Яковлев В.В. Экологическая безопасность, оценка риска

Подождите немного. Документ загружается.

171

Нефтяное и нефтепродуктовое загрязнение окружающей природной

среды является одним из наиболее распространенных и опасных. Посколь-

ку нефть – это сложный продукт, в основном состоящий из множества уг-

леводородов, значение растворимости в воде, испарения и проникания в

почву зависят от соотношения различных углеводородов.

В нефтях установлено более 450 индивидуальных соединений. Ос-

новными компонентами, составляющими

90%…95% нефтей, являются уг-

леводороды. Число углеродных атомов в углеводородах нефти колеблется

от С

– С

(газы) до С

В состав нефти входят следующие углеводороды.

Алканы (парафины) с общей формулой С

2n+2

. Низшие нефтяные

углеводороды до бутана (n=4) входят в состав природного газа и растворе-

ны в нефти. Углеводороды с n=5…17 – жидкости с характерным «бензино-

вым» запахом. Высшие углеводороды с n>17 – твердые вещества. Как пра-

вило, содержание алканов в нефти составляет 15%...55%.

Циклоалканы – нафтеновые углеводороды (нафтены) с общей фор-

мулой С

насыщенные циклические углеводороды ряда циклопентана

и циклогексана, а также более сложные полициклические соединения.

Нафтены входят в состав всех типов нефтей и присутствуют во всех неф-

тяных фракциях. По массе на долю нафтенов в нефтях приходится

30%…50%.

Ароматические углеводороды – непредельные циклические соеди-

нения ряда бензола. Общая формула С

2n-m

, где n≥6, m≥6 - четное число.

Ароматические соединения обладают повышенной устойчивостью струк-

туры и более инертны к химическому окислению, чем алканы. Они хорошо

растворимы в воде. Содержание в сырых нефтях ароматических углеводо-

родов составляет 5%...55%.

Асфальтены и смолы – гетероциклические и алифатические углево-

дороды. В этих соединениях крупные фрагменты молекул связаны между

собой

мостиками, содержащими метиленовые группы и гетероатомы (S, O,

N) в функциональных группах: карбонильной, карбоксильной и меркапто

группе. На долю асфальтенов и смол в составе сырых нефтей приходится

2%..15%.

Олефины – ненасыщенные нециклические соединения с общей фор-

мулой С

. При нормальных условиях углеводороды С

и С

– газы,

…С

– жидкости. Высшие олефины – твердые вещества. Эти соедине-

ния почти не присутствуют в сырой нефти, но являются основным продук-

том ее крекинга (разложение нефтяных продуктов в специальных установ-

ках при температуре 450°С…550°С). В воде олефины практически не рас-

творимы.

К нефтепродуктам относят различные углеводородные фракции, по-

лучаемые из нефтей.

Однако, в более широком толковании понятие «неф-

тепродукты» принято трактовать в двух значениях – техническом и анали-

172

тическом. В техническом значении – это товарные сырые нефти, прошед-

шие первичную подготовку на промысле, а также продукты переработки

нефти, использующиеся в различных видах хозяйственной деятельности:

автомобильные и авиационные бензины, реактивные, тракторные, освети-

тельные керосины, дизельные и котельные топлива, мазуты, растворители,

смазочные масла, гудроны, нефтяные битумы и прочие нефтепродукты

(парафин, нефтяной

кокс, присадки, нефтяные кислоты и т.д.).

В аналитическом понимании к нефтепродуктам относят неполярные

и малополярные соединения, растворимые в гексане. Под аналитическое

определение попадают практически все топлива, растворители и смазоч-

ные масла, но не попадают тяжелые смолы, асфальтены, а также вещества,

образующиеся из нефтепродуктов при длительном их нахождении в поч-

вогрунтах

и водах в результате микробиологических и физико-химических

процессов. Содержание углеводородов в некоторых нефтепродуктах при-

ведено в табл. 9.2.1.

Таблица 9.2.1.

Содержание углеводородов в некоторых товарных видах нефтепродуктов.

Углеводородные группы (массовая доля, %)

Нефтепродукты

Парафиновые,

нафтеновые

Ароматические Непредельные

Автомобильные бензины 77…83 5…17 0…18

Авиационные бензины 23…59 16…19 0.6…0.7

Дизельные топлива 82…94 5…17 -

Масло автомобильное АК-10 56.5 40.0 -

Испаряемость нефтей и нефтепродуктов – их способность перехо-

дить из жидкой фазы в паровую. Скорость испарения зависит от состава и

температуры нефти или нефтепродукта, площади испарения, типа емкости,

в которой они хранятся, скорости движения воздуха над поверхностью,

давления насыщенных паров и ряда других условий. Подробно процессы

испарения нефти и нефтепродуктов рассмотрены

в разделе 13.

