Исследования для обеспечения рационального освоения месторождений полезных ископаемых

Мельников Н.Н., академик РАН, директор института
Калашник А.И., к.т.н., зав. лабораторией 
Горный институт КНЦ РАН, г. Апатиты, Россия

Горный институт Кольского научного центра РАН является единственным на Северо-Западе России академическим институтом горного профиля и ему принадлежит ведущая роль в развитии всех горнодобывающих предприятий российской части Баренрегиона. Институт выполняет фундаментальные и прикладные исследования для обеспечения рационального и комплексного освоения месторождений полезных ископаемых с учетом сохранения окружающей среды. Прежде всего, это исследования свойств и наряженного состояния массивов горных пород, физических процессов горного и нефтегазового производства, обоснование геодинамической безопасности при ведении горных работ, а также управление геодинамическими рисками при добыче и транспортировании нефти и газа.

Перспективы развития российского сектора Баренцрегиона, прежде всего, связаны с освоением нефтегазовых месторождений Баренцева и Печорского морей. Но наряду с известными сложными природными арктическими условиями, здесь возможны геодинамические проблемы как при обустройстве месторождений, так и при добыче и транспортировании нефтеуглеводородов. Кольский регион является геодинамически активным: при отработке Хибинских и Ловозерских месторождений произошли индуцированные землетрясения, приведшие к катастрофическим разрушениям как подземных горных выработок, так и наземных сооружений и коммуникаций /1/. При этом область разрушающего воздействия в десятки раз превышала район ведения горных работ.

Необходимость учета последствий опасных геодинамических процессов обусловлена:

- значительными сроками осуществления проектов (50 лет и более);

- крупномасштабным и огромным по массоперемещению воздействием на естественное равновесное состояние недр, приводящее к его нарушению и активизации опасных геологических процессов;

- развитием деформационных процессов пород продуктивных пластов и вмещающего массива в процессе откачки нефти/газа;

-возникновением рисков формирования условий и реализации катастрофических проседаний, оползней, сдвижений (подвижек) пород, землетрясений;

- пересечением линейными протяженными объектами (нефте-газопроводов) значительного числа тектонических разломов, аномалий рельефа, водных объектов и т.п.

Обустройство и вовлечение в эксплуатацию нефтегазовых месторождений Баренцева и Печорского морей без учета геомеханических процессов может привести к формированию условий возникновения и реализации разрушающих геодинамических явлений /2, 11/: оседаний, оползней, землетрясений и, как следствие, к социально-экономическому и экологическому ущербу, потерям и недоиспользованию запасов нефтеуглеводородов. Подтверждением этому является накопленный к настоящему времени мировой опыт как сухопутных, так и морских (шельфовых) нефтегазовых разработок.

По данным Oil &Gas Journal /3/, количество аварийных ситуаций на платформах, сооружениях для добычи и хранения нефтеуглеводородов, скважинах, трубопроводах и др., составляет около 3000 случаев, а экономический ущерб превысил 34000 млн. $. На рисунке 1 приведены убытки, укрупнено обобщенные по регионам, при этом объемы убытков вследствие аварий на платформах для некоторых регионов могут составлять 30-50%. Анализ влияния различных факторов на возникновение аварийных ситуаций на морских нефтегазоразработках в Европе показывает, что наибольшее число аварий произошло за счет потери устойчивости, повреждений и разрушений конструкций (36%), тяжелых погодных условий (7%), удара (5%) и др. факторов. При этом отмечается, что фактически по каждой пятой и более аварийной ситуации причина неизвестна (22%).

Рис.1. Объемы убытков млн. $ вследствие аварийных ситуаций:

а) общие объемы убытков по регионам; б) объемы убытков по платформам

Вместе с тем общеизвестным является факт оседания дневной поверхности (а для морских нефтегазоразработок - морского дна) вследствие добычи нефти и газа. Авторами собраны, систематизированы и проанализированы опубликованные данные по инструментально зафиксированным оседаниям более чем на 130 разрабатываемых нефтегазовых месторождениях. Выявлено, что оседание может быть от десятков сантиметров до нескольких метров. На 15 месторождениях в различных регионах инструментально зафиксированы вертикальные оседания от 1,5 до 8,7 м. Такие значительные вертикальные проседания, как отмечают многие исследователи, сопровождаются образованием мульды сдвижения с горизонтальными перемещениями и оползнями пород к ее центральной части, образованием субвертикальных трещин, уступов и террас, в отдельных случаях достигающих 2-2,5 м /4, 5, 6/.

