Sajalín-II - Sakhalin-II
| Campo petrolífero Piltun-Astokhskoye Campo de gas natural Lunskoye | |
|---|---|
  gas natural Lunskoye | |
| País | Rusia |
| Región | Sajalín |
| Offshore / onshore | costa afuera |
| Coordenadas | 52 ° 52′12 ″ N 143 ° 46′12 ″ E / 52.87000 ° N 143.77000 ° E Coordenadas: 52 ° 52′12 ″ N 143 ° 46′12 ″ E / 52.87000 ° N 143.77000 ° E |
| Operador | Energía Sakhalin |
| Socios | Gazprom , Royal Dutch Shell Mitsui , Mitsubishi |
| Historia de campo | |
| Descubrimiento | 1984 (Lunskoye); 1986 (Piltun-Astokhskoye) |
| Inicio del desarrollo | 1994 |
| Inicio de la producción | 1999 |
| Producción | |
| Producción actual de petróleo | 395.000 barriles por día (~ 1,97 × 10 7 t / a) |
| Producción actual de gas | 53 × 10 6 m 3 / d (1,9 × 10 9 pies cúbicos / d) |
| Aceite estimado en el lugar | 1200 millones de barriles (~ 1,6 × 10 8 t) |
| Gas estimado en el lugar | 500 × 10 9 m 3 (18 × 10 12 pies cúbicos) |
| Produciendo formaciones | Característica de Astokh |
El proyecto Sakhalin-2 (en ruso : Сахалин-2 ) es un desarrollo de petróleo y gas en la isla de Sakhalin , Rusia . Incluye el desarrollo del campo petrolífero Piltun-Astokhskoye y el campo de gas natural Lunskoye en la costa de la isla Sakhalin en el mar de Okhotsk , y la infraestructura asociada en tierra. El proyecto está gestionado y operado por Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (Sakhalin Energy) .
Sakhalin-2 incluye la primera planta de gas natural licuado en Rusia. El desarrollo se sitúa en áreas anteriormente poco afectadas por la actividad humana, lo que hace que varios grupos critiquen las actividades de desarrollo y el impacto que tienen en el medio ambiente local.
Historia
El consorcio original era una empresa conjunta entre Marathon Oil, Mc Dermott y Mitsubishi. Ganaron una licitación del gobierno ruso en 1992. Más tarde, ese mismo año, Royal Dutch Shell y Mitsubishi se unieron a la empresa conjunta. En 1994, la empresa conjunta se incorporó en Bermuda para formar Sakhalin Energy Investment Company Ltd. Sakhalin Energy, dirigida por Marathon, negoció el primer PSA directamente con representantes del gobierno ruso. La Parte rusa mantuvo la planificación del proyecto y la aprobación del presupuesto. La decisión de inversión inicial fue continuar con el desarrollo del campo petrolero liderado por Marathon. McDermott vendió su participación a los otros socios en 1997 y Marathon cambió sus acciones a Shell por una participación en otras propiedades (el campo Foinaven operado por BP, cerca de las islas Shetland, y un área de ocho cuadras en el Golfo de México, incluido el campo Ursa ) en 2000.
La decisión de continuar con la inversión del proyecto de gas se tomó en 2003. El presupuesto esperado aumentó drásticamente para 2005-2006. La parte del gasoducto del proyecto de gas fue fuertemente criticada debido a problemas ambientales. Se inició un procedimiento legal sobre la supuesta violación de las regulaciones ambientales rusas. Como resultado, el gobierno ruso ordenó terminar el proyecto en septiembre de 2006. Bajo presión legal y política, el consorcio se vio obligado a vender una participación mayoritaria a Gazprom. El 21 de diciembre, Gazprom tomó el control de una participación del 50% más una acción en el proyecto mediante la firma de un acuerdo con Royal Dutch Shell. El presidente ruso, Vladimir Putin, asistió a la ceremonia de firma en Moscú e indicó que los problemas ambientales se habían resuelto.
La planta de GNL se inauguró el 18 de febrero de 2009. La primera carga se cargó en el transportista de GNL Grand Aniva a fines de marzo de 2009.
