Размещено на http://www.allbest.ru/

Факультет Химической технологии и экологии

Кафедра Промышленной экологии

Реферат

По дисциплине Экология

Тема реферата: Выбросы парниковых газов при эксплуатации объектов транспорта нефти и природного газа

ВЫПОЛНИЛ:

Студент группы ТП-20-07

Сибаев Данила Камилович

Оглавление

Введение

1. Общие сведения

1.1 Понятие парникового эффекта

2. Технологии обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов

Введение

Трубопроводный транспорт является одним из распространенных способов транспортировки нефти, нефтепродуктов в России. На сегодняшний день 50 % транспорта углеводородного сырья приходится на трубопроводный транспорт. Нефтепроводная транспортная сеть подвержена множеству рисков -- внешняя и внутренняя коррозия, отложение парафина, природные явления, гидроудары, перепады давления и т. д.

Всего на территории Российской Федерации находится в эксплуатации 350 тыс. км внутрипромысловых трубопроводов, на которых ежегодно происходит до 35-40 тыс. инцидентов, сопровождающихся выбросами нефти, в том числе в водоемы, причем их число ежегодно увеличивается, и не всегда обнародованы факты происшествия и результаты расследования [1]. Основной причиной аварий и трубопровода является утечка, возникающая не только по причине нарушения функциональности трубопровода, но и из-за несанкционированных врезок.

Существует несколько серьезных последствий утечки нефти и нефтепродуктов из трубопровода. Во-первых, это финансовые потери, которые включают в себя не только стоимость сырья, но и затраты на ремонт. По официальным данным потери нефти из-за аварий на магистральном трубопроводах превышают 1 млн тонн в год и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов [1]. Во-вторых, это влияние на экологическую безопасность окружающей среды и населения. Аварии сопровождаются большими потерями природных ресурсов и широкомасштабным загрязнением окружающей среды.

Поэтому нефтяные компании ежегодно модернизируют и разрабатывают методы и системы обнаружения утечек, для увеличения их надежности, а также их точности. Как правило, прежде чем принять решение о последующих корректирующих действиях при обнаружении утечки в трубопроводе, необходимо обладать достаточно точной информацией о местоположении и размере утечки.

Целью данного реферата является изучение современных достижений в технологиях обнаружения утечек в трубопроводах и обсуждение пробелов в исследованиях и открытых проблем, требующих внимания в области технологий обнаружения утечек в трубопроводах.

1. Общие сведения

1.1 Понятие утечки нефти и нефтепродуктов

Утечка (разлив) нефти -- попадание нефти в окружающую среду в результате действий человека. В это понятие также входят аварии танкеров, аварии на нефтяных платформах, буровых установках, скважинах, а также выброс любых веществ, полученных от переработки сырой нефти.

В понятие утечки нефти входят также аварии танкеров, аварии на скважинах, нефтяных платформах, буровых установках, а также выброс веществ, которые были получены в результате переработки сырой нефти. Практически каждое сооружение на нефтяном месторождении является потенциальным источником разлива нефти и выброса вредных веществ в окружающую среду.

Основными объектами - источниками разлива нефти являются площадки, все виды скважин, нефтегазопроводы, нефтехранилища.

Основными причинами разлива (утечки) нефти могут быть:

1. Несовершенство технологии добычи.

2. Аварийные проливы при транспортировке.

3. Аварийные проливы при добыче.

4. Неоперативное реагирование персонала предприятия.

5. Незаконные врезки в нефтегазопроводы.

6. Нарушение правил эксплуатации оборудования.

7. Изношенность используемого оборудования.

8. Испарение нефтепродуктов на разных стадиях производства.

9. Образование неутилизированных отходов.

10. Нарушение герметичности емкостей для хранилища нефтепродуктов и нефти.

2. Технологии обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов

Существующие методы обнаружения утечек можно классифицировать по различным классификационным признакам. В зависимости от положения оборудования и датчиков по отношению к детектируемому трубопроводу различают внешние и внутренние методы обнаружения утечек.

К внешним относятся системы, которые идентифицируют утечку на основе внешних проявлений, сопровождающих ее возникновение и существование: просачивание перекачиваемого продукта на поверхность, уровень загазованности, акустические шумы и т. д. К методам этой группы относятся патрулирование трассы, использование чувствительных кабелей, тепловизоров и т. д. Эти методы являются очень точными как в определении существования утечки, так и в обнаружении ее местоположения.

