CC BY
409
штокмановское газоконденсатное месторождение: проблемы и перспективы освоения
м.и. скляр,
кандидат географических наук, доцент Финансовая академия при Правительстве РФ
Штокмановское газоконденсатное месторождение (ШГКМ) открыто в 1988 г. Оно расположено в центральной части Баренцева моря, на северо-востоке от г. Мурманска на расстоянии около 600 км. Глубина моря в этом районе колеблется от 320 до 340 м.
Разведанные запасы ШГКМ оцениваются не менее чем в 3,7 трлн куб. м газа и более чем в 31 млн т газового конденсата. Лицензия на разработку месторождения принадлежит ЗАО «Росшельф», контрольным пакетом акций которого владеет ОАО «Газпром».
Выполненные за последние годы проектно-изыскательские работы подтвердили экономическую эффективность освоения месторождения с объемами добычи товарного газа 90 млрд м3 в год в течение разумного продолжительного срока эксплуатации месторождения, который, по оценке зарубежных экспертов, составляет более 50 лет. С созданием комплекса на базе Штокмановского ГКМ ОАО «Газпром» и Россия в целом будут иметь новый газодобывающий регион, обеспечивающий до 15 — 20 % общей потребности газа, как для внутренних нужд, так и для экспортных поставок. Существуют дорогостоящие проекты экспорта газа, добытого на ШГКМ для Европы и США. Отсюда место и значение, которое ШГКМ может занять в развитии отечественной газовой промышленности. Однако свое место Штокмановский проект может занять только после реализации.
Особенности природной среды района ШГКМ. Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центре Баренцева моря. Оно ограничено с севера и юга широтой 73°30' и 72°45', а с запада и востока долготой 43°30' и 45°00', соответственно. Уникальность месторождения заключается не только в его колоссальных запасах, но также и в условиях проведения работ по его обустройству
и дальнейшей эксплуатации. Площадь месторождения относится к III категории сложности (особо сложные) по инженерно-геологическим условиям. Это обусловлено развитием с поверхности дна слабых глинистых грунтов мощностью до 15 — 20 м, сложным геологическим строением разреза, расчлененным рельефом дна, а также многочисленными разрывными нарушениями мезозойских пород. Дно моря в районе Штокмановского ГКМ расположено в зоне с круглогодичными отрицательными придонными температурами воды. Температура грунта в поверхностном слое отрицательная, до минус 0,5 С, и лишь на глубинах 10 — 15 м становится положи -тельной. Прогнозировать поведение таких грунтов при создании на дне моря инженерных сооружений весьма сложно. При инженерных изысканиях запланирован детальный поиск благоприятных участков для оснований морских платформ и других объектов обустройства промысла. Район ШГКМ характеризуется ветрами скоростью до 40 м/сек с порывами до 53 м/сек и высотой волн 19,4 м. Обледенение надводных объектов возможно в период с октября по май. Максимальная масса льда, которая может отложиться при брызговом обледенении, составляет величину до 830 кг/м2.
На акватории Штокмановского ГКМ ледообразования не происходит. Лед сюда поступает из северных и восточных районов Баренцева моря. Толщина ровного льда составляет 1,49 м, максимальные размеры льдин — 13 км, преобладающие размеры льдин — 1,1 км. Максимальная скорость дрейфа—0,9 м/сек. В районе Кольского полуострова характер ледовых условий акватории смягчается, и приблизительно две трети южной части трассы, как правило, свободно ото льда в течение всего года. По совокупности этих факторов проект обустройства и эксплуатации ШГКМ можно признать наиболее сложным на арктическом шельфе на сегодняшний
- 47
день. Ледяной покров и айсберги являются наиболее опасными элементами природной среды морей арктического шельфа и их учет необходим на всех стадиях освоения месторождения. Немаловажным моментом при освоении месторождения является выбор исходных параметров природной среды, необходимых для технико-экономического обоснования (ТЭО) и проектирования. Для обоснования выбора типа гидротехнических сооружений особый интерес представляют значения характеристик льда и айсбергов.
