книга борьба полная версия. Аварийных разливов
 Скачать 5.47 Mb.
|
13 о Си |
| Размеры разлива (баррель, тонн) | Всего (млн долл.) | Доказанные экономические потери для рыбного хозяйства и туризма (млн долл.) | Стоимость очистки (млн долл.) | Стоимость исков ущерба третьим сторонам, включая стоимость потери икры, ущерба и восстановления природных ресурсов (млн долл.) |
| 1000 (143 тонны) | 1,0-2,0 | 0,0-5,0 | | 5,0 |
| 5,000 (715 тонн) | 5,0-10,0 | 1,25-2,5 | 2,5-5,0 | 1,25-2,5 |
| 10,000 (1430 тонн) | 20,0-45,0 | 5,0-10,0 | 5,0-10,0 | 12,5-25,0 |
| 20,000 (2860 тонн) | 45,0-90,0 | 10,0-20,0 | 10,0-20,0 | 25,0-50,0 |
| 70,000 (10,000 тонн) | 150,0-325,0 | 35,0-70,0 | 35,0-70,0 | 80,00-175,0 |
| 100,000 (14,300 тонн) | 225,0-450,0 | 50,0-100,0 | 50,0-100,0 | 125,0-250,0 |
| 200,000 (28,600 тонн) | 450,0-900,0 | 100,0-200,0 | 100,0-200,0 | 250,0-500,0 |
защита экологически чувствительных участков;
утилизация отходов, собранных в результате ликвидации послед
ствий нефтяного разлива.
Эти проблемы можно решить только консолидированными, совместными усилиями всех пяти прикаспийских государств.
2.3.5. Бассейны северных морей
К Северу России относят Кольский полуостров, север европейской части страны с островами Новая Земля, Земля Франца-Иосифа, Колгуев, Вайгач, Соловецкими, северную часть Восточно-европейской равнины и северо-восток Европы. На этой территории расположены Мурманская, Архангельская, Вологодская области и Республика Карелия.
Север России омывают Баренцево, Белое, Печорское и Карское моря Северного Ледовитого океана. На западе русский Север граничит с Норвегией и Финляндией.
Часть русского Севера входит в состав арктических районов.
Вообще к арктическим районам Севера России относятся:
- все земли и острова Северного Ледовитого океана и его морей;
153
Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов
М
урманская область: Печенгский район (прибрежные территории
Баренцева моря с населенными пунктами, расположенными на ост
ровах Средний и Рыбачий, а также населенный пункт Лиинахама-
рии и поселок городского типа Печенга), Кольский район (терри
тории Туманенской поселковой администрации и Ура-Губской сель
ской администрации), Ловозерский район (территории Сосновской
сельской администрации), территория Североморской городской ад
министрации, а также закрытые административно-территориальные
единицы: Заозерск, Скалистый, Снежногорск, Островной и город
Полярный с приписанными к нему населенными пунктами;
Ненецкий автономный округ - вся территория;
Республика Коми - город Воркута с подчиненной ему территорией;
Ямало-Ненецкий автономный округ: Приуральский, Тазовский и
Ямальский районы, а также территории Салехардской и Лабыт-
нангской городских администраций;
Таймыр (Долгано-Ненецкий автономный округ) - вся территория;
Красноярский край - территория, подведомственная Норильской
городской администрации;
Республика Саха (Якутия): Аллайховский, Анабарский, Булунский,
Нижнеколымский, Оленекский и Усть-Янский улусы;
Чукотский автономный округ - вся территория;
Корякский автономный округ - Олюторский район.
Помимо России и другие государства имеют арктические зоны. Эти государства 19 сентября 1996 года в городе Оттаве (Канада) учредили Арктический Совет, который является преемником Стратегии охраны окружающей среды Арктики (AEPS). Эта организация представляет собой межправительственный форум высокого уровня, обеспечивающий механизм решения общих проблем и задач, стоящих перед правительствами и народами стран Арктики.
Членами Совета являются Канада, Дания, Финляндия, Исландия, Норвегия, Российская Федерация, Швеция и Соединенные Штаты Америки.
