Аварийные и катастрофические выбросы газа при освоении ресурсов углеводородов в Арктических зонах США и Канады

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аварийные и катастрофические выбросы газа при освоении ресурсов углеводородов в Арктических зонах США и Канады

В 2019 г. отмечается 50-летие со дня начала разработки месторождений углеводородов в Арктике.

27 декабря 1969 г. был принят в эксплуатацию газопровод протяженностью 263 км и диаметром 720 мм от Мессояхского месторождения, открытого в 1967 г., в г. Норильск и на Норильский горно-металлургический комбинат им. А.П. Завенягина (ныне -- ПАО «Горно-металлургическая компания «Норникель»).

Результаты исследований нефтегазоносности Арктической зоны Российской Федерации (АЗРФ) выявили гигантские ресурсы углеводородов (УВ) в ее недрах в сочетании с сильной уязвимостью экосистемы. Необходимость расширения минерально-сырьевой базы России и сохранения достигнутых объемов добычи нефти и газа наряду с «сохранением и обеспечением защиты природной среды Арктики, ликвидации экологических последствий хозяйственной деятельности в условиях возрастающей экономической активности и глобальных изменений климата» зафиксирована в «Основах государственной политики РФ в Арктике на период до 2020г. и дальнейшую перспективу», утвержденных Президентом РФ 18 сентября 2008г. (№ Пр-1969), и в ряде других основополагающих государственных документах.

Изучению процессов природной и техногенной дегазации Земли, несущей угрозы экосистеме на локальных, региональных и глобальных уровнях, уделяется большое внимание во многих работах отечественных и зарубежных авторов [1 - 27]. Освоение ресурсов УВ и других полезных ископаемых в арктических и субарктических регионах по сравнению с традиционными регионами в дополнение к сложным природно-климатическим условиям порождает ряд дополнительных рисков, связанных с наличием криосферы, включая криогидросферу. Большие осложнения при строительстве и функционировании промышленных объектов, особенно в условиях глобальных изменений климата, несет наличие многолетнемерзлых пород (ММП) и газовых гидратов (ГГ) [1 - 6, 9 - 12, 19, 22, 27 и др.].

Толщи ММП и ГГ являются экранами (покрышками) на пути субвертикальной миграции газа и сдерживают природную перманентную дегазацию Земли. При этом в верхней части разреза (ВЧР - глубины до 500 - 900 м) под толщами ММП или в проницаемых пластах с криопегами накапливаются огромные объемы газа (преимущественно метана). Газ начинает распространяться по латерали, формируя многочисленные залежи газа в свободной форме («газовые карманы») с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). При благоприятных термобарических условиях также формируются залежи газовых гидратов.

Известны многочисленные мощные выбросы газа в Арктике природного характера, а также аварийные и катастрофические техногенные выбросы [2 - 7, 9 - 12, 15]. Во времена СССР в АЗРФ катастрофические техногенные выбросы газа и смесей УВ с большой продолжительностью (месяцами и даже годами) бывали одновременно на нескольких месторождениях, например на Кумжинском (1980 - 1987 гг.), Бованенковском (1984 - 1988 гг.) и Харасавэйском (1986 - 1987 гг.) [2 - 12 и др.]. За прошедшие полвека объемы перетоков газа по заколонному и межколонному пространству из природных в формирующиеся природно-техногенные залежи и техногенной эмиссии парниковых газов в атмосферу измеряются многими десятками и, возможно, даже сотнями миллиардов кубометров.

Катастрофические выбросы газа из ВЧР также нередко происходят в шахтах, включая расположенные в Арктике. В частности, 7 июля 2017 г. при добыче медно-никелевых и сульфидных руд в шахте рудника «Заполярный» (в 7 км к югу от г. Норильска) на глубине 490 м произошли выброс и взрыв метана. Погибли 4 и пострадали еще 3 шахтера. Ростехнадзор выявил, что взрыв произошел из-за «неработоспособного состояния стационарной системы контроля метана в горной выработке... и невыполнения мероприятий по разгазированию» [15].

