Миронюк Сергей Григорьевич : другие произведения.

Эффекты внезапных выбросов газов из донных отложений и их опасность для морских сооружений и буровых судов

Самиздат: [Регистрация] [Найти] [Рейтинги] [Обсуждения] [Новинки] [Обзоры] [Помощь|Техвопросы]
Ссылки:
Школа кожевенного мастерства: сумки, ремни своими руками
 Ваша оценка:
  • Аннотация:
    Разгерметизация газовых карманов в верхней части разреза в ходе бурения может привести к прорыву газа, образованию котлованов и загазованности водной толщи. С целью снижения вероятности возникновения аварийных ситуаций, обусловленных газовыми выбросами на месторождениях углеводородов, необходимо выполнение комплекса инженерно-геологических, геофизических работ, а также газогеохимических исследований. При этом особое внимание должно уделяться первым 100 м разреза.
  Эффекты внезапных выбросов газов из донных отложений и их опасность для морских сооружений и буровых судов.
  Миронюк С. Г.
  
  Введение
  
  В ряду проблем освоения нефтегазовых шельфовых месторождений актуальным является вопрос обеспечения промышленной и экологической безопасности буровых работ. В процессе проходки инженерно-геологических, поисково-разведочных и эксплуатационных скважин нередко возникают аварийные ситуации, обусловленные наличием в верхней части разреза линз приповерхностного газа (газовых карманов) с повышенным пластовым давлением.
   При их случайном вскрытии в процессе бурения происходит неконтролируемое выделение пластовых флюидов - газовый выброс. Термин "приповерхностный газ" ("shallow gas") до сих пор трактуется неоднозначно. Согласно [1] приповерхностный газ - это свободный газ в нелитифицированных отложениях. В тоже время к типу приповерхностных скоплений газа часто относят залежи свободного газа, залегающие на глубине до 1000 м ниже морского дна. При прагматичном подходе к приповерхностным скоплениям углеводородов относят те из них, которые находятся выше глубины установки башмака обсадной колонны (т. е. в той толще разреза, который проходят без установки противовыбросового превентора) [2]. Часто интервал бурения, который проходят без обсадки и установки превентора составляет 100 и более метров.
  
  Аварийность на морских нефтегазовых объектах, обусловленная наличием приповерхностного газа
  
  Данные по авариям на морских буровых платформах, связанных с наличием приповерхностного газа, показывают, что в десяти случаях происходили серьезные повреждения буровых агрегатов и гибель людей. Несколько аварий привели к потере устойчивости и разрушению морских сооружений, при этом только прямой ущерб от катастроф составил от 1-3 до нескольких сотен миллионов долларов США [3]. Несмотря на предпринимаемые меры по профилактике аварийных ситуаций, из 172 аварий обусловленных выбросами газа 22 % приходилось на выбросы, связанные со скоплениями мелкозалегающего газа [1].
   По данным, приведенным в [4] аварии на самоподъемных плавучих буровых установках (СПБУ) вне зависимости от их причин происходят с вероятностью 2,8 х 10-2 в год. При этом аварии, связанные с выбросами, составляют 23%. Отсюда вероятность выброса при бурении одной скважины оценивается величиной 6,4 х 10-3 в год. Соответственно вероятность аварии по причине выброса приповерхностного газа составит 1,4 х 10-3 в год. Относительная частота воспламенения при выбросах на газовых скважинах 30-35%. Отсюда вероятность пожара при выбросе 0,5 х10-4 в год.
  Аварии и инциденты, вызванные прорывами газа к поверхности дна за последние 50 лет произошли в различных регионах шельфа Мирового океана, в том числе на российском шельфе Азовского, Каспийского, Восточно-Сибирского, Печорского и Черного морей.
  Наиболее серьезные аварии за период 1963-2003 гг. произошли в Северном и Норвежском морях, Тихом океане (у берегов Калифорнии), Мексиканском и Гвинейском (у берегов Нигерии) заливах [5-9].
  