Рабочая группа - министры Канады, Дании, Исландии, Финляндии, России, Швеции, Норвегии и Соединенных Штатов Америки - в июне 1997 года в городе Алта (Норвегия) приняли специальное «Руководство по проведению морских работ по нефти и газу в Арктике», разработанное в рамках Стратегии охраны окружающей среды Арктики. В этом Руководстве подчеркивается, что морские нефтегазовые работы в Арктике следует планировать и проводить таким образом, чтобы не допустить неблагоприятного воздействия на климатические условия, качество воздуха и воды, на средства к существованию, общество, культуру и традиционный образ жизни северных и коренных народов.
Баренцево море расположено на северном побережье России, между островами Шпицберген, Земля Франца-Иосифа и Новая Земля. Площадь моря составляет 1405 тыс. км , глубина от 300 до 400 м, макси-
154
Глава 2. Риски разливов нефти на море
м
альная - 600 м. Баренцево море находится под сильным влиянием теплых вод Атлантического океана, поэтому в юго-западной части оно не замерзает. Баренцево море имеет большое транспортное значение. Кроме того, здесь ведется промышленный лов трески, сельди, камбалы. Баренцево море граничит на западе с Норвежским морем, а на востоке - с Карским. На севере Баренцево море граничит с Арктическим бассейном Северного Ледовитого океана, на юге соединяется с Белым морем проливом Горло.Сегодня Баренцево море - пока самое чистое из европейских морей. Однако его будущее под угрозой из-за чрезмерного вылова рыбы, загрязнения индустриальными отходами и разливов нефти во время разведки и добычи углеводородов на морском шельфе, а также транспортировки нефти морем и по трубопроводам, объем которой к 2020 году возрастет, как ожидается, в шесть раз. Уже известно, что в российском секторе Баренцева моря находятся громадные запасы углеводородов. Только нефти через 15 лет там планируется добывать около 40 млн тонн в год. 25% неразведанной нефти в мире находится в Арктике, а Баренцево море содержит одну треть реальных запасов.
Баренцево море особенно уязвимо к загрязнению из-за суровых климатических условий, слабо связанным и уязвимым пищевым цепям, низкой скорости био- и фоторазложения нефтепродуктов. Многие части Баренцева моря - это низколежащие, покрытые льдом острова, которые поглощают попавшие в море загрязняющие вещества на очень продолжительное время. Крупные разливы нефти способны подорвать экологическую жизнестойкость целого региона на многие года.
Печорское море - это название восточной части Баренцевого моря, расположенного между островами Колгуев и Вайгач. Шельф Печорского моря большинством исследователей относят к числу наиболее перспективных в отношении нефтеносности среди северных акваторий России. На острове Колгуев уже 17 лет ведется добыча нефти в небольших объемах. В настоящее время в этом регионе разведаны пять месторождений. Крупнейшее месторождение из них - Приразломное нефтяное месторождение.
Карское море расположено между островами Новая Земля, Земля Франца-Иосифа и архипелагом Северная Земля. Море сравнительно неглубокое: преобладающая глубина 30-100, максимальная - 600 м. Площадь водной акватории составляет 880 тыс. км . Карское море - одно из самых холодных морей России. Температура воды выше 0 °С (до 6 °С) поднимается только вблизи устьев впадающих рек, поэтому большую часть года море покрыто льдом. Для Карского моря характерно наличие множества островов. Наиболее крупные морские заливы - Обская губа и Енисейский залив. Реки Обь и Енисей, впадающие в море, в среднемно-голетнем разрезе приносят 988 км пресных вод. Море богато рыбой: здесь обитают такие ценные виды, как омуль, муксун, нельма.
155
Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов
П
ерспективы долгосрочного экономического развития России определяются сосредоточением в Арктической зоне огромных стратегических запасов природного сырья. Хозяйственное освоение данного региона, формирование индустриальных зон и постепенное продвижение добывающей промышленности на Север (к побережью, на острова и шельф арктических морей) являются процессом объективным, рассчитанным на десятилетия.На западно-арктическом шельфе уже открыто несколько крупных по размеру нефтяных запасов месторождения - Приразломное, Медынское море, Варандей-море, Южно-Долгинское, расположенные в юго-восточной части шельфа Печорского моря.