Características técnicas
Los dos campos contienen aproximadamente 1.200 millones de barriles (190 × 10 6 m 3 ) de petróleo crudo y 500 mil millones de metros cúbicos (18 billones de pies cúbicos) de gas natural; Se producirán 9,6 millones de toneladas de gas natural licuado al año y alrededor de 180.000 barriles por día (29.000 m 3 / d) de petróleo. El costo total del proyecto hasta 2014 fue estimado originalmente por Royal Dutch Shell en entre US $ 9 y $ 11 mil millones. Sin embargo, los costos resultaron estar sustancialmente subestimados y en julio de 2005 Shell revisó la estimación al alza a $ 20 mil millones.
El proyecto Sakhalin-2 incluye:
- Plataforma Piltun-Astokhskoye-A (el Molikpaq, el PA-A)
- Plataforma Lunskoye-A (la Lun-A)
- Plataforma Piltun-Astokhskoye-B (el PA-B)
- Instalación de procesamiento en tierra
- Tuberías TransSakhalin
- Terminal de exportación de petróleo
- Planta de GNL [1]
- Planes para una plataforma adicional (el PA-C)
Plataforma Piltun-Astokhskoye-A
La plataforma de perforación y producción de petróleo Molikpaq (plataforma Piltun-Astokhskoye-A) es una estructura resistente al hielo, construida originalmente para explorar en busca de petróleo en el mar de Beaufort canadiense . Se suspendió en 1990 y se instaló en la zona de Astokh del campo Piltun-Astokhskoye, a 16 kilómetros (9,9 millas) de la costa, en septiembre de 1998. El Molikpaq tiene una capacidad de producción de 90.000 barriles por día (14.000 m 3 / d). de petróleo y 1,7 millones de metros cúbicos de gas asociado. [2]
Plataforma Lunskoye-A
La plataforma de campo de Lunskoye se instaló en junio de 2006 en el campo de gas de Lunskoye a 15 kilómetros (9,3 millas) de la costa. Tiene una capacidad de producción superior a 50 millones de metros cúbicos de gas natural, alrededor de 50.000 barriles por día (7.900 m 3 / d) de pico de líquidos (agua asociada y condensado) y 16.000 barriles por día (2.500 m 3 / d) de petróleo.
Plataforma Piltun-Astokhskoye-B
La plataforma PA-B se instaló en julio de 2007 en el área de Piltun del campo petrolífero Piltun-Astokhskoye, a 12 kilómetros (7,5 millas) de la costa. El PA-B tiene una capacidad de producción de 70.000 barriles por día (11.000 m 3 / d) de petróleo y 2,8 millones de metros cúbicos de gas asociado.
Instalación de procesamiento en tierra
La instalación de procesamiento en tierra está ubicada en el noreste de la isla Sakhalin, a 7 kilómetros (4,3 millas) tierra adentro en el distrito de Nogliki . Está diseñado para procesar gas natural, condensado y petróleo de los campos Lunskoye y Piltun-Astokhskoye antes del transporte por ductos a la terminal de exportación de petróleo y la planta de gas natural licuado en la bahía de Aniva en el sur de la isla Sakhalin.
Tuberías TransSakhalin
El sistema de oleoductos TransSakhalin está diseñado para el transporte de hidrocarburos desde los campos Piltun-Astokhskoye y Lunskoye en el norte de la isla Sakhalin hasta la instalación de procesamiento en tierra en el distrito de Nogliki y hasta la planta de GNL y la terminal de exportación de petróleo en la bahía de Aniva.
Terminal de exportación de petróleo
La terminal de exportación de petróleo está ubicada en la bahía de Aniva, al este de la planta de GNL. Incluye el oleoducto de exportación y la unidad de carga de petroleros, donde se realiza la carga de petróleo a los petroleros.
Planta de GNL
La planta de GNL Sakhalin-2 es la primera de su tipo en Rusia. Se encuentra en Prigorodnoye en la bahía de Aniva, a 13 kilómetros (8,1 millas) al este de Korsakov . La construcción de la planta de GNL estuvo a cargo de OAO Nipigaspererabothka (Nipigas) y el consorcio KhimEnergo, junto con dos empresas japonesas Chiyoda Corporation y Toyo Engineering Corporation . La planta ha sido diseñada para evitar pérdidas importantes de contención en caso de terremoto y para asegurar la integridad estructural de elementos críticos como las válvulas de cierre de emergencia y la sala de control de la planta.