В период принятия решений о разработке Штокмановского ГКМ появление айсбергов в центральной части Баренцева моря оценивалось как достаточно редкое явление. Максимальная масса айсберга, заложенная в проектную документацию, была получена в результате экспертной оценки и составляла 1,45 млн т.
Встречаемость большого количества айсбергов и обломков айсбергов (109 шт.) в экспедиционных исследованиях 2003 г. на акватории ШГКМ в корне изменила это представление. Проведенная аэрофотосъемка позволила оценить размеры и рассчитать массу некоторых из айсбергов. Этот параметр варьировался в широком диапазоне, средняя масса составила 870 тыс. т, а максимальная — 3,67 млн т. Значительно изменились оценки вероятности нахождения айсбергов в районе месторождения, а также вероятности сближения айсберга и платформы.
Проблема айсберговой опасности перешла из гипотетической области в практическую, после обнаружения на акватории ШГКМ и вблизи нее большого количества айсбергов и их обломков. Возникла реальная угроза воздействия на проектируемую платформу и ее коммуникации, предназначенные для отгрузки углеводородов.
Решение этой проблемы в общем виде разделяется на два направления:
• мониторинг айсбергов, имеющий конечной целью разработку моделей дрейфа айсбергов и систем предупреждения и включающий в себя использование дистанционных средств и методик (ИСЗ, авиационная ледовая разведка), исследование осадки и формы айсбергов различными методами;
• проблема защиты гидротехнического сооружения от айсбергов (различные методы буксировки и разрушения) — «активная борьба с айсбергами».
Как известно, ледообразование в Баренцевом море начинается в более высоких широтах. Затем постепенно граница плавучих льдов смещается на юг. Поэтому плавное увеличение количества дней
48 -
со льдом с декабря по март на территории ШГКМ связано с продвижением кромки плавучих льдов в центральную и восточную части моря. Ледяной покров не полностью разрушается и в летние месяцы. Особенно, когда в акваторию Баренцева моря проникают двухлетние льды из соседних бассейнов.
Наибольшие объемы льда поступают в море через проливы: Шиллинга (Шпицберген — Земля Франца-Иосифа), Макарова (Земля Франца-Иосифа — Новая Земля), Карские Ворота.
Однако количество льда, образовавшегося на акватории Баренцева моря, значительно больше, чем количество льда, поступившего через проливы. Поэтому зачастую в море отмечаются поля сморози однолетнего (баренцевоморского) и двухлетнего (карского) льда. Можно выделить 5 основных направлений проникновения льдов на акваторию ШГКМ (поступление льдов с севера, северо-востока, северо-запада, востока, юго-востока).
Дрейф льда в Баренцевом море вызывается, в основном, действием преобладающих ветров и системой дрейфовых постоянных течений. Приливные течения вносят незначительный вклад в общую картину дрейфа льда, поскольку имеют мезомасштаб-ный характер. Если рассматривать все море в целом, то с октября здесь преобладают ветры с южной составляющей, а на границе с Арктическим бассейном с января по апрель господствуют ветры восточных и северо-восточных направлений. Поэтому дрейф льда в зимнее время направлен к его северным окраинам, а в теплый период преобладают ветры северных направлений. Эти ветры способствуют переносу льдов на юг. Однако зачастую отмечаются случаи нарушения типичной схемы дрейфа льда, наблюдающиеся при восточном, северо-восточном переносах воздушных масс. При этих переносах происходит активное перемещение кромки льда с севера на юг и с северо-востока на запад, юго-запад.
Проникновение двухлетних льдов на территорию ШГКМ возможно несколькими путями. Первый — проникновение льда под действием системы холодных течений в северной части Баренцева моря и системы ветров северо-западных направлений (поступление льда с северо-запада). Усиление полярного фронта, связанное с уменьшением интенсивности поступления теплых атлантических вод, приводит к вторжению льдов из северо-западной части Карского моря на акваторию месторождения с северо-востока. Иногда наблюдается поступление карских льдов через пролив Карские Ворота под действием течения Литке и благоприятной синоптической обстановки (поступление льда с юго-востока).
