книги / Нефтяные сорбенты

ратурной аномалии, температурного контраста между чистой водой и водой, загрязненной нефтепродуктами. Возникновение аномалии чаще всего обусловлено:

-уменьшением скорости испарения с поверхности воды из-за подавления нефтяной пленкой высокочастотных водяных волн;

-снижением излучательной способности из-за более вы­ сокого коэффициента отражения нефтепродуктов;

-более низкой теплопроводностью нефти и нефтепродук­ тов (в 3...6 раз) и их теплоемкостью (в 0,5...2,5) по сравнению с чистой водой.

Оптические свойства воды также существенно отличаются от свойств вод, загрязненных нефтепродуктами. В инфракрас­ ной области коэффициент преломления нефти больше, чем чистой воды. Это приводит к более высоким коэффициентам отражения солнечной радиации нефтяных пленок. Существен­ но различаются также и поляризационные характеристики.

Естественная радиоактивность нефти обусловлена, в основ­ ном, гамма-излучением урана и радия и значительно выше ес­ тественной радиоактивности морской воды. Это создает пред­ посылки для выявления в некоторых случаях нефтяных заг­ рязнений регистрацией их собственного гамма-излучения.

Дистанционные методы обнаружения нефтяных загрязне­ ний можно подразделить на пассивные и активные. Пассивные методы основаны на регистрации теплового излучения (ИК и СВЧ) и естественного гамма-излучения. При использовании активных методов исследуемая водная поверхность облучается источником излучения определенного спектрального состава с регистрацией излучения или флюоресценции.

Наиболее простым, доступным и дешевым методом конт­ роля состояния водной поверхности до настоящего время оста­ ется визуальный. Толщина пленки и объем разлившейся нефти могут быть установлены по внешнему виду самой пленки на водной поверхности, поскольку между ними существует пря­ мая зависимость. Влияние объема разлитой нефти на толщину пленки приведено в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Зависимость толщины пленки от объема разлитой нефти на водной поверхности в 1 км2 [9 2 ]

Для обнаружения утечек нефти в воду используют пла­ вающие конструкции, в частности постоянно сканирующие ус­ тройства и буи. Оборудование такого типа значительно дешев­ ле, чем дистанционное, поэтому его широко используют во мно­ гих районах мира.

В Канаде в семидесятые годы разработан плавучий порта­ тивный буй, снабженный электронным устройством, позволя­ ющим отслеживать движение нефти, попавшей на поверхность воды. Благодаря этому сигналы от плывущего вместе с нефтью буя поступают и фиксируются на берегу приемным устройством. Особенно это облегчает работу ночью и в плохую погоду [200].

В мае 1992 г. в Гамбурге (Германия) проходил семинар, на котором были обсуждены вопросы борьбы с загрязнением ок­ ружающей среды. На нем, в частности, отмечено, что уже с 1986 г. в районах Северного и Балтийского морей непрерывно прово­ дятся наблюдения с самолетов за загрязнениями моря нефтью с целью определения типа и толщины образовавшейся на воде нефтяной пленки [202].

В 1991 году была завершена разработка комплекса оборудо­ вания для оперативного контроля состояния водной поверхнос­ ти. В качестве составляющих в комплекс вошли: бортовой радар

сти ОНП-1 фирмы ВНИИВО, сигнальное устройство - датчик СОН-1 ОАО «Верхневолжскнефтепровод» в России; Ш -227 и ID-223 фирмы Ionic Agar Envionmental Ltd в СШ А и автомати­ ческий определитель углеводородов ТСМ-480 фирмы Cario Erbo Instruments в Италии.

1.3. Диагностика трубопроводной системы

Диагностика трубопроводной системы на сегодняшний день является одной из составляющей арсенала технических и техно­ логических приемов, обеспечивающих продление срока службы магистральных нефтепроводов и условий их безопасной эксплу­ атации. Ежегодные расходы трубопроводных компаний на раз­ работку средств технической диагностики и диагностическое об­ служивание достигают 0,25...0,3 % стоимости основных фондов трубопроводов. Например, государственная компания British Gas, которая эксплуатирует сеть магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 16 тыс. километров, создала в 1979 г. центр технической диагностики трубопроводов «ОЛИК» числен­ ностью 260 человек и с годовым бюджетом 17 млн ф. ст. [110]. Оборудование, созданное фирмой, позволяет выявлять до 90 % всех видов дефектов и повреждений в трубопроводах без нару­ шения режима перекачки. За последние 20 лет в различных стра­ нах создан ряд специализированных фирм для разработки средств диагностирования и диагностического обслуживания магистраль­ ных трубопроводов. Проводятся работы по организации дис­ танционного автоматического контроля трубопроводов с на­ ружной поверхности труб при испытаниях и эксплуатации с ис­ пользованием метода акустической эмиссии.