La planta de GNL incluye:
- Dos tanques de almacenamiento de GNL de 100,000 metros cúbicos (3,500,000 pies cúbicos)
- Un embarcadero de GNL
- Dos trenes de procesamiento de GNL , cada uno con una capacidad de 4.8 millones de toneladas de GNL por año
- Dos esferas de almacenamiento de refrigerante , 1,600 metros cúbicos (57,000 pies cúbicos) cada una (capacidad bruta) para almacenamiento de propano y etano
- Un sistema de combustible diesel
- Un sistema de fluido caloportador para el suministro de calor a varios consumidores de procesos.
- Cinco generadores impulsados por turbinas de gas con una capacidad total de alrededor de 129 MW de potencia eléctrica
- Sistemas de servicios públicos que incluyen plantas de aire y nitrógeno para instrumentos y sistemas de combustible diesel
- Una planta de tratamiento de aguas residuales para tratar tanto las aguas residuales como el agua que contiene el serpentín.
La capacidad de producción de la planta de GNL es de 9,6 millones de toneladas de GNL por año. El consorcio está examinando la posibilidad de agregar otro tren. Shell desarrolló un proceso especial de licuefacción de gas para su uso en climas fríos como Sakhalin, basado en el uso de un refrigerante de doble mezcla.
La planta de GNL tiene dos tanques de almacenamiento de GNL de doble pared con una capacidad de 100,000 metros cúbicos (3,500,000 pies cúbicos) cada uno. El GNL se exporta a través de un embarcadero de 805 metros (2.641 pies) en la bahía de Aniva. El embarcadero está equipado con cuatro brazos: dos brazos de carga, un brazo de doble propósito y un brazo de retorno de vapor. El piso superior está diseñado para una plataforma de carretera y cables eléctricos. El piso inferior se utiliza para el gasoducto de GNL, las líneas de comunicación y un sendero. El GNL se bombea desde los tanques de almacenamiento a las líneas de carga paralelas que se llevan al muelle de GNL. En la cabecera del embarcadero, las tuberías están conectadas con los cuatro brazos de carga del embarcadero. La profundidad del agua en la cola del embarcadero es de 14 metros (46 pies). El muelle servirá a los buques tanque de GNL que tienen una capacidad de entre 18.000 y 145.000 metros cúbicos (640.000 y 5.120.000 pies cúbicos). Se estima que las operaciones de carga demoran entre seis y 16 horas, dependiendo de la capacidad del barco. El muelle podrá manejar la carga de alrededor de 160 transportadores de GNL por año.
Planes para la plataforma Piltun-Astokhskoye-C
En la novena reunión del Panel Asesor de la Ballena Gris Occidental (diciembre de 2010), Sakhalin Energy proporcionó información preliminar sobre sus planes para un nuevo proyecto de desarrollo importante en el campo de Piltun-Astokh, llamado South Piltun. Es probable que esto incluya la construcción e instalación de una nueva plataforma, llamada PA-C, aproximadamente a medio camino entre las plataformas PA-A (Molikpaq) y PA-B existentes.
Contratos de suministro
Se han firmado contratos para el suministro de GNL con:
- Kyūshū Electric Power Company : 0,5 millones de toneladas por año - 24 años (junio de 2004)
- Shell Eastern Trading Ltd: 37 millones de toneladas durante un período de 20 años (octubre de 2004)
- Tokyo Gas : 1,1 millones de toneladas por año - 24 años (febrero de 2005)
- Toho Gas: 0,5 millones de toneladas por año - 24 años (junio de 2005)
- Korea Gas Corporation : 1,5 millones de toneladas por año - 20 años (julio de 2005)
- Hiroshima Gas Co.Ltd: 0,21 millones de toneladas por año −20 años (abril de 2006)
- Tōhoku Electric Power Company : 0,42 millones de toneladas por año - 20 años (mayo de 2006)
- Osaka Gas : 0,20 millones de toneladas por año - 20 años (febrero de 2007)
- Compañía de energía eléctrica de Chūbu : 0,5 millones de toneladas por año - 15 años (agosto de 2007)
Consorcio
Los proyectos pertenecen y son operados por Sakhalin Energy. Los accionistas de Sakhalin Energy son:
- Gazprom Sakhalin Holdings BV (subsidiaria de Gazprom) - 50% más 1 acción
- Shell Sakhalin Holdings BV (subsidiaria de Royal Dutch Shell): 27,5% menos 1 acción
- Mitsui Sakhalin Holdings BV (subsidiaria de Mitsui ) - 12,5%
- Diamond Gas Sakhalin (subsidiaria de Mitsubishi ) - 10%
Financiación
Sakhalin Energy buscó financiación del Banco Europeo de Reconstrucción y Desarrollo . Sin embargo, el 11 de enero de 2007, el BERD retiró su consideración de la financiación de Sakhalin-2, alegando que la adquisición por parte de Gazprom de la participación de control de Sakhalin-2 dio lugar a una alteración del proyecto, por lo que no es factible que el BERD continúe con el proyecto actual. Mientras tanto, las organizaciones ambientales sostienen que Sakhalin II había "violado crónica y sustancialmente la política ambiental del BERD".