Столь большие вертикальные и горизонтальные деформации и смещения пород не могут не приводить к потерям устойчивости, нарушениям прочности и разрушениям основных конструкций и объектов нефтегазодобычи и транспортирования нефтеуглеводородов, и в итоге приводить к аварийной ситуации.

Наиболее ярким примером является месторождение Экофиск, разрабатываемое в Северном море, на котором за более чем 30 лет добычи произошло проседание морского дна над центральной частью месторождения на глубину более 7 м, приведшее к значительным техническим и экономическим последствиям. Вследствие этого проседания морского дна, основания ряда платформ и внешняя стенка нефтехранилища оказались недопустимо низкими по отношению к уровню моря, и потребовалось провести работы по наращиванию и подъему оснований платформ и возведению дополнительной, более высокой, внешней стены нефтехранилища. Значительное проседание дна моря также привело к деформации и повреждениям уложенных на дне моря трубопроводов и конструкций. За несколько лет было выполнено более 70 повторных ремонтных работ на эксплуатационных скважинах, направленных на ликвидацию разрывов в зонах цементирования, сплющивания или разрушения обсадных труб. По разным оценкам, затраты на выполнение этих работ превысили 400 млн. $ /11, 12/.

Другим характерным примером является разработка нефтяного месторождения Уилмингтон (США) в течение более 40 лет, которая привела к оседанию земной поверхности над месторождением до 8,7 м. Это создало угрозу затопления военно-морской базы Лонг-Бич, которая была построена без учета возможности просадок. Ориентировочная стоимость работ и защитных мероприятий по предотвращению затопления составила в ценах 70-80-х гг. прошлого столетия более 6 млн. $ /5/.

Следует полагать, что проседания толщ пород и дневной поверхности (морского дна) над отрабатываемым коллектором оказывают существенное негативное влияние на устойчивость и прочность основных конструкций, объектов и систем добычи, хранения и транспортирования нефти и газа.

Другим важным, а порой и определяющим, геодинамическим фактором на объектах нефтегазоразработок является наведенная сейсмичность. Макропроявления сейсмичности в виде техногенных и индуцированных землетрясений относительно редки, но их разрушающее влияние, а также вызываемый социально-экономический и экологический ущерб, очень велики. Авторами также собрана и проанализирована информация по фактам произошедших техногенных землетрясений на эксплуатируемых нефтегазовых месторождениях, а также по землетрясениям, индуцированных добычей нефти и газа. Выявлено, что землетрясения с магнитудой от 3 до 7 и выше баллов происходят как на газовых, так и на нефтяных месторождениях, и могут приводить к катастрофическим разрушениям (Нефтегорское (Россия), Газлийское (Узбекистан), Лак (Франция) и др.) /4/.

Конечно, на формирование этих опасных геодинамических явлений (рис. 2) (проседания и смещения пород, землетрясения, а также вызванные ими оползни, пустоты, газовые каналы и выбросы, грязевые вулканы, генерация волн) влияет большое количество факторов и условий, но в основе этих явлений лежат геомеханические процессы. Именно недооценка влияния геомеханических процессов приводит к формированию условий возникновения необратимых геодинамических явлений, разрушающих скважины, трубопроводы и добывающие устройства и сооружения /2,4-6/.

Нефтегазодобывающее предприятие с вмещающим его участком геологической среды образует сложную открытую природно-техническую систему (ПТС), эволюция которой осуществляется по известному алгоритму /7/ - чередованием стадий линейного и нелинейного развития, с возможностью скачкообразного перехода или бифуркаций. При этом необходимо подчеркнуть, что речь в данной работе идет о геомеханической эволюции геологической среды ПТС, где в результате энергетического взаимодействия различных объектов имеет место пространственно-временная локализация событий, среди которых могут быть и опасные геодинамические явления типа одномоментных катастрофических проседаний, крупномасштабных оползней и техногенных землетрясений.

Концептуальная модель геомеханической эволюции нефтегазовой природно-технической системы (НГ ПТС) показана на рисунке 3. При этом основным управляющим параметром, в соответствии с подходами Летникова Ф.А. /8/, принята энергия W. На начальном этапе (t1-t2) эволюция НГ ПТС идет в устойчивом линейном детерминированном режиме. Параметры этого режима обеспечивают адаптацию НГ ПТС к конкретным условиям геологической среды и могут прогнозироваться на основе геомеханической модели массива горных пород с учетом технологических и экономических императивов. Адаптация – в определенной мере процесс прогнозируемый, поскольку параметры этого режима меняются в заранее заданных пределах, силовые и граничные условия, как правило, известны и могут адекватно задаваться для модельных исследований.