Диагностика трубопроводной системы предназначена для поддержания определенного уровня ее надежности, который по­ зволяет обеспечить безопасный транспорт нефтепродукта и со­ кратить до минимума аварийность.

Традиционно, проблема предотвращения аварийных ситу­ аций на магистральных нефтепроводах обычно решается за счет проведения капитального ремонта линейной части, т.е. сплош­ ной замены труб на многокилометровых участках или замены

изоляционного покрытия. Такой подход позволяет ежегодно вос­ станавливать до 1,5 % [192] от общей протяженности нефте­ проводов, что не оказывает существенного влияния на сниже­ ние аварийности.

Все возрастающий риск потери функционирования нефте­ проводной системы в связи со старением основных фондов тре­ бует создания новой системы обеспечения безопасной эксплуа­ тации и продления срока службы магистральных нефтепрово­ дов. Такая система разработана в АК «Транснефть» и базируется на преимущественном применении «выборочного ремонта» на основании мониторинга технического состояния нефтепровода.

Ключевая роль в определении технического состояния неф­ тепроводов отводится внутритрубной диагностике, которая по­ зволяет вести сплошное обследование трубопроводов и выяв­ лять большинство дефектов различных типов, являющихся при­ чинами аварий и отказов. При ремонте трубопроводов по их фактическому техническому состоянию в первую очередь уст­ раняются те дефекты, которые снижают прочность трубы до критического уровня. Развитие остальных дефектов находится под контролем.

Для обеспечения жизнедеятельности новой системы про­ дления срока службы магистральных нефтепроводов принята концепция четырехуровневого интегрированного диагностичес­ кого контроля [192].

На первом уровне проводится контроль на наличие дефек­ тов, сужающих проходное сечение трубы (вмятины, гофры). Для этого используются снаряды - профилемеры.

На втором уровне, с помощью ультразвуковых снарядов - дефектоскопов, ведется поиск и измерение коррозионных де­ фектов, а также расслоений металла стенок трубы.

На третьем уровне, с помощью магнитных снарядов - де­ фектоскопов, выявляются дефекты кольцевых сварных швов.

На четвертом уровне, с помощью специальных ультразву­ ковых снарядов - дефектоскопов, ведется поиск и измерение параметров трещиноподобных дефектов в продольных швах и теле трубы.

Статистика аварий и отказов до и после принятия концеп­ ции четырехуровневого интегрированного диагностического контроля выглядит следующим образом:

- на нефтепроводах, не прошедших обследование и не под­ вергавшихся выборочному ремонту, среднее количество аварий и отказов с 1994 по 1999 год составило 0,74 на 1000 км в год;

-на нефтепроводах, отремонтированных по данным обсле­ дования, среднее количество аварий и отказов составило 0,057 на 1000 км в год.

Акустико-эмиссионный течеискатель АЭТ-1МС [98] раз­ работан НИИинтроскопии Томского политехнического универ­ ситета при сотрудничестве с ОАО «Центрсибнефтепровод». Те­ чеискатель предназначен:

-для определения местоположения утечек жидкости на подземных, подводных и прочих трубопроводах;

-обнаружения внутренних протечек в запорной арматуре;

-контроля за прохождением перемещаемых по трубопро­ водам внутритрубных очистных устройств, разделителей, при­ боров внутритрубной диагностики;

-обнаружения мест частичной закупорки трубопроводов. Течеискатель АЭТ-1МС состоит их акустического зонда и

пульта с органами управления и коммутации, соединенных меж­ ду собой кабелем. Питание прибора осуществляется от бата­ рейного блока, смонтированного в пульте управления. В комп­ лект поставки прибора входят также: сейсмоприемник, магнит­ ный держатель акустического зонда, головные телефоны, ка­ бель и другое оборудование.

Для диагностики средств противокоррозионной защиты газо- и нефтепроводов разработаны передвижные комплексные лаборатории контроля технического состояния трубопроводов (ЛКТСТ), являю­ щиеся новым поколением ранее производимых ПЭЛЭХЗ-М.

Аппаратура и оборудование лаборатории позволяют осу­ ществлять:

- измерение потенциалов поляризации в любой точке ма­ гистрального трубопровода и горизонтальных градиентов на­ пряжений над трубопроводом;

-измерение поляризационного потенциала методом отклю­ чения тока поляризации (тока защиты сооружения);

-определение поляризационного потенциала методом ин­ тенсивных измерений;

-измерение поляризационного потенциала методом отклю­ чения тока поляризации вспомогательного электрода;

-определение удельного электрического сопротивления грунта;

-измерение потенциалов во времени в зонах влияния блуж­ дающих токов;

-определение трассы прокладки трубопровода и глубины его залегания;

-определение переходного сопротивления изоляционных покрытий трубопровода;

-определения мест повреждения в изоляции;

-контроль эксплуатационных и технологических парамет­ ров средств электрохимзащиты.

