CC BY
30
ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
УДК: 553.98:622.279.04(268.45)
ТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ДОННЫХ ГАЗОГИДРАТОВ И РИСК ИХ РАЗРУШЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ШТОК-МАНОВСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В.Б. АРЧЕГОВ
Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г.Санкт-Пе-тербург
Оценив природные условия в пределах площади Штокмановского газоконден-сатного месторождения (ГКМ), к числу потенциально опасных геологических процессов и событий отнесены криогенные процессы, сейсмичность (включая неотектонические процессы), газогидраты, особенности донного рельефа и свойств грунтов и возможность осадки донной поверхности к концу срока эксплуатации.
Ключевые слова: Штокмановское ГКМ, шельф, термобарические условия, газогидраты, эксплуатационное бурение, подводная разгрузка метана, просадка дна, растепление
V.B.ARCHEGOV. THERMOBARIC CONDITIONS OF BASE GAS-HYDRATES FORMATION AND RISK OF THEIR DESTRUCTION AT DEVELOPMENT OF THE SHTOKMAN GAS-CONDENSATE FIELD
The main reason of gas-hydrate deposits studying actuality is consideration of hydrocarbons as a raw material, that is capable to replace the oil, with its limited reserves. The concentration of methane in the atmosphere increases annually by 1%. Not excluding anthropogenic sources, the researchers associate this with appearance of a large number of underwater methane discharging fields. The most numerous and active methane discharging field was found in the north-eastern Sakhalin shelf and Okhotsk Sea borderland slope.
On the assumption of natural conditions evaluation within the area of the Shtok-man gas-condensate field (GCF), among the potentially dangerous geological processes and events may be mentioned: cryogenic processes, seismicity (including neo-tectonic processes), gas-hydrates, characteristics of the base relief and soil properties, the possibility of back surface subsidence to the end of operating life.
Keywords: thermobaric conditions, gas-hydrates, methane, methane underwater discharging, Shtokman gas-condensate field, shelf, back surface subsidence, development drilling, thawing
Особенности природных условий района исследований
Среди арктических морей нашей страны Баренцево море занимает самое западное положение. Это море имеет естественные рубежи на юге и отчасти на востоке, в остальных частях его границами служат условные линии, проведенные в соответствии с гидрометеорологическими и геологическими признаками. Границы моря закреплены специальным постановлением ЦИК СССР от 27 июня 1935 г.
Дно Баренцева моря - сложнорасчлененная подводная равнина с волнистой поверхностью, несколько покатой к западу и северо-востоку. Наиболее глубокие районы находятся в его западной час-
ти. Море отличается весьма неравномерным распределением глубин. Пересеченный рельеф дна существенно сказывается на гидрологических условиях моря. Положение Баренцева моря в высоких широтах за Полярным кругом, непосредственная связь с Атлантическим океаном и Центральным арктическим бассейном определяют основные черты климата моря. В целом оно имеет полярный морской климат, который характеризуется продолжительной зимой, коротким холодным летом, малой годовой амплитудой температуры воздуха, большой относительной влажностью. Меридиональная протяженность моря, поступление больших масс теплых атлантических вод на юго-западе и приток холодных вод из арктического бассейна создают климатические различия от места к месту [1].
Речной сток невелик по отношению к площади моря и равен в среднем около 163 км3/год. Он на 90% сосредоточен в юго-восточной части моря. В этот район несут свои воды самые крупные реки баренцевоморского бассейна. Печора сбрасывает в средний по водности год около 130 км3 воды, что составляет примерно 70% всего берегового стока в море за год. Сюда же впадают менее крупные реки. Материковый сток весьма неравномерно распределен внутри года. Максимум его наблюдается весной и связан с таянием речного льда и снега в бассейне рек. Минимальный сток отмечается осенью и зимой, когда реки питаются только дождями и грунтовыми водами. Речной сток существенно отражается на гидрологических условиях только в юго-восточной части моря.
