История развития бурения на газовые гидраты

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра Бурения скважин

Курсовая работа по дисциплине: «История освоения земных недр»

Тема: «История развития бурения на газовые гидраты»

Выполнил: ст. гр. РТ-19 Сподарева А.О.

Проверил доцент каф. Б.С. Леушева Е.Л.

Санкт-Петербург 2019

Содержание

• Аннотация

Annotation

• Введение
• 1. Гидраты, основные понятния
• 2. История исследований газогидратов
• 3. Технологии бурения газовых скважин
• 4. Развитие бурения на газовые гидраты
• Заключение
• Список литературы


Аннотация

В данной работе рассмотрено бурение на газогидраты, представлены основные понятия и история исследования газовых гидратов, а также технология и история развития бурения скважин на газовые гидраты в мире. Работа изложена на 16 страницах и содержит 3 рисунка.

Annotation

In this labor drilling for gas hydrates in considered, the basic concepts and history of the research of gas hydrates are presented, as well as the technology and history of the development of drilling oil well for gas hydrates in the world. The work is presented on 16 pages and contains 3 illustrations.

Введение

Процесс бурения своими корнями уходит в глубокую древность. Это связано с тем, что еще первобытный человек около 25 тыс. лет назад, изготавливал примитивные орудия труда и использовал кремневый бур. Именно с помощью кремневого бура люди научились проделывать отверстия в камнях, куда вставляли деревянные рукояти, получая топоры, также по такому принципу делали украшения. Таким образом, можно сказать, что процесс бурения скважин прошел эволюцию вместе с человечеством, и в настоящее время является неотъемлемой частью добычи различных полезных ископаемых, в частности нефти и газа. В настоящее время особое значение имеет бурение на газовые гидраты, которое дало начало не только новым исследованиям, но и новым методам бурения.

1. Гидраты

Газовые гидраты (клатраты) - молекулы газа, чаще всего метана, «вделанные» в ледяную или водяную кристаллическую решетку. Характеризуются общей формулой М-nН2О (n~5,67). В этой формуле М-молекула, образующая гидрат при строго определенных значениях температуры и давления. Газовый гидрат образуется при высоких давлениях и низких температурах, поэтому в природе встречается либо в осадках глубоководных морских акваторий, либо в сухопутной зоне вечной мерзлоты, на глубине несколько сотен метров ниже уровня моря. Способностью образовывать гидраты обладают многие газы, органические жидкости (в основном летучие), а также их двойные и многокомпонентные смеси (Ar, N₂, О², СН₄, СО₂, С₂Н₄, С₂Н₆, С₃Н₈, изо-С₄Н₁₀. H₂S, SО₂, CI₂, CS₂, галогенпроизводные углеводородов С1-С4, циклические и простые эфиры и т. д.). В процессе формирования этих соединений при низких температурах в условиях повышенного давления молекулы газа преобразуются в кристаллы гидратов с образованием твердого вещества, по консистенции похожего на рыхлый лед [рис.1]. В результате молекулярного уплотнения один кубометр природного метан-гидрата в твердом состоянии содержит около 164 м³ метана в газовой фазе и 0,87 м³ воды. Как правило, под ними находятся немалые запасы подгидратного газа. [3, 17,25]

Различают техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные гидраты могут образовываться в системах добычи конвенционального природного газа (в призабойной зоне, в стволах скважин и т. д.) и транспортировке. В технологических процессах добычи и транспортировки конвенционального природного газа образование газогидратов рассматривается как нежелательное явление, что предполагает дальнейшее совершенствование методов их предупреждения и ликвидации [20]

В то же время техногенные газогидраты могут быть использованы для хранения больших объемов газа, в технологиях очистки и разделения газов, для опреснения морской воды и в аккумулировании энергии для целей охлаждения и кондиционирования. [26].

