Перспективные районы нефтедобычи шельф чукотского моря

Территория богатств

По мере истощения запасов нефти и газа на суше в РФ активизируется изучение континентального шельфа. Российская береговая линия имеет самую большую в мире протяженность. В последнее время компании осуществляют деятельность в наиболее сложной для работы арктической зоне, а также на Северном Каспии.

По совокупному нефтегазовому потенциалу осадочные бассейны российского арктического шельфа сравнимы с крупнейшими нефтегазоносными регионами мира. По оценкам отраслевых экспертов, к 2050 году шельф Арктики может обеспечивать от 20% до 30% всей нефтедобычи.

В России разрабатывать нефть газ на арктическом шельфе могут только госкомпании с пятилетним опытом — «Газпром» и «Роснефть», для которых это направление является стратегически важным.

Континентальный шельф Арктики

По данным «Роснефти», в 2018 году добыча углеводородного сырья на шельфовых месторождениях в доле компании составила 9 млн т нефтяного эквивалента. На проектах «Сахалин-1» и «Северное Чайво» общий объем нефти, отгруженной в 2018 году с терминала Де-Кастри, превысил 100 млн тонн.

В 2019 году «Роснефть» проводит работы по геологическому изучению недр на 45 шельфовых участках России. Добыча углеводородов ведется на 7 участках.

Основными проектами нефтегазодобычи компании на российском континентальном шельфе являются северная оконечность месторождения Чайво и месторождение Одопту-море «Северный купол», Лебединское месторождение и «Сахалин-1».

В Набильском заливе Охотского моря

На шельфе острова Сахалин «Роснефть» завершила начатое в мае 2019 года бурение первой поисково-оценочной скважины на Восточно-Прибрежном лицензионном участке, по результатам которого открыто новое нефтяное месторождение. По предварительной оценке, его запасы составляют 2 млн т нефти, которые будут поставлены на государственный баланс.

Пробуренная скважина подтверждает сделанный ранее геологами компании прогноз ресурсного потенциала всего участка в 11 млн т в нефтяном эквиваленте. Глубина бурения составила 3 тыс. м, при этом отход от вертикали — 1,45 тыс. метров. Для работы в сложных геологических условиях была разработана конструкция скважины с двумя стволами S-образной траектории.

Проектом предусмотрено бурение поисково-разведочной скважины с береговой площадки и возможность разработки месторождения с берега с использованием существующей инфраструктуры.

Площадь участка Восточно-Прибрежный составляет 56,4 кв. километров. Прогнозные ресурсы по нефти категории D оцениваются в 48,6 млн т, извлекаемые — 12,7 млн т, запасы газа — 7 млрд кубометров.

Лицензию на геологическое изучение, разведку и добычу углеводородов на Восточно-Прибрежном участке «Роснефть» получила в 2013 году сроком до конца 2043 года.

Перспективный район добычи газа

Считается, что, по мере истощения газовых гигантов на суше Ямало-Ненецкого округа месторождения заливов Карского моря смогут заместить часть выпадающей добычи и загрузить уже созданные транспортные мощности. Начальные суммарные ресурсы газа Обской и Тазовской губ оценены в 7 трлн кубометров.

Основные открытия в акваториях двух заливов были сделаны в начале века, когда дочерняя структура «Газпрома», которая теперь называется «Газпром флот», в результате разведочного бурения обнаружила несколько газовых месторождений, в том числе два крупных.

Чтобы решить вопрос о том, какая компания получит право пользования Южно-Обским участком недр, который находится в южной части Обской губы, Минприроды России проводит аукцион. Его итоги будут известны в конце 2019 года. Прогнозные ресурсы газа на участке оценены в 40 млрд куб. м по категории D1, 24 млрд куб. м — по D2, нефти — 30,5 млн т по D1 и 18,3 млн т по D2.

Основным претендентом на Южно-Обский участок, по мнению экспертов, является «Газпром нефть», которая обладает крупным активом в этом регионе — сухопутным Новопортовским месторождением. Оно расположено на западном берегу Ямальской губы, в 15 км к северу от Южно-Обского участка.

Пока в акваториях Обской и Тазовской губ морская добыча углеводородов не ведется. Это обусловлено низкими температурами, доходящими до –50 °C, и сильными ветрами. К тому же межледовый период здесь составляет 3 месяца, а использовать тяжелые ледоколы в большинстве районов акватории невозможно из‑за мелкого дна. Кроме того, в Обской губе до сих пор ещё находят мины времен Второй мировой войны.