Арктического побережья России - это северо-восток Тимано-Печорской провинции, полуостров Ямал, бассейны Обской Губы и реки Енисей. Прибрежные месторождения Обской Губы - Сандибинское, Ново-портовское, Лензитское, Салекаптское и месторождения Болыпехетской провинции - Сузунское, Ванкорское, Горчинское, Тайкинское. Все эти месторождения характеризуются высоким качеством нефти с малым содержанием серы и большим содержанием легких фракций.
Как уже отмечалось, основной объем запасов нефти и газа в России сосредоточен в недрах шельфа арктических морей, характеризующихся суровыми климатическими условиями и экстремальной ледовой обстановкой. Кроме того, на побережьях арктических морей практически отсутствует береговая инфраструктура, практически нет транспортной системы. Себестоимость добычи нефти на месторождениях шельфа значительно превышает затраты на разработку шельфов теплых стран. В частности, если для шельфа Каспийского моря, находящегося под юрисдикцией Казахстана, данный показатель составляет 44 доллара на тонну, то для шельфа Восточно-Арктического моря он может достигать 170 долларов. Отсюда нетрудно сделать вывод, что компании, которые будут осваивать эти месторождения, будут экономить на всем, включая приро-дохранные мероприятия.
В мировой практике нет достаточных наработок по обустройству месторождений арктического шельфа. Добыча будет вестись в районах, которые характеризуются низкими температурами, ураганными ветрами, быстрым оледенением. Кроме того, на некоторых участках шельфа, где планируется вести добычу нефти и газа, свыше 200 дней в году дрейфует полутораметровый лед. Все это тормозит процесс промышленного освоения шельфовых месторождений, делает его более рискованным.
Добыча углеводородов в зоне арктических морей требует создания комплекса сложных, уникальных инженерных сооружений, включающих средства добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья, а также технических и обслуживающих судов, способных к длительной высоконадежной работе в условиях полярного морского
156
Глава 2. Риски разливов нефти на море
к
лимата. К этим средствам относятся морские ледостойкие стационарные платформы, масса каждой из которых составляет от 90 до 300 тыс. тонн. Сложность конструкции этих платформ определяется тяжелыми ледовыми условиями, многократно превышающими нагрузки на средства морской добычи, работающие на континентальных шельфах незамерзающих морей.В течение 20-25 лет эксплуатации буровые платформы на шельфе Арктики будут испытывать статические и динамические воздействия от ветроволновых нагрузок и ледовых полей. Давление наступающих паковых льдов толщиной до 4 метров может вызывать огромные сжимающие нагрузки на сварные конструкции платформ. Продолжительные низкие температуры в арктических районах способствуют возникновению усталости свойств конструкционных материалов и их сварных соединений. Контактное воздействие льда на корпус конструкции приводит к интенсивному абразивному износу последнего (до 10 мм в год) [80].
Предусмотрено строительство не менее 4 морских ледостойких стационарных платформ и одной разведочной установки силами производственного объединения «Северное машиностроительное предприятие» и государственного машиностроительного предприятия «Звездочка».
Большие надежды в добыче углеводородов на шельфе арктических морей связывается с месторождением «Приразломное», которое было открыто в 1989 году и расположено в юго-восточной части Баренцева моря - на шельфе Печорского моря в 60 км от берега. Глубина моря в районе месторождения - 19-20 м. В этом районе весьма жесткие ледовые условия: минимальная температура воздуха - минус 46 "С, зимний период длится 9 месяцев, толщина льда составляет до 1,7 м и торосов - до 3,5 м, характерны явления ледяного шторма (битый лед) и дрейфа мощных ледовых полей. Его извлекаемые запасы по категории С1 и С2 составляют 83,2 млн тонн нефти. Проект предусматривает строительство морской ледостойкой платформы. Добываемую нефть челночными танкерами ледового класса предполагается доставлять до пункта раздачи продукции - плавучего нефтяного хранилища, расположенного в заливе Печенга Баренцева моря. Оттуда нефть будет вывозиться большегрузными танкерами для продажи на экспорт, предполагаемый срок реализации проекта - 25 лет. За это время планируется добыть 74,6 млн тонн нефти.