В естественных природных условиях газовые гидраты сохраняют свою агрегатную стабильность в условиях относительно низкой температуры (отрицательные и небольшие положительные значения температуры) и относительно высоком давлении (40 МПа и более). Эти условия определяют зоны стабильности газогидратов (ЗСГ), представляющие собой часть литосферы и гидросферы Земли, термобарический и геохимический режим которой соответствуют условиям их устойчивого существования. Поэтому скопления природных газогидратов делят на континентальные и морские, они располагаются в районах распространения многолетнемерзлых пород, в толщах ледников и ледниковых покровов, в подледниковых отложениях, в придонной части осадочных толщ приполярных бассейнов, а также на материковом склоне и в глубоководных районах Мирового океана [21].

Структура многих гидратов определена рентгеноструктурными исследованиями и кристаллохимическим моделированием. Установлено, что молекулы воды образуют полиэдрический каркас (т.е. решетку «хозяина»), в котором имеются полости. Их могут занимать молекулы газов (молекулы «гостя»), которые связаны с каркасом «хозяина» вандер-ваальсовским взаимодействием. Следовательно, гидраты газов относятся к клатратным соединениям. Содержащаяся в них вода служит структурно-определяющей компонентой, образуя ажурный каркас из своих молекул, тогда как вторая компонента - молекулы газов и некоторых летучих органических жидкостей - частично или полностью заполняет полости этого каркаса [рис.2]. Иногда одиночные гидрофобные молекулы воды могут заполнять полости, конкурируя с молекулами газов. Однако практическое значение этого эффекта для газовых гидратов, по-видимому, невелико. [25]

Рисунок 1. Газогидраты

Рисунок 2. Структура клартат

2. История исследований газогидратов

Гидраты сернистого газа и хлора впервые наблюдали в конце XVIII в. Дж. Пристли, Б. Пелетье и В. Карстен. В 1811 г. X. Дэви отметил, что при охлаждении газообразного хлора кристаллы образуются в том случае, если хлор содержит пары воды. Наблюдаемые кристаллы являлись гидратами хлора. Состав гидрата хлора установил М. Фарадей (Cb х 10Н2О) в1823 г. Левит в 1829 г. обнаружил гидрат брома, а в 1840 г. Вёлер получил гидрат H₂S. К 1888 году П.Виллар получает гидраты CH₄, C₂H₆, C₂H₄, C₂H₂ и N₂O. [29]

Приоритет в открытии природных гидратов углеводородных газов принадлежит российским ученым: в 1946 г. известный специалист-нефтяник И.Н. Стреженов высказал предположение о существовании газовых гидратов в природных условиях. С середины 60-х годов стали широко обсуждаться геологические аспекты проблемы природных гидратов, существующих как на суше, так и на дне океанов и морей. В настоящее время ресурсы метана в газогидратном виде оцениваются в 2x10м , что приблизительно в 2 раза превышает запасы всех остальных источников органического углеводорода на Земле [22, 23,25].

Клатратная природа газовых гидратов подтверждена в 1950-е г после рентгеноструктурных исследований Штакельберга и Мюллера, работ Полинга, Клауссена. [8]

Впервые промышленная газогидратная залежь была открыта в 1964 г. в России на Мессояхском газовом месторождении в Западной Сибири (Норильский промышленный район). Залежь расположена на глубине около 800 м в сеноманских песчаниках (K₂S), где газовые гидраты составляют порядка 75 % всего природного газа при пластовой температуре 8,4-12,5 °С и давлении - 7,58,5 МПа. [18]

Предположение о том, что на глубине нескольких сотен метров ниже морского дна находится зона, содержащая газогидраты, впервые было высказано российскими океанологами. Позднее оно было подтверждено геофизиками многих стран. С конца 1970-х годов в рамках международных океанологических программ начались целенаправленные исследования океанического дна на поиски газогидратов. Регионально-геофизические, сейсмические, геоморфологические, акустические исследования сопровождались бурением в общей сложности нескольких тысяч скважин на глубине воды в пределах до 7 000 м, из которых было отобрано 250 км керна. В результате этих работ, организованных научными институтами и университетскими лабораториями разных стран, на сегодня детально исследованы первые сотни метров дна Мирового океана суммарной площадью 360 млн км². В итоге обнаружены многочисленные свидетельства наличия газогидратов в придонной части осадочной толщи океанов, преимущественно вдоль восточной и западной окраин Тихого океана, а также восточных окраин Атлантического океана. Однако, в основном, эти свидетельства основываются на косвенных данных, полученных по результатам сейсмики, анализов, каротажа и др. К фактически же доказанным можно отнести лишь несколько крупных скоплений, наиболее известное из которых расположено в зоне океанической гряды Блейка у юго-восточного побережья США. Там в виде единого протяженного поля на глубине воды 2,5-3,5 км может содержаться около 30 трлн м³ метана. [3]

