«Отчет подготовлен компанией URS Infrastructure & Environment UK Limited от имени South Stream Transport. URS-EIA-REP-201040 DocID: -2Содержание Резюме Введение 8 11 Цель данного Отчета 14 Исходные экологические и ...»

Морской газопровод

«Южный поток»:

российский участок

Отчет об определении объема работ по

ОВОСиСС

DocID: URS-EIA-REP-201040

Идентификационный 46369085_Doc020_REP_Rev03

номер внешнего

документа:

Дата выдачи: 19-ое Ноября 2012-го года

Отчет подготовлен компанией URS Infrastructure &

Environment UK Limited от имени South Stream Transport.

URS-EIA-REP-201040 DocID:

-2Содержание Резюме Введение 8 11 Цель данного Отчета Исходные экологические и социальные данные Воздействие Проекта Вовлечение заинтересованных сторон 1 Введение 1.1 Описание проекта 1.2 Инициатор проекта 1.3 Зона реализации проекта 1.3.1 Участок берегового примыкания 1.3.2 Прибрежный участок 1.3.3 Морской участок 1.3.4 Базы складирования труб и оборудования 1.4 Этапы и график выполнения Проекта 1.5 Требования к Проекту, относящиеся к ОВОС и ОВОСиСС 1.5.1 Процесс подготовки ОВОСиСС 1.5.2 Система экологического и социального менеджмента и План мероприятий 2 Основы политики и нормативно-правовая база 2.1 Политика South Stream Transport в отношении устойчивого развития 2.2 Стандарты и руководящие принципы международных финансовых организаций 2.3 Нормативно-правовая база Российской Федерации 2.3.1 Введение 2.3.2 Требования российского законодательства к ОВОС URS-EIA-REP- DocID:

Этап 2: Исследования по ОВОС и подготовка проекта отчета по ОВОС Этап 3: Представление проекта отчета по ОВОС, консультации, общественные слушания и окончательный вариант отчета ОВОС Международные конвенции и соглашения Альтернативные средства транспортировки природного газа Участки берегового примыкания Трассировка газопровода по дну Черного моря Пересечение континентального склона Пересечение абиссальной равнины Пересечение континентального шельфа Трассировка берегового трубопровода Зона реализации Проекта Маршруты и схема укладки газопроводов Подъездные маршруты и временные объекты Этап строительства Участок берегового примыкания Прибрежный участок Базы хранения труб и оборудования Этап вывода из эксплуатации URS-EIA-REP- DocID:

Техническая и эксплуатационная безопасность Стандарты и нормы проектирования системы газопроводов 5 Экологические и социально-экономические особенности, а также Сведения об окружающей среде Социально-экономические условия Объекты культурно-исторического наследия Сведения об окружающей среде Социально-экономические условия Объекты культурно-исторического наследия 6 Определение потенциальных воздействий и возможных мер по их Выявление чувствительных объектов воздействия Природные объекты воздействия Социально-экономические объекты воздействия Объекты культурно-исторического наследия, подверженные воздействию Методика прогнозирования воздействия Возможные меры для смягчения воздействий Предварительное выявление и оценка воздействий Природные и социально-экономические аспекты воздействия Качество атмосферного воздуха и климат URS-EIA-REP- DocID:

Поверхностные и грунтовые воды Качество морской воды Экология суши и охраняемые природные объекты Экология моря и охраняемые природные объекты Ландшафт и визуально оцениваемые эстетические качества Землепользование и землевладение Объекты культурно-исторического наследия Нематериальное культурно-историческое наследие Общее описание деятельности по Проекту и воздействий Этапы строительства и пусконаладки Кумулятивные воздействия Трансграничные воздействия Моделирование и количественная оценка воздействий Методология оценки ОВОСиСС и ОВОС Планируемый график ОВОСиСС и ОВОС Содержание ОВОСиСС и ОВОС URS-EIA-REP- DocID:

Выполненные работы Планируемые мероприятия 8.5 Этапы 3—5: строительство и пусконаладка, эксплуатация и вывод из эксплуатации Комментарии и предложения заинтересованных сторон URS-EIA-REP- DocID:

Введение Морской газопровод «Южный поток» представляет собой морской участок трубопроводной системы «Южный поток», которая будет обеспечивать поставки природного газа из России в страны Центральной и Юго-восточной Европы. После завершения строительства протяженность системы составит более 2500 км.

Морской газопровод «Южный поток» будет состоять из четырех близко расположенных параллельных линий трубопроводов диаметром 813 мм (32 дюйма) протяженностью примерно 930 км. Он будет проходить по дну Черного моря от российского побережья в районе Анапы, через исключительную экономическую зону Турции (ИЭЗ) до болгарского побережья рядом с Варной (Рис. 1). В дополнение к морскому участку газопровод «Южный поток» также будет включать небольшие береговые участки (называемые участками берегового примыкания) в России и Болгарии, а также сооружения и оборудование участков берегового примыкания.

Рисунок 1: Морской газопровод «Южный поток»

Российская часть морского газопровода «Южный поток» известна как «Морской газопровод «Южный поток» и далее будет именоваться «Проект».

URS-EIA-REP- DocID:

примерно в 10 км к югу от Анапы (Краснодарский край) до границы между российской и турецкой ИЭЗ. Из 230 км примерно 3,9 км трубопровода пролегают по суше, 225 км – в российской ИЭЗ, в том числе 50 км — в российских территориальных водах (Рис. 2).

South Stream Transport является совместным предприятием, отвечающим за разработку Проекта. Доля участия российской компании ОАО «Газпром» составляет 50%. 20%-й долей владеет итальянская компания Eni S.p.A. Французская энергетическая компания EDF и германская компания Wintershall Holding GmbH (BASF Group) владеют долями по 15% каждая.

Этап обоснования инвестиций по Проекту начался в 2007 году. На этом этапе была выполнена оценка нескольких вариантов транспортировки газа из России, после чего были выбраны участок берегового примыкания и маршрут трубопровода. Основным фактором выбора участка берегового примыкания для Проекта в России стало место расположения компрессорной станции, связанной с Проектом, но не являющейся его частью. Для сооружения компрессорной станции был выбран участок, расположенный примерно в 10 км к югу от Анапы. Маршрут трубопровода для участка берегового примыкания Проекта был определен, исходя из критериев техннологической безопасности и сведения к минимуму влияния на естественную природную среду.

Маршрут трубопровода на морском участке был определен на основе технических и экологических факторов, которые стали определяющими при выборе маршрута (Рис. 2) от участка берегового примыкания к границе между российской и турецкой ИЭЗ.

Рисунок 2: Морской газопровод «Южный поток»: российский участок URS-EIA-REP- DocID:

протяженностью 230 км и объекты на участке берегового примыкания. К объектам на участке берегового примыкания будут относиться оборудование для проведения технологических замеров, станции аварийных клапанов и пункты диагностических и очистных устройств для каждой из четырех ниток газопровода.

В данном отчете Зона Проекта подразделяется на три участка: участок берегового примыкания, прибрежный участок и морской участок (Рис. 3).

Рисунок 3: Участок берегового примыкания, прибрежный и морской участки Проекта Большинство строительных работ будет проходить в море. Глубоководная укладка труб и строительство на участке берегового примыкания начнется в 2014 году и будет продолжаться до 2018 года. Поскольку отдельные нитки газопровода будут сооружаться последовательно (а не все сразу), первый газ будет пущен уже в 2015 г. Согласно проекту, газопровод будет использоваться для подачи газа не менее 50 лет.

Максимальная производительность всех четырех ниток газопровода составит 63 млрд куб. м в год, что приблизительно соответствует 15 млрд куб. м в год по каждой нитке.

Расчетное давление газопровода составит 300 бар.

URS-EIA-REP- DocID:

Приоритетной задачей компании South Stream Transport является внедрение международных примыкания, прибрежный и морской принципов оптимальной отраслевой практики (GIIP) в участки.

отношении показателей экологического и социального воздействия. Проектирование, оборудование для проведения строительство и эксплуатация Проекта будут технологических замеров потоков и осуществляться в соответствии с законодательством параметров газа в трубопроводе.

Российской Федерации, которое предписывает проведение оценки воздействия на окружающую устройств: на каждой нитке среду для проектов данного типа. Наряду с трубопровода предусмотрено по одной выполнением национальных требований ОВОС, компания South Stream Transport также будет следовать стандартам и руководящим принципам инструментов для диагностики и международных финансовых учреждений (МФУ) в очистки.

отношении оценки воздействия на окружающую среду и социальную сферу (ОВОС и СС). используются для изоляции участков Подготовка ОВОСиСС включает процесс подготовки Микротоннели: небольшие туннели потенциально значительного воздействия, связанного пробиты, чтобы обеспечить переход от с Проектом, на экологическую, социально- участка берегового примыкания к экономическую сферу и сферу культурного наследия.

Целью настоящего отчета об определении объема работ по ОВОСиСС является предоставление удаление породы с морского дна.

информации по Проекту и его потенциальному Потребуется определенный объем воздействию заинтересованным сторонам, которые затем смогут внести свой вклад в процесс подготовки ОВОСиСС и, если это является обоснованным, — в Исключительная экономическая зона разработку Проекта. Важно отметить, что сведения, представленные в настоящем Отчете, являются предварительными. Данный документ представляет морских ресурсов, включая производство собой предварительный обзор, не содержащий энергии при помощи воды и ветра. Она всесторонней и подробной информации о Проекте.

Нитки газопровода будут состоять из 12-метровых стальных труб, сваренных вместе. На трубы изнутри и снаружи будет нанесено защитное покрытие, обеспечивающее чистоту внутренней поверхности и улучшающее пропускную способность газопровода, а также защищающее трубы от коррозии. Толщина коррозию погруженных под воду стальных стенок труб составит 39 мм. Мелководные участки конструкций.

каждой нитки (на глубине менее 100 м) будут URS-EIA-REP- DocID:

внешних повреждений. Трубопровод будет дополнительно защищен от коррозии при помощи системы катодной защиты.

Участок берегового примыкания Примерная протяженность участка берегового примыкания — 3,9 км. К постоянным объектам на участке берегового примыкания относятся оборудование для проведения технологических замеров, станции диагностических и очистных устройств, а также аварийных клапанов наряду с четырьмя подземными газопроводами. На данном участке газопровод будет заглублен в грунт на протяжении первых 2,5 км. Из соображений безопасности минимальный слой грунта над газопроводом на береговом участке будет составлять от 0,8 до 1,5 м. В связи с наличием крутого обрыва в точке берегового примыкания остальные 1,4 км газопровода будут заключены в микротоннели (сооружаемые бестраншейным методом, как показано на рис. 4), заканчивающиеся примерно в 400 м от берега на мелководном участке прибрежной секции.

