C. Оценка состояния TAPS при землетрясении на разломе Денали (ноябрь 2002)
1. Когда 3 ноября 2002 г. на разломе Денали произошло землетрясение с магнитудой 7,9 баллов (по шкале Рихтера), специалисты-сейсмологи, знакомые с TAPS, были уверены: специально спроектированная надземная конструкция на опорах в месте пересечения разлома трубопроводом успешно выдержит подвижки грунта в амплитуде примерно 5,5 м. (18 футов) по горизонтали и 1,5 м. (5 футов) по вертикали.91
2. Хотя большинство наблюдателей отзывалось одобрительно о конструкциях, устоявших при землетрясении на разломе Денали,92 несколько откликов наталкивают нас на размышления. Например:
а) Специально спроектированная система пересечения разломов длиной примерно 1900 футов (0,6 км) оказалась устойчивой к повреждениям и «поглотила» (скомпенсировала) подвижки и удары землетрясения. Однако, с обеих сторон этого отрезка – там, где трубопровод сразу же возвращается на обычные надземные опоры, поперечные балки вертикальных опор упали на землю, оставив трубопровод без всякой поддержки. Всего упали восемь поперечных опор.93 (Илл. VII.3.) Хотя официальные лица и заявили, что такие повреждения прогнозировались, в документации по основам проектирования трубопроводов в описании предполагаемых угроз конструкциям при крупном землетрясении не содержится допусков падения поперечных балок.94
в) Хотя сработала автоматизированная система оповещения о землетрясении, операторы проигнорировали эту команду, и нефть продолжала идти по трубопроводу еще час после землетрясения.95 И объяснения, почему трубопровод не был перекрыт сразу же после землетрясения, можно приводить самые разные.96
г) Согласно достоверной, хотя и неофициальной информации, после землетрясения на разломе Денали персонал выражал тревогу по поводу возможного излома подземных частей трубопровода.97 Чтобы убедиться в отсутствии повреждений и протечки нефти в районе разлома пришлось вскрывать траншею для проверки целостности вентилей.98
D. Толщина стенок труб и коррозия на подземных трубопроводах
1. По утверждению специалистов СЭИК, более тяжелые (толстые) трубы могут снизить риск сейсмических повреждений на разломах.99
2. Изучая последствия землетрясения на разломе Денали, информированные инженеры ТAPS пришли к заключению, что если бы TAPS уложил трубы “в специальные для пересечения с разломами траншеи (рыхлый наполнитель и пологие стенки), для чего потребовалось бы использовать трубы с более толстыми стенками, могло произойти локальное искривление труб, требующее их ремонта и более продолжительного простоя в работе”.100
3. Коррозия приводит к уменьшению толщины стенок трубы и является одним из главных рисков для подземных трубопроводов и основных причин протечки нефти.101
4. На возникновение коррозийных процессов оказывают влияние три основных фактора: влажность грунта, высокий уровень кислотности и наличие в грунте иных металлических структур в непосредственной близости от траншеи с трубопроводом.102
5. По утверждению ОВОС (4), “Почвы [вдоль трассы трубопровода по плану Этапа 2 проекта «Сахалин-2»] характеризуются, главным образом, болотистыми структурами, рыхлостью и подзолами”.103
6. СЭИК планирует проложить по той же трассе и подземный газопровод на расстоянии 8-15 м от нефтяного.104
7. Специалисты СЭИК отмечают, что хотя предусмотренные законом меры антикоррозийной профилактики варьируются, “необходимо выбрать такую технологию, которая бы с минимальными на нее затратами обеспечивала надежную защиту трубопровода от коррозии в течение 30-летнего срока его эксплуатации”.105
8. Полезно учесть опыт TAPS в этом аспекте:
a) В 1975 г. представитель ТAPS заверял автора данного исследования в том, что коррозия не станет проблемой на TAPS, поскольку «трубы в значительной степени изготовлены из химически неактивного металла, а природная среда Аляски не окажет на них вредного влияния. У нас почти нет коррозийных агентов в грунте».106
б) В 1988 г. на подземных участках TAPS был обнаружен значительный уровень коррозии. С того времени владельцы ТAPS вынуждены были израсходовать более 1 млрд. долларов на ремонт с навариванием муфт вокруг поврежденных коррозией участков труб в более 100 местах и полностью заменить трубы на протяженности более 8 миль главной магистрали трубопровода.107
в) Способность коррозии истончать стенки труб подтверждается такими фактами, отмеченными в 2001 году: 1] минимум на восьми участках TAPS обнаружено, что коррозия съела более 40% толщины стенок труб; 2] на 30 участках коррозией повреждены муфты труб главной магистрали с потерей толщины стенок труб от 30% до 39%; и 3] примерно на 10 участках главной магистрали ежегодно проводятся земляные и ремонтные работы по замене поврежденных коррозией труб.108
г) Подземные трубопроводы значительно более восприимчивы к воздействию коррозии, чем надземные трассы.109
9. Условия, способствующие возникновению коррозии, перечисленные выше – влажность грунта, его высокая кислотность и наличие металлов в земле, – подчеркивают важность тщательного изучения a) решений СЭИК по маршруту трубопровода проекта «Сахалин-2» при выборе труб с определенной толщиной стенок110 и б) с планами СЭИК, касающихся антикоррозийного покрытия труб, программой антикоррозийных инспекций.