С целью изучения условий залегания гидратов на Аляске и оценки их ресурсов в конце 2002 г. компания «Anadarko» совместно с Департаментом энергетики США организовала бурение разведочной скважины HOT ICE №1. В начале 2004 г. скважина была закончена на проектной глубине 792 м. Тем не менее, несмотря на ряд косвенных признаков наличия гидратов (данные геофизических исследований и сейсморазведки), а также на благоприятные термобарические условия, гидратов в поднятых кернах обнаружено не было. [1]

3. Технологии бурения газовых скважин

Добыча метана из газогидратов вызывает затруднения вследствие их твердой формы. Существующие методы опираются на диссоциацию (разделение), при которой газогидраты распадаются на газ и воду. Три основных метода разработки залежей газогидратов включают: разгерметизацию (снижение давления), нагревание и ввод ингибитора. Привлекает внимание технология закачки в пласт углекислого газа.

1. Разгерметизация

Разгерметизация - наиболее перспективная на сегодняшний день технология разработки газогидратных месторождений. Суть данной технологии состоит в искусственном понижении давления в пласте вокруг скважины, которое достигается за счет понижения давления в буровой скважине или за счет сокращения давления на газогидраты воды или свободного газа после их частичной откачки. Когда давление в слое газа ниже, чем фазовое равновесие газогидрата, газогидрат начинает распадаться на газ и воду, поглощая при этом тепловую энергию окружающей среды. Технология наиболее эффективна при расположении газогидрата вблизи пласта свободного газа. При снижении объема свободного газа происходит постоянное изменение равновесия между гидратом и газом, в результате чего газогидрат продолжает выделять газ, который наполняет нижележащую полость. Разгерметизация применяется для разработки газогидратов, залегающих в породах высокой проницаемости на глубине более 700 м.

2. Нагревание.

*Нагревание с помощью впрыскивания теплоносителя. Наиболее часто используемый теплоноситель - вода. Эффективность технологии повышается при подведении нагретой воды в замкнутом цикле по специальным трубам. При этом открытое впрыскивание воды или пара эффективно лишь в пластах газогидрата толщиной от 15 м. В противном случае потери тепла при открытом впрыскивании теплоносителя оказываются чрезмерно большими.

*Метод циркуляции горячей воды. Применен при 5-дневной пробной добыче газа на канадском месторождении Малик в 2002 году. В ходе эксперимента в скважину глубиной 1 100 м закачивалась вода температурой 80єC. При достижении водой нижней точки скважины температура воды составляла 50єC. В результате применения технологии было добыто 470 куб. м метана.

*Метод разложения газовых гидратов с использованием пара или другого нагретого газа или жидкости. Метод основан на использовании устройства, помещаемого рядом с газовым гидратом или внутри его, позволяющего нагревать газовый гидрат газом или жидкостью (предпочтительно паром). Газовый гидрат может быть подвергнут нагреву непосредственно газом или жидкостью, или косвенно через теплопроводящую катушку или канал.

*Прямое нагревание с использованием электричества. Метод применяется при добыче тяжелой нефти. При разработке газогидратов электроды вводятся в верхнюю и нижнюю части пласта и через пласт пропускается переменный ток. Также применяется микроволновое нагревание пласта с помощью подведения к нему микроволнового излучателя, который может перемещаться вдоль всей глубины пласта.