Определяющее влияние на природу Баренцева моря оказывает водообмен с соседними морями, главным образом поступление теплых атлантических вод, годовой приток которых равен примерно 74 тыс. км3. Из большого количества приносимого ими тепла лишь 12% расходуется в процессе обмена водами Баренцева моря с другими морями. На значительных пространствах этого моря от европейских берегов до 75° с. ш. круглый год наблюдается положительная температура воды на поверхности, и этот район не замерзает. Распределение поверхностной температуры воды характеризуется ее понижением с юго-запада на северо-восток. Зимой на юге и юго-западе температура на поверхности воды равна плюс 4, 5°, в центральных районах плюс 3-0° и в северной и северо-восточной частях она отрицательна и близка к температуре замерзания при солености 32-35 о/оо. Летом температура воды +3-+9о, прогрев воды до 15-18 м глубиной [2].
Условия образования газогидратов
В глубоководной зоне Баренцева моря природные условия благоприятны для образования и стабильного существования гидрата метана: глубина моря средняя - 186-222 м, наибольшая - 600 м, температура придонной воды - минус 1-1,5оС, геотермический градиент 20-40 град/км, достаточная концентрация растворенного газа. Происхождение газа, по всей видимости, связано с миграцией из нижних слоев осадочного чехла, что подтверждается результатами исследований на месте гибели атомной подводной лодки «Комсомолец», расположенном вблизи западной окраины Баренцева моря [3]. В поверхностных окисленных осадках концентрации метана низки и близки к фоновому содержанию - (20-30)10-6 мг/кг. Затем в интервале 4550 м количество метана резко увеличивается до (400-500)-10"6 мг/кг, а на глубине 280-360 м его концентрация достигает уже (1400-1700) -10"6 мг/кг. По предварительным оценкам специалистов АМИГЭ, мощность слоя гидратообразования в рассматриваемых условиях может меняться от десятков до 200-300 м. Специальных исследований по определению присутствия газогидратов в отложениях во время буровых и разведочных работ не проводилось [4]. Существуют лишь косвенные признаки, ука-
зывающие на присутствие газогидратов в некоторых поддонных слоях. Присутствие газогидратов в разрезе может вызвать осложнения при проходке, оборудовании и эксплуатации промысловых скважин.
Поля газосодержащих осадков могут способствовать развитию воронок, что доказано экспериментально сотрудниками ВНИИЭгазпром [5]. Воронки глубиной 2-8 м формируются неожиданно и проявляются катастрофически для инженерных объектов. Плотность их распространения может достигать 35 на 1 км2, иногда с некоторой, вероятно вызванной донными течениями, квазилинейностью. Не исключено развитие генетически родственных воронкам грязевых вулканов [6].
Высокое газосодержание переводит мелко- и тонкозернистые пески в плывунное состояние. Пузырьки газа, содержащиеся в поверхностных осадках Печорского моря, снижают водо- и газопроницаемость грунта, переводят его в состояние «тяжелой жидкости». Прочность таких жидкообразных систем стремится к нулю, погружение в них конуса под заданной нагрузкой, несколько замедляясь, может продолжаться до подошвы толщи [7]. Песчаные и супесчаные газонасыщенные толщи Печорского моря (и других аналогичных акваторий) в связи с этим не могут рассматриваться в качестве надёжного основания для любых инженерных сооружений.
Слабая изученность Арктики позволяет рассматривать возможную газогидратоносность недр Северного Ледовитого океана в целом только по критериям, основанным на термобарических условиях. Определенный интерес также представляют те участки шельфа, где наряду с термобарическими условиями стабильности гидратов газа отмечается повышенное содержание метана в поддонных отложениях. Такие участки, как правило, связаны с восходящей миграцией газа по разломам и установлены на шельфе Баренцева моря. На шельфах Арктического региона существование благоприятных для образования гидратов условий (давление и температура) связано с многолетней мерзлотой. В глубоководных частях арктических акваторий образование скоплений газовых гидратов возможно также и в районах сосредоточенной фильтрации газосодержащих флюидов.
На данный момент справедливым остается заключение о том, что сведений о визуальных (прямых) наблюдениях природных газовых гидратов в Российской Арктике нет. Тем не менее, наличие потенциальных областей развития газовых гидратов позволяет считать арктические моря перспективным районом для поисков скоплений газовых гидратов (рис.1) [8].
