Сахалин Энерджи Инвестмент Компании, Лтд
реклама
ПРИЛОЖЕНИЕ А Сахалин Энерджи Инвестмент Компании, Лтд 10 декабря 2003 Исх. № 08-248 Ричарду Файнбергу Уважаемый г-н Файнберг, Прилагаю ответы на важные вопросы, затронутые в Вашем письме. 1. Ответ уже отправлен. 2. Содержит ли ТЭО-С анализ рисков, проведенный по конкретным площадкам, для определения возможного воздействия землетрясений на береговые сооружения, в т.ч. планируемые нефте- и газопроводы в конкретных местах проектируемого коридора трубопровода? «Сахалин Энерджи» провела анализ рисков по всем предполагаемым к строительству объектам. Платформы и прибрежные морские конструкции проектировались в соответствии с международными нормативами ISO. Все прибрежные объекты спроектированы с расчетом выдержать «Землетрясения пластичных уровней», т.е. в соответствии с высшей категорией проектирования. Береговые производственные объекты спроектированы в соответствии с международными стандартами и согласуются с существующими российскими законами. Все береговые сооружения в состоянии выдержать землетрясения, которые возможны 1 раз в каждую 1 000 лет. Некоторые особо важные объекты имеют еще больший запас прочности. Касательно береговых трубопроводов, анализ рисков приведен в ТЭО-С, Раздел 9, том 3. В соответствии с российскими требованиями там рассматриваются только угрозы населению. Анализ рисков (подготовленный специализированным российским институтом TAU), действительно, рассматривает степень воздействия сейсмической активности на трубопровод в свете проектных предположений о частоте таких явлений в зоне трубопровода с повторяемостью 200 лет для сильных уровней и 1 000 лет для пластичных уровней. Для проведения этого анализа каждый из трубопроводов был разделен на 44 сектора. В каждом секторе проводился сбор данных по факторам риска вдоль трассы трубопровода, включая пересечения им активных разломов. Более того, каждая группа разломов стала объектом особого раздела анализа (см. Таблицы 6.3 и 6.4 в ТЭО-С, Том 3, Раздел 9). Для точного определения их местоположения Российским Институтом «Росстройизыскания» (РСИ) в течение 1999 г. проведены исследования с картографированием всех активных разломов, пересекаемых запланированной трассой береговых трубопроводов по проекту «Сахалин-2» (активными были определены разломы, где отмечены подвижки поверхностных пластов земли за последние 10 000 лет). Такой процесс идентификации разломов включает классификацию типа склона каждого разлома, характер смещения грунта и интервалы между рецидивами. Данные РСИ были изучены и одобрены EQE International в 2000 году. Ductility Level Earthquake 1 Эти данные использованы для разработки оптимальных проектов пересечений для трубопроводов, которые обеспечат «достаточную прочность» трубопроводов в случае импульса подвижки грунта на разломе. Совместными усилиями РСИ и EQE определено 41 пересечение разломов на первоначальном плане прокладки трассы. Однако на этом плане многие из разломов пересекались даже в нескольких местах. Разработаны несколько других вариантов трассы с целью избежать как можно большего числа таких пересечений. В результате осталось 24 пересечения, которые следует изучить более тщательно. Дополнительные работы по корректировке трассы предпринимались в 2001 и 2002 г.г., что позволило еще сократить три пересечения, и общее число таких пересечений составило 21. Последующая в 2001 г. существенная корректировка трассы в обход поселка Ныш на севере острова позволила обнаружить новый разлом в пос. Имчинский, который еще предстоит исследовать и оценить в ходе дальнейшей работы. Общее число пересечений на разломах сегодня составляет 22, как это показано в таблице, приведенной ниже. Таблица 1. Пересечения разломов трассой береговых трубопроводов. №№ № ID п / п (по Ниману) Разлом Км.привязка (по старой системе) Угол пересечения ( в гр.) Трубопровод 1 34 Пильтун 19,28 +86 2 33 Пильтун 19,69 +81 20”нефть 20” газ “ “ “ 3 - Имчинский 142,0 ТВА “ “ “ 4 32 Центр. Сахалин 154,0 +38 5 31 Центр. Сахалин 169,9 -65 24”нефть 48” газ “ “ “ 6 30 Центр. Сахалин 192,3 < 35 “ “ “ 7 29 Победино 196,7 -72 “ “ “ 8 28 Победино 199,5 -22 “ “ “ 9 27 Победино 200,8 < 10 10 25 Центр. Сахалин 207,4 -30 24“ нефть 48” газ “ “ “ 11 23 Центральный 282,4 +25 “ “ “ 12 22 Макаровский 326,1 +57 “ “ “ 13 21 Макаровский 330,6 +56 “ “ “ 14 19А Макаровский 334,8 +72 “ “ “ 15 18 Макаровский 335,0 +54 “ “ “ 16 17 р. Загробка 367,9 +95 “ “ “ 17 13 Апреловский 520,6 +44 “ “ “ 2 18 5 Апреловский 550,0 < 15 “ “ “ 19 4 Апреловский 550,7 +34 “ “ “ 20 3 Апреловский 551,8 -62 “ “ “ 21 2 Апреловский 552,0 -42 “ “ “ 22 1 Апреловский 552,3 -42 “ “ “ Проектные предположения по антисейсмическим решениям для сахалинского трубопровода, составленные Д. Дж. Ниманом и Д.Г. Хонеггером в феврале 2001 г., определяют критерии сейсмических расчетов для их использования подрядчиком Проекта. В них учтены главные сейсмические угрозы, могущие повлиять на состояние трубопроводов: подвижки на разломах, разжижение грунта, оползни, распространение сейсмических волн и колебания земли. Основой таких документов с учетом пересечения разломов является расчет трубопроводов на устойчивость при сравнительно сильных перенапряжениях в условиях продолжительной деформации пластов грунта (ПДГ). Проектом предусмотрено, что в случае значительных ПДГ уровни напряжения будут выше обычных, но ниже уровней, угрожающих разрушением. Такой подход к расчетам напряжений является обычной инженерной практикой во всем мире для работы над проектами подобных трубопроводов. (Дополнительные данные по этому вопросу можно найти на веб-сайте Многоцелевого Центра по инженерным исследованиям землетрясений: http://mceer.buffalo.edu/default.asp). Исследовательская работа, которая продолжается и в настоящее время силами РСИ, определит точные участки на трассе трубопровода на пересечениях с разломами и границы сейсмических микрозон с рецидивными сейсмическими параметрами 200 и 1000 лет. Эти данные будут использованы в детальной разработке особых проектов по каждому участку и мер смягчения рисков для береговых трубопроводов. Специальные проекты пересечений разломов будут включать замену траншейных засыпок специально разработанными незамерзающими материалами, что позволит грунту сдвигаться вокруг трубопровода. Учтены критерии критических уровней напряжений, могущих привести к деформации (излому) или смятию труб от избыточного давления, основанные на расчетах методологии и лимитов, предусмотренных в DnV OS F101 (2000). Именно такой подход применяется на строительстве трубопровода «ВТС Пайплайн», которое ведет «Бритиш Петролеум» и другие фирмы. Об этом подробно – на сайте: www.azer.com/aiweb/categories/magazines/ai112_folders/112_articles/112_btc.html 3. Могли бы Вы предоставить программу курса и образцы учебных материалов (например, руководство по проведению тренировок и информационные брошюры) по имеющимся программам действий при разливе нефти, охватывающим операции по Этапу 1 и строительство по Этапу 2? Каким образом планирует СЭИК контролировать участие в тренировках по принятию мер на случай разлива нефти? Пожалуйста, ознакомьтесь с прилагаемой программой учений на случай разлива нефти для Этапа 1. Материалы для Этапа 2 будут представлены в ближайшее время. 4. Не могли бы Вы объяснить, где можно найти конкретную информацию о системах контроля на нефтепроводах, включая: а) тип задвижек и норматив времени на перекрытие; б) могут задвижки закрываться одновременно, или должны быть закрыты последовательно, одна за другой, чтобы избежать избыточного давления в трубе; и в) Трубопровод «Баку – Тбилиси – Джейхан». 3 дополнительная информация о системе SCADA и системах обнаружения утечек, планируемых к применению на трубопроводе. а) Задвижки, которые будут установлены, на береговых системах трубопровода представляют собой шаровые клапаны, изготовленные по стандартам API 6D (American Petroleum Institute – стандарты для изготовления трубопроводных клапанов, пользующиеся международным признанием). Время на закрытие клапана рассчитывается методом анализа гидравлического помпажа таким образом, чтобы перекрытие клапана не привело к гидравлическому удару на трассе трубопровода. Время на закрытие установлено из расчета 1 сек. на каждый дюйм диаметра трубы. Таким образом, на перекрытие нефтяной 24-дюймовой трубы установлен норматив 24 секунды, на газовую трубу диаметром 48 дюймов – 48 секунд. Отсчет времени ведется от положения клапана в обычной позиции «открыто» и до полного закрытия с момента получения сигнала «закрыть». Команды закрыть клапаны дает оператор. К оператору поступает сигнал тревоги через систему управления трубопровода (POMS), который дает право оператору выбрать отдельные клапаны или их группу для их закрытия. После этого команда поступает непосредственно на блокировочные устройства через систему сбора данных и контроля (SCADA). Техники блокировочных устройств имеют четкие инструкции по технологии закрытия клапанов, исключающей риск гидравлического удара на трассе трубопровода. Обычно насосы и компрессоры перекрываются раньше клапанов трубопровода с целью предотвращения разрушения системы подачи. Установка обратных клапанов на пересечениях с реками не планируется. Блокировочные запорные устройства устанавливаются с расчетом свести до минимума вероятность потери нефти при утечках на нижнем уровне трубопровода, т.