Большая ложь Транснефти. Интервью с экспертом.

Компания Транснефть, аргументируя необходимость прокладки нефтепровода непосредственно по берегу озера Байкал, прибегает к демагогической аргументации о полной безопасности этого проекта. По словам руководства Транснефти, компания обладает полным спектром современных технологий в области строительства трубопроводов, что сводит риск разлива нефти на побережье Байкала к нулю. Основные аргументы Транснефти: - углубление труб нефтепровода в землю на 2-3 метра, что позволит демпфировать толчки при землетрясениях; - увеличение толщины стенок труб в три раза, что должно предотвратить потери нефти от коррозии и трещин; - использование технологии "умной трубы", что позволит в реальном времени отслеживать все потенциальные нарушения стенок трубопровода; - систематический контроль за состоянием трубопровода с вертолетов и мобильными группами; - использование специальнеого флота для оперативного сбора нефти, попавшей в Байкал. Против последнего аргумента контраргумент может найти любой житель Прибайкалья. Очевидно, что проектировщики Транснефти не имеют представления о гидрологии Байкала и не знают, что почти пять месяцев Байкал покрыт льдом, а еще четыре месяца подвержен штормам, во время которых в море не выходит никто. Сегодня у нас в гостях - Станислав Сорокин, инженер-конструктор, долгое время работавший на нефтепроводах компании Элком-Плюс, в непосредственной связи с Транснефтью, торговым домом Транснефть, центральными нефтепроводами Центральной Сибири (МНЦС) и Связьтранснефтью. Станислав знает практику прокладки нефтепроводов не понаслышке, так как занимался проектированием и непосредственной прокладкой нефтепровода Томск-Парабель-Кедровый-Сургут. Д.Таевский: Станислав, как Вы вообще относитесь к прокладке подземного нефтепровода с сложных горных и сейсмических условиях Северного Байкала? С.Сорокин: Начнем с того, что в горной местности по правилам закапывать трубу нельзя. Труба Чимкент-Чарджоу и на Кавказе до Баку идет по поверхности. Почему – это очевидно. В скалы закопаться нереально - грунт тяжелый. В вечную мерзлоту, которая ждет Транснефть в долине Верхней Ангары, тоже нельзя закапывать - мерзлота рельс ломает, а трубу порвет на ура. В горной местности трубопровод всегда идет по поверхности, на специальных платформах из бетона. Так сделан, например, Бакинский нефтепровод. Д.Таевский: А что Вы можете сказать о сейсмической опасности? С.Сорокин: Тут дело в том, что у Транснефти нет опыта эксплуатации трубопроводов в сейсмоопасных зонах. Посмотрите на карту трубопроводов Транснефти - они все почти проходят по равнинной местности, там, где землятресения практически не случаются. Хотя Томская область считалась сейсмобезопасной, но в за последние 20 лет прошлого века там было два землетрясения по пять-шесть баллов... В общем, опыта нет, есть только теория и расчет. Закопанная в землю, труба в самом деле способна пережить землетрясение в пять балов (но не более) - земля играет роль подушки, а труба имеет определенную степень свободы. Свареная труба – это ведь не жесткий элемент, а скорее напоминает большой пожарный шланг. Д.Таевский: Иркутские и бурятские экологи говорят о нормативах на утечки нефти, которые уже заложены в проектируемых трубопроводах. Руководство Транснефти утверждает, что эти утечки происходят только за счет испарения в хранилищах. Так ли это? С.Сорокин: Нормативы и цифры руководство Транснефти называет правильно. Но! Обратите внимание, что нормы потерь расcчитываются на длину трубопровода и на объем прекачанной нефти. Труба внутри герметична. Испарения внутри трубы - только температрурные, то есть по идее нормативы должны быть на порядки ниже. Дело в том, что нормативы потерь рассчитываются исходя из возможных, мелких потерь, так называемых технологических – то есть утечек нефти при различных текущих работах с нефтепроводом. Даже когда Ультраскан (скребок или погружной датчик) погружают в трубу или достают – неизбежно часть нефти из нефтепровода выходит наружу. В Сибири нередки случаи, когда такие мелкие нефтяные объемы прямо около трубы и закапываются. Но это на равнине, где есть земля. На Северном Байкале, где скальный грунт, эти технологические потери потекут в воду. Д.