3. Введение ингибитора

Введение ингибитора рассматривается как способ нарушения фазового равновесия газогидрата и понижения его температуры. В качестве ингибиторов могут выступать органические (например, этанол, метанол, гликоль) или соляные растворы (например, морская вода). Лабораторные опыты показали, что распад газогидрата зависит от концентрации, объемов, температуры и площади проникновения ингибитора. При этом доказано, что объем распадающегося газогидрата является функцией от объема вводимого ингибитора. бурение газогидрат скважина

*Подача горячих пересыщенных растворов хлорида или бромида кальция, или их смеси под давлением вниз по скважине. При этом вода газового гидрата абсорбируется солями с выделением тепла.

*Подача в зону залегания газовых гидратов относительно теплой морской воды или воды, взятой с уровня выше уровня залегания газовых гидратов. Подача осуществляется через аппарат, обеспечивающий контакт с газовым гидратом, что приводит к разложению гидрата. Затем жидкость переносится в другую часть аппарата, неся захваченные пары углеводородов в виде пузырей, которые могут быть легко отделены от жидкости. После короткой процедуры запуска процесс и аппаратура работают в самоподдерживающем режиме.

*Сочетание стадий: экзотермическая химическая реакция жидкой кислоты и жидкой щелочи, в результате которой образуется горячий солевой раствор, контакт газового гидрата с горячим солевым раствором и разложение по крайней мере части газового гидрата; подъем водно-газовой смеси из скважины, отделение природного газа от солевого раствора. [19]

Наибольшие перспективы имеет комбинированный метод, состоящий в одновременном снижении давления и подводе тепла к скважине. Причем основное разложение гидрата происходит за счет снижения давления, а подводимая к забою теплота позволяет сократить зону вторичного гидратообразования, что положительно сказывается на дебите. Недостатком комбинированного метода (как и теплового) является большое количество попутно добываемой воды. [7]

Добычу газа производят посредством горизонтального бурения с промывкой и обратным расширением, с одновременной очисткой и разделением сырой добытой смеси, и накоплением газа. Доставку расширителя сверхбольшого рабочего диаметра к месту расширения осуществляют через скважину, подлежащую обратному расширению. Давление, температуру и состав промывочной жидкости регулируют таким образом, чтобы свободный природный газ, освободившийся при механическом бурении, растворялся в буровом растворе и выделялся из него, только когда он пройдет в сепаратор через вращающийся превентор. Используют расширитель в виде коромысла с шарошками, расширяющего диаметр скважины до десяти метров и более. Изобретение обеспечивает получение рентабельной промышленной добычи природного горючего газа из газогидратной залежи. [6]

Строительство газовых скважин включает в себя такие этапы:

*подготовительные работы;

*монтаж вышки и необходимого оборудования;

*подготовка к бурению;

*сам процесс бурения;

*крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж;

*вскрытие пласта, а также его испытание на приток газа.

Наиболее часто при формировании скважин используется технология механического бурения. Данная технология предполагает строительство скважины путем вращательного, ударного или же комбинированного метода. Для осуществления подобной технологии необходимо бур присоединить к бурильной колонне квадратного сечения, после чего, используя талевую систему, опустить в скважину. Вращательные движения буру передаются с помощью ротора, который находится над устьем скважины. По мере проходки скважины происходит наращивание бурильной колонны. Процесс бурения также сопровождается промывкой скважины, осуществляемой с помощью специальных насосов, которые закачивают в скважину специальную промывочную жидкость (техническую воду, водную суспензию, глинистые растворы или растворы на углеводородной основе). Путем промывки со скважины удаляются частицы разрушенной породы, а также происходит охлаждение бура, значительно снижается трение буровой колонны о стенки скважины, что, в свою очередь, предотвращает возможность обвала стенок скважины. [рис.3]

Последним этапом строения скважины является ее цементирование, осуществляющееся двумя способами:

*прямым - происходит закачка раствора в буровую колонну и его продавливание в затрубное пространство;

*обратным - закачка раствора в затрубное пространство осуществляется с поверхности.

Рисунок 3. Буровая установка

С помощью оборудования устья газовой скважины осуществляется соединение верхних концов обсадных колонн с фонтанными трубами, происходит герметизация межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования. Кроме этого, оборудование газовой скважины позволяет осуществлять необходимые мероприятия, направленные на контроль и регулирование технологического режима эксплуатации скважины. К оборудованию относятся:

*колонная головка;

*трубная головка;

*фонтанная елка.