Традиционное желание многих недропользователей сохранить конфиденциальной информацию о возникших авариях и, тем более, катастрофах, удаленность и малонаселенность арктических территорий и отсутствие общедоступных телекоммуникационных средств до появления Интернета привело к тому, что полноценные данные о многих чрезвычайных ситуациях (ЧС) исторического прошлого практически недоступны, а имеющаяся информация часто противоречива.

Изучить геоэкологические проблемы недропользования, причины возникновения и опыт преодоления ЧС не только в СССР и России, но и за рубежом, чтобы усовершенствовать технологии геологоразведочных работ (ГРР) и разработки месторождений УВ, поднять уровень эффективности природопользования и минимизировать риск возникновения новых ЧС - важнейшие задачи сегодняшнего дня. Ранее авторы уже неоднократно проводили подобные исследования [2 - 12].

Сегодня предпринята попытка изложить авторское видение причин и последствий ряда ЧС, связанных с аварийными и катастрофическими выбросами УВ (преимущественно газа), при освоении ресурсов УВ в арктических зонах США (Аляска) и Канады.

1.АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ НА СУШЕ И ШЕЛЬФЕ АЛЯСКИ

В 1958 г. на Аляске была создана Комиссия по сохранению нефти и газа Аляски AOGCC (The Alaska Oil and Gas Conservation Commission), постоянно уделяющая большое внимание вопросам безопасности бурения, особенно в условиях АВПД и наличия неглубоких опасных залежей газа. Результаты поисково-разведочного бурения (ПРБ) и тестовых опробований показали широкое распространение ГГ на арктических суше и дне моря Бофорта Аляски и Канады (Eileen/Tarn, Malik и др.), несущих дополнительные риски выбросов газа при бурении, и делающих грунты нестабильными [2, 12, 19, 22, 27].

В работе авторов [14], выполненной совместно с академиком Н.П. Лаверовым и опубликованной в 2011 г., дано достаточно подробное обобщающее описание геолого-геофизической изученности и нефтегазоносности арктических суши и акваторий Западного полушария (США, Канада, Дания).

Основные запасы УВ арктической части Северной Америки сосредоточены в бассейне Северного Склона Аляски (ССА/ANS - Alaska North Slope) США, на котором открыто 79, в основном нефтяных, месторождений, в том числе 23 - в море Бофорта, включая переходную зону «суша-море». В 1967 и 1969 гг. на севере Аляски были открыты два самых крупных месторождения ССА «Прудо Бэй» и «Купарук Ривер» (Prudhoe Bay, Kuparuk River) с начальными извлекаемыми запасами нефти 1,95 и 0,41 млрд т и газа 750 и 28 млрд м³. Они содержат основную долю запасов нефти и газа ССА (81 и 75 %). В 2016 г. компанией Caelus Energy было открыто нефтяное месторождение в заливе Смита (Smith Bay) - крупнейшее за почти четыре десятилетия (геологические запасы около 0,8 млрд т, а извлекаемые - около 0,35 млрдт). Более детальная информация дана в работе [14].

В связи с очень тяжелой ледовой обстановкой в 1960-х - 1980-х гг. на шельфе ССА было принято единственно правильное решение о транспортировке нефти на юг Аляски по Трансаляскинскому трубопроводу TAPS (Trans Alaska Pipeline System). Но даже несмотря на меры предосторожности в 1989 г., произошла крупнейшая в субарктических условиях катастрофа танкера Exxon Valdez с разливом около 40 тыс. т нефти [2, 17]. Также было принято правильное решение об освоении шельфовых месторождений с искусственных островов или с берега наклонными, а позднее горизонтальными скважинами. Этот подход полностью оправдал себя в технологическом, экономическом и экологическом аспектах.

