Приказ Госкомэкологии РФ от 30.09.1997 № 415

«Об утверждении заключения государственной экологической экспертизы по материалам обоснования инвестиций в реконструкцию и техническое перевооружение нефтепроводов по транспорту азербайджанской нефти через территорию Российской Федерации»

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ПРИКАЗ

от 30 сентября 1997 г. № 415

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ЗАКЛЮЧЕНИЯ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ ПО МАТЕРИАЛАМ ОБОСНОВАНИЯ ИНВЕСТИЦИЙ В РЕКОНСТРУКЦИЮ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО ТРАНСПОРТУ АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ НЕФТИ ЧЕРЕЗ ТЕРРИТОРИЮ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

В соответствии с Федеральным законом «Об экологической экспертизе» (статья 18) приказываю: Утвердить заключение экспертной комиссии государственной экологической экспертизы, образованной во исполнение Приказа Госкомэкологии России от 18.06.97 № 282 по материалам обоснования инвестиций в реконструкцию и техническое перевооружение нефтепроводов по транспорту азербайджанской нефти через территорию Российской Федерации.

Председатель В. И. Данилов-ДАНИЛЬЯН

Утверждено Приказом Председателя Государственного комитета Российской Федерации по охране окружающей среды от 30 сентября 1997 г. № 415

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ЭКСПЕРТИЗА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ от 15 сентября 1997 года

ЭКСПЕРТНОЙ КОМИССИИ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ ЭКСПЕРТИЗЫ ГОСКОМЭКОЛОГИИ РОССИИ ПО МАТЕРИАЛАМ ОБОСНОВАНИЯ ИНВЕСТИЦИЙ В РЕКОНСТРУКЦИЮ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ НЕФТЕПРОВОДОВ ПО ТРАНСПОРТУ АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ НЕФТИ ЧЕРЕЗ ТЕРРИТОРИЮ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Экспертная комиссия, утвержденная Приказом Госкомэкологии России от 18.06.97 № 282, в составе: руководителя экспертной комиссии — к.г.н. Л.В. Бычковской, ответственного секретаря — Е.С. Мироновой, технического секретаря — Ю.В. Галкиной, членов экспертной комиссии: к.г.н. А.В. Амелина, к.т.н. В.Л. Алексенко, к.г.-м.н. Б.Л. Годзевича, к.т.н. С.Г. Макушкина, к.г.н. Л.С. Никитиной, к.т.н. А.М. Оснач, Т.П. Поповой, к.э.н. В.Г. Постникова, к.г.н. Д.В. Рашутина, к.т.н. В.В. Рождественского, д.г.-м.н. К.Ш. Шадунц, Н.Г. Шмельцер, рассмотрела представленные материалы — Обоснование инвестиций в реконструкцию и техническое перевооружение нефтепроводов по транспорту азербайджанской нефти через территорию Российской Федерации (Обоснование инвестиций), разработанные АО «Гипротрубопровод» в 1996 году по заданию АООТ «Прикаспийско-Кавказские магистральные нефтепроводы» (ПКМН), являющимся дочерним предприятием АК «Транснефть». Основанием для разработки Обоснований инвестиций послужил Договор между Азербайджанской Республикой и Российской Федерацией о транзите азербайджанской нефти через территорию Российской Федерации от 18 января 1996 года. Представленные материалы включают:

1. Том 1. Общие данные. Основные технические решения. Потребность в ресурсах. АО «Гипротрубопровод». М., 1996.

2. Том 2. Оценка воздействия на окружающую среду. АО «Гипротрубопровод». М., 1996.

3. Том 3. Эффективность инвестиций. Выводы и предложения. АО «Гипротрубопровод». М., 1996.

4. Том 4. Материалы полевых исследований. Материалы предварительного землеотвода. АО «Гипротрубопровод». М. 1996.

5. Том 5. Приложения. АО «Гипротрубопровод». М., 1996.

1. Общие сведения о проекте

Основной целью проекта является реконструкция и техническое перевооружение существующих нефтепроводов для транспортировки сырой нефти в объеме до 5 млн. тонн в год от Государственной границы Российской Федерации с Азербайджанской Республикой до г. Тихорецка. Объектом реконструкции и технического перевооружения является существующая система нефтепроводов, начиная от точки приема на российско-азербайджанской границе до Тихорецкой насосно-перекачивающей станции (НПС) и далее в действующую систему трубопроводов до Новороссийских терминалов и морской отгрузки в танкеры. Для достижения намеченной цели планируется использовать сооружения и трубопроводы следующих участков нефтеперекачивающей системы:

• нефтепровод Грозный — Баку, диаметр — 720 мм, протяженность на российской территории — 385 км, эксплуатировался с 1989 г., проектная производительность для перекачки западносибирских и дагестанских нефтей на НПЗ Азербайджанской ССР составляла 9 млн. т в год, последняя перекачка нефти завершена в 1993 году из-за чеченских событий;
• нефтепровод Вознесенская II — Грозный, диаметр — 720 мм, протяженность — 81,7 км построен и находится в эксплуатации с 1981 года, в настоящее время находится в ведении администрации Республик Ингушетия и Чечня, состояние его оценивается как аварийное;
• нефтепровод Малгобек — Тихорецк (более позднее название — Тихорецк — Грозный), диаметр — 720 мм, протяженность — 484 км, построен в 1969 году, до 1974 года производилась транспортировка нефти на Тихорецк, с 1974 года путем реконструкции и использования двух промежуточных станций «Водораздел» и «Подкумок» нефть перекачивалась в обратном направлении на Грозный, а в 1981 — 1983 гг. были введены три новых НПС — «Прогресс», «Успенская», «Тверская», позволившие снять дефицит нефти на грозненских и бакинских нефтеперерабатывающих заводах. Максимальная производительность была достигнута в 1989 году и составляла 17 млн. т в год. В 1993 году эксплуатация трубопровода остановлена. С сентября 1994 года нефтепровод используется для транспортировки малгобекских нефтей из Республики Ингушетия в г. Тихорецк. Транспорт нефти будет осуществляться по территории Республики Дагестан (0 — 272 км), Чеченской Республике (272 — 423 км и 385 — 423 км), Республике Ингушетия (423 — 451 км), Республике Северная Осетия (Алания) (451 — 480 км), Ставропольскому (535 — 748 км) и Краснодарскому краям (748 — 922 км). Общая протяженность системы нефтепроводов, предназначенных для транспорта нефти Азербайджана, составит 922 км. Перекачка азербайджанской нефти будет осуществляться без увеличения мощности нефтепровода Тихорецк — Новороссийск. Транспорт нефти от г. Тихорецка к черноморскому порту Новороссийск и дальнейшая ее перевалка в танкеры является предметом других проектов.