Вязкость нефтей – их свойство оказывать сопротивление перемеще-

нию под влиянием действующих на них сил. Вязкость зависит от фракци-

онного и группового состава нефти или нефтепродукта: чем тяжелее фрак-

ционный состав, чем больше асфальтосмолистых веществ, тем выше вяз-

кость. В целом вязкость нефти и нефтепродуктов больше вязкости воды, в

особенности

это относится к маслам, котельным топливам и тяжелым неф-

тям. Вязкость бензинов меньше вязкости воды, что обуславливает их спо-

собность к быстрому передвижению в пористой среде грунтов по сравне-

нию с другими жидкими нефтепродуктами.

Растворимость нефти и ее производных в воде связана с их химиче-

ским составом. Она уменьшается со

снижением содержания ароматиче-

ских углеводородов и повышением концентраций циклопарафиновых и

173

особенно парафиновых составляющих. В отдельных публикациях указы-

ваются следующие величины растворимости [46]:

- нефти 10…50 мг/л;

- бензинов 9…505 мг/л;

- керосинов 2…5 мг/л;

- дизельного топлива 8…22 мг/л;

- бензола 1600…1800 мг/л;

- толуола 500…600 мг/л;

- ксилола 170…200 мг/л;

- этилбензола 130…150 мг/л.

Одним из характерных

свойств ряда летучих нефтепродуктов явля-

ется их способность в определенных соотношениях с воздухом образовы-

вать горючую и взрывоопасную смесь. Наибольшее и наименьшее содер-

жание паров нефтепродуктов в смеси с воздухом, при котором возможно

воспламенение (взрыв) при внесении в эту смесь источника тепловой энер-

гии, называют соответственно верхним концентрационным и нижним кон

центрационным пределами воспламенения (взрываемости), а интервал ме-

жду ними – зоной горения (взрываемости).

Нефть и нефтепродукты обладают высоким электрическим сопро-

тивлением и относятся к диэлектрикам. При их движении по трубопрово-

дам, насосам, арматуре от трения частиц горючего на стенках труб и кор-

пусах могут образовываться заряды статического электричества с разно-

стью

потенциалов 30…40 кВ, что в ряде случаев является причиной вос-

пламенений паров нефтепродуктов.

Пары нефти и нефтепродуктов являются токсичными и оказывают

отравляющее действие на организмы, в том числе и человека. Предельно

допустимые концентрации вредных паров нефтепродуктов в воздухе при-

ведены в табл. 9.2.2 [46, 48].

Многие исследователи отмечают сильное токсическое действие лег-

ких фракций на

микробные сообщества и почвенных животных. На по-

верхности эти фракции подвергаются физико-химическим процессам раз-

ложения, и входящие в их состав углеводороды быстро перерабатываются

микроорганизмами.

Таблица 9.2.2.

Предельно допустимые концентрации вредных паров нефтепродук-

тов в воздухе для хронического ингаляционного воздействия.

Нефтепродукт Предельно допустимая кон-

центрация, мг/м

Критические органы

Бензин 0.071 Глаза, органы дыхания,

печень, почки, цен-

тральная нервная сис-

тема

Бенз(а)пирен

1.0

⋅10

-6

Почки

Бензол 0.03 (0.15) Кровь, красный кост-

174

ный мозг, сердечно-

сосудистая система,

центральная нервная

система

Бутан 0.62 Системный асфиксант

(асфиксация – удушье,

остановка дыхания

вследствие недостатка

кислорода)

Керосин 0.01 Печень

Ксилол 0.1 Центральная нервная

система, органы дыха-

ния, почки, печень

Нефть 0.071 Почки

Этанол 100 Центральная нервная

система, органы дыха-

ния

Метанол (30) Центральная нервная

система

Углерод оксид 23 Сердечно-сосудистая

система

Формальдегид (0.048) Органы дыхания, глаза

Метан 50 Органы дыхания

Сажа 0.05 Органы дыхания, зубы

Стирол 1 Центральная нервная

система, гормоны

Пропилен 3 Органы дыхания

Пропан-1.2-диол 0.003 Органы дыхания, носо-

вая полость

При оценке и контроле загрязнения окружающей природной среды

выделяются группы нефтепродуктов, различающихся:

- степенью токсичности по отношении к живым организмам;

- скоростью разложения в окружающей среде;

- характером произведенных изменений в атмосфере, почве,

грунтах, водах и биоценозах.