(Иллюстрация предоставлена фирмой Herrenknecht AG) Рисунок 4: Типичное сооружение микротоннеля Доставка секций труб и оборудования к месту строительства будет производиться автомобильным транспортом. Для Проекта потребуется улучшить качество некоторых существующих дорог и может также понадобиться построить несколько новых дорог для обеспечения подъездов и строительства.

На суше строительные работы будут в основном вестись на узкой полосе земли шириной 120 м, которая называется строительным коридором. Рабочие площадки будут четко обозначены и огорожены. Также предусмотрены участки под временные сооружения, используемые для пунктов хранения, обеспечения питания и санитарных объектов.

Вероятно, береговые строительные участки будут использоваться не более чем 5 лет. По окончании строительства земельные участки будут рекультивированы и восстановлены.

Верхний слой почвы, удаленный для строительных целей, будет бережно сохранен и затем возвращен на место, чтобы создать возможности для восстановления растительности на участке за счет банка семян в сохраненном плодородном слое.

URS-EIA-REP- DocID:

Прибрежный участок состоит их четырех ниток газопроводов и начинается в точке выхода на поверхность микротоннелей, расположенной приблизительно в 400 м от берега; глубина на данном участке составляет около 23 м. Участок уходит на глубину 30– 35 м. На морском участке четыре нитки газопровода (протяженностью примерно 225 км каждая) будут проложены с максимальной глубины 30–35 м до границы между российской и турецкой ИЭЗ.

В море прокладка труб будет вестись при помощи трубоукладочного судна (специального судна для строительства подводных трубопроводов, как, например, на Рис. 5). Монтаж и сварка труб осуществляются на борту судна. Сваренные секции опускаются в море, и к ним добавляются новые. На прибрежном участке (т. е. до глубины около 35 м) для прокладки трубопровода будет проведен определенный объем дноуглубительных работ.

На морском участке укладка газопровода будет производиться непосредственно на морское дно.

(Иллюстрация предоставлена фирмой Allseas, Switzerland) Рисунок 5: Пример трубоукладочного судна Для строительных работ на море потребуются временные базы хранения труб и оборудования. Предполагается использование одной или нескольких баз хранения (площадка на территории порта для временного хранения оборудования и материалов), а также одной или нескольких береговых баз для флотилии, состоящей из строительных, вспомогательных и служебных судов, задействованных в укладке трубопровода в море.

Оба объекта будут размещаться в одном или нескольких портах на российском побережье Черного моря. Поставка секций труб и оборудования на базы хранения будет осуществляться по железной дороге или по морю, а поставка труб с баз хранения на трубоукладочные суда (для прибрежного и морского строительства) — по морю.

Пусконаладка, эксплуатация и вывод из эксплуатации По окончании строительства трубопровод может пройти испытания для проверки его безопасности, исправности и пригодности к эксплуатации. Данный процесс называется URS-EIA-REP- DocID:

чтобы убедиться в отсутствии утечек из газопровода.

Эксплуатация газопровода будет осуществляться в соответствии с международнопризнанными стандартами и с соблюдением нормативных требований Российской Федерации. Текущее обслуживание и контроль будут осуществляться с центрального поста управления, место расположения которого еще предстоит утвердить. В ходе эксплуатации будут проводиться постоянные замеры давления и расхода газа. В маловероятной ситуации повреждения газопровода или регистрации утечки предусмотрен порядок действий в аварийных обстоятельствах. Такой порядок действий предполагает аварийное отключение и обязательное проведение внутренней инспекции газопровода.

На суше постоянная полоса отвода газопровода будет поддерживаться в течение всего срока эксплуатации, с тем, чтобы обеспечить доступ к маршруту газопровода. Полосы отвода будут представлять собой коридоры шириной примерно 10 м над каждым трубопроводом, обозначенные вешками. Деревья будут вырублены, но при этом допускается естественный рост или насаждение кустарников и иной растительности с неглубокой корневой системой. Помимо постоянных полос отчуждения также нормативно предусмотрены охранные зоны, которые будут ограничивать возможности жилой или нежилой застройки.

По окончании срока эксплуатации (т. е. по истечении запланированных 50 лет) трубопровод будет выведен из эксплуатации (закрыт). Вывод газопровода из эксплуатации будет производиться в соответствии с законодательством и во взаимодействии с контролирующими органами.

Исходные экологические и социальные данные С тем, чтобы оценить возможное воздействие Проекта, и принять все необходимые меры для минимизации воздействия, важно изучить экологические и социальные условия и характеристики территории, на которой будет проходить строительство и эксплуатация Проекта. Описание таких условий в документах ОВОСиСС называется «исходные данные».

URS-EIA-REP- DocID:

Полезные термины: проводились в рамках обоснования инвестиций в Исходные данные: существующие до реализации Проекта экологические и социально-экономические условия, а дополнительную информацию об исходном также особенности культурного наследия территории. Исходные данные являются отправной точкой для определения потенциального воздействия Проекта. для ликвидации существующих пробелов.

Полоса отвода: земельный участок над каждым трубопроводом, который будет постоянно поддерживаться для Участок берегового примыкания Проекта обеспечения доступа к нему. На данной территории будет разрешена посадка сельскохозяйственных культур, однако будут запрещены виды с глубокой ближайшее из четырех поселений, расположенных корневой системой.

Охранные зоны: земельные участки, включая полосу отвода, на которых будет для подъезда к строительным площадкам.

запрещено размещение постоянных построек (таких как здания) с целью инфраструктуры.

Меры по снижению отрицательного воздействия: мероприятия, направленные на избежание или сведение к минимуму потенциального негативного воздействия Проекта.

Меры по усилению благоприятных последствий: мероприятия, направленные на усиление потенциально ведется с различной активностью. Трубопроводы положительных факторов Проекта.

Окружающей и Социальной Средой. В река Шингарь и безымянный приток реки Сукко; обе данном плане будут отражены меры по смягчению, усилению и управлению потенциальными воздействиями Проекта.

Вовлечение заинтересованных сторон:

процесс информирования и учета мнения населения о Проекте.

охраняемых видов относятся черепаха Никольского, средняя, или трехлинейная ящерица, желтобрюхий полоз и сарматский, или палласов полоз.

К участкам, представляющим интерес с точки зрения археологии и культурного наследия, относятся береговые остатки поселений бронзового века и античности.

URS-EIA-REP- DocID:

В прибрежных водах близ участка берегового примыкания основными видами социальноэкономической деятельности являются рыболовство и торговое судоходство. В связи с уменьшением разнообразия и количества промысловых рыб с ростом глубины большая часть морского участка Проекта находится в водах, в которых присутствие рыболовецких судов незначительно.

Было замечено три вида морских млекопитающих, находящихся под охраной, — черноморская морская свинья, афалина и обыкновенный дельфин, или дельфинбелобочка. Два вида морских птиц — чернозобая гагара и обыкновенная гагара, или озерная, чайка — также относятся к редким или исчезающим. В Черном море обитает ряд видов, занесенных в Красную книгу МСОП и Красную книгу Черного моря, таких как осетровые, угри, морские собачки и шипохвостые скаты.

К участкам, потенциально представляющим интерес с точки зрения археологии и культурного наследия, относятся затонувший корабль, а также самолет, приблизительно датированный 1939 г.

Воздействие Проекта Предварительное определение воздействия основано на текущей информации по Проекту, исходной информации, собранной на данный момент, и опыте строительства аналогичных объектов в схожих экологических и социально-экономических условиях при наличии аналогичных объектов культурно-исторического наследия. Предварительное определение воздействия показывает, что воздействие на этапах строительства и пусконаладки в рамках Проекта будет, как правило, временным по своему характеру и ограниченным по масштабу.

Временное воздействие включает шум и выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, возникающие в результате работы строительного оборудования, а также нарушение структуры осадочных отложений морского дна при проведении дноуглубительных и трубоукладочных работ. В зависимости от выбранного метода гидроиспытаний может также кратковременно ухудшиться качество воды в результате сброса воды, использованной в гидроиспытаниях, в окружающую морскую среду. Воздействие строительных работ на известные объекты культурного наследия сведено к минимуму за счет прокладки маршрута трубопроводов в обход таких объектов. Тем не менее, территория Проекта имеет большую ценность с точки зрения археологии, и строительные работы могут нарушить потенциально присутствующие, но еще не открытые объекты культурно-исторического наследия.

Для создания строительного коридора потребуется очистить от растительности и многолетних культур пространство шириной 120 м и длиной, равной протяженности наземной части газопровода. По завершении строительства наземного участка трубопровода плодородный слой почвы и грунты в пределах строительного коридора будут восстановлены до прежнего состояния. Растительность и многолетние культуры могут быть повторно высажены на территории коридора, за исключением полосы отвода шириной 10 м (5 м от оси газопроводов с каждой стороны), на которой будет запрещено URS-EIA-REP- DocID:

Очистка строительного коридора от растительности приведет к утрате естественной среды обитания и нарушениям флоры и фауны. Воздействие на естественную среду обитания, флору и фауну в пределах строительного коридора будет временным и локализованным, оно будет частично смягчено за счет восстановления растительности.

Воздействия на этапе эксплуатации будут включать в себя постоянные ограничения на использование земель, пролегающих над береговыми трубопроводами, — например, ограничения в пределах полосы отвода и охранных зон. Данные ограничения повлияют на возможности будущей застройки земель вокруг трубопроводов, а также на естественную среду обитания, флору и фауну, поскольку потребуется регулярная очистка территории от растительности. Регулирование воздействия на ландшафт будет осуществляться путем восстановления первоначального ландшафта по маршруту прокладки газопровода. В результате введения запретной зоны над морским участком газопровода возникнут некоторые ограничения для рыболовства.

Воздействие строительных работ и эксплуатации будет по возможности сведено к минимуму за счет мер по его снижению и практики управления.

Возможные воздействия Проекта будут оценены и подробно ранжированы после дальнейших изысканий, исследований и консультаций. Компания South Stream Transport определит способы предотвращения, уменьшения или нейтрализации негативных воздействий (меры по снижению отрицательного воздействия), а также способы усиления положительных воздействий. Оценка воздействия и потенциальные меры по снижению негативного воздействия будут предоставлены в документации по ОВОСиСС.

Планируемый график ОВОСиСС и график ОВОС приведены ниже, в таблицах 1 и 2.