«Охлажденные» осадки занимают центральную, северо- и юго-восточную части моря, примыкающие к Новой Земле. Контуры этой зоны почти совпадают с нулевой изотермой среднемноголет-ней температуры дна. Штокмановское ГКМ, как и многие другие, находится в зоне распространения донных осадков с отрицательными температурами.
В инженерно-геологическом отношении мерзлые и газогидратоносные отложения представляют
природные гидраты I: : | I гидраты криогенного типа
L Приразломное месторождение WlTOKM^crnrac« ГКМ
Рис. 1. Газогидратоносные области в российском секторе Северного Ледовитого океана [по: 8].
собой категорию пород особого состава, состояния и свойств, что необходимо учитывать при строительстве стационарных морских ледостойких платформ на арктическом шельфе, строительстве и эксплуатации трубопроводов и других сооружений. Также следует учитывать возможные нарушения естественного теплового режима в верхнем осадочном чехле при бурении и эксплуатации скважин.
Оценка мерзлотности и газогидратоносности основывается в первую очередь на анализе термобарических условий дна и недр. Рассмотрим эти условия на примере Штокмановского ГКМ. Оно расположено в бортовой части Южно-Баренцев-ской впадины в пределах влияния наиболее стабильного арктического холодного течения со сред-немноголетней температурой дна, близкой к минус 1-1,5 оС и доходящей до плюс 3-4°С в поверхностных слоях.
Процедура выявления площадей и зон стабильности гидратов газа сводится к совмещению значений геотермического градиента и давления в конкретной точке дна моря или поддонного разреза с той или иной равновесной кривой гидратообразо-вания метана в координатах давление - время. Наиболее доступными для оценки газогидратоносности являются данные о температуре дна.
Зона стабильности гидратов газа в зависимости от конкретных термобарических условий и состава гидратообразующей системы может распространяться до определенной поддонной глубины, начинаясь непосредственно у дна, либо на некотором расстоянии под ним. При средней глубине моря над Штокмановским ГКМ 300 м, геотермическом градиенте 3оС/100м и температуре дна -1,0оС по номограмме (рис. 2) зона стабильности гидрата метана распространяется до 200 - 250 м ниже дна моря [9].
Рис. 2. Зона стабильности гидратов метана над Штокмановским ГКМ.
1 - геотермический градиент; 2 - равновесная кривая гидратообразования [по: 9].
Можно предположить, что в районе Штокмановского ГКМ имеются реальные условия накопления и существования газовых гидратов в разрезе пород под дном моря до глубины 200 м. Анализ факторов, влияющих на термобарические условия газогидратоносности, показал возможность существования нескольких типов зоны стабильности гидратов. По отношению ко дну моря термобарическая зона стабильности гидратов может быть придонной и непридонной, т.е. отделенной от дна интервалом от единиц метров до более 200 м.
Гидратоносность и эксплуатация скважин
Рассмотрим возможные осложнения при строительстве гидротехнических сооружений и эксплуатации скважин в условиях возможных скоплений газовых гидратов в придонной части разреза.
Типичным примером здесь могут служить условия в центральной части Баренцева моря, где расположено Штокмановское месторождение, осложненное по некоторым данным тектоническими разломами.
Кроме температуры, давления и минерализации на образование и накопление гидратов существенно влияет литология пород. Для уплотненных сред с ростом дисперсности слагающих породу частиц (от крупнозернистых до малозернистых пород) гидратосодержание увеличивается [10]. При дальнейшем увеличении дисперсности до образцов тяжелой супеси гидратосодержание снижается до нуля. Для литологического состава верхней части разреза до глубин 20 - 30 м от дна моря прогнозируется наличие гидратов в виде отдельных вкраплений. На глубинах до 200 - 250 м в разрезе присутствуют породы, способные к аккумуляции значительных скоплений гидратов.
В процессе разработки месторождения вокруг эксплуатационных колонн, вследствие движения по ним теплого газа при его добыче из нижележащих горизонтов, происходит увеличение температуры окружающих пород. Это может привести к изменению фазового состояния воды и газа в гид-ратонасыщенных интервалах вокруг скважин. Это подобно процессу растепления мерзлых пород при разработке месторождений углеводородов в районах вечной мерзлоты.