Методы визуального контроля основаны на наблюдении за изменениями, происходящими на трассе магистрального трубопровода. С помощью этих методов можно выявить только последствия утечки -- выход нефти на поверхность земли или ее скопление в ближайших водоемах.

Патрулирование трассы относится к этой группе методов. Оно включает в себя обход или объезд трассы линейными трубопроводчиками. Кроме обхода также применяется вертолетное патрулирование. Облет позволяет обеспечить более быстрое и комплексное слежение за трассой, по сравнению с пешим или транспортным обходом.

Средства осмотра трассы постоянно модернизируются, появляются новые технологии, такие как спутниковое слежение, разработка беспилотных летающих объектов, новых систем видеонаблюдения. Существуют технологии анализа безопасности трубопроводов с использованием комплекса геологических и космических данных [2].

Одним из перспективных средств патрулирования относится тепловизионный метод. Такие системы способны фиксировать или оценивать уже произошедшие изменения и инциденты и поэтому не могут полностью обеспечить необходимую информацию для надежной и безопасной эксплуатации трубопроводных систем.

Методы этой группы являются наиболее простыми и доступными, но у них имеется ряд серьезных недостатков. Они не обеспечивают непрерывный контроль трубопровода, многие утечки фиксируются спустя значительный промежуток времени, некоторые вообще невозможно обнаружить этими методами.

Современные технологии позволяют развивать новые технологии обнаружения утечек, в частности, метод с использованием оптоволоконного кабеля. Одним из вариантов такого методов является прокладка светочувствительного волоконного кабеля вдоль контролируемого трубопровода. При попадании на такой кабель перекачиваемого нефтепродукта, подается сигнал об утечке лазерным датчиком. Другим вариантом методов этой группы обнаружения дефектов, является применение оптоволоконного кабеля внутри трубопровода.

Идея заключается в проецировании на стенку трубопровода светового пятна и улавливания и анализа отраженного от стенки сигнала. С помощью такого метода возможно определение различных геометрических отклонений внутренней поверхности трубопровода, а именно вмятин, гофр, различных деформаций, неровностей, вызванных коррозионными разрушениями и т. д.

Известен также метод с использованием оптоволоконного кабеля, направленным на борьбу с несанкционированными врезками на нефте- и нефтепродуктопроводах. Оптоволоконный кабель прокладывается сверху контролируемого трубопровода. Метод основан на фазовой чувствительности оптоволоконного кабеля к внешним воздействиям (рефлектометрического принципа), что позволяет определять место и тип воздействия [3].

Недостатками методов этой группы является ограниченный диапазон интенсивностей обнаруживаемых утечек, крупными капитальными затратами при прокладке кабеля, невозможность применения для подземных трубопроводов, сложности восстановления при обрывах связи, высокая стоимость оборудования. Внутренние методы, в свою очередь отличаются тем, что основаны на мониторинге внутренних параметров трубопровода, таких как давление, расход и температура.

Для группы данных методов характерны простота, непрерывность контроля, низкие эксплуатационные и капитальные затраты, гибкость, оперативность реагирования на возникновение утечки. Методы этой группы используют показания измерителей и датчиков, уже установленных на трубопроводах в составе системы сбора и передачи информации.

Стоимость их внедрения существенно меньше по сравнению с внешними методами. К этой группе методов относятся метод материального баланса и метод отрицательных ударных волн.

Балансовый метод основан на законе сохранения массы. На двух сечениях контролируемого участка трубопровода устанавливаются датчики измерения расхода и давления. Массы или объемы жидкости сравниваются и при обнаружении рассогласования установленного предела, делается вывод о наличии утечки.

Среди недостатков можно выделить невозможность определения места утечки, применимость только при стационарных условиях, низкая помехозащищенность. Метод являются достаточно точными в определении объема потерянных нефтепродуктов, но используется в комбинации с другими, что позволяет локализовать утечку.

Метод определения утечки по отрицательной волне давлений заключается в том, что при утечке в трубопроводе давление жидкости резко падает и в месте утечки генерируется отрицательная волна давления, которая распространяется с определенной скоростью по направлению и против направления течения нефти.

Датчики давления, которые принимают волну отрицательного давления, установлены на начальной и конечной станциях. С помощью обработки полученных сигналов, а именно по времени прихода волны к станциям, можно определить наличие и координаты утечки в трубопроводе.

