КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ
материалов предварительной Оценки воздействия на окружающую среду
проекта «Сахалин II» (Этап 2) компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани, ЛТД»,
Южно-Сахалинск, ноябрь 2001г.
Краткое изложение подготовлено общественной организацией «Экологическая вахта Сахалина» и не является официальным документом компании «Сахалин Энерджи»
Комментарии «Вахты» выделены в тексте вот таким курсивом. Остальное – изложение материалов ОВОС. С оригиналом ОВОС можно ознакомиться в Областной универсальной научной библиотеке или в общественной организации «Экологическая вахта Сахалина» (42-41-53)
Компания «Сахалин Энерджи» реализует поэтапный план полномасштабного освоения морских нефтегазовых месторождений:
· нефтяного Пильтун-Астохского, расположенного в 16 км от северо-восточного побережья Сахалина, в районе залива Пильтун. Глубина моря в районе месторождения около 30 м.
· газового Лунского, расположенного в 13 км от берега, на расстоянии 150 км к югу от Пильтун-Астохского месторождения. Глубина моря в районе месторождения 50 м.
Этап 1 проекта уже осуществлен - в 1998 г. установлена платформа «Моликпак» для освоения Астохской площади, с июля 1999 г. на производственно-добывающем комплексе «Витязь» (включающем также плавучее нефтехранилище) добывается нефть и вывозится танкерами за рубеж.
Описание Этапа 2. В целом, Этап 2 включает:
Ø установку двух добывающих платформ на Пильтун-Астохском и Лунском месторождениях,
Ø прокладку морских нефте - и газопроводов, связывающих платформы с берегом;
Ø прокладку береговых нефте - и газопроводов на юг острова до поселка Пригородное;
Ø строительство завода по сжижению природного газа (СПГ) и отгрузочного причала;
Ø строительство терминала отгрузки нефти.
1. Установка добывающей платформы для освоения Пильтунского участка
Платформа ПА-Б будет установлена на стальном гравитационном основании с четырьмя опорами в месте, где глубина моря составляет 32 м. Начало добычи запланировано на 1 квартал 2006г. Платформа будет иметь 44 буровых окна и систему закачки в пласт бурового раствора и шлама. Проектная производительность 3,2 млн. тонн нефти в год и 2,7 млн. м3 попутного газа в сутки. При бурении первой скважины и бурении под кондуктор во всех последующих скважинах 6000 м3 бурового шлама и бурового раствора будут сброшены в море. Далее отходы бурения планируется закачивать в подземные пласты.
Воздействия и риски. При установке платформы будет проведен большой объем строительных работ, связанный с перемещением огромного количества грунта, интенсивным движением судов, сбросом льяльных нефтесодержащих вод, шумом от судовых двигателей и производимых работ по выемке и засыпке грунта.
В результате дноуглубительных работ будет нарушена флора и фауна морского дна, произойдет его взмучивание в месте работ и в месте свала грунта, что крайне отрицательно повлияет на планктон и молодь рыб. Более всего могут пострадать беспозвоночные – крабы, креветки, которые не способны быстро покинуть район строительства и будут погребены под слоем оседающих взвешенных частиц. Шум от работ и загрязнение воды возможно отпугнут рыб из этого района, что может отрицательно сказаться на рыбном промысле. Укладка скального материала вокруг всех опор платформы для защиты от размыва вызовет сильный шум и беспокойство для китов. Крайне важно, что в период работ в этом районе будет проходить миграция на нерест стад лососевых в реки Сахалина и Хабаровского края, и нагул молоди лососевых, скатившейся из рек северо-востока острова.
Этот район представляет ценность с точки зрения рыбных запасов промыслового значения. Здесь с мая по ноябрь нагуливается исчезающая охотско-корейская популяция серых китов, которые занесены в Красную Книгу РФ и МСОП. Работы могут вызвать сокращение и загрязнение кормовых ресурсов китов (донных организмов) и оказать прямое воздействие на этих млекопитающих за счет загрязнения воды и шума.
2. Система морских трубопроводов Пильтун-Астохского месторождения
Нефть с платформы ПА-Б по морским трубопроводам будет поступать на платформу «Моликпак» и оттуда вместе с нефтью, добытой на «Моликпаке», будет транспортироваться по трубопроводу, проложенному по
дну моря, на берег и далее на юг острова. Длина морских трубопроводов составляет 41 км.