На стадии проектных работ для определения размеров зон теплового влияния принято применять модели, в которых используется понятие области фазового перехода или в виде резкой границы раздела между талой и мерзлой зонами, или в виде протяженной области раздела, что соответствует фазовому переходу в спектре температур. Резкая граница раздела имеется в крупнодисперсных средах, например, песках, а протяженная - в тонкодисперсных средах, например суглинках. На Штокма-новском ГКМ в породах, слагающих верхние интервалы геологического разреза, фронт фазового перехода может представлять резкую границу [9, 11, 12].
Расчеты показывают также, что при проектном расположении устьев скважин на платформе на расстояниях 3-4 м друг от друга тепловое взаимодействие скважин начинается в течение первого года разработки. На морской платформе, например, пробурено 20 скважин. За 10 лет эксплуатации скважин, т.е. на относительно ранней стадии разработки, зона растепления по расчетам оказалась значительной - более 10 м, что может свидетельствовать о смыкании зон растепления отдельных скважин [9] .
Указанные процессы могут привести к осложнениям следующего порядка [10, 13]:
- Грифонообразование - это явление - следствие выделения свободного газа при разложении гидратов. Это является принципиальным отличием от результатов растепления мерзлоты. Так как на 1 м гидрата приходится 150 - 180 м3 газа, то в течение первого года разработки может выделиться порядка 10 - 30 тыс. м3 газа на 1 м3 гидратосодер-жащих пород. Грифонообразование у устья скважин может вызвать перераспределение напряже-
ний в геологическом разрезе из-за изменения упругих характеристик пород значительной области горного массива. Перераспределение напряжений сопряжено с возникновением дополнительных нагрузок, действующих на промысловое оборудование. Грифонообразование с выделением газа на поверхности моря у платформ увеличивает риски пожароопасности и препятствий судоходству из-за уменьшения плотности воды.
- Уменьшение модуля упругости гидратосодер-жащего интервала пород в области его «растепления», что приводит к дополнительным деформациям этого интервала под давлением горных пород, создаваемым их весом, давлением воды и весом платформы, если она опирается на дно. На поверхности пород эта деформация проявляется в виде опускания дна в области расположения скважин. При жестком закреплении устья скважины на платформе (или подводном модуле) в колонне будут возникать дополнительные нагрузки. Следовательно, наличие скоплений гидратов в зоне работающих скважин является фактором, осложняющим разработку месторождения.
Удлинить срок растепления гидратов можно, если использовать пассивную изоляцию колонн. Однако, учитывая, что разработка месторождения длится десятки лет, это недостаточно надежно. Расчеты показывают необходимость активной изоляции. В принципе для этих целей можно использовать естественную или принудительную циркуляцию холодной морской воды в межтрубном кольцевом пространстве [11]. Для повышения эффективности предложенного способа схема может быть дополнена элементами пассивной тепловой защиты, например, заполнением пространства между лифтовыми трубами и эксплуатационной колонной в интервале гидратонасыщенности инертным газом или установкой труб с пониженным коэффициентом теплопередачи. Другие решения могут быть связаны с отбором части газового потока для охлаждения колонны с использованием эффекта Джоуля-Томпсона. По этому направлению в мире имеются ряд патентов и конкретные конструктивные решения [9].
Одним из возможных факторов риска и негативных последствий разработки нефтегазовых месторождений является осадка земной поверхности над месторождением в результате снижения начального пластового давления в продуктивных пластах и их деформации, что хорошо изучено в мировой практике. Осадка в условиях Штокманов-ского ГКМ возможна также за счет растепления придонных газовых гидратов.
Следствием смещения земной поверхности может быть выход эксплуатационных скважин из строя из-за разгерметизации заколонных пространств, смятия и слома обсадных колонн, деформации трубопроводов, а также уменьшения клиренса платформы до уровня досягаемости волн и выход из строя крепящих якорей.
Оценка величин осадки поверхности дна моря особенно актуальна, поскольку для морских месторождений предъявляются более жесткие требо-
вания по охране недр, надежности работы скважин, а также морских платформ и подводных модулей.