Согласно официальным данным, несмотря на пробуренные на суше и шельфе Аляски более 6800 скважин, при ПРБ и добыче УВ серьезных загрязняющих экосистему выбросов нефти не было. Из общего числа 19 выбросов 8 были в южной и центральной частях Аляски (в основном залив Кука - Cook Inlet) и 11 на ССА. Из 11 выбросов на ССА 10 были чисто газовыми и только один - газа и конденсата (в 1950-х гг.) [26].

На шельфе Аляски (США), в морях Чукотском и Бофорта, при бурении 84 поисково-разведочных и 14 параметрических скважин длительное время выбросов УВ не было. Однако 15 февраля 2012 г. у компании Repsol при бурении скважины Qugruk-2 в дельте реки Колвилл (Colville, координаты 70,74° с.ш., - 150,748° з.д.) с глубины 770 м неожиданно произошел выброс 160 м³ бурового раствора, за которым последовал высоконапорный газ из залежи в ВЧР с АВПД [25].

До 2010 г. на шельфе Канады в море Бофорта и дельте реки Маккензи (НГБ Beaufort-Mackenzie) было пробурено 268 скважин (рис. 1), включая 85 скважин на шельфе. Всего в НГБ Бофорта-Маккензи открыто 52 месторождения, преимущественно на море (32). В 1986 г. на месторождении Amauligak в процессе тестирования было добыто около 44 тыс. т нефти. Добыча газа ведется на суше в очень небольших объемах для местных нужд.

При бурении шельфовых скважин в НГБ Бофорта-Маккензи один раз произошел выброс приповерхностного газа, не нанесший большого вреда экосистеме. Однако во время ГРР на арктических островах Канадского Арктического архипелага (КАА - более 36 тыс. островов) бывали катастрофические выбросы, информация о которых ограничена.

2.РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР В РЕГИОНЕ КАНАДСКОГО АРКТИЧЕСКОГО АРХИПЕЛАГА

За все время ГРР в 1961 - 1987 гг. в регионе КАА было отработано 44,2 тыс. пог. км сейсморазведки 2D и пробурено 174 скважины, включая 140 на суше и 34 на акваториях вокруг островов на глубинах 60 - 550 м [14, 23, 24] (рис. 1, 2). Пик активности ГРР пришелся на 1973 и 1974 гг. - по 22 скважины на суше и по одной - на шельфе. Наибольший объем ГРР в 1968 - 1986 гг. провела компания Panarctic Oils Limited (далее -- Panarctic), преимущественно в НГБ Свердруп (Sverdrup, 110 скважин) и в НГБ Арктического/Франклинского складчатого пояса (Arctic/Franklin Fold Belt, 34 скважины): 35 тыс. пог. км сейсморазведки (79,2 %), включая 16 тыс. пог. км на шельфе со льда, и 144 скважины ПРБ (80,2 %). Самая северная из скважин O-15 Neil (забой 2444 м) пробурена в 1974г. на широте 80,75° в северо-западной части крупного острова Элсмир (Ellesmere) (рис. 2), а самая южная Young Bay F-62 (забой 1829 м) - на широте 72,69° на острове Принц Уэльский (Prince of Wales). При этом ГРР был охвачен сектор площадью около 1 млн км² (850х1200 км).

ПРБ на шельфе КАА велось Panarctic со льда с применением традиционных буровых установок весом 1200 т. В эти годы акватория освобождалась ото льда на очень короткий период - около двух недель (конец августа - начало сентября), поэтому все работы по перевозке оборудования сопровождались ледоколом канадской береговой охраны.

Кроме ПРБ Panarctic другими компаниями, начиная с 1961 г., было пробурено 24 скважины, включая первые три в НГБ Свердруп, оказавшиеся «сухими». Первая скважина Winter Harbor-1 (забой 3823 м) пробурена в 1961 - 1962 гг. на острове Мелвилл (Melville), а две другие (1962 - 1964 гг.) - на островах Cornwallis и Bathurst.