Функцию соединителя между концами кондуктора и эксплуатационной колонной выполняет колонная головка. Однако, это не единственная ее функция. С ее помощью также происходит герметизация межтрубного пространства, а также она является опорой трубной головки с фонтанной елкой. Последняя часть конструкции монтируется на трубную головку. Монтаж фонтанной елки осуществляется выше верхнего фланца трубной головки. Благодаря фонтанной елки осуществляется освоение газовых скважин, закрытие скважин, а также контролируется и регулируется технологический режим работы скважин. [4]

4. Развитие бурения на газовые гидраты

Первая промышленная газогидратная залежь была открыта в 1964 г. в России на Мессояхском месторождении в Западной Сибири. После 1970-х годов, США, Япония, Канада, Россия, Норвегия, Германия, Индия, Бразилия и другие страны выделили большие расходы за исследования природных газовых гидратов. В 1979 году при геологоразведочном бурении Международный проект глубоководного бурения на море (Б8БР) нашёл природные газовые гидраты в Атлантическом и Тихом океанах. [9,24,25]

О возможном присутствии газогидратов в осадках оз. Байкал впервые заговорили в 1992 г. на основании результатов российско-американской глубинной сейсмической экспедиции, исследовавшей Южную и Центральную котловины озера. Сейсмический сигнал, известный как BSR (Bottom Simulating Reflector - кажущаяся отражающая граница), был зафиксирован в сейсмических профилях на глубине нескольких сотен метров осадочных пород и позволил предположить присутствие слоя газогидратов. Сигнал появляется в осадках на обширной территории севернее и южнее дельты р. Селенга. В 1998 г. газогидраты удалось найти на глубине 120 м в районе Южной котловины в ходе осуществления программы «Байкал-бурение» под руководством академика РАН М. Кузьмина. Находка подтвердила присутствие газогидратов в толще донных отложений оз. Байкал на глубине нескольких сотен метров. Месторождение газогидратов в пресной воде является уникальным. [3]

В 1990-х годах на побережье Северного склона Аляски США были проведены геологоразведочные бурения и исследования на оценки существования природных газовых гидратов в вечной мерзлоте. В 1998 году в многолетнемёрзлых породах (ММП) Маскегшпе Канады учёные и инженеры из Канады, США и Японии совместно провели бурение геологоразведочной скважины МаШк 2b-38 глубиной 1150 м [10], получили керны с газовыми гидратами, которые подтвердили существование природных газовых гидратов в многолетнемёрзлых породах. С тех пор, Канада, США, Германия, Индия и другие страны совместно пробурили геологоразведочную скважину МаШк 5b-38 и тоже получили керны с природными газовыми гидратами в 2002 году [2]. В октябре 2008 года на Северном склоне Аляски Министерство энергетики и Геологоразведочное управление США вместе провели большое количество геологоразведочной работы и экспериментальных исследований добычи метана из природных газовых гидратов в ММП с помощью технологии бурового раствора низкой температурой. [11,14,25].

Наиболее активной страной в области исследований разведки и разработки природных газовых гидратов является Япония, в которой работают около 200 учёных в более 20 научно-исследовательских организациях, занимающихся исследованиями газовых гидратов. Правительство Японии ежегодно выделяет 6 миллиардов японских иен на исследования природных газовых гидратов с 1998 года. В 1999 году Министерство Образования, Культуры, Спорта, Науки и Технологии Японии сняло американское глубоководное буровое судно «JOIDES Resolution» пробурить первую разведочную скважину на газовые гидраты в районе Nankai Trough на южном японском море с помощью керноприёмника с постоянной температурой и постоянном давлением и получило немного керна. С 18 января по 18 мая 2004 японцы опять сняли буровое судно «JOIDES Resolution» пробурить 32 скважин в районе Nankai Trough в пределах глубины 772 - 2033 м, получили большую длину керна с гидратом метана, сделали комплексную оценку перспективных запасов газовых гидратов и экспериментальные разработки метана в этом районе. [13,25]

В 2000 году в Китае учёные начали исследования бурового раствора при отрицательной температуре и керноприёмника с постоянной температурой и постоянном давлением, особенно в областях электронного охлаждения, компенсации давления и шаровых кранов керноприёмника [9]. В мае 2007 года Геологоразведочное управление Китая сняло норвежское глубоководное буровое судно пробурить первую разведочную скважину на газовые гидраты в районе Shenhu Южного китайского моря и получить керн данного участка.