Опубликование Отчета об определении объема работ по ОВОС Дополнительные полевые исследования Период консультаций по предварительной версии отчета по ОВОСиСС Представление окончательного отчета по ОВОСиСС Таблица 1. Планируемый график ОВОСиСС в период с 2012 года Проект ТЗ для представления российской ОВОС Период консультаций по проекту российской ОВОС Представление итогового отчета по российской ОВОС URS-EIA-REP- DocID:

Период анализа итогового отчета по российской ОВОС Таблица 2. Планируемый график ОВОС, начиная с 2012 года Вовлечение заинтересованных сторон Заинтересованные стороны — это люди или группы, на которых Проект может оказать воздействие, или которые участвуют в Проекте. Вовлечение заинтересованных сторон предусматривает проведение консультаций и совещаний о процессах и содержании ОВОСиСС, в том числе о разработке проекта, ожидаемых воздействиях и мерах, принятых для снижения негативного воздействия и управления им. Основная цель процесса консультаций по определению масштабов ОВОСиСС состоит в том, чтобы компания South Stream Transport изучила и рассмотрела приоритеты, мнения и проблемы заинтересованных сторон в связи с Проектом.

Отчет об определении объема работ по ОВОСиСС будет опубликован 20 ноября года для ознакомления, которое продлится 30 дней. В течение этого времени заинтересованные стороны смогут изучить и прокомментировать данный отчет. Oтчет размещен на веб-сайте South Stream Transport. В этот период компания South Stream Transport будет проводить встречи с различными заинтересованными сторонами — дополнительные сведения о планируемых встречах см. в таблице 3.

общественности и Варваровка и Сукко и информационное широкой общественности совещание информационное широкой общественности совещание Таблица 3. Консультации по обсуждению Отчета по определению объема работ по ОВОСиСС Заинтересованным сторонам предлагается предоставлять свои письменные комментарии по данному Отчету. Бланк для комментариев находится в Приложении B к настоящему DocID:

отправлять по обычной или электронной почте по адресу:

ООО «Бранан Энвайронмент» South Stream Transport BV URS-EIA-REP- DocID:

Морской газопровод «Южный поток» представляет собой морской участок трубопроводной системы «Южный поток», которая будет обеспечивать поставки природного газа из России в страны Центральной и Юго-Восточной Европы. После завершения строительства протяженность этой системы составит более 2500 км (см.

рис. 1.1).

Рисунок 1.1: Система газопровода «Южный поток»

Морской газопровод «Южный поток» будет состоять из четырех близко расположенных параллельных ниток трубопровода диаметром 813 мм (32 дюйма) протяженностью примерно 930 км. Он будет проходить по дну Черного моря от российского побережья в районе Анапы, через исключительную экономическую зону Турции (ИЭЗ) до побережья Болгарии рядом с Варной (см. рис. 1.2). В дополнение к морскому участку трубопровод «Южный поток» также будет включать небольшие береговые участки (называемые участками берегового примыкания) в России и Болгарии, и расположенные на них сооружения и оборудование.

URS-EIA-REP- DocID:

При максимальной пропускной способности газопровода по нему ежегодно можно будет поставлять 63 млрд куб. м природного газа. Максимальная пропускная мощность каждой нитки газопровода будет составлять примерно 15,75 млрд. куб. м природного газа в год, при расчетном давлении 300 бар.

Российская часть морского газопровода «Южный поток» известна как «Морской газопровод «Южный поток» и далее в настоящем Отчете об определении объема работ по ОВОСиСС будет именоваться «Проект».

Российский участок имеет протяженность около 230 км от участка берегового примыкания, расположенного примерно в 10 км к югу от г. Анапы (Краснодарский край) до границы российской и турецкой ИЭЗ. Из этих 230 км примерно 3,9 км трубопровода проходят по суше, 225 км - в водах российской ИЭЗ, из которых 50 км — в российских территориальных водах. Российский участок проекта морского газопровода «Южный поток» показан на рис. 1.2 и 1.3.

URS-EIA-REP- DocID:

Сооружения и оборудование наземного участка примыкают к компрессорной станции (КС) «Русская» через трубопроводы протяженностью 2,5 км. КС «Русская» и четыре соединительных трубопровода не входят в состав Проекта и будут спроектированы и смонтированы в рамках проекта «Расширение единой системы газоснабжения Российской Федерации для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток», разработкой которого занимается ООО «Газпром».

Если в настоящем Отчете об определении объема работ по ОВОСИСС упоминается «Проект морского газопровода «Южный поток», а не просто «Проект», то подразумевается проект морского газопровода «Южный поток» в целом, охватывающий все три страны (Россию, Турцию и Болгарию).

URS-EIA-REP- DocID:

Разработку морского газопровода «Южный поток» ведет компания South Stream Transport — международное совместное предприятие, основанное 3 октября 2011 г. в целях проектирования, строительства и последующей эксплуатации морского трубопровода в Черном море. 50%-я доля в этом СП находится во владении российской компании ОАО «Газпром». 20%-й долей владеет итальянская компания Eni S.p.A. Французская энергетическая компания EDF и немецкая компания Wintershall Holding GmbH (BASF Group) владеют долями по 15% каждая. До 3 октября 2011 г. в качестве инициатора проекта выступало ОАО «Газпром».

Зона реализации проекта состоит из трех различных участков: участка берегового примыкания, прибрежного участка и морского участка (см. рис. 1.3 и рис. 1.4).

В состав Проекта также входят складские терминалы, которые будут использоваться для хранения труб и оборудования.

1.3.1 Участок берегового примыкания Протяженность берегового трубопровода составляет примерно 3,9 км, из которых 2,5 км будут проложены под землей, а 1,4 км будут заключены в микротоннели. Выходное устье микротоннелей будет расположено в море на удалении примерно 400 м от береговой линии на глубине 23 м.

Сооружения и оборудование в пунктах берегового примыкания состоят из:

действующего узла учета;

четырех камер пуска/приема устройств очистки и диагностики (по одной на каждый трубопровод); и четырех аварийных задвижек (по одной на каждый трубопровод).

Проект также может потребовать установки задвижек на каждом трубопроводе. Это требование рассматривается в рамках ведущегося в данный момент детального проектирования.

URS-EIA-REP- DocID:

Четыре нитки заглубленного в грунт трубопровода от выходного котлована микротоннелей, расположенного на удалении примерно 400 м от береговой линии на глубине 23 м, до морского участка на глубине 30-35 м.

1.3.3 Морской участок Четыре нитки трубопровода протяженностью примерно 225 км каждая, проложенных непосредственно по морскому дну от участка, на котором будут выполнены дноуглубительные работы (на глубине 30-35 м) до границы российской и турецкой ИЭЗ.

1.3.4 Базы складирования труб и оборудования Для хранения труб и оборудования до начала и во время строительства на участке берегового примыкания, прибрежном и морском участках и для монтажных работ потребуется обустройство одного или нескольких складских терминалов.

Предполагается, что базы временного складирования будут расположены стратегически, в одном или нескольких портах на российском побережье Черного или Азовского морей.

Их расположение пока не определено.

URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

Разработка Проекта состоит из 5 основных этапов:

Этап обоснования инвестиций (с 2007 года по февраль 2012 года), инициированный ОАО «Газпром». На этом этапе проводилась подготовка документации для нескольких маршрутов и пунктов берегового примыкания газопровода, а также подготовка концептуального инженерного проекта. Кроме того, на этом этапе была выполнена предварительная оценка воздействия на окружающую среду, соответствующая российским требованиям, которая получила положительное заключение Государственной экологической экспертизы.

Этап разработки Проекта (с марта 2012 года по 2013 год) в данный момент выполняется компанией South Stream Transport. На этом этапе разрабатывается предпроектная документация (FEED), а также российская проектная документация («Проект») и оценка воздействия на окружающую среду для каждой отдельной страны, в соответствии с национальными требованиями этих стран. Данный этап также предусматривает разработку оценки воздействия на окружающую среду и социальную сферу (ОВОСиСС) и планов мероприятий по охране окружающей среды и социальной сферы (ПМООиСС) согласно требованиям стандартов и руководств международных финансовых организаций.

Этап строительства и проведения пуско-наладочных работ (с 2013 года до конца 2018 года). Этот этап включает строительные работы, включая период вывода на проектную мощность с конца 2015 года до конца 2018 года (после чего полная производительностьПроекта составит 63 млрд. куб. м в год).

Эксплуатация газопровода (с конца 2018 года по 2065 год). Расчетный срок эксплуатации Проекта составляет 50 лет.

Этап вывода из эксплуатации (начиная с 2065 года).

Примерный график реализации проекта морского газопровода «Южный поток» приведен на рис. 1.5.

Рисунок 1.5: График реализации морского трубопровода «Южный поток»

URS-EIA-REP- DocID:

В связи с тем, что Проект расположен на территории и в акватории Российской Федерации, оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) будет подготовлена и представлена в соответствующие органы РФ согласно законодательным требованиям.

Кроме того, в соответствии с оптимальной международной отраслевой практикой (GIIP см. раздел 2.1) и в целях привлечения финансирования Проект будет отвечать стандартам и руководящим принципам международных финансовых организаций, в том числе тем, в которых речь идет о проведении оценки воздействия на окружающую и социально-экономическую среду (ОВОСиСС). Настоящий Отчет является частью процесса подготовки ОВОСиСС.

Процесс подготовки ОВОСиСС включает в себя мероприятия, выполненные и запланированные в рамках работы над ОВОС для России. В данном Отчете используется информация, полученная в процессе подготовки ОВОС для России, чтобы избежать повторения сделанного и ненужного дублирования изысканий и исследований.

В случае, когда настоящий Отчет ссылается на ОВОС, это означает, что документация соответствует законодательным требованиям Российской Федерации, а при упоминании ОВОСиСС - документация подготовлена в соответствии со стандартами и руководящими принципами международных финансовых организаций. Процессы подготовки ОВОС и ОВОСиСС показаны на рис. 1.6.

URS-EIA-REP- DocID:

В дополнение к ОВОС и ОВОСиСС для России, в рамках Проекта морского трубопровода «Южный поток» будет подготовлена следующая документация:

ОВОС для Турции в соответствии с турецкими законодательными требованиями;

ОВОС для Болгарии в соответствии с болгарскими законодательными требованиями;

ОВОСиСС для Турции и Болгарии в целях выполнения требований стандартов и руководящих принципов международных финансовых организаций необходимости).

Оценка трансграничного экологического и социального воздействия будет выполнена в рамках процесса подготовки ОВОСиСС для каждой страны, а затем включена в отчеты ОВОС и ОВОСиСС. Кроме того, документация будет подготавливаться в соответствии с требованиями Конвенции ЕЭК ООН об оценке воздействия на окружающую среду в трансграничном контексте (Эспо 1991 г.).

1.5.1 Процесс подготовки ОВОСиСС Процесс подготовки ОВОСиСС представляет собой систематизированный подход к идентификации экологических и социальных рисков, связанных с проектом в течение срока его действия, а также описание мер по смягчению и мониторингу этих рисков и URS-EIA-REP- DocID:

для определения объемов работ по идентификации рисков и воздействий, а также обеспечивает основу для выработки подходов к смягчению, управлению и мониторингу воздействий.