  
  
  Аварии сопровождались загрязнением морской воды, атмосферы, формированием крупных антропогенных котлованов на дне моря, гибелью людей и морских организмов. Основными причинами аварий явились: недостаточная длина обсадной колонны, отказ противовыбросового устройства и др. Однако, как правило, аварии происходят до установки кондуктора и противовыбросового оборудования.
   Существует обширная, в основном зарубежная литература, посвященная рассматриваемой проблеме [11-26].
   Статистика аварий свидетельствует, что катастрофическими для обслуживающего персонала, оборудования и окружающей среды являются выбросы газа при глубине моря менее 650 м [27]. Прорыв приповерхностного газа приводит к возникновению газоводяного шлейфа, поднимающегося под буровой установкой или на небольшом расстоянии от неё.
   При относительно небольших глубинах над поверхностью воды возникает газоводяной фонтан ("султан") способный подняться на значительную высоту над поверхностью моря (до 10-20 м) и зона высокой загазованности (газовоздушное облако).
   Метан (природный газ) по токсикологической характеристике относится к веществам 4 класса опасности и к группе веществ, образующих с воздухом взрывоопасные смеси [28]. ПДК метана в воде составляет 0, 01 мл/л [29]. Превышение ПДК метана возможно в водной толще районов аварийных ситуациях и утечек газа на морских нефтегазопромысловых платформах (концентрация метана в районах аварийных выбросов может достигать 1-10 мл/л), а также в зонах природных миграционных потоков газов с морского дна.
   Так, например, в зоне аварийного газового выброса в Азовском море в летне-осенний период 1982 г. и 1985 г. концентрация метана в воде у аварийной скважины, в 200 и 500 м от нее составляли соответственно 4-6, 0,7-1,4 и 0,35 мг/л [30]. При этом острое отравление и летальное поражение рыб зафиксировано при концентрации природного газа более 1 мг/л [31]. Интересно отметить, что в природных газовых струях (сипах) содержание газов, например, в районе Керченско-Таманского сектора шельфа Черного моря достигает 0, 034 мл/л [32], а в нижних горизонтах толщи воды западной части Охотского моря 0, 03 мл/л [33],
   Кроме загрязнения водной среды, газовые выбросы сопровождаются, как правило, образованием котлованов достаточно большой протяженности и глубины (до 500 м в диаметре и глубиной до 100 м), что приводит к гибели или существенной трансформации среды обитания бентосных гидробионтов.
  С целью повышение безопасности проходки скважин до точки входа в продуктивный пласт рядом стандартов предписывается выполнение процедуры идентификации и оценки риска, организационно-технические мероприятия и другие меры [34-36]. В некоторых странах (Великобритания, Норвегия и др.) хорошей практикой считается опережающее бурение (проходка пионерной скважины).
   При проведении идентификации используются различные данные о состоянии оборудования, о типичных ошибках буровой бригады при строительстве скважин и ошибках проектирования, экспертные оценки и т. д.
  
  
  Сценарии аварийных ситуаций
  
   Таким образом, имеется несколько вариантов сценария аварийных ситуаций, на поверхности моря связанных с выбросами при вскрытии газовых карманов:
  1. Сценарий аварии с наиболее тяжелыми последствиями для буровых гравитационных платформ: выброс газа под или вблизи платформы, образование котлована и его рост в процессе развития аварийной ситуации, нарушение остойчивости сооружения, опрокидывание платформы.
  2. Сценарий аварии с наиболее тяжелыми последствиями для плавучих буровых установок и судов: выброс газа, образование газоводяного шлейфа, образование газовоздушного облака, пожар (взрыв), снижение/потеря плавучести плавсредств попавших в зону выхода газоводяного шлейфа на поверхность воды, гибель плавсредств.
  3. Общий сценарий с наиболее тяжелыми последствиями для буровых платформ и судов: выброс газа, образование над поверхностью моря взрывоопасного газовоздушного облака, возможное его возгорание или взрыв в замкнутой зоне морских сооружений. К числу сценариев с тяжелыми гуманитарными последствиями следует отнести таковой, приводящий к выбросам токсичного газа (например, сероводорода H2S), на палубу бурового судна.
  4. Наиболее вероятный сценарий: выброс и падение в рабочей зоне оборудования, спущенного в скважину, бурового раствора и шлама в связи с газопроявлениями, изменение динамических характеристик гребных винтов и рулевых устройств судов, частичная потеря их плавучести (рис. 2).
  