Для выполнения вышеперечисленных работ в состав лабо­ ратории входит комплект приборов и оборудования, обеспечи­ вающих сбор, хранение, обработку результатов измерений и пред­ ставление их в удобном для анализа виде как в процессе измере­ ний, так и на рабочем месте в лаборатории после проведения работ. Лаборатория смонтирована на полноприводных шасси ав­ томобилей производства AMO ЗИЛ, УРАЛАЗ, КАМАЗ.

Система коррозионного мониторинга магистральных тру­ бопроводов «Пульсар» предназначена для оперативного конт­ роля параметров электрохимической защиты и дистанционно­ го управления работой устройствами катодной защиты магист­ ральных трубопроводов. Разработчик НИИ МП, ГУП «Пар­ сек» - Москва, Зеленоград.

ГЛАВА 2

МЕТОДЫ ЛИКВИДАЦИИ ЗАГРЯЗНЕНИЙ С ВОДНОЙ ПОВЕРХНОСТИ

2.1. Классификация методов удаления нефтезагрязнений

В мировой практике до настоящего времени существует двойственное отношение к нефтезагрязнениям: пассивное, ког­ да нефтезагрязнения проявляются в глубине акваторий водно­ го пространства вдали от суши, и активное, когда нефтезагряз­ нения оказываются в прибрежной части материков или внут­ ренних водоемов. В первом случае борьба с ними происходит, как правило, за счет самоочищения без участия людей и меха­ низмов; во втором - за счет их принудительного удаления.

Из всех известных способов и методов ликвидации загряз­ нений нефтепродуктами водной поверхности следует выделить четыре основных способа: механический, осуществляемый с по­ мощью всевозможных конструкций и устройств для сбора не­ фти; физико-химический, основанный на использовании физи­ ко-химических явлений; биологический - с помощью микро­ биологических культур и фотохимический, проходящий под дей­ ствием солнечного света и катализаторов.

Основные методы ликвидации загрязнений с водной по­ верхности [56] могут быть систематизированы и сгруппирова­ ны по признакам действия, табл. 2.1.

2.2. Методы ликвидации нефтезагрязнений сводной поверхности

2,2.1. Самоочищение

В ряде районов Мирового океана в процессе длительной эволюции сложились механизмы самоочищения морской сре-

Таблица 2.1 Классификация методов удаления нефтепродуктов

ды от нефти, сотни тысяч тонн которой ежегодно на протяже­ нии многих тысяч лет просачиваются сюда через поры и тре­ щины в горных породах. Очистка происходит за счет ассими­ ляционной способности самой морской среды. В других райо­ нах, не подвергающихся постоянному загрязнению нефтью, эта способность выражена крайне слабо.

Общим для всей водной среды является то, что после по­ падания на водную поверхность морей и внутренних водоемов нефть с самого начала подвергается многим физическим и хи­ мическим превращениям. Обычно нефть распространяется по поверхности воды в виде пленки толщиной несколько милли­ метров в зависимости от ее вязкости и температуры. Например, толщина пленки нефти, имеющей плотность 930...960 кг/м 3, в холодной морской воде может достигать 6...7 мм.

Под действием воздуха, солнца и морской воды с нефтью происходят химические реакции в сочетании с процессами ра­ створения, испарения, фотохимическими реакциями и микро­ биологической деградацией, которые и определяют три основ­ ных процесса поведения нефти в море - адвекция, растекание

ивыветривание [108]:

-адвекция - процесс переноса нефти под действием ветра

итечений. Средняя скорость распространения нефтяного пят­ на в первые часы после разлива ее на водной поверхности со­ ставляет порядка 3...3,5 % от скорости ветра и 10...60 % от ско­ рости течения;

-растекание - процесс, обусловленный плавучестью не­ фти и коэффициентом растекания за счет поверхностного на­ тяжения и диффузии, приводящий к увеличению площади по­ верхности моря, покрытой нефтяной пленкой. С течением вре­ мени процесс гравитационного растекания замедляется, зато на­ чинает действовать горизонтальная турбулентная диффузия;

-выветривание - изменение свойств нефти (плотности и вязкости) во времени.

Все эти физические и химические изменения, которым под­ вергается пролитая в море нефть, часто объединяются одним термином «выветривание» (weathering). Время выветривания