Как правило, процесс подготовки ОВОСиСС включает в себя компоненты, показанные на рис. 1.7.

Рисунок 1.7: Процесс ОВОС и СС Вовлечение заинтересованных сторон и раскрытие информации по проекту и ОВОСиСС проводится постоянно в течение всего процесса подготовки ОВОСиСС с тем, чтобы заинтересованные стороны могли участвовать в процессе подготовки ОВОСиСС, там, где это является обоснованным, оказывать влияние на проект, начиная от этапа проектирования и до стадии выработки мер по смягчению, управлению и мониторингу воздействий.

URS-EIA-REP- DocID:

вовлечению в Проект заинтересованных сторон, а запланированные консультации относительно настоящего Отчета описаны в Главе 8.

Назначение Отчета об определении объема работ по ОВОСиСС Подготовка Отчета об определении объема работ по ОВОСиСС выполняется для определения потенциального воздействия проекта и позволяет инициатору проекта определить возможные способы смягчения этого воздействия.

Процесс подготовки отчета включает вовлечение заинтересованных сторон для идентификации потенциально значительного воздействия на экологическую, социальноэкономическую сферу и объекты культурного наследия, связанного с планируемым проектом. Эта работа проводится на достаточно раннем этапе, чтобы исключить из рассмотрения те вопросы и виды деятельности, которые имеют ограниченное или незначительное воздействие, позволить сосредоточиться на потенциально значимом воздействии на более поздних этапах процесса подготовки ОВОСиСС, а также выработать оптимальные методы смягчения этого воздействия при разработке проекта и принятия необходимых мер по смягчению и контролю такого воздействия.

Целью настоящего Отчета является предоставление информации по Проекту и его потенциальным воздействиям заинтересованным сторонам, которые затем смогут внести свой вклад в процесс подготовки ОВОСиСС и, если это является обоснованным, - будут учтены при разработке Проекта. Предполагается, что вклад заинтересованных сторон обеспечит более точное определение объема работ по ОВОСиСС за счет участия в планировании и выработке содержания будущих исследований в рамках ОВОСиСС (см.

Главу 7), благодаря чему будет обеспечено лучшее понимание условий, существующих на момент начала реализации проекта (см. Главу 5), и содействие в выявлении и оценке воздействия, а также определении возможных мер по его смягчению (см. Главу 6).

Важно отметить, что данные, представленные в настоящем Отчете, являются предварительными. Отчет не имеет цели предоставить исчерпывающую и подробную информацию относительно Проекта. В Отчете содержится предварительный обзор, предназначенный для:

определения связанного с проектом потенциального экологического, социальноэкономического воздействия и воздействия на культурное наследие и соответствующих проблем;

определения методов, применяемых на данный момент и планируемых к применению при проведении оценки воздействия;

формирования основы для своевременного вовлечения соответствующих заинтересованных сторон;

Предоставление информации о процессе подготовки ОВОСиСС и разработке Проекта.

URS-EIA-REP- DocID:

краткое описание Проекта на текущий момент (в тех случаях, когда элементы Проекта находятся в разработке и подлежат утверждению, это отражено в Отчете, и, если информация доступна, возможные варианты рассматриваются и обсуждаются);

предварительное определение ограничений и особых обстоятельств, связанных с экологическими, социально-экономическими аспектами и аспектами культурного наследия;

предварительное определение потенциально значимого воздействия как положительного, так и отрицательного;

возможные меры по смягчению воздействий и оздоровлению окружающей среды, подлежащие дальнейшему обсуждению и доработке;

определение пробелов в информации и краткое описание предполагаемой работы по устранению этих пробелов;

определение направления дальнейших действий для последующих этапов подготовки ОВОСиСС и связанного с ней процесса проведения консультаций.

Дополнительные сведения о Проекте и потенциальном воздействии, а также меры по смягчению этого воздействия будут представлены в отчете ОВОСиСС.

1.5.2 Система экологического и социального менеджмента и План Строительство и эксплуатация Проекта будут осуществляться с учетом Плана мероприятий по охране окружающей среды (ПМООС) и системы экологического и социального менеджмента (СЭиСМ), которые будут разработаны в рамках процесса подготовки ОВОСиСС. СЭиСМ и ПМООС войдут в Интегрированную систему управления охраной труда, производственной безопасностью и охраной окружающей среды морского газопровода «Южный поток» (HSSE-IMS), с помощью которой будет осуществляться контроль рисков и воздействия на окружающую среду и социальную сферу для данного Проекта.

ESMP является основным инструментом, посредством которого будет осуществляться исполнение обязательств по применению мер смягчения и управления, многие из которых разработаны в рамках процессов ОВОС и ОВОСиСС. ESMP будет включать планы и действия, в том числе постоянный мониторинг, необходимые для адресной проработки идентифицированных экологических и социальных рисков и видов воздействия, связанных с Проектом, а также для выполнения требований соответствующих стандартов в области охраны окружающей среды и социальной сферы.

Порядок управления, порядок выполнения корректирующих действий и требования к аудиту, которые необходимы для обеспечения непрерывного совершенствования экологических и социальных показателей, будут включены в систему HSSE-IMS согласно требованиям стандарта ISO 14001:2004.

URS-EIA-REP- DocID:

South Stream Transport считает своей задачей обеспечить внедрение международных принципов оптимальной отраслевой практики (GIIP) в отношении показателей экологического и социального воздействия на всех этапах проекта морского газопровода «Южный поток», включая его проектирование, строительство, пуско-наладочные работы, эксплуатацию и вывод из эксплуатации. Эта задача найдет свое отражение в документах о политике South Stream Transport в отношении устойчивого развития, которые будут общедоступны.

2.2 Стандарты и руководящие принципы международных В процессе оценки воздействия на окружающую среду и социальную сферу (ОВОСиСС) будет документально отражаться соответствие морского газопровода «Южный поток»

стандартам и руководящим принципам международных финансовых организаций (МФО), например, требованиям к проектам Категории А в соответствии с «Принципами Экватора» (ПЭ), а также пересмотренным рекомендациям Совета ОЭСР в отношении Общих подходов к окружающей среде и экспортным кредитам с официальной поддержкой (Общие подходы ОЭСР). Как ПЭ, так и Общие подходы ОЭСР базируются на Стандартах деятельности МФО (СД). В отношении настоящего Проекта действуют СД МФО, ПЭ и Общие подходы ОЭСР по состоянию на 1 января 2012 г.

2.3 Нормативно-правовая база Российской Федерации Морской газопровод «Южный поток» будет спроектирован, построен и будет эксплуатироваться в соответствии с законодательством Российской Федерации.

2.3.2 Требования российского законодательства к ОВОС Несмотря на различия между процессом подготовки ОВОС в Российской Федерации и стандартами и руководящими принципами МФО, существуют также и определенные сходства (см. рисунок 1.6).

ОВОСиСС отражает деятельность и информацию, в соответствии с российским процессом оценки, и призвана исключить повторение мероприятий, которые уже имели место.

URS-EIA-REP- DocID:

процесс, которого следует придерживаться в ходе ОВОС в Российской Федерации на федеральном уровне. В Российской Федерации также действуют нормативные акты и требования на региональном и местном уровне.

2.3.3 Российский процесс ОВОС Процесс ОВОС в Российской Федерации на федеральном уровне регулируется:

Статьей 32 Федерального закона № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» от января 2002 года и «Положением об оценке воздействия намечаемой хозяйственной и иной деятельности на окружающую среду в Российской Федерации», утвержденным Приказом № 372 Госкомэкологии Российской Федерации от 16 мая 2000 года и зарегистрированным в Министерстве юстиции РФ 4 июля 2000 года за № 2302.

В соответствии с Приказом № 372 российский процесс ОВОС включает три основных этапа:

консультации);

Этап 2: Разработка технического задания (ТЗ) для ОВОС, исследования по ОВОС и подготовка проекта отчета по ОВОС, и Этап 3: Представление проекта ОВОС, консультации, общественные слушания и подготовка окончательного варианта отчета ОВОС.

Положения Приказа № 372 рассматриваются в связи с Градостроительным кодексом, № 190-ФЗ (принят 29 декабря 2004 года), и Постановлением Правительства РФ № 87, в котором разъясняются требования к проектной документации (Проект), в том числе к окончательному отчету по ОВОС, мероприятиям по охране окружающей среды и экологическому мониторингу.

Градостроительный кодекс не требует подготовки технико-экономического обоснования и предварительной ОВОС. Тем не менее, в период 2007–2010 годов, когда «Газпром»

инициировал реализацию Проекта, компания подготовила технико-экономическое обоснование и предварительную ОВОС (в соответствии с ранее действовавшими СНиП), и упомянутые мероприятия и документы рассматриваются в Отчете для описания истории вопроса и дополнительной информации.

В соответствии с российскими требованиями результаты работ по ОВОС включаются в раздел 7 Проекта и представляются в соответствующие ведомства на согласование и утверждение. К таким органам относятся Федеральное агентство по рыболовству (Росрыболовство), Государственная экологическая экспертиза РФ (ГЭЭ) и Главная государственная экспертиза России (ГГЭ), и процесс согласования и утверждения проводится последовательно в указанном порядке.

URS-EIA-REP- DocID:

В общих чертах данный этап включает:

Уведомление соответствующих ведомств: Декларация о намерениях по Проекту была направлена в Администрацию Краснодарского края в апреле 2010 года. Этот шаг был предпринят «Газпромом» как инициатором Проекта до момента образования South Stream Transport.

Предварительная ОВОС: Предварительная ОВОС, в которой определяются потенциальные факторы воздействия,, проводилась в 2009–2010 годах по поручению «Газпрома». Предварительная ОВОС получила положительное заключение Государственной экологической экспертизы РФ 24 сентября 2010 года.

Предварительные консультации: Общественные консультации проводились в соответствии с положениями Российской Федерации в отношении ОВОС. В 2011 году проводились две встречи с общественностью в Анапе и в Геленджике.

Этап 2: Исследования по ОВОС и подготовка проекта отчета по ОВОС В общих чертах данный этап включает:

Подготовку Технического задания (ТЗ) по ОВОС: South Stream Transport была образована 3 октября 2011 года и стала новым оператором проекта морского газопровода «Южный поток». South Stream Transport подготовила проект ТЗ для ОВОС, вынесла данный документ на общественное обсуждение в августе 2012 года и в сентябре 2012 год завершила разработку ТЗ для ОВОС. С окончательным вариантом ТЗ по Проекту на русском языке можно ознакомиться на веб-сайте морского газопровода «Южный поток» по адресу http://www.south-streamoffshore.com/ Проведение исследований по ОВОС: Исследования по ОВОС проводятся в соответствии с ТЗ.