  Газовые карманы на площади Штокмановского газоконденсатного месторождения (ШГКМ)
  
  
   Впервые задачу обнаружения скоплений приповерхностного газа мелкого залегания специалисты компании "Питер Газ" решали в ходе геофизических исследований на площади ШГКМ в 2007 г.
   ЩГКМ открыто в 1988 году. Оно расположено в центральной части шельфа российского сектора Баренцева моря на расстоянии около 550 км к северо-востоку от побережья Кольского полуострова. В тектоническом отношении Штокмановская структура расположена на северо-западном борту Южно-Баренцевской впадины (в пределах Восточно-Баренцевского рифтогенного трога). Отметки глубин по площади ШГКМ изменяются от 277 до 366 м.
   Месторождение по типу ловушки относится к структурным и связано с крупной куполовидной брахиантиклинальной складкой в юрско-меловых терригенных отложениях. Газоносные пласты приурочены к выдержанным средне-верхнеюрским мелкозернистым песчаникам и залегают на глубинах 1500-2500 м [37]. Давление в пластах 20 - 24 МПа. Региональным флюидоупором для продуктивной песчаниковой толщи служат глинистые образования позднеюрского возраста мощностью около 80 м.
   Основными газоматеринскими толщами для Штокмановского месторождения являются черносланцевые и битуминозно-глинистые породы девонско-каменноугольного, пермского и триасово-юрского комплексов.
   Юрские отложения согласно перекрываются меловыми породами мощностью около 1500 м представленными преимущественно аргиллитоподобными глинами, глинами, глинистыми алевролитами, песчаниками, алевритами и глинами с прослоями углей. Согласно современным представлениям формирование структурной ловушки обусловлено активизацией тектоно-магматических процессов [38].
   Базовым вариантом обустройства ШГКМ предполагается полностью подводное размещение оборудования морского добычного комплекса.
   Сейсморазведкой методом общей глубинной точки (МОГТ), сейсмоакустическим профилированием (САП), а также по данным буровых работ на месторождении в породах слагающих юрско-меловой и кайнозойский яруса были выявлены многочисленные разрывные нарушения: сбросы, сдвиги и дислокации. Ориентация разрывных нарушений преимущественно север-северо-восток [39].
   Геофизические исследования ООО "Питер Газ" (работы выполнялись под руководством начальника геофизического отдела Клещина С. А.) были проведены с целью выявления сейсмических аномалий верхней части разреза и оценки влияния приповерхностного газа на инженерно-геологические условия в пределах площади ШГКМ.
  Сейсмические аномалии, которые отражают геологические объекты, например газовые карманы, представляют определенную опасность при проведении буровых работ.
   В качестве основного метода изучения верхней части осадочного чехла и изучения поверхности морского дна было выбрано САП. Применяемая аппаратура и выбранные параметры съемки обеспечили получение информации о строении верхней 100- метровой толщи грунтов.
   Геофизическими исследованиями было установлено наличие в четвертичных отложениях свободного газа (метана). Отражения от границ газосодержащих слоев отличаются очень высокой амплитудой сигнала, во много раз превышающей амплитуды отражений от границ раздела грунтов, не содержащих газа. Высокое качество полученных сейсмоакустических данных позволило также более детально изучить ранее обнаруженные разрывные нарушения на площади месторождения в толщах меловых и четвертичных пород [39]. Следует заметить, что если тектоническая природа разрывов в меловых породах не вызывает сомнений, то образование их в четвертичных отложениях может быть связано с т. н. "флюидодинамическими процессами" - подъемом углеводородных флюидов обладающих аномально высоким пластовым давлением (АВПД) [40].
  Выявленные нарушения (тектонической природы и "флюидогенные деформации), видимо, являлись основными путями вертикальной миграции газа к поверхности морского дна из глубокозалегающих горизонтов осадочной толщи и проникновения его в водную толщу или аккумуляции газа в газопроницаемых осадках под слоями - покрышками при латеральном (по напластованию) его движении.
   Сейсмические аномалии типа "яркое пятно" в верхней части геологического разреза, как индикаторы возможного присутствия в толще газовых скоплений обнаружены ГП "АМИГЭ" в меловых породах на глубине приблизительно 300-400 м от поверхности дна моря [37]. Аномалии имеют вид положительных структур и тяготеют к разрывным нарушениям. Для большинства сооружений подводного добычного комплекса (ПДК) ШГКМ большой опасности они не представляют. Однако их обязательно надо учитывать при выборе мест расположения поисково-разведочных или эксплуатационных скважин.
   Наибольшую опасность представляют газовые карманы, залегающие на небольшой глубине от дна моря, особенно для подводных сооружений с мелким заложением фундамента (райзеров, манифольдов, темплетов и т. п.), якорных систем, а также при бурении инженерно-геологических скважин.
   Подобный газовый карман был обнаружен на глубине 30 м от поверхности дна в ходе геофизических исследований, выполненных на площади ШГКМ ООО "Питер Газ".
  Газовые карманы и труба на площади Киринского газоконденсатного месторождения (КГКМ)
  