Как представляется, успешность мероприятий по активной борьбе с айсбергами (и соответственно безопасность добывающей платформы на ШГКМ) будет зависеть от следующих факторов:
• усовершенствование методов обнаружения айсбергов и их обломков в широком диапазоне погодных условий и состояния моря (в первую очередь морские радары);
• усовершенствование имеющихся и разработка новых методов прогнозов дрейфа айсбергов в Баренцевом море для стратегического и тактического планирования;
• обеспечение платформы как можно более широким диапазоном методик и приспособлений для активной борьбы с айсбергами любых размеров;
• защита подводных систем и коммуникаций, усовершенствование методов уменьшения осадки айсбергов (менее актуально для ШГКМ по сравнению с шельфом БНБ, так как глубины в районе ШГКМ составляют порядка 300 м);
• отработка процедур борьбы с обломками айсбергов.
Анализ передового международного опыта разведки и эксплуатации шельфовых месторождений,
находящихся в айсбергоопасных районах (прежде всего, это район Большой Ньюфаундлендской Банки), показывает, что операторы, занимающиеся там освоением месторождений, четко осознают опасность столкновения айсберга с платформой. В течение 25 — 30 последних лет проводят интенсивные мероприятия по разработке и опробованию различных средств и методик борьбы с айсбергами. Естественно, при этом большое внимание уделяется развитию и совершенствованию системы мониторинга айсбергов и ледяного покрова, без применения которого даже самые результативные методики будут малоэффективными.
Маршрут газопровода. С целью выбора оптимального направления трасс морских газопроводов от Штокмановского ГКМ рассматривались варианты выхода из акватории Баренцева моря на сушу в районы поселков Печенга и Териберка, а также в район полуострова Канин Нос. Рассмотрены также подварианты прохождения трассы газопровода через акваторию Баренцева и далее Белого моря (см. рисунок). В качестве точки подключения новой системы к ЕСГ России рассматривались район Нюксеницы по маршруту ШГКМ — Канин
Направления трасс морских газопроводов от ШГКМ
Нос — Архангельск — Нюксеница и район Волхова. Анализ технико-экономических показателей возможных вариантов маршрутов газопроводов, обеспечивающих транспорт газа от ШГКМ в ЕСГ России, выявил преимущество направления ШГКМ — Териберка — Волхов. Преимущество этого варианта трассы: это минимальное расстояние от месторождения до точки подключения к ЕСГ; кратчайший вариант выхода трассы газопровода в районы с развитой промышленной и социальной инфраструктурой (автодороги, железные дороги, аэропорты, населенные пункты и города, карьеры строительных материалов). Также важно, что трасса Териберка-Волхов проходит в непосредственной близости от населенных пунктов и промышленных центров Мурманской и Ленинградской областей, Республики Карелия, газификация которых в этом случае потребует минимальных инвестиций.
Инженерно-геологические условия трассы морских газопроводов в пределах акватории Баренцева моря во многом напоминают условия района месторождения. Протяженность трассы ШГКМ — Териберка равна 565 км. Рельеф дна имеет участки с холмистым рельефом, на которых потребуется выполнение большого объема подготовительных работ и микрооптимизации трассы в пределах генерального маршрута. Инженерно-геологические условия трассы газопровода Териберка — Волхов, проходящей по территориям Мурманской области, Республики Карелия и Ленинградской области, весьма разнообразны. Общая протяженность — 1 365 км от КС «Териберка» до КС «Волхов». Район прохождения характеризуется холмисто-грядовым рельефом местности. Большая протяженность участков со скальными породами (гнейсы, граниты, диориты). Понижения между грядами и холмами заняты озерами и болотами. Большое количество водотоков, в том числе средних и крупных.