Следует отметить, что последние исследования [47] не дают возмож-

ности установить связь между загрязнением

среды нефтепродуктами и ра-

ком животных. Кроме того, считается совершенно необоснованным мне-

ние о том, что потребление в пищу зараженных раком тканей животных

может вызвать рак у людей.

9.3. Источники поступления нефти в окружающую среду.

Основными этапами жизненного цикла нефти и газа являются:

- добыча;

- транспортировка;

175

- переработка;

- использование.

Перечисленные выше этапы довольно часто сопровождаются значи-

тельными потерями и катастрофическими последствиями воздействий

нефти, нефтепродуктов и их компонентов на окружающую природную

среду и население.

Только в прибрежной зоне в мире работает около 7000 буровых

платформ, по морям и океанам ходит более 3000 танкеров различного во-

доизмещения, объем перемещения нефти

и нефтепродуктов которыми пре-

вышает 1 млрд. т/год. Ежегодные потери только при добыче нефти на

шельфе превышают 0.1 млн. тонн.

Поступление нефтепродуктов в Мировой океан составляет примерно

0.23% от годовой добычи нефти в мире. При перевозке нефти в морях и

океанах, а также в портах теряется около 2 млн. т/год, что составляет

40%

общего сброса нефти.

На суше основная масса нефти и нефтепродуктов транспортируется

по трубопроводам, наибольшая протяженность которых находится в США.

В России весь добываемый природный газ, 90% нефти и большая до-

ля нефтепродуктов доставляется потребителям по магистральным трубо-

проводным системам (см. раздел 10).

Наиболее уязвимая часть магистральных трубопроводов – это пере-

сечение рек, каналов,

озер, водохранилищ, железнодорожных путей и ав-

тодорог. На территории бывшего СССР магистральные трубопроводы пе-

ресекали шоссейные и железнодорожные пути 15 000 раз и 2 000 раз - ре-

ки, озера и каналы. Более 40% протяженности трубопроводов проработали

более 20 лет, более половины – 30 лет, пятая часть – более 40 лет, что су-

щественно повышает вероятность возникновения аварийных ситуаций с

выходом нефти

и нефтепродуктов.

По зарубежным данным потери нефти на пути от нефтепромысла до

бака автомобиля достигают 3% от массы добытой нефти. Представление о

масштабах аварийных ситуациях в России представлено в табл. 9.3.1.

Таблица 9.3.1.

Техногенные чрезвычайные ситуации в России в марте-июне 1993 г.

Место аварии Описание события Масштаб ущерба

Республика Коми,

Усинский р-он

Прорыв нижнего кольца резервуара

емкостью 5000 т. в обваловку.

Утечка 3000 т нефти

Иркутская обл.,

г. Ангарск

Разрыв нефтепровода диаметром

1020 мм. Площадь пробоины 20

см

Утечка 20 000 т нефти

Красноярский край Прорыв нефтепровода диаметром

720 мм с последующим возгорани-

ем нефти

Утечка 3000 т нефти

Самарская обл. Прорыв нефтепровода в р. Сухая

Вязовка. Пятно по длине 1 км, в

ширину 10…12 м.

Утечка 7000 т нефти

176

Московская обл. Опрокидывание двух цистерн с со-

ляркой

Вытекло 1000 т солярки

Москва Авария с бензовозом Вытекло и сгорело 14 т

бензина

Менее значительны, но более часты аварии, связанные с железнодо-

рожным и автомобильным транспортом. Масса нефтепродукта, попадаю-

щего в окружающую среду, в этом случае лимитируется объемом емкости,

которая составляет 40…120 м

для железнодорожных цистерн и 4…30 м

–

для автомобильных.

Потери при наливе в железнодорожные цистерны могут достигать

0.03%...0.04% от объема наливаемого нефтепродукта, а путевые потери – в

среднем 0.08% от объема перевозимого нефтепродукта.

По оценкам [46], вследствие испарения теряется на нефтеперегонных

заводах 16%, на нефтебазах – 32%, на автозаправочных станциях до 50%

от общей массы хранимых нефтепродуктов. Для типовой автозаправочной

станции на 500…600 заправок в сутки

выбросы углеводородов в атмосфе-

ру из топливных баков автомобилей достигают 3.6 т/год.