   В 2010 г. задача по обнаружению газовых карманов в местах заложения эксплуатационных скважин была успешно решена на площади КГКМ (Охотское море) путем выполнения сейсмической съемки высокого разрешения (HRS) (работы по заданию ООО "Питер Газ" выполняла ЗАО "Тихоокеанская инжиниринговая компания"). Как и на ШГКМ добычу углеводородов на КГКМ планируется осуществлять с использованием подводной инфраструктуры.
  Подводный добычной комплекс (ПДК) КГКМ это многофункциональная система линейных и площадных объектов, которая включает в себя манифольд, буровые темплеты, газосборный коллектор, внутрипромысловые трубопроводы.
  Основными задачами HRS при съемках на площадках установки подводных сооружений являлись изучение верхней части геологического разреза, выявление газовых карманов и, соответственно, участков повышенной опасности при бурении эксплуатационных скважин.
   КГКМ было открыто в 1992 году одной разведочной скважиной. Месторождение расположено на расстоянии 29 км от берега. Глубина моря на месторождении 85-95 м. Месторождение приурочено к антиклинальной структуре, входящей в состав Киринской антиклинальной зоны. Промышленная газоносность установлена в песчано-алевритовых отложениях дагинского горизонта (средний-нижний миоцен). Глинистая покрышка над дагинским горизонтом сложена аргиллитоподобными глинами и аргиллитами окобыкайского горизонта (средний миоцен). В целом в толще миоцен-плиоценовых пород перекрывающих залежь преобладают глинистые осадочные породы разной степени литификации с прослоями алевритов, песков, слаболитифицированных песчаников и бурых углей. Средняя глубина залегания кровли продуктивных пластов 2900 м. Начальное пластовое давление в пластах-коллекторах около 30 МПа.
   Киринская антиклинальная складка имеет размеры 21,5 х 4,8 км. По геологическим условиям разработки залежь углеводородов можно разделить на три участка: северный, центральный и южный. Тектонические нарушения на площади до глубины 800-900 м не отмечаются. Ниже этой глубины, фрагментарно прослеживаются малоамплитудные нарушения (в основном сбросы). Возможно, разломные зоны являются путями вертикальной миграции газов. В настоящее время эти разломы не являются активными. Наиболее сложным геологическим строением характеризуется южный участок залежи. Этот участок осложнен частыми малоамплитудными нарушениями также с преобладающей сбросовой составляющей.
  По данным HRS над сводовой зоной центрального участка вдоль длинной оси складки выявлены 4 зоны аномальные зоны, связанные с газом:
   Аномалия типа "газовая труба" - характеризуется полным затуханием сейсмического сигнала (отсутствием отражающих границ), что указывает на высокую газонасыщенность осадка;
   3 зоны повышенных амплитуд (газовые карманы).
  Газовая труба прослеживается до самого дна и отражается поднятием в рельефе высотой до 1.5 - 2 м. Протяженность участка выхода газа в направлении СЗ-ЮВ составляет около 350 метров.
  Газовые карманы приурочены к четвертичным (преимущественно к пескам, супесям, прослоям гравийно-галечных осадков) и пескам (слаболитифицированным песчаникам) нутовской свиты неогена (N1-2 nt). Источником газа в них являются залегающие глубже залежи углеводородов.
  
