимают: максимальное усилие при перемещении и установке на течении; максимальное усилие для удержания в рабочем положении; подныривание нефти под заграждение; время развертывания и крепления на воде.

Для оценки нефтесборщиков принимают такие критерии: работа на течении и волнении, м/с и баллы; производительность, м3/ч; осадка, м; возможность подныривания нефти; масса, кг; возможность установки на мелководье; содержание нефти в собранной смеси; продолжительность сбора нефти, мин/м3; содержание растворенной и эмульгированной нефти, мг/л.

Инженерно-технические работники и рабочие аварийно-восстановительных пунктов акционерных обществ

АК "Транснефть" проходят курсы по повышению квалификации.

В Брянске на базе ОАО "Магистральные нефтепроводы "Дружба" организован учебно-производственный экологический центр — УПЭЦ, где работники нефтепроводных предприятий знакомятся с теоретическими основами нефтяного загрязнения и на практике осваивают современные технологии локализации и ликвидации разливов нефти на акваториях и на поверхности земли.

Обучение проводится по разработанным программам.

В г. Киеве также действует Межрегиональный учебный центр АО "Трест Подводтрубопровод1', где совместно с Министерством чрезвычайных ситуаций Украины проходят обучение специалисты по ликвидации аварий на подводных переходах магистральных трубопроводов.

В состав программ подготовки специалистов входит изучение нормативных и методических документов по ликвидации аварий на подводных газо- и нефтепроводах, изучение отечественного и зарубежного оборудования по ликвидации аварий, технического оснащения для восстановления трубопровода газа и нефти при авариях, порядок выбора рубежей задержания нефти, организации учений, порядок формирования транспортных схем по доставке аварийного оборудования, изучения технических средств и материалов, применяемых аварийными службами, технологических карт по локализации нефтяных загрязнений в разное время года.

Обучение проводится по программам, согласованным с методическим центром Министерства образования и науки, Министерством по чрезвычайным ситуациям и Департаментом Госнадзорохрантруда Украины. В качестве примера приведена одна из программ по обучению специалистов.

ПРОГРАММА

ОБУЧЕНИЯ СПЕЦИАЛИСТОВ ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ

РАЗДЕЛ: УПРАВЛЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТЬЮ ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА НА ПРИМЕРЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

Тема 1. Основные особенности н принципы управления безопасностью магистральных трубопроводов

Нормативные документы для выбора критериев оценки состояния магистрального трубопровода в эксплуатационный период. Принципиальная схема системы управления безопасностью участка магистрального трубопровода на основе анализа риска.

Тема 2. Оценка состояния магистрального трубопровода по результатам полевого обследования его состояния

Сбор и обработка информации о состоянии объекта. Информация о материалах, сроки службы, история нагрузок, результаты диагностики и тому подобное. Информация о возможных катастрофических влияниях, природных и техногенных (экспертно). Перечень опасных мест и участков объекта.

Тема 3. Прогнознрованне уровня техногенного рнска объекта

Определение границы внутреннего давления, которое может привести к возникновению аварии от износа (исчерпание ресурса). Возможность возникновения катастрофического воздействия. Экспертная оценка опасных мест и участков трубопровода. Возможные последствия риска. Финансовая (инвестиционная) оценка риска.

Тема 4. Составление оперативной части плана ликвидации аварийной ситуации или аварии

Разработка схемы сценариев возникновения и развития аварии на различных уровнях выхода нефти и газа из трубопровода, загрязнения среды, загазованности окружающего воздуха, возможности возникновения пожара. Планирование работы поисково-спасательных формирований. Планирование защиты людей, жилья, объектов хозяйствования и природы от возможных аварий. Планирование медицинской защиты населения. Определение перечня и порядка привлечения организаций, технических и транспортных средств, способов гашения пожара, индивидуальной защиты, размещения потерпевших и эвакуированных людей. Разработка планов полевых учений по ликвидации аварий.

