СПОСОБ ЛОКАЛИЗАЦИИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВОВ НЕФТИ В ПОЙМЕННО-ПАВОДКОВЫХ КОМПЛЕКСАХ МАЛЫХ РЕК И ЗАЩИТНОЕ ГИДРОТЕХНИЧЕСКОЕ СООРУЖЕНИЕ
METHOD OF LOCALISATION OF OIL SPILLS IN NAME-FLOOD COMPLEXES OF MINOR RIVERS AND PROTECTIVE WATERWORK

Изобретение относится к области охраны окружающей среды, в частности к локализации и минимизации негативных последствий залповых экстремальных выбросов нефтепродуктов пойменно-паводковых комплексов малых природных водотоков. Изобретение заключается в превентивном устройстве стационарных защитных гидротехнических сооружений (ЗГТС) посредством возведения заградительных плотин, оборудованных специальными водопропускными устройствами, в русле малых рек в местах прогнозируемых аварийных разливов нефти или нефтепродуктов, например, ниже по течению от коридоров трубопроводов.
Известен наиболее близкий способ предотвращения попадания нефтяных загрязнений в русло водотока (пат. РФ №1804524, кл. E02B 15/00, 1993 г.), включающий возведение оградительной дамбы переменной высоты по длине, снабженной несколькими сифонными водовыпусками, серединные части которых в пределах тела дамбы уложены наклонно к горизонту в сторону водотока, углубление дна перед дамбой в виде траншеи.
Недостатком способа является то, что требуется несколько сифонных водовыпусков по высоте и при колебании уровня загрязненной воды не исключает попадания такой воды в приемные оголовки сифонов, что ведет к снижению эффективности работы дамбы.
Известна оградительная дамба, принятая за прототип (пат. РФ №2112832, кл. E02B 15/00, 1998 г.), включающая размещенные в ее теле сифонные водовыпуски, снабженные со стороны водопритока вертикальными трубками. Перед дамбой на дне выполнена траншея для сбора воды, снабженная коробом с водонепроницаемыми стенками.
Недостатком прототипа является недостаточная защищенность русла водотока от экстремальных нефтяных загрязнений.
Задачей изобретения является повышение надежности и эффективности защиты гидрологической сети от экстремальных нефтяных загрязнений при нештатных ситуациях на трубопроводном транспорте. Создание в русле водотока ниже по течению от потенциального источника негативного воздействия постоянного гидрозатвора, назначение которого - перевод растворенной и эмульгированной форм нефтепродуктов в пленочную с целью дальнейшего их сбора механическими способами и локализация загрязнения на ограниченной территории.
Поставленная задача достигается тем, что в предлагаемом способе локализации аварийных разливов нефти в пойменно-паводковых комплексах малых рек, включающем возведение оградительной плотины, в теле которой укладывают наклонно к горизонту в сторону водотока водопропускные трубы, патрубки которых установлены под углом к руслу реки, углубление дна перед плотиной в виде котлована, согласно изобретению создают гидрозатвор, установкой вантуза - клапана на изгибе водопропускной трубы, причем сечение его составляет 10-15% от сечения трубы, входное отверстие защищают фильтром, а выпускное - решеткой, на выпускном конце устанавливают противоэрозионный лоток, оборудованный небольшим трамплином, а размеры котлована рассчитывают учитывая время расслоения водонефтяной эмульсии по формуле:
где L - длина котлована, м;
3
3
1
3
Q - расход воды в водоотстойном котловане, м/сек, Q=Q;
1
3
Q - расход воды в водотоке, м/сек;
3
2
F - сечение водоотстойного котлована, м;
t - время расслоения водонефтяной эмульсии, сек;
3
a - ширина дна котлована, м;
3
c - ширина котлована по урезу воды, м;
к
1
h=H-h - глубина котлована, м;
H - высота плотины, м;
1
h≥0,5 - высота плотины над максимальным уровнем воды в котловане, м;
Поставленная задача достигается также тем, что в защитном гидротехническом сооружении, включающем плотину с размещенными в ее теле водопропускными трубами и установленными на них со стороны водопритока вертикальными трубками, котлован перед плотиной для сбора воды, выполненный с водонепроницаемыми стенками, согласно предлагаемому изобретению на выпускном конце трубы установлен противоэрозионный лоток, снабженный небольшим трамплином, верхний конец вертикальной трубки выполнен загнутым вниз и расположен на изгибе трубы выше уровня плотины, входное отверстие трубы оборудовано патрубком, нижний диаметр которого составляет 150-200% от сечения трубы. Кроме того, на входном отверстии трубы установлен фильтр, выполненный в виде съемного выпуклого решетчатого крупноячеистого плафона, а выпускное отверстие трубы защищают решеткой с целью воспрепятствования доступа внутрь пропускного устройства людей и сухопутных животных. Размер ячейки решетки на выходном отверстии выполняют большим, чем размер ячейки решетки решетчатого крупноячеистого плафона на входном с целью недопущения застревания посторонних предметов (мусора, древесины и т.п.) внутри пропускного устройства.