В целом, при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов

потери составляют 2% от объема добываемой нефти. По оценкам отечест-

венных и зарубежных специалистов, около 75% этих потерь приходятся на

испарение из резервуаров и танкерных емкостей. При морских перевозках

теряется примерно 0.6%

нефти и нефтепродуктов. На железнодорожном

транспорте потери от испарения при наливе в цистерны составляют

0.3%...1.25% от объема наливаемого продукта. Таким образом, общие по-

тери нефти могут достигать 2%...3% от объема ее добычи.

177

10. Сухопутные виды транспортировки нефти и нефтепродуктов.

10.1. Магистральные трубопроводные системы.

Протяженность магистральных трубопроводов России составляет в

настоящее время 217 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей,

включая газопродуктоводы, - 151 тыс. км, нефтепроводных - 46,7 тыс. км и

нефтепродуктоводных - 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топлив-

но-энергетического комплекса трубопроводным транспортом достигла

30% общего грузооборота. По системе магистрального

транспорта пере-

мещается 100% добываемого газа, 99% добываемой нефти, более 50% про-

изводимой продукции нефтепереработки.

Вместе с тем более 35% трубопроводов РФ эксплуатируется уже бо-

лее 20 лет, что требует повышенного внимания к их эксплуатационной на-

дежности и технической безопасности.

В новых проектах предполагается использовать в трубопроводах вы-

сокое давление: на сухопутных до 14 МПа, а

на морских до 18-20 МПа.

Известно, что переход через Черное море газопровода Россия - Турция бу-

дет работать с давлением 25 МПа.

Магистральные трубопроводные системы включают:

• линейные трубопроводы;

• резервуарные парки хранения;

• насосные перекачечные станции;

• системы обеспечения обслуживания и ремонта.

Линейные трубопроводы, общая протяженность которых в Рос-

сии превышает 240000 км,

относятся к производственным объектам повы-

шенной опасности. Это обусловлено большим диаметром труб, высоким

давлением транспортировки пожароопасных продуктов, а также длитель-

ностью эксплуатации. В настоящее время свыше 60% трубопроводов Рос-

сии эксплуатируются более 20 лет. По магистральным трубопроводным

системам нефть и нефтепродукты транспортируются на расстояния более

2000 км. Диаметр труб колеблется от 200 до 2020 мм.

Давление в таком

трубопроводе составляет, как правило, 5-10 МПа. Типовая схема укладки

трубопровода приведена на рис. 10.1.1.

Некоторые характеристики стальных труб, используемых в нефте-

проводных системах, приведены в табл. 10.1.1.

Таблица 10.1.1.

Параметры стальных труб нефтепродуктопроводов.

Толщина стенки, мм.

Максимальная при рабочем давлении, МПа.

Диаметр,

мм

Мини-

мальная

5.5 6.4 7.5 10.0

530 5.0 5.9 6.9 8.0 10.5

720 6.7 8.0 9.3 10.8 14.3

820 7.6 9.1 10.5 12.3 16.2

178

1020 9.6 11.3 13.1 15.3 20.4

Основной причиной загрязнения окружающей среды в процессе экс-

плуатации линейных участков трубопроводной системы является повреж-

дение труб с последующим выходом нефтепродуктов в открытое про-

странство.

Рис. 10.1.1. Типовая схема укладки трубопровода.

Статистика отказов (аварий) на магистральных нефтепроводах ком-

пании "Транснефть", приводящих к потере нефти, и их классификация по

причинно-следственным характеристикам за период с 1991 по 2002 годы

приведена в таблице 10.1.2.

Как следует из приведенных данных, средняя интенсивность

аварийных ситуаций на российских магистральных нефтепроводах оце-

нивается величиной λ = 0,13 аварии на 1000 км в год.

Таблица 10.1.2.

Статистика аварий на российских магистральных нефтепроводах.

Показатель П

ичины ава

ий

Годы Протя-

жен-

ность,

км.

Число

аварий

Приве-

денное

число

аварий к

1000 км

Кор-

розия

Завод-

ской

дефект

Брак

СМР

Мех. по-

вреж-

дения

трубо-

проводов

Прочие,

включая

ошибки

эксплуа-

тации

1991 65350 9 0,14 1 2 4 2 0

179

Показатель П

ичины ава

ий

Годы Протя-

жен-

ность,

км.

