Geum.ru

Заключение экспертной комиссии общественной экологической экспертизы

Вид материалаДокументы

Содержание


1. История вопроса
2. Основные проектные решения
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

1. История вопроса




    1. Площадь проекта «Сахалин-1» включает три морских месторождения на северо-восточном шельфе острова Сахалин: Чайво (открыто в 1979г.); Одопту (открыто в 1977г.); Аркутун - Даги (открыто в 1989г.).
    2. С целью освоения вышеуказанных месторождений создан международный Консорциум в современном составе: оператор проекта – зарегистрированная на Багамских островах компания “Эксон Нефтегаз Лимитед” (30%), японская компания “Сахалин Ойл Девелопмент Кооперейшн Компани, ЛТД” (СОДЕКО) (30%), российские компании ЗАО “Сахалинморнефтегаз – Шельф” (СМНГ) (11,5%) и ЗАО “Роснефть - Астра” (8,5%), индийская компания «ОНГК Видеш Лтд» (20%).
    3. В 1994 г. Технико-экономические расчеты целесообразности освоения Чайвинского, Аркутун-Дагинского и Одоптинского месторождений на шельфе острова Сахалин (проект «Сахалин-1») получили отрицательное заключение государственной экологической экспертизы.
    4. В 1995 году Правительством Российской Федерации, Администрацией Сахалинской области и участниками Консорциума было подписано Соглашение о разделе продукции (СРП) по проекту «Сахалин-1». После объявления о вступлении в силу Соглашения о разделе продукции, Консорциум заявил о начале оценочного бурения по геологическому изучению недр в рамках проекта «Сахалин-1», которое продолжалось до 2001 г. Результаты геологического изучения недр показали, что все три месторождения (Чайво, Одопту, Аркутун-Даги) являются рентабельными.
    5. Первая стадия разработки проекта «Сахалин-1», как указывается разработчиками «ОВОС Стадии 1», базируется в основном на добыче нефти, но предусматривает также продажу некоторой части газа на российском рынке. Суммарная добыча нефти на всех трех месторождениях может поддерживаться на уровне 12 млн. тонн в год в течение более 10 лет, а экспорт газа может обеспечиваться в течение более 40 лет. Согласно прогнозов, экспорт газа в Японию начнется не позднее 2008 г. с выходом на стабильный уровень 22 млн. м3/сут. к 2015 г. Капиталовложения в рамках Стадии 1 проекта «Сахалин-1» составят 4,5 млрд. долларов США.



2. Основные проектные решения



2.1. Освоение месторождения Чайво планируется вести с берега и с морской платформы «Орлан» (ранее разведочная платформа для моря Бофорта, год постройки - 1984), которая будет установлена на глубине 15 м, в 11 км от берега. С платформы планируется пробурить 20 эксплуатационных скважин. С буровой площадки, расположенной на берегу Охотского моря, на Чайвинской косе, планируется пробурить 11 эксплуатационных скважин. В 8 км от буровой площадки, вблизи мыса Нгаян, в 1 км к западу от залива Чайво планируется построить Береговой комплекс подготовки продукции (БКП), на котором будет обрабатываться нефть, добываемая на месторождениях Чайво и Одопту. Платформа «Орлан» и БКП будут соединяться двумя трубопроводами 19 км длиной, из которых 11 км морской участок.

2.2. Месторождение Одопту, расположенное в 7 – 24 км от берега, планируется разрабатывать с двух береговых площадок – северной (№2) и южной (№1), расстояние между которыми 9 км. Буровые площадки должны находиться в центре Пильтунской косы. На площадке № 1 в течение 7-8 лет планируется пробурить 21 скважину, а на площадке № 2 – 17 скважин. Рядом с площадкой № 1 на Пильтунской косе планируется построить БКП «Одопту». Буровые площадки и БКП будут соединяться трубопроводами.

2.3. С обоих месторождений планируется добывать:
  • нефти - 12 млн. тонн в год (40 тыс. тонн в сутки);
  • газа – 31,2 млн. м3 в сутки. 1,1 млн. м3/сут. сухого обработанного газа будет использоваться как топливо для БКП, до 2,8 млн. м3/сут. пойдет на продажу на местном рынке.

2.4. От БКП Одопту до БКП Чайво по территории острова планируется проложить нефтепровод длиной 67 км, пересекающий залив Пильтун. От БКП Чайво проектировщики предполагают вести нефтепровод на терминал в пос. Де-Кастри (Хабаровский край), пересекая пролив Невельского от мыса Уанги до мыса Каменный. Длина нефтепровода до пос. Де-Кастри 221 км, диаметр 610 мм. Согласно предлагаемого в «ОВОС Стадии 1» основного маршрута, нефтепровод пересекает 24 дороги, 129 водных преград с общей длиной их пересечения 492 м. Длина пересечения пролива Невельского 20 км. Отключающие задвижки на нефтепроводе планируется установить на обоих берегах пролива Невельского, в местах пересечения крупных водных преград, сейсмически активных разломов.

2.5. Предполагается, что с терминала Де-Кастри нефть будет перевозиться круглогодично танкерами через Татарский пролив в Японию и страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Танкеры будут с двойным корпусом и водоизмещением до 110 тыс. тонн. Каждые 2-3 дня нефть будет отгружаться на 6 танкеров. Четыре ледокола будут использоваться для обеспечения прохода танкеров в Татарском проливе и подхода к терминалу во льдах в течение 3-4 суровых зимних месяцев.

2.6. ПЛАНИРУЕМЫЕ СРОКИ наиболее важных этапов реализации проекта:

Строительство БКП и буровой площадки на Чайво – 3 квартал 2002 г.

Бурение на Чайво – 4 квартал 2002г., добыча – 4 квартал 2005 г.

Строительство на Одопту – 1 квартал 2004г., добыча – 4 квартал 2007 г.

Терминал в Де-Кастри – строительство и дноуглубительные работы – 4 квартал 2002 г.

Морская платформа «Орлан» – установка – 2 квартал 2004 г.

Сухопутный трубопровод – строительство- 3 квартал 2002 г.

Морской трубопровод – 3 квартал 2004 г.

Ввод в эксплуатацию платформы «Орлан», БКП Чайво и терминала Де-Кастри в конце 2005г., БКП Одопту в 2007г.