е. там, где он пересекает экологически уязвимую водную среду. Следует отметить, что блокировочные клапаны окажутся эффективными лишь при утечке нефти внутри зон действия этих клапанов и клапанов в точках пересечения с реками, установки которых требуют российские спецификации по сведению до минимума утечек из трубопровода в пересекаемую им водную среду. Согласно статистике, большая часть утечек из трубопроводов связана с воздействием на него какой-либо внешней активности, что чаще всего случается вблизи населенных пунктов. Например, трубопровод получает повреждения во время работы экскаватора, при дорожных работах и т.п. Обратные клапаны могут быть эффективны для остановки обратного потока продукта и окажутся полезными лишь в случае, если утечка происходит ниже по течению (по терминологии специалистов) от запорного клапана, тогда обратный клапан предотвратит движение потока нефти в направлении утечки. Вообще-то каких-либо нормативов, регламентирующих обязательность установки на трубопроводах обратных клапанов дополнительно к запорным клапанам, просто не существует. Кроме системы обнаружения утечек (СОУ) состояние трубопровода во время его эксплуатации проверяется службой наземного патруля и регулярным наблюдением с воздуха с помощью авиатранспорта. Патруль и наблюдение с воздуха способны обнаружить любую потенциальную утечку, не зафиксированную СОУ. Регулярный мониторинг трубопровода системой катодной защиты и разумный контроль его внутреннего состояния вместе с концепцией эксплуатации и обслуживания трубопровода будут также гарантировать трубопровод от внутренней и наружной коррозии. Особые проверки на этот счет будут проводиться в районах высокого риска (разломы, оползни), как дополнительная мера к штатным средствам экологического мониторинга, предусмотренного ТЭО-С, том 2, раздел 8. 4 б) Как уже говорилось выше, команды закрыть клапаны дает оператор. К оператору поступает сигнал тревоги через систему управления трубопровода (POMS), который дает право оператору выбрать отдельные клапаны или их группу для их закрытия. После этого команда поступает непосредственно на блокировочные устройства через систему сбора данных и контроля (SCADA). Техники блокировочных устройств имеют четкие инструкции по технологии закрытия клапанов, исключающей риск гидравлического удара на трассе трубопровода. Обычно насосы и компрессоры перекрываются раньше клапанов трубопровода с целью предотвращения разрушения системы подачи. Система SCADA спроектирована с таким расчетом, чтобы иметь возможность перекрыть один или группу клапанов одновременно. «Сахалин Энерджи» оснастила такими клапанами зоны пересечения рек и разломов, что позволит перекрыть целые секции трубопровода одновременно. в) Система СОУ сейчас разрабатывается компанией ATMOS International. Функциональные требования к Системе подробно описаны в «Система обнаружения утечек: спецификация требований к пользователю». Эти спецификации для ATMOS включают параметры, соответствующие подробно изложенным в API 1155 базовым стандартам эксплуатации для видов трубопроводов. Требования по эксплуатации детально изложены в спецификациях СОУ для секций нефтяных и газовых трубопроводных систем. Главным образом, для нефтяных трубопроводов спецификации на стационарный режим работы (т.е. трубопровод работает в режиме неизменного объема транспортировки) устанавливает уровень минимально фиксируемых утечек величиной в 0,5% от всего проходящего потока нефти на момент утечки. Утечка в 5% от всего потока должна быть зафиксирована в течение 50 мин. с момента начала утечки. Особые требования для газопроводов: минимально фиксируемый уровень составляет 1%, и 5% утечки регистрируются в течение 60 мин. Система допускает возникновение ложных тревог менее двух раз в течение года. Компенсаторная система будет показывать два уровня устойчивости работы трубопровода – часовой уровень и суточный. Система СОУ в технологии определения наличия утечек ориентирована на среднестатистический тип трубопровода. Как уже отмечено, допускаются лишь две тревоги при возникновении кратковременной нештатной ситуации. Есть требования и к определению места и объема утечек. Эти спецификации являются обычным инструментом в отрасли для описания правил эксплуатации СОУ. «Сахалин Энерджи» предусматривает тот же уровень защиты, какой принят на других трубопроводах, в том числе и на Системе Трансаляскинского трубопровода (TAPS). Детальное проектирование системы СОУ началось со стремлением полностью модернизировать трубопроводные системы, контролировать правильность их эксплуатации, соответствие кривой чувствительности расчетной величине, а также – стремлением модифицировать оборудование и технологии, что может улучшить эксплуатационные качества системы. Система SCADA свяжет все узлы трубопровода с центральным диспетчерским пунктом в Береговом производственном управлении. Входящие и исходящие команды и сигналы будут передаваться по оптико-волоконному кабелю, который «Сахалин Энерджи» уже прокладывает параллельно нефтепроводу. Оптико-волоконная система связи имеет различные технические свойства, позволяющие отказаться от таких излишеств, как выделение и дублирование ретрансляционных станций, армирование кабеля и дополнительных мер безопасности. Средства мониторинга и контроля будут располагаться в диспетчерском центре завода СПГ. Если у Вас возникнут какие-либо дальнейшие вопросы, пожалуйста, обратитесь к Рэйчел Ширд. Искренне Ваш, Джулиан Барнс Менеджер по внешним сношениям 5 ПРИЛОЖЕНИЕ В Г-же Рэйчел Ширд 29 декабря 2003 г. Уважаемая г-жа Ширд, Вопросы, касающиеся оценки СЭИК сейсмических угроз и мер смягчения Спасибо за то, что Вы и «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД» (СЭИК) предоставили информацию по части берегового трубопровода Этап 2 проекта «Сахалин-2». В данном письме выражается просьба о дополнительной информации, касающейся сейсмических угроз, исходящих от подземных трубопроводов на острове Сахалин. Несмотря на наши самые энергичные усилия, я не в состоянии найти ответы на важные вопросы, касающиеся метода, которым СЭИК оценивает и намерена предупредить сейсмические угрозы. В условиях ускоренной разработки планов строительства остается совсем немного времени между завершением проектировочных работ и началом полевого строительства. Поэтому с целью ускорить прояснение сути дела я сформулировал ряд вопросов, чтобы получить максимально возможную информацию о позиции СЭИК относительно сейсмических угроз. Эти вопросы основаны на обследовании и беседах в ходе моего ноябрьского (2003) визита по трассе трубопровода, информации, предоставленной СЭИК после моей встречи с Вами и Джеймсом Робинсоном в Южно-Сахалинске 4 ноября, моего последующего письма от 9 ноября, бесед с различными специалистами, включая экспертов-сейсмологов, инженеров Системы Трансаляскинского трубопровода (ТАРS) и других лиц, обладающих специальными знаниями в данной области. Эти вопросы сфокусированы на следующих документах: СЭИК «Техникоэкономическое обоснование строительства» (ТЭО-С), 3-я редакция разработанной СЭИК «Оценки воздействия на окружающую среду» (сокращенно – ОВОС[3]), законченной в 2002 в качестве составной части ТЭО-С и четвертый вариант этого документа (ОВОС[4]).1 Поставленные здесь вопросы охватывают следующие аспекты сейсмической проблематики: 1) исчезновение ряда пересечений разломов и информация по сейсмическому зонированию; 2) зафиксированные смещения грунтов на Сахалине; 3) определение активных и неактивных разломов; 4) идентификация пересечений разломов; 5) определение зон сейсмических угроз на Сахалине; 6) сейсмические проектные предположения СЭИК; 7) анализ компанией СЭИК рисков, связанных с сейсмическими угрозами трубопроводу; 8) применение строительных норм и стандартов для смягчения сейсмических угроз. С учетом важности сейсмического фактора и сжатым графиком работ СЭИК, я надеюсь на Ваш скорый ответ. С целью помочь Вам в работе над ответом я привожу здесь ссылки на документы, из которых эти вопросы проистекают. 