с природными газовыми гидратами. Затем в районе Мули провинции Цинхай (Северо-Запад Китая) путём бурения четырёх поисковых скважин были обнаружены залежи метановых гидратов в интервалах глубин 130 - 400 метров при температуре пород от -2 °С до +2,4 °С в ноябре 2008 года [16,25].

В 2006 году Индия сняла американское глубоководное буровое судно «JOIDES Resolution» и норвежский керноприёмник для газовых гидратов, чтобы пробурить 21 скважину на севере Индийского океана, и получила природные газовые гидраты. С тех пор Индия обращает больше и больше внимания на изучение природных газовых гидратов.

В феврале 2012 года японское исследовательское судно «Тикю», которое арендовала Японская корпорация нефти, газа и металлов (Japan Oil, Gas & Metals National Corp) , начало пробное бурение скважин на дне океана в 70 км к югу от полуострова Ацуми (близь города Нагоя) с целью экспериментов по добыче метангидратов. Предполагалось пробурить три скважины глубиной 260 м с целью проверки возможности добычи газовых гидратов и проведения измерений. Ожидается, что для перевода метангидратов в газ будет использоваться процесс разгерметизации, разработанный консорциумом MH21. [8]

Агентство Reuters и Japan Oil, Gas & Metals National Corp 12 марта 2013 г. передало информацию об успешно проведенной разработке залежей газовых гидратов на океанском дне специалистами из Японии. Месторождение находится в районе центрального побережья Тихого океана. Для проведения производственных испытаний корпорация JOGMEC рассчитывает потратить не менее полумесяца. эксплуатация подводного газогидратного месторождения метана методом разгерметизации японцами было осуществлено впервые в мире. По оценке экспертов, месторождение газовых гидратов на океанском дне в водах Японии насчитывает около 1,1 триллиона кубометров. 28 июня 2017 года был закончен второй тестовый этап добычи гидрата метана. Всего за 24 дня с 2 скважин было добыто 235 тыс. мі газа. Вскоре планируется полномасштабное освоение месторождения. [5,25]

Заключение

Таким образом, бурение на газовые гидраты является одним из сложнейших способов добычи топлива. На данный момент, во всём мире именно газовые гидраты выходят на главный план развития бурения в целом, потому что газогидраты имеют огромную ценность в промышленной деятельности. Многих, как учёных, так и предпринимателей достаточно сильно интересует развитие добычи данного топлива, так как запасы газовых клатрат велики и ещё исследованы не полностью, а их применение поможет сделать огромный шаг в будущее.

Список литературы

1. Ali G. Kadaster, Keith K. Millheim, Tommy W. Thompson. The planning and drilling of Hot Ice # 1 -- Gas Hydrate Exploration Well in the Alaskan Arctic. Paper SPE/IADC 92764 presented at the SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 23-25 February 2005.

2. Collett T.S. Natural gas hydrates of the Prudhoe Bay and Kuparuk River area, North Slope, Alaska. /T.S. Collett // The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 1993. V. 77. № 5: - P. 793-812.

3. http://biofile.ru/geo/15406.html (Алексей Щебетов, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)

4. http://mining-prom.ru/toplivodob/gaz/burenie-gazovykh-skvazhin

5. http://workinfo.com.ua/v-mire/yaponiya-budet-dobyvat-gaz-so-dna-okeana.htm (https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D0%B5_%D0%B3%D0%B8%D0%B4%D1%80%D0%B0%D1%82%D1%8B

6. https://findpatent.ru/

7. https://oilcapital.ru/news/markets/16-05-2006/mestorozhdeniya-gazovyh-gidratov-resursy-i-vozmozhnye-metody-razrabotki

8. https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%93%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D0%B5_%D0%B3%D0%B8%D0%B4%D1%80%D0%B0%D1%82%D1%8B

9. Jiang G.S. Natural Gas Hydrates Exploration and Development, 1st ed./ G.S. Jiang, D. Wang, F.L. Tang, J.L. Ye // China University of Geoscience Press: Wuhan, China, 2002.