Воздействия и риски. Главную опасность для морских трубопроводов представляют стамухи – огромные торосы, пропахивающие дно на участках с глубиной до 30-32 м. Стамухи способны оставлять борозды до 6 м глубиной. В целях защиты от льдов трубопровод будет укладываться в траншеи глубиной до 5 м на некоторых участках и закапываться. Между платформами возможна прокладка и более мелких траншей, так как Компания «Сахалин Энерджи» считает, что этот район находится вне зоны воздействия торосов, однако может потребоваться защита от траулера или судового якоря. Воздействие на донную биоту связано с нарушением дна, отвалом грунта и дополнительным повышением мутности. Если стамухи заденут трубопровод, то разрыва трубы и разлива нефти не избежать.
3. Установка газодобывающей платформы на Лунском месторождении
Разработка Лунского газового месторождения начнется с установки морской трехопорной платформы на участке с глубиной моря 47 м. Газ будет транспортироваться на берег по двум трубопроводам. Начало добычи запланировано на 1 кв. 2006 г. Платформа будет иметь 30 буровых окон. Проектная производительность составит 52 млн. м3 газа в сутки. При бурении первых скважин (максимум 4) и бурении под кондуктор последующих скважин примерно 23 000 м3 бурового раствора и шлама будет сброшено в море. Изучается возможность обратного закачивания в пласт бурового раствора и шлама из нижних интервалов скважин (127 000 м3).
Воздействие и риски. Все воздействия и риски при проведении дноуглубительных работ на Пильтунском участке, характерны и для Лунского месторождения. Район представляет большую рыбопромысловую ценность, здесь ведется активное прибрежное рыболовство. Кроме того, любой сброс отходов крайне отрицательно повлияет на морскую экосистему и биоресурсы.
4. Система морских трубопроводов Лунского месторождения
От платформы Лун-А до Объединенного Берегового Технологического Комплекса (ОБТК) будет проложен газопровод длиной 13 км.
Воздействия и риски при прокладке трубопроводов такие же, как и на Пильтун-Астохском месторождении. Следует отметить, что в этих районах обитают многочисленные китообразные, 9 видов из которых занесены в Красную книгу РФ, ластоногие, беспозвоночные (креветки, крабы, трубач и др.), ценные виды рыб - горбуша, кета, кижуч. Здесь также гнездится и мигрирует огромное количество птиц, включая краснокнижные виды.
5. Объединенный Береговой Технологический Комплекс (ОБТК)
ОБТК будет расположен на восточном побережье Сахалина в 40 км к юго-юго-востоку от п. Ноглики и в 40 км к востоку-юго-востоку от п. Ныш. Основная задача ОБТК - подготовка газа, нефти и конденсата для их транспортировки по трубопроводам на юг Сахалина на терминал отгрузки нефти и завод СПГ в п. Пригородное. На участке ОБТК будут расположены компрессорная и дожимная насосная станции.
6. Два береговых трубопровода для нефти и газа
Протяженность каждого из двух трубопроводов составляет приблизительно 834 км. Полоса отвода трассы под строительные работы составляет 55м по ширине и может быть увеличена в пересечениях. Трубопроводы будут укладываться в траншеи и засыпаться. Трасса расчищается от деревьев, подлеска, кустарников. При необходимости верхний слой почвы перемещается в отвал для временного хранения. Если грунт непригоден для обратной засыпки, его вывозят с участка и заменяют пригодным. При наличии скальных пород могут проводиться взрывные работы. Трасса будет пересекать 1113 водоемов, из них по данным компании «Сахалин Энерджи» - 58 водоемов большого рыбохозяйственного значения, 60 - небольшого, а также не имеющих рыбохозяйственного значения - 161 протока, 494 ручья, 8 озер, 251 канал, 3 источника и ключа, 78 небольших проток с нерестом. Переходы трубопровода через реки будут осуществлены преимущественно траншейным способом (копанием канавы поперек русла). Лишь несколько крупных рек будут пройдены методом подземного горизонтально-направленного бурения. Мониторинг и управление эксплуатацией трубопроводов будут осуществляться через компьютерную систему, центр управления которой находится на территории завода СПГ. Резервный центр - на Объединенном береговом технологическом комплексе (ОБТК). Для блокирования потока углеводородов в случае аварии задействована система аварийного отключения. Для этого через определенные расстояния на трубопроводах встроены клапаны, автоматически перекрывающие поток нефти и газа при утечке. При пересечении трубопроводом нескольких тектонических разломов на шельфе и на суше будут использованы траншеи определенной конфигурации для прокладки труб и засыпки сыпучего грунта. В местах пересечения наиболее крупных разломов будут установлены клапаны аварийного отключения. Трубопроводы будут снабжены системой обнаружения утечек.