Тема 5. Проведение учений н тренировок по ликвидации возможных аварийных ситуаций на магистральных трубопроводах

Изучение планов учений по ликвидации аварий. Особенности штабных и полевых учений. Распределение обязанностей между собственником объекта и привлеченными организациями — участниками учений. Оповещение об участии. Организация связи. Перечень технической документации по безопасной организации учений. Допуски к работке лиц, которые прошли и которые не прошли обучение, инструктаж и проверку знаний плана ликвидации аварийных ситуаций. Рассмотрение и анализ результатов проведения учении и тренировок в полевых условиях.

Тема 6. Управление ликвидацией аварийных ситуаций

Организация управления при ликвидации аварий. Сообщение об участии в работе. Организация связи. Доставка средств и сил. Взаимодействие органов управления ликвидации аварий собственника с центральными и местными органами исполнительной власти и органами местного самоуправления.

Инструктаж персонала посторонних организаций, которые принимают участие в период возникновения и ликвидации последствий аварий. Использование способов информации, которые могут понадобиться для выявления аварии и сообщения о ходе и ликвидации последствий аварии.

7.6. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗЛИВОВ НЕФТИ

7.6.1. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Одной из задач обеспечения безопасности является определение объема нефти, вытекающей при разгерметизации магистрального нефтепровода или продукто про вода.

Такая задача может быть решена с помощью электронной системы "Сток", разработанной в АО "Трест Подводтрубо-провод" (г. Киев).

В основу системы положены пространственная модель земной поверхности с учетом положения трубопровода, а также данные тахеометрической съемки, полученные в результате полевой диагностики трассы. При построении модели использована триангуляция Делоне, позволяющая построить поверхность в пространстве из треугольников, представляющих совокупность трехмерных граней и горизонталей различной степени сглаженности.

Пространственная модель земной поверхности в виде графического изображения выводится на экран персонального компьютера. Разработанная программа позволяет в любой точке трассы трубопровода обозначить место выхода разлившейся нефти, вероятные пути ее стока, место скопления и границы разлива на земной поверхности.

Такая модель удобна при подготовке персонала во время проведения штабных учений по ликвидации аварий, особенно для разработки оперативной части плана ликвидации последствий аварии, с учетом реального рельефа местности, определения сосредоточения и расстановки авариино-восстанови-тельной техники и людских резервов.

Прогнозирование путей схода нефти из любой точки трассы нефтепровода в водоем зависит от особенностей рельефа местности.

Автоматизированная система "Сток” позволяет определять направление, длину вероятного движения, зону накопления нефти при вытекании из трубопровода.

Система предусматривает модульность рельефа — слияние в одно целое двух или нескольких рельефов с общими зонами и корректную стыковку горизонталей стыкуемых частей. Этого достигают, используя сеть треугольных граней (триангуляция Делоне), которые образуют своеобразную "чешую'' на трехмерной поверхности рельефа и позволяют наглядно показать низкие места, по которым перемещается нефть, изливающаяся из места повреждения трубопровода.

Пространственная модель строится на основе данных тахеометрической съемки, получаемых в результате полевых изысканий вдоль трубопровода.

7.6.2. ЛАБОРАТОРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

При подготовке к учениям на больших реках иногда в лабораториях Государственного гидрологического института (г. Санкт-Петербург) по определенным правилам строят гидравлическую модель участка реки, на которой многовариантно и с любой степенью детальности проводят экспериментальные исследования природного объекта для определения характера взаимодействия нефти или ее имитатора с водной средой; гидрологической и метеорологической ситуации на участке движения нефти (имитатора); соответствия технических характерстик заграждающих и улавливающих средств особенностям речного потока; поведения нефти (имитатора) на водной поверхности; прогноза времени движения и ширины загрязнения; схемы расстановки заграждений и нефтесборщиков.

Например, при подготовке к учениям предварительно была построена модель участка реки Иртыш, на которой заблаговременно, до начала учений, были воспроизведены наиболее вероятные гидрометеорологические ситуации и применительно к ним варианты локализации и ликвидации нефтяного загрязнения.