1. Исчезновение ряда пересечений разломов и информация по сейсмическому зонированию Разработанные СЭИК два документа «Оценка воздействия на окружающую среду»: Технико-экономическое обоснование строительства, Оценка воздействия на окружающую среду, Том 7, Раздел 1, июль 2002 (ОВОС [3]); и: «Оценка воздействия на окружающую среду» (СЭИК, Этап 2- развитие), Тома 1-7, 2003 (ОВОС [4]). По заявлению СЭИК, ОВОС (4), обнародованная в начале 2003 г. и доступная в режиме он-лайн, является 4-м вариантом разработанной Компанией ОВОС, «но единственной ОВОС, разработанной по стандартам лучшей международной практики» (ОВОС [4], Том 1, стр. 1-9) 6 1 Согласно документу СЭИК ОВОССЗ «Оценка воздействия на окружающую среду» (ОВОС[4]), «трубопровод пересекает сейсмические разломы в 24 местах, как это видно из Таблицы 1.2. Они также показаны на Илл. 1.10 вместе с сейсмическими зонами острова Сахалин». Действительно, Таблица 1.2 этого документа приводит перечень 24 пересечений разломов с километровой привязкой, а вот на Илл. 1.10 не показано ни пересечений разломов, ни сейсмических зон.2 1. Включает ли ОВОС (4) карту пересечений разломов береговым трубопроводом по Этапу 2 проекта «Сахалин-2»? В предыдущем варианте разработанной СЭИК ОВОС и представленной российским властям в составе Технико-экономического обоснования строительства (ТЭО-С) в 2002 г. Илл. 1-29 именуется: «Сейсмическое зонирование и пересечения разломов вдоль трассы трубопровода». В отличие от названия, на ней, как это показано в англоязычной версии ОВОС (3), записанной на диски CD, обозначены лишь широкие сейсмические зоны, без какого-либо упоминания трассы трубопровода и мест разломов.3 2. Содержится ли в англоязычной версии ОВОС (3) карта трассы трубопровода и пересечений разломов? II. Зафиксированные ранее сдвиги грунта на разломах В ОВОС (4) сообщается, что примерно на трех четвертях протяженности трассы трубопровода (т.е. 600 км.) типичные годовые подвижки грунта на разломах превышают 67 мм по горизонтали и 15 мм по вертикали.4 Несколько экспертов-сейсмологов, готовивших анализ текста ОВОС (4) для данного доклада, отметили значительные расхождения в цифровых расчетах. 5 К тому же эксперты отметили, что ни ОВОС (4), ни полученная ими дополнительная информация не прояснили ни смысла, ни значения приведенных цифр. 1. Пожалуйста, проясните понимание и интерпретацию СЭИК этих данных, а также – отчетов и обзоров, на которые опирается интерпретация. В ОВОС (4) также сообщается, что на Северном Сахалине широко отмечаются наклоны тектонических плит в результате оседания пластов на 5,0 мм в год вдоль восточного побережья, в то время как на центральном Сахалине к северу от Поронайска состояние пластов, главным образом, стабильно; к югу от Поронайска отмечается вертикальное оседание на 4,0 мм в год, которое возрастает в районе Южно-Сахалинска до 7,2 мм в год.6 2. Пожалуйста, проясните понимание и интерпретацию СЭИК этих данных, а также – отчетов и обзоров, на которые опирается интерпретация. «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани», Оценка воздействия на окружающую среду (СЭИК Этап 2 Развитие), Том 4, 2003, стр. 1-4, 1-5, 1-25 и 1-26. 3 Каждая из четырех копий CD англоязычной версии ОВОС (3), в т.ч. и первая копия, полученная мной от СЭИК в декабре 2003 г., тщательно изучены. На каждом диске на Илл. 1-29 отсутствуют трасса трубопровода и пересечения с разломами. (На Илл. 1-29 русскоязычной версии ОВОС (3), действительно, приводятся и трасса трубопровода, и пересечения с разломами). 4 ОВОС (4), Том 4, стр. 1-24 и 1-25. Особый акцент в этом документе сделан на следующих типичных подвижках на разломах на северном отрезке трубопровода, протяженностью 200 км: «горизонтально – 88 мм. в год, вертикально – 17 мм. в год (со времени нефтегорского землетрясения в 1995 г.)», в сравнении с южными участками на протяжении 400 км., где уровень составляет 67 мм в год по горизонтали и 15 мм в год по вертикали». (Данные от ссылок, приводимых в ОВОС (4), обнаружить не удалось). 5 За период свыше 100 лет средние подвижки на разломах составляют смещения, равные 6,7 м. по горизонтали и 1,5 м. по вертикали – куда более значительные, чем обычно отмечаются после крупных землетрясений. 6 ОВОС (4), Том 4, стр. 1-25 (Здесь также содержится ссылка «1», которая никуда не ведет. 7 2 III. Определение активных и неактивных разломов Согласно письму г-на Джулиана Барнса от 10 декабря 2003 г., проведенный СЭИК анализ угроз на разломах определил «все активные разломы, пересекаемые будущей трассой… (активными разломами названы те, на которых отмечено смещение поверхностных пластов земли за последние 10 000 лет)». В «Калифорнийском Геологическом вестнике» говорится: «Исследование площадок на возможные разрушения в местах поверхностных разломов только кажется сложной геологической задачей. Многие активные разломы представляют собой комплекс признаков, порой скрытых или едва различимых, и разницу между недавними активными разломами и старыми неактивными бывает сложно установить… Разломы, где активность отмечена в последние 200 лет с большей вероятностью могут оказаться активными и в будущем, чем разломы эпохи голоцена (11 000 лет назад) или разломы четвертичного периода (1,6 млн. лет назад). Однако следует иметь в виду, что одни разломы характеризуются рецидивной активностью раз в десятки или сотни лет, другие – могут оставаться неактивными на тысячи лет до очередного рецидива».7 Крупные землетрясения могут произойти и происходят на разломах, считавшихся неактивными. Например, в октябре 1999 г. крупное землетрясение в Мохавской пустыне близ калифорнийского городка Гектор привело к образованию на поверхности земли трещины 40 м в длину и пяти метров в глубину на разломе, который считался неактивным и не имел следов смещений грунта за последние 5 000 лет. 8 Согласно данным ветерана инженера-сейсмолога, в 1994 году мощное землетрясение поразило Нортридж в Калифорнии «на скрытом разломе, считавшемся ранее не представлявшем никакой сейсмической опасности», при этом степень подвижки грунта на 50% превысила расчетную, а причиненный ущерб составил около 30 млрд. долларов. Через год землетрясение в Кобэ (Япония) привело к гибели 6 000 чел.. Оно произошло «на сравнительно неактивном разломе в районе, официально считавшемся «зоной слабого сейсмического риска». 9 Из приведенных фактов следует, что хотя неактивными полагают разломы, не проявившие себя за последние 10 000 лет, некоторые специалисты и властные структуры считают, что для определения разлома «неактивным» требуется значительно больший период времени без проявления разломом активности.10 1. Пожалуйста, приведите данные какого-либо проведенного СЭИК анализа по определению активных и неактивных разломов, и как эти характеристики согласуются с геологическими условиями Сахалина. 2. Пожалуйста, дайте объяснения методологии СЭИК, используемой для расчета рисков трубопроводам от постоянных деформаций грунта, включая разжижение, оползни, сели и обрушения на а) разломах, определенных как активные, б) на разломах, определенных как неактивные, и в) повсеместно по трассе трубопровода. IV. Идентификация пересечений разломов В письме г-на Барнса от 10 декабря 2003 г. говорится, что на основе исследований, проведенных в 1999 г. российским Институтом «Росстройизыскания» (РСИ) и одобренных в 2002 г. EQE «Калифорнийский Геологический вестник», Руководство по оценке угроз поверхностных разрушений на разломах (Примечание 49), 2002 (http://www.consrv.ca.gov/CGS/information/publications/cgs_notes/note__49/note_49.pdf). 8 См.: «Прииск Гектор» на http://www.goldenstatemuseaum.org/gehector.htm и материалы семинара д-ра Томаса Рокуэлла, факультет геологических наук Государственного Университета Сан-Диего. (http://geology.sdsu.edu/activities/seminar/fall99/rockwell/text.html). 9 Пол Г. Сомервилль, «Значение землетрясений в Нортридже и Кобэ для национальной программы снижения угроз», сентябрь/октябрь 1997 (мнения: Сейсмологическое Общество Америки – на http://www.seismosoc.org/publications/SRL/SRL_68/srl___68-5_op.html) 7 Многие специалисты-сейсмологи, действительно, считают, что 10 000 лет отсутствия активности на разломе достаточно для определения его неактивным. Однако, Комитет Сейсмической безопасности штата Невада определяет для такой оценки другой срок покоя: 1 600 000 лет (Комитет Сейсмической безопасности штата Невада, Инструкция по оценке потенциально опасных сейсмических разломов в Неваде [http://www.nbmg.unr.edu/nesc/guidelines.htm]). 