Летом 1969 г. во время бурения Panarctic скважины N-67 (забой 2577 м, 76,446° с.ш., - 108,917° з.д.) на площади Drake Point на полуострове Сабине (Sabine) острова Мелвилл произошло открытие первого и самого крупного в регионе КАА месторождения газа (152 млрд м³). Всего на этом острове и в его транзитной зоне «суша-море» (East Drake) пробурено 14 скважин, включая две наклонные скважины для ликвидации аварии. В 1972 г. открыто первое морское месторождение Hecla с запасами газа 105 млрд м³ (второе по размерам в НГБ Свердруп). Залежи Drake Point и Hecla содержат 52,2 % запасов всего НГБ (30,8 и 21,4 %) [14]. Небольшое нефтяное месторождение Romulus, открытое скважиной С-42 (забой 4554 м, 79,8519° с.ш., - 84,378° з.д.), является самым северным в НГБ Свердруп и мире.

В итоге ГРР на территории КАА и прилегающей акватории было открыто 19, преимущественно газовых, месторождений (91 %), из которых 17 относятся к НГБ Свердруп и одно небольшое нефтяное месторождение Bent Horn на острове Камерон (Cameron) в Арктическом складчатом поясе. Для всего региона КАА суммарные запасы газа составили 407 млрд м³, а нефти и конденсата - 66 млн м³ [14].

Месторождения КАА не разрабатываются, за исключением нефтяного Bent Horn (рис. 3), открытого Panarctic в 1974 г. скважиной N-72. Здесь из девонских карбонатных отложений в 1985 - 1996 гг. добыто около 400 тыс. т нефти. Bent Horn - самое северное в мире месторождение нефти, бывшее в разработке (широта 76,36?). Оно расположено на 786 км севернее, чем Песчаноозерское месторождение на острове Колгуев (широта 69,281?), и находится в гораздо более тяжелых арктических условиях. Вывоз нефти с острова Камерон осуществлялся в Монреаль в летнее время танкером, как и с острова Колгуев.

3.КАТАСТРОФИЧЕСКИЕ ВЫБРОСЫ НА ОСТРОВАХ КАНАДСКОГО АРКТИЧЕСКОГО АРХИПЕЛАГА

Об открытии первого и крупнейшего месторождения Drake Point скважиной N-67 (забой 2577 м) упоминается в большинстве публикаций по теме освоения ресурсов УВ КАА, однако то, что оно ознаменовалось долговременным (16 месяцев) катастрофическим выбросом газа и пластовой воды, умалчивается (рис. 4.1). Даже в подробных описаниях одного из участников событий утверждается, что Panarctic имел всего один выброс газа на скважине D-18 месторождения King Christian [24]. О катастрофе на скважине N-67, бурение которой началось 14 апреля 1969 г., имеются разрозненные опубликованные данные [18, 20, 21 и др.].

Согласно анализу обнаруженных данных, триггером для выброса послужил подъем бурового инструмента для замены долота, снизивший давление столба бурового раствора, противодействующего АВПД [20]. В процессе сильной вибрации бурового оборудования начался мощный выброс газа дебитом около 1,1 млн м³/сут. Большой объем выбрасываемой пластовой воды (около 5500 м³/сут) предохранил газовый фонтан от воспламенения и взрыва. Вода затопила большую территорию и, замерзая, сформировала ледяной конус высотой около 75 м. Высота газо-паро-водяного фонтана составляла многие сотни метров (рис. 4.1).

Для глушения аварийной скважины были заложены две наклонные скважины (relief wells). Скважина K-67, расположенная в 90 м от устья аварийной скважины, не дошла до цели и была ликвидирована при забое 305 м из-за попадания в залежь газа с АВПД, которая, видимо, сформировалась из-за перетоков по околоскважинному пространству. Скважина L-67 (начало бурения

22 сентября 1969 г., забой 3253 м), расположенная в 300м от устья аварийной скважины N-67, сблизилась с ее стволом и справилась с задачей глушения и закрытия цементом. Ликвидация фонтанирования заняла 16 месяцев! В атмосферу ушло около 500 млн м³ газа. Тундровая растительность на территории в несколько десятков гектаров претерпела сильное поражение химическими элементами пластовых вод, что видно на открытых для доступа космоснимках системы Here (рис. 5.1).