Метод эффективен для оперативного обнаружения значительных утечек, позволяет вести непрерывный контроль и располагать оборудование в пределах насосной станции. Однако, если осуществляется последовательная перекачка различных продуктов по трубопроводу чувствительность метода значительно снижается. Также данный метод несет за собой высокие эксплуатационные расходы.

Проанализировав существующие методы обнаружения утечек, а именно методы, представленные классификацией по местоположению оборудования, можно сделать следующие выводы: имеется множество методов обнаружения утечек жидкости, однако ни один из них не обладает достаточной универсальностью, надежностью и приемлемой стоимостью.

Основными недостатками большинства существующих методов является их ограниченная применимость, например, только при стационарном режиме работы нефтепровода (балансовые методы); периодичность контроля (патрулирование); значительные капитальные и эксплуатационные затраты, низкая помехозащищенность (балансовые методы).

Таким образом, стоит сказать, что методы нуждаются в совершенствовании и вопросы обнаружения утечек нефти в трубопроводе необходимо исследовать и дальше, для того чтобы решить проблемы трубопроводного транспорта.

3. Критический анализ научной статьи

утечка нефть нефтепродукт газ

Статья Малыгиной А. А. «Установка для сокращения выбросов парниковых газов при плановых ремонтно-восстановительных работах на трубопроводах» [3] посвящена актуальной экологической проблеме, а именно загрязнению атмосферы одним из опасных парниковых газов - метана, при стравливании природного газа из магистрального газопровода, подлежащему ремонту.

Как заметил автор, при ремонтах на линейной части магистральных газопроводах, как показывает практика, чаще всего газ стравливаются из отсеченного трубопровода, а в некоторых случаях опорожняется и соседний участок газопровода в целях безопасности. Выбросы метана влекут за собой серьезные экологические и экономические последствия. С точки зрения экологического вреда, метан, выброшенный в атмосферу, вызывает парниковый эффект. Экономические потери связаны, как минимум, со стоимостью стравленного в атмосферу газа, а также экологическими штрафами, налагаемыми на компанию. Поэтому актуальность этой статьи бесспорна [3].

В этой статье предлагается решение этой проблемы. Использование мобильной компрессорной станции (МКС) позволит сократить потери при проведении ремонтов на линейных участках магистрального газопровода [3].

Автор предоставляет принципиальную технологическую схему такой станции (рис. 2). «На данный момент конструкция подобной станции предполагает, что один поток газа сжимается в нагнетатели 2, работающий от специального двигателя 1, и после охлаждения в холодильнике 12 направляется на входе в высоконапорную камеру эжектора 11.

Второй поток газа через обратный клапан 4 поступает на вход низконапорной камеры эжектора, где он эжектируется газом, поступающим в эжектор после нагнетателя, после чего суммарный поток смешанного газа из опорожняемого участка МГ перекачивается в МГ 10 за ремонтируемым участком. В схеме предусмотрено наличие турбодетандера 5 с электрогенератором 6 для выработки электроэнергии на собственные нужды. Клапан 3 служит для регулирования и стабилизация параметров газа на входе в нагнетатель» [3].

Рисунок 2 Принципиальная схема утилизации газа при ремонте газа 1-двигатель; 2-нагнеталь; 3-клапан; 4-обратный клапан; 5-турбодетандер; 6-электрогенератор; 7,9-запорная арматура; 8-ремонтируемый участок; 10-магистральный газопровод; 11-эжкетор; 12-холодник

Также в этой статье рассматриваются способы соединения локализованного участка с обвязкой МКС и газопроводом, в который предполагается перекачивать газ (рис. 3) [3].

А. к прилегающему участку газопровода Б. к параллельному газопроводу

Рисунок 3 Принципиальная схема обвязки МКС

В зависимости от выбранного варианта перекачивания газа - либо в прилегающий к локализованному участок (рис. 3А), либо в параллельный газопровод (рис. 3Б). Этот вопрос решается полипропиленовыми трубами [3].

Автор не ввел ограничений на использования МКС в анализируемой статье.