Тяжелые ледовые условия «Приразломного» потребовали разработки особой морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП), сочетающей в себе специфику морского судна ледового класса и ледостойко-го морского гидротехнического сооружения. Эта стальная гравитационная платформа имеет габариты 126x136x110 м, массу около 110 тыс. тонн и состоит из опорного основания (кессона) и верхнего строения, включающего жилой модуль, комплексы для бурения, добычи, хранения не-
157
Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов
ф
ти и выработки электроэнергии. Ввод МЛСП «Приразломная» в эксплуатацию был намечен на конец 2004 года.В настоящее время начата промышленная добыча нефти на месторождениях, расположенных относительно близко от побережья Печорского моря (Варандейское и Торавейское), и встала проблема обеспечения вывоза нефти, решить которую необходимо было в кратчайшие сроки. Единственное и очевидное решение - вывоз нефти морским транспортом.
Возникла идея строительства в Кольском заливе крупного экспортного комплекса, способного принимать супертанкеры дедвейтом 300 тыс. тонн. По оценкам, мощность нового северного экспортного направления, по которому может доставляться сырье из Тимано-Печоры и Западной Сибири, составит 50-60 млн тонн в год, стоимость работ -1,5 млрд долларов. Это направление поможет полностью решить проблему экспортных мощностей и обеспечить поставку российской нефти кратчайшим морским путем на рынки Северной Европы и США. Такой комплекс будет способствовать ускоренному обустройству новых нефтяных месторождений в Тимано-Печорском регионе и на шельфе Баренцева моря.
Рассматривались также два варианта маршрута экспортного нефтепровода на Мурманск. Первый пролегает от западносибирских месторождений в район Ухты и далее идет на юго-восток вдоль имеющегося нефтепровода Ухта-Ярославль до НПС Нюксеница, откуда поворачивает на северо-запад и, огибая Белое море с юга, выходит к Мурманску. Протяженность маршрута - 3600 км.
По второму варианту трубопровод (длиной 2500 км) прокладывается из Западной Сибири через Усинск, пересекает Белое море в его узкой северо-восточной части (подразумевается прокладка трубопровода по морскому дну) и, проходя вдоль всего Кольского полуострова, завершается в Мурманске (рис. 14).
В обоих вариантах предусматривается увеличение мощности трубопровода по мере его приближения к Мурманску. На участке от западносибирских месторождений до Ухты или Усинска предполагалось проложить трубы диаметром 1020 мм, что обеспечит мощность прокачки до 60 млн тонн в год. Далее нефтепровод начнет принимать нефть Тимано-Печоры, и его мощность увеличится до 80 млн тонн при диаметре труб 1220 мм [101].
В Мурманском порту намечалось построить нефтяной терминал мощностью от 80 до 120 млн тонн. Глубины незамерзающего Кольского залива позволяют осуществлять здесь круглогодичную перевалку нефти на океанские супертанкеры дедвейтом 300 тыс. тонн, что благодаря относительно низкой цене фрахта делает российскую нефть конкурентоспособной на рынках Северной и Южной Америки.
158
Глава 2. Риски разливов нефти на море
БАРЕНЦЕВО МОРЕ
о.К^ргуев
Рис. 14. Варианты прокладки нефтепроводов для транспортировки северной нефти
По предварительным расчетам, строительство трубопровода и терминала должно было окупиться в течение 8 лет.
Идея построить нефтепровод от месторождений Западной Сибири до Мурманска принадлежала нефтяной компании «Лукойл». В 2002 году «Лукойл», «Юкос» «Сибнефть» и ТНК подписали «Меморандум о взаимопонимании по вопросу создания нефтепроводной системы для транспортировки нефти через морской нефтеналивной терминал в районе Мурманска». Позже это проект поддержала компания «Сургутнефтегаз».
Мурманский морской торговый порт - самый северный из незамерзающих портов России, он находится на Кольском полуострове на побережье Баренцева моря и является крупнейшим в мире портом, расположенным за Северным полярным кругом. Лишь в очень суровые зимы Кольский залив в районе порта покрывается льдом. В этих случаях проводка судов осуществляется ледоколами и портовыми буксирами. Большие глубины на подходных фарватерах, протяженность которых составляет 22 мили, обеспечивают доступность порта для любых судов.