8 10 International, на трассе трубопровода насчитывается 22 пересечения разломов, определенных как «активные».11 Выпущенная СЭИК в 2002 г. Карта геотехнического зонирования с оценкой геологических и геотехнических угроз насчитывает, по меньшей мере, еще 33 пересечения разломов на трассе трубопровода СЭИК.12 1. Пожалуйста, объясните противоречие между а) перечнем пересекающих трассу разломов на Илл. 1-29 в ОВОС (3) и его обновленным вариантом в письме г-на Барнса от 10 декабря 2003 г. и б) Картой геотехнического зонирования и угроз, на которой показано, что трассу трубопровода пересекают дополнительно 33 разлома. 2. Пожалуйста, поясните, была ли Карта геотехнического зонирования и угроз: а) использована для определения критериев строительных стандартов на переходы трассой трубопровода разломов; б) использована для применения этих стандартов к трассе трубопровода; и в) представлена как составная часть ТЭО-С. V. Определение зон сейсмических рисков на Сахалине В ОВОС (3) установлено, что трасса трубопровода пересекает «территории с сейсмической активностью, равной: 7-8 (повторяемость каждые 100 лет); 8-9 (повторяемость каждые 500-1 000 лет); 10 (повторяемость каждые 5 000 лет)». Кроме того, этот раздел ОВОС (3) гласит: «На иллюстрации 1-29 показано сейсмическое зонирование внутри территории острова Сахалин». Однако, на иллюстрации 1-29 показана схема зонирования, отличная от вышеприведенного текста. На иллюстрации 1-29 не показано никаких районов Сахалина с уровнем сейсмической активности в 10 баллов; интервалы повторяемости на Илл. 1-29 обозначены как 100, 1 000 и 10 000 лет.13 1. Пожалуйста, объясните, почему уровни сейсмичности в ОВОС (3) расходятся с данными на Илл. 1-29 этого документа? 2. Пожалуйста, укажите документы, которые могли бы объяснить технологию сейсмического зонирования, представленного в ОВОС (3) на Илл. 1-29. По заявлению г-на Барнса, в ходе повторного изучения будущей трассы в 2001 и 2002 г.г. три разлома исключены из перечня активных и обнаружен один новый активный разлом – Имчинский. Общее число разломов снизилось с 24 до 22. 12 Карта геотехнического зонирования с оценкой геологических и геотехнических угроз (Экоцентр МТЭА, Москва, 2002). Маркировка 33 дополнительных пересечений разломов с их примерной километровой привязкой («км.») и указанием номера листа Карты («л.»): Гаромайский разлом (взброс – сдвиг), км. 39 (л. 5); Тымский (надвиг), км. 122,5 (л. 13); Змеиногорский , км. 65,6 (л. 30); Змеиногорский (надвиг), км. 67,9 (л. 30); Змеиногорский (надвиг), км. 73,9 (л. 31); Змеиногорский (надвиг), км. 74,8 (л. 31); безымянный разлом с надвигом, км. 102,5 (л. 33); разлом Новый Восток, км. 294,7 (л. 53); безымянный разлом, км. 339,9 (л. 58); безымянный разлом (взброс), км. 341,1 (л. 59); Зараднотроскский разлом (взброс), км. 349,1 (л. 60); безымянный разлом в Брежный ручей, км. 371,43 (л. 61); разлом (сдвиг), км. 374,5 (л. 62); разлом (сдвиг), км. 379,4 (л. 62); Центр. Сахалинский разлом (кластический), км. 387,5 (л. 63); безымянный разлом, км. 431,0 (л. 67); Арсентьевский разлом км. 435,1 (л. 67); Сеззро-Мылвский разлом, км. 440,5 (л.67); разлом, км. 441,2 (л. 68); безымянный разлом, км. 460,8 (л. 69); Покровский взброс, км. 466,4 (л. 70); Покровский взброс, км.467,6 (л. 70); Кыржненский разлом, км. 478,9 (л. 71); Покровский взброс, км. 483,0 (л. 71); Покровский взброс, км. 485,7 (л. 72); Покровский взброс, км. 486,0 (л. 72); Покровский взброс, км. 492,0 (л. 72); Покровский взброс, км.497,0 (л. 73); Покровский взброс, км. 503,0 (л. 73); Покровский взброс, км. 509,0 (л. 74); Западнохрутчевский разлом, км. 594 (л. 83); Шугочный разлом, км. 595,6 (л. 83); и Мерейский разлом, км. 596,8 (л. 83). (Этот список не включает все неясные обозначения, возможно, ассоциируемые с разломами, а также пересечение Апреловских разломов, км. 539,4 (л. 77) и км. 543,2 (л. 78), которые, по ряду признаков, как упоминал г-н Барнс, исключены из списка при повторном изучении трассы трубопровода). 13 ОВОС (3), глава 1, стр. 1-54 и Илл. 1-29. 9 11 Согласно ОВОС (4), “после землетрясения в Нефтегорске в 1995 г. уровни сейсмической активности вдоль трассы были повышены с землетрясения мощностью 6-7 баллов 1 раз каждую 1 000 лет до землетрясения мощностью 8-9 баллов 1 раз каждую 1 000 лет”.14 3. Пожалуйста, объясните, почему уровни сейсмичности, указанные в ОВОС (3), представленные в 2002 г., отличаются от тех, что названы в ОВОС (4) менее чем год спустя. Сила землетрясения может быть обозначена двумя терминами – магнитуда и интенсивность. Их часто смешивают, хотя они имеют разное значение и употребление их должно быть регламентировано.15 4. Пожалуйста, проясните: приведенные в ОВОС (4) уровни сейсмичности указаны по шкале интенсивности (как, например, шкала MSK-64, используемая в других документах СЭИК) или по шкале магнитуды. Обсуждая риски подвижек грунта на разломах, ОВОС (4) называет участок трубопровода на побережье вблизи Макарова «благоприятным».16 Однако на этом 126-километровом участке трасса трубопровода отходит от берега и идет вглубь острова, пересекая серию активных разломов, крутые склоны и холмы, имеющие тенденцию к оползням, селевым потокам и обрушениям грунта, где уровень интенсивности землетрясения был повышен после пересмотра зон.17 Этот отрезок трубопровода пересекает 5 из 22 разломов, которые СЭИК определяет как активные; единственный отрезок трубопровода, подверженный воздействию оползней, селям и обрушению грунта; включает два из семи запланированных пунктов установки сейсмоизмерительных устройств для непрерывной фиксации движения местных пластов грунта; назван в ТЭО-С «самым сложным» участком трассы из-за сильно пересеченного рельефа.18 5. Пожалуйста, объясните и документально подтвердите причины, по которым геологию на этом участке трубопровода сочли «благоприятной». 6. Пожалуйста, устраните противоречие в оценке этого отрезка как «благоприятного» в ОВОС (4) и описанием потенциальных геологических и тектонических угроз, перечисленных выше. Сейсмическое зонирование в русскоязычной версии ОВОС (3), на Илл. 1-29 показывает, что примерно 100 км трассы трубопровода пересекает районы с вероятной интенсивностью землетрясения в 9 баллов по шкале MSK-64. В соответствии с этой картой, остальные 700 км трубопровода проходят через территории с максимальной интенсивностью 8 баллов по этой шкале. Но на более тщательно проработанной Карте геотехнического зонирования и угроз, упомянутой выше, показаны куда более высокие потенциальные уровни землетрясения на многих участках трассы трубопровода. Например, анализ Карты геотехнического зонирования и угроз обнаруживает: 14 ОВОС (4), Том. 4 стр. 1-25 Термин «магнитуда» обозначает количество энергии, освобождаемой землетрясением в его гипоцентре (в очаге) в земной коре; «интенсивность» измеряет результаты землетрясения на поверхности земли. В отличие от магнитуды, интенсивность может меняться от места к месту. См.: «Геологические исследования США, «Мощность землетрясений», стр. 2 (Издательство Правительства США: 2000-(575-347); и Чарльз Скоторн, «Землетрясения: Сейсмогенезис, измерения и распространение», стр. 4-8 (глава 4 в издании под редакцией Вай-Фа Чен и Чарльза Скоторна, Руководство по антисейсмическим технологиям [Boca Raton: CRC Press, 2003]). 16 ОВОС (4), стр. 2-21. 15 См.: Карта геотехнического зонирования и угроз, листы 56-61. ОВОС (4), стр. 1-17 (Таблица 1.2), стр. 2-22 (Таблица 2.14); ТЭО-С, Том 3, Раздел 8, Часть 2.1, Глава 4.3.2.1, стр. 4108 («Оценка сейсмической и тектонической опасности») и Том 3, Раздел 9, глава 3.3.2, пункт 1, стр. 3-11 («Землетрясения, оползни и карстовый феномен»). 10 17 18 примерно 50 км (более 6% всей трассы) находится в зоне, помеченной величиной «9»; в действительности же эти 50 км располагаются в зоне риска землетрясения интенсивностью «10» по шкале MSK-64;19 уровень сейсмической интенсивности примерно 55 километров (еще 6% трассы трубопровода) показан внутри 8-балльных зон, которые в действительности повышены до уровня «9». 20 показанная на Илл. 1-29 зона «9(2)» простирается дальше в южном направлении, чем это видно на Илл. 1-29, и захватывает участки трубопровода далее на юг до точки 4 км севернее поселка Арги-Паги.21 6. Пожалуйста, поясните, собирается ли СЭИК строить трубопроводы по Этапу 2 проекта «Сахалин-2» с расчетом выдержать сейсмические угрозы, определенные Картой геотехнического зонирования и угроз или предусмотренные ОВОС (3) на Илл. 1-29? 7. Если СЭИК считает, что изменения в строительных спецификациях (если таковые вообще рассматриваются) будут необходимы, чтобы обеспечить защиту от крупного землетрясения участков, помеченных на Карте геотехнического зонирования и угроз сейсмическим уровнем 10 баллов, пожалуйста, проинформируйте о ходе таких обсуждений и источниках информации СЭИК, относящейся к данному вопросу. VI. Проектные предпосылки СЭИК по сейсмическому аспекту Как следует из письма г-на Барнса от 10 декабря 2003 г., сейсмические проектные предпосылки для трубопроводов по проекту «Сахалин-2», рассчитанные в феврале 2001 г. Д. Дж. Ниманом и Д.