В акваториях Обской и Тазовской губ

Морскую добычу в акваториях Обской и Тазовской губ будет вести «Газпром». У компании есть лицензии на крупные месторождения в Обской губе: Каменномысское-море и Северо-Каменномысское, а также два небольших — Чугорьяхинское и Обское.

Разведанные запасы газа этих месторождений, а также участков Тазовской губы — Семаковского, Тота-Яхинского и Антипаютинского (частично распложены на суше) — превышают 1,5 трлн кубометров. Годовая добыча на месторождениях Обской и Тазовской губ может достичь 60 млрд куб. м, полагают в «Газпроме».

Ожидается, что первым из акваториальных месторождений региона в 2025 году будет запущено Каменномысское-море с запасами 535 млрд куб. м природного газа, а через несколько лет — Северо-Каменномысское. Ожидаемый совокупный объем добычи на двух месторождениях составляет 30 млрд куб. м в год. После этого в разработку будут вовлечены месторождения Парусовой группы и Семаковское, а затем — Тота-Яхинское и Антипаютинское, расположенные у северного берега Тазовской губы.

Российский континентальный шельф имеет самую большую в мире площадь, более 6 млн кв. километров. Извлекаемые углеводородные ресурсы здесь оцениваются в 98,7 млрд т нефти и газа в пересчёте на условное топливо.

По данным справки, представленной правительством РФ

Над проектом по обустройству месторождения Каменномысское-море «Газпром» работает несколько лет, для него разрабатывается газодобывающая платформа. Глубина вод здесь составляет 6–12 метров. Планируется установить стационарную ледостойкую платформу, основание которой будет закреплено на дне с помощью свай.

Освоение месторождения потребует создания береговой инфраструктуры. Газ со стационарной ледостойкой платформы по подводному газопроводу будет поступать в центр подготовки углеводородов для дальнейшей транспортировки.

Запуск проекта включает в себя реконструкцию порта Ямбург, строительство автомобильных дорог, создание специализированного флота ледокольных судов с малой осадкой, а также судов на воздушной подушке. На обустройство месторождения Каменномысское-море, по данным госмонополии, необходимо вложить более 190 млрд руб., на Северо-Каменномысское — свыше 90 млрд рублей.

Открытия в Карском море

По итогам проведенных в 2018 году геологоразведочных работ на приямальском шельфе «Газпром» сделал ставку на развитие Ямальского центра газодобычи. Госкомпания открыла на шельфе Ямала два новых месторождения c суммарными запасами газа более 500 млрд кубометров.

Месторождение им. В. А. Динкова расположено в пределах Русановского лицензионного участка в Карском море, по величине запасов газа относится к категории уникальных. Его извлекаемые запасы по сумме категорий С1+С2 составляют 390,7 млрд кубометров.

Нярмейское месторождение находится в Карском море. По величине запасов газа оно относится к категории крупных, извлекаемые запасы по сумме категорий С1+С2 составляют 120,8 млрд кубометров. После получения лицензий в 2013 году в пределах участков выполнено 5790 кв. км сейсморазведочных работ методом 3D, в 2018 году пробурены две поисковые скважины.

Крузенштернское газоконденсатное месторождение, расположенное на территории Ямальского района, частично выходит на шельф того же Карского моря. Оно имеет 11 продуктивных пластов — 7 газовых и 4 газоконденсатных. Общий запас составляет 965 млрд куб. м газа и 21 млн т газоконденсата.

Месторождение открыто в 1976 году и в 2008 году передано «Газпрому», который планирует запустить его в промышленную эксплуатацию в зависимости от конъюнктуры на мировых рынках в период с 2025 года по 2028 год. Для освоения Крузенштернского месторождения рассматривалась возможность строительства искусственных островов. Достичь проектной мощности планируется через три года. Ожидается, что к этому времени годовой объём добычи на участке составит 33 млрд куб. м газа.

3D-сейсмика

Компания «Газпром геологоразведка», являющаяся дочерним предприятием «Газпрома», провела геофизические работы по изучению недр арктического шельфа на Северо-Харасавэйском участке недр Карского моря. В течение полевого сезона 2019 года проведен комплекс морской сейсморазведочной съемки с повышенной плотностью регистрации данных. Площадь исследований составила 1,9 тыс. кв. км, из них на 986 кв. км выполнено на мелководье.