Бурение Panarctic скважины D-18 на острове Король Христиан (King Christian, 77,7843° с.ш., -101,118° з.д.) началось 14 октября 1970 г. [21]. 25 октября после установки обсадной колонны до глубины 590 м продолжили бурение до глубины 613 м с прогнозной залежью газа. В процессе подъема бурового инструмента для проведения каротажа произошел мощный выброс газа высотой около 75 м, оцененный Panarctic в 5,7 млн м³/сут [21], а по другим данным -- в 11,4 млн м³/сут [20]. Самовозгорание газа быстро уничтожило буровую вышку.

Особенностью данного выброса было то, что кроме основного мощного горящего фонтана газа, который было видно в полярную ночь за 300 км, газ пробился через трещины и каналы (грифоны) в ММП и горел в нескольких местах до удаления в 220 м от устья D-18, мешая ликвидационным работам (рис. 4.2).

Буровой комплекс для бурения наклонной ликвидационной скважины 2D-18 был доставлен самолетом. Ее бурение начали 16 ноября в 230 м к северо-востоку от устья аварийной скважины D-18, где не было выбросов газа. 23 января 1971 г. через ликвидационную скважину 2D-18 (забой 847 м) в пласт под давлением 68 атм стали закачивать насосами (Halliburton Services Limited) около 10 тыс. м³ морской воды, которую приходилось подогревать до 80° С и перекачивать по специально проложенному трубопроводу длиной около 2 км. В итоге после 91 дня борьбы скважина была заглушена и зацементирована. Поврежденную поверхность земли рекультивировали. Несмотря на это, на космоснимке (рис. 5.2) (Here) видны места с серьезными повреждениями почвенного покрова, вызванными его высокотемпературным (возможно, свыше 1000° С) обжигом, а сформировавшиеся провалы (кратеры от грифонов), судя по всему, засыпаны.

Имеется информация о выходах газа в небольших объемах по плохо загерметизированному заколонному пространству ряда скважин, что, вероятно, связано с разложением залежей ГГ. В частности, такие выходы происходили на скважинах N-06 (остров King Christian), Jackson G-16 (остров Ellef Ringnes), Hearne Pt. F-85 (остров Melville) [22]. В НГБ Свердруп залежи ГГ были надежно идентифицированы в 93 из 148 скважин (63 %).

Дополнительно отметим, что мощные техногенные выбросы газа неоднократно бывали на других акваториях США и Канады. В частности, в 1984 г. произошли выбросы при бурении двух глубоких скважин на атлантическом шельфе Канады (Nova Scotia) - Uniacke G-72 (забой 5735м, ППБУ Vinland, Shell) и West Venture N-91 (забой 5547 м, ППБУ Zapata, Mobil). Если в первом случае глушение скважины было выполнено за 10 дней, то во втором потребовалось более 8 месяцев! Сложность во втором случае была обусловлена образованием природно-техногенной залежи в ВЧР с АВПД и сильными выбросами газа вне устья скважины. Прямые затраты на ликвидацию скважины N-91 составили 200 млн долл.

ВЫВОДЫ

В заключение напомним, что необратимость процесса катастрофы ультрасовременной ППБУ Deepwater Horizon в 2010 г. при бурении компанией BP в комфортных условиях Мексиканского залива скважины на месторождении Macondo, обеспечили: плохое цементирование и ошибки при испытании скважины (человеческий фактор), АВПД, выброс газа, заполнившего помещения платформы по вентиляции, и его разрушительный объемный взрыв с гибелью части персонала и платформы. Это породило небывалую по масштабам экологическую катастрофу, обошедшуюся BP более чем в 67 млрд долл. и, возможно, суммы выплат BP превысят превысит 100 млрд долл. [11,12]. Столь большие потенциальные финансовые потери способны не только привести к банкротству основополагающих российских нефтегазовых компаний, капитализация которых соизмерима с потерями ВР, но и ставят под угрозу экономическую безопасность страны. В сложной современной геополитической обстановке любая катастрофа в Арктике не только нанесет урон компаниям и экосистеме, но может подорвать всю экономику страны за счет вероятного объявления эмбарго на импорт УВ из России и, следовательно, угрожает ее национальной безопасности [2 - 6, 7 - 12 и др.].