Расчеты оседания поверхности дна применительно к Штокмановскому месторождению, основанные на использовании геолого-промыслового материала, полученного в результате разведки залежей, представлены в «Проекте разработки Шток-мановского газоконденсатного месторождения» (ВНИПИморнефтегаз, 1994г.) и в дальнейшем были доработаны [11,12], но эффект от растепления газогидратов при этом не учитывался. Проведенные расчеты [9] показывают большую вероятность осадки поверхности дна моря при разработке Штокмановского ГКМ. Причем величины просадки существенно зависят не только от степени выработки продуктивных горизонтов, но и от деформационных процессов при разложении гидратонасы-щенных придонных слоев.
Проявление риска разрушения придонных газовых гидратов в районе расположения объектов Штокмановского ГКМ неизбежно приведет к таким явлениям, как:
- просадка дна вокруг скважин и в районе размещения газопроводов;
- нарушение крепления и деформации эксплуатационных скважин;
- формирование околоскважинных газопроявлений и грифонов;
Для разработки надежных технических решений по морским объектам Штокмановского ГКМ необходим комплекс специальных исследований по определению зон скопления и параметров донных газовых гидратов.
Литература
1. Арчегов В.Б. Арктические моря России и их будущее // «Нефтегазогеологический прогноз и перспективы развития нефтегазового комплекса востока России»: Сборник материалов научно-практической конференции. 17-21 июня 2013 г., Санкт-Петербург. СПб.: ВИНИТИ, 2013. С. 5-14.
2. Арчегов В.Б. Нефтегазоностность арктических морей России // Труды научно-исследовательского отдела Института военной истории. Т. 9. Кн. 2. Обеспечение национальных интересов России в Арктике / Зап. воен. округ, Воен. акад. Ген. штаба Вооруж. сил Рос. Федерации, Ин-т воен. истории, Гос. поляр. акад. Санкт-Петербург: Политехника-сервис, 2014. С. 38-44.
3. Геологическая обстановка в районе гибели АПЛ «Комсомолец»: состав и свойства донных осадков/Ю.А.Богданов, Е.Г.Гурвич, В.Н.Лу-кашин, В.В.Серова, З.Н.Горбунова, Г.В.Горбунов, Э.С.Тримонис, С.А.Козлов, А.В.Кондратенко // Океанологические исследования и подводно-технические работы на месте гибели атомной подводной лодки «Комсомолец». М.: Наука, 1996. С. 287-313.
4. Арчегов В.Б. Развитие геологоразведочных работ на нефть и газ в условиях континентального шельфа арктических и дальневосточных морей России // Труды научно-исследова-
тельского отдела Института военной истории. Т. 6. Кн. 2.: Север России в военно-морском и экономическом отношении / Воен. Акад. Ген. штаба Вооруж. сил Рос. Федерации, Ин-т воен. истории. Спб.: Политехника-сервис, 2013. С.429-434.
5. Валпетер А.П., Безродных Ю.П. Региональные инженерно-геологические исследования на шельфе и их значение для решения инженерных задач. М.: ВНИИЭгазпром, 1987. 36 с.
6. Newton R.S., Cunningham R.S., Schubert C.E. Mud Volcanoes and Pockmarks Seafloor Engineering Hazards or Geological Curiosity. Twelfth Ann. Offshore Technol. Conf., Houston, Tex. Vol.1. Dallas, 1980. Р.425-436.
7. Горькова И.М. Теоретические основы оценки осадочных пород в инженерно-геологических целях. М.: Наука, 1966. 136 с.
8. Соловьев ВА, Гинсбург Г.Д., Телепнев Е.В., Михалюк Ю.Н. Криогеотермия и гидраты природного газа в недрах Северного Ледовитого океана. Л.: ПГО "Севморгеология", 1987. 150 с.
9. Дмитриевский А.Н., Кульпин Л.Г., Максимов В.М. Проблемы освоения природно-техноген-ных объектов морской добычи углеводородов в Арктике // МурманшельфИнфо. 2009. № 1 (6). С.11-16.