После изучения данной статьи возникают некоторые вопросы, связанные с техническим оформлением статьи. Можно найти изъяны в принципиальной схеме данной установки. Так, не понятно, куда будет следовать природный газ после турбодетандера. Конечно, можно предположить, что этот газ следует в эжектор, но тогда конструкция его будет сильно усложнена, так как давление у этого потока будет меньше, чем у потока, проходящего через запорную арматуру 4. Также следует отметить, что только в одном из трех потоков повышается давление в нагнетателе, из этого можно сделать вывод, что либо поток, идущий на турбодетандер, по мощности не велик, а значит, электроэнергии будет не много, либо нагнетатель должен обеспечивать высокий коэффициент сжатия, а это может не выполняться исходя из экономических и технических расчетов.

Также стоит указать, что МКС будет подключаться к магистральному газопроводу через вантузы, которые установлены возле запорной арматуры, и сбросные свечи. Это позволит избежать сварку под давлением, для присоединения обвязки МКС.

Данную разработку уже начали использовать некоторые дочерние предприятия ПАО «Газпром» (рис. 4) [5].

Рисунок 4 Мобильная компрессорная установка

В этой установки используется газопоршневой двигатель, который отличается высокими эксплуатационными характеристики и малыми габаритами. Именно из-за больших массы и габаритов газотурбинный двигатель не используется в МКС, так как на эти параметры накладываются ограничения нормативными актами.

У этой технологии есть ряд недостатков, которые ограничивают ее применение:

· относительно большая масса, даже с использованием газопоршневого двигателя, что в некоторых случаях накладывает ограничения на схему передвижения;

· наличие импортного технологического оборудования в составе МКС;

· нехватка квалифицированного персонала для эксплуатации МКС.

Таким образом, мобильная компрессорная станция позволяет не стравливать природный газ в атмосферу из отсеченного участка газопровода, подлежащего разгерметизации и дальнейшему ремонту. Это приводит к экономической выгоде, в том числе уменьшение платы за негативное воздействие на атмосферный воздух.

Перспективы развития МКС очевидны, но для этого необходимы большие капитальные затраты на производство таких станций и сооружения ангаров для их хранения, поэтому их внедрения не быстрый процесс.

Заключение

Из всего вышеизложенного можно сделать следующие выводы. Каждая подсистема нефтегазовой промышленности оказывает влияние на окружающую среду, особенно опасна для природы транспортировка и хранение (58% от общего количества выбросов в атмосферный воздух и 30 % от общего количества образования отходов). Эти выбросы могут приводить к парниковому эффекту, который оказывает вредное влияние для всех экосистем. Для уменьшения вредного воздействия на окружающую среду необходимо развивать технологии, которые в большей степени будут защищать все объекты, связанные с нефтью и газом. В современном мире также существуют множество технологий для предотвращению выбросов парниковых газов, поэтому необходимо внедрять их повсеместно и делать их экономически целесообразными.

Библиографический список

1. Выбросы парниковых газов и их взаимосвязь с выработкой энергии [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.c-o-k.ru/articles/vybrosy-parnikovyh-gazov-i-ih-vzaimosvyaz-s-vyrabotkoy-energii - дата обращения: 11.03.2023

2. Ишков А.Г. Роль метана в изменении климата: публикация. Москва: НИИПЭ г. Москва, 2018. 134 с.

3. Малыгина, А. А. Установка для сокращения выбросов парниковых газов при плановых ремонтно-восстановительных работах на трубопроводах [Текст] / Малыгина, А. А., Копнина А.Ю.// Науки о Земле. Москва, 2021. С. 6.

4. Миланкович М.1939. Математическая климатология и астрономическая теория колебаний климата. Пер. с нем. А.Х. Хргиана под ред. С.Л. Бастамова. М.: ГОНТИ, 207 с.

5. Мобильные компрессорные станции [Электронный ресурс]. Режим доступа https://mks.gazprom.ru/about/working/ - дата обращения: 11.03.2023

6. ПХГ Анализ методов сокращения эмиссии метана [Электронный ресурс] - Режим доступа https://neftegaz.ru/science/ecology/770984-pkhg-analiz-metodov-sokrashcheniya-emissii-metana-/ - дата обращения: 11.03.2023

7. Уварова, Н.Е. Атмосферная эмиссия парниковых газов от нефтегазового сектора России [Текст]: автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. геог. наук (31.10.2012) / Уварова Нина Евгеньевна; Институт глобального климата и экологии Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды и Российской академии наук, 2012. 26 с.

8. Trenberth K.E., Fasullo J.T., Kiehl J. 2009. Earth's global energy budget. Bulletin of American Meteorological Sociaty, p. 311-323.

Размещено на Allbest.ru