Подготовка предварительного отчета по ОВОС: На основании вышеизложенного, в проекте отчета по ОВОС приводится оценка экологического и социального воздействия с учетом всех альтернативных вариантов, которые проходили оценку, в том числе и «нулевого варианта».

Этап 3: Представление проекта отчета по ОВОС, консультации, общественные слушания и окончательный вариант отчета ОВОС В общих чертах данный этап включает:

Уведомление общественности о проекте отчета по ОВОС: подобно проекту ТЗ, проект ОВОС также выносится на общественное обсуждение;

Общественные слушания по проекту отчета по ОВОС: по завершении периода консультаций проводятся общественные слушания, чтобы предоставить общественности и иным неофициальным заинтересованным сторонам возможность высказать свои мнения о Проекте;

URS-EIA-REP- DocID:

официальных и неофициальных заинтересованных сторон завершается работа над проектом ОВОС и готовится окончательный вариант отчета по ОВОС.

2.4 Международные конвенции и соглашения К международным конвенциям, которые имеют отношение к Проекту, относятся:

Конвенция об охране всемирного культурного и природного наследия (Париж, Международная конвенция по предотвращению загрязнения моря с судов (МАРПОЛ 1973/1978 гг.) – Приложения I- VI;

Конвенция о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния (Женева, 1979 год);

Конвенция об охране дикой фауны и флоры природных сред обитания в Европе (Берн, 1979);

Конвенция ООН по международному морскому праву (ЮНКЛОС, 1982 год);

Конвенция о защите Черного моря от загрязнения (1-й, 2-й и 3-й протоколы — наземные источники загрязнения, нефть и другие токсичные вещества и сброс отходов в море, соответственно (Бухарест, 1992 год));

Конвенция о биологическом разнообразии (Рио-де-Жанейро, 1992 год);

Конвенция о водно-болотных угодьях, имеющих международное значение, главным образом, в качестве местообитаний водоплавающих птиц (Рамсар, Иран 1971 год);

Рамочная Конвенция ООН об изменении климата (ЮНФКК, 1992 год), и Соглашение о сохранении китообразных в Черном море, Средиземном море и сопредельных районах Атлантики (АККОБАМС, 1996 год).

Кроме того, по мере необходимости будет подготовлена документация в соответствии с требованиями Конвенции Эспо.

Перечень соответствующих конвенций и протоколов, имеющих отношение к Проекту, включая статус ратификации, приводится в Приложении A.

URS-EIA-REP- DocID:

Оценка альтернативных вариантов представляет собой анализ связанных с проектом воздействий при реализации технически и финансово осуществимых вариантов; она обеспечивает логическое обоснование для выбора конкретного плана действий.

Цель оценки альтернативных вариантов – принятие оптимальных решений в части разработки, строительства и эксплуатации для осуществимых альтернатив в рамках проекта. Благодаря пониманию различий между альтернативными вариантами этот предварительный анализ поможет на ранних этапах разработки и принятия решений лучше учесть вопросы, связанные с защитой окружающей среды и социальной сферой.

Более подробный анализ альтернатив будет представлен в отчетах об оценке воздействия на окружающую и социально-экономическую среду.

В данном анализе рассмотрены альтернативы по следующим вопросам в рамках проекта:

средства транспортировки природного газа;

участки берегового примыкания;

маршрут прокладки газопровода по дну Черного моря;

маршрут прокладки берегового трубопровода.

Поскольку этап анализа объема работ по ОВОСиСС призван выявить возможные воздействия проекта на окружающую и социально-экономическую среду, а также предложить возможные меры по снижению этих воздействий, на данном этапе недопустим вариант «проект неосуществим» или «нулевой вариант». Однако на более поздних этапах анализа воздействия на окружающую и социально-экономическую среду будут рассмотрены и эти варианты. Результат этого рассмотрения будет представлен в разделе расширенной оценки альтернативных вариантов в соответствующем отчете.

Система трубопроводов «Южный поток» – это новый маршрут транспортировки природного газа от российских газовых месторождений в страны Юго-Восточной и Центральной Европы по дну Черного моря.

Были рассмотрены два альтернативных способа транспортировки природного газа по Черному морю:

сжижение природного газа и транспортировка сжиженного природного газа (СПГ) танкерами СПГ;

транспортировка природного газа морским газопроводом.

При рассмотрении этих вариантов были учтены три фактора:

URS-EIA-REP- DocID:

потребителю в виде СПГ предпринимается в случае, когда месторождение природного газа удалено от потребителя настолько, что его транспортировка газопроводом экономически нецелесообразна. В данном случае это не так:

месторождения природного газа расположены в России, а предполагаемые рынки сбыта – в странах Юго-Восточной и Центральной Европы.

2. Для сжижения природного газа и транспортировки СПГ в объеме 63 миллиарда кубических метров в год потребуются примерно от 600 до 700 рейсов танкеров СПГ в оба конца ежегодно, что составляет примерно два заполненных танкера в день, ежедневно проходящие через проливы Дарданеллы и Босфор (на побережье которого расположен густонаселенный город Стамбул). Эти величины можно оценить как неприемлемый уровень риска, с учетом характера перевозимого груза, напряженности движения судов через турецкие проливы и плотности населения по берегам Босфора в Стамбуле.

3. Сжижение природного газа и транспортировка СПГ танкерами связаны с большими энергозатратами, а, следовательно, и со значительными выбросами углекислого газа.

Учитывая приведенные выше соображения, альтернатива транспортировки СПГ танкерами была отвергнута на самых ранних этапах технико-экономического обоснования проекта.

3.2 Участки берегового примыкания После утверждения морского газопровода в качестве средства транспортировки природного газа через Черное море был предпринят поиск подходящих участков берегового примыкания на Черноморском побережье как в России, так и в Южной Европе.

При выборе участка берегового примыкания на Черноморском побережье Российской Федерации основным критерием служила близость компрессорной станции. Для повышения давления природного газа и его перекачки на расстояние 930 км по дну Черного моря необходима высокопроизводительная компрессорная станция. Как указано в разделе 1.1, компрессорная станция будет разработана и сооружена в рамках проекта компании «Газпром» «Расширение единой системы газоснабжения Российской Федерации для обеспечения подачи газа в газопровод «Южный поток».

Требования к безопасности эксплуатации компрессорной станции и изъятию земельного участка из пользования более жесткие, чем аналогичные требования к морским трубопроводам. Поэтому выбор участка берегового примыкания свелся фактически к поиску подходящего местоположения компрессорной станции.

Были рассмотрены два альтернативных местоположения компрессорной станции:

Проектируемая компрессорная станция «Русская», примерно в 10 км к юго-востоку от города Анапа;

URS-EIA-REP- DocID:

города Архипо-Осиповка.

Компрессорная станция «Русская» будет расположена вне промышленной зоны в сравнительно изолированном месте, а компрессорная станция в Архипо-Осиповке будет соседствовать с уже существующей компрессорной станцией «Береговая» газопровода «Голубой поток».

Было выполнено сравнение этих двух мест с точки зрения наличия подходящей по геоморфологии площадки, существующего режима землепользования, наличия транспортной инфраструктуры, близости к жилым массивам; были учтены и другие экологические и социальные ограничения.

По результатам сравнительного анализа этих двух мест установлено, что расположение проектируемой КС «Русская» предпочтительно по сравнению с расположением КС «Береговая»; эксплуатация КС «Русская» связана с меньшим ущербом окружающей среде (качество воздуха, шум, близость к природоохранным зонам). На этом основании была выбрана КС «Русская». В дальнейшем этот выбор был одобрен в положительном заключении комиссии Государственной экологической экспертизы на федеральном уровне.

После выбора возможных местоположений компрессорной станции были выявлены два возможных пункта берегового примыкания (критерии: безопасное расстояние до жилых массивов и мест деятельности человека, техническая целесообразность). Поскольку была выбрана КС «Русская», было решено провести дальнейшую техническую оценку участка берегового примыкания в районе побережья города Анапа (см. рис. 3.1).

На ранних этапах оценки технико-экономического обоснования проекта было выявлено, что в связи с наличием крутых склонов (и вообще гористым характером местности) для прокладки газопровода к югу от Анапы потребуется использование нетрадиционных методов строительства (например, строительство микротоннелей или горизонтальное направленное бурение).

Были исследованы различные варианты точек вывода морского газопровода на Черноморское побережье стран Южной Европы (в Болгарии и Румынии). По итогам этого анализа выявлены две предпочтительные точки: одна – рядом с болгарским портом Варна, вторая – рядом с румынским портом Констанца.

URS-EIA-REP- DocID:

Были рассмотрены четыре коридора для прокладки газопровода по дну Черного моря от пункта берегового примыкания в районе г. Анапа.

Таблица 3.1. Варианты трассировки морского газопровода Из четырех предложенных вариантов два маршрута пересекают исключительную экономическую зону Турции, два – исключительную экономическую зону Украины. Для дальнейшего исследования вариантов 2 и 4 потребовались морские изыскания в исключительной экономической зоне Украины. Это было невозможно, поскольку украинские власти не выдали разрешение на их проведение. В связи с этим дальнейшая оценка маршрутов 2 и 4 была невозможна, эти варианты были исключены.

Также первоначально рассматривались четыре коридора для прокладки газопровода от пункта берегового примыкания «Береговая» (варианты 1, 3, 5 и 7), однако после выбора пункта берегового примыкания в районе г. Анапа эти варианты были исключены (см. Рис.

3.1).

URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

Турция, был выбран маршрут 1 (см. рис. 3.1), пролегающий по дну Черного моря и соединяющий побережье города Анапа с побережьем города Варна.

На следующем этапе необходимо проложить маршрут по следующим трем типам морского дна:

континентальный шельф;

континентальный склон;

абиссальная равнина.

Для выявления технических ограничений и подводных археологических памятников был исследован коридор шириной 1 км вдоль предварительной трассы газопровода.

Поскольку самой сложной задачей является пересечение континентального склона, сначала был исследован именно континентальный склон. После выбора маршрута пересечения континентального склона проложены маршруты по континентальному шельфу до точки выхода газопровода рядом с Анапой и по абиссальной равнине до границы исключительной экономической зоны Турции.

3.3.1 Пересечение континентального склона Континентальный склон отличается резким изменением глубины, наличием зыбких отложений на морском дне, динамическими условиями (например, подводными оползнями и мутьевыми потоками) и неравномерной структурой морского дна.

При оценке вариантов пересечения континентального склона со стороны России учитывались два фактора:

1. Континентальный склон между пунктом берегового примыкания около Анапы и исключительной экономической зоной Турции изобилует каньонами. Один из таких каньонов (так называемая «Анапская впадина») является главным техническим ограничением при пересечении континентального склона. Она проходит параллельно Черноморскому побережью России на глубине от 200 до примерно 1500 м (см. рис. 3.2). В результате поиска возможного места пересечения континентального склона оптимальным местом было выбрано устье Анапской впадины, где морское дно является наиболее стабильным.