Таевский: Как повлияют на нефтепровод низкие температуры, достигающие в долине Верхней Ангары минус 55 градусов? С.Сорокин: На сам нефтепровод – никак. Есть специальные ингибиторы - вещества, добавляемые в нефть для того, чтоб снизить ее вязкость. Существуют средства сохранения допустимой вязкости до минус 40 градусов. Если будет холоднее – нефть будут греть на насосных станциях. На нефтепроводах севера Тюмени тоже бывает минус 55. Проблема в другом. Транснефть не сможет проводить зимой мониторинг трубопровода с воздуха, потому что ни один гражданский вертолет при морозе ниже 37 градусов в воздух не поднимется. Д.Таевский: Что Вы можете сказать о практике увеличения стенок трубопровода? "Толстые" трубы уже где-нибудь использовались? С.Сорокин: Нормальная толщина стенки нефтепровода – 12 миллиметров. Утолщенные трубы я ни разу не видел и не слышал о них, врать не буду. Насколько я знаю, в Транснефти такие трубы до сих пор не применялись. Но из сопромата известно, что чем толще стенка трубы, тем менее стойкой к излому она становится. Это очевидно, это вам любой математик подтвердит. А, стало быть, тут палка о двух концах. Как себя поведут трубы с толщиной стенки 36 миллиметров – необходимо очень тщательно рассчитывать. Д.Таевский: Руководство Транснефти утверждает, что в районе Байкала в целях безопасности число заглушек будет увеличено втрое, то есть они будут стоять через 5-10 километров. Поможет ли это реальной безопасности нефтепровода? С.Сорокин: Обычно на равнинах заглушки ставят через 50-60 км. И дополнительно на водных переходах, через реки. Д.Таевский: И как они работают? С.Сорокин: Если происходит авария – заглушки перекрываются, нефть из поврежденного участка трубопровода сливается, после чего производятся ремонтные работы. Варить трубу, ремонтировать ее, с нефтью внутри, нельзя - может быть взрыв. По технике безопасности, при любом повреждении трубы нефть обязательно выкачивается. Подземные трубы иногда ремонтируются, просто вытаскивая поврежденный кусок на поверхность. Нефть в этом случае стекает от поврежденного участка под наклоном в трубопровод. Но это скорее редкость - как правило, роют котлован прямо рядом с разрывом и сливают туда нефть. Потом засыпают землей. Д.Таевский: С "умной трубой" Вы когда-нибудь сталкивались? С.Сорокин: Нет, потому что их нет таких в природе. Единственный прообраз такой трубы попытались построить на Аляске. Построили, и вот результат - разрыв обнаружили через два дня после утечки! И это несмотря на все умные датчики. Про датчики – вообще отдельная история. Во-первых, начнем с того, какие именно данные может "снять" датчик с трубы? Находясь снаружи, он снимает потенциал трубы, это возможно за счет того, что на трубу подается слабое напряжение для снижения коррозии. Внутри трубы можно снимать скорость потока. Нефть очень вязкая – например, при заполненни Трансаляскинского нефтепровода нефть прокачивали несколько месяцев, пока она появилась на выходе. А этот трубопровод будет еще длинее. Так вот, из-за вязкости давление не будет меняться быстро, а, стало быть, о разрыве по изменению давления судить невозможно. Это как судить о проколе в шине, снимая данные с поверхности колеса о плотности резины... Во-вторых, даже супер-умные датчики должны быть, как минимум, включены и к тому же иметь надежный канал связи. Труба, на которой я работал, проработала больше года без всяких систем связи и без всех датчиков в принципе! Сначала запустили трубу, а потом уже шли специалисты, которые строили телеметрию, связь и все такое прочее. Это же Россия. Д.Таевский: Станислав, у Вас как у специалиста, какой прогноз по трубопроводу на Байкале - будут там прорывы? С.Сорокин: Будут однозначно. Просто потому, что это крайне сложный технический объект. Причем эксплуатируюшийся в очень трудных условиях. В Сибири нет и 10 километров трубопровода, чтобы за срок эксплуатации не было на нем каких-либо инцидентов, а тут еще накладываются землетрясения. Поэтому разлив - дело времени, а объем разлива - дело случая. И не всегда виноват только человеческий фактор. Хотя он вносит хороший вклад. Д.