Альтернативой проекту нефтепровода на Мурманск стал проект строительства незамерзающего морского порта с нефтяным терминалом в
159
Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов
р
айоне Индиги (НАО) на мысе Святой Нос, пропускной способностью 30 млн тонн нефти в год. Море там не замерзает, а глубина достигает 2530 метров уже в 3 км от берега, что позволяет принимать танкеры грузоподъемностью более 100 тыс. тонн. Этот проект был предложен АК «Транснефть». Проект «Индига» позволяет подключить к трубе все основные нефтегазовые месторождения НАО - Варандейскую, Хыльчуюс-кую, Шапкинскую группы, а так же вал Гамбурцева. Исходя из мощности 50 млн тонн в год, стоимость нефтепровода Сургут-Уса - Индига, по предварительным расчетам, составит 5,6 млрд долларов, Сургут - Уса -Харьяга - Индига - 6,2 млрд. В то же время проект строительства нефтепровода с конечной точкой в Мурманске по дну Белого моря оценивается в 19 млрд, в обход Белого моря -11,8 млрд.Экспорт нефти по северному маршруту в обход датских проливов через терминал на побережье Баренцева моря обеспечит независимость России от возможных санкций Евросоюза в Балтийском море [116].
Все большее значение в транспортировке нефтепродуктов занимает Архангельская область. Раньше нефтепродукты в Архангельскую область поставлялись только для нужд области, сейчас ситуация стала меняться. Через Архангельскую область крупные нефтяные компании планируют осуществлять транзит нефти и нефтепродуктов. Только по утвержденным проектам через Онежскую губу планируется переваливать 800 тыс. тонн мазута в год, а через Архангельскую нефтебазу ОАО «Роснефть» - 4,3 млн тонн нефти и нефтепродуктов. С учетом намерений ООО «ARM-Нефтесервис» и ЗАО «Татнефть-Архангельск», планирующих через порт Северодвинск осуществлять транспорт нефти до 8 млн тонн в год, через Архангельскую область будет транспортироваться более 13 млн тонн нефти и нефтепродуктов. Такое большой грузооборот приводит к дополнительной экологической опасности для области.
В 2006 году ОАО «НК «Роснефть» планирует перевалить через порт Архангельск 7 млн тонн нефти. По итогам 2004 года эта цифра составила 3,6 млн тонн. Перевалка нефти, добытой в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, осуществляется через порт Архангельск и терминал в поселке Талаги. В поселке Приводино Котласского района построен крупный железнодорожный нефтеналивной терминал, с которого нефть в железнодорожных цистернах доставляется в Архангельск.
Среди целого множества экологических проблем, возникающих при подготовке и освоении нефтегазоносных районов северного шельфа, несомненно, одной из самых острых выступает проблема разливов нефтепродуктов. При разработке Приразломного месторождения вероятность от 1 до 6 аварийных разливов нефтепродуктов в год составляет от 60 до 99,8% с возможным объемом разлива до 10 000 м . Площадь растекания нефти может составить 300-350 км
160
Глава 2. Риски разливов нефти на море
П
ри освоении нефтегазоносных районов на шельфе остро возникает необходимость прогноза распространения разлитых нефтепродуктов и развития адекватных средств и методов ликвидации последствий загрязнения морской акватории и береговой линии в арктических природных условиях.Учеными был выполнен расчет эволюции и дрейфа нефтяного пятна для юго-восточной части Баренцева моря в безледный период по реальным гидрометеорологическим данным за 6 лет (май 1988 - май 1994 годов). Расчет вероятности загрязнения был проведен для крупного разлива 10000 м нефти, который может быть связан с разрушением нефтепровода или катастрофой танкера. Гипотетический разлив генерировался ежесуточно в течение всего периода расчета в точке Приразломного месторождения и прослеживался до полного распада пятна. Траектории перемещения центра пятна каждый час наносились на карту. По траектор-ным полям рассчитывались вероятности выноса пятна нефти в различные районы моря. Было выяснено, что такой разлив на Приразломном месторождении может привести к загрязнению любого района юго-восточной части Баренцева моря. Максимальная площадь пятна составит 300-350 км . Вероятность выброса нефти на ближайшие к месту гипотетического разлива участки побережья - острова Гуляевские Кошки, Вай-гач, Долгий, составляет 5-7%. Минимальный промежуток времени от момента разлива до момента выброса на берег составит около 1 суток.