  Газовая труба в пределах Лунского месторождения
  
  В процессе инженерно-геологических изысканий были также детально изучены газопроявления в пределах Лунского месторождения, которое находится в 14 км западнее КГКМ (в 16 км от берега). По плану обустройства КГКМ Лунскую площадь пересекает газосборный коллектор, идущий от площадки манифольда до береговой площадки управления ПДК.
   Лунская структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку размером 26 х 8,5 км. Глубина моря на месторождении - 42-47 м. Залежи углеводородов также как и на КГКМ приурочены к песчаным пластам дагинского горизонта [41]. Наиболее продуктивными являются песчано-алевритовые отложения верхнего горизонта дугинской свиты, залегающие на глубине 1700-2200 м. Покрышкой залежи являются глины окобыкайского горизонта мощностью 630-750 м. Они, в свою очередь, перекрыты глинистой толщей нутовской свиты. В покрышке обнаружены многочисленные газовые окна, которые располагаются, практически, в контуре газоконденсатной залежи. По данным каротажа подтверждена избыточная (5-30 %) газонасыщенность придонных осадков нутовской свиты в нескольких окнах [42].
   Структура пересечена сетью диагональных сбросо-сдвиговых нарушений с вертикальной амплиту?дой смещения от первых десятков метров до 200 м. Величина горизонтального смещения составляет 0,5-1,0 км. Сильная тектоническая нарушенность структуры [41] создает благоприятные условия для дегазации месторождения. Здесь, как и на площадях Киринского, и других месторождений северо-восточного шельфа о. Сахалин (Пильтун-Астохского, Аркутун-Дагинского, Чайвинского и др. [33]) в верхней части осадочного чехла (сложенной породами нутовской свиты) обнаружены зоны газонасыщения.
   Одна из них в форме газовой "трубы" вблизи поверхности морского дна имеет ширину около 250-260 метров.
  В придонной воде над Лунской структурой обнаружены очень высокие содержания метана. В центральной части структуры концентрация метана достигает 0,0109 мл/л, что несколько превышает ПДК [29].
  Столь высокая газовая аномалия по мнению Обжирова А.И. [43] связана с сильной нарушенностью Лунской структуры, большой мощностью продуктивной толщи (500 м), средней глубиной ее залегания (1700 м).
   Наличие газа в породах нутовской свиты на участке выхода на дно моря газовой "трубы" сопровождается значимым уменьшением пластовых скоростей Vp и Vs (падение скоростей здесь, по сравнению с породами вне газонасыщенной зоны, составляет около 4%) и повышением сейсмической балльности. Имеются данные, что в газонасыщенных зонах происходит уменьшение скорости продольных волн (Vp) до 30 % и увеличение поглощения энергии сейсмических волн в 10 раз и более [44].
  
  Геофизические критерии выделения и категории опасности газопроявлений
  
  С целью оценки степени опасности зон газонасыщения для сооружений ПДК рассматривался следующий комплекс аномальных эффектов отраженных волн: резкое возрастание амплитуд и уменьшение их частоты, изменения полярности волн (с положительной на отрицательную), прогибание под "яркими пятнами" границ ниже залегающих отражающих горизонтов (за счет уменьшения скорости прохождения волн в газосодержащих грунтах).
  Принимая во внимание указанные критерии опасности газопроявлений, литературные данные [45-54] и опираясь на опыт ООО "Питер Газ" [55] считаем, что условно можно выделить следующие категории (степени) опасности газопроявлений:
  1. Большая - зона потери корреляции (газовая труба), характеризуется полным затуханием сейсмического сигнала (отсутствием отражающих границ), резким (на 200-300 м/с) понижением интервальных скоростей упругих волн (Vp и Vs) и частот, изменение полярности отражений от кровли газонасыщенного пласта (газового кармана). Коэффициент повышения амплитуд - 8-10.
  2. Средняя - коэффициент повышения амплитуд - 8-5, значимые пониженные значения скоростей Vp и Vs в загазованных отложениях по сравнению с вмещающими породами
  3. Малая - коэффициент повышения амплитуд 5-4, незначительное уменьшение скоростей Vp и Vs. Отсутствие или слабо проявление аномальных эффектов отраженных волн.
  