E. Системы контроля на трубопроводе
1. ОВОС (4) включает в основные технические параметры, влияющие на величину разлива нефти, такие факторы, как действие системы индикации утечек, время до отключения насосов и время от отключения насосов до закрытия задвижек.111
2. Заявления СЭИК, касающиеся возможностей пока еще не разработанной системы индикации утечек, тоже противоречивы.
a) По ОВОС (4), “Проект системы индикации утечек на трубопроводе пока еще детально не разработан; она будет включать в себя комплекс устройств, позволяющих фиксировать уровень утечек с величины примерно 1% от всего объема проходящей через трубу нефти в любой части линии трубопровода.”112
б) А совсем недавно СЭИК заявила, что спецификации для системы индикации утечек на нефтепроводе, работающем в условиях стационарного режима, устанавливают минимальную величину фиксации утечек в 0,5% от всего объема проходящей через трубопровод нефти на данный момент времени.113
в) При ожидаемой пропускной способности (195,000 баррелей в сутки), система индикации утечек не сможет зафиксировать любые утечки объемом менее 975 баррелей в сутки (133 тонны).114 Если же СЭИК реализует свои намерения повысить производительность до 400,000 баррелей в сутки,115 объем минимально фиксируемых утечек увеличится вдвое.
3. Практика эксплуатации TAPS показывает, что существующая система индикации утечек может оставить незамеченными утечки нефти в грунт в течение длительного времени.116
a) Строители TAPS сначала обещали Конгрессу США и общественности, что разработают систему индикации утечек с нормативами, отвечающими стандартам отрасли или даже превышающими эти стандарты, и система будет способна немедленно обнаружить незначительные утечки и своевременно перекрыть трубопровод.117
б) В конце 1990-х г.г. давление со стороны Конгресса Соединенных Штатов и общественности заставило TAPS разработать улучшенную систему индикации утечек, способную фиксировать потери на трассе в объеме 0,2% - 0,5% от всего проходящего потока в условиях стационарного режима.118
в) На TAPS случилось семь разливов объемом свыше 1000 баррелей; автоматическая система индикации утечек ни разу не зафиксировала подобные случаи.119
4. Индикация утечек, хотя и подвергается критике, является единственным принципом действия многих контрольных систем, призванных обеспечить безопасность при эксплуатации трубопроводов. Планы СЭИК по созданию на Сахалине подземного варианта трубопровода существенно повышают важность вдумчивого проектирования и компоновки различных систем безопасности на трубопроводе.
F. Строительный опыт TAPS
1. Хотя строители TAPS в течение нескольких лет вели подготовку к строительству, природные изменения на трассе нарушили подготовленные планы, что привело к затягиванию работ, необходимости возвращаться назад и переделывать уже сделанное. По мнению историка Роберта Дугласа Мида, непредвиденные условия, возникшие в ходе строительства TAPS, сыграли критическую роль в разрешении этих проблем.