El consorcio solicitó casi mil millones de dólares en financiamiento de las agencias públicas de crédito a la exportación de Estados Unidos y Reino Unido, pero a principios de marzo de 2008 estas solicitudes fueron retiradas debido al prolongado e incierto proceso de toma de decisiones] de estos bancos. Sin embargo, los grupos ambientalistas sostienen que el proceso prolongado se debió al hecho de que la empresa no demostró el cumplimiento de las políticas ambientales de estos bancos públicos.
En junio de 2008, Sakhalin Energy firmó el acuerdo de financiación de proyectos más grande de Rusia, obteniendo un préstamo de 5.300 millones de dólares estadounidenses del Banco de Cooperación Internacional de Japón y un consorcio de bancos internacionales. El Banco de Cooperación Internacional de Japón proporcionó $ 3.7 mil millones de los fondos.
En octubre de 2009, Sakhalin Energy obtuvo $ 1.4 mil millones adicionales en financiamiento de proyectos, lo que elevó el financiamiento total del proyecto de la Fase 2 a $ 6.7 mil millones. La deuda adicional fue proporcionada por un consorcio de bancos comerciales internacionales y asegurada por Nippon Export and Investment Insurance (NEXI), una agencia de crédito a la exportación propiedad del gobierno japonés.
Impacto medioambiental
En julio de 2005, un tribunal ruso confirmó la apelación de los ambientalistas que afirmaron en una petición que la evaluación del impacto ambiental de Sakhalin Energy era inadecuada. Sakhalin Energy negó las afirmaciones y las declaró vagas e inexactas. Las preocupaciones ambientales y sociales llegaron a un punto crítico a fines de noviembre de 2005 cuando el director ejecutivo de WWF , Robert Napier, dijo que tendría un "impacto negativo en la gente y el medio ambiente de Sakhalin". WWF afirmó que Sakhalin-2 amenaza la vida marina y daña potencialmente a las comunidades locales de la región. Sakhalin Energy respondió a la afirmación de WWF diciendo que el proyecto cumple con las políticas de los prestamistas y que se han cumplido los problemas ambientales y sociales.
En septiembre de 2006, Sakhalin Energy suspendió brevemente las obras de construcción de sus tuberías. Oleg Mitvol , subjefe del Servicio Federal Ruso de Recursos Naturales, había anunciado a principios de agosto de 2006 que, según sus datos, Sakhalin Energy no tomó todas las medidas necesarias para eliminar el peligro del flujo de lodo. Esto fue apoyado por el presidente Vladimir Putin .
Durante más de 20 años de operación, Sakhalin Energy ejerce el control ambiental industrial de sus activos para asegurar el cumplimiento de la legislación en materia de protección ambiental, observar las regulaciones ambientales establecidas, y proporcionar el uso racional de los recursos naturales y el cumplimiento de los planes de minimización del impacto ambiental. impacto.
La empresa ejerce un control medioambiental industrial en las siguientes áreas: - emisiones atmosféricas; - uso y vertido de agua; - gestión de residuos. La empresa ha desarrollado e implementado el Estándar de Gestión de Emisiones al Aire y Energía, el Estándar de Uso de Agua y el Estándar de Manejo de Residuos. Para obtener más detalles, consulte el Informe de desarrollo sostenible.
Ballenas grises
Una preocupación clave de los grupos ambientalistas es que el proyecto Sakhalin-2 dañará a la población de ballenas grises occidentales . Las zonas de alimentación de verano de las ballenas están cerca de las plataformas marinas del proyecto en el Mar de Okhotsk.
