Page 324 - 4631

- визначають місцезнаходження передньої частини
нафтової плями.

Кожен аварійно-відновлювальний пункт повинен бути
оснащений згідно з “Табелем технічного оснащення аварійно-
відновлювальних пунктів нафтопроводів”.

Склад і кількість технічних засобів дооснащення аварійно-
відновлювальних пунктів визначається об’ємом можливого
витоку нафти та технологічними параметрами і гідрологічними

особливостями конкретного підводного нафтопроводу. Для цього
розраховують об’єм потенційно можливого витоку нафти.
Об’єм потенційно можливого витоку нафти можна
розрахувати, припустивши, що дефектний отворів буде мати

форму ромба, розміщеного уздовж осі труби.
Сумарний об’єм витеклої нафти розраховується з
урахуванням втрат нафти до і після закривання установлених на

берегах засувів. До закривання засувів втрата продукту
відбувається під тиском, близьким до робочого.
Об’ємна витрата нафти через аварійний дефект
розраховується за формулою максимального витікання рідини

через отвір, площа якого еквівалентна площі дефектного отвору у
трубопроводі

2 P
Q   н S д ср , (1.144)

н
де  – коефіцієнт витрати нафти (з урахуванням опору ґрунту
н
 =0,15);
н
S – площа дефекту;
д
P – середній тиск у трубопроводі;
ср
 – густина нафти при 4 С.
н
Втрати нафти до закривання засувів
V  Qt , (1.145)
1
де t – час від виникнення аварії до закривання засувів
(приймається рівним 15 хв).
Після закривання засувів середні втрати продукту рівні

об’єму нафти, яка є у ділянці трубопроводу, обмеженій
береговими засувами L .
П
Втрати нафти після закривання засувів

322