Воздействие и риски: Для строительства трубопроводов и сооружений предполагается удаление растительного покрова площадью 6000 га. В результате расчистки образуются 20 - 100 тыс. тонн отходов, а цепи прибрежных дюн становятся уязвимы к ветровой эрозии. Траншейный способ перехода трубопроводов через реки нанесет значительный ущерб лососевым – горбуше, кете, симе, кижучу. Муть в реках, вызванная строительными работами, приведет к заилению значительных участков нерестилищ лососевых и сильно затруднит нерест. Взвешенные вещества покроют нерестовые бугры, и часть икры лососевых может погибнуть. Учитывая сейсмическую активность Сахалина и пересечение тектонических разломов, риск аварии от землетрясения и, соответственно, разлива нефти или взрыва газа чрезвычайно высок. Поскольку остров весь пронизан сетью рек и ручьев, попадание нефти в результате порыва трубопровода в водотоки неизбежно. Это дополнительная угроза лососевым и источник загрязнения прибрежной зоны.
7. Завод сжижения природного газа (СПГ)
Завод СПГ будет расположен на побережье Анивского залива недалеко от п. Пригородное, в 13 км от Корсакова и в 53 км от Южно-Сахалинска. Комплекс СПГ содержит две технологические линии, производительность каждой 4,8 млн. тонн СПГ в год. Предусмотрен ввод вспомогательного оборудования:
· двух изотермических резервуаров для хранения СПГ объемом 100 000 м3 каждый;
· выносного причального устройства для отгрузки СПГ на танкеры;
· емкостей для хранения жидкого этана и смешанного хладагента предварительного охлаждения;
· объектов подготовки и распределения топливного газа;
· систем выработки электроэнергии; жидкого теплоносителя; установки водоподготовки и распределения воды; технического воздуха; инертных газов и очистки сточных вод.
Воздействие и риски: Годовой объем выбросов в атмосферу при работе двух технологических линий СПГ, включая выбросы с танкеров, буксиров и ледоколов:
Выброс (тонн/год) | ||
Показатель | Максимальный | Ожидаемый |
СО2 - | 2 450 000 | 2 450 000 |
SO2 - | 886 | 886 |
Nox - | 3063 | 2195 |
CO - | 7200 | 1007 |
CxHy - | 32 | 32 |
Всего со всех объектов проекта (завод СПГ, ОБТК, две платформы) ежегодно в атмосферу будет поступать 5 млн. тонн углекислого газа, 2 тыс. тонн SO2, 5 тыс. тонн NОx, 2 тыс. тонн угарного газа (CO), и свыше ста тонн паров углеводородов (CxHy). Эти выбросы внесут значительный вклад в глобальное изменение климата на планете. Кроме того, двуокись азота (NO2), диоксид серы (SO2) взаимодействуя с водой, образуют кислоту. Это значит, что при эксплуатации завода СПГ негативное воздействие на почву, реки, прибрежную зону, растительность в результате кислотных дождей неизбежно.
Серьезным источником шума будут являться газовые турбины и компрессоры. Предполагается использовать оснащение для снижения этого негативного фактора. Ближайшее жилища - это дачи, находящиеся в 1 км западнее площадки. Территория завода СПГ займет значительную площадь, включая 700 метров береговой полосы – общедоступного пляжа, на котором постоянно летом отдыхают жители Южно-Сахалинска, Корсакова и др. городов и поселков, а в прибрежной полосе идет лицензионный лов горбуши. Отдыхать на пляже, прилегающем к территории завода, будет вряд ли возможно из-за ухудшения качества воздуха в результате выбросов загрязняющих веществ с завода, а также сбросов сточных вод в Анивский залив.
Комплекс СПГ будет иметь два пункта сброса сточных вод:
1. Сброс «чистых стоков», незагрязненных нефтепродуктами, производится через водоемы противопожарного запаса и бетонный желоб, идущий к береговому водосбору у залива Анива.
2. Очищенные стоки из систем стоков, периодически загрязняемых нефтепродуктами, стоки, постоянно загрязненные нефтепродуктами, и канализационные стоки сбрасываются по трубопроводу в залив Анива.