  Заключение
  
   Разгерметизация газовых карманов в верхней части разреза в ходе бурения может привести к прорыву газа, образованию котлованов и загазованности водной толщи.
   С целью снижения вероятности возникновения аварийных ситуаций, обусловленных газовыми выбросами на месторождениях углеводородов, необходимо выполнение комплекса инженерно-геологических, геофизических работ, а также газогеохимических исследований. При этом особое внимание должно уделяться первым 100 м разреза.
  Как показала практика, для обнаружения скоплений газа в верхней 100 м толще осадков наилучший результат дает применение непрерывного сейсмоакустического профилирование двумя системами одновременно с частотами 250 - 500 Гц и 1000-7000 Гц. Для обеспечения безопасной проходки глубоких скважин разного назначения требуется применение высокоразрешающей сейсмоакустической съемки. При этом, как показывает практика, наиболее эффективным методом является объемная сейсморазведка 3D. Её применение позволяет избежать неоднозначность идентификации аномалий волнового поля (нередко аномалии возникают из-за литологической неоднородности разреза, а не в связи с загазованностью осадков) и, в случае их обнаружения, более точно определить пространственное положение газовых карманов.
  
  Литература
  1. Hovland M., Judd A. G. Seabed Pockmarks and Seepages. Impact of Geology, Biology and the Marine Environment. London,Graham and Trotman Ltd. 1988. 293 p.
  2. Graber, K.K., 2006. Guidelines for site survey and safety. ODP Tech. Note, 32 [Online]. Available from World Wide Web:   3. Рокос С. И. Газонасыщенные отложения верхней части разреза Баренцево-Карского шельфа. Автореф. дис...канд. географ. наук. Мурманск., 2009. 21 с.
  4. Александров М. Н. Безопасность человека на море. Л.: Судостроение, 1983. 206 с.
  5. Thatje, S., Gerdes, D., and Rachor, E., 1999. A seafloor crater in the German Bight and its effects on the benthos. Helgoland Marine Research, 53, 36-44.
  6. McCulloh, T. H., 1969. Geologic Characteristics of the Dos Cuadras Offshore Oil Field. United States Geological Survey, Professional Paper 679-c.
  7. Worzel, J. L. and Watkins, J. S., 1974. Location of a lost drilling platform. Proceedings of the Offshore Technology Conference, Houston, TX, OTC Paper 2016.
  8. Sieck, H. C., 1973. Gas charged sediment cones pose a possible hazard to offshore drilling. Oil and Gas Journal, July 16, 148-63.
  9. Bryant, W. R. and Roemer, L. B., 1983. Structure of the continental shelf and slope of the northern Gulf of Mexico and its geohazards and engineering constraints. In Geyer, R. A. and Moore, J. R. (eds.), CRC Handbook of Geophysical Exploration at Sea. Florida, CRC Press, pp. 123-84.
  10. http://www.oilrigdisasters.co.uk
  11. Инженерно-геологические и геокриологические условия шельфа Баренцева и Карского морей/ В. П. Мельников, В. И. Спесивцев.-Новосибирск: Наука, Сибирская издательская фирма РАН, 1995. 198 с.
  12. Жильцов А.М. Зоны газонасыщения в верхней части осадочного чехла - прямой признак наличия углеводородных залежей на глубине// Строение земной коры и перспективы нефтегазоносности в регионах северо-западной окраины Тихого океана: сб. статей/ Отв. Ред. Е. В. Кочергин, В. Н. Сеначин.- Южно-Сахалинск: ИМГиГ ДВО РАН, 2000.- Том 1. С. 76 - 92
  13. Hovland M., Judd A. G. Seabed Pockmarks and Seepages. Impact of Geology, Biology and the Marine Environment. London, Graham and Trotman Ltd. 1988. 293 p.
  14. Judd A. and Hovland M. Seabed Fluid Flow. Impact of geology, biology and the marine environment. Cambridge University Press. New York. 2007. 475 p.