Технический проект разработки. Согласно проекту разработки ШГКМ, выполненному институтом ВНИИГАЗ на объем добычи 90 млрд м3 в год, требуется строительство 96 скважин. С учетом продления периода постоянной добычи рекомендуется в процессе эксплуатации строительство дополнительных 62 скважин. Таким образом, общее количество (фонд) скважин достигло 158. Для подготовки газа к дальнему транспорту, отбора конденсата, установки головных компрессорных станций, буровых установок и других потребностей должны быть созданы 3 или 4 морских ледостойких платформы (МЛП). Каждая добычная платформа предназначается на объем добычи и подготовки 22,5 — 30 млрд м3 газа в год. Учитывая весьма
50 -
сложные ветроволновые и ледовые условия месторождения при глубине моря более 320 м, а также отсутствие опыта эксплуатации платформ в аналогичных условиях, проектно-конструкторским бюро «Рубин» совместно с норвежской фирмой Kvaerner в настоящее время рассматриваются различные конструкции платформ — TLP, SPAR — с целью определения оптимальной. Не вдаваясь в конструктивные детали платформ, можно сказать, что все они имеют натяжные якорные связи, опорное и верхнее строение платформы с общей массой одной платформы около 100 тыс. т металлоконструкций и оборудования.
Разработка конструкции платформы ведется с учетом возможности ее изготовления на «Севма-шпредприятии» в Северодвинске. В процессе подготовки на платформе «сухого» газа к дальнейшему транспорту будет отбираться конденсат в объеме до 800 тыс. т в год, который поступит в подводное кон-денсатохранилище объемом 30 000 м3. Конденсат из хранилища по системе беспричального налива будет отгружаться для дальнейшего транспорта на танкеры.
Подготовленный к дальнейшему транспорту «сухой» газ будет доставляться в район Терибер-ки по 4 ниткам газопровода из труб диаметром 1 067 мм (42») с рабочим давлением 19 МПа. Каждый газопровод будет транспортировать 22,5 млрд м3 в год, а суммарно по 4 ниткам — 90 млрд м3 в год. Выксунский металлургический завод подготовил программу модернизации, которая позволит ему осуществить поставку труб для системы морских газопроводов. Морские газопроводы заканчиваются в береговом терминале с давлением на входе около 8,0 МПа, откуда газ поступает на КС «Териберка» для дальнейшего компримирования и транспортировки в направлении Волхова. Для выбора оптимальных параметров системы были рассмотрены варианты рабочего давления 7,4 МПа; 8,3 МПа; 9,8 МПа; 12 МПа для различного числа ниток из труб диаметром 1 400 мм и 1 200 мм. В результате технико-экономического анализа было установлено, что наибольшую экономическую эффективность имеет система с рабочим давлением 12 МПа с двумя нитками из труб диаметром 1 420 мм. Ближайший по показателям вариант газопровода с рабочим давлением 8,3 МПа с тремя нитками из труб диаметром 1 420 мм. Количество компрессорных станций в зависимости от вариантов колеблется от 7 до 10.
Источники финансирования. Огромные масштабы проекта требуют больших инвестиций, размер которых, по данным различных экспертов,
колеблется от 20 до 25 млрд долл., что более чем в 6 раз превышает стоимость «Голубого потока». Реализация проекта с таким объемом инвестиций в намеченные сроки без привлечения иностранного капитала, к сожалению, маловероятна. В связи с этим еще в 1995 г. были начаты работы по определению условий вовлечения в проект инофирм на условиях Соглашения о разделе продукции (СРП).