En 2006, la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza estableció el Panel Asesor de la Ballena Gris Occidental (WGWAP). Sus miembros son científicos marinos que brindan asesoramiento independiente a Sakhalin Energy sobre la gestión de cualquier riesgo potencial para las ballenas grises occidentales . La Academia de Ciencias de Rusia ha identificado una población creciente de ballenas grises occidentales en el Mar de Okhotsk durante un programa de investigación de identificación con fotografía. Sin embargo, en febrero de 2009, el WGWAP emitió una advertencia urgente de que el número de ballenas grises occidentales observadas en el área de alimentación primaria (cerca de la costa) había disminuido y el panel pidió una "... moratoria de todas las actividades industriales, tanto marítimas como terrestres , que tienen el potencial de molestar a las ballenas grises en verano y otoño en sus principales áreas de alimentación y cerca de ellas ". En una reunión en abril de 2009, el WGWAP reiteró su pedido urgente de moratoria. Sakhalin Energy acordó entonces suspender sus pruebas sísmicas planificadas para el verano de 2009 .
El Instituto Regional de Investigación Hidrometeorológica del Lejano Oriente participa en el monitoreo regular de las ballenas grises occidentales cerca de los desarrollos de petróleo y gas en la plataforma de Sajalín.
En diciembre de 2008, Sakhalin Energy ganó el premio al Proyecto Ambiental del Año. La protección de la compañía de la población de ballenas grises occidentales fue reconocida en la categoría Eficiencia ambiental de la economía. El premio fue entregado por Yuri Trutnev, Ministro de Recursos Naturales de la Federación de Rusia.
La evaluación de la población en 2008 dio como resultado una estimación de 130 individuos en la población occidental. No se registraron nuevas hembras reproductoras en 2010, lo que resultó en un mínimo de 26 hembras reproductoras observadas desde 1995.
En 2010 se realizaron varios estudios sísmicos cerca de Sakhalin, realizados por separado por Rosneft, Sakhalin Energy y Gazprom. Las encuestas realizadas por Sakhalin Energy y Rosneft aparentemente tenían planes de monitoreo y mitigación correspondientes. Los datos de monitoreo, incluida la información acústica y visual sobre la distribución y el comportamiento de las ballenas, aún no se han analizado. Dos de esos estudios sísmicos ocurrieron más tarde en el año cuando más ballenas grises estaban presentes y se superpusieron temporalmente. Las ballenas francas del Pacífico Norte, críticamente amenazadas, también están presentes en la región.
Sakhalin Energy, en cooperación con el operador Sakhalin-1 , implementa el programa de monitoreo integrado cerca de la costa noreste de la isla de Sakhalin. Muestra que la distribución de las ballenas en las áreas de alimentación no varió significativamente durante todo el período del estudio; el número de individuos en la agregación está aumentando y su tasa de reproducción es estable. Se realizó un estudio para investigar la composición, distribución y variabilidad de las comunidades de organismos alimenticios de la ballena gris.
Pesca de salmón
Otras preocupaciones son que el proyecto amenazará el sustento de decenas de miles de pescadores, destruirá la zona clave de pesca de salmón frente a la isla al arrojar un millón de toneladas de desechos de dragado al mar e implicará una amenaza a largo plazo de una gran cantidad de petróleo. derrame en el Mar de Okhotsk y el Mar de Japón . El dragado de la bahía de Aniva se completó en 2005. En 2005, la cosecha de salmón se registró como un récord histórico de más de 134.000 toneladas. En 2007, este récord se anuló con una captura de salmón de 144.181 toneladas.
Sakhalin Energy pagó una compensación de 110.000 dólares a la Federación de Rusia para cubrir los posibles impactos en los peces del proyecto Sakhalin-2. Esta compensación se pagó independientemente de si se registró algún impacto en la industria pesquera o no. Parte de estos fondos se utilizó para establecer prósperos criaderos de salmón en la isla Sakhalin.
En 2007, la compañía inició un programa para identificar los hábitats de taimen (una especie rara protegida de salmón) en los sistemas fluviales a lo largo del oleoducto para garantizar que la actividad de producción no ponga en riesgo la existencia de esta especie.
En una primera etapa se estudió la distribución y el número de taimen jóvenes en varios ríos. En 2011, se lanzó una nueva fase del programa, basada en el enfoque de cuenca para el estudio de la ictiofauna, incluido el taimen de Sakhalin.