2. Краткая характеристика природных условий районов прохождения трассы нефтепроводов

В орографическом отношении начало трассы находится в пределах Приморской (Прикаспийской) низменности, далее, севернее г. Махачкалы, она проходит по территории Терско-Суланской низменности. От г. Грозного трасса проложена по южному склону Терского хребта. Пересекая хребет в районе г. Малгобек нефтепровод выходит на Ставропольскую возвышенность и далее следует по Азово-Кубанской равнине. По принятой схеме структурно-тектонического районирования трасса нефтепроводов проходит по зоне сочленения Большого Кавказа и обрамляющих его предгорных прогибов (Терско-Каспийского и Индоло-Кубанского) и южного окончания Русской платформы (Терско-Кумская и Азово-Кубанская низменности и разделяющее их Ставропольское поднятие). На территории региона наибольшее распространение имеют такие современные геологические процессы и явления, как эрозия, оползни, осыпи и землетрясения. В районе НПС «Вознесенская» наблюдается просадочность лессовых пород. Все районы прохождения нефтепроводов согласно временной схеме сейсмичного районирования (приложение 2 к СН-26) находятся в пределах 9-балльной сейсмической зоны. Землетрясения вызывают активизацию экзогенных геологических процессов, главным образом, оползневых. В пределах трассы нефтепроводов температура воздуха изменяется в следующих пределах: максимальная среднесуточная +21,9 — +24,7° С; минимальная среднемесячная -4,5 — +1,4° С; среднегодовая +9,1 — +12,5° С; абсолютная минимальная -36 — -21° С; абсолютная максимальная +37 — +43° С. Гидрографическая сеть региона принадлежит бассейнам Каспийского и Азовского морей. Наиболее крупными реками являются Кубань, Терек, Кума, Сулак и Самур. Разнообразие природных условий территории Северного Кавказа обуславливает большие различия в формировании поверхностного стока в отдельных ее районах. Реки, пересекаемые трассой на территории Дагестана, относятся к рекам с паводковым режимом. Значительную роль в питании рек бассейна Терека и р. Терек играют воды, образующиеся от таяния ледников и снежников высокогорной зоны. В бассейне р. Кума основное питание реки получают за счет грунтовых вод и атмосферных осадков. Река Кубань основное питание получает в теплый период за счет таяния ледников, высокогорных и сезонных снегов. Далее, к Тихорецку, трасса нефтепровода пересекает ряд небольших водотоков бассейна Восточного Приазовья. Основным источником питания этих водотоков служат атмосферные осадки и грунтовые воды. Летом реки часто пересыхают или распадаются на ряд плесов. Грунтовые воды на площадке НПС Самур залегают на глубине более 20,0 м, на большей части территории площадки НПС Вознесенская — более 5,0 м, вблизи оросительных каналов — на глубинах 2,0 — 3,0 м. На территории Северного Кавказа отмечается около 40 типов почв. Преобладают различные подтипы черноземов. Основным типом растительности является степная с преобладанием разнотравно-типчаково ковыльных и типчаково-ковыльных степей. Кроме того, встречаются пойменные луга, занимающие довольно большие площади в поймах крупных рек, полынно-разнотравные степи с кустарниками держи-дерева и, местами, широколиственные леса (бук, дуб, граб). В настоящее время степи почти полностью распаханы. Эксперты отмечают, что природные условия района реконструкции нефтепроводов охарактеризованы с недостаточной полнотой. По содержанию представленной в Обоснованиях инвестиций характеристики природных условий районов прохождения трассы нефтепроводов у экспертов имеется ряд замечаний и предложений.

Замечания и предложения.

1. В характеристике природных условий не представлены сведения о:

• количестве осадков, о характерных скоростях ветра и преобладающих его направлениях в указанных климатических областях;
• характерных расходах, скоростях течения, взвешенных и донных наносах, ширине водных объектов, пересекаемых трассой нефтепроводов;
• глубине залегания грунтовых вод по трассе нефтепроводов, наличии запасов подземных вод вблизи мест размещения проектируемых НПС для их водоснабжения;
• животном мире, включая ихтиофауну;
• растениях и животных, занесенных в Красную книгу Российской Федерации и Красные книги субъектов Российской Федерации, по территории которых проходит трасса нефтепроводов.

2. В материалах Обоснования инвестиций даже не упоминается о наличии по трассе особо охраняемых территорий. Однако нефтепровод «Тихорецк — Грозный» на отрезке около 75 километров в пределах Георгиевского и Минераловодского районов Ставропольского края проходит по территории особо охраняемого эколого-курортного региона России — Кавказские Минеральные Воды, где происходит формирование и разгрузка всемирно известных целебных подземных вод. В непосредственной близости от трассы нефтепровода расположены крупное Нагутское месторождение минеральных вод, разлив которых производится в с. Солуно-Дмитриевском, и Кумагорское месторождение, на базе которого действует одноименная лечебница. Здесь же находятся памятники природы — магматические горы Кинжал и Кокуртлы, в недрах которых формируются горячие минеральные воды.

3. Авторы представленных материалов допустили ряд неточностей в описании орографии района прохождения трассы. Так, например, в томе 4, стр. 2, записано, что «пересекая хребет в районе г. Малгобека нефтепровод выходит на Ставропольскую возвышенность...», однако после Малгобека нефтепровод выходит на Надтеречную равнину, сложенную мощной толщей лессов (до 70 м).

4. В рассматриваемых материалах упоминание о просадочности лессов имеется, но в списке современных геологических процессов и явлений просадочность не фигурирует. Недоучет потенциальной опасности просадочных явлений в лессах недопустим, тем более, что эта их наиболее характерная черта уже сказалась, так НПС «Вознесенская-II» находится в аварийном состоянии из-за недоучета именно этого параметра инженерно-геологических условий. Опасность просадочных явлений должна быть учтена на последующих стадиях проектирования, в частности, на объектах второй очереди строительства — НПС «Прогресс» км 840, НПС «Успенская» км 766, НПС «Новопавловская» км 583, НПС км 510 (т. 1, рис. 10). Кроме того, необходимо отметить, что в списке опасных геологических процессов коррозионная опасность лессов не фигурирует, что недопустимо, так как лессы характеризуются очень высокой коррозионной активностью.

5. Инженерно-геологические условия районов прохождения трассы нефтепроводов описаны совершенно без увязки с конкретными условиями. Например, в рассматриваемых материалах (том 2) отсутствует описание инженерно-геологических условий на площадке НПС Махачкала (Хасавьюрт). Нет конкретности и в описании опасных инженерно-геологических процессов. Материалы обследования должны содержать конкретные данные о проявлении опасных инженерно-геологических процессов на конкретных километрах трассы и сведения о выполненных мероприятиях, обеспечивающих надежную эксплуатацию трубопроводов и НПС.

3. Техническая характеристика нефтепровода как источника воздействия на окружающую природную среду

3.1 Основные технические решения.

Из-за естественного износа оборудования, несоблюдения в последние годы регламента эксплуатации и разрушения сооружений нефтепроводов в результате социальных конфликтов на территории Чеченской Республики, а также из-за проектируемого изменения технологических характеристик транспорта возникла необходимость технического перевооружения, перекладки линейных сооружений и строительства новых насосных перекачивающих станций (НПС) на рассматриваемых нефтепроводах. В представленных материалах рассмотрены два варианта реконструкции. По первому варианту, дополнительно к существующим сооружениям и объектам, предусматривается строительство 2 новых НПС и перекладка 37,5 км линейной части нефтепроводов. По второму — строительство 3 НПС и перекладка 19 км линейной части нефтепроводов Кавказского региона. На первом этапе (первый год) предусмотрен ввод в эксплуатацию (для обоих вариантов) следующих технических объектов и сооружений:

• НПС Самур с резервуарным парком емкостью 3 x 3000 куб. м и 2 x 10000 куб. м (км 32);
• НПС Вознесенская с резервуарным парком емкостью 3 х 1000 куб. м (км 435);
• регуляторы давления на 61 км (на существующей НПС Геджухская), 438 км (перед новой НПС Вознесенская), 658 км (на существующей НПС Водораздел) и на 766 км (на существующей НПС Успенская);
• узлы учета в местах коммерческих приема — сдачи нефти на введенных НПС;
• узлы приема и запуска систем очистки и диагностики (СОД) на 32 км (НПС Самур), 185 км (НПС Махачкала);
• объекты внешнего электроснабжения для НПС Самур и Вознесенская. На втором этапе (второй год) предусмотрено сооружение:
• НПС Махачкала (Хасавьюрт) с резервуарным парком емкостью 3 x 3000 куб. м (км 185) — только в варианте 2;
• переукладка 18,5 км трубопроводов по причине превышения давления в нефтепроводе несущей способности труб (только в варианте 1);
• замена труб на воздушном переходе р. Терек;
• сооружение вдольтрассовой ВЛ-10 кВ;
• сооружение объектов системы электрохимической защиты;
• сооружение узлов приемки и запуска СОД на 61 км (НПС Геджухская), 265 км и 438 км (НПС Вознесенская), 510 и 583 км (НПС Новопавловская), 678 км (НПС Водораздел), 766 км (НПС Успенская), 840 км (НПС Прогресс), 922 км (НПС Тихорецк);
• оборудование нефтепровода средствами АСУ ТП и автоматики. На третьем этапе (третий год) предусматривается строительство двух резервуаров на НПС Самурская и одного резервуара на НПС Вознесенская емкостью 10000 куб. м, а также переукладка 19,0 км труб по причине коррозионного износа. Проведенное обследование трубопровода показало, что на отдельных участках проектное рабочее давление превышает несущую способность труб, а также имеется коррозионное повреждение нефтепровода. Кроме того, для повышения надежности и безопасности нефтепровода предусматривается реконструкция надземного перехода через р. Терек протяженностью 1 км, а также берегоукрепительные работы на надземных переходах через реки Самур (9 км), Актыш (259 км), Ярык Су (269 км и 272 км), Аксай (281 км), Сунжа (331 км). Для сооружения участков нефтепровода приняты прямошовные электросварные трубы из низколегированной стали марки 13ГС, класс прочности К-52 диаметром 720 x 8 мм, при переходе р. Терек приняты трубы диаметром 720 x 9 мм. В качестве защитного кожуха при переукладке надземного перехода через реку Терек приняты трубы диаметром 1020 x 11,4 мм. Для защиты труб от коррозии принято изоляционное покрытие усиленного типа «Пластобит-40». Существующие нефтепроводы Грозный — Баку, Вознесенская-II — Грозный и Малгобек — Тихорецк диаметром 720 мм с битумным изоляционным покрытием защищаются от коррозии станциями катодной (СКЗ) и дренажной (СДЗ) защиты. На участке НПС Самур — Тихорецк нефтепроводы имеют защиту от коррозии только СКЗ. Проектом предусмотрено восстановление системы электрохимической катодной защиты, а также системы дальней связи. Нефтепровод предполагается оборудовать дополнительными линейными задвижками, а также узлами пуска и приема средств очистки и дефектоскопии для контроля его внутреннего технического состояния. Реконструкции также подлежит 66 км вдольтрассовой ВЛ-10 кВ. Вся реконструируемая и модернизируемая трасса будет обеспечена электроэнергией в потребном количестве (включая насосы и приводные механизмы). Теплоснабжение предусматривается от котельных (см. том 2, с. 5) Экспертная комиссия отмечает, что значительная часть трассы рассматриваемых нефтепроводов в последние 3 — 4 года по существу была бесхозной. Учитывая возраст (15 — 27 лет) и состояние эксплуатационного обслуживания, можно сделать вывод, что линейная часть рассматриваемых нефтепроводов представляет сегодня серьезную экологическую опасность. По материалам данного раздела экспертами высказаны следующие замечания и предложения.

Замечания и предложения.

1. Излагаемые в томе 1 «Общие данные. Основные технические решения...» позволяют рассматривать материалы Обоснования инвестиций в качестве относящихся ко всей трассе нефтепровода (от границы России до Тихорецка). Об этом же свидетельствуют материалы обследований трасс существующих нефтепроводов (реконструируемых, перевооружаемых) (тома 4, 5). Основные технические решения, вопреки этому, приводятся почти исключительно для участка переукладки линейной части на территории Дагестана (т.е. 20 — 38 км по разным вариантам из 922 км общей протяженности нефтепровода). Остальная часть трассы обследована визуально, а на чеченском участке — аэровизуально и на основании этого признана пригодной к эксплуатации.

2. Экспертная комиссия отмечает, что основываясь на приведенных в Обосновании инвестиций данных, нельзя утверждать о безопасной эксплуатации рассматриваемых нефтепроводов.

2.1. Необходимо отметить, что фактическую безопасность рассматриваемых нефтепроводов можно оценить только по материалам их обследования. В приложении 7 (том 5) приведены Материалы обследования фактического состояния нефтепроводов Тихорецк — Грозный, Вознесенская II — Грозный и Грозный — Баку, проведенного АООТ ПКМН с участием специалистов АО «Гипротрубопровод» в 1995 — 1996 гг. Согласно Акта — отчета от 04.07.95, утвержденного главным инженером АООТ ПКМН Ф.Г. Мулюковым, комиссия по обследованию нефтепроводов, созданная АООТ ПКМН, провела комплексное обследование нефтепровода Грозный — Баку и пришла к заключению, что в пределах 385 — 113 км: «...в настоящее время он готов к транспорту нефти». По мнению экспертной комиссии государственной экологической экспертизы, рассмотрение вышеуказанного Акта — отчета не дает основания для такого вывода, поскольку практически не выявлено техническое состояние нефтепровода, так как отсутствует информация о коррозийном повреждении трубопровода (кроме указания о «сильной коррозии открытых участков»), его фактическом пространственном положении, состоянии изоляции и средств ЭХЗ, нет расчета максимально допустимого рабочего давления и величины остаточного ресурса нефтепроводов.

2.2. Согласно приведенным данным — «Предварительные результаты облета трассы нефтепровода Грозный — Баку и ориентировочный объем работ по его восстановлению на участке 0 — 113 км», даже с вертолета обнаружены места выхода нефти на ряде участков нефтепровода в пределах 0 — 113 км, в связи с чем, как отмечено в акте о предварительных результатах облета, принято решение о проведении наземного обследования трассы. Состояние же технологической связи не может обеспечивать эффективное управление процессом эксплуатации нефтепровода.

2.3. В рассматриваемых материалах имеются следующие существенные расхождения: в Акте — отчете от 04.07.95 по комплексному обследованию нефтепроводов Малгобек — Тихорецк, Вознесенская II — Грозный, с одной стороны (в выводах) комиссия по обследованию нефтепроводов считает, что нефтепровод Малгобек — Тихорецк работоспособен, а с другой (в тексте) отмечает, что ряд переходов через водные преграды «...не обеспечивают надежную и безопасную эксплуатацию нефтепровода и не соответствуют современным требованиям строительных норм и правил», «... имеются аварийно-опасные участки из-за отсутствия защитного потенциала, разрушения битумного изоляционного покрытия и наличия свищей». Аналогичные замечания можно провести и по нефтепроводу Вознесенская II — Грозный.

3. Достаточно трудно судить и об экологической безопасности решений по насосным станциям: гидрогеологические характеристики площадок недостаточны для прогнозирования распространения нефтяных загрязнений при аварийных проливах. На некоторых площадках не установлено даже положение уровня верхнего горизонта подземных вод.

4. Определенные опасения могут быть связаны с выбором открытого типа насосных станций (в условиях высоких классов опасности погодных условий по ветру и гололеду это снизит ремонтопригодность объектов в условиях аварийной ситуации).

5. Аналогично система энергообеспечения линейных задвижек, отнесенных ко второй категории пользователей, будет обеспечиваться электричеством лишь по воздушным линиям со сроком восстановления подачи электроэнергии после аварии не более 1 суток. Это не исключает вероятности потери контроля над истечением нефти из трубопровода при маловероятной, но возможной ситуации одновременного прорыва трубы и аварии воздушной линии.