Число

аварий

Приве-

денное

число

аварий к

1000 км

Кор-

розия

Завод-

ской

дефект

Брак

СМР

Мех. по-

вреж-

дения

трубо-

проводов

Прочие,

включая

ошибки

эксплуа-

тации

1992 48100 10 0,21 0 4 2 4 0

1993 48100 12 0,24 2 1 4 4 1

1994 49600 6 0,12 1 2 1 2 0

1995 47200 7 0,15 2 2 3 0 0

1996 47200 9 0,19 2 1 4 2 0

1997 47200 6 0,12 0 0 3 2 1

1998 47200 3 0,06 0 0 3 0 0

1999 47200 3 0,06 1 - - 1 1

2000 47200 6 0,12 - - - - -

2001 48500 5 0,10 - 1 1 -

1+(две

врезки)

2002 48500 3 0,06 1 1 - 1 -

Всего

79 0,13 10 14 25 18 6

Принимая в качестве основного распределение аварий во времени по

закону Пуассона, вероятность P(t, λ) возникновения хотя бы одной аварии

на трубопроводе протяженностью L км в течение времени t (годы) при

средней интенсивности λ (аварий на 1000 км) может быть вычислена по

формуле:

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⋅⋅−−= tLLtP

1000

exp1),,(

(10.1.1)

Рассчитанное значение вероятности может быть использовано в ка-

честве исходного при построении «дерева событий» (рис. 10.1.2), отра-

жающего вероятные варианты развития аварийного процесса с разрушени-

ем трубопровода и выходом нефти в открытое пространство.

ПРЕКРАЩЕНИЕ ГОРЕНИЯ

ДО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ

0,003⋅Р

ФАКЕЛЬНОЕ ГОРЕНИЕ

СТРУИ

0,01⋅Р

ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИИ

0,007⋅Р

МГНОВЕННЫМ

ВОСПЛАМЕНЕН

ИЕМ

180

0,05⋅Р

ПРЕКРАЩЕНИЕ ГОРЕНИЯ

ДО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИИ

0,01⋅Р

ПОЖАР РАЗЛИТИЯ

РАЗРУШЕНИЕ

0,04⋅Р

ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИИ

НЕФТЕПРОВОДА

0,03⋅Р

ВЫБРОС НЕФТИ ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИИ

0,40⋅Р

НЕТ ВОСПЛАМЕНЕНИЯ

0,65⋅Р

ВПИТЫВАНИЕ НЕФТИ

В ГРУНТ

БЕЗ

МГНОВЕННОГО

ВОСПЛАМЕНЕН

ИЯ

0,25⋅Р

0,95⋅Р

ПОЖАР РАЗЛИВА НЕФТИ

ЕСТЬ ПОСЛЕДУЮЩЕЕ

0,295⋅Р

ВОСПЛАМЕНЕНИЕ НЕФТИ

0,30⋅Р

ВЗРЫВ ПАРОВ НЕФТИ

0,005⋅Р

РИС. 10.1.2. «Дерево событий»

Большие внутренние напряжения в стенках трубопроводов и техно-

логических аппаратов могут возникать в результате резкого торможения

движущегося потока жидкости, т.е. в результате так называемого гидрав-

лического удара (см. п. 12.3).

На территории Ленинградской области завершается строительство

магистрального трубопровода государственной значимости. Это так назы-

ваемая Балтийская трубопроводная система (БТС

), которая создается в со-

ответствии с Указом Президента Российской Федерации от 06.06.97 № 554

"Об обеспечении транзита грузов через прибрежные территории Финского

залива" и постановлениями Правительства Российской Федерации

от 16.10.97 № 1325 "О проектировании, строительстве и эксплуатации Бал-

тийской трубопроводной системы" (рис. 10.1.3).

БТС является одним из наиболее перспективных проектов в совре-

менной российской экономике

. Система ориентирована на создание нового

направления экспорта российской нефти из Тимано-Печерского региона,

Западной Сибири и Урало-Поволжья, а также транзит нефти из стран СНГ

и, в первую очередь, Казахстана. Проект предусматривает строительство

нового российского терминала по перевалке сырой нефти в районе

г. Приморска. Комплекс в полной мере отвечает экономическим

и полити-

ческим интересам России, поскольку в настоящее время остался только

один глубоководный порт в г. Новороссийске.