Г. Хонеггером, предлагают архитекторам-подрядчикам Проекта критерии для пересечений разломов. Из этого письма также следует, что проектные предпосылки касаются «крупных сейсмических угроз, могущих оказать свое воздействие на состояние трубопроводов: смещение грунта на разломах, разжижение, оползни, распространение сейсмических волн и резкие колебания грунта. Основу документа составляют проектировочные расчеты пересечений разломов, позволяющие трубопроводам выдержать большие напряжения в условиях продолжительной деформации грунта (ПДГ)». 1. Пожалуйста, предоставьте все отчеты Нимана и/или Хонеггера, подготовленные для СЭИК.22 2. Пожалуйста, назовите и предоставьте полевые исследования, отчеты по сахалинским геотехническим угрозам и перечень разломов, послужившие Ниману и Хонеггеру исходными данными для выработки проектных предпосылок для трубопроводов проекта «Сахалин-2». 3. Пожалуйста, назовите и предоставьте теоретические расчеты и/или отчеты по физическим испытаниям, предпринятым для подтверждения сейсмических проектных предпосылок СЭИК. Г-н Барнс также утверждает, что специальные строительные критерии и технологии подобны тем, что в настоящее время применяются на строительстве трубопровода Баку-Тбилиси-Джейхан (BTC), который строится на территории Азербайджана, Грузии и Турции. По публикациям, касающимся ВТС, Д.Дж. Ниман был привлечен вместе с другими специалистами к разработке проекта ВТС и оценке пересечений разломов.23 На Карте геотехнического зонирования и угроз районы вдоль трассы трубопровода с «повышением сейсмической интенсивности на 1 пункт» выше установленного ранее уровня 9(2) показаны на листах 1,2,3,5,6,7,8,9,10,11,12 и возможно 13,14,17 и 24. 20 На Карте геотехнического зонирования и угроз районы вдоль трассы трубопровода с «повышением сейсмической интенсивности на 1 пункт» выше установленного ранее уровня 8(2) или 8(3) показаны на листах 27, 28, 30, 31, 32, 36, 37, 40, 41, 44, 50, 51, 54, 55, 56, 68, 72, 73, 74, 75, 79, 80 и 83. 21 Карта геотехнического зонирования и угроз, листы 23 и 25. 22 Например, в ТЭО-С цитируются три отчета Нимана и Хонеггера в Томе 3, Раздел 8, часть 2.1, глава 4.4.1, стр. 117 23 ВТС, «Антисейсмическая практика» в «Развитие проекта Баку-Тбилиси-Джейхан», июнь 2003 (он-лайн: http://www.azer.com/aiweb/categories/magazine/ai112_folder/112_articles/112_btc.html). 11 19 5. Пожалуйста, перечислите строительные критерии и технологии проекта трубопровода «Баку-Тбилиси-Джейхан», которые будут применены к проекту «Сахалин-2». 6. Пожалуйста, предоставьте отчеты или результаты полевых испытаний, на которые ссылается СЭИК, утверждая, что геологические и строительные критерии, разработанные для проекта ВТС, соответствуют специфическим условиям площадок сахалинского Проекта. 7. Поскольку Д.Дж. Ниман с коллегами был привлечен к работе по проекту ВТС для проектирования и оценки пересечений разломов, пожалуйста, уточните степень участия г-на Нимана в подготовке материалов, предоставленных в качестве ответа на вопросы VI.5 и VI.6 (выше). В качестве дополнительных обоснований сейсмических проектных предположений для трубопроводов «Сахалин-2» г-н Барнс адресовал меня к веб-сайту Многоцелевого Центра по изысканию антисейсмических технологий (MCEER)24, где я не обнаружил ничего, касающегося Сахалина. 9. Если исследователи MCEER разрабатывали для СЭИК проектные предпосылки и строительные технологии, пожалуйста, предоставьте эти документы. 10. Если особые концепции или строительные технологии, разработанные и исследованные для MCEER, применяются и для проекта «Сахалин-2», пожалуйста, предоставьте такую информацию вместе с отчетами по полевым испытаниям, на которые ссылается СЭИК в своих заверениях о применимости этих концепций и строительных технологий к специфическим условиям площадок трассы трубопровода по проекту «Сахалин-2». VII. Анализ компанией СЭИК сейсмических угроз для трубопровода Анализ компанией СЭИК рисков для трубопровода «рассматривает только риски для населения в соответствии с российскими требованиями». 25 Но трубопроводы СЭИК будут пересекать отдаленные территории, где население относительно рассредоточено. Даже в районах с низкой плотностью населения разлив нефти может причинить значительный ущерб окружающей среде, популяциям лососевых, других рыб и диким животным с серьезными последствиями для людей, чья жизнь или хозяйственная деятельность целиком зависит от этих пищевых ресурсов. 1. Что позволяет СЭИК с уверенностью утверждать, что сейсмическое проектирование и строительные стандарты снизят сейсмические угрозы для лососей, другой рыбы и диких животных и самой среды их обитания? Отвечая на мой запрос (9 ноября 2003) о подробной информации по оценке сейсмических рисков с учетом специфики каждой площадки, г-н Барнс сообщил 10 декабря 2003, что «каждая группа разломов рассмотрена в отдельности в оценке рисков (ссылка на Таблицу 6.3 и 6.4 в ТЭО-С, Том 3, Раздел 9)». В этих таблицах суммируются анализы вероятности повреждения трубопровода по различным причинам, риски не только от землетрясений, но и факторы, никак не связанные с этим стихийным бедствием: удары молнии, коррозия, ущерб, причиненный третьими сторонами. Соединяя воедино все возможные риски, таблицы 6.3 и 6.4 содержат полезную информацию и о профилактических мерах этим вероятным угрозам. Вот только ничего не говорится о том, как СЭИК определяет отдельно по каждой площадке сейсмические риски, которые будут угрожать трубопроводам, какую стратегию избирает Компания для снижения этих рисков и меры по эффективности этих стратегий. 2. Пожалуйста, предоставьте информацию по данным, использованным СЭИК для определения сейсмических рисков и угроз, включая (но не ограничиваясь): а) описание геологических условий, б) географические факторы, связанные с этими условиями, в) количественный анализ, суммирующий эти условия и факторы, г) стратегия смягчения угроз и д) предполагаемая эффективность этой стратегии. 24 25 В режиме он-лайн на: http://mceer.buffalo.edu/default.asp ОВОС (4), Том 4, стр. 2-22; Письмо Барнса Р. Файнбергу от 10 декабря 2003, стр. 1 12 «Экологическая Вахта Сахалина» предоставила информацию, содержащуюся в ТЭО-С, и касающуюся сейсмических условий Сахалина и угроз для трубопроводов, запланированных к строительству по Этапу 2 проекта «Сахалин-2». Эта информация не дает ответа на поставленные здесь вопросы. Тем не менее, в этих разделах содержится куда более подробные сведения по рассматриваемому вопросу: сейсмические характеристики Сахалина, оценка сейсмических факторов, классификация разломов и тектонических нарушений, зонирование разломов по частоте рецидивной активности, технология пересечения разломов и неотектонических зон.26 3. Пожалуйста, предоставьте англоязычный экземпляр ТЭО-С, Том 3, Раздел 8, Часть 2.1, Главы – с 4.2.2.3 по 4.4.5 с соответствующими приложениями и документами к ссылкам. VIII. Применение строительных стандартов для смягчения угроз от землетрясений В ОВОС (3) СЭИК предлагает пересечения разломов «проектировать с расчетом повышения устойчивости конструкций методом выбора траншей определенной конфигурации и специально выбранного материала для засыпки».27 Такое описание мер отличается от более детального анализа пересечений разломов в самом ТЭО-С, где говорится, что 24 разлома будут пересекаться следующим образом: на 12-ти с использованием стандартных траншей и рыхлой гранулированной засыпки; на 2-х – стандартных траншей и песка; на 7-ми – расширенных траншей с пологими стенками; на 3-х – расширенных траншей, пологих стенок и геотекстильной облицовки.28 Третье по счету описание планируемых пересечений разломов содержится в ОВОС (4), где СЭИК сообщает о своем плане использовать песок на одном сейсмическом пересечении и «пеногеотекстильные материалы» на 23 других площадках.29 1. Пожалуйста, предоставьте информацию, касающуюся нынешних планов для пересечений разломов с обсуждением факторов, определивших данные проектные решения, включая (но не ограничиваясь) предпринятые СЭИК изменения в оценках сейсмических рисков и/или сейсмических проектных предположений. 