Несмотря на наличие самых современных технологий поиска, разведки и разработки месторождений, нет гарантий их полной безопасности не только на шельфе, но и на суше. Аварийные и катастрофические выбросы газа и смесей УВ продолжаются и в значительной степени связаны с неустранимым человеческим фактором.

Для большей части акваторий Арктики в мире нет надежных технологий нефтегазодобычи, или они требуют серьезного совершенствования, что признается большинством экспертов, включая специалистов нефтегазовых компаний [2 - 6, 12, 14, 16]. А это значит, что риски возникновения ЧС при разработке месторождений в удаленных зонах арктического шельфа слишком высоки для начала широкомасштабных работ.

С учетом высоких рисков и стоимости освоения ресурсов акваторий Арктики компания Shell остановила свои ГРР на шельфе Аляски, при этом ее финансовые потери составили около 7 млрд долл. Ее примеру последовали Chevron, Total и Statoil. Оказались фактически замороженными или сильно сдвинутыми по срокам реализации и многие отечественные проекты ГРР на шельфе Арктики.

ЛИТЕРАТУРА

выброс газ полезный ископаемое риск

1. Арабский А.К., Арно О.Б., Богоявленский В.И. и др. Геоэколого-техногенные аспекты и их роль при освоении газовых месторождений в районе Ямбурга. // Материалы международной конференции «Дегазация Земли: геология и экология - 2018» // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 4(23). 7 с.

2. Богоявленский В.И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов // Труды Вольного экономического общества России, т. 182. 2014. № 3. С. 12-175. М.: Изд. ВЭО России.

3. Богоявленский В.И. Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа в Арктике // Вестник Совета безопасности РФ. 2014. № 5(34). С. 99-102.

4. Богоявленский В.И. Угроза катастрофических выбросов газа из криолитозоны Арктики. Воронки Ямала // Бурение и нефть. 2014. № 9. С. 13-18.

5. Богоявленский В.И. Чрезвычайные ситуации при освоении ресурсов нефти и газа в Арктике и Мировом океане // Арктика: экология, экономика. 2014. № 4. С. 48-59.

6. Богоявленский В.И., Керимов В.Ю., Ольховская О.О. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Мирового океана: Охотское море // Нефтяное хозяйство. 2016. № 6. С. 43-47.

7. Богоявленский В.И., Перекалин С.О., Бойчук В.М., Богоявленский В.И., Каргина Т.Н. Катастрофа на Кумжинском газоконденсатном месторождении: причины, результаты, пути устранения последствий. // Арктика: экология и экономика, 2017, №1, с. 32-46.

8. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В., Каргина Т.Н. Грязевулканическая катастрофа в Индонезии // Бурение

и нефть. 2017. № 1. С. 18-24.

9. Богоявленский В.И., Баринов П., Богоявленский И.В. Катастрофа в Мексиканском заливе на месторождении Ixtoc комплекса Cantarell // Бурение и нефть. 2018. № 1. С. 3-13.

10. Богоявленский В.И., Сизов О.С., Мажаров А.В., Богоявленский И.В., Никонов Р.А., Кишанков А.В., Каргина Т.Н., Дегазация Земли в Арктике: дистанционные и экспедиционные исследования катастрофического Сеяхинского выброса газа на полуострове Ямал. // Арктика: экология и экономика. 2019. № 1(33). С. 88-105.

11. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Дегазация Земли. Формирование залежей углеводородов в верхней части разреза и кратеров выбросов газа // Neftegaz.RU. 2019.

№ 1. С. 48-55.

12. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Арктика

и Мировой океан: глобальные и российские тренды развития нефтегазовой отрасли. // Аналитические материалы МАЭФ. Труды Вольного экономического общества России. 2019,

т. 218. С. 152-179.

13. Бондарев В.Л., Миротворский М.Ю., Зверева В.Б. и др. Газогеохимическая характеристика надсеноманских отложений полуострова Ямал (на примере Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения // Геология, геофизика

и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008.

№ 5. С. 22-34.

14. Лаверов Н.П., Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Сейсморазведка и освоение морских месторождений нефти и газа Арктики Западного полушария // Арктика: экология и экономика. 2011. № 3. С. 16-27.

15. Ростехнадзор завершил расследование причин аварии на руднике «Заполярный» 23.08.2017. [Электронный ресурс]. URL: http://mos.gosnadzor.ru/news/64/1890/ (дата обращения: 10.09.2019).

16. Сочнев О.Я., Жуковская Е.А. Техническая доступность российского шельфа для освоения в современных условиях // Арктика: экология и экономика. 2013. № 2 (10). С. 48-61.

17. Bell M. Remembering the Exxon Valdez from the deck of a Coast Guard cutter. // Anchorage Daily News, June 19, 2018. [Электронный ресурс]. URL: https://www.adn.com/opinions/2018/06/19/remembering-the-exxon-valdez-from-the-deck-of-a-coast-guard-cutter/ (дата обращения: 10.09.2019).

18. Carney P. The «black gold» rush of'69. Maclean's, November 1969, p. 17-21. [Электронный ресурс]. URL: https://archive.macleans.ca/article/1969/11/1/the-black-gold-rush-of-%6069#!&pid=16 (дата обращения: 18.09.2019).

19. Collett T.S. EMD Gas Hydrates Committee Annual Report, Colorado School of Mines, May 5, 2019. 20 p.

20. Gray E. The Great Canadian Oil Patch, Second Edition. 2018. 485 p. [Электронный ресурс]. URL: http://earlegray.com/wp-content/uploads/2018/07/Great-Canadian-Oil-Patch-2nd-edition.pdf (дата обращения: 28.09.2019).

21. Maier L. Killing the King Christian D - 18 well, Arctic Islands/ Petroleum History Society Archives, June 2014, Volume XXV,

No. 4, pp. 5-10.

22. Majorowicz J.A., Hannigan P.K., Osadetz K.G. Study of the Natural Gas Hydrate «Trap Zone» and the Methane Hydrate Potential in the Sverdrup Basin, Canada. Natural Resources Research, Vol. 11, No. 2, June 2002, pp. 79-96.

23. Masterson D.M. The Arctic Islands Adventure and Panarctic Oils Ltd. / Cold Regions Science and Technology, 2014, 85, pp. 1-14.

24. Masterson D. An Arctic Engineer's Story 1971 to 2006. 2017. 73 p.

25. Mauer R. Oil well blowout at Alaska's North Slope remains out of control. The Anchorage daily news, February 17, 2012. https://www.mcclatchydc.com/news/nation-world/national/article24724426.html (дата обращения: 28.09.2019).

26. The Alaska Oil and Gas Conservation Commission: 50 years of Service to Alaska. AOGCC, 2008. 96 p. [Электронный ресурс]. URL: https://www.commerce.alaska.gov/web/Portals/18/Pub/aogcc50thBooklet.pdf (accessed 28.09.2019).

27. Victor N., Ausubel J., Boswell R. et al. Gas hydrates: Potential Implications for Future Energy Systems. Chapter 1 in book «Frozen heat: a global outlook on methane gas hydrates». UNEP, 2014, pp. 9-26. [Электронный ресурс]. URL: ttps://www.researchgate.net/publication/287215596 (дата обращения: 30.09.2019).

Размещено на Allbest.ru