10. Козлов СА., Неизвестнов Я.В. Пространственная изменчивость физико-механических свойств донных отложений нефтегазоносной области Баренцево-Карского шельфа // Морские инженерно-геологические исследования. СПб.: ВНИИОкеангеология, 2003. С.79-85.
11. Кульпин Л.Г. Особенности освоения арктических морских месторождений в условиях гидратонасыщенной субмаринной криолито-зоны// Журнал «Нефтяное хозяйство». 2004. № 9. С. 76-79.
12. Koulpine L.G., Dubrov~ski DA., Obmoroshewa L.B., Tupysev M.K. Gas Hydrate Bearing Capacity of Submarine Cryolitozone: Complication Prognoses in Exploitation of Arctic Off Shore Fields (Гидратонасыщенность субмаринной криолитозоны и прогноз осложнений при освоении Арктических месторождений)// 2-nd Internаtional Со^егепсе оп Natural Gаs Нуdгаtеs, ТоЫо^е ^гапсе), 1996.Р.453-458.
13. Кульпин Л.Г. Баренцево море. Прогноз и преодоление техногенных осложнений при разработке газовых гигантов в условиях гидра-тонасыщенности придонных слоев и опускания дна моря // Тр. IV Международного технологического симпозиума, 15-17 марта 2005. Институт нефтегазового бизнеса РАГС. М., 2005.
References
1. Archegov V.B. Arkticheskie morya Rossii i ikh budushchee /"Neftegazogeologicheskii prognoz i perspektivy razvitiya neftegazovogo kom-pleksa Vostoka Rossii". Sbornik matrialov nauchno-prakticheskoi konferentsii [Russia's Arctic seas and their future/ "Oil-and gas geo-
logical forecast and perspectives of the East Russia's oil-and-gas complex". Materials of Sci.-Pract. Conf. June 17-21, 2013, St.Peter-sburg. - St.Petersburg: VNIGRI, 2013. P. 5-14.
2. Archegov V.B. Neftegazonosnost' arkticheskikh morei Rossii / Trudy nauchno-issledovatel'-skogo otdela Instituta voennoi istorii. T. 9. Kn. 2. Obespechenie natsional'nykh interesov Rossii v Arktike // Zap.voen.okrug, Voen.akad.Gen. shtaba Vooruzhen. Sil Ros.Federatsii, In-t voen.istorii , Gos.polyarn.akad.[Oil and gas potential of the Arctic seas of the Russian Federation / Research Dep. Proc. of the Military History Inst. Vol.9. Book 2. Provision of Russia's national interests in the Arctic region // West military District, General Staff Military Academy of the Russian Federation armed Forces, Inst. of Military History, State Polar Academy] St.Petersburg: Polytechnic-Service, 2014. P. 38-44.
3. Bogdanov YuA., Gurvich E.G., Lukashin V.N., Se-
rova V.V., Gorbunova Z.N., Gorbunov G.V., Tri-monis E.S., Kozlov SA., Kondratenko A.V. Ge-ologicheskaja obstanovka v rajone gibeli APL «Komsomolec»: sostav i svojstva donnyh osad-kov // Okeanologicheskie issledovanija i pod-vodno-tehnicheskie raboty na meste gibeli atomnoj podvodnoj lodki «Komsomolec» [Geological conditions in the area of a nuclear submarine "Komsomolets" destruction: structure and properties of bottom deposits // Oceanologic researches and undersea-technical works at place of a nuclear submarine "Komsomolets" destruction]. Moscow, Nauka, 1996. P. 287- 313.
4. Archegov V.B. Razvitie geologorazvedochnykh rabot na neft' i gaz v usloviyakh kontinen-tal'nogo shel'fa arkticheskikh i dal'nevostoch-nykh morei Rossii / Trudy nauchno-issledova-tel'skogo otdela Instituta voennoi istorii. T.6, kn. 2: Sever Rossii v voenno-morskom i eko-nomicheskom otnoshenii / Voen.Akad.Gen. Shtaba Vooruzhen.Sil Ros.Federatsii, In-t voen. istorii, n.-i. otd. (voen. Istorii Sev.-zap. Regiona RF) [Exploration development for oil and gas in conditions of the continental shelf of the Arctic and Far Eastern seas of the Russian Federation/ Research Dep. Proc. of the Military History Inst. Vol. 6, book 2: Naval and economical potential of the Northern part of Russia / General Staff Military Academy of the Russian Federation armed Forces. Inst. of Military History (Mil.History of the Northwest Region of the Russian Federation), - St.Petersburg: Polytechnic-Service, 2013. P. 429-434.