Таевский: Большое спасибо. Хотя, конечно, нашим читателям хотелось бы услышать более оптимистичный прогноз. Беседовал главный редактор издания БАБР.RU Дмитрий Таевский Наш комментарий: Подробности об аварии на Трансаляскинском нефтепроводе Нефтяное пятно обнаружили в начале марта, однако истинный масштаб загрязнения стал известен только сейчас. "Недавно на северном склоне Аляски в результате коррозии трубопровода произошло два разлива нефти. Масштаб большего разлива исчисляется 200 000 галлонами. Масштаб второго разлива нам до сих пор не известен", - прокомментировал Джон Дэвенс (John S. Devens), исполнительный директор Гражданского консультативного совета бухты Принца Уильяма (Regional Citizen`s Advisory Council), в интервью "Беллоне.ру". Дэвенс был мэром города Валдез на Аляске в 1989 году, когда вышедший с терминала в Валдезе, заполненный нефтью танкер Exxon Valdez наскочил на риф, что привело к крупнейшей в истории экологической катастрофе на море. По словам ученых, следствием разлива стало резкое уменьшение популяций рыб, в том числе горбуши, а на восстановление некоторых ареалов чувствительной природы Арктики потребуется не менее 30 лет. Суд обязал компанию Exxon уплатить компенсацию в 4,5 млрд долларов. Как вспоминает Дэвенс, тогда неадекватные действия компании Exxon заставили жителей Валдеза почувствовать себя обманутыми, но грамотные действия общественности и давление администрации города заставили нефтяников пойти на ряд уступок. В частности, именно после этой аварии был создан Гражданский консультативный совет, контролирующий деятельность нефтяных компаний. Деятельность совета обеспечивается за счет обязательных отчислений нефтяников. По словам Девенса, трубопроводу, на котором произошла нынешняя авария, уже 30 лет. "Мы обеспокоены тем, что еще может случиться с этой трубопроводной системой", - добавил он. По мнению ряда наблюдателей, это загрязнение, наряду с тем, которое произошло в результате аварии Exxon Valdez, - одно из крупнейших в арктическом регионе и ставит под вопрос планы администрации Буша по увеличению нефтедобычи в Аляске. Причины аварии По утверждению властей, источником нынешней аварии стала дыра, вызванная внутренней коррозией трубопровода, оператором которого является British Petroleum Exportation (Аляска). Трубопровод оборудован специальной системой - детектором утечек, но несмотря на это, на сегодняшний момент никто не может точно определить время начала разлива. Его обнаружили только 2 марта, после чего трубопровод был перекрыт, а утечка устранена. British Petroleum проведет расследование, в ходе которого выяснится, работал ли детектор во время возникновения аварии. Масштаб разлива По оценкам экологов, сырой нефтью покрыта заснеженная тундра площадью в один гектар. "Я могу подтвердить, что это крупнейший разлив сырой нефти на Северном склоне из всех, записями о которых мы располагаем", - приводит агентство Associated Press слова Линды Джигуэр (Linda Giguere) из министерства экологии штата Аляска. Данные о масштабах инцидента, по ее словам, основаны на исследовании, проведенном несколько дней назад на месте утечки. Поскольку район, где произошла утечка, не является густонаселенным, то угрозы для жителей практически не существует. Авария произошла на северном побережье Аляски, в 1040 километрах к северу от самого крупного города штата, Анкориджа. Основная проблема в происшествии - это поражение обширной территории обитания многих видов птиц и животных, которые сейчас вынуждены мигрировать из этих мест. Ликвидация разлива Сейчас на месте разлива трудятся ликвидаторы, работе которых способствуют погодные условия. Сильные морозы и ветер делают нефть более густой и предотвращают ее растекание на еще более обширную территорию. "Нам предстоит проделать еще много работы", - заявил представитель Бритиш Петролеум Дэн Ларсон (Dan Larson) в интервью американским информационным агентствам. Ликвидаторы ставят перед собой цель собрать, по меньшей мере, 90 процентов от разлившейся нефти.