6. В представленных материалах Обоснования инвестиций не рассматриваются решения по предотвращению последствий проливов нефти — схема оповещения, мониторинг, организация работ, инвентарные средства сбора загрязнений и др. В рассмотренных материалах нет ни одной оценки возможного негативного воздействия на окружающую природную среду вследствие аварий — ни случившейся (в документах указано 11 случаев), появления нефти на поверхности земли на существующих участках трубопровода, в том числе и две аварии 1983 и 1984 гг., ни, тем более, возможных в будущем. Авторы Обоснований инвестиций только указали, что «Воздействие на почвенно-растительный покров при аварии на линейной части нефтепровода зависит от многих факторов: рельефа местности, типа грунтов, назначения земель, времени года, погодных условий, видов растительности и т.д., т.е. его оценку можно дать для конкретно случившейся аварии» (том 2, раздел 5.1.3, стр. 17). Аварийные проливы нефти оценены исключительно по масштабам загрязнения воздуха при испарении углеводородов. Загрязнения атмосферы будут незначительными — в этом авторы безусловно правы, но очевидна и недопустимость подобного подхода к одному из наиболее опасных загрязнителей окружающей природной среды — нефти. Кроме того, для оценки эффективности существующих инженерно-технических и организационных мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации нефтепроводов целесообразно сделать анализ имевших место отказов и аварийных ситуаций на рассматриваемых участках с указанием инициирующих событий и масштабов последствий.

7. На следующих стадиях проектирования в соответствии с Федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» на рассматриваемую нефтепроводную систему в обязательном порядке должна быть разработана «Декларация безопасности промышленного объекта». Порядок разработки и состав декларации приведен в совместном Приказе МЧС России и Госгортехнадзора России № 222/59 от 04.04.96.

8. Согласно Типовому положению о порядке выдачи исходных данных и технических условий на проектирование (письмо Минстроя России № БЕ-19-4/9 от 13.02.96) при решении и предварительном согласовании места размещения объекта строительства (выделении земельного участка) должны учитываться заключения и технические условия более 17 организаций. Этим же Типовым положением регламентируется подтверждение соответствия разработанной документации техническим условиям и требованиям, выданным органами государственного надзора (контроля) и заинтересованными организациями при предварительном согласовании места размещения объекта. В материалах Обоснования инвестиций не приведены данные, послужившие основанием для отклонения от ряда проектных решений, заявленных в Декларации о намерениях.

9. Учитывая, что все рассматриваемые нефтепроводы были введены в действие более 15 лет назад, в проектных материалах должны быть приведены сведения о соответствии не только планируемых мероприятий по реконструкции, но и всех сооружений в целом требованиям действующих нормативных документов в области строительства и эксплуатации нефтепроводов. При наличии отступлений следует оценить необходимость дополнительных мероприятий по их компенсации с точки зрения повышения безопасности эксплуатации всей системы в целом. Кроме того, необходимо дать оценку состояния трассировки и опознавательных знаков. Отсутствие их ведет к увеличению вероятности механических повреждений линейных сооружений при проведении различных работ в районах прохождения трассы.

11. Значительная часть нефтепроводной системы проходит по участкам со сложными инженерно-геологическими условиями. В проектных материалах необходимо:

• привести для реконструируемых участков конкретные мероприятия, предусмотренные СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы» для сооружения нефтепровода в горных и сейсмических условиях;
• оценить необходимость наземной прокладки линейных участков трубопровода на оползнеопасных участках (п. 3.10 СНиП 2.05.06-85);
• привести данные по сейсмическому микрорайонированию по трассе трубопровода.

12. Анализ аварийных процессов на существующих нефтегазопроводах показывает, что повышенная аварийность наблюдается в пределах геодинамически опасных зон. В проектных материалах целесообразно:

• отразить сведения по геодинамическому мониторингу трассы рассматриваемой нефтепроводной системы;
• определить геодинамически мобильные участки и зоны, пересекаемые трубопроводами, оценив пространственные и временные характеристики поведения грунтовых массивов;
• оценить необходимые условия и методы наблюдения;
• оценить вероятные последствия воздействия геодинамических факторов;
• обосновать необходимые мероприятия по повышению устойчивости нефтепроводной системы в этих условиях. Следует привести сведения о прохождении трассы в зонах возможного влияния подрабатываемых территорий и о необходимости соблюдения требований СНиП 2.01.09-91 «Здания и сооружения на подрабатываемых территориях и просадочных грунтах».

13. Значительная доля коррозионных разрушений (до 50%) на трубопроводах происходит по причине так называемой «стресс-коррозии», т.е. коррозионного растрескивания под напряжением. Наиболее опасными зонами при этом являются участки за НПС. В проекте необходимо дать обоснование достаточности снижения рабочего давления в трубах при реализации II варианта строительства для обеспечения безопасной эксплуатации трубопровода. Эпюры рабочего давления и эпюры максимального рабочего давления, приведенные на рис. 11 — 12 тома 1, не дают основания для достоверной оценки.

14. Сооружения нефтепровода «Тихорецк — Грозный» проектировались на сейсмичность, не соответствующую принятой в 1993 году схеме сейсмичного районирования Северного Кавказа. Необходимо подтверждение сейсмоустойчивости сооружений нефтепровода с учетом новой схемы.

15. По статистическим данным до 30% отказов (аварий) на нефтепроводах происходит по причине брака при строительно-монтажных работах. В материалах Обоснования инвестиций указано о директивном решении почти в два раза сократить нормативные сроки отдельных видов строительных работ, что может привести к повышению числа аварийных ситуаций, поэтому необходимо принять меры (и привести сведения о них), направленные на обеспечение должного качества строительно-монтажных работ при таком ужесточении графика работ.

3.2 Потребность в ресурсах.

Для строительства и эксплуатации дополнительных объектов и сооружений рассматриваемой системы нефтепроводов необходимы следующие ресурсы (том 1, раздел 4):

Вид ресурса	Единица измерения	Первый вариант	Второй вариант
Земли во временное пользование	га	770,7	713,3
Земли в постоянное пользование	га	29,75	40,85
Электроэнергия (строительство)	тыс. кВт/час	1882	1888
Электроэнерия (эксплуатация)	млн. кВт/час	30,0	36,2
Топливо (природный газ)	тыс. куб. м	360	540
Водные ресурсы (строительство)	тыс. куб. м	102,5	109,5
Водные ресурсы (эксплуатация)	куб. м/сут.	40	60
Водные ресурсы (пополнение пожарного запаса)	куб. м/сут.	99,1	149,9
Трудовые ресурсы (строительство)	чел.	1651	1519
Трудовые ресурсы	чел.	84	122
(эксплуатационный персонал)

По данному разделу у экспертов имеется ряд замечаний и предложений.

Замечания и предложения.

1. В рассматриваемых материалах не определена потребность в минеральных ресурсах (песок, гравий, глина и т.п. в млн. куб. м) для реконструкции объектов и нового строительства. Отсутствуют сведения и о «карьере мягкого грунта» (том 1, стр. 72).

2. Не выполнены анализ и обоснование возможных источников и условий получения ресурсов, оценка их надежности (СП 11-101-95, п. 4.4).

3. Для расчетов ежегодных платежей за земельные участки, за пользование недрами, за предельно допустимые выбросы и сбросы (таблица 6 СП 11-101-95) потребность в ресурсах, а также объемы загрязняющих веществ и отходов следовало привести по каждому субъекту Российской Федерации, по территории которых проходит трасса нефтепроводов, и в целом по нефтепроводу «граница — Тихорецк».

4. Как указано в томе 4 рассматриваемых материалов, переукладке подлежат участки трубопровода «Грозный — Баку», проходящего по землям Гослесфонда Республики Дагестан. Для изъятия указанных земель необходимо осуществить перевод лесных земель в нелесные в соответствии с положениями статьи 63 Лесного кодекса Российской Федерации.