Сбросы сточных вод в Анивский залив с завода СПГ, строительство нефтеналивного терминала и причала для отгрузки СПГ, а также их эксплуатация, потенциальные утечки нефти при загрузке танкеров приведут к загрязнению вод залива и ухудшению качества морских биоресурсов. Существует и потенциальная опасность большого разлива нефти и загрязнения побережий полуостровов Тонино-Анивского и Крильона. Это значит, что пострадают десятки рыболовных фирм, ловящих горбушу на этой территории. Кроме того, все это может сказаться на покупательском спросе рыбы из Анивского залива.
8. Отгрузочный причал СПГ в Пригородном.
Причальные сооружения рассчитаны на прием танкеров для транспортировки СПГ грузоподъемностью от 20000 до 145000 м3. В течение года будут загружаться примерно 160 таких судов. Общая длина причала составит 850м. В конце причала будут проведены доноуглубительные работы в подводящем канале и бассейне разворота судна (диаметром 600м). Для загрузки танкеров будут применяться стационарные погрузочные рукава с аварийной системой отключения потока СПГ. Опасность представляют загрязненные стоки с танкеров и обслуживающих судов. Дноуглубительные и другие строительные работы отрицательно повлияют на молодь и взрослое поколение лососей на нерестовой миграции в прибрежной зоне.
9. Терминал отгрузки нефти (ТОН) в Пригородном
ТОН расположится близ пос. Пригородное, в 18 км от Корсакова и вблизи завода СПГ. На ТОН будет поступать сырая нефть и смешанный конденсат с Пильтун-Астохского и Лунского месторождений, а также конденсат с завода СПГ. На ТОН будут расположены три наземных нефтехранилища с плавающей крышей (с двойным уплотнением и понтоном), по 600 тысяч барр. каждый (95 400 тонн). Трубопровод для отгрузки нефти длиной 6 км идет от ТОН в направлении моря к выносному причальному устройству, которое будет принимать танкеры грузоподъемностью от 80 000 до 150 000 тонн при помощи наливных шлангов длиной 70 м. Опасности те же, что и в отношении причала СПГ, кроме того, здесь большая угроза аварийных разливов нефти и хронического нефтяного загрязнения от небольших утечек.
10. Танкеры СПГ
Танкеры будут преимущественно вместимостью 125 000 – 145 000 м3, хотя причальные устройства рассчитаны на прием судов вместимостью 30 000 м3. Интенсивность движения танкеров связана с уровнем производства СПГ, на пике - предполагается загрузка одного судна раз в два дня, длительность цикла загрузки - 16 часов. Будет разработана специальная система утверждения судна к использованию, которая будет гарантировать, что все танкеры управляются с соблюдением стандартов и совместимы с загрузочными устройствами терминала, отвечают требованиям судов для зимней эксплуатации и ледостойкости - т. е. способны при отрицательных температурах пересекать покрытые льдом залив Анива и пролив Лаперуза. Возле причала находятся один или два ледокола, два буксира, небольшие катера, которые оснащаются противопожарным оборудованием и спецсредствами для локализации разливов. На стадии производства, загрузки и транспортировки СПГ несет высокую опасность аварийного взрыва.
11. Маршруты следования танкеров с нефтью и СПГ зависят от месторасположения заказчика, преимущественно будут проходить к югу от о. Сахалин. Во внеледовый период суда могут направляться западнее или восточнее о. Хоккайдо. В ледовый период суда направляются исключительно западнее о. Хоккайдо, во избежание встреч с мощными морскими льдами и торосами. Большую опасность аварии и, соответственно, разлива нефти или взрыва СПГ представляет транспортировка в ледовых условиях, а также проход танкеров через пролив Лаперуза, где крайне сложные природно-климатические и навигационные условия, а также высокая интенсивность судоходства.
Источники крупных разливов нефти
! применительно ко всем трем платформам - потеря управления при бурении скважины и аварийный выброс – 10 000 м3;
! применительно ко всем трем платформам - потеря управления эксплуатационной скважиной и аварийный выброс - 500 м3;
! на участке морского трубопровода от платформа ПА-Б к ПА-А и далее до берега – 8 000 м3;
! трубопровод для жидкостей от платформы Лун-А до берега – 1 100 м3;
! береговой участок трубопровода между защитными клапанами 24-дюймового нефтепровода - 800 м3;
! Наземное хранилище нефти (при 100% потери емкости) – 95 400 м3;
! Авария или столкновение судна снабжения с грузом горючего - 500 м3;
! Авария или столкновение танкера с грузом сырой нефти – 95 400 м3.