Ликвидация последствий аварийных разливов нефти проводится механическими, физико-химическими и биологическими методами. Считается предпочтительным применение в первую очередь механических и физических средств, использование которых кажется наиболее доступным, а результат сразу виден. Однако традиционные методы не обеспечивают полной очистки особенно в удаленных районах Арктики, в которых их применение затруднительно. В этих условиях актуальной становится разработка альтернативных экологически безопасных технологий ликвидации последствий нефтяных разливов. В основу этих технологий положен принцип биостимуляции процессов естественного самоочищения путем использования биосорбентов и биогенных добавок. В ходе таких экспериментов было установлено, что биосорбенты за счет развития колоний на поверхности материала-носителя способны поддерживать высокую микробиологическую активность при низкой температуре и даже подо льдом.
Задача очистки усложняется, если нефтяное пятно достигает береговой линии. В данной ситуации меры борьбы будут очень дорогостоящими, трудоемкими и могут оказать серьезное влияние на окружающую среду [35].
В начале июля 2003 году самоподъемная буровая установка «Мурманская» начала бурить в Печорском море на месторождении «Медынь
161
Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов
м
оре - 1» скважину глубиной 4200 метров. Здесь предполагается открыть еще одно месторождение углеводородного сырья. Оно станет шестнадцатым на счету из открытых Федеральным Унитарным государственным предприятием «Арктикморнефтегазразведка» (АМНГР) на шельфе Баренцева, Печорского и Карского морей.Территория проекта «Северные территории» охватывает четыре месторождения в центральной части Ненецкого автономного округа - Южно-Хыльчуюское, Хыльчуюское, Инзырейское, Ярейюское, а также участок недр в северной части Колвинского мегавала и Хорейверской впадины. В проекте участвуют ОАО «Архангельскгеолдобыча» (50%), CONOCO (40%) и ОАО «Лукойл» (10%).
Наиболее крупным и хорошо изученным является Южно-Хыльчуюс-кое месторождение, которое, в соответствии с планами компаний-участников проекта, станет первым этапом развития «Северных территорий». Балансовые запасы нефти Южно-Хыльчуюского месторождения -197,1 млн тонн по категориям С1+С2.
Балансовые запасы Хыльчуюского - 66,2 млн тонн, Ярейюского -120 млн тонн. Инзырейское месторождение слабо изучено, и его запасы не определены.
2.3.6. Бассейн Охотского моря
Особенность природы Охотского моря определяется географическим положением, его происхождением и рельефом. Оно относится к типу океанских морей. Расположено на периферии Евразийской и Тихоокеанской литосферных плит, движущихся навстречу друг другу. Часто происходили и происходят вертикальные перемещения блоков (участков) земной коры, поэтому рельеф дня Охотского моря разнообразен. 41,2% его площади занимает материковая отмель (шельф). Материковый склон пологий, и на его долю приходится 22% площади.
Ледовые условия Охотского моря очень тяжелые. Продолжительность ледового сезона колеблется от 8 до 10, а в исключительно суровые годы - до 11 месяцев. Образование льда начинается в октябре-ноябре у прибрежных участков и устьев рек, последние льды исчезают обычно только в июне. Льды Охотского моря представляют значительное препятствие для судоходства. На некоторых участках они не менее опасны, чем льды Арктики.
Значительные размеры и большие глубины моря создают благоприятные условия для развития крупного волнения. Наиболее неспокойной является южная часть моря. Жестокие шторма чаще всего наблюдаются с ноября по март. Иногда шторма не утихают в течение 7-10 дней, а наибольшие высоты волн во время штормов достигают 10-11 метров.
Из всего прироста достоверных запасов российской нефти одна треть приходится на сахалинский шельф. В 2002 году на Сахалине было добы-
162
Глава 2. Риски разливов нефти на море
т
о 3,3 млн тонн нефти, в том числе около 1,5 млн тонн - на шельфе. В Охотском море в ближайшие годы будут добывать и перевозить 70 млн тонн нефти ежегодно.Площадь проекта «Сахалин-1» включает три морских месторождения на северо-восточном шельфе острова Сахалин: Чайво (открыто в 1979 году); Одопту (открыто в 1977 году); Аркутун-Даги (открыто в 1989 году) [89, 118].