5. Недопустимо употребление выражения «дровяной» лес (том 4). Согласно статьи 55 Лесного кодекса Российской Федерации, в лесном фонде выделяются леса первой, второй и третьей групп в соответствии с экономическим, экологическим и социальным значением фонда, его местоположением и выполняемыми им функциями.

4. Оценка воздействия объектов реконструкции и технического перевооружения на окружающую среду

В томе 2 «Оценка воздействия на окружающую среду» рассмотрен комплекс основных факторов, оказывающих отрицательное влияние на окружающую среду в различные периоды: при переукладке, эксплуатации, при аварийных ситуациях на нефтепроводе и НПС. Указаны мероприятия, которые следует принимать для «минимизации негативного влияния объекта проектирования на окружающую среду». Эксперты, рассмотрев представленные на экспертизу материалы, отмечают, что раздел «Оценка воздействия на окружающую среду» по содержанию не отвечает требованиям по выполнению данной работы для объектов такого масштаба, как магистральные нефтепроводы, по уровню воздействия и тяжести экологических последствий.

Замечания и предложения.

1. В представленных материалах не охарактеризовано современное состояние окружающей природной среды.

2. Крайне слабо изучены природные компоненты и природные комплексы как объекты воздействия.

3. Не рассмотрена устойчивость природной среды к ожидаемым воздействиям.

4. Не локализованы пространственно, не привязаны к трассе природоохранные мероприятия и не оценена их эффективность.

5. В рассматриваемых материалах не содержится никаких тематических карт, схем или иных графических материалов о пространственной дифференциации трассы нефтепроводов (за исключением плана, профиля трассы, схемы сейсмичного районирования).

6. Экологический мониторинг изложен в виде пожеланий на отдаленное будущее.

7. Нормативная база — около 10 наименований используемых документов — недостаточна.

8. В рассмотренных материалах нет ни одной оценки экологических последствий аварий.

9. На следующих стадиях проектирования необходимо дать характеристику (статистику) имевших место аварий на реконструируемых нефтепроводах и аварийных последствий, а также долю от них для рассмотренной в проекте аварийной ситуации.

10. Конкретная привязка трассы и оценка воздействия на окружающую среду системы нефтепроводов не может проводиться без указания местоположения и удаления особо охраняемых объектов природы, населенных пунктов и хозяйственных объектов.

4.1 Воздушный бассейн.

Во время строительно-монтажных, ремонтных и пусковых работ по реконструкции трубопроводов и сооружений для транзита азербайджанской нефти загрязнение воздушного бассейна будет определяться выбросами выхлопных газов техники и пылением, носящим устойчивый характер. С прекращением указанных работ техногенная нагрузка на окружающую среду будет снята и, как показывает опыт, биохимия сред обитания самовосстанавливается. Исключение составляет загрязнение окружающей среды в результате слива нефти из переукладываемых участков в земляные амбары. Поэтому в проекте должны быть предусмотрены мероприятия, локализующие и устраняющие последствия загрязнения нефтью окружающей среды для сведения к минимуму ее испарения.

    Санитарно-гигиенические нормы   содержания   паров   нефти   в
приземном  слое атмосферного воздуха определяют ПДК для предельных
углеводородов C  - C   (код 2754, ПДКм.р. = 1,0 мг/куб. м).
               12   19

Разливы нефти и выбросы паров нефти (дыхание) нефтяных резервуаров будут определять загрязнение атмосферного воздуха над прилегающими территориями в процессе эксплуатации нефтепровода наряду с выбросами насосов, котельных, систем очистки сточных вод, узлов пуска и прием (СОД) и т.п. Оценка загрязнения воздуха нефтяными парами произведена для трех случаев:

• аварийной утечки нефти из наземной части трубопроводов с образованием лужи диаметром до 25 м (площадь зеркала — 500 кв. м, скорость испарения — 4,5 г/ч с 1 квадратного метра свободной поверхности, срок устранения аварии — 5 суток) — зона сверхнормативного загрязнения воздуха парами нефти ограничена 200 метрами от источника;
• аварии на резервуарном парке, приводящей к заполнению аварийного обвалования территории вокруг нефтяных резервуаров площадью 6000 кв. м, что эквивалентно «луже» диаметром до 75 м, — зона сверхнормативного загрязнения воздуха парами нефти ограничена 900 м от аварийного резервуара;
• квазистационарных выбросов предельных углеводородов из нефтяных резервуаров (с понтонами) на НПС, согласно проектным решениям:

Наименование НПС	Резервуары (тип)	Кол-во шт.	Высота и диаметр устья вых. сечений	Объем и температура выброса из резервуара	Масса выброса
«Самур» Вознесенская «Махачкала» (по 2 вар.)	РВСП-3000 РВСП-10000 РВСП-10000 РВСП-3000	3 шт. 2 шт. 3 шт. 3 шт.	12 м 2 x 0,5 кв. м 12 м 4 x 0,5 кв. м 12 м 4 x 0,5 кв. м 12 м 2 x 0,5 кв. м	0,00235 куб. м/с 12,1° С 0,0055 куб. м/с 12,1° С 0,0103 куб. м/с 11,4° С 0,0075 куб. м/с 12,1° С	9,39 г/с 21,9 г/с 41,26 г/с 30,2 г/с

Различие в данных по объемным скоростям выброса из резервуаров позволяет предположить, что рассмотрены случаи наибольшей интенсивности выбросов паров нефти, которые имеют место при наполнении резервуаров свежей нефтью, приводящем к вытеснению насыщенных паров предельных углеводородов из надпонтонного пространства в атмосферу через устья выходных сечений со скоростью заполнения резервуара нефтью. При этом не понятно, почему скорости наполнения резервуаров РВСП-3000 и РВСП-10000 на НПС «Самур» неодинаковы, если они предопределены пропускной способностью входящего трубопровода. А если это не так, то неясно, какие методические принципы учета дыхания резервуаров заложены в расчеты массы выбросов нефти (потери) на резервуарных парках НПС. Необходимо привести методику расчетов, поскольку годовые выбросы завышены (такой интенсивности выбросы не могут быть круглогодичными). Расчет уровней загрязнения приземных слоев атмосферы в районе резервуарных парков проведен по унифицированной программе «Эколог 1.31» на базе ОНД-86. Приведена графическая часть из распечатки результатов расчета без входных параметров, что не позволяет провести экспертизу последних и, следовательно, предложенных значений санитарно — защитных зон (СЗЗ).

Замечания и предложения.

1. На следующих стадиях проектирования необходимо уточнить объемы выбросов загрязняющих атмосферу веществ от новых НПС при эксплуатационных нагрузках на нефтепроводы.

2. Привести методические основания для предложенной оценки выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

3. Показать расчетные уровни планируемого загрязнения атмосферного воздуха и зону влияния выбросов от НПС, включая выбросы насосов, котельных, систем очистки сточных вод, узлов пуска и приема СОД и т.п.

4.2 Поверхностные и подземные воды.

Трассы нефтепровода «Грозный — Баку» пересекает 25 водных преград и 7 сухих балок и оврагов, нефтепровода «Вознесенская-II — Грозный» — 2 водных преграды и нефтепровода «Малгобек — Тихорецк» — 22 водные преграды. В результате комплексного обследования труб нефтепроводов и вдольтрассовых сооружений (Акты — отчеты от 24.07.96 и от 14.07.95, приложение 7, том 5) было установлено, что «потенциально аварийно-опасными» участками являются:

• воздушный переход через р. Самур (км 384 — 385);
• воздушный переход через канал Беро-Буда (км 383);
• подводный переход через р. Ачи-Су (км 252);
• подводный переход через р. Манас-Озень (км 244);
• воздушный переход через р. Кубань (км 288);
• воздушный переход через Терско-Кумский канал;
• воздушный переход через р. Терек (км 28). В состав работ по реконструкции в рассматриваемых материалах по указанным аварийно-опасным участкам включена только переукладка труб на воздушном переходе через р. Терек. Несмотря на заключение комиссии по обследованию нефтепроводов, созданной АООТ ПКМН, по воздушному переходу через р. Кубань («техническое состояние не обеспечивает надежную эксплуатацию»), его реконструкция не предусмотрена. В материалах отсутствует информация о выполнении намеченного в 1995 — 1996 гг. капитального ремонта переходов (строительство новых балочных переходов) через Большой Ставропольский канал км 244,8, Невинномысский канал км 280, канал Барсучанского каскада км 265,4, реку Барсучки км 281.