Снабжение водопропускной трубы вантузом-клапаном позволяет не допустить сифонных процессов и перегона жидкости при понижении уровня. Вантуз выполнен в виде вертикальной трубки с сечением 10-15% от сечения трубы с загнутым верхним концом и установкой его на изгибе трубы выше уровня плотины.
В целях безопасности и недопущения засорения (забивания) входного отверстия крупным мусором ворот имеет решетчатый фильтр, другой конец водопропускной трубы в целях безопасности также имеет решетку-фильтр.
Противоэрозионный лоток оборудован небольшим возвышением (трамплином) с целью гашения скорости потока и недопущения размыва русла реки.
На РИС.1 представлена схема защитного гидротехнического сооружения и способ его применения, где представлены позициями: 1 - плотина; 2 - водопропускная труба; 3 - вантуз-клапан; 4 - входной патрубок, 5 - плафонный решетчатый фильтр; 6 - решетка; 7 - траншея; 8 - гидроизоляционный материал; 9 - водоприемный противоэрозионный лоток; 10 - водоотстойный котлован; 11 - вода; 12-водонефтяная эмульсия; 13 - пленка нефтяных УВ после расслаивания
Принцип предлагаемого способа основан на том, что вода перетекает через водопропускную трубу 2, установленную в теле плотины 1 из-под слоя нефтепродуктов. Вантуз-клапан 3 представляет собой вертикальную металлическую трубку, нижний конец которой вварен в верхней точке водопропускной трубы 2. По аналогии с компенсационными аппаратами сечение вантуза-клапана 3 берется, исходя из расчета 10-15% от сечения водопропускной трубы 2. Входное отверстие водопропускной трубы 2 оборудовано входным патрубком 4, нижний диаметр которого составляет 150-200% от сечения водопропускной трубы 2. Входной патрубок 4 имеет фильтр 5, выполненный в виде съемного выпуклого решетчатого крупноячеистого плафона. Другой конец водопропускной трубы 2 в целях безопасности также имеет решетку 6, расположенную чуть выше выпускного отверстия, при этом размер ячейки принимается большим, чем размер ячейки решетчатого фильтра на входном отверстии с целью недопущения застревания посторонних предметов (мусора, древесины и т.п.) внутри пропускного устройства. Водоотстойный котлован 10 сооружается посредством расширения и углубления русла реки перед плотиной с целью создания участка спокойного течения, стенки котлована 10 закрываются гидроизоляционным материалом 8. Чистая вода, проходя через фильтры 5, 6 и водопропускную трубу 2 стекает в противоэрозионный бетонный лоток 9, предохраняющий русло реки от размыва.
Одним из основных факторов, влияющих на размеры котлована 10, является время расслоения водонефтяной эмульсии. Как установлено в результате лабораторного эксперимента - эффективное расслоение эмульсии происходит в течение 60 сек. При этом эффективность расслоения достигает 85%. Учитывая непредсказуемость сочетания природных условий, формирующих водонефтяную эмульсию, для расчета котлована 10 можно принять эффективность расслоения не менее 60%. При строительстве защитного гидротехнического сооружения необходимо учитывать, что время расслоения водонефтяной эмульсии возрастает по мере удаления от места аварии. Местоположение плотины определяется географическими условиями местности и техническими возможностями доставки туда ремонтной техники, время расслоения эмульсии (от 1 до 10 мин) уточняется экспериментально в каждом конкретном случае.
Расчет плотины осуществляется с учетом параметров водотока в соответствии с п.5.7.11 РД 153-39.4-114-01 «Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах» (см. рис 1):
1
2
где H=h+h+0,5d - высота плотины, м;
1
h≥0,5 - высота плотины над максимальным уровнем воды в котловане, м;
2
h≥2,5d - глубина погружения входного отверстия водопропускного
устройства в котлован, м;
d - диаметр водопропускной трубы, м;
B - ширина ложа плотины, м;
b=1÷3 - ширина гребня плотины, м.
Лимитирующим фактором при расчете размеров водоотстойного котлована является время расслоения водонефтяной эмульсии, которое ориентировочно составляет 1-10 мин и рассчитывается экспериментально в каждом конкретном случае, исходя из характеристик водотока и прогнозных ожиданий объемов разлива нефти или нефтепродуктов.
Длина котлована рассчитывается по формуле:
3
3
1
3
Q - расход воды в водоотстойном котловане, м/сек, Q=Q;
1
3
Q - расход воды в водотоке, м/сек;
3
2
F - сечение водоотстойного котлована, м;
t - время расслоения водонефтяной эмульсии, сек;
3
a - ширина дна котлована, м;
3
c - ширина котлована по урезу воды, м;
к
1
h=H-h - глубина котлована, м;
H - высота плотины, м;
1
h≥0,5 - высота плотины над максимальным уровнем воды в котловане, м.