Геофизические исследования проводились в два этапа с участием сейсмических судов. В мелководной части было задействовано судно «Академик Немчинов», в глубоководной части — судно «Академик Примаков».

За пять лет в Карском море «Газпром геологоразведка» выполнила 20 тыс. кв. км 3D-сейсмики. Опыт исследований арктического шельфа говорит о том, что получение высококачественных геофизических данных на лицензионных участках, где в дальнейшем будет проводиться разведочное бурение, многократно повышает его точность и эффективность. В частности, сейсморазведка в пределах Северо-Харасавэйского участка недр должна обеспечить изучение геологического строения района работ по разрезу меловых и среднеюрских отложений, с которыми связана основная доля нефтегазового потенциала.

Добыча* газа на шельфе РФ, млрд куб. м

Моря	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Охотское	18 095,2	23 632,0	24 902,1	26 544,7	27 250,5	27 874,6	28 110,5	29 252,6	29 690,2	31 343,9
Каспийское	0,0	8,3	453,5	871,4	1 277,1	1 577,3	1 800,9	1 939,8	2 583,8	2 962,0
Балтийское	5,4	6,2	7,5	2,7	7,9	8,1	7,1	6,3	5,4	4,2
Печорское	0,0	0,0	0,0	0,0	0,1	0,7	11,6	45,0	46,3	58,7
Черное	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1 958,1	1 831,1	1 653,1	1 679,8	1 728,7
Азовское	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	14,7	54,3	35,6
Итого:	18 100,6	23 646,5	25 363,1	27 418,8	28 535,6	31 418,8	31 761,2	32 911,5	34 059,8	36 133,1

* без учета сжигания на факельных установках
По данным «ЦДУ ТЭК»

Южный шельф

На южном шельфе добыча углеводородов тоже растёт. По данным «ЦДУ ТЭК», за 9 месяцев 2019 года добыча нефти в этом регионе выросла на 8,9% относительно аналогичного периода прошлого года. На месторождении им. Ю. Корчагина в результате реализации программы бурения на второй очереди производство за 9 месяцев 2019 года, по данным «ЦДУ ТЭК», выросло на 22% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. На месторождении им. В. Филановского за этот же время рост составил 7,2%.

Разработчиком и оператором месторождений Северного Каспия является компания «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», которая планирует до конца текущего года ввести в эксплуатацию морскую ледостойкую стационарную платформу, предназначенную для одновременного бурения и эксплуатации скважин (блок-кондуктор) месторождения им. В. Филановского и бурения первых двух скважин на этом объекте. В 2020 году планируется пробурить оставшиеся скважины на блок-кондукторах обоих месторождений.

В 2021 году начнется бурение на месторождении Ракушечное, запасы которого составляют 38 млн т нефти и 40 млн куб. м газа. Ввод в эксплуатацию и начало добычи намечены на 2022 год. Сейчас в рамках его обустройства ведутся строительно-монтажные работы. Продукция скважин Ракушечного, согласно проекту, будет направляться на установку подготовки нефти морского ледостойкого стационарного комплекса им. В. Филановского для транспортировки нефти и попутного нефтяного газа на реализацию.

По данным «ЛУКОЙЛа», за последние десять лет компания ввела в строй десять технологических платформ, инвестировав 250 млрд рублей. В планах у компании строительство 25 технологических платформ, вложения в которые могут достичь 500 млрд руб. с учетом открытых запасов и уже достигнутого уровня добычи на шельфе.

Привлекательность каспийских месторождений обуславливается высоким качеством нефти и коротким транспортным плечом — сырье поступает в систему «Каспийского трубопроводного консорциума».

