Приложение а сахалин Энерджи Инвестмент Компании, Лтд
| Вид материала | Анализ |
- Сахалин Энерджи Инвестмент Компани, лтд адрес: 693000 Южно-Сахалинск, ул. Дзержинского,, 796.36kb.
- Ответ оператора проекта «Сахалин-2» компании «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд, 867.79kb.
- Требования общественных экологических организаций в отношении нефтегазовых проектов, 1492.22kb.
- Федерация Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.", 6399.4kb.
- Компания «Сахалин Энерджи», 33.51kb.
- Investment Company Ltd, 70.31kb.
- Заключение экспертной комиссии общественной экологической экспертизы, 4895.43kb.
- Investment Company Ltd, 70.02kb.
- Доклад «Факты реализации второго этапа проекта «Сахалин-2», 117.31kb.
- Инструкция по перевозке автомобильной техники на судах типа "Сахалин", 33.63kb.
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.
- Ответ уже отправлен.
- 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.
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 Разлом Км.привязка Угол пере- Трубо-
п / п (по Ниману) (по старой системе) сечения ( в гр.) провод
1 34 Пильтун 19,28 +86 20”нефть
20” газ
2 33 Пильтун 19,69 +81 “ “ “
3 - Имчинский 142,0 ТВА “ “ “
4 32 Центр. Сахалин 154,0 +38 24”нефть
48” газ
5 31 Центр. Сахалин 169,9 -65 “ “ “
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 24“ нефть
48” газ
10 25 Центр. Сахалин 207,4 -30 “ “ “
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 “ “ “
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: ссылка скрыта.
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:
ссылка скрыта
- 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.
- 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) 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.
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