а – естественное состояние б – вовлечение в эксплуатацию

в – оседание дна моря г – оползни и генерация волн (цунами)

д – землетрясение е – грязевые вулканы и газовые каналы

Рис. 2. Модельное отображение геодинамических процессов при отработке морских нефтегазовых месторождений

Аналитические и численные методы геомеханики на основе информации о начальных свойствах, структуре и напряженно-деформированном состоянии массива и продуктивных пластов/коллекторов позволяют прогнозировать параметры адаптации НГ ПТС на начальных стадиях освоения нефтегазового месторождения. Но надежность этого прогноза определяется достоверностью исходной информации и адекватностью расчетных моделей физической природе процессов, протекающих в геомеханическом пространстве НГ ПТС /5, 9/.

Рис. 3. Концептуальная модель геомеханической эволюции НГ ПТС

Когда управляющий параметр W достигает определенных значений WН (точка КНi на рис. 3), НГ ПТС переходит в стадию нелинейного развития (интервал t2-t3) – стадию неустойчивости, которая завершается бифуркацией, т.е. ветвлением путей эволюции при переходе через пороговое состояние (точка КБi – WБ). Термин «бифуркация» иногда заменяют термином «катастрофа», что в нефтегазовом деле более соответствует характеру рассматриваемых процессов, поскольку одной из ветвей дальнейшего развития такой системы может быть одномоментное проседание, крупномасштабный оползень или техногенное землетрясение. В период t3-t4 идет скачкообразное развитие системы с активной диссипацией энергии и образованием новых структур (нисходящая ветвь КБi –КЛi), или аккумуляция энергии (восходящая ветвь КБi –КЛi). Затем, при условии притока новой порции энергии, цикл повторяется (интервал t4-t6) и т.д. 

На основе имеющихся данных и выполненных нами исследований /10/ разработана геомеханическая модель вовлекаемого в эксплуатацию шельфового нефтегазового месторождения (применительно к Штокмановскому месторождению), схема которой представлена на рисунке 4. Модель в первом приближении адекватно отражает наиболее вероятное сочетание пространственно-геометрических параметров, внутренних и внешних условий и силовых усилий, а также формирующихся в флюидонасыщенном блочном массиве пород основных геомеханических и природно-технических процессов. Модель содержит продуктивные пласты, расположенные в согласно залегающей антиклинальной литологической толще и разбитые на краевых частях субвертикальными тектоническими нарушениями. Вертикальное давление Рv на пласты может изменяться от гидростатического до литостатического (Рv=gН), горизонтальные усилия Рh могут изменяться от минимальных (за счет бокового отпора (Рh=?gН) до максимальных, обусловленных современными тектоническими движениями земной коры (Рh = Т+ ?gН). Внутрипластное давление Рn (давление флюида), также как и параметры физико-механических свойств продуктивного пласта и породного массива, принимаются по данным натурных геолого-геофизических определений.

Рис.4. Геомеханическая модель разрабатываемого нефтегазового месторождения

Условные обозначения: 1 - толща воды; 2 - массив горных пород; 3 - пласт неустойчивых пород; 4 - глинистый пропласток;

5 - продуктивные пласты; 6 - тектонические разломы;

7 - обсадные колонны (скважины); 8 - оседание дна; 9 - изгиб обсадной колонны (поперечный/продольный); 

10 - изолинии напряжений; Рn -пластовое давление,

Рv = gH-породное давление; Рh = T+lgH -горизонтальное давление с учетом тектонической составляющей

На основе разработанной геомеханической модели создана расчетная схема, учитывающая пространственно-геометрические и силовые условия флюидонасыщенного тектонически блочного массива горных пород для моделирования их напряженно-деформированного состояния в режиме упруго-пластического деформирования (рис. 5).