Добыча нефти и газового конденсата на шельфе РФ, тыс. тонн

Моря	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Балтийское	747,9	676,5	615,1	549,4	484,8	427,0	394,3	357,6	314,0	246,2
Каспийское	55,3	338,1	792,9	1 371,6	1 460,4	1 662,2	2 268,2	5 501,9	6 883,9
Охотское	14 504,0	13 938,6	14 439,6	13 277,8	13 135,7	13 960,2	16 074,1	17 426,0	17 211,6	18 685,1
Печорское	11,9	263,2	869,7	2 153,7	2 640,6	3 189,4
Черное	61,4	50,9	44,3	39,1	32,6
Азовское	0,0	9,4	37,7	24,8
Итого:	15 251,9	14 670,4	15 392,8	14 620,1	15 004,0	16 172,2	19 051,2	22 259,2	25 744,9	29 062,0

Частичная или полная перепечатка материалов возможна только с письменного разрешения
ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России
Все права защищены и охраняются законом. © 2002-2021 ФГБУ «РЭА» Минэнерго
(ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России) +7 (495) 950-86-09

Источник

Проекты разведки и добычи нефти на шельфе о Сахалина и в других участках Охотского моря

Поиск нефтегазовых месторождений на шельфе дальневосточных морей начался в конце 70х г.

Поиск нефтегазовых месторождений на шельфе дальневосточных морей начался в конце 70 х г.

С тех пор было пробурено около 80 поисковых и разведочных скважин на Сахалинском шельфе и 2 скважины на Магаданском.

К 1990 г на шельфе северо-восточного Сахалина были открыты 5 крупных месторождений нефти и газа.

Значительный объем сейсморазведочных работ проведен на шельфе Хабаровского и Приморского краев, Магаданской и Камчатской областей.

В 1999 г трестом Дальморнефтегеофизика была разработана «Программа геолого-геофизических работ на акваториях дальневосточных и северо-восточных морей РФ на ближайшую перспективу».

Программа предусматривает дальнейшее проведение сейсморазведочных работ большого объема в Татарском проливе, в Японском, Охотском, Беринговом, Чукотском и Восточно-Сибирском морях для поиска нефтегазовых месторождений на шельфовых зонах, прилегающих к Хабаровскому краю, Сахалинской, Магаданской, Камчатской областям, Чукотскому и Корякскому автономным округам.

На сегодняшний день активно развиваются нефтегазовые проекты только на Сахалинском шельфе.

Охотское море — пока еще одно из самых чистых и биологически продуктивных морей в мире, имеющее огромное экономическое значение как природная кладовая большого количества морских биоресурсов.

Здесь добывается 64% от общероссийского улова рыбы и морепродуктов, занимающих важное место в рационе миллионов жителей как России, так и других стран северо-западной части Тихого океана. Рыбный промысел в Охотском море дает работу и зарплату сотням тысяч людей, живущих на всем Дальнем Востоке, и за рубежом.

Охотское море имеет высокий показатель биологического разнообразия, здесь обитают сотни видов рыб, беспозвоночных, млекопитающих и растений, в т.ч. редких и исчезающих.

Однако, Охотское море богато не только биологическими, но и нефтегазовыми ресурсами.

Учитывая огромную ценность морских рыбных запасов, освоение нефтяных месторождений должно осуществляться с применением наилучших, наиболее чистых и безопасных технологий, чтобы не нанести ущерба морской среде, рыбе и беспозвоночным.
Рассмотрим более подробно, какие проекты по добыче нефти и газа реализуются в настоящее время на Сахалинском шельфе и каковы их основные технические характеристики.

Включает 3 нефтегазовых месторождения на северо-восточном шельфе Сахалина: Аркутун-Даги, Одопту и Чайво.

Оператор проекта — компания Эксон Нефтегаз Лимитед, зарегистрированная на Багамских островах, также в проекте участвуют: японская компания «СОДЕКО», российские — Сахалинморнефтегаз, Роснефть, и Индийская Национальная Нефтяная Компания (ONGC). Все вместе эти компании составляют Консорциум по проекту «Сахалин-1».

Права на изучение и освоение указанных шельфовых месторождений Консорциум получил без проведения конкурса или аукциона, а в результате прямых переговоров с Правительством России.

Технико-экономические расчеты, проведенные Консорциумом в 1994 г для определения экономической целесообразности совместного освоения 3 х месторождений получили отрицательное заключение государственной экологической экспертизы.

Тем не менее, в июне 1995 г Правительством РФ, администрацией Сахалинской области и участниками Консорциума было подписано Соглашение о разделе продукции (СРП) по проекту «Сахалин-1».

С тех пор до настоящего времени в рамках проекта пробурено 5 разведочных скважин на Аркутун-Дагинском месторождении и 1- на месторождении Чайво, а также проведен большой объем сейсморазведочных работ.