В рамках проекта «Сахалин-1» предполагается освоить месторождение Чайво, на котором предусматривается установка береговой буровой площадки с 10 эксплуатационными скважинами, обеспечивающими добычу нефти 18 тыс. тонн/сутки.
Предполагается установить также:
морскую буровую платформу «Орлан»;
береговой комплекс подготовки «Чайво».
Кроме этого предполагается освоить месторождение «Одопту», на котором планируется установить 18 эксплуатационных скважин и 3 - газонагнетательных, которые смогут обеспечить добычу нефти 18 тыс. тонн/ сутки. Также будет построен береговой комплекс подготовки стабилизированной нефти и подготовки газа для закачки в пласты.
Аркутун-Дагинское месторождение в рамках проекта «Сахалин-1» будет осваиваться позже, вероятно, с помощью стационарных платформ.
Площадь проекта «Сахалин-1» расположена в районе, характеризующимся наличием сильных морских течений, интенсивным волнением, изменением уровня моря, сложными ледовыми условиями, образованием торосов и стамух, а также высокой сейсмичностью, приводящей к возникновению цунами [118, 119].
Особое опасение вызывает район расположения морской буровой платформы «Орлан», который отличается сложными природно-климатическими условиями: повышенной сейсмической активностью, высокой влажностью, туманами и снежными бурями, сезонным льдом и обледенением, нередки также мощные циклоны с сильными ветрами, штормы (тайфуны). Морская платформа «Орлан» рассчитана на бурение 20 скважин.
Сухопутная сахалинская часть нефтепровода пересекает с востока на запад остров Сахалин от берегового комплекса подготовки «Чайво» до побережья пролива Невельского. Площадка морского нефтеналивного терминала «Де-Кастри» расположена на территории Хабаровского края, на северном берегу залива Чихачева на полуострове Клыкова приблизительно в шести километрах к северу от порта Де-Кастри.
Трубопровод пойдет на терминал, пересекая пролив Невельского от мыса Уанги до мыса Каменный. Длина нефтепровода до порта Де-Кастри 221 км и диаметр 610 мм. Нефтепровод пересекает 24 дороги, 129 водных преград с общей длиной их пересечения 492 м. Длина пересечения пролива Невельского 20 км. Отключающие задвижки на
163
Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов
н
ефтепроводе будут установлены на обоих берегах пролива Невельского, в местах пересечения крупных водных преград, сейсмически активных разломов. Строительство нефтепровода планируется завершить в 2006 году.Труба будет проходить под землей. Это значительно дешевле, но и значительно более экологически опасно. Во-первых, это сильно затрудняет контроль за состоянием трубы и не дает возможности быстро определять место порыва и ликвидировать его в случае аварийной утечки. На сегодня это большая проблема для «Сахалинмонефтегаза» на всех его подземных трубопроводах - почти всегда определить, что произошел разрыв и нефть из трубы поступает в окружающую среду, можно лишь по тому, что давление на выходе трубы становится меньше, чем на входе. На поиск таких порывов сахалинским нефтяникам порой требуется больше недели. Во-вторых, подземный трубопровод значительно более уязвим для землетрясений, чем надземный.
При анализе риска были рассмотрены:
углеводородные пожары, в том числе факельные пожары (или го
рящая струя), площадные пожары (пожар пролива), объемные по
жары (огненный шар), пожары-вспышки (проскок пламени);
пожары в резервуаре (пожары в обвалованном пространстве) выб
росы нефти из резервуара при вскипании донной воды;
взрывы паровоздушного облака.
Наряду с возможными аварийными ситуациями были также оценены волновые и ледовые нагрузки, возможность возникновения землетрясения, а также транспортные катастрофы, связанные со столкновением судов и падением вертолетов.
Рассматривались проблемы безопасности нефтепровода в порт Де-Ка-стри. Первоначально предлагалось установить на нем задвижки с ручным приводом, что вызвало критику сахалинских экологов и средств массовой информации. Компания пообещала оборудовать трубопровод автоматическими задвижками с дистанционным управлением.
Подводным участкам трубопроводов на северо-востоке Сахалина угрожают стамухи (огромные ледовые гряды, способные оставлять на дне 6-метровые борозды в акваториях с глубиной 25-30 метров).