В 2004 — 2005 гг. «Газпромом» были подписаны 9 меморандумов с крупнейшими энергетическими компаниями, которые представили технико-коммерческие предложения по реализации совместных проектов разработки Штокмановского ГКМ, строительству завода по сжижению газа и поставкам СПГ на американский рынок. По результатам анализа этих предложений 16 сентября 2005 г. «Газпром» объявил «короткий список» («short list») компаний для детальных коммерческих переговоров по реализации Штокмановского проекта. В список вошли: Statoil (Норвегия), Total (Франция), Chevron (США), Hydro (Норвегия), ConocoPhillips (США). Разработанная ОАО «Газпром» программа реализации Штокмановского проекта предусматривала в 2006 г. ввод первой очереди объектов и сооружений, обеспечивающих добычу и транспорт 21 млрд куб. м газа в район Волхова. В дальнейшем было запланировано сооружение в проектной последовательности остальных очередей проекта с выходом на объем добычи и транспорта 90 млрд куб. м газа в 2013 — 2015 гг. В течение года «Газпром» рассматривал возможность предоставления 49 % в Штокмановском проекте иностранным компаниям. Однако иностранные компании не смогли предоставить активов, соответствующих по объему и качеству запасам Штокмановского месторождения. В этой связи 9 октября 2006 г. Правление ОАО «Газпром» приняло решение о самостоятельной, без привлечения иностранных партнеров, разработке месторождения «Газпромом».
В сентябре 2006 г. «Газпром» успешно завершил бурение разведочной скважины № 7 на месторождении. Предварительный анализ результатов позволяет ожидать дальнейшего увеличения добычного потенциала Штокмановского месторождения.
На базе соглашений о сотрудничестве с «Газпромом», подписанных в ноябре 2005 г., активное содействие реализации проекта окажут Администрация Мурманской области и структуры Военно-Морского Флота России. Для выполнения подрядных работ по созданию портовых причалов, проектированию трубопроводов, оценке общего воздействия на окружающую среду планируется привлечь около 20 российских компаний. Для
проведения культурно-исторической экспертизы территорий, где будут проводиться работы, приглашены историки и археологи. В октябре 2006 г. успешно завершены проходившие в течение года общественные обсуждения проекта в Мурманской, Ленинградской областях и Республике Карелия.
Разногласия с инвесторами. Руководством ОАО «Газпром» создана постоянно действующая рабочая группа по реализации Штокмановского проекта во главе с заместителем председателя Правления ОАО «Газпром» С. К. Дубининым, которая 26 апреля 2006 г. организовала встречу с представителями потенциальных зарубежных участников, где ими был представлен собственный вариант плана реализации проекта. Взгляд зарубежных фирм имеет ряд существенных отличий от разработок ОАО «Газпром». Основными являются более поздние сроки реализации проекта с вводом первой очереди только в 2010 г. и необходимость продажи на экспорт 100 % газа первой очереди и большей части газа месторождения в целом. Следствием такого подхода является расширение рамок проекта и желание зарубежных фирм участвовать в реализации всей цепочки — от месторождения до потребителя (называется граница Германии или схема swap с разменом на газ других месторождений).
Выдвигается также целый ряд требований, которые входят в противоречие с интересами российской стороны, в числе которых можно назвать изоляцию проекта от другой деятельности в России, предоставление компаниям, участвующим в разработке первой очереди проекта, эксклюзивного права работы на последующих очередях, возможная переуступка существующих контрактов «Газпрома» на поставки газа в Европу. Стремление зарубежных компаний объединиться и таким образом занять лидирующее положение в структуре проекта вполне понятно. Получение дополнительных инструментов контроля за ситуацией будет использовано инвесторами как возможность диктовать свои условия. В этой ситуации одной из вероятных тактик «Газпрома» могло бы стать использование опыта Иранской нефтяной компании по освоению Южного Парса, где «Газпром» выступает в качестве инвестора. Разделение месторождения на фазы и ведение работ по каждой из них независимо с возможностью участия различных инвесторов на конкурсной основе даст возможность более последовательно отстаивать российские интересы в проекте.
Анализ графика реализации первой фазы Штокмановского проекта показывает, что ряд позиций уже сейчас находится на критическом пути. В особенности это относится к проведению морских
- 51
инженерных изысканий и строительству морских ледостойких платформ.
Ведение переговоров с потенциальными инвесторами не должно сдерживать проведения первоочередных работ. Представляется целесообразным расширить круг зарубежных компаний, участвующих в проекте. В любом случае принятие решения о начале инвестиций в Штокмановский проект будет зависеть от сроков его реализации, и в случае переноса их по каким-либо причинам за 2007 г. необходим поиск другого газодобывающего проекта с более приемлемыми сроками.