3
Нами экспериментально установлено время расслоения водонефтяной эмульсии (t), для чего были проведены модельные опыты (p=750 мм рт.ст., t=24°C) с использованием товарной нефти (плотность 0,890 г/см) и природной воды. Водонефтяная эмульсия создавалась путем встряхивания смеси «нефть-вода» с различным соотношением компонентов (1:100, 1:25, 1:10) в конических колбах, установленных на перемешивающем устройстве, или в делительных воронках. Интенсивность перемешивания воды с нефтью задавалась режимом встряхивания смеси с помощью прибора или вручную и продолжительностью этой процедуры (от 1-й минуты до 3-х часов). При этом перемешивание нефти с водой в конических колбах на встряхивателе приводило к движению органического и водного слоев относительно друг друга, в результате чего эмульгирование нефти происходило на границе раздела «нефть - вода». Вышеописанный режим перемешивания выбран в целях имитации процессов, проходящих при нефтяном загрязнении рек со спокойным течением. Встряхивание водонефтяной смеси в делительной воронке обеспечивало более интенсивное перемешивание, которое характеризует процессы, проходящие при попадании нефти в водотоки с бурным течением.
По окончании встряхивания водонефтяная эмульсия отстаивалась. Продолжительность отстаивания составляла от 0,5 мин до 20 час. После отстаивания образовавшейся эмульсии нефтяной слой отделяли от водного и взвешивали. Водный слой помещали в другую воронку и снова встряхивали, эта процедура повторялась несколько раз. После каждого встряхивания из исследуемого объема воды отбирали аликвотную часть для анализа. Отобранная проба делилась на две части. Первая часть использовалась для определения суммарного содержания всех форм нефти (пленочной, растворенной и эмульгированной), во второй части пробы после длительного (20 часов) отстаивания определялись растворенные и эмульгированные нефтепродукты.
3
Визуальные наблюдения показали, что при спокойном режиме перемешивания нефти с водой эмульсия практически не образуется. Обнаруженные после отделения нефтяного слоя содержание нефтепродуктов в воде, вероятно, в большой степени обусловлены растворимостью компонентов нефти в воде (от 0,6 до 2,6 мг/дм при 18-20°C).
При перемешивании водонефтяной смеси в делительной воронке образовывалась достаточно стойкая водонефтяная эмульсия. Для определения эффективности поэтапно-временного расслоения эмульсии было задано два режима отстаивания: 10 мин и 1 мин. При десятиминутном отстаивании эмульсии (нефть: вода=1:25) уже на первом этапе эксперимента отделяется основная масса нефти 33,9 г, что соответствует 95,2%. На втором и третьем этапе на поверхности водного слоя образуется пленка, отделить которую невозможно. Содержание нефтепродуктов в воде, включающее сумму растворенных, эмульгированных и пленочных форм, практически не меняется, а содержание растворенных и эмульгированных форм существенно снижается после 20 часов выдержки воды в спокойном состоянии.
Оценка возможности сокращения времени отстаивания была проведена с использованием смеси нефть: вода=1:10. Экспериментально доказано, что отстаивание образовавшейся водонефтяной эмульсии (при соотношении нефть - вода 1:10) в течение 1 мин отделилось 75,9 г нефти, что соответствует 85,3%. При последующем отстаивании эффективность резко падает: на втором этапе эксперимента через 1 мин отделилось 3,5 г нефти (3,9%); на третьем этапе - 0,5 г нефти (0,56%).
3
Содержание растворенных и эмульгированных нефтепродуктов, установленное после 20-часового отстаивания, закономерно снижается, достигая 0,85 мг/дм, из чего можно сделать вывод, что оперативное удаление нефтяного слоя с поверхности воды способствует уменьшению содержания растворенных нефтепродуктов в воде.
Следует отметить, что результаты, полученные в лабораторном эксперименте, дают лишь ориентировочную картину разделения водонефтяной эмульсии и могут быть использованы для прогнозного расчета числа.
Площадь поперечного сечения котлована рассчитывается в соответствии
с формулой:
3
2
где F - сечение водоотстойного котлована, м;
3
a - ширина дна котлована, м;
3
c - ширина котлована по урезу воды, м;
к
1
h=H-h - глубина котлована, м;
H - высота плотины, м;
1
h≥0,5 - высота плотины над максимальным уровнем воды в котловане, м.
Длину котлована предполагается рассчитывать следующим образом:
Таким образом, длина котлована зависит от ширины дна котлована и ширины котлована по урезу воды, а также от времени расслоения водонефтяной эмульсии на данном участке реки; указанные параметры подбираются экспериментально с учетом естественных складок местности.