Количественный анализ риска возможных разливов нефти и нефтепродуктов

       Содержание 

       Введение……………………………………………………….............3

1. Наиболее вероятные сценарии аварий на нефтепроводе и

                 в резервуарных парках реального объекта нефтедобычи………5

          2. Расчет массы  возможных  аварийных  разливов   нефти……6

    2.1.Оценка массы  возможных  аварийных  разливов 

    на трубопроводе перекачки  нефти………………………12 

    2.2.Оценка массы  возможных  аварийных  разливов 

    В резервуарном парке и наливной эстакаде…………..15

3. Определение линейных размеров и площади зеркала

           аварийных  разливов  и времени гравитационного

           растекания  нефти ………………………………………….16

4. Определение времени гравитационного растекания

нефти………………………………………………………….19

          5. Определение зон возможного теплового поражения

           при максимально  возможных   разливах   нефти……..24

6. Оценка частоты реализации опасностей

на  трубопроводе перекачки нефти и  в резервуарных

парках…………………………………………………………25

Список  литературы………………………………………….32 
 
 
 
 
 
 
 
 

       Ведение

       Аварии  в резервуарном парке и на нефтепроводах, в результате которых создаются чрезвычайные ситуации, представляющие угрозу людям, объектам экономики и окружающей природной среде - это аварии с  разливом   нефти , пожарами и загрязнением прилегающих территорий. Для предупреждения и ликвидации подобных чрезвычайных ситуаций, необходимо  количественно оценить  риск   возможных   разливов   нефти  и их последствий, и разработать на этой основе мероприятия направленные на их предупреждение и поддержание в состоянии постоянной готовности соответствующих сил и средств.

       В соответствии с Постановлениями  Правительства РФ 613 О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных  разливов   нефти  и нефтепродуктов и 240 О порядке организации мероприятий по предупреждению и ликвидации  разливов   нефти  и нефтепродуктов на территории РФ планы разрабатываются с учетом максимально  возможного  объема  разлива  нефти, который определяется для следующих объектов:

• трубопровод при порыве - 25% максимального объема прокачки в течение 6 часов и объем нефтепродуктов между запорными задвижками на порванном участке трубопровода;
• трубопровод при проколе - 2% максимального объема прокачки в течение 14 дней.
• стационарные объекты хранения  нефти  - 100 % объема максимальной емкости одного

       объекта хранения.

       Однако  при разработке планов по предупреждению и ликвидации аварийных  разливов  нефти  на трубопроводах и резервуарах конкретного предприятия необходимо предварительно рассчитать массы аварийных выливов с учетом реальных факторов (профиля трассы, специфики транспорта нефти на сборный пункт с мест отбора жидкости из скважин, контрольного проезд вдоль трассы нефтепровода 2 раза в сутки, хорошей просматриваемости места залегания трубопровода и т.п.), и оценить последствия воздействия поражающих факторов на людей и прилегающие территории с учетом специфики сценариев развития аварий. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.Наиболее вероятные сценарии аварий на нефтепроводе и

         в резервуарных  парках реального  объекта нефтедобычи. 

       Сценарий  А. Порыв трубопровода перекачки нефти с Южного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемый выброс нефти из трубопровода через гильотинный разрыв за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения выброса аварийно – восстановительной бригадой.

       Сценарий  Б. Порыв трубопровода перекачки нефти с Северного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемый выброс нефти из трубопровода через гильотинный разрыв за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения выброса аварийно - восстановительной бригадой.

       Сценарий  В. Прокол трубопровода перекачки нефти с Южного купола на пункт сбор нефти - неконтролируемая утечка нефти из трубопровода через малое аварийное отверстие за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения утечки аварийно-восстановительной бригадой.

       Сценарий  Г. Прокол трубопровода перекачки нефти с Северного купола на пункт сбора нефти - неконтролируемая утечка нефти из трубопровода через малое аварийное отверстие за время, определяемое временем обнаружения и временем устранения утечки аварийно-восстановительной бригадой.

       Сценарий  Д. Разрушение резервуара. Разлитие  нефти  в обваловании.

       Полное  разрушение, резервуара РВС-1000  разлив   нефти  в обвалование загряз-ение оборудования резервуаров и земли в обваловании.

       Сценарий  Е. Отказ автоцистерны. Квазимгновенное разрушение автоцистерны. Разлитие  нефти  по прилегающей территории. 
 