Несмотря на заявления «Газпрома» о том, что Штокмановское месторождение он будет разрабатывать самостоятельно, очевидно, что без иностранных партнеров дело не обойдется. Аналитики убеждены в том, что иностранные партнеры все равно получат газ со Штокмана — либо как партнеры, либо как оплату их услуг в качестве подрядчиков.
То, что зарубежные игроки будут допущены к Штокмановскому месторождению, косвенно подтверждается и недавним заявлением Владимира Путина. Президент РФ сказал, что решение «Газпрома» разрабатывать Штокман самостоятельно не окончательное и может быть пересмотрено в случае интересных предложений от иностранных партнеров. Причем, по оценке экспертов, заявления В. В. Путина и В. Б. Христенко призваны подтолкнуть иностранцев выступить с упомянутыми «интересными предложениями». В итоге переговоры с претендентами на Штокман могут вернуться вплоть до того уровня, на котором они находились до того, как «Газпром» лишил иностранцев надежды получить долю в проекте. Вероятно, при выборе партнера, если таковой все-таки потребуется «Газпрому», российский концерн вернется к списку из пяти компаний, которые боролись за участие в освоении Штокмана ранее.
Основные экологические проблемы развития проекта ШГКМ и пути их решения. Строительство переходов газопровода через крупные водотоки и малые реки траншейным методом может привести к нарушению экосистемы водоемов и нанести непоправимый ущерб рыбным ресурсам крупных рек.
Для пересечения рек газопроводом планируется выкапывать траншею (канаву) поперек русла каждой реки, укладывать в нее трубу и закапывать. Прокладка траншей вызовет значительное замутне-ние реки, и слоем ила может быть покрыта большая часть нерестилищ лососевых в реках Кольского полуострова. Также это приведет к нарушениям основных функций жизнедеятельности и меха-
52 -
ническому повреждению покровов многих гид-робионтов, что вызовет значительные нарушения экосистемы водоемов.
Изменение конфигурации дна в результате производства гидротехнических работ приведет к разрушению существующих биотопов, населенных беспозвоночными, которые играют важную роль в пищевых цепочках и процессах самоочищения водоемов.
Необходимо разработать комплекс мер, минимизирующих негативное влияние на экосистему водоемов, и организовать мостовые переходы трубопровода через наиболее рыбные реки Мурманской области.
При разработке проекта следует учесть близость газопровода к Кольской АЭС и активно действующим горнодобывающим предприятиям.
Предполагаемая трасса прокладки газопровода проходит через 30-километровую зону наблюдения Кольской АЭС и, по словам заказчика, «местами трасса газопровода достаточно близко подходит к месту расположения самой Кольской АЭС». Это повышает взрывоопасность объектов и экологические риски в случае аварии на КАЭС или газопроводе.
Также трасса газопровода планируется в непосредственной близости к горнодобывающим предприятиям, производящим добычу руды открытым способом, что способствует повышению уровня сейсмо- и взрывоопасности газопровода.
Необходимо рассчитать экологические риски и вероятность аварии в период строительства и эксплуатации газопровода, с учетом близости опасных промышленных объектов, и при необходимости изменить маршрут газопровода.
Материалы оценки воздействия газопровода на окружающую среду должны содержать раздел, посвященный выводу объекта из эксплуатации.
Сроки и механизмы вывода газопровода и компрессорных станций из эксплуатации, источник финансирования, ответственные лица, рекультивация территорий и др. должны быть разработаны в настоящее время и включены в материалы для государственной экологической экспертизы.
Муниципальным образованиям необходимо разработать программу использования поступающего природного газа для нужд населения и обязательно предусмотреть перевод котельных и ТЭЦ на природный газ.
При подготовке программы экономического развития каждого муниципального образования должна быть четко проработана процедура перевода котельных и ТЭЦ на природный газ, с
определением ответственных лиц и источников финансирования.