Экспериментам на модели предшествовали исследования поведения нефти и ее имитатора (подсолнечного масла) в водной среде и на ее поверхности и подо льдом. В ходе исследования выяснилось: если на поверхность покоящейся чистой воды поместить бумажные поплавки, а затем с помощью капельного дозатора подать каплю нефти, то она, растекаясь, толкает перед собой поплавки, которые четко обозначают скорость и направление движения, границы распространения и форму образовавшегося пятна нефти. Вторая капля нефти, попадая в центр этого круга, вытесняет первую порцию, заставляя ее перестроиться в периферийное кольцо. Третья занимает снова центр круга, оттесняя предыдущую на периферию и превращая ее во второе кольцо. Одна капля подсолнечного масла, поданного на нефтяную пленку, активно и широко раздвигает ее к периферии. Если на пути распространяющихся порций нефти и масла оказываются борта водоема, то масло плотно поджимает нефть к ним. Это свойство подсолнечного масла можно использовать в качестве нетоксичного собирателя нефти.

Если первоначальная порция масла распространяется по акватории до ограничивающих ее бортов, то поданные затем капли масла или нефти уже не растекаются тонким слоем, а остаются в виде компактных пятен. Можно предположить, что характер распространяющейся нефти по поверхности речной воды зависит от степени ее загрязнения.

Если нефть подается на поверхность текущей воды дозатором непрерывного действия, то, растекаясь по ней, она принимает форму параболы. Внутренняя площадь этой параболы заполнена растекшейся нефтью, но нефть не видна из-за слишком тонкого ее слоя.

Чтобы сделать видимым на модели распространение центрального ядра нефтяного загрязнения, его имитируют алюминиевой пудрой. При этом периферийные части пятна загрязнения не воспроизводятся; таким образом, на модели воспроизводится та часть нефтяного загрязнения, которая была видимой на учениях на настоящей реке.

Под действием различных естественных факторов первоначально правильная форма шлейфа принимает все более сложные очертания, а само нефтяное загрязнение с учетом невидимой периферийной зоны распространяется по всей ширине реки, при этом центральное ядро нефтяного шлейфа может быть смещено ветровым потоком к наветренному берегу и далее снесено в застойные зоны потока или во второстепенные протоки реки. Модель может в деталях воспроизвести интересующую исследователей модельную ситуацию.

ш

Чтобы организовать наиболее эффективным образом сбор и локализацию нефти, необходимо знать кинематику движения воды в поверхностном слое внутри боновых заграждений. По характеру этого движения боновые заграждения можно разделить на два принципиально различных вида: непроточные и проточные.

В непроточном заграждении две плети бонов образуют замкнутый контур. Сразу после установки такого заграждения линия выклинивания подпора внутри него перемещается от вершины вверх по течению реки к входному створу. Эта линия разделяет участки акватории с практически горизонтальной поверхностью воды и с наличием уклона водной поверхности.

Бумажные поплавки быстро подходят к линии подпора и здесь приостанавливают свое движение. Задерживаемая бонами вода, не имея выхода, образует циркуляции различной конфигурации между вершиной загрязнения и линией выклинивания подпора.

Боновое заграждение будет проточным тогда, когда нижние по течению концы плетей разведены на большие расстояния и подпор внутри заграждения отсутствует. Поплавки концентрируются вдоль плетей бонов и стекают с нижних концов двумя отдельными струями. В этом случае достигается большая скорость подхода нефти за счет энергии потока к выходному отверстию и одновременно максимально возможная концентрация ее на ограниченном пространстве.

Метод сбора нефти с хода при помощи нефтесборной системы, состоящей из проточного бонового заграждения и нефтесборщика, осуществлен на модели реки Иртыш. Боновое заграждение установлено в том же месте, что и в натуре на учениях Омск—95. Сначала нефтеприемник приподнят над поверхностью воды. Поплавки по главным траекториям направляются к выходному отверстию заграждения и свободно выходят из него единой струей.

Затем работающий нефтеприемник опускают таким образом, что его нижняя острая кромка заглубляется на 1—2 мм ниже поверхности воды. Поплавки продолжают двигаться в том же темпе к нефтеприемнику и засасываются им по мере подхода.

В лаборатории могут быть достаточно глубоко исследованы и другие специфические случаи загрязнения в результате нарушения целостности трубопровода.

Простой эксперимент наглядно демонстрирует движение нефти в пустотах руслового аллювия, ее всплывание в толще речного потока и последующее распространение по поверхности. Визуализация мелкими бумажными поплавками придает достаточную наглядность процессу распространения по ней нефтяных пятен.