В процессе бурения на Аркутун-Даги в море было сброшено около 20 тыс т отработанного бурового раствора и бурового шлама.

При бурении скважины на месторождении Чайво в результате активных протестов экологов большая часть отходов была закачена обратно в подземные пласты горных пород вместо сброса в море, как хотела бы компания ExxonMobil.

По официальным заявлениям руководства проекта Сахалин-1, на месторождениях Аркутун-Даги и Чайво в целом планируется строительство 5-6 добывающих платформ, каждая из которых будет рассчитана примерно на 50 скважин.

В планах и строительство нефте- и газопроводов, маршрут которых окончательно не определен. Существует несколько вариантов прокладки трубопроводов:

с месторождений через север Сахалина до п. Де-Кастри на побережье Хабаровского края и далее через материковые районы ДВ в Японию, Китай и Корею;

через весь остров на юг Сахалина и далее в Японию;

по дну моря вдоль восточных берегов Сахалина до Японии и далее в Китай.

Включает 2 месторождения, расположенные также на северо-восточном шельфе Сахалина: нефтяное Пильтун-Астохское и газовое Лунское.

Оператором проекта является компания «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД» («Сахалинская Энергия»), официально зарегистрированная в государстве Бермудские острова.

Совладельцами этой компании и прав на разработку месторождений являются дочерние структуры японских фирм «Мицуи», «Мицубиси» и голландской «Ройял Датч/Шелл».

Первоначально права на освоение месторождений по проекту «Сахалин-2», как победитель конкурса, объявленного Правительством России, получил международный консорциум «МММ».

Он включал японские компании «Мицуи» и «Мицубиси» и американскую «Марафон».

Одним из условий победы в конкурсе для «МММ» была газификация Российского Дальнего Востока, причем поставки газа сахалинским потребителям должны были начаться в 1995г.

В дальнейшем права на месторождения перешли от консорциума «МММ» к «Сахалинской Энергии».
В 1993 г. Технико-экономическое обоснование освоения всего проекта Сахалин-2 в целом получило положительное заключение государственной экологической экспертизы, правда, с большими замечаниями.
22 июня 1994 г компания «Сахалинская Энергия», Правительство РФ и администрация Сахалинской области подписали соглашение о разработке Пильтун-Астохского и Лунского месторождений на условиях раздела продукции (СРП).

В 1998 г на государственную экологическую экспертизу были представлены проектные материалы ТЭО самого первого этапа практического освоения первого шельфового месторождения, по которым предполагалось начать добычу нефти в 1999 г.

Комиссия экологической экспертизы, рассмотрев материалы ТЭО, сочла возможной его реализацию.

Первый кредит на осуществление работ по освоению Пильтун-Астохского нефтяного месторождения в размере 348 млн долл CIF в равных долях был получен в Европейском банке Реконструкции и Развития (EBRD), Американской корпорации по поддержке частных инвестиций за рубежом (OPIC) и Японском Экспорт-Импорт банке (JEXIM).

В 1998 г «Сахалинская Энергия» приобрела весьма подержанную разведочную буровую платформу «Моликпак», которая была построена в 1984 г и к моменту покупки уже несколько лет стояла без дела в море Бофорта на севере Канады.

В сентябре 1998 г Моликпак была установлена на Пильтун-Астохском месторождении и в течении последующих 2 х лет с нее пробурено 14 эксплуатационных скважин.

Объем сброшенных при этом в море токсичных отходов бурения составил более 70 тысяч тонн.

В 2001 — 2003 гг на «Моликпаке» планируется пробурить 13 дополнительных скважин, отходы от которых также предполагается сбрасывать в море.

В ближайшие годы на Пильтун-Астохском месторождении планируется установка еще одной платформы по добыче нефти, а на Лунском — платформы по добыче газа.

После ввода в эксплуатацию всех платформ намечается строительство нефте- и газопроводов на юг Сахалина. Трубопроводы дойдут до п. Пригородное, где будет построен крупный завод по сжижению природного газа (СПГ) и нефтеналивной терминал. СПГ и нефть будут отгружаться на транспортные танкеры дедвейтом до 100 тыс тонн и более и экспортироваться в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

В июле 1999 г на платформе «Моликпак» начата промышленная добыча нефти.

По подводному 2-километровому трубопроводу нефть перекачивается в плавучее нефтехранилище — танкер «Оха» грузоподъемностью 156 тыс тонн.