5. Valpeter A.P., Bezrodnykh Yu.P. Regional'nye inzhenerno-geologicheskie issledovanija na shel'fe i ih znachenie dlja reshenija inzhenernyh zadach [Regional engineering-geological researches on the shelf and their importance for the solution of engineering problems]. Moscow: VNIIEgazprom, 1987. 36 p.
6. Newton R.S., Cunningham R.S., Schubert C.E . Mud volcanoes and Pockmarks seafloor engineering hazards or geological curiosity. Twelfth Ann. Offshore Technol. Conf., Houston, Tex., Vol. 1. Dallas, 1980. P. 425-436.
7. Gorkova I.M. Teoreticheskie osnovy ocenki osa-dochnyh porod v inzhenerno-geologicheskih cel-jah [Theoretical bases of estimation of sedimentary rocks in the engineering-geological purposes]. Moscow, Nauka, 1966, 136 p.
8. Solovev VA., Ginsburg G.D., Telepnev E.V., Mi-halyuk Yu.N. Kriogeotermija i gidraty prirod-nogo gaza v nedrah Severnogo Ledovitogo okeana [Cryogeothermy and hydrates of natural gas in the depths of the Arctic ocean]. Leningrad, PGO "Sevmorgeologiya", 1987, 150 p.
9. Dmitrievsky A.N., Kul'pin L.G., Maksimov V.M. Problemy osvoenija prirodno - tehnogennyh ob'ektov morskoj dobychi uglevodorodov v Ark-tike [Problems of development of natural-technogenic objects of sea extraction of hydrocarbons in the Arctic regions]. Murmanshel' fInfo, 2009, № 1 (6). P.11-16.
10. Kozlov S.A., Neizvestnov Ya.V. Prostranstven-naja izmenchivost' fiziko- mehanicheskih svojstv donnyh otlozhenij neftegazonosnoj oblasti Barencevo-Karskogo shel'fa // Morskie inzhenerno-geologicheskie issledovanija [Spatial variability of physical-mechanical properties of sea-floor sediments of oil-and-gas bearing area of Barents-Kara shelf // Sea engineering-geological researches. St.Petersburg, VNII-Okeangeologiya, 2003. P.79-85.
11. Kul'pin L.G. Osobennosti osvoenija arkticheskih mor-skih mestorozhdenij v uslovijah gidrato-nasyshhennoj sub-marinnoj kriolitozony // Journal «Neftjanoe hozjajstvo» [Peculiarities of development of the Arctic sea deposits in conditions of hydrate saturated submarine cryolito-zone// J. "Oil economy". 2004, № 9. P. 76 - 79.
12. Koulpine L.G., Dubrovski DA., Obmorosheva L.B., Tupyshev M.K. Gidratonasyshchennost' subma-rinnoi kriolitozony i prognoz oslozhnenii pri os-voenii Arkticheskikh mestorozhdenii [Gas hydrate bearing capacity of submarine cryo-litpzone: complication prognoses in exploitation of Arctic off shore fields] //2-nd Intern. Conf. on Natural Gas Hydrates, Toulouse (France). 1996. P. 453-458.
13. Kul'pin L.G. Barencevo more. Prognoz i preodo-lenie tehnogennyh oslozhnenij pri razrabotke gazovyh gigantov v uslovijah gidratonasy-shhennosti pridonnyh sloev i opu-skanija dna morja// Tr. IV Mezhdunarodnogo tehnolo-gi-cheskogo simpoziuma [The Barents sea. The forecast and overcoming of technogenic complications at exploitation of gas giants in conditions of gas hydrate bearing capacity of sea-floor layers and lowering of the sea bottom// Proc. of IV Intern. Technological Symp.], March 15-17, 2005. Institute of petro-gas business RAGS. Moscow, 2005.
Статья поступила в редакцию 04.03.2015.