Строительство Трансаляскинского трубопровода
1975: В конце марта 1975 могли начаться практические работы на трубопроводе. . . . Место выбрано . . . около 70 миль к северу от Валдиза. К апрелю 1976, была сварена первая секция из труб длиной 1400 футов, уложена в траншею и помещена под дно речки, засыпана грунтом; потом неожиданно всплыла и пришлось укладывать снова. Это стало репетицией всего того, что потом пришлось испытать. . . . При вскрытии грунта вдруг выясняется, что почва внизу совсем не та, что ожидали или предсказывали; еще один технологический эвфемизм. Практический эффект оказался такой: не то оборудование не в том месте и не в то время; бригады рабочих (которым платят около 10 долларов в час) слоняются без дела, инженеры и эксперты ведут оживленные беседы о несовпадении реальности с чертежами проекта.
1976: A.П. Роллинз, главный федеральный инспектор комментирует ситуацию: “У нас ушло сорок пять дней, пока мы, наконец, сообразили, что делать нынешним летом; но и нынешним летом, день за днем у нас будут полевые проблемы, с какими мы сталкивались прошлым летом, они возникали каждый день и требовали все новых и новых переделок. Кажется, все уже готово, и люди в поле, и с проблемой справились, как вдруг наталкиваемся на мерзлую среду, которой здесь вроде и не должно быть… И снова надо все менять и начинать сначала, причем, опять без всякой уверенности, что это уже не придется переделывать снова”.
-- Роберт Дуглас Мид, Поездка вдоль трассы: Строительство Трансаляскинского трубопровода (New York: Doubleday, 1978), стр. 228-229, 283-284.
2. История TAPS демонстрирует важность разработки четких планов строительства и стандартов до начала строительных работ.
3. В условиях запутанности и противоречивости российских законов (См. Раздел II, выше), правительству может оказаться трудно контролировать соответствие качества проектирования и строительных работ установленным проектировочным и строительным стандартам.
VIII. Заключение
Представленные ниже выводы и замечания, основанные на документах Этапа 2 проекта «Сахалин-2», ограничиваются a) связанными с Проектом СЭИК сейсмическими угрозами и б) планами Компании по разрешению проблем широкого спектра сейсмических угроз.
1. Оценка сейсмических угроз отличается высокой степенью неопределенности.
2. Остров Сахалин считается территорией с высоким уровнем сейсмичности.
3. Трасса трубопровода по Этапу 2 проекта «Сахалин-2» расположена внутри территорий, уровень сейсмичности которых оценивается в 8 баллов и выше по шкале MSK-64 (общеизвестно, что землетрясения силой в 8 баллов являются тяжелыми по последствиям: здания могут сдвинуться с фундаментов, дымовые трубы раскачиваться и падать, а в водоемах меняться уровень воды).
4. Изучение данных СЭИК показывает, что 25% всей трассы трубопровода планируется уложить под землю в районах, где уровень сейсмической активности определен величиной 9 и более баллов по шкале МSK-64. (Землетрясения такой силы приводят к значительному повреждению зданий и резервуаров, образуют трещины на поверхности земли и ломают трубы трубопроводов).
5. Подземные участки трассы трубопровода по Этапу 2 проекта «Сахалин-2» пересекут 22 установленных специалистами активных разлома и 33 разлома, которые СЭИК полагает неактивными.
6. Хотя сейсмические аспекты более всего тревожат население и неправительственные общественные организации, представленная СЭИК информация по этой проблеме часто отрывочна, туманна, малопонятна, противоречива, носит устаревший характер, и страдает скудостью фактов технической готовности Компании приблизиться к решению важных вопросов.
7. Система Трансаляскинского трубопровода (TAPS) пересекает три активных разлома. На разломе Денали трубопровод вынесен на поверхность земли и спроектирован с расчетом выдержать смещения грунта, по меньшей мере, на 20 футов по горизонтали и 5 футов по вертикали.
8. Инженеры TAPS считают, что обычный уложенный под землю трубопровод может выдержать без излома смещения грунта амплитудой максимум 2 на 2 фута.