Замечания и предложения.

1. В рассматриваемых материалах нет данных обследования технического состояния переходов нефтепровода через водотоки на территории Краснодарского края и, соответственно, мероприятий по предотвращению загрязнения поверхностных водоемов нефтепродуктами.

2. В материалах Обоснования инвестиций не решен вопрос реконструкции воздушного перехода нефтепровода через р. Кубань, эрозионная деятельность которой уже в настоящее время привела к нарушению устойчивости опор нефтепровода. Необходимо отметить, что из объектов большого народнохозяйственного значения для Ставропольского края особенно важны реки Кубань, Терек и связанные с ними обводнительно — оросительные каналы — Северо-Ставропольский, Невинномысский и другие, а также реки Кума и Подкумок. Эти водотоки, в особенности р. Кубань, являются основными безальтернативными источниками пресной воды в крае. Загрязнение этих источников нефтью чревато для населения и экономики края катастрофическими последствиями. Этот аспект не оговаривается в Обосновании инвестиций, и, соответственно, не предусматриваются меры повышенной защиты этих важнейших природных и хозяйственных объектов.

3. Возможные аварийные ситуации рассмотрены только в разделах, освещающих виды воздействия на почвенно-растительный покров и атмосферный воздух (том 2, п. 5.1.3, п. 5.2.3). Необходимо оценить возможные последствия аварий на выявленных потенциально опасных участках переходов нефтепроводов через водные объекты.

4. В Обоснованиях инвестиций необходимо предусмотреть выбор нового створа и строительство нового перехода нефтепровода через р. Кубань, согласно рекомендациям в приложении 7 тома 5. Кроме того, в состав объектов, подлежащих реконструкции, должны быть включены все переходы через водные объекты, признанные потенциально аварийно-опасными.

5. Необходимо выполнить оценку нефтепроводов в части наличия аварийно-опасных участков, надежности сооружений и трубопроводов на других переходах через водные объекты, местоположения нефтепроводов по отношению к зонам рекреации, водоохранным зонам, особо охраняемым территориям (особо охраняемый курортный регион — Кавказские Минеральные Воды).

6. Надежность сооружений в местах перехода нефтепроводов на реках необходимо оценить с учетом прогноза изменения русловых процессов.

7. При назначении ширины участка перехода следует использовать параметры пояса руслоформирования, чтобы исключить потребности в берегоукреплении или струенаправляющих сооружениях, которые сказываются на деятельности реки в виде активизации донной эрозии как ниже, так и выше расположенных участков реки. Эти рекомендации относятся и к участкам подводного перехода, так как большинство рек Северного Кавказа имеют тенденцию к врезанию, обусловленную, прежде всего, берегоукрепительными, русловыпрямительными и т.п. сооружениями, то есть техногенным воздействием. Поэтому категоричность берегоукрепительных работ, принятая в проекте (том 1, стр. 31), преждевременна.

8. Предусмотреть оснащение водозаборов из рек рыбозащитными устройствами. Выполнить рыбоводно-биологические обоснования для всех видов работ, проводимых в руслах рек.

9. В тексте п. 6.4.2 тома 2 «обязательное согласование и получение разрешения...» необходимо заменить на фразу: «получение лицензии на водопользование, связанное с использованием водных объектов для сброса сточных вод» (п. 27 Правил предоставления в пользование водных объектов, находящихся в государственной собственности, установления и пересмотра лимитов водопользования, выдачи лицензии на водопользование и распорядительной лицензии, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 3 апреля 1997 г. № 383). Лицензии на водопользование должны быть получены также при использовании водных объектов для забора воды, в том числе и на гидроиспытания нефтепроводов, для строительства и эксплуатации подводных и надводных сооружений (статьи 48, 49, 145 Водного кодекса Российской Федерации).

10. В рассматриваемых материалах не представлены сведения о гидрогеологических условиях вдоль трассы нефтепроводов. Вместе с тем неблагополучная гидрогеологическая ситуация на отдельных участках трассы нефтепровода «Малгобек — Тихорецк» характеризуется высоким уровнем стояния грунтовых вод и высокой степенью их минерализации, что может провоцировать развитие коррозионных процессов, что, в свою очередь, может явиться причиной загрязнения грунтовых вод и почвы нефтью. Указанные положения возможны и на других участках нефтепроводов. Необходимо провести их обследование и принять соответствующие превентивные меры.

11. Гидрогеологические характеристики площадок НПС недостаточны для прогнозирования распространения нефтяных загрязнений при аварийных проливах. На некоторых площадках не установлено даже положение уровня верхнего горизонта подземных вод. В связи с этим трудно оценить экологическую безопасность решений по насосным станциям.

4.3 Земельные ресурсы и почвенный покров.

Воздействие на земельные ресурсы и почвенный покров в процессе реконструкции нефтепроводов выражается в:

• изъятии земель в постоянное пользование под новые НПС;
• изъятии земель во временное пользование под реконструкцию и переукладку нефтепровода;
• нарушении пойменных земель в процессе строительства переходов через водные преграды;
• деградации земель в результате подтопления;
• загрязнении земель нефтепродуктами;
• эколого-экономическом ущербе, причиненном в результате изъятия земель, снижении их продуктивности, загрязнении и деградации почвенного покрова. В проекте предложен комплекс природоохранных мероприятий по предотвращению и смягчению техногенного воздействия, который включает рекультивацию нарушенных земель. По данному разделу у экспертов имеется ряд замечаний и предложений.

Замечания и предложения.

1. В представленных материалах не предложены мероприятия, направленные на защиту почвенных ресурсов, главного природного богатства региона, особенно в его западной прикубанской части, где развиты высокоплодородные черноземы. Так, в Обосновании инвестиций вообще не рассмотрены вопросы снятия, сохранения и рационального использования плодородного слоя почв при реконструкции нефтепровода и строительстве новых НПС, что является серьезным нарушением природоохранного и земельного законодательства (ст. 101 Земельного кодекса Российской Федерации, Основных положений по рекультивации земель, снятии, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя почвы от 22.12.95). Вследствие этого представленные материалы должны быть дополнены:

• предложениями по обоснованию мощности снимаемого плодородного слоя почв (ПСП) при производстве земляных и строительных работ для различных разновидностей почв, встречающихся вдоль трассы;
• оценкой объемов снятого ПСП при производстве строительных работ;
• рекомендациями по использованию ПСП (определить направления использования ПСП, площади, подлежащие землеванию и рекультивации).

2. В Обосновании инвестиций отсутствуют мероприятия по охране земель от загрязнения при сооружении нефтяных амбаров. Материалы следует дополнить предложениями по:

• защите почв и земель и грунтовых вод от загрязнения нефтью при ее просачивании через стенки земляных амбаров и при возможных переливах через край;
• рекультивации земляных амбаров (методы и способы технического и биологического этапов);
• рекультивации земель на реконструируемых участках трубопроводов;
• устранению подтопления и заболачивания и эрозии земель при переукладке трубопроводов.

3. В представленных материалах нет решения полномочных органов власти о предварительном согласовании места размещения объектов (за исключением НПС Самур).