Рис. 5. Расчетная модель для слоистого массива (1-7 – номер слоя (см. таблицу 1))

Рассматривается слоистая среда (с горизонтальными слоями) под действием гравитационных сил и дополнительной вертикальной равномерно распределенной силы, имитирующей вес 300-метровой толщи воды. На оси симметрии (левая граница модели), на удалении 20 км от оси симметрии (правая граница модели) и на глубине 8 км от морского дна осуществляется шарнирное закрепление, т.е. нормальные перемещения и касательные напряжения этой части границы модели заданы равными нулю. На границе некоторой части продуктивного пласта L/H задавались величины равномерно распределенного нормального давления P, обусловленного весом вышележащей толщи пород и создающего поровое давление газа. Величина Р, определяемая как сумма произведений удельного веса и мощности соответствующих слоев (g i Чhi), включает в себя и величину порового давления p0. В нашем случае с учетом веса воды и свойств пород, слагающих слои, приведенных в таблице 1, величина Р = -52 МПа. Для данного месторождения, по данным геологоразведочного бурения и геофизическим определениям р0 = -23 МПа. Физико-механические свойства пород перекрывающих слоев и продуктивного пласта приведены в таблице 1.

Таблица 1 
Физико-механические характеристики пород Штокмановского газоконденсатного месторождения


Численное моделирование осуществлялось на основе методических подходов, реализуемых с использование метода граничных элементов /13/. Рассматривались следующие варианты: Dр/р0 = 0,1; 0,2; 0,25; 0,5 при L/H = 1, 2, 3, 4 (р0 – исходное внутрипластовое давление флюида, Dр – снижение пластового давления за счет откачки флюида, L - протяженность (в плане) зоны откачки, H - глубина от поверхности до кровли продуктивного пласта). Для каждого варианта рассчитывались величины вертикального перемещения кровли (верхнего контакта) и почвы (нижнего контакта продуктивного пласта), а также поверхности (морского дна).

Анализ результатов моделирования показал, что для всех рассмотренных вариантов характер деформирования кровли и почвы продуктивного пласта и результирующего проседания поверхности (морского дна) идентичен. На рисунке 6 приведены расчетные зависимости проседания кровли (а также горизонтальные перемещения пород) продуктивного пласта от этапов (стадий) добычи флюида и соответствующего снижения пластового давления флюида. Происходящее при этом уплотнение продуктивного пласта (коллектора) линейно зависит от степени снижения внутрипластового давления (рис.7) и нелинейно - от увеличения зоны откачки флюида.

Рис. 6. Графики вертикальных и горизонтальных перемещений кровли

1 - Dp/p0=0,1; 2 - Dp/p0=0,2; 3 - Dp/p0=0,25; 4 - Dp/p0=0,5

Рис. 7. Графики зависимости степени уплотнения продуктивного пласта от снижения порового давления (линии, помеченные цифрами 1, 2, 3, 4 соответствуют вариантам при L/H =1; 2; 3; 4)

Объемное уплотнение продуктивного пласта может достигать 30%, вследствие чего формируется линейно-регрессивный прогиб (проседание) морского дна и значительные субгоризонтальные деформации и перемещения придонных слоев грунтов и пород (рис.8).

Рис. 8. Графики перемещений поверхности: 

1 - Dp/p0=0,1; 2 - Dp/p0=0,2; 3 - Dp/p0=0,25; 4 - Dp/p0=0,5

На основании вышеизложенного можно выделить следующие результаты моделирования:

· установлены модельные закономерности деформирования флюидосодержащего массива вследствие откачки газа, заключающиеся в объемном уплотнении продуктивного пласта до 30%, приводящем к линейно-регрессивному прогибу (проседанию) морского дна и значительным субгоризонтальным деформациям и перемещениям придонных слоев грунтов и пород;

· величины максимального оседания поверхности морского дна, кровли продуктивного пласта, поднятие почвы и относительная «усадка» его линейным образом зависят от величины снижения порового давления (можно сказать от степени откачки газа) и существенно нелинейным образом от отношения L/H (той части продуктивного пласта, в которой произведена откачка);

· для условий ориентировочно десятилетней отработки Штокмановского газоконденсатного месторождения максимальная величина проседания морского дна может составить 3-5 метров, а степень уплотнения продуктивных пластов может достичь 30 %.

На основе результатов моделирования выполнен прогноз развития деформационных процессов и формирования геодинамического режима, определяющих условия реализации таких геодинамических явлений, как проседание, проскальзывание по плоскостям тектонических нарушений, макросейсмичность, оползни придонных грунтов и пород.

На основе анализа тектонофизических, тектонических и сейсмологических данных по сухопутной части трассы магистрального газопровода со Штокмановского газоконденсатного месторождения по территории Кольского полуострова выделены потенциально опасные участки (рис. 9) и сформированы подходы к организации геодинамического мониторинга его сооружения и эксплуатации (рис. 10).