Движение нефти в зимних условиях можно изучать при воспроизведении в лабораторной реке соответстующей температуры воды и натурального ледяного покрова. В первом приближении лед может быть заменен стеклом. И даже в таком варианте эксперимент дает много полезной информации. Например, выясняется, что только при определенной ширине организованная во льду поперечная прорезь способна уловить поступающую с вышележащих участков реки нефть. Для того чтобы собирающаяся в прорези нефть подавалась поверхностным потоком в нужном направлении, прорезь должна быть устроена под определенным углом к направлению речного потока. В конце такой прорези может быть установлен высокопроизводительный нефтесборщик, перекачивающий нефть на берег.

Эти и другие принципиальные вопросы рассматриваемой проблемы должны решаться с учетом гидрологических и погодных условий участков рек, пересекаемых трубопроводами.

Изучение этих участков на моделях позволит существенно уменьшить процент аварийности, а в случаях аварийных разливов быстро и качественно устранить их последствия.

ОСОБЕННОСТИ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУДА ПРИ РАБОТЕ НА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ

В процессе аварийно-восстановительных работ на подводных переходах всегда принимают участие водолазы. Они определяют место и характер повреждений изоляции, металла трубы, производят расчистку трубопровода от грунта, щебня, топляков, осуществляют подводную сварку и склеивание, восстановление изоляции, работают со специальными приборами, ведут подводную видеосъемку и другие работы. От квалификации водолазов зависят скорость и качество подводнотехнических работ.

На труд водолазов влияют факторы внешней среды: система жизнеобеспечения, кондиционирования воздуха, регулирования микроклимата в водолазном гидрокостюме, в подводном кессоне и других используемых технических средствах для облегчения труда. Для водолазов нормами охраны труда предусмотрены специальные режимы труда и отдыха, профессионального отбора, обеспечения систематического контроля за состоянием здоровья и массоэнергетических потребностей.

Большинство подводных переходов пересекают водоемы и водотоки с глубинами до 15 м. Поэтому такие факторы, как азотный наркоз, накопление оксида (окиси углерода), особого влияния на работоспособность водолазов не оказывают.

Отдельные факторы (страх, невесомость, отсутствие видимости и другие) могут быть преодолены с помощью регулярных тренировочных спусков, а также в результате накопления опыта работы.

При проведении работ подо льдом, в условиях холода и повышенного давления, может развиться прогрессирующая бессимптомная гипотермия, которая может привести к серьезным заболеваниям, прежде всего из-за неощутимой потери тепла с выдыхаемым воздухом. Субъективный тепловой дис-

комфорт связан с глубоким понижением температуры тела (температуры "ядра") при большой теплоотдаче с выдыхаемым воздухом.

Это может случиться во время ликвидации чрезвычайной ситуации или при авариях, когда оценка состояния комфорта самим водолазом не всегда соответствует физиологическим температурным изменениям, происходящим в его организме.

Разрешить эту проблему можно с помощью подогрева поступающего воздуха или смеси газов, особенно на больших глубинах. Внезапное отключение обогрева дыхательных смесей приводит к резкому охлаждению органов грудной клетки (сердца и легких), т.е. к гипотермии.

Основной принцип теплозащиты состоит в том, что она должна обеспечивать водолазу тепловой комфорт и температуру "ядра" в пределах 37 — 37,5 °С (колебания зависят от индивидуальных особенностей организма и от времени суток) .

Тяжелая физическая нагрузка приводит к повышению температуры "ядра". Поэтому теплозащита, удовлетворительная в состоянии покоя и способная обеспечить комфортную температуру тела при погружении в холодную воду, во время интенсивной работы, например, при установке ремонтного бандажа на аварийный трубопровод, может привести к перегреванию водолаза.

Для обогрева водолаза лучше применять источники тепла, установленные на системах замкнутого цикла. Они могут обеспечиваться с поверхности или быть полностью автономными.

Когда ликвидация аварии трубопровода производится с помощью подводной сварки в кессоне, а для получения качественного шва трубу предварительно нагревают до высоких температур, водолаз-сварщик подвергается двойному воздействию: с одной стороны — высокой температуры газов сварочной дуги, с другой стороны — высокой радиационной температуры, выделяемой трубой. Работа в жаркой, влажной среде кессона, обильное потоотделение, наклоны тела могут вызвать обморочное состояние. Чтобы этого не случилось, нужно обеспечить активное охлаждение работающего, запас воды для питья. Он должен пить больше, чем ему хочется.