En 2017 se realizaron estudios ictiológicos en la cuenca del río Val. En el transcurso de las obras se completaron 29 estaciones en el cauce principal, ocho - en los afluentes del río y dos - en los lagos colindantes. En total, se identificaron 19 especies de peces de nueve familias en el río Val, cursos de agua y embalses en su cuenca. La familia de los salmónidos estuvo representada por el mayor número de especies: las cuatro especies del salmón del Pacífico (género Oncorhynchus) que se reproducen en los ríos de Sakhalin, tres especies del salmón ártico del género Salvelinus y el Sakhalin taimen. La familia de los ciprínidos estuvo representada por cuatro especies; las familias restantes estuvieron representadas por una especie cada una.
Impactos en ríos y arroyos
Según Sakhalin Environment Watch, se han producido los siguientes cambios ambientales:
- Río Pilenga: el control de la erosión es visible en una orilla pero no en la otra orilla a partir de abril de 2006.
- Río Mereya: Erosión activa de las laderas y contaminación del agua a julio de 2005.
- Río Woskresenkovka: el río claro está amenazado por la creación de una unión de dos trincheras de tuberías llenas de lodo a partir de diciembre de 2005.
- Río Golubichnaya: Normalmente este río no estaría congelado en invierno, pero la excavación de la zanja ha provocado la falta total de flujo del río a partir de diciembre de 2005.
- Río Bystraya: El hielo del río está cubierto por tierra como resultado del cruce del río, lo que resultará en una contaminación adicional cuando el hielo se derrita a partir de diciembre de 2005.
- Arroyo Stolichnyi: Canal arado del arroyo de desove y procesos de erosión activa y sedimentación en agosto de 2005.
Sin embargo, estas preocupaciones fueron puestas en duda. Mientras se preparaba para la ejecución del trabajo y durante la construcción, Sakhalin Energy realizó estudios de línea de base y monitoreo operativo de todas las áreas de cruce de cuerpos de agua. Para la fase de operaciones, se desarrolló un programa integral de observación para monitorear los cuerpos de agua más significativos ambientalmente e hidrográficamente complejos, lo que permite a la empresa monitorear cualquier cambio, identificar áreas críticas, desarrollar y tomar las medidas correctivas oportunas.
En 2017, se implementó el monitoreo de las características hidrológicas e hidroquímicas y el estado de los sedimentos del fondo en 24 cuerpos de agua atravesados por las tuberías, así como en el área de impacto potencial de OPF en el río Vatung y en el área de producción de Prigorodnoye. complejo en el río Mereya y el arroyo Goluboy. En el curso de los trabajos del programa especial, a solicitud de los órganos de control, se realizó un estudio del río Nabil (con un afluente sin nombre) y del río Nayba, cuyos cruces subterráneos se realizaron mediante la perforación direccional horizontal (HDD ) método.
El monitoreo se realizó durante tres estaciones hidrológicas: inundaciones de primavera, bajamar de verano y pleamar de otoño. El muestreo se llevó a cabo en dos secciones transversales: la línea de base upstream (sin impacto de los activos de infraestructura de la compañía) y las secciones de monitoreo aguas abajo. En la mayoría de los sitios de cruce de ríos investigados (desde las secciones transversales aguas arriba hasta las aguas abajo) no se encontraron deformaciones horizontales o verticales significativas de los lechos de los ríos. Los cruces están en condiciones satisfactorias y no se encontraron daños en las líneas de servicios públicos.
En 2017, el monitoreo de ecosistemas fluviales no reveló contaminación de aguas superficiales con productos petrolíferos. Todos los valores de medición fueron insignificantes y estaban en línea con los estándares MAC.
Ver también
Referencias
enlaces externos
- Sitio web de Sakhalin Energy
- Sitio web del proyecto Sakhalin-II de Gazprom
- Sitio web del proyecto Sakhalin-II de Shell
- Sakhalin Environment Watch Una ONG que hace campaña contra el Sakhalin-II
- Proyecto Sakhalin-2 en YouTube
- Bankwatch.org: Common_demands_by_NGOs
- Informe de Amigos de la Tierra: "Sakhalin II - Un acuerdo de producción de 'no participación', un análisis de la distribución de ingresos" por el Dr. Ian Rutledge Estos enlaces deben convertirse en citas en línea ->