Все это позволит сократить количество вредных выбросов в атмосферу и образование опасных отходов, минимизировать общее антропогенное воздействие на окружающую среду и здоровье населения. Также это будет способствовать большей независимости региона от привозного топлива и позволит избежать необходимости дальнейшего использования атомной энергии, в частности отказаться от строительства второй очереди КАЭС и продления сроков эксплуатации энергоблоков первой КАЭС.
В процессе строительства и эксплуатации линейной части газопровода и компрессорных станций необходимо обеспечить информирование и доступ общественности к объектам строительства для обеспечения общественного контроля.
В соответствии с ФЗ «Об охране окружающей среды» общественный контроль в области охраны окружающей среды (общественный экологический контроль) осуществляется в целях реализации права каждого на благоприятную окружающую среду и предотвращения нарушения законодательства в области охраны окружающей среды.
Общественный контроль в области охраны окружающей среды (общественный экологический контроль) осуществляется общественными и иными некоммерческими объединениями в соответствии с их уставами, а также гражданами в соответствии с законодательством.
Результаты общественного контроля в области охраны окружающей среды (общественного экологического контроля), представленные в органы государственной власти Российской Федерации, органы государственной власти субъектов Российской Федерации, органы местного самоуправления, подлежат обязательному рассмотрению в порядке, установленном законодательством.
Аварии в период эксплуатации газопровода. На основе анализа статистических данных об авариях и отказах морских трубопроводов, эксплуатируемых в различных районах, выделены следующие типовые сценарии аварий:
• разрыв подводного газопровода на полное сечение > подводная ударная волна > образование газового пузыря и выход его на поверхность > истечение струй газа в воду, их дробление с образованием пузырьковой смеси, выход этой смеси на поверхность с образованием опасных для судоходства зон > рассеяние вышедшего газа в атмосфере;
• образование трещины в трубопроводе > раскрытие трещины до максимального размера,
НАЦИОНАЛЬНЫЕ ИНТЕРЕСЫ:
обеспечивающего ее самоторможение > истечение газа в водную среду > дробление пузырей газа с образованием мелкодисперсной смеси > выход этой смеси на поверхность > рассеяние вышедшего газа в атмосфере;
• образование свища в трубопроводе > истечение газа в водную среду > дробление пузырей газа с образованием мелкодисперсной смеси > выход этой смеси на поверхность > рассеяние вышедшего газа в атмосфере.
При аварийных ситуациях возможны следующие виды воздействий на окружающую среду:
• воздействие ударной волны на гидробионтов в случае разрыва газопровода;
• химическое загрязнение воды и донных осадков, а также гидробионтов парафинами (в основном метаном) и газовыми гидратами;
• токсическое воздействие на гидробионтов на участке аварии газопровода и далее по течению;
• локальное термическое воздействие (понижение температуры до отрицательных значений) на участке разрыва трубопровода;
• взмучивание донных осадков вследствие гидроудара и локальное нарушение среды обитания бентоса и планктона (аналогичное таковому при строительстве газопровода). По данным ММБИ, воздействие на бентос при
отравлении воды газовым конденсатом до летальных концентраций при разрыве трубы оценивается как умеренное, локальное (авария в прибрежной зоне) и как слабое, локальное (авария в северной глубоководной части трубопровода). Основное воздействие на ихтиофауну при аварии будет оказано на икру и личинки рыб от воздействия ударной волны и отравления воды растворенным в ней газом. Но оно также будет локальным. В случае разлива газоконденсата его агрегация со льдом значительно увеличит зону токсического поражения морской среды и биоты.
Основная доля отказов (до 80 %) происходит вследствие коррозии, производственно-хозяйственной деятельности и природных явлений, имеющих вероятностный характер. По данным ООО «ВНИИГАЗ», подводные магистральные газопроводы больших диаметров имеют высокую надежность. Консервативная оценка интенсивности аварий для подводных магистральных газопроводов диаметром 42 и более дюймов может быть принята, в среднем, как одна авария на 1 000 км трубопровода в 500 лет.