4. В Обосновании инвестиций отсутствует эколого-экономическая оценка ущерба, причиняемого постоянным или временным изъятием земель сельскохозяйственного назначения. В Обосновании инвестиций следует:

• проанализировать структуру сельскохозяйственных угодий, временно или постоянно изымаемых под реконструкцию нефтепровода;
• оценить потери и убытки (в том числе и упущенную выгоду) сельскохозяйственного производства собственникам земли, землевладельцам, землепользователям и арендаторам (Положение о порядке возмещения убытков..., Постановление СМ — Правительства РФ, № 77 от 28.01.93);
• определить условия выкупа земельных участков у собственников земли (ст. 279 — 281 Гражданского кодекса).

5. Решения по рекультивационным работам, берегоукреплениям, противоэрозионным мероприятиям в рассматриваемых материалах изложены конспективно.

6. Природные условия, в которых предполагается проведение соответствующей природоохранной деятельности, охарактеризованы с недостаточной полнотой (как в первом, так и в последующих томах документации). В связи с этим вопросы эффективности предлагаемых решений авторами проекта не рассматриваются.

4.4 Водоснабжение, водоотведение, отходы.

В Обоснованиях инвестиций (тома 1 и 2) не представлены сведения об объемах сточных вод, образующихся в период строительства, и технологических решений по их очистке; данные об объемах отходов, бытовых и производственных как для периода строительства, так и для периода эксплуатации объектов реконструкции нефтепроводов. Эти данные необходимы для расчетов ежегодных платежей за сбросы (выбросы) загрязняющих веществ, за размещение и утилизацию отходов (таблица 6 СП 11-101-95). По представленным материалам у экспертов имеется ряд замечаний и предложений.

Замечания и предложения.

1. Не определены конкретные источники водоснабжения НПС, в связи с этим отсутствуют решения по водоподготовке.

2. Концентрации загрязняющих веществ в бытовых сточных водах НПС, приведенные в табл. 7, том 2 (БПК 250 мг/л, взвешенные вещества 250 мг/л), не корреспондируются с данными табл. 25, п. 6.4 СНиП 2.04.03-85, которые следует принимать в расчетах водоотведения. Необходимо внести уточнения.

3. Для доочистки производственно-ливневых стоков на площадках НПС будет использоваться (п. 4.7, том 1) установка «ДЕКА» фирмы «ЭКО» (Московская область). Практика применения таких установок на НПС отсутствует. На следующей стадии проектирования необходимо привести соответствующие обоснования. Требует объяснения отсутствие в списке оборудования НПС Махачкала (Хасавьюрт) фильтра доочистки Д = 700 мм, применяемого на других НПС.

4. В качестве альтернативных вариантов для каждой площадки НПС необходимо рассматривать возможность сброса очищенных сточных вод в водоемы при столь высокой степени очистки или схем повторного использования вод при создании прудов — испарителей.

5. Фильтрационно-испарительные пруды, при необходимости их устройства, следует размещать после проведения необходимых изысканий на участках с низким уровнем грунтовых вод с обязательным устройством контрольных скважин.

6. Авторы Обоснования инвестиций предполагают сооружение 25 земляных амбаров по 5000 куб. м на участке переукладки (общей стоимостью 750 тыс. долларов США, что по стоимости составляет более 90% всех затрат на охрану природы, при условии исключения затрат на компенсацию землеотводов). Амбары будут использованы для сброса в них нефти, остающейся в настоящее время в подлежащем демонтажу и переукладке участке нефтепровода. Потом, «после зачистки», амбары будут засыпаны и биологически рекультивированы. Таким образом, запроектированы неопределенные, но значительные (по объему амбаров чуть ли не до 100 000 куб. м) сбросы нефти в окружающую среду; в амбары, характеристики которых в рассматриваемых документах отсутствуют, как и анализ последствий таких сбросов. Точнее, прогноз воздействия подменяется расчетами ареалов рассеивания легких фракций в процессе их испарения. Очевидно, что вопросы экологической безопасности в данном случае игнорируются полностью.

7. В представленных материалах совершенно не рассматривается проблема утилизации нефтешламов, как на НПС, так и на узлах ввода и приема СОД.

4.5 Оценка риска.

При рассмотрении материалов Обоснования инвестиций в части оценки риска при реконструкции, техническом перевооружении и последующей эксплуатации системы нефтепроводов для транспорта азербайджанской нефти экспертная комиссия высказала ряд замечаний и предложений.

Замечания и предложения.

1. В рассматриваемых материалах не оценен экологический риск (СП 11-101-95).

2. Не проработаны варианты возникновения аварийных ситуаций на потенциально опасных объектах в районе прохождения трассы рассматриваемой нефтепроводной системы, а также взаимное влияние друг на друга потенциально опасных объектов и нефтепровода. Проектные материалы необходимо соответствующим образом дополнить.

3. Вопрос о ликвидации аварийных ситуаций и их последствий рассмотрен в общих чертах и только в отношении аварийных разливов нефти, причем без каких-либо оценок возможной частоты подобных явлений и масштабов при различных инициирующих событиях (например, отсутствуют данные по максимально возможным разливам нефти при переходах через реки). Это не дает возможности оценить достаточность технических и организационных мер по их ликвидации.

4. В проекте целесообразно рассмотреть различные причины и случаи возможных чрезвычайных ситуаций как на линейных объектах системы, так и на НПС, и обосновать достаточность принятых технических и организационных мер по их предупреждению и ликвидации последствий.

5. В соответствии с п. 6.31 СНиП 2.05.06-85 угол пересечения трубопровода с автомобильными дорогами должен быть, как правило, 90° (но не менее 60°). По данным тома 4 в Дагестане большинство пересечений с углом < 60°. Необходимо привести обоснование принятых проектных решений и оценить незначительность влияния этого фактора на безопасность эксплуатации и увеличение затрат на строительные и возможные ремонтно-восстановительные работы.

6. Согласно п. 5.42 СНиП 2.05.06-85 при воздушном переходе трубопровода через реки (в Обосновании инвестиций — р. Терек) устанавливаются инженерно-сейсмометрические станции. Этот вопрос не нашел должного отражения в представленных материалах.

7. С целью повышения оперативности реагирования на аварийные ситуации целесообразно в числе линейных сооружений нефтепроводной системы предусмотреть необходимое количество вертолетных площадок.

8. В Обосновании инвестиций следует также оценить достаточность сети автомобильных дорог и подъездов к трассе нефтепроводной системы и, при необходимости, дать предложения по их дополнительному строительству и дооборудованию с учетом требований эффективного аварийного реагирования.

9. В рассматриваемых материалах не отражены основные критерии и технические требования к системам контроля утечек из трубопроводов, что не позволяет провести оценку их эффективности. Отсутствуют основные требования к времени срабатывания систем блокирования аварийных участков в целях обеспечения максимально возможного сокращения выброса нефтепродуктов в окружающую среду.

10. В материалах Обоснования инвестиций не приведены сведения о примерном сроке эксплуатации нефтепроводной системы, организационных и технических мероприятиях по его выводу из эксплуатации, демонтажу и ликвидации конструкций и сооружений.

11. Не рассмотрена устойчивость природной среды к ожидаемым воздействиям.

4.6 Эколого-экономические и социальные вопросы.

Обоснования инвестиций во всех вариантах предполагают далеко не полный перечень работ по реконструкции нефтепровода российско-азербайджанская граница — Тихорецк, необходимых для его надежной и экологически безопасной эксплуатации. По эколого-экономическим и социальным вопросам у экспертов имеются замечания и предложения.

Замечания и предложения.