2. Также были исследованы два каньона со стабильным дном, пересекающие континентальный склон и сливающиеся с устьем Анапской впадины.

В связи с изложенными выше соображениями принято решение проложить по два трубопровода в каждом стабильном каньоне, чтобы распределить риски, связанные с неизбежной подвижностью морского дна континентального склона.

URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

После выбора маршрута пересечения трубопроводом континентального склона был проложен предварительный маршрут по абиссальной равнине до границы исключительной экономической зоны Турции.

На абиссальной равнине не было выявлено технических и социальных ограничений.

Также имеется очень мало информации об экологических ограничениях (например, о морских экосистемах). Поэтому на такой глубине трубопровод можно проложить по прямому маршруту.

Дальнейшее выявление и исследование объектов культурно-исторического наследия, технических и социально-экономических ограничений поможет скорректировать маршрут.

Предполагается, что любые выявленные ограничения можно обойти, проложив трубопровод не выходя за пределы исследуемого коридора.

3.3.3 Пересечение континентального шельфа В настоящий момент с континентальным шельфом связаны следующие объекты культурно-исторического наследия, технические и социально-экономические ограничения: природные заповедники на мелководье (глубина до 20 м), районы военных учений, бывшие опасные от мин районы и морские пути (см. рис. 3.3 и 3.4).

При оценке вариантов пересечения континентального шельфа со стороны России учитывались два фактора:

1. Наиболее уязвимые экосистемы континентального шельфа расположены на глубине 2. Как правило, на глубинах более 30 м не требуется выполнение дноуглубительных работ.

На основании приведенных выше соображений выбран маршрут, пролегающий параллельно берегу и по большей части на глубине свыше 50 м. Следовательно, сводится к минимуму возможное воздействие на морские экосистемы, связанное с изменением качества воды при выполнении дноуглубительных работ.

URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

КС «Русская» планируется расположить на расстоянии 5 км от береговой линии.

Маршрут прокладки берегового газопровода и расположение участков берегового примыкания выбраны таким образом, чтобы соблюсти требования техники безопасности и свести к минимуму влияние на природную среду обитания.

Минимальное расстояние между нитками газопроводами составляет 26 м; также с обеих сторон от каждого газопровода необходимо отвести полосу отчуждения шириной 170 м, где запрещено любое жилое строительство. Ширина дополнительной зоны безопасности составляет 345 м от газопровода, за пределами которой нет существенных ограничений по безопасности. Таким образом, коридор прокладки газопровода был определен с учетом полосы отчуждения и зоны безопасности (см. рис. 3.5). На рисунке показаны безопасные расстояния вокруг населенных пунктов и отдельных жилых строений.

Маршрут проложен с учетом зон безопасности.

В основном этот коридор проложен по сельскохозяйственным угодьям (видоизмененная среда обитания) для снижения воздействия на естественную природную среду, где обитают и произрастают, в частности, редкие и охраняемые виды животных и растений.

Также при прокладке маршрута учтены геотехнические и сейсмические ограничения, выявленные на этапе технико-экономического обоснования проекта.

Исследование геотехнических и сейсмических угроз в пределах коридора выполняется в рамках предварительного проектирования для выявления наилучшего маршрута газопровода от выходного охранного крана Российской гразовой сети до точки вывода морского газопровода на побережье.

URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

При выборе маршрута берегового газопровода и пункта берегового примыкания разработчики в первую очередь ориентировались на расположение проектируемой КС «Русская», которая не является частью проекта.

При выборе трассы морского газопровода основная задача состояла в определении точки пересечения континентального склона. Далее, маршрут газопровода по континентальному шельфу от точки берегового примыкания до точки пересечения континентального склона был оптимизирован с учетом экологических, социальных и технических ограничений. Поскольку значительных ограничений на прокладку морского газопровода через абиссальную равнину не выявлено, принято решение проложить газопровод по прямому (кратчайшему) маршруту от нижней точки континентального склона до границы исключительной экономической зоны Турции.

При выборе маршрута прокладки газопровода разработчики руководствовались следующими дополнительными требованиями:

минимизация времени строительства для снижения воздействий на окружающую среду и социальную сферу;

минимизация технической сложности газопровода и возможных воздействий, связанных с его строительством;

минимизация длины трубопроводов для уменьшения площади строительства и экономии материалов, необходимых для производства труб.

В рамках предварительного проектирования морского газопровода «Южный поток»

продолжается оптимизация проекта (в частности, береговых сооружений и маршрута газопровода) с учетом объектов культурно-исторического наследия, технических, экологических и социально-экономических ограничений. Результат этой оптимизации будет включен в отчет об оценке альтернативных решений, который, в свою очередь, войдет в отчет об оценке воздействия на социальную сферу и окружающую среду.

URS-EIA-REP- DocID:

Проект предусматривает строительство, пусконаладку, эксплуатацию и вывод из эксплуатации четырех ниток морского газопровода, который предназначен для поставки сухого природного газа (преимущественно метана).

К объектам капитального строительства в рамках Проекта относятся следующие:

Газопровод Предполагается построить четыре нитки газопровода протяженностью 230 км, диаметром 32 дюйма (813 мм) с толщиной стенки труб 39 мм. Газопровод составляется из секций длиной около 12 м, сварка которых будет производиться на площадке строительства.

Секции газопровода будут иметь внутреннее и внешнее покрытие. Для внутреннего покрытия будет использоваться эпоксидная краска, которая улучшает чистоту внутренней поверхности и производительность газопровода, а внешнее покрытие изготавливается из трехслойного полипропилена (3LPP) для защиты газопровода от коррозии.

Мелководные участки морских трубопроводов (как правило, на морских глубинах менее 100 м) будут дополнительно покрываться армированным бетоном для увеличения веса и улучшения устойчивости под действием морских течений, а кроме того, за счет этого обеспечивается дополнительная защита труб от внешних повреждений. Кроме того, газопроводы будут защищаться от коррозии с помощью системы катодной защиты, включающей протекторные аноды для прибрежных и морских участков, и системы с наложенным током или протекторными анодами на береговом участке.

Проектное давление в газопроводе составит 300 бар, хотя ожидаемое максимальное рабочее давление предположительно будет достигать 284 бар. Рабочая температура газа будет достигать примерно 50°C в точке врезки входного патрубка, а затем постепенно снижаться по мере движения газа по морскому участку газопровода.

URS-EIA-REP- DocID:

К капитальным береговым сооружениям1 будут относиться узел технологического замера параметров газа, аварийные задвижки и сооружение для запуска/приема диагностических и очистных устройств для каждой из четырех ниток газопровода. Такие объекты будут иметь подземную и наземную инфраструктуру, а также устойчивое защитное ограждение. Может возникнуть и необходимость в установке запорной арматуры. Примерное размещение каждого из этих объектов показано на рис. 4.1.

Точное расположение объектов будет определяться в рамках процесса предварительного проектирования (FEED).

Приборами технологического замера будут постоянно контролироваться состав, температура, скорость потока и давление газа, передаваемого по газопроводу.

Аварийные задвижки позволяют отключать отдельные сегменты газопровода или объекты для проведения работ по техническому обслуживанию или в случае порыва или утечки.

Сооружение для запуска/приема диагностических и очистных устройств будет построено для проведения испытаний в ходе пусконаладки и технического обслуживания газопровода. Диагностические и очистные устройства предназначаются для проведения таких мероприятий, как проверка дефектов (контроль), очистка, сушка и инспекция внутренней поверхности газопровода.

Потребность в монтаже блокирующих задвижек для каждого газопровода будет изучаться в рамках процесса предварительного проектирования. При необходимости запорная арматура будет располагаться непосредственно перед входными устьями микротоннелей. Подобно аварийным задвижкам запорная арматура позволяет отключать отдельные сегменты газопровода для проведения работ по техническому обслуживанию или в случае порыва или утечки.

В разделах с 4.2 по 4.5 приводится общая информация о строительстве, пусконаладке, эксплуатации и методах вывода из эксплуатации, которые будут применяться для береговых сооружений, прибрежных и морских участков Проекта. На текущем этапе предварительного проектирования проводится дальнейшая проработка и определение деталей Проекта, и более конкретная информация будет представлена в ОВОС и ОВОСиСС.

В данном отчете «Капитальные сооружения» - сооружения, которые будут использоваться в течение всего жизненного цикла Проекта, т.е. приблизительно 50 лет.

URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

Зона реализации Проекта подразделяется на следующие участки газопровода: береговое примыкание, прибрежный и морской участки. В зону реализации Проекта также входят площадки временного складирования труб, которые потребуются только на этапе строительства Проекта. Такие участки отмечены на рис. 1.3 и рассматриваются далее.

Упомянутые участки также представлены на рис. 4.1 и 4.2.

Протяженность участка берегового примыкания составляет примерно 3,9 км. В пределах этого участка на первых 2,5 км будет производиться подземная укладка газопровода с использованием траншейного и бестраншейного методов. По соображениям безопасности минимальный почвенный слой поверх подземного берегового газопровода будет составлять от 0,8 до 1,5 м. На остальном участке протяженностью 1,4 км газопроводы будут заключены в микротоннели, заканчивающиеся примерно в 400 м от берега на глубине моря примерно 23 м.

Береговые сооружения будут размещаться на сухопутном участке.

Прибрежный участок начинается на морских выходах микротоннелей, которые располагаются примерно в 400 м от берега на глубине около 23 м, и продолжается до глубины моря 30-35 м. На всем протяжении прибрежного участка потребуются дноуглубительные работы, для того чтобы проложить газопроводы в траншеи глубиной примерно 2,5 м. Точная максимальная глубина выработки и заглубления траншей газопроводов будут определяться состоянием донной почвы, стабильностью газопровода, эрозией морского дна и требованиями к защите.

Морской участок проходит от максимальной глубины моря, где предполагаются дноуглубительные работы (30-35 м), до границы ИЭЗ России и Турции в Черном море. Его протяженность в российских водах составит примерно 225 км, 50 км из которых относятся к российским территориальным водам. На морском участке укладка газопроводов будет производиться непосредственно на морское дно.

Для хранения труб и оборудования, необходимого на этапе строительства Проекта, потребуется одна или несколько баз временного труб и береговых баз. Береговая база(-ы) потребуется также в качестве базового порта для всех судов, занятых в строительстве газопровода. Оба объекта будут размещаться в одном или нескольких портах на российском побережье Черного и/или Азовского морей. Размещение баз(ы) изучается в рамках процесса предварительного проектирования.

URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

Коридоры маршрутов берегового и морского газопроводов приведены на рис. 4.1 и 4.2, соответственно. Маршруты газопроводов будут определяться в рамках процесса предварительного проектирования, и окончательная корректировка маршрута будет включаться в ОВОС и ОВОСиСС.

