санна сафина81 норм контр перед.2 (1198172), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

К - коэффициент растекания = 150 (1/с);

h(t) - толщина пленки нефти, которая может быть вычислена по зависимости:

(1.9)

h(t) -толщина пленки;

h_i- начальная толщина пленки (м);

h_t - конечная толщина (м);

t₅₀- время, за которое толщина пленки уменьшится на 50%.

В процессе взаимодействия нефти с водой происходит не только растворение легких фракций в воде, но и насыщение нефти водой. При этом возможно возникновение эмульсии двух типов: вода-в-нефти и нефть-в-воде. При концентрации нефти более 50% это эмульсия первого типа, менее - второго. Скорость водонасыщения при спокойных условиях (отсутствия турбулентных факторов) можно определить по следующей зависимости:

(1.10)

где:

Em(t) - степень максимального водонасыщения для рассматриваемого типа нефти (%);

δ t – промежуток времени, в течение, которого происходит водонасыщение (c);

t₅₀- 50% времени достижения максимального водонасыщения.

Вместе с эмульгированием, идет процесс собственно растворения нефти в воде. Хотя растворимость нефти в воде считается низкой, отдельные компоненты достаточно хорошо растворимы воде и быстро выщелачиваются.

Высоколетучие углеводороды растворяются в воде в количестве 40-60 мг/л, тяжелые углеводороды - 0,7 мг/л. Растворимость бензола в воде составляет 1750 мг/л, бензины 28 -129 мг/л, топливо на основе керосиновых фракций 3-10 мг/л.

1.3 Оценка риска аварийных разливов

Риск аварийных разливов нефти зависит от средств .затраченных на уменьшение этого риска или предотвращение аварийных ситуаций. Существует ряд программных продуктов, позволяющих оценить риск аварии объектов, представляющих собой структурированный анализ риска и функциональности. Либо анализ аварий и их последствий, который включает в себя использование данных о частоте аварий вплоть до анализа экипировки рабочих и их инструментов. Важная роль отводится также QRA (quantity risk analysis) представляющий собой метод количественной оценки рисков. Этот метод позволяет решить вопрос - является ли риск, сопряженный с эксплуатацией платформы, действительно минимальным с точки зрения их разумной выполнимости (ALARP -As Low As Reasonably Practicable). Этот принцип очень важен, поскольку позволяет понять, что достичь "нулевого риска" производства невозможно. При попытке снизить и без того низкий уровень риска начинает действовать закон «уменьшающейся доходности». Согласно ему увеличение инвестиций в дальнейшее снижение риска дает все меньший результат. Показывая этот риск, ALARP помогает убедиться, что найден оптимальный баланс.

Следует заметить, что также как невозможно добиться «нулевого риска», невозможно добиться "нулевых эмиссий".

Наиболее тяжелые последствия имеют аварии сооружений нефтеналивных портов и танкеров, перевозящих нефть и нефтепродукты. Такие аварии сопровождаются разливами нефти по поверхности воды и существенным воздействием на гидроэкосистемы. Только быстрые и эффективные меры по устранению этих загрязнений могут снизить воздействие их на морскую среду. В особенности это относится к акваториям северных морей, флора и фауна которых наиболее уязвимы.

Современные требования по оценке воздействий на окружающую среду (ОВОС) хотя и предусматривают необходимость интегральной оценки экологического риска намечаемых проектных решений, не содержат по этой процедуре никаких конкретных рекомендаций, поскольку методы количественного расчета риска при оценке экологических последствий разработаны недостаточно полно.

Тяжесть последствий загрязнения морской среды углеводородами в результате аварий судов, нефтепроводов и других технических средств транспортировки нефти, нефтепродуктов и газоконденсата определяется их объемами.

Объемы разливов в свою очередь будут определяться самим объектом, содержащим углеводороды и условиями истечения. Так, в случае нарушения целостности корпуса танкера, истечение будет определяться расположением пробоины относительно ватерлинии и количеством нефти в танках. При нарушении целостности нефтепровода проходящего по поверхности земли, истечение будет определяться размером трещины (свища) и давлением внутри нефтепровода. Существующие методы гидравлических расчетов позволяют определять объемы разлитой нефти за заданные промежутки времени с удовлетворительной точностью при соответствующей точности исходных данных.

Среднегодовой объем выбросов нефти при авариях подводных трубопроводов можно определять как математическое ожидание случайной величины выброса[5]:

(1.11)

где

λ - параметр потока отказов;

L_i - общая длина подводных трубопроводов;

v_i - объем выброса при единичном порыве трубопровода.

Среднегодовой объем разливов при авариях судов можно определять аналогично:

(1.12)

где N - количество судов постоянно находящихся в рассматриваемом бассейне;

vi - объем среднестатистического разлива;

Величину загрязненной области морской среды G при объеме выброса (разлива) можно определить исходя из физико-химических свойств разлитых углеводородов и концепции полураспада, согласно которой количество вещества уменьшается вдвое на протяжении равных интервалов времени.