При температуре среды 38 °С и продолжительности сварочных работ более двух часов следует чередовать режим труда и отдыха, предусмотренный "Едиными правилами безопасности труда на водолазных работах’', через равные временные промежутки. Температуру среды в кессоне следует замерять в черном шаре, установленном на расстоянии 1 м от нагреваемой трубы.

Трудовые операции в подводных условиях имеют замедленный темп движений, манипуляции с инструментами производятся плавно, неторопливо. Безопорная среда затрудняет выполнение работ, связанных со статическими усилиями. Отмечаются разнонаправленные движения рук и тела водолаза. Соприкасающиеся с грунтом гидромониторы и вращающиеся инструменты, а также движения водолаза и выдыхаемый воздух приводят к сильному замутнению воды, которое ослабляет освещенность и видимость на рабочем месте, ухудшает ориентирование под водой. Поза водолаза в покое становится неустойчивой, склонной к "переворачиванию". Стесняют движения водолаза гидрокостюм, грузы, водолазные ботинки.

По сравнению с наземными работами под водой созданы непривычные приемы труда, учитывающие влияние волнения, течения и другие факторы, которые сопровождаются дополнительными мышечными усилиями, учащенным дыханием (в 2 — 3 раза чаще, чем на поверхности) и большими энергозатратами уже через 30 мин работы.

Для того чтобы обеспечить качественную и квалифицированную работу водолазов при аварийно-восстановительных работах, необходимо проводить их постоянную учебу, переподготовку, тренировки и медицинский контроль.

Производительность труда при ликвидации аварийных ситуаций и дефектных участков на подводных переходах зависит от оснащенности подводной техникой. Разумно организовать работу водолаза с необходимыми приборами поиска, контроля технического состояния специализированными инструментами и современными механизмами — это значит быстро отреагировать на изменяющуюся обстановку на подводном переходе, действовать безопасно и эффективно в условиях гидростатического давления.

Оборудование и инструменты для подводно-технических работ, применяемые для ликвидации аварий трубопроводов, должны отвечать определенным требованиям и стандартам. Простой инструмент — торцевой ключ для затяжки патрона, в котором крепится сверло, — идеальный инструмент в наземных условиях, — становится бесполезным под водой. Закрепить сверло водолазу, облаченному в скафандр и неудобные рукавицы, непросто. Поэтому к торцевому ключу приваривают стержень длиной до 30 см, который водолазу легче держать в руках. Пример может показаться пустяковым, однако в ходе аварийных работ, оцениваемых в кругленькую сумму в час, это перерастает в серьезную проблему.

Инструменты для людей, одетых под водой в тяжелое водолазное снаряжение массой до 90 кг и потерявших от холода способность осязания, должны разрабатываться с учетом особенностей работы в невесомости.

Производительность и безопасность водолаза прямо пропорциональны степени пригодности инструмента. Но об этом нужно писать другую книгу.

Авторы

В.Ф. АБУБАКИРОВ, В.Л. АРХАНГЕЛЬСКИЙ, Ю.Г. БУРИМОВ, И.Б. МАЛКИН, А.О. МЕЖЛУМОВ, Е.П. МОРОЗ

Буровое оборудование: Справочник: В 2 — х т.— М.: Недра, 2000. — Б 91 Т.

1. — 000 с.:    ил.

ISBN 5 — 247 — 03871 — 1

Приведены технические характеристики буровых установок и их циркуляционных систем оборудования для механизации спуско — подъемных операций, буровых агрегатов и установок для геолого — разведочного бурения, буровых, цементировочных, промывочно — продавочных насосов и насосных агрегатов, противовыбросового оборудования и др. Материал представлен в основном в виде таблиц, схем компоновок и кинематических схем оборудования. В приложении указаны адреса предприятий — изготовителей бурового оборудования.

Для широкого круга инженерно — технических работников, занятых бурением скважин.

Содержание 1 буровые установки  »
Библиотека »