В целом, негативные экологические последствия строительства газопровода от Штокманов-
-Й- 53
приоритеты и безопасность
ского месторождения до выхода на берег будут локальными и временными. Рассмотренные негативные воздействия допустимы с точки зрения устойчивости экосистемы Баренцева моря.
В ходе безаварийной эксплуатации подводного газопровода его влияние на окружающую природную среду при соблюдении действующих технологических правил и норм, природоохранных требований не приведет к изменению экологической ситуации в районе газопровода.
Таким образом, предусмотренные конструктивные, технологические, инженерно-технические и природоохранные мероприятия позволяют допустить размещение объекта, обеспечить допустимое воздействие объекта на природную среду в период его штатной эксплуатации и свести к минимуму возможность возникновения аварийных ситуаций и их последствий.
В заключение следует особо отметить, что реализация проекта ШГКМ решает значительные социально-экономические проблемы данного региона России, включая конверсию оборонных предприятий.
Важнейшими показателями социальной значимости проекта являются: создание оборудования и сооружение платформ на предприятиях оборонного комплекса в Северодвинске, Мурманске, Санкт-, Петербурге и др.; развитие отечественных высоких технологий, сохранение и создание новых рабочих мест, повышение занятости населения; газификация Мурманской и Архангельской областей, Республики Карелии; обеспечение дополнительных поставок газа в центральные регионы России.
Активизация производственной деятельности, связанная со Штокмановским проектом, положительно повлияет на экономику региона, на платежеспособность как предприятий, так и населения. В результате, последует оживление и других отраслей, не связанных напрямую с газодобычей. Реализация технико-технологических решений, принятых в проекте ШГКМ, будет иметь и международное значение. Важнейшим элементом работы является тактичная маркетинговая деятельность во избежание конкуренции Штокмановского газа на европейском рынке с российском газом других месторождений. Полученный опыт позволит учас-
твовать «Газпрому» в проектах освоения углеводородных ресурсов зарубежного шельфа (Вьетнам,
Индия, Иран и др.).
ЛИТЕРАТУРА
1. Андреев М. Я., Островский Д. Б., Павлидис Ю. А. Геоакустическая модель шельфа // Прикладные технологии гидроакустики, — СПб.: Наука, 2006. С. 96 - 100.
2. Богданчиков С. М. Стратегия нефтяной компании «Роснефть» в освоении шельфа // Тр. РАО-03. - СПб.: 2003, С. 22 - 24.
3. Коптюбенко Д., Минашин Н, Голубкова Е. Парадокс Штокмана. — РБК daily, 11.12.2006.
4. Левинзон И. Л., Брехунцов A. M. Роль углеводородного потенциала шельфа арктических морей в реализации энергетической стратегии РФ на период до 2020 г. // Тр. РАО-03. - СПб.: 2003. С. 32-35.
5. Наумов А. К, Зубакин Г. К, Гудошников Ю. П., Бузин И. В., Скутин А. А. . Льды и айсберги в районе Штокмановского газоконденсатного месторождения // Тр. РАО-03. - СПб.: 2003. С. 337 - 342.
6. Прохоров П. Ожидание премьеры. /Эксперт Северо-Запада, № 6, 12 февраля 2007.
7. Состояние газовой отрасли РФ. Аналитический отчет. /Институт проблем естественных монополий, 2005.
8. Стенограмма пресс-конференции для российских и иностранных журналистов. - Москва, Кремль, Круглый зал, 31.01.2006.
9. ТопаловАлексей. Код допуска «Штокман». /Газета. Ру, 08.12.2006.
10. Цырлина Е. Возвращение в Штокман. /РБК daily, 26.01.2007.
11. Шавыкин А. А., Матишов Г. Г. ОВОС проекта транспортировки газа со Штокмановского месторождения до завода СПГ в губе Ура /Нефть-ГазПромышленность, № 2 (22) , 29.03.2006.
12. Шохина Е. Политический предлог. /Эксперт, 25 сентября 2006.
13. Offshore Technology - Shtokman Gas Condensate Deposit, Barents Sea // http://www. offshore-technology. com/projects/shtokman/