10. Karla S.C. Water-soluble amidetype vinyl polymers as hydrate inhibitors for natural gas and petroleum stream. / S.C. Karla, D.T. Larry, M.L. John // WO, 2005005567, 2005. - P. 552-557.

11. Klauda J.B. Global distribution of methane hydrate in ocean sediment. / J.B. Klauda, S.I. Sandler // Energy Fuels, 2005. №19: - P. 459-470.

12. Makogon Y.F. Natural gas hydrates - a promising source of energy. / Y.F. Makogon // Nature Gas Science and Engineering, 2010. №2: - P. 49-59.

13. Nakajima Y. Use of hydrate pellets for transportation of natural gas-II. / Y. Nakajima, T. Takaoki, K. Ohgaki, S. Ota // Proposition of natural gas transportation in form of hydrate pellets in Proc. 4th Int. Conf. Gas Hydrates, 2002.

14. Sloan E.D., Koh C.A. Clathrate Hydrates of Natural Gases. 3rd ed. / E.D. Sloan, C.A. Koh // CRC Press, Taylor & Francis Group: Boca Raton, FL, USA, 2008.

15. Tsuji Y. Japan drills, logs gas hydrate wells in the Nankai Trough. / Y. Tsuji // Oil&Gas Journal. Sept. 12. 2005. Vol. 103. 34: - P. 37-42.

16. Zhu Y.H. An overview of the Scientific Drilling Project of Gas Hydrate in Qilian Mountain Permafrost, northwestern China. / Y.H. Zhu, Y.Q. Zhang, H.J. Wen // Geological Bulletin of China, 2011. 30(12): - P. 1816-1822.

17. Бык С.Ш. Газовые гидраты. / С.Ш. Бык, Ю.Ф. Макогон, В.И. Фомина // - М.: Химия, 1980. - 296 с.

18. В.К. ЧИСТЯКОВ, д-р геол.-минерал. наук, профессор

19. Глазов В.А., Новосёлов А.Е., Царева В.А. ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ И ПЕРСПЕКТИВЫ ДОБЫЧИ ГАЗОГИДРАТОВ // Научное сообщество студентов XXI столетия.

20. Гриценко А.И., Истомин В.А. Сбор и промысловая переработка газов на северных месторождениях России / М.: «Недра», 1999.]

21. Дядин Ю.А. Газовые гидраты / Ю.А.Дядин, А.Л.Гущин // Соровский образовательный журнал

22. Макогон Ю. Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы. / Ю.Ф. Макогон // Рос. хим. ж. (Ж. Рос. хим. об-во им. Д.И.Менделеева). 2003. Т. 47. № 3. - С. 70-79.

23. Макогон Ю.Ф. Природные гидраты: открытие и перспективы. / Ю.Ф. Макогон // Газовая промышленность. 2001. № 5, - С.10-16

24. Николаев Н.И. Безопасность бурения скважин в условиях гидратообразования. / Н.И. Николаев, Лю Тянула, Т.Н. Николаева // Экология и развитие общества. Материалы XIV Международной конференции. 8-13. 07. 2012, Санкт-Петербург / СПб., МАНЭБ, 2012. - С. 33-36.

25. Обоснование и разработка промывочных и тампонажных составов для бурения скважин в условиях льдо- и гидратообразования: на примере разведки газогидратов в провинции Цинхай - КНР диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.14, кандидат технических наук Лю Тянь Лэ

26. Софийский И.Ю., Пухли В.А., Мирошниченко С.Т. Газовые гидраты и энергосберегающие технологии // Сборник научных трудов СНУЯЭиП, Выпуск 1(37), 2011

27. Якушев B.C. Природный газ и газовые гидраты в криолитозоне. - М.: ВНИИГАЗ, 2009. - 192 с.

Размещено на Allbest.ru