2. Пожалуйста, разъясните, намерена ли СЭИК применять особые антисейсмические строительные технологии на пересечениях других разломов, кроме 22, названных «активными» в письме г-на Барнса от 10 декабря 2003 г. В соответствии с ОВОС (3), «на трубопроводе будут использоваться трубы с различной толщиной стенок, исходя из классификаций безопасности. Главным образом, толщина стенок будет увеличена на пересечениях рек, дорог, железнодорожных путей, вблизи населенных пунктов, сооружений и на пересечениях сейсмических разломов».30 3. Пожалуйста, объясните: а) места с использованием труб с толстыми стенками, б) методологию выбора этих мест, в) места, где будут применяться трубы со стенками иной толщины, чем указано в расчетах предполагаемых рисков. Трасса трубопровода будет проходить мимо Южно-Сахалинска на расстоянии от 0,45 до 4,5 км от города. На этом 32-километровом участке трасса пересекает пять активных разломов. Согласно ОВОС (4), «следует предпринять шаги к дальнейшему снижению рисков для населения, проживающего внутри этой территории… это должно быть сделано на очередной стадии инженерного проектирования».31 4. Пожалуйста, поясните, намеревается ли СЭИК применять специальные антисейсмические строительные технологии, включая (но не ограничиваясь) увеличение толщины стенок труб, 26 27 28 29 30 31 СЭИК, ТЭО-С, Том 3, Раздел 8, Часть 2.1, главы – с 4.2.2.3 по 4.4.5. ОВОС (3) Глава 3, стр. 3-43. ТЭО-С, Том. 3 Раздел 8, Часть 2.1, Глава 4.4.1, стр. 117-118. ОВОС (4), Том 4, стр. 2-22 (Таблица 1.13). ОВОС (3), Глава 3, стр. 3-19 ОВОС (4), Том 4, стр. 2-25. 13 пенные и геотекстильные материалы и засыпку, на разломах близ Южно-Сахалинска либо других площадках по трассе трубопровода. 5. Пожалуйста, поясните, намеревается ли СЭИК применять специальные антисейсмические строительные технологии на секциях трубопровода вблизи разлома (а не на самом разломе), где также возможна угроза сейсмического воздействия, включая оползни, разжижение грунта, селевые потоки и подвижки грунта в случае землетрясения. В ходе строительства Системы Трансаляскинского трубопровода (TAPS) несоответствие реальных условий утвержденным планам часто приводило к необходимости работать в непредвиденных обстоятельствах.32 Учитывая сложность геологических условий Сахалина,33 строителям береговых трубопроводов по проекту «Сахалин-2» тоже следует быть готовыми к тому, что непредвиденные обстоятельства могут потребовать корректировки на месте проектных документов. 6. Пожалуйста, разъясните, каким образом будут приниматься, утверждаться, реализовываться и контролироваться решения о возможной корректировке на месте строительных планов. В аспекте обсуждения фактора смягчения сейсмических угроз мне хотелось бы высказать дополнительно два соображения: Вы, вероятно, помните, на нашей встрече в Южно-Сахалинске г-н Робинсон (СЭИК) выразил мнение, основанное на его аляскинском опыте, что участки TAPS34 на пересечениях с разломами подняты над поверхностью земли из-за наличия вечной мерзлоты, а вовсе не по сейсмическим причинам. Изучение соответствующих документов и беседы со специалистамисейсмологами на TAPS показали, что три пересечения разломов на TAPS на самом деле подняты над поверхностью земли с целью избежать потенциального повреждения труб от сейсмического воздействия.35 Совершенно не обязательно однозначно считать, должен ли быть трубопровод подземным или вынесенным на поверхность, чтобы признать: надземный вариант обеспечивает легкий доступ к конструкции, улучшает эксплуатационный контроль для обнаружения утечек, коррозии или работы с вентилями и контрольными устройствами. Такая точка зрения подтверждается двумя отчетами от 3 ноября 2002 г. по землетрясению на разломе Денали в центральной Аляске: 1) После землетрясения TAPS продолжала функционировать более часа, трассу никто не перекрыл и это заставило специалистов обратить внимание на систему отключения в чрезвычайных обстоятельствах. 2) После землетрясения рабочим пришлось вскрывать главную подземную магистраль для проверки клапана в районе разлома на предмет возможного повреждения и утечек нефти.36 Из землетрясения на разломе Денали можно делать разные выводы и спорить по этому поводу. Но несомненный факт, который никто не решается оспаривать: трубопровод, поднятый над разломом Денали, выдержал в ноябре 2002 г. мощный удар землетрясения без разлива нефти. В любом случае, и на Аляске, и на Сахалине при выработке обоснованных решений необходимо учитывать сейсмические факторы. Я надеюсь, что поднятые в этом письме вопросы по сейсмическим аспектам имеют первостепенное значение для гарантирования безопасности трубопроводной Роберт Дуглас Мид, Поездки вдоль трассы: строительство Трансаляскинского трубопровода (Нью-Йорк: Даблдэй, 1978), стр. 228-229 и 283-284. 33 СЭИК, «Концепции проектирования зданий и сооружений в регионах с высокой сейсмичностью в сочетании с прочими особыми условиями», май 2002 (DC 1000-S-90-01-S-1506-00), стр. 10. 34 Примерно 420 миль (675 км.) 800-мильной (1290 км.) трассы трубопровода поднято над поверхностью земли, чтобы изолировать вечную мерзлоту от температурного воздействия нефтяной трубы, которое может привести к таянию и нестабильности грунта. Вопрос заключается в том, подняты над землей три пересечения разломов (общей протяженностью меньше двух километров) по тем же причинам, или все же по сейсмическим соображениям. 35 См. например, основы проектирования TAPS, где говорится, что «на пересечении разлома Денали трубопровод поднят над поверхностью земли и установлен на опоры с гравийной бермой с целью его устойчивости в случае крупных подвижек грунта и избежания избыточных напряжений на трубопроводе» (Компания «Алиеска Пайплайн Сервис», Обновление основ проектирования DB-180, 18 июня 2002 [4-е изд., поправка 2], стр. 1-26). 36 Дайана Кэмпбелл, «Как чины трубопровода распорядились «тысячей долларов» в 2002, Fairbanks Daily News-Miner, 20 ноября 2002, стр. А1. 14 32 системы Этапа 2 проекта «Сахалин-2». Я надеюсь получить интересующую меня информацию именно по этим аспектам и поэтому пока не касаюсь здесь иных тем, относящихся к сооружению этого трубопровода. В заключение я хочу поблагодарить Вас за информацию, которую Вы и г-н Барнс предоставили мне на данное время. Изученные мною материалы позволяют мне лучше понять суть Фазы 2 проекта «Сахалин-2». В то же время без ясной, исчерпывающей и комплексной информации по такому важному вопросу, как оценка сейсмических условий и меры по снижению угроз, трудно считать, что выбранная СЭИК тактика – наилучшая в сложившихся условиях. По изложенным причинам жду Вашего обоснованного ответа на эти вопросы. С моими наилучшими пожеланиями в Новом Году. Искренне Ваш, Ричард А. Файнберг Копии: г-ну Дмитрию Лисицыну, «Экологическая Вахта Сахалина»; г-ну Василию Спиридонову, ВВФ России; г-же Наоми Кандзэн, «Друзья Земли, Япония»; г-ну Дэвиду К. Гордону, “Pacific Environment”; г-ну Дагу Норлену, “Pacific Environment”; г-ну Мише Джонсу. ПРИЛОЖЕНИЕ С Сахалин Энерджи Инвестмент Компании, Лтд Г-ну Ричарду А. Файнбергу 26 января 2004 г. Уважаемый г-н Файнберг, Спасибо за Ваше недавнее письмо, касающееся развития проекта трубопровода. В марте 2004 г. «Сахалин Энерджи» выпустит Приложение к своей «Оценке воздействия на окружающую среду», в котором более подробно коснется вопроса сейсмичности проекта и пересечений трубопровода. Дополнительно к этому документу, который станет доступным для общественности, мы отвечаем на вопросы, затронутые в Вашем письме. В связи с рядом моментов, которых Вы касаетесь в Вашем письме по сейсмической теме, считаю необходимым сообщить, что ОВОС (4) является основным документом, более совершенным, чем предыдущая документация по данному вопросу. 1. Исчезновение ряда пересечения разломов и данные по сейсмическим зонам 1) Копия карты – см. Приложение 2. 2) Пожалуйста, см. карту, упомянутую выше. 2. Зарегистрированные разломы с подвижками грунта 1) Общие положения, содержащиеся в ОВОС, представляют собой основные данные. «Сахалин Энерджи» располагает специальными отчетами, подготовленными Д. Дж. Ниманом, со 15 специальными инженерными расчетами по пересекаемым разломам. Дальнейшая информация по этой теме будет доступна в Приложении к ОВОС. 2) «Сахалин Энерджи» использовала данные по региональным подвижкам только в качестве базовой информации, поскольку они не играют принципиальной роли в развитии проекта трубопровода в аспекте сейсмических рисков. Другие факторы, как, например, вид каждого отдельного пересекаемого разлома и предполагаемые подвижки персонально по каждому разлому, играют куда более существенную роль в развитии проекта трубопровода. 3. Определение активных и неактивных разломов 1) В реализации планов строительства трубопровода с учетом сейсмических условий «Сахалин Энерджи» опиралась, в основном, на данные местных экспертов из РСИ и, особенно, д-ра Алексея Иващенко из Института морской геологии и геофизики, являющегося и консультантом РСИ. Доктор Иващенко – житель острова и работает экспертом по местным геологическим и сейсмическим условиям. Эта работа формирует часть предпринимаемой «Сахалин Энердджи» широкой программы проектировочных работ, включая деятельность Д.