 

2. Расчет массы  возможных  аварийных  разливов   нефти 

       Применяемые физико-математические модели и методы расчета массы  возможных аварийных  разливов   нефти  на трубопроводе. При выполнении расчетов процесса аварийного опорожнения трубопровода учитывались условия истечения до закрытия задвижек, когда движущий напор остается постоянным, и истечение после закрытия задвижек, когда движущий напор в трубопроводе является переменным во времени, по мере истечения нефтепродукта до прекращения утечки. Количество нефти, вытекающее при аварии на i-ом участке трассы, является случайной функцией, зависящей от следующих случайных параметров:

• размера и места расположения аварийного отверстия;
• интервала времени с момента возникновения аварии до перекрытия задвижки на сборной емкости;
• продолжительности истечения нефти с момента остановки перекачки до момента прибытия аварийно-восстановительной бригады и эффективности мер по локализации аварии.

       Процесс аварийного опорожнения продуктопровода происходит в двух режимах:

       Первый  режим - до закрытия задвижки при постоянном напоре, когда движение потока жидкости в трубе определяется давлением газа в сборной емкости и разностью высот геодезических отметок;

       Второй  режим - после закрытия задвижки в самотечном режиме для переменного во времени, по мере истечения нефти, движущегося напора, когда движение потока вызывается разностью высот геодезических отметок вдоль трассы трубопровода.

       До  закрытия задвижек, когда движущий напор остается постоянным и расход нефти ( ) через аварийное отверстие определяется разностью внутреннего и внешнего давления с учетом

       высот геодезических отметок, расстоянием  от сборной емкости до места разрыва, условным диаметром аварийного отверстия и рассчитывается по известной формуле: 

       

         

       где - массовый расход нефти через аварийное отверстие;

       ΔH- падение напора в аварийном отверстии;

         - условный диаметр аварийного отверстия;

       µ- безразмерный коэффициент расхода, учитывающий толщину стенки трубы;

       ρ- плотность нефти;

       g - ускорение силы тяжести. 

       Под величиной ΔH понимается разность напоров внутри трубы

       и вне полости трубы в сечении, где расположено аварийное отверстие. Для определения  ΔH запишем систему уравнений:

        

 

       где i - гидравлический уклон рассматриваемого участка, безразмерная величина, показывающая падение напора на единице длины  трубопровода,

       Нн, Нк - напоры, соответственно в начале и конце участка трубопровода,

       Zн, Zк - геодезические высоты, соответственно начала и конца участка трубопровода,

       L - длина рассматриваемого участка  трубопровода,

         - расстояние от сборной емкости до аварийного отверстия,

         - геодезическая высота аварийного отверстия,

       Ра - атмосферное давление,

         - давление в сборной емкости.

       Масса нефти, вытекшей из трубопровода с момента возникновения аварии до момента закрытия задвижки на сборной емкости, определяется с учетом уравнений (1) и (2) и будет равна: 

       

 

       где М(t,dусл) - масса аварийного выброса за время t через аварийное отверстие с условным

       диаметром dусл.

       Для определения количества вытекшей в  самотечном режиме нефти Мср необходимо решить нелинейное уравнение Бернулли.

       В это уравнение входит скорость жидкости, а также напор внутри полости трубы в аварийном сечении. При этом по мере истечения нефти напор изменяется во времени.

       Для сегмента трубопровода, заключенного между сечениями 1 и 2, имеет место  уравнение Бернулли:

       

 

       где Р1, Р2 - давления, соответственно в сечениях 1 и 2 трубопровода;

       Z1, Z2 - геодезические высоты, соответственно для сечений 1 и 2 трубопровода;

       H - потери напора на трение;

       hм - потери напора на преодоление местных сопротивлений.

       Потери  напора на трение в трубопроводе h

       вычисляются по формуле Дарси-Вейсбаха:

       

 

       где D - коэффициент гидравлического сопротивления;

       L[1-2] - длина сегмента трубопровода между сечениями 1 и 2;

       D - внутренний диаметр трубопровода;

       v - скорость нефтепродукта в самотечном  режиме.

       Для вычисления коэффициента гидравлического  сопротивления D могут быть применены классические формулы гидравлики. В зависимости от режима течения нефти в трубопроводе используются формулы: Пуазейля-Стокса, Блазиуса, Альтшуля или Шифринсона. Применимость той или иной формулы гидравлики определяется диапазоном изменения числа Рейнольдса Re =vпрD/ (где - кинематическая вязкость нефтепродукта; vпр - скорость перекачки).