На участке берегового примыкания расстояние между газопроводами будет составлять примерно 26 м (рис. 4.1). От точки выхода микротоннелей и на всем протяжении прибрежного и морского участков расстояние между газопроводами, измеряемое от оси газопроводов, будет варьироваться в пределах от 20 до 100 м.

4.1.3 Подъездные маршруты и временные объекты Трубы и оборудование, которые потребуются для участка берегового примыкания, будут доставляться автотранспортом. Для реализации Проекта потребуется улучшить качество некоторых существующих дорог и может также понадобиться построить несколько новых подъездных путей для нужд строительства. В настоящее время проводится оценка дорог, подлежащих модернизации, их протяженности, а также протяженности и необходимости прокладки новых дорог.

Потребуется несколько площадок для размещения ряда береговых временных сооружений, которые будут необходимы на этапах строительства и пусконаладки, например: хранения труб и оборудования, материалов и отвального грунта, а также помещения санитарно-хозяйственного назначения для работников. После завершения строительных работ эти площадки будут восстанавливаться, и сведения о них приводятся ниже в разделах 4.2.1 ' Временные сооружения‘ и 4.3. С учетом близости маршрута берегового газопровода к городу Анапа рабочий поселок для строителей, повидимому, не потребуется.

Также необходимо будет подготовить дополнительные временные сооружения материально-технического обеспечения для строительства на море. К ним относятся места хранения труб и оборудования в одном или нескольких портах, а также одна или несколько баз снабжения для судов, занятых на строительстве (см. Раздел 4.2.4).

4.2.1 Участок берегового примыкания Для строительства газопровода на участке берегового примыкания Проекта будет использоваться сочетание траншейных и бестраншейных методов.

Традиционные методы укладки в траншею будут применяться при строительстве четырех ниток газопровода на участке от входных стволов микротоннелей до точки соединения Проекта с российской системой газопроводов.

В месте берегового примыкания имеется крутой обрыв к морю с уклоном до 47 градусов, начинающийся от уровня моря и поднимающийся до высоты примерно 80 метров. На URS-EIA-REP- DocID:

затем вновь следует склон к материковой части суши. Из-за крутизны склона и наличия скальных пород возможность укладки в траншею берегового газопровода через обрыв к морю не рассматривалась, и в качестве метода строительства в данной зоне было выбрано микротоннелирование.

Строительство газопровода – метод укладки в траншею Укладка газопровода от объектов берегового примыкания до входных котлованов микротоннелей будет производиться с использованием метода укладки в траншею, для которого потребуется задействовать экскаваторы, сварочные установки, трубоукладчики и бульдозеры (рис. 4.3). Предполагается, что все четыре нитки газопровода будут укладываться в течение одного периода строительства, чтобы избежать воздействия четырех отдельных периодов строительства. Пример процесса применения траншейного метода приведен на рис. 4.3, а стандартное сечение строительного коридора изображено на рис. 4.4.

Все работы по укладке газопровода методом укладки в траншею обычно будут проводиться на полосе земли, называемой строительным коридором. Строительный коридор будет иметь ширину 120 м (см. рис. 4.4); он будет четко обозначен и в необходимых местах будет иметь ограждение. Будут определены и обозначены места расположения оперативных служб третьих сторон. Для воздушных кабелей будут устанавливаться предупредительные знаки, будут также обозначаться временные пункты перехода/переезда.

Вдоль строительного коридора плодородный слой почвы будет снят и сохранен для последующего использования при восстановлении почвенного покрова в пределах строительного коридора. Некоторые зоны строительного коридора могут оборудоваться ступенями или профилироваться для обеспечения безопасных условий работы.

Открытые траншеи газопровода будут выкапываться механическими экскаваторами до стандартной глубины от 1,8 до 2,5 м, с тем чтобы обеспечить минимальную толщину восстановительного слоя поверх трубопровода от 0,8 до 1,5 м. Грунт, извлекаемый из траншей (отвал), будет храниться отдельно от плодородного слоя во избежание смешивания подпочвенного грунта с плодородным слоем, что может воспрепятствовать успешному восстановлению. На скальный или каменистый грунт будет завозиться песок, который будет использоваться в качестве подушки под газопроводом для защиты покрытия труб от повреждений.

В соответствии с общепринятым методом укладки секции труб будут размещаться непрерывной цепью торец к торцу вдоль траншеи для подготовки к сварке. После сварки швы будут проверяться с помощью неразрушающего метода контроля и сертифицироваться до нанесения изоляции сварного шва на месте укладки. После проверки изоляции сварных швов трубы будут осторожно укладываться в траншею при непрерывной работе трубоукладчика.

Траншея трубопровода затем будет засыпаться материалом, взятым из траншеи (отвал), в порядке, обратном извлечению. Любые излишки или непригодный для засыпки материал (например, инертные отходы) будут вывозиться с площадки, и направляться на утилизацию на сертифицированное предприятие по переработке отходов. После этого на URS-EIA-REP- DocID:

восстановления растительности на участке за счет наличия семян в сохраненном плодородном слое, которые будут способствовать естественному восстановлению растительности.

На этом участке также потребуется пересечь приток реки Сукко. Методы строительства этого речного перехода будут определяться в рамках процесса предварительного проектирования, а сооружение перехода будет осуществляться с применением метода укладки в траншею или бестраншейного метода.

URS-EIA-REP- DocID:

Часть Часть Рисунок 4.3: Стандартный траншейный метод строительства газопровода URS-EIA-REP- DocID:

URS-EIA-REP- DocID:

Для прокладки газопровода через крутые обрывы к берегу моря на участке примыкания потребуется четыре микротоннеля (бестраншейный метод), по одному микротоннелю для каждой нитки газопровода. Пример стандартного строящегося микротоннеля приведен на рис. 4.5.

Микротоннели позволят пересечь автодорогу Варваровка – Сукко и реку Шингарь.

(Изображение предоставлено фирмой Herrenknecht AG) Рисунок 4.5: Сооружение стандартного микротоннеля Предполагается, что в зависимости от существующего состояния грунта, строительство каждого микротоннеля займет от шести месяцев до года с учетом подготовки места, строительства тоннеля и рекультивации зоны строительства.

Входные стволы микротоннелей будут располагаться на суше, тогда как выходные пункты будут находиться на прибрежном участке в море. Общая протяженность каждого микротоннеля составит примерно 1,4 км (примерно 0,4 км тоннеля будет проходить ниже уровня морского дна и примерно 1 км проходит — по суше). Диаметр каждого тоннеля составит примерно 2 м. Разрабатываемые согласно требованиям входные устья будут иметь примерно 12 м в ширину и 12 м в длину (квадратной формы) или 12 м в диаметре.

Метод проходки микротоннеля предусматривает протяжку заранее отлитых выстилающих бетонных труб (предназначенных для стабилизации трубного тоннеля) позади управляемой, дистанционно контролируемой тоннелепроходческой машины (ТПМ).

URS-EIA-REP- DocID:

трубы будут выстилать поверхность микротоннеля по мере его формирования.

Режущий ротор ТПМ смачивается водой и бентонитом (природная, инертная, нетоксичная глина), которые подаются насосом на режущий ротор с поверхности микротоннеля. Большая часть жидкости (смесь вода/бентонит и буровые отходы возвращается на поверхность, где происходит фильтрование для отделения буровых отходов, и хранится в емкостях временного хранения бурового раствора для повторного использования. Остаточный слой жидкости на внешней поверхности бетонных выстилающих труб способствует снижению трения между выстилающими трубами и прилегающим слоем почвы.

После завершения укладки трубопровода, сварки труб и устройства узлов запорной арматуры (если необходимо) проводятся восстановительные работы на месте строительства микротоннеля с воспроизведением первоначального рельефа местности.

Оборудование, необходимое для микротоннелирования, и отвалы изъятого грунта при прокладке микротоннелей будут временно храниться на строительной площадке. Для каждого тоннеля потребуется выемка примерно 4500 кубометров (м3) грунта. Буровые отходы от каждого микротоннеля могут проходить повторную переработку и использоваться в других процессах (например, в качестве инертного наполнителя, заполнителя для строительства дорог и пр.). Вместе с тем, если такая возможность не рассматривается, отходы будут вывозиться с площадки на соответствующее предприятие по утилизации отходов. Оборудование будет включать дизель-генераторы для выработки электроэнергии, гидравлические домкраты, установки для сепарации отходов (например, вибросита), установки для добавления бентонита, насосы, краны, экскаваторы и пост управления.

Временные сооружения на суше На этапах строительства и пусконаладки понадобится ряд временных сооружений на суше. Сводная информация о расчетных земельных площадях, необходимых для таких временных сооружений, приводится в таблице 4.1 — размеры этих площадей могут быть скорректированы в процессе предварительного проектирования, а также при дальнейшем проектировании. Восстановление земельных площадей будет производиться после завершения строительства.

Строительный коридор газопровода Строительная площадка береговых сооружений Место временного хранения пусконаладочных работ необходимо) Складская площадка URS-EIA-REP- DocID:

Площадка строительства микротоннелей Подъездная дорога Таблица 4.1. Расчетные потребности в площадях для временных сооружений на суше 4.2.2 Прибрежный участок Строительные работы на прибрежном участке включают извлечение ТПМ после завершения прокладки микротоннелей, прокладку газопровода в тоннеле, а также заглубление каждого газопровода до глубины, необходимой для обеспечения стабильности и защиты в течение длительного времени. В период строительных работ по укладке газопровода для прибрежного участка потребуется выделить строительный коридор шириной приблизительно 500 м.

Предполагается, что извлечение ТПМ будет осуществляться с помощью земснаряда типа TSHD или землечерпательной машины, и крана, установленного на судне.

TSHD земснаряд использует грунтозаборное устройство, соединенное с грунтоприемником. Извлекаемый материал затем хранится в отсеках (бункерах) самого судна. Извлекаемый отвал перегружается на контейнерные баржи до повторного использования при заглублении газопровода. Пример стандартного судна земснаряда приведен на рис. 4.6.

Рисунок 4.6: Схема проведения землечерпальных работ Земснаряд представляет собой экскаватор, установленный на плоскодонной барже.

Положение баржи фиксируется штангами, которые входят в морское дно DocID:

перегружается на контейнерные баржи до повторного использования при заглублении газопровода. Примерная схема устройства стандартной землечерпальной машины приведена на рис. 4.7.

Рисунок 4.7: Схема экскаваторной землечерпалки Извлечение ТПМ будет производиться после завершения проходки микротоннелей.

Затем газопроводы будут собираться на стационарной трубоукладочной барже и прокладываться в сторону суши через микротоннели с помощью системы лебедок.