  15. Butenko, J. and Barbot, J.P., 1979. Geological hazards related to offshore drilling and construction in the Orinoco River Delta, Venezuela. Offshore Technology Conference, Houston Texas, Paper No. 3395.
  16. Floodgate, G.D. and Judd, A.G., 1992. The origins of shallow gas. Continental Shelf Research, 12, 1145-1156.
  17. García-Gil, S., 2003. A natural laboratory for shallow gas: the Rías Baixas (NW Spain). Geo-Marine Letters, 23, 215-229, DOI: 10.1007/s00367-003-0159-5.
  18. Hovland. M., 1987. Shallow gas drainage. Proceedings of the Norwegian Protectorate seminar on Shallow Gas, September 1987.
  19. Judd, A.G., 1990. Shallow gas and gas seepages: a dynamic process? In: Ardus, D.A. and Green C.D. (eds.) Safety in Offshore Drilling: the role of shallow gas surveys. Kluwer Academic Publishers, Dordrecht, 27-50.
  20. Judd, A.G., 1995. Gas and gas mobility in the offshore sediments of the Fraser Delta, British Columbia. Report to the Geological Survey of Canada.
  21. Lukkien, H.B., 1985. Shallow gas: coping with its hazards offshore. World Oil, July 1985, 59-63.
  22. Prince, P.K., 1990. Current drilling practice and the occurrence of shallow gas. In: Ardus, D.A. and Green C.D. (eds.) Safety in Offshore Drilling: the role of shallow gas surveys. Kluwer Academic Publishers, Dordrecht, 3-25.
  23. Schroot, B.M. and Schüttenhelm, R.T.E., 2003. Expressions of shallow gas in the Netherlands North Sea. Netherlands Journal of Geoscience / Geologie en Mijnbouw, 82, 91-105.
  24. Sieck, H. C. 1973. Gas charged sediment cones pose a possible hazard to offshore drilling. Oil and Gas Journal, 16 July 1973, 148-163.
  25. Taylor, D.I., 1992. Nearshore shallow gas around the U.K. coast. Continental Shelf Research, 12, 1135-1144.
  26. Townsend, A.R. and Armstrong, T.L., 1990. Shallow gas detection using AVO processing of high resolution seismic data. In: Ardus, D.A. and Green C.D. (eds.) Safety in Offshore Drilling: the role of shallow gas surveys. Kluwer Academic Publishers, Dordrecht, 133-165.
  27. Graber, K.K., 2006. Guidelines for site survey and safety. ODP Tech. Note, 32 [Online]. Available from World Wide Web:   28. ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия 10.09. 1993.
  29. Приказ от 18 января 2010 г. ?20 "Об утверждении нормативов качества воды водных объектов рыбохозяйственного значения, в том числе нормативы предельно допустимых концентраций вредных веществ в водах водных объектов рыбохозяйственного значения". Зарег. В Минюсте РФ 9 февраля 2010 г. ?16326.
  30. Отчет о результатах химико-токсикологических исследованиях в связи с аварийным газовым выбросом в Азовском море. Ростов-на-Дону. АзНИИРХ. 1986. 40 с.
  31. Мишукова Г. И., Обжиров А. И., Мишуков В. Ф. Метан в пресных и морских водах и его потоки на границе вода-атмосфера в Дальневосточном регионе. Владивосток: Дальнаука, 2007. 159 с.
  32. Геоэкология черноморского шельфа Украины/В. А. Емельянов, А. Ю. Митропольский, Е. И. Наседкин и др. К.: Академпериодика, 2004. 296 с.
  33. Шакиров Р. Б., Обжиров А. И. Морфотектонический контроль потоков метана в Охотском море//Подводные исследования и робототехника. 2009, ? 1(7). С. 31-39
  34. ГОСТ Р ИСО 17776-2010. Менеджмент риска. Руководящие указания по выбору методов и средств идентификации опасностей и оценки риска для установок по добыче нефти и газа из морских месторождений. 67 с.
  35. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Госгортехнадзор РФ. 2003. 112 с.
  36. ГОСТ 17.1.3.02-77. Правила охраны вод от загрязнения при бурении и освоении морских скважин на нефть и газ. Госстандарт СССР.5 с.
  37. Большакова М.А., Кирюхина Т.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения // Геология нефти и газа. 2007. ?3. С. 39-48.