К нему приблизительно 1 раз в неделю швартуются экспортные танкеры на 80 — 100 тыс тонн и вывозят сырую нефть на рынки Китая и Кореи.

Сезон добычи и танкерной транспортировки нефти продолжается только в безледный период и занимает около 6 месяцев в году.

Обычный маршрут танкеров пролегает вдоль восточного побережья Сахалина, вокруг мысов Терпения и Анива, затем через пролив Лаперуза в Японское море.

Проект «Сахалин — 3»

Проект разбит на 2 блока, перспективных на содержание углеводородов и расположенных на шельфе северо-восточного Сахалина, южнее Лунского залива.

В 1993 г компании «Мобил» и «Тексако» получили право на ведение разведочных работ на одном из блоков — Киринском. Позднее к этим двум компаниям присоединились «Роснефть» и «Сахалинморнефтегаз», и для реализации проекта была создана новая компания «КОО ПегаСтар».

В настоящее время СРП по проекту «Сахалин-3» находится на рассмотрении в Государственной думе.

Пока в рамках проекта был проведен большой объем сейсморазведочных работ, поисковое или разведочное бурение до сегодняшнего дня не проводилось.

В будущих планах операторов проекта установка большой платформы на месторождении и бурение 250 скважин для добычи нефти и 80 скважин для добычи газа.

Учитывая то, что количество буровых отходов с одной эксплуатационной скважины в среднем составляет около 5000 тонн, то за период бурения всех скважин по проекту будет образовано более 1,5 млн тонн токсичных отходов.

Проект «Сахалин — 4»

Проект включает большой перспективный Астрахановский блок, находящийся на шельфе у берегов северо-западного Сахалина в Сахалинском заливе. Лицензию на ведение разведочных работ на нем получила компания «Сахалинморнефтегаз» (СМНГ).

Летом 1999г. СМНГ пробурил на Астрахановской площади й разведочную скважину. Отходы бурения по решению комиссии государственной экологической экспертизы вместо сброса в море были вывезены на берег.

Пробуренная скважина оказалась пустой и не подтвердила ожидаемых запасов углеводородов. В связи с этим СМНГ планирует продолжать разведочное бурение на месторождении в ближайшие годы.

Участки недр, входящие в этот проект и перспективные для поисков месторождений углеводородов, расположены на шельфе северного Сахалина, прилегающем к полуострову Шмидта с восточной стороны.

На право участия в проекте претендуют компании «Бритиш Петролеум» и «Сахалинморнефтегаз». Международный конкурс по проекту пока не проводился.

По настоянию Министерства природных ресурсов проект был разбит на несколько частей и по каждой из них будет приниматься отдельное решение.

Включает Пограничный блок, расположенный на восточном шельфе Сахалина, прилегающем к побережью Смирныховского и Поронайского районов до мыса Терпения.

Это наиболее крупный нефтегазовый блок сахалинского шельфа. Лицензию на геологическое изучение участков недр по проекту получил в начале 2001 г. (причем, без проведения обязательного конкурса) ЗАО «Петросах», главным держателем акций которого является компания «Альфа-Эко».

Поисковые геологоразведочные работы а шельфе решено проводить не в рамках соглашения о разделе продукции, а в соответствии с обычным налоговым законодательством РФ на условиях коммерческого риска.

Участки недр, перспективные на углеводороды, расположены на южном и юго-восточном шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения. Какие либо решения об участниках проекта пока не приняты, однако это стоит в планах Правительства РФ.

Обширный участок шельфа, расположенный у юго-западных берегов Сахалина от мыса Крильон до мыса Тык в Александровск-Сахалинском районе. Никаких работ и даже переговоров по проекту пока не ведется.

Весь шельф Сахалина (и, соответственно, значительная часть Охотского моря) поделен на участки и блоки, либо перспективные на содержание нефти и газа (по которым идет поиск инвесторов или выработка решений по освоению), либо с уже разведанными месторождениями, отданными в пользование нефтяным компаниям, преимущественно иностранным.

Некоторые из месторождений уже активно осваиваются, на некоторых работы начнутся уже в ближайшем будущем.
Один из основных видов воздействия на морскую среду при разработке нефтегазовых месторождений — сброс разнообразных токсичных отходов бурения и нефтедобычи в море.

Источник