Глава 2. Риски разливов нефти на море. то 3,3 млн тонн нефти, в том числе около 1,5 млн тонн - на шельфе

то 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

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

нефтепроводе 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

Платформа «Моликпак»

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-

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

кое 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

Глава 2. Риски разливов нефти на море

Нефтяной танкер (до 150 тыс т)

Рис. 15. Схема освоения нефтяных месторождений Сахалина

Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов

будет основным поставщиком газа для завода по сжижению природного газа (СПГ). Конденсат/нефть и газ будут направляться на объединен­ный береговой технологический комплекс (ОБТК) для переработки. Пред­полагается, что добыча с платформы Лун-А начнется в конце 2005 года или в начале 2006 года.

Максимальный годовой объем добычи будет составлять приблизительно 19 млрд м газа и приблизительно 2, 9 млн м конденсата и нефти.

Платформа Лун-А будет четырехопорной платформой с основанием гравитационного типа. Размеры ОГТ составляют 104, 1 м х 96 м, с высо­той 15 м и с четырьмя цилиндрическими опорами диаметром 24, 5 м, которые поддерживают надводную часть конструкции верхних строений платформы.

Юго-восточная опора будет использоваться в качестве бурового отсе­ка, в то время как северо-восточная опора будет использоваться для тру­бопроводных стояков. Западные опоры будут использоваться для резер­вуаров хранения негорючих веществ, а также для насосов морской воды и насосов водяного пожаротушения.

Буровой отсек будет иметь 27 буровых шахт; максимальное количе­ство одновременно используемых эксплуатационных скважин будет 21.

Бурение на платформе Лун-А планируется начать в четвертом квар­тале 2005 года, тогда как предполагается, что добыча на платформе ПА-Б начнется в третьем квартале 2006 года. На всех трех платформах будет осуществляться круглогодичное бурение. В течение эксплуатации вспомогательные суда будут посещать каждую платформу приблизительно один раз каждые десять дней.

Нефтегазовые работы, связанные с проектом «Сахалин-2», предпола­гается завершить около 2045 года.

Морские платформы будут установлены на каждом участке ПА-Б и Лун-А. Платформы будут иметь объединенные буровые мощности и мощ­ности добычи. Морские трубопроводы будут установлены и частично за­глублены на глубину 0, 3 м между существующей платформой ПА-А и платформой ПА-Б на расстоянии 15, 3 км от платформы ПА-А до берега, 6 км от платформы Лун-А до берега и 1, 5 км от ТОН до ВПУ в заливе Анива. Большинство секций будет заглублено.

Трасса нефте-газопроводов пересекает практически всю территорию острова с севера на юг. Планируемая длина нефтепровода составляет 800 км, газопровода - 834 км. Трасса пересекает свыше 1000 водоемов, из них 58 водоемов большого рыбохозяйственного значения. Особую оза­боченность у экологов вызывает трасса морских трубопроводов, которая проходит через заливы Пильтун, Чайво, Нобиль, Найво. В этих заливах расположены места обитания морских котиков и кита, а также нерести­лища рыб ценных пород. Сухопутная трасса трубопроводной системы