(1.13)

где N - масса нефти, остающейся на поверхности воды в момент времени t, (т);

t_0,5 - время полураспада нефтяного пятна (ч).

1.4 Экономический ущерб от загрязнения морской среды углеводородами

Экономический ущерб от загрязнения морской среды углеводородами можно оценить исходя из его объема и повторяемости. Сумма средств для защиты от риска загрязнения U входит в величину расчетной оценки разрабатываемого месторождения или прибыли приносимой строящимся портом. Финансовая эффективность работы порта, разработки нефтегазового месторождения или другого предприятия на морском побережье связанного с возможным загрязнением морской среды может быть определена (Мансуров М.Н. Экологический риск) по формуле:

(1.14)

где R_p - хозяйственный эффект от работы предприятия;

Z_t - ценность годовой продукции в затратах f-ro года;

S_t - сумма предстоящих и эксплуатационных затрат в t-ом году работы;

Е_нд - нормативный коэффициент дисконтирования;

Т - расчетное время работы.

Если U инвестируется до времени появления ущерба, то U и инвестиционный рост U(1 + Е_нд)T будет равен сумме затрат на возмещение ущерба W. Это положение можно распространить на группу различных объектов, располагаемых на одной акватории. На рисунке 1.3 представлена группа объектов, состоящая из платформы для добычи нефти на морском шельфе, рейдового причала и морского порта. Планируемые доходы от этих объектов R1, R2, R3. Каждому объекту соответствуют суммы возможного ущерба Q₁, Q₂, Q3 определенные на основе вероятности потенциального ущерба, причем ΣQi = W.

Рисунок 1.3 Определение ущерба при возможном

аварийном загрязнении среды

Можно рассчитать величину экологических издержек U для предполагаемого ущерба Wс вероятностью появления q в период времени T при допущении, что W имеет место внутри промежутка Т, например, в момент времени T/2. Тогда,

(1.15)

Расчетная стоимость продукции Z может быть представлена в виде:

Z = S(1 +h)(1 +р) (1.16)

где S - прямые расходы на строительство и эксплуатацию объектов;

h -накладные расходы;

р - прибыль.

1.5 Особенности загрязнения нефтепродуктами морских вод в условиях Охотского моря

Газовый конденсат и нефть залегают в песчано-глинистых пластах Дагинского отложения, который представляет собой крупную, слегка асимметричную, пересеченную разрывами антиклиналь длиной приблизительно 25 км и шириной 8 км. Эта структура завершается вертикальной складкой высотой 900 м, которая состоит из шести тектонических блоков, как показано на рисунках 1.4-1.6.

Верхняя структура Дагинского отложения имеет толщину примерно 1000 - 1400 м и расположена на глубинах от 1700 м на гребне месторождения и до 2500 м на флангах месторождения.

Рисунок 1.4 Месторасположение

Лунского месторождения.

Рисунок 1.5 Схема верхней структуры

Лунского месторождения

Рисунок 1.6 Разрез Лунского месторождения

в направлении восток-запад, тектонический блок I

Месторождение состоит из двух многослойных залежей углеводородов. Верхняя залежь, расположенная в пределах Верхне-Дагинского сочленения, содержит газ и конденсат с нефтяной оторочкой размером примерно 30 м, в то время как нижняя залежь в Средне-Дагинском сочленении состоит лишь из газа и конденсата. Залежи углеводородов расположены в пределах горизонтов с I по XIII (от блока I вверх до XVII горизонта). Данные об объемах углеводородов представлены в таблице 1.4

Таблица 1.4

Объемы запасов углеводородов на Лунском месторождении

Климатические условия на Лунском месторождении из-за низких температур и сильных ветров являются весьма суровыми. Кроме того, погодные условия сильно разняться в зависимости от времени года. Температура нередко падает ниже –30^oC. Преобладающими направлениями ветра в зимний период являются от западного к северному. Ледяной покров образуется к концу ноября и полностью исчезает лишь к концу июня. Лето – короткое и достаточно теплое с большим количеством туманных дней. Преобладающими в летний период являются ветры южного и юго-восточного румбов.

Данные о температуре воздуха, осадках, снежном покрове, тумане и видимости получены с метеостанции Комрово. Данные о ветре были получены на основании модели «Оушенвезер хиндкаст» (Oceanweather hindcast). Информация по снежным бурям в районе Лунского месторождения имеется на береговой метеостанции Комрово.

Данные о среднем и максимальном количестве дней со снегопадами по месяцам за период 1966 – 2000 гг. представлены в таблице 1.5

Таблица 1.5

Среднее и максимальное количество дней со снегопадами по месяцам за период 1966 – 2000 гг.

	Месяцы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	Год
Количество дней со снегопадами
в среднем	7,9	7,3	7,8	4,2	1,1					0,7	4,5	8,7	42,2
максимум	17	14	15	15	4					4	12	15	69
Продолжительность снегопадов (часов) за период 1966 – 2000 гг.
в среднем	87,4	80,2	86,5	36,7	9,4					4,9	39,1	87,5	431,5
максимум	222	201	224	170	43					34	88	192	768

Характеристики

Список файлов ВКР