9. Единственной причиной, что TAPS устояла без утечек нефти во время землетрясения в ноябре 2002 года, является то, что проект надземного участка трубопровода над разломом был рассчитан выдержать произошедшие при землетрясении сдвиги грунта в амплитуде 18 футов по горизонтали и 5 футов по вертикали.
10. Мы так и не смогли получить какие-либо документы, подтверждающие заверения СЭИК, что подземный трубопровод может быть спроектирован и построен с расчетом эффективно смягчить высокие сейсмические угрозы острова Сахалин.
IX. Сейсмические угрозы и береговые трубопроводы СЭИК: вопросы без ответов
Данный доклад ставит важный и прямой вопрос: каковы сейсмические угрозы предлагаемых Этапом 2 проекта «Сахалин-2» береговых трубопроводов? А если эти угрозы достаточно серьезны, немедленного ответа требует следующий вопрос: продемонстрировала ли СЭИК способность обеспечить безопасное функционирование подземных трубопроводов в условиях Сахалина?
В разделах II, III и IV данного доклада описаны правовые и нормативные рамки, в которых шла работа над этим проектом, белые пятна в науке о землетрясениях и их последствиях, сейсмическая характеристика Сахалина. Как говорится в Разделе V, сомнения в сейсмозащищенности трубопровода по проекту «Сахалин-2» труднопреодолимы. Большая часть трассы трубопровода проходит через районы, имеющие тенденцию к интенсивным подвижкам грунта, связанным с землетрясениями или сопутствующими им явлениями – оползнями и селями. Они характеризуются крупными и внезапными смещениями пластов земли либо постоянными ее деформациями, что может вызвать разрушение трубопровода с последующим разливом нефти, а это всегда влечет за собой тяжелый ущерб окружающей среде. Поэтому нет ничего удивительного, что многих жителей тревожит, как СЭИК оценивает сейсмические риски на Сахалине и разрабатывает планы по их преодолению.
Как свидетельствуют документы, приведенные в Разделе VI, в ответ на эти тревоги СЭИК так и не представила четкую и убедительную информацию по сейсмическим аспектам береговых трубопроводов проекта «Сахалин-2». Действительно, представленную СЭИК общественности информацию по этой теме можно оценить как противоречивую, запутанную, неполную и туманную. Изучив документы службы связей с общественностью СЭИК по данному вопросу, мы пришли к выводу, что ни в коем случае нельзя оставлять без внимания беспокойство по поводу угрозы окружающей среде на долгосрочный период, которая будет исходить от подземных трубопроводов на острове с его сейсмической нестабильностью, болотистыми и кислотными почвами. Очень трудно примирить нынешние заверения СЭИК о безопасности Проекта с фактами, подтверждающими расчеты и выводы данной справки.
Вызывают вопросы предложения СЭИК и при сравнении с опытом Аляски по строительству и эксплуатации (TAPS), который рассматривался в Разделе VII. Чем объяснить, что соображения, побудившие инженеров этого проекта поднять трубопровод в местах пересечения с активными разломами, оставлены без внимания на Сахалине? В отрасли, занимающейся прокладкой трубопроводов, пришли к общему согласию, что TAPS доказала эффективность надземного способа пересечения разломов во время землетрясения в Денали в ноябре 2002 г. Так какие же особые факторы побуждают инженеров и проектировщиков СЭИК верить, что они смогут пересечь 22 активных разлома подземным трубопроводом без всяких опасных последствий?
Практика эксплуатации TAPS показывает, что при прокладке подземных трубопроводов особенно важно предусмотреть, чтобы компоненты конструкций были защищены от воздействия землетрясений системами контроля, профилактикой коррозии и системой индикации утечек, спроектированными и внедренными по самым высоким стандартам. Представим себе, например, такое развитие событий: может случиться, что произойдет разлив нефти ниже порогового уровня действия аварийной системы индикации утечек при повреждении трубопровода ударом стихии, да еще на не установленном ранее активном разломе, где коррозия уже значительно ослабила стенки трубопровода?
В дискуссиях по проекту «Сахалин-2» Этап 2 на Сахалине в ноябре прошлого года официальные сотрудники СЭИК выразили свое желание успокоить общественность относительно угрозы, исходящей от подземных береговых трубопроводов |