Рис.9. Профиль сухопутной части газопровода по Мурманской области (овалами указаны потенциально опасные участки)

Рис.10. Структура геодинамического мониторинга нефтегазовой природно-технической системы 

Мурманский регион рассматривается и фактически уже сейчас становится крупным транспортным центром, концентрирующим основные транспортные системы нефти и газа как от мест добычи до центральных районов и распределительных систем России, так и для трансграничной транспортировки нефтеуглеводородов как по трубопроводам, так и морским путем. В ближайшей перспективе это могут быть газопроводы со Штокмановского месторождения (подводная часть – от месторождения до побережья п.Териберка, сухопутная часть – от п.Териберка до г.Волхов), с последующим подключением к газопроводу «Северный поток» (Nord Stream) /14/, а также нефтепроводы с месторождений Западной Сибири в порт г.Мурманска /15 /.

Мурманский регион характеризуется сложными арктическими условиями, и к тому же здесь инструментально зафиксированы активные современные движения земной коры, а также ряд природных и техногенных (обусловленных и вызванных крупномасштабными горными работами) землетрясений магнитудой до 5-7 баллов /16/. Профиль планируемых трасс является весьма изменчивым, с перепадом высот от 0 до 400м (рис.9), с пересечением более 70 крупных водных объектов и ряда активных тектонических разломов и зон /2/. И поэтому размещение здесь системы магистральных трубопроводов, в целях обеспечения безопасности их сооружения и эксплуатации, нуждается в геомеханическом и геодинамическом обосновании как по местоположению трасс, так и прочностных характеристик (с учетом знакопеременных как медленных, так и быстрых (сейсмических) воздействий) основных конструкций, обеспечивающих сопряжение трубопровода с геологической средой.

Трубопроводы могут рассматриваться как линейный комплекс транспортировки энергоносителей, являющийся объектом повышенной промышленной опасности. Совместно с геологической средой трубопроводы представляют собой сложные и дорогостоящие протяженные природно-технические системы, требующие обеспечения максимально возможного уровня геодинамической и геоэкологической безопасности /17/. Повреждения или разрушение трубопровода на любом его участке вызывает полную остановку его работы и прекращение транспортирования углеводородного сырья. Происходящая при этом утечка нефтепродуктов приводит к негативным экологическим и экономическим последствиям и значительному ущербу окружающим природным системам.

На основе данных журнала Oil &Gas /3/, построена диаграмма по объемам убытков млн. $ вследствие аварийных ситуаций на трубопроводах (рис.11).

Первопричиной аварий являются многие факторы, но при этом целесообразно было бы выделить и подвергнуть системному анализу те случаи, когда разрушение трубопроводов произошло под воздействием геодинамических процессов.

Рис.11. Объемы убытков млн. $ вследствие аварийных ситуаций на трубопроводах

Пятидесятилетний опыт работ в регионе позволил институту создать системы мониторинга горно-геологической среды, включающие в себя нивелирные, наклономерные и светодальномерные наблюдения по специально созданным геодинамическим полигонам (рис.12); мы совместно с нашими партнерами имеем GPS-наблюдения, сейсмические станции; мы располагаем самым современным высокопроизводительным георадарным комплексом RAMAC/GPR X3M с возможностью подпочвенного зондирования пород на глубину до 30м, с получением картины в реальном режиме времени и с привязкой к глобальной системе координат.

Из рисунка 12 следует, что планируемые трассы газопроводов практически совпадают с нашими геодинамическими полигонами, и мы считаем, что наши опыт и знания должны быть полезно использованы при инженерно-геологических изысканиях, проектировании и строительстве трубопроводов, особенно в части георадарного подпочвенного зондирования (рис. 13). Ведь трубопроводы будут пересекать не только различные геологические структуры и водные объекты, но и технические сооружения, например, подземные коммуникации, на которые документация может быть утрачена или отсутствовать. Такие коммуникации и другие подземные объекты можно обнаружить и локализовать только георадарным подпочвенным профилированием.

Это в полной мере правомерно и к площадке строительства завода по сжижению газа у п.Териберка, где в 20-м веке произошло землетрясение силой в 7 баллов. Именно с помощью георадарного подпочвенного зондирования можно получить наиболее детальную, дифференцированную и достоверную информацию о структуре и состоянии, а также прочностных свойствах грунтов и пород оснований на глубину до 30 м, безусловно необходимую для проектирования и строительства особо ответственных промышленных объектов.