Процесс строительства трубопровода описан в данной главе ниже.

После установки каждой нитки газопровода в микротоннеле проводится их стабилизация в тоннеле посредством заполнения пространства между трубой и стенками тоннеля (кольцевое пространство) заменителем грунта, например, цементного раствора. Процесс закачивания также обеспечит вытеснение морской воды из тоннелей. Сбор, очистка или отведение вытесняемой морской воды будет осуществляться в соответствии с действующими правилами.

Для обеспечения гарантий защиты газопровода на мелководье он будет заглубляться на глубину, необходимую для сохранения устойчивости. Заглубление трубопровода предусматривается также в качестве меры безопасности во избежание повреждения и контакта с инфраструктурой третьих сторон, например, траловой оснастки и якорей.

Предпочтительный метод укладки в траншею называют «подсадкой трубопровода».

Подсадка проводится с помощью погружного земснаряда, управляемого с судна.

Заглубление газопровода достигается за счет сочетания боковой выемки грунта и подмыва струей воды для удаления донного грунта из-под уложенного трубопровода.

Удаляемый донный грунт перекачивается на предыдущую секцию газопровода для заполнения траншеи. Такой метод сводит к минимуму извлечение донного грунта и сопутствующих организмов бентоса и не требует временной или конечной утилизации извлекаемых донных пород.

URS-EIA-REP- DocID:

выше. Заглубленная секция газопровода будет иметь протяженность до глубины моря от 30 до 35 м. Точная глубина моря (а значит, и протяженность участка с углубленным дном) будет определяться в процессе предварительного проектирования на основании анализа метеорологических и грунтовых условий.

Укладка морского участка газопровода осуществляется посредством последовательной центровки труб, их сварки и погружения с судна-трубоукладчика. Секции обетонированных труб (длиной 12 м каждая) перевозятся на судно-трубоукладчик.

Секции соединяются вместе с помощью автоматической сварки. Все сварные швы тестируются и покрываются защитным слоем, а затем трубопровод под натяжением погружаются на морское дно.

На мелководье будет использоваться метод S-образной укладки труб. Такой метод предусматривает сварку трубных секций в горизонтальной рабочей плоскости и непрерывную «подачу» соединенных секций через стингер укладки труб судна, так что газопровод от точки выхода с судна до точки касания морского дна приобретает Sобразную форму. На рис. 4.8 представлено схематическое изображение метода Sобразной укладки труб, а на рис. 4.9 показано стандартное судно для S-образной укладки труб.

Рисунок 4.8: Схема метода S-образной укладки труб URS-EIA-REP- DocID:

Рисунок 4.9: Стандартное судно для S-образной укладки труб Суда-трубоукладчики могут позиционироваться и перемещаться с помощью якорей или же могут динамически позиционироваться (ДП) с использованием компьютерной системы, которая управляет подруливающими устройствами (направляющими винтами) судна. В случае использования якорей с каждого судна могут отдаваться до 12 якорей, и положение самого якоря может быть на удалении до 1,5 км от оси судна в зависимости от глубины.

После завершения укладки прибрежного участка газопровода его заглубляют до глубины примерно 2,5 м либо посредством подсадки, либо, если укладка была выполнена в предварительно подготовленную траншею, за счет прямой засыпки ранее извлеченного донного грунта поверх газопровода (обратная засыпка). Если извлеченный донный грунт непригоден для обратной засыпки, будет завозиться подходящий заполняющий материал, а извлеченный грунт будет направляться в разрешенную зону свалки грунта (будет решено в процессе предварительного проектирования).

На морском участке укладка газопровода будет производиться с судна для укладки труб в соответствии с описанной выше процедурой, однако в отличие от мелководья, газопроводы в траншеи заглублять не требуется, и они будут укладываться непосредственно на морское дно с помощью методов S-образной или J-образной укладки, как показано на рис. 4.8 и 4.10.

Для укладки морского участка газопровода могут потребоваться суда для укладки труб на средних и больших глубинах. Судно для укладки труб на средних глубинах в состоянии вести работы на морских глубинах примерно от 20 до 600 м. Такие суда могут либо URS-EIA-REP- DocID:

помощью метода S-образной укладки. Судно для глубоководной укладки трубопроводов в состоянии укладывать трубы в водах глубиной от примерно 300 м до практически любых глубин в зависимости от размеров трубопровода. Такие судна динамически позиционируются и могут использовать методы как S-образной, так и J-образной укладки.

В методе J-образной укладки трубы собираются и свариваются посредством вертикального наращивания в башне, размещаемой по центру или с боковой стороны судна для укладки труб, и по мере движения платформы вперед, соединенный газопровод практически вертикально, J-образно опускается от исходной точки до морского дна. Метод J-образной укладки считается пригодным от минимальной глубины моря 300 м в зависимости от диаметра трубопровода. На рис. 4.10 представлено схематическое изображение метода J-образной укладки труб, а на рис. 4.11 показано стандартное судно для J-образной укладки труб.

Рисунок 4.10: Схема метода J-образной укладки труб URS-EIA-REP- DocID:

Рисунок 4.11: Стандартное судно J-образной укладки Строительный коридор морского участка будет иметь ширину примерно 500 м, если будут использоваться суда с динамическим позиционированием (ДП), или ширину 3 км при использовании стандартных судов для укладки труб. Укладка труб будет производиться круглосуточно. В соответствии с установленными законодательством процедурами будут направляться уведомления, призванные обеспечить безопасность навигации и проведения работ.

Выбор судов, которые будут использоваться для укладки труб, еще предстоит завершить, и окончательное решение будет приниматься после заключения контрактов на строительство.

Кроме судна (судов) для укладки труб, для проведения трубоукладочных работ будут привлекаться дополнительная суда поддержки (якорезавозчик, обследование, водолазная поддержка, смена экипажа) и суда снабжения (трубы, топливо и продовольствие). 12-метровые трубы будут завозиться на суда для укладки труб судами снабжения, которые будут курсировать между портами/базами временного складирования и местом расположения трубоукладчика. Точное расположение портов и баз хранения труб и оборудования будет определяться в процессе предварительного проектирования.

4.2.4 Базы хранения труб и оборудования Каждый из четырех ниток газопровода, входящих в систему морского газопровода «Южный поток», будет состоять из примерно 75000 отдельных секций труб. Такие секции труб по железной дороге или по морю будут доставляться с трубопрокатных заводов, где URS-EIA-REP- DocID:

находиться до отправки на судно для укладки труб в Черном море.

Предполагается, что обслуживание всех 930 км маршрута газопровода смогут обеспечивать две базы временного хранения труб и оборудования площадью не более 25 га каждая, при этом одна из них будет размещена в России, а вторая — в Болгарии, и с каждой базы будет поставляться около половины всех труб для газопровода. В случае параллельного строительства двух газопроводов потребности в земельных площадях возрастут примерно вдвое.

Базы хранения труб и оборудования будут необходимы в течение всего этапа строительства. В настоящее время проводятся обследования нескольких потенциальных портов на российском побережье Черного и Азовского морей на предмет определения наиболее подходящего места расположения базы хранения труб и оборудования. В зависимости от выбранного порта могут потребоваться определенные инвестиции в портовые сооружения и сопутствующую инфраструктуру. Объем необходимых работ будет известен только после выбора порта.

Для флота, занятого в работах по строительству газопровода, также потребуются одна или несколько береговых баз. Предполагается, что те же площадки размещения в порту, которые будут выполнять функции базы хранения труб и оборудования, будут также служить базами для судов строительного флота.

После укладки каждой нитки газопровода будет проводиться ряд мероприятий, известных как пусконаладка, с тем чтобы гарантировать соответствие требованиям эксплуатации газопроводов. Основная цель такого рода мероприятий — удостовериться в том, что укладка газопровода была произведена без значительных дефектов, что его состояние позволяет использование для транспортировки газа под расчетным давлением и доставки газа в соответствии с техническими условиями. Пусконаладочное оборудование будет использоваться для очистки, диагностики газопровода, гидравлических испытаний (если требуются) и сушки установленного газопровода.

Гидравлические испытания проводятся для проверки отсутствия утечек из газопровода.

При гидравлических испытаниях предусматривается заполнение газопровода водой под давлением, которое превышает максимальное рабочее давление. После достижения испытательного давления проводится контроль давления в системе, чтобы убедиться в отсутствии утечек, которые приведут к потере давления воды внутри газопровода.

Принципы и план проведения гидравлических испытаний по Проекту находятся в стадии разработки, и их завершение предполагается на этапе предварительного проектирования. Ниже описаны лишь общие принципы.

В случае проведения гидроиспытаний, будет осуществляться заполнение водой, проверка давления и осушение газопровода в рамках одной «очистной» операции. После заполнения газопровода водой сразу же проводятся гидравлические испытания с использованием насосов, позволяющих достичь нужного давления воды. После испытаний производится откачка воды и осушка труб. Пусконаладочное оборудование URS-EIA-REP- DocID:

его можно размещать на морских баржах или на временно выделенных площадках берегового примыкания, предназначаемых для оборудования пусконаладки и откачки воды.

Вода, необходимая для гидравлических испытаний, будет либо отбираться из Черного моря, либо забираться из муниципальных/ частных источников водоснабжения. Вода для гидравлических испытаний будет фильтроваться и обрабатываться ультрафиолетовыми лучами. Руководящим принципом для выбора любых необходимых химических реагентов будут служить химические вещества из перечня ОСПАР2 для соединений с малым или нулевым риском для окружающей среды.

После завершения гидравлических испытаний будет проводиться откачка воды из газопровода посредством прогона серии диагностических и очистных устройств со станции их запуска до места размещения испытательной головки с помощью сжатого воздуха, чтобы вытеснить воду. Перед сбросом воды в море будут извлекаться диагностические и очистные устройства, а также собранные ими отходы.

После завершения процесса откачки будет проводиться сушка газопроводов. Существует несколько различных методов, которые могут применяться для сушки газопровода, с тем чтобы подготовить его к заполнению газом, в том числе использование компрессоров для прокачки сухого воздуха и прогона пеноуретанового очистного скребка через газопровод или химическая сушка с использованием очистных скребков, покрытых ингибиторами для поглощения воды.

Принципы проведения пусконаладочных работ для морского газопровода «Южный поток»

в настоящее время находятся в стадии разработки, Рассматриваются два возможных сценария проведения гидравлических испытаний.

Сценарий 1: гидравлические испытания всего трубопровода от России до Сценарий 2: гидравлические испытания только берегового и прибрежного участков трубопровода.

В рамках обоих сценариев после завершения гидравлических испытаний всего газопровода на отрезке от площадки запуска диагностических и очистных устройств в России до площадки приема таких устройств в Болгарии предусматривается проведение очистки, калибровки и сушки газопровода.