Дж. Нимана, играющего принципиальную роль в разработке проекта трубопроводов. 2) Все перечисленные здесь потенциальные угрозы известны и учтены при разработке фазы подробного проектирования трубопровода. Выражаясь кратко, потенциальное разжижение грунта будет контролироваться приборами, следящими за структурой плавучести, оползни и сели – методом оптимизации трассы и стабилизационными мерами, а обрушение грунта – предупреждаться выбором глубины залегания. 4. Идентификация пересечений разломов 1) 2) Число пересекаемых трубопроводом разломов составляет 22. На иллюстрации к ОВОС (3) содержатся скорректированные данные. Первоначально разломов насчитывалось 24, но в 2002 г. два разлома были исключены из списка, а обход Большого Южного Ныша позволил избежать еще одного разлома. С включением в перечень нового, Имчинского разлома на уточненном маршруте трассы общее число разломов составило 22. Активность Имчинского разлома еще предстоит исследовать, и он вполне может оказаться неактивным. Корректировка маршрута в обход разлома № 9 может сократить общее число до 21. Пожалуйста, обратите внимание на Таблицу пересечений разломов, Приложение 1 и карты в Приложении 2. Строительство придерживается проектных стандартов, которые являются международными и в то же время – российскими стандартами. Карта Геотехнического зонирования и угроз является одним из инструментов для идентификации разломов и гарантии, что в проектных решениях их наличие принято в расчет. 5. Определение зон сейсмического риска на Сахалине 1) В случае наличия противоречий между ОВОС (3) и ОВОС (4) по одному и тому же вопросу – пожалуйста, обращайтесь к ОВОС (4), поскольку этот документ разрабатывался позднее ОВОС (3) и является последней версией «Оценки», принимающей в расчет все изменения, открывшиеся на поздней стадии работы над проектом. 2) Российские стандарты СниП II-7-81-2000 были использованы в качестве основных при сейсмическом зонировании, приведенном в ОВОС (#) на Илл. 1-29. Пожалуйста, учтите, что в ТЭО-С приведена версия 1995 года. 3) Разночтения являются результатом уточнения сейсмической среды в процессе работы над проектом. 4) Сейсмические величины в ОВОС (4) приведены по шкале интенсивности. 5) Выбор маршрута трассы трубопровода через Макаров является самым предпочтительным с учетом условий на данном отрезке трубопровода. 6) См. ответ в пункте 5) 7) Проект, опирающийся на данные ОВОС (4) и рекомендации Нимана, касается строительства трубопровода. Обе ссылки в Вашем вопросе касаются темы проектирования трубопровода. 8) См. ответ в пункте 7) 16 6. Сейсмические проектные предпосылки компании СЭИК 1) Эти отчеты будут Вам направлены в установленном порядке. Отчеты, которые будут открыты для широкого доступа: проектные предпосылки, разжижение, оползни и пересечения разломов. 2) См. ответ в пункте 1). 3) Задача документа проектных предпосылок: установить, как разрабатывать проект; там не содержится никаких расчетов. 4) Ссылка на ВТС № 23. Из Ссылки 23: «Эти меры смягчения могли бы включать снижение угла пересечения трубопровод/разлом для поддержки уровня напряжения и снижения давления в трубе. На участках пересечения с разломом могут быть также использованы специально предназначенные для этих целей материалы. На участках, где трубопровод проходит по оси разлома и могут возникнуть подвижки грунта в местах соприкосновения с трубопроводом, предусмотрено проектирование трапецеидальных траншей для снижения сопротивления грунта при подвижке трубы, таким образом крупные смещения грунта будут абсорбированы без опасности повреждения трубопровода. Другой возможной мерой по смягчению угроз является использование гранулированного материала для засыпки и, в некоторых случаях, - включение геотекстильной мембраны для увеличения мобильности материалов между трубой и стенками траншеи. Максимальная глубина траншеи обычно устанавливается с таким учетом, чтобы не поддаваться воздействию от движения транспорта. Прочие превентивные меры предусматривают профилактику каких-либо резких изменений в зоне разлома. Все эти моменты учтены в проектах СЭИК как применимые к особенным технологиям на разломах. Все углы пересечений разломов оптимизированы. 5) См. пункт ниже. 6) Копии всех отчетов Нимана (приведены ниже) будут представлены в установленном порядке. Нет никаких прямых ассоциаций с ВТС, хотя принципы разработки обоих проектов те же самые. Оценка разломов, пересекающих Сахалинский трубопровод – Д.Дж. Ниман и Д.Г. Хонеггер, декабрь 2000 г. Документ № 1000-S-00-Z-T-0083-00-P1 – в файле: 1 жесткая копия. Сейсмические проектные предпосылки для Сахалинского трубопровода – Д.Дж. Ниман и Д.Г. Хонеггер, февраль 2001 – Документ № 5600-S-36-55-T-6669-00-AFU – в файле: 1 жесткая копия. 7) MCEER не привлекалась к оценке проектных предпосылок и запланированных строительных технологий, это ссылка предоставлена Вам исключительно для ориентирования на подоплеку сейсмической темы. 8) Пожалуйста, см. ответ в пункте 7). 7. Анализ компанией СЭИК сейсмических угроз трубопроводу 1) Проект рассчитан на переносимость особых нагрузок. 2) Пожалуйста, см. ответ в пункте 1) 3) Копии будут направлены в установленном порядке. 8. Применение строительных стандартов для смягчения угроз от землетрясения 1) В настоящее время разрабатывается детальный проект трубопровода. Оценка рисков и проектные предположения остаются без изменений. 17 2) В строительстве трубопровода на 22 активных разломах будут применяться специальные антисейсмические технологии. Неактивные разломы таких специальных технологий не требуют. 3) Места прокладки труб с утолщенными стенками будут указаны подрядчику на планах трассы с детальным указанием типа применяемых труб, мест и т.д. Методология выбора мест для применения утолщенных труб определена в самом Вашем вопросе: «на реках, дорогах, пересечениях с рельсовыми путями, вблизи населенных пунктов и сооружений и сейсмических разломах». 4) Применяться будут следующие специальные антисейсмические технологии: трапецеидальные траншеи; гранулированные материалы для засыпки; геотекстильные мембраны для усиления мобильности материалов трубы/траншеи; покрытие траншеи теплоизолирующими материалами для предупреждения замерзания грунта; дренажные системы для предупреждения скопления воды в траншее и ее последующего замерзания. Приведенные технологии будут уточнены для каждого конкретного пересечения разлома в ходе детального проектирования. 5) Как ранее говорилось, все эти факторы и технологии будут приняты в расчет в процессе детального проектирования. 6) «Сахалин Энерджи» ведет серьезную инженерно-исследовательскую работу. До подготовки Alignment Sheets будут проводиться дополнительные исследовательские работы для проверки правильности принятых проектировочных решений. Эти дополнительные исследования минимизируют вероятность корректировок в ходе строительства. В соответствиями с требованиями российской стороны, все изменения проектировочных решений должны быть согласованы и одобрены Подрядчиком по проектированию до начала строительства. Значительные изменения в проекте потребуют одобрения российских контролирующих органов. Соответствие хода строительства проектировочным решениям будет контролироваться представителями Компании, Подрядчиком инженерных работ, инспекцией третьей стороны и различными российскими контролирующими органами. Что касается Ваших комментариев относительно района разлома Денали, то, действительно, трасса TAPS вынесена на поверхность из-за участков вечной мерзлоты. Это подтверждается фотографиями, на которых хорошо видно наличие теплообменников на верхушках опор. См. Приложение 3. За пределами зон вечной мерзлоты трасса TAPS, главным образом, проложена под землей. «Сахалин Энерджи» убеждена, что подземная прокладка трубопровода на Сахалине является самым безопасным вариантом по целому ряду причин, в том числе, экологическим. Трубопровод «Сахалин Энерджи» отличается от TAPS, поскольку на Сахалине нет необходимости принимать в расчет вечную мерзлоту. Мы надеемся, что ответили на затронутые в Вашем письме вопросы и заверяем, что Приложение к ОВОС будет в Вашем распоряжении в самое ближайшее время и поможет Вам в Вашей работе. Искренне Ваш, Джулиан Барнс Менеджер по внешним сношениям 18 Копии: г-ну Дмитрию Лисицыну, «Экологическая Вахта Сахалина»; г-ну Василию Спиридонову, ВВФ России; г-же Наоми Кандзэн, «Друзья Земли, Япония»; г-ну Дэвиду К. Гордону, “Pacific Environment”; г-ну Дагу Норлену, “Pacific Environment”; г-ну Мише Джонсу. (Перечень пересечений 22 разломов см. на стр. 2 – 3 перевода) Ответ Института Research Associates на Приложение 3 к письму Джулиана Барнса. Тема: пересечение разлома Денали В своем письме от 26 января 2004 г. (см. выше) сотрудник СЭИК