Рис.12. Геодинамические полигоны и станции наблюдений

Рис. 13. Фрагмент георадарного профиля переходной зоны «береговой склон – водоем»

В заключение необходимо отметить следующее:

Для обеспечения геодинамической безопасности работ и устойчивости конструкций нефтегазовых объектов Баренцрегиона и трубопроводного транспортирования углеводородного сырья необходимо проведение специальных геомеханических исследований, включающих в себя:

- оценку геодинамического режима регионов добычи, переработки и хранения нефтеуглеводородов, а также по трассам трубопроводов;

- оценку исходного напряженно-деформированного состояния пород коллектора и вмещающего массива и прогноз его изменений вследствие извлечения флюида;

- выявление тенденции и механизмов деформационных процессов вследствие добычи нефти / газа;

- идентификацию факторов, определяющих условия и механизм деформирования коллекторов и перекрывающих толщ пород;

- количественную оценку геодинамических рисков;

- разработку методологии управления геодинамическими рисками;

- обоснование геобезопасного расположения нефтегазообъектов и трасс трубопроводов;

- разработку превентивных геомеханических мероприятий по обеспечению безопасности добычных и транспортных работ и устойчивости основных конструкций и сооружений;

- геодинамический мониторинг регионов добычи и транспортирования углеводородного сырья.

Литература
1. Сейсмичность при горных работах. Апатиты: Изд.КНЦ РАН, 2002, 325 с.
2. Мельников Н.Н., Калашник А.И. Геодинамические риски освоения нефтегазовых месторождений Баренцрегиона и трубопроводного транспортирования углеводородного сырья / МурманшельфИнфо. Изд. ООО «Ресурсный центр». 2008, №4, с.13-17.
3. Кайзер Марк Дж., Пулцифер Аллан Г. Риски и потери при морской добыче / Oil &Gas Journal, 2007, с. 96-105.
4. Адушкин В.В., Турунтаев С.Б. Техногенные процессы в земной коре (опасности и катастрофы). – М.: ИНЭК, 2005, 252 с.
5. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. – М.: Недра, 2007, 467 с.
6. Касьянова Н.А. Экологические риски и геодинамика. – М.: Научный мир, 2003, 332с.
7. Мельников Н.Н., Козырев А.А., Савченко С.Н., Панин В.И., Мальцев В.А. Прогноз и профилактика горно-тектонических ударов и техногенных землетрясений с позиций нелинейной геодинамики / ФТПРПИ, 2001. №4, с.17-29.
8. Летников Ф.А. Синергетика геологических систем. Планета Земля. Энциклопедический справочник. Том «Тектоника и геодинамика». – СПб.: ВСЕГЕИ, 2004, с.134-139.
9. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 280с.
10. Калашник А.И. Геодинамико-экономические риски освоения шельфовых месторождений нефтеуглеводородов Баренцрегиона // Тр. 8-го Международного Форума ТЭК. С-Пб. 8-10 апреля 2008, с.388-392.
11. Дмитриевский А.Н., Кульпин Л.Г., Максимов В.М. Проблемы освоения природно-техногенных объектов морской добычи углеводородов в Арктике / МурманшельфИнфо, 2009, № 1(6), с.11-16.
12. Elevating the desks at Ekofisk field. Offshore. 1987. v. 47, n. 10, pp. 21-23.
13. Крауч С., Старфилд А. Метод граничных элементов в механике твердого тела. М.: Мир, 1987.
14. Декларация о Намерениях инвестирования в комплексное освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения (Мурманская область) Гипроспецгаз, Санкт-Петербург, 2006, 208с.
15. Декларация о Намерениях инвестирования в строительство Мурманской трубопроводной системы (МТС). - ООО «Старстрой», 2003
16. Панасенко Г.Д. Сейсмичность восточной части Балтийского щита / Сейсмичность и современные движения земной коры восточной части Балтийского щита, Изд. КФАН СССР, 1980, с. 7-23. 
17. Геодинамика в решении экологических проблем развития нефтегазового комплекса // Материалы IV Междунар. Раб. Совещания, г. Санкт-Петербург, 15-17 сент. 2003, Том 1. – М: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, 190с.

Нефть и газ

Еще статьи на тему "месторождений":

Предварительные результаты и уроки переоценки запасов месторождений нераспределенного фонда недр западно-арктического шельфа России

Перспективы применения волоконно-оптической технологии для исследования нефтегазовых месторождений

Концепция обеспечения геодинамической безопасности освоения шельфовых нефтегазовых месторождений

Шаги к освоению нефтегазовых месторождений

Разработка нефтегазовых месторождений на крайнем севере

Опыт международного экологического права и освоение арктических месторождений