1. В томе 2, раздел 7, в затратах на природоохранные мероприятия указаны только два вида работ, что не соответствует действительности. В то же время там же приведены затраты на компенсацию за отвод земли. Эти затраты отнесены к природоохранным, что методически неверно. Так, из 5,08 миллионов долларов США (около 5 — 7% от стоимости всего проекта, что уже само по себе вдвое меньше эффективной величины капитальных вложений на охрану природы) — 4,3 млн. отведено за компенсацию отвода земель; 0,75 млн. — на амбары для сброса нефти; 0,03 млн. — на берегоукрепления. Подобная структура планируемых затрат принципиально исключает природоохранную деятельность на трассе.

2. В томе 3 в оценке затрат на реконструкцию и техперевооружение нефтепроводов не выделены затраты на охрану окружающей среды.

3. В рассматриваемых материалах отсутствуют выводы и предложения о том, какой вариант из предложенного авторами предпочтительней с экономической и экологической точки зрения.

4. Ввиду того, что необходимые объемы работ по реконструкции и техническому перевооружению нефтепроводов для транспорта азербайджанской нефти вероятно значительно больше, указанный в рассматриваемых материалах тариф не обеспечит ожидаемую авторами Обоснований инвестиций эффективность реконструкции нефтепроводов.

5. Необходимо отметить, что половина трассы нефтепроводов проходит по политически нестабильной территории, что при решении всех технических и экономических проблем не может гарантировать экологически безопасную работу нефтепровода в ближайший период времени.

6. В рассматриваемых материалах не представлены сведения о проделанной работе по учету общественного мнения, позиции населения по вопросам, затрагивающим его интересы.

5. Общая оценка представленных материалов Обоснования инвестиций

Реконструкция и техническое перевооружение нефтепроводов для транспортировки азербайджанской нефти по трассе Баку — Грозный — Тихорецк и далее Новороссийск несомненно имеет большое экономическое и политическое значение при сложившейся конъюнктуре. Поэтому вопрос о выделении инвестиций на эти работы актуален и правомерен, тем более, что по нему уже достигнута договоренность на межгосударственной уровне. Анализ и оценка представленных на государственную экологическую экспертизу материалов Обоснования инвестиций в реконструкцию и техническое перевооружение нефтепроводов для транспорта азербайджанской нефти через территорию Российской Федерации позволяют сделать вывод о том, что намеченные в Обосновании инвестиций технические и технологические решения реконструкции нефтепроводной системы и намеченные в представленных материалах природоохранные технологии в целом не обеспечивают экологическую безопасность при реализации данного проекта. В Обосновании инвестиций нет достаточного объема объективных данных, характеризующих современное состояния нефтепровода и окружающей природной среды. Оценка возможного техногенного воздействия проекта на окружающую природную среду в основном не отражает реальные последствия реконструкции нефтепроводов, а комплекс намеченных природоохранных мероприятий не обеспечивает уменьшения возможного вредного воздействия на окружающую среду реконструируемой системы нефтепроводов.

Экспертная комиссия считает необходимым особо отметить ряд общих замечаний и предложений по содержанию представленных материалов:

1. Излагаемые в томе 1 «Общие данные. Основные технические решения...» позволяют рассматривать документы Обоснования инвестиций в качестве относящихся ко всей трассе нефтепровода (от границы России до Тихорецка). Об этом же свидетельствуют материалы обследования трасс существующих нефтепроводов (тома 4, 5). Основные технические решения вопреки этому приводятся почти исключительно для участка переукладки линейной части на территории Дагестана (то есть 20 — 38 км, по разным вариантам, из 922 км общей протяженности нефтепроводов). Остальная часть трассы обследована визуально, а на чеченском участке — аэровизуально, и на основании этого признана пригодной к эксплуатации.

2. Вместе с тем, согласно имеющейся технической документации, система нефтепроводов вследствие длительной эксплуатации в значительной мере изношена и не соответствует современным требованиям. Причем фактическое состояние всех ее звеньев и элементов не вполне ясно, ввиду отсутствия полного обследования. Поэтому предложенный в Обоснованиях инвестиций комплекс работ, направленный на восстановление разрушенных объектов и косметический ремонт и частичную модернизацию действующих, не может обеспечить длительную, стабильную и высокопроизводительную работу системы. Более того, есть основания считать, что уже имеются предпосылки для аварийных ситуаций на нефтепроводах, вследствие их ветхости и недостаточной защищенности от опасных природных и прежде всего геологических процессов. Такие аварии на густозаселенных, интенсивно освоенных сельскохозяйственных землях Предкавказья могут привести к беспрецедентным экологическим катастрофам.

3. Необходимо обосновать или исключить вариант использования земельных амбаров для слива нефти при реконструкции.

4. Аварийные проливы нефти в Обосновании инвестиций оценены исключительно по масштабам загрязнения воздуха при испарении углеводородов. Загрязнение атмосферы будет незначительным — в этом авторы правы, но очевидна и недостаточность подобного подхода к одному из наиболее опасных загрязнителей окружающей природной среды — нефти.

5. Оценка воздействия проектируемого объекта на окружающую природную среду в полном объеме не произведена.

6. Вопросы экологической безопасности не нашли удовлетворительного отражения в проекте. Проблема предупреждения возможных чрезвычайных ситуаций является одной из ключевых проблем при хранении и транспортировке нефтепродуктов, поэтому проектирование объектов, подобных рассматриваемой нефтепроводной системе, должно безусловно выполняться с учетом оценки возможных последствий всего спектра чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера, а проектированию технических и разработке организационных мероприятий по снижению тяжести последствий возможных аварий и катастроф должно уделяться особое внимание. Представленные в составе Обоснования инвестиций материалы по составу, объему и детализации рассмотрения вопросов в области предупреждения чрезвычайных ситуаций не полностью соответствует действующим нормативным требованиям. В Обосновании инвестиций не представлена концепция безопасности и оценка риска размещения и эксплуатации всей нефтепроводной системы и ее отдельных основных элементов, а также вероятностный анализ чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера. Концепция безопасности должна исходить из реальности возникновения аварий и содержать набор конкретных технических средств и организационных мер, направленных на сведение вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций к минимуму, максимальной локализации и недопущения катастрофических последствий аварий. Все упомянутые мероприятия должны быть включены в состав первой очереди строительства объектов нефтепроводной системы и учтены в сметной документации.

7. В разделе Охрана окружающей природной среды необходимо:

• оценить современное состояние окружающей природной среды в районе прохождения трассы;
• оценить степень, характер и масштабы техногенного воздействия на всех этапах реализации проекта;
• разработать эффективную систему природоохранных мероприятий, обеспечивающую защиту водных ресурсов, почв и земель от загрязнения и деградации;
• разработать способы и методы предотвращения утечек из нефтяных амбаров, а также технологии их рекультивации. Экспертная комиссия констатирует, что представленные материалы не соответствуют требованиям СП 11-101-95 «Порядка разработки, согласования, утверждения и состава обоснования инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений» по составу, содержанию и глубине проработки многих важных вопросов экологической безопасности.

ВЫВОДЫ

Представленные на государственную экологическую экспертизу материалы Обоснования инвестиций в реконструкцию и техническое перевооружение нефтепроводов для транспорта азербайджанской нефти через территорию Российской Федерации требуют доработки, с учетом замечаний и предложений, высказанных в данном заключении экспертной комиссией.

Руководитель комиссии Л. В. Бычковская

Ответственный секретарь Е. С. Миронова

Технический секретарь Ю. В. Галкина

Члены комиссии: А. В. Амелин В. Л. Алексенко Б. Л. Годзевич С. Г. Макушкин Л. С. Никитина Т. П. Попова В. Г. Постников В. В. Рождественский К. Ш. Шадунц Н. Г. Шмельцер Д. В. Рашутин

---