С терминала «Де-Кастри» нефть будет перевозиться круглогодично танкерами через Татарский пролив в Японию и страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Через Де-Кастри ежегодно будет отгружаться 12,5 млн тонн сахалинской нефти. Приходить за ней будут танкеры грузоподъемностью не менее 100 тыс. тонн, причальная система для судов-гигантов устанавливается в шести километрах от берега.
Освоение проекта «Сахалин-2» началось в 1994 году.
Пильтун-Астохское месторождение (ПАМ) нефти и газа, с разработки которого началась реализация проекта «Сахалин-2», расположено в
164
Глава 2. Риски разливов нефти на море
Охотском море, на северо-восточном шельфе о. Сахалин, в пределах территориального моря Российской Федерации.
Платформа ПА-А или «Моликпак» расположена в море на расстоянии 17 км от берега и приблизительно в 24 км юго-восточнее входа в Пильтунский залив. Она является частью эксплуатационного комплекса «Витязь», который также включает плавучее нефтеналивное хранилище «Оха» (ПНХ), которое пришвартовано к бую одноякорного причала (ОЯП).
Добыча нефти началась в июле 1999 года. Нефть транспортируется через подводный трубопровод на плавучее нефтеналивное хранилище для отгрузки на танкеры.
Поскольку на платформе отсутствует нефтехранилище, добыча приостанавливается в течение зимнего сезона (с декабря по май), когда ПНХ не используется из-за ледовых условий. В это время трубопровод промывается водой и остается в своем нормальном положении на морском дне, буй ОЯП погружается на морское дно, а ПНХ отплывает в Охотс-
165
Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов
к
ое море. Однако в течение этого времени буровые работы на платформе ПА-А продолжаются. ПНХ будет выведено из эксплуатации, как только платформа ПА-А будет соединена с трубопроводной сетью, которая будет связывать платформу ПА-А с платформой ПА-Б; вывод ПНХ из эксплуатации предполагается в 2005 году.Схема нефтедобычи и нефтепроводов по проектам «Сахалин-1» и «Са-халин-2» изображена на рис. 15.
В 2006 году ПНХ будет использоваться в качестве рабочего судна. В определенное время ПНХ будет перебазировано с Пильтун-Астохско-го месторождения для эксплуатации на других нефтегазовых месторождениях.
Планируемая платформа ПА-Б будет размещена в море на расстоянии 20 км от берега на глубине воды 30 м. Ожидается, что добыча начнется в 2006 году. Платформа ПА-Б будет буровой и нефтедобывающей платформой с жилыми помещениями для эксплуатационного персонала. Она предназначена для круглогодичной эксплуатации.
Максимальный годовой объем добычи будет составлять 3,2-3,4 млн тонн в год сырой нефти.
Платформа ПА-Б будет четырехопорной с бетонным основанием гравитационного типа (ОГТ). Размеры ОГТ составляют 109,1 м х 99,3 м с высотой 15 м и с четырьмя цилиндрическими опорами диаметром 22 и 24 м, которые поддерживают надводную часть конструкции верхних строений платформы.
Юго-восточная опора платформы будет использоваться в качестве бурового отсека, северо-восточная опора будет использоваться для трубопроводных стояков, а западные опоры будут использоваться для насосов морской воды и насосов водяного пожаротушения, а также для резервуаров хранения и вспомогательных насосов. Буровой отсек на юго-восточной опоре будет иметь 45 буровых шахт, предназначенных для 20-30 эксплуатационных скважин (включая газлифтные скважины) и 15-22 водонагнетательных скважин (включая одну запасную шахту). Система закачки шлама будет использоваться для сброса бурового раствора на нефтяной основе, нефтезагрязненных механических примесей, песка и бурового шлама.
Эта система и конструкция скважины предусматривают возможность закачки бурового шлама в затрубное пространство скважины при использовании буровых растворов на нефтяной основе. Буровой шлам на водяной основе, выработанный в первой скважине и в направляющей колонне труб для каждой последующей скважины, будет сбрасываться за борт.
Платформа будет способна разместить 100 человек постоянного персонала и 40 человек временного персонала.
Планируемая платформа Лун-А будет обслуживаемой буровой платформой с несколькими технологическими установками. Платформа Лун-А
166
167