Джулиан Барнс заверяет: «Что касается Ваших комментариев относительно района разлома Денали, то, действительно, трасса TAPS вынесена на поверхность из-за участков вечной мерзлоты. Это подтверждается фотографиями, на которых хорошо видно наличие теплообменников на верхушках опор. См. Приложение 3.» Это Приложение является фотографией TAPS на предыдущей странице, где показана трасса TAPS на спуске с холма на пересечении с сейсмически активной зоной разлома Денали. Трубопровод установлен на длинных рельсах, способных амортизировать потенциальные крупные подвижки грунта при землетрясении (само пересечение также показано на Илл. VII.2). На переднем плане отчетливо видны две вертикальные опорные конструкции (похожие на изображенные на Илл. VII.1). В отдалении, у границы зона разлома (примерно 1900 футов [0,6 км.] к югу) видно, что специальные рельсы заканчиваются и трубопровод далее идет на обычных вертикальных опорах. На TAPS вертикальные опорные конструкции – такие, какие идут от обоих концов разлома Денали за его пределы – применены приблизительно на 420 милях трассы из ее 800-мильной протяженности. В руководстве по эксплуатации TAPS применение наземных опор объясняется следующим образом: «Трубопровод построен в надземном варианте в районах, где исходящее от действующих труб тепло могло растопить вечную мерзлоту и породить проблему устойчивости грунта… Для предупреждения таяния вокруг вертикальных опорных конструкций термальные устройства (нагревательные трубки) установлены внутри многих вертикальных опор».1 Примерно 30 500 из 39 000 надземных опорных конструкций на трассе TAPS оснащены теплообменными устройствами.2 Иными словами, сами по себе опорные конструкции не являются теплообменными узлами, как это представляет СЭИК, а указывают на наличие вечной мерзлоты. Но фотография опровергает утверждения г-на Барнса и по другой позиции: на большей части трассы TAPS вечная мерзлота носит не постоянный, а прерывистый характер, то есть, местами возникает и прекращается.3 По этой причине линия TAPS то ныряет под землю, то выскакивает на поверхность, то ныряет снова – и так буквально сотни раз на всем своем 800-мильном протяжении (1290 км) по территории Аляски. При более внимательном прочтении документации TAPS можно легко убедиться, что на фотографии CЭИК зафиксирована одна из таких трансформаций. Согласно геотехнической оценке трассы трубопровода, на разломе Денали было необходимо поднять TAPS не из-за вечной мерзлоты, а «надземная система поддержки… была выбрана для «Алиеска Пайплайн Сервис Ко.», Руководство-описание Системы Трансаляскинскго трубопровода (Документ « SD-26; переработан в июне 1977), стр. 3-2 – 3-3. 2 «Алиеска Пайплайн Сервис Ко.», FACTS Системы Трансаляскинского трубопровода, 2003, стр. 83-84. 3 Там же, стр. 87 19 1 этого участка предпочтительнее обычного подземного варианта с целью обеспечить нитке трубопровода большую пластичность для аккомодации вероятных подвижек грунта на разломе Денали».4 Таким образом, фотография и комментарии СЭИК явно неуместны в обсуждении причин, по которым TAPS выходит на поверхность на пересечении с разломом Денали, тем более, что вертикальные опорные конструкции на этой фотографии лежат за пределами места пересечения с разломом Денали.5 Путаница в спорах о разломе Денали на трассе TAPS показывает важность базовых принципов в подходе к вопросам проектирования и строительства трубопроводов после тщательного осмысления специфики условий на каждой площадке.6 ПРИЛОЖЕНИЕ D Карта геотехнического зонирования с оценкой геологических и геотехнических угроз Неактивные разломы Эта карта трассы трубопровода на 85 листах составлена в 2002 г. Разломы, идентифицированные СЭИК как «активные» помечены красным цветом. 33 других пересечения разломов – помечены синим цветом. Привожу список последних с указанием их километровой привязки и номера листа карты. Гаромайский разлом (взброс – сдвиг), км. 39 (л. 5); Тымский (надвиг), км. 122,5 (л. 13); Змеиногорский , км. 65,6 (л. 30); Змеиногорский (надвиг), км. 67,9 (л. 30); Змеиногорский (надвиг), км. 73,9 (л. 31); Змеиногорский (надвиг), км. 74,8 (л. 31); безымянный разлом с надвигом, км. 102,5 (л. 33); разлом Новый Восток, км. 294,7 (л. 53); безымянный разлом, км. 339,9 (л. 58); безымянный разлом (взброс), км. 341,1 (л. 59); Западнотроскский разлом (взброс), км. 349,1 (л. 60); безымянный разлом в Брежный ручей, км. 371,43 (л. 61); разлом (сдвиг), км. 374,5 (л. 62); разлом (сдвиг), км. 379,4 (л. 62); Центр. Сахалинский разлом (кластический), км. 387,5 (л. 63); безымянный разлом, км. 431,0 (л. 67); Арсентьевский разлом км. 435,1 (л. 67); Северо-Мылвский разлом, км. 440,5 (л.67); разлом, км. 441,2 (л. 68); безымянный разлом, км. 460,8 (л. 69); Покровский взброс, км. 466,4 (л. 70); Покровский взброс, км.467,6 (л. 70); Кыржненский разлом, км. 478,9 (л. 71); Покровский взброс, км. 483,0 (л. 71); Покровский взброс, км. 485,7 (л. 72); Покровский взброс, км. 486,0 (л. 72); Покровский взброс, км. 492,0 (л. 72); Покровский взброс, км.497,0 (л. 73); Покровский взброс, км. 503,0 (л. 73); Покровский взброс, км. 509,0 (л. 74); Западнохрутчевский разлом, км. 594 (л. 83); Шугочный разлом, км. 595,6 (л. 83); и Мерейский разлом, км. 596,8 (л. 83). Этот список не включает все неясные обозначения, возможно, ассоциируемые с разломами, а также пересечение Апреловских разломов, км. 539,4 (л. 77) и км. 543,2 (л. 78), которые, по ряду «Алиеска Пайплайн Сервис Ко.», “ETSCAD [Документ оценки технического и экологического соответствия” [Правомерность выбора ], 17 мая 1977, Alignment Sheet 37. 5 Хотя на фотографии и не видно нанесенных на вертикальные опоры идентификационных номеров, по топографическим ориентирам и видимым конструкциям трубопровода ясно, что эти вертикальные опорные конструкции, изображенные на этом снимке, - вторая и третья опоры к югу от Анкера № 3107921 на схеме TAPS Alignment Sheet № 105 (идентификация произведена путем проверки и фотографирования на месте автором данной справки). 6 В скобках замечу, что детальная информация, необходимая для принятия подобных решений, должна включать и четкую систему нумерации для определения особых участков на маршруте трубопровода. Как уже говорилось в Разделе VI.5(в), трассе трубопровода Фазы 2 проекта «Сахалин-2» не хватает такого системы нумерации. 20 4 признаков, как упоминал г-н Барнс, исключены из списка при повторном изучении трассы трубопровода. Возросшая сейсмичность На этих картах обозначены также особые районы возросшей сейсмичности с увеличением силы землетрясения по шкале MSK на один балл в сравнении с общим уровнем сейсмичности всего района. Листы карты, на которых трасса трубопровода проходит участки с уровнем сейсмичности в 10 баллов вместо ранее оцениваемых в 9 баллов (все они находятся на северном рукаве маршрута трассы): 1, 2, 3, 5. 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14 и 17 (всего примерно 47,1 км трассы). Листы, на которых трасса трубопровода пересекает участки с уровнем сейсмичности в 9 баллов вместо оцениваемых ранее в 8 баллов: 27, 28, 30, 31, 32, 36, 37, 40, 41, 44, 50, 51, 54, 55, 56, 68, 72, 73, 74, 75, 79, 80 и 83 (всего примерно 58,5 км. трассы). ____________________________________________________________________ Текст на Илл. 1-29 ОВОС (3): Линия из черных точек ниже отметки 9(2) (справа) обозначает корректировку к югу границы между зонами сейсмической интенсивности, показанной в ТЭО-С Илл. 1-29 на базе Карты СЭИК геологического зонирования. В результате этого сдвига значительно повышается риск землетрясения интенсивностью в 9 баллов, чему подвергается и часть расположенной здесь трассы трубопровода. (Дополнительная информация о возможных последствиях этих исправлений на Илл. 1-29 см. текст в Разделе VI.6[a] и Илл. VI.5, прилагаемую к приложениям D и Е). Текст на Илл. VI.5: Эта композиция из страниц карты СЭИК от 2002 г. – Карта геотехнического зонирования с оценкой геологических и геотехнических угроз - показывает часть трассы трубопровода, выделенную на Илл. VI.4. Композиция показывает два участка, где трубопровод проходит через районы с сейсмической интенсивностью 9(2) по шкале MSK-64. На русскоязычной Илл. 1-29, представленной к ТЭО-С (Илл. VI.3) трубопровод в этом районе проходит южнее границы между сейсмически разнородными зонами, по территории с интенсивностью сейсмической опасности в 8(2) баллов. Повышение уровней сейсмических угроз произошло в результате сдвига границ сейсмических зон к югу. Это видно на Илл. VI.6, которая рассмотрена в Разделе VI.6[a] и в приложениях D и Е. (Красная стрела, соединяющая оконечности сегментов границы двух зон сейсмической интенсивности, - носит характер предположения). **************************** 21