  38. Шипилов Э. В., Юнов А. Ю. О генезисе антиклинальных структур месторождений углеводородов восточной части Баренцева моря//Докл. РАН. 1995. Т. 342, ?.2. С. 87-88.
  39. Чурсина Н. В., Бондарев В. Н. Особенности инженерно-геологических условий Штокмановского газоконденсатного месторождения. Труды III Международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России". С.-Петербург:НИИ им. А. Н. Крылова. 1997. С.77-78.
  40. Мейснер Л.Б., Туголесов Д. А. Флюидогенные деформации в осадочном выполнении Черноморской впадины // Разведка и охрана недр. 1997. ?7. С. 18-22
  41. Харахинов В. В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. М.: Научный мир, 2010. 276 с.
  42. Ломтев В. Л. , Жигулев В. В. и др. НСП как новый метод нефтегазовой разведки в океане// Строение, геодинамика и металлогения Охотского региона и прилегающих частей Северо-Западной части Тихоокеанской плиты: Мат-лы междунар. Науч. Симп. 24-28 сент. 2002 г. - Южно-Сахалинск, 2002. Т. 2. С. 75-76
  43. Обжиров А.И. Газогеохимические поля придонного слоя морей и океанов. М. Наука, 1993, 139 с, с. 44 - 46.
  44. Вертикальное сейсмическое профилирование в морских скважинах/В. Н. Агеев, А. М. Жильцов и др. //Сейсмические исследования в западной части Тихого океана и его обрамления. - Владивосток, 1983. С. 90-102
  45. Мудрецов В. Б., Жильцов А. М. Аномальные сейсмоакустические зоны на северо-восточном шельфе о. Сахалин//Тихоокеанская геология. 1990. ?3. С. 108-112
  46. Гайнанов В. Г. О природе "ярких пятен" на временных разрезах сейсмоакустического профилирования//ГЕОразрез. Электронное научное издание. http://georazrez.uni-dubna.ru
  47. Стефанон А. Акустические характеристики газонасыщенных осадков в северной части Адриатического моря//Акустика дна океана. М.: Мир, 1984. С. 59-64
  48. Безродных Ю. П., Делия С. В., Лисин В. П. Применение сейсмоакустических и сейсмических методов для изучения газоносных грунтов Северного Каспия//Геоэкология. 2001. ?5. С. 476-480
  49. Ломтев В.Л., Торгашов К.Ю., Патрикеев В.Н. Признаки газоносности западного борта Татарского трога (Японское море) // Вестник ДВО РАН, 2008. ?6. С. 63-71.
  50. Сибилев М. А., Алексеев А. Г. Геофизические методы как резерв повышения экологической безопасности морского эксплуатационного бурения на Северном Каспии//Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2009. ?9. С. 22-24
  51. Sieck, H. C., 1975. High resolution geophysical studies for resource development and environmental protection. Proceedings of the Offshore Technology Conference, Houston, TX, OTC Paper 2179.
  52. McConnell, D. R., 2000. Optimizing deepwater well locations to reduce the risk of shallow-water-flow using high-resolution 2D and 3D seismic data. Proceedings of the Offshore Technology Conference, Houston, TX, OTC Paper 11973.
  53. Безродных Ю.П., Лисин В.П., Федоров В.И., Кутузов А.Н. Опыт применения сейсмоакустики и комплексирование ее с другими методами при инженерных изысканиях и обследовании подводных трубопроводов // Разведка и охрана недр. 2002. ? 1. С. 2-5.
  54. Левченко О.В., Гайнанов В.Г., Мерклин Л.Р. и др . Новые данные о сейсмостратиграфии и процессах седиментогенеза на западном склоне Среднего Каспия // Докл. РАН. 2006. т. 411, ? 5. С. 663 -666.
  55. Миронюк С. Г., Клещин С. М. Опыт применения геофизических методов с целью идентификации морских геологических опасностей//ГеоИнжиниринг. 2010. ?1. С. 48-54.
  
  
  
  
  
  
  
  
 Ваша оценка:
Связаться с программистом сайта.

Новые книги авторов СИ, вышедшие из печати:
О.Болдырева "Крадуш. Чужие души" М.Николаев "Вторжение на Землю"

Как попасть в этoт список

Кожевенное мастерство | Сайт "Художники" | Доска об'явлений "Книги"