Атмосферная эмиссия парниковых газов от нефтегазового сектора России

Уварова, Нина Евгеньевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Атмосферная эмиссия парниковых газов от нефтегазового сектора России
ВАК РФ 25.00.36, Геоэкология

Автореферат диссертации по теме "Атмосферная эмиссия парниковых газов от нефтегазового сектора России"

Уварова Нина Евгеньевна

На правах рукописи

АТМОСФЕРНАЯ ЭМИССИЯ ПАРНИКОВЫХ ГАЗОВ ОТ НЕФТЕГАЗОВОГО СЕКТОРА РОССИИ

Специальность 25.00.36 - «Геоэкология»

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата географических наук

2 2 НОЯ 2012

Москва-2012

005055631

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном учреждении «Институт глобального климата и экологии Федеральной службы по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды и Российской академии наук»

Научный руководитель: кандидат географических наук

Парамонов Сергей Геннадьевич

Официальные оппоненты: доктор географических наук

Анисимов Олег Александрович

кандидат географических наук Громов Сергей Аркадьевич

Ведущая организация: Федеральное государственное

бюджетное учреждение «Институт географии Российской академии наук»

Защита состоится «_» _ 2012 г. в часов на заседании

Диссертационного совета Д 002.049.01 в ФГБУ «ИГКЭ Росгидромета и РАН» по адресу

107258 Москва ул. Глебовская, 20-6

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБУ «ИГКЭ Росгидромета и РАН»

Автореферат разослан » октября 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, ___

доктор географических наук, профессор Черногаева Г.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕМЫ

Согласно выводам Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК), основной причиной изменения климата является увеличение глобальной средней температуры воздуха, вызванное ростом атмосферных концентраций парниковых газов в результате хозяйственно-экономической деятельности. Смягчение негативного антропогенного воздействия на климат может быть достигнуто благодаря ограничению выбросов парниковых газов в атмосферу. Разведка, добыча, подготовка, транспортировка и хранение углеводородного сырья сопровождаются значительными выбросами в атмосферу метана (СН4), диоксида углерода (СО2) и оксида диазота (NjO), являющихся основными парниковыми газами (IPCC, 1997; IPCC, 2000; Climate change, 2007; IPCC, 2007).

Повышение качества количественных оценок выбросов основных парниковых газов от антропогенных источников будет способствовать разработке действенных мер ограничения негативного воздействия на климат. Энергетический сектор России вносит наибольший по абсолютной величине вклад в суммарные выбросы парниковых газов (83%), из которых 20 % составляют выбросы от нефтегазовой отрасли. Нефтегазовая отрасль России относится к числу наиболее крупных в мире, занимая первое место по добыче углеводородного сырья. На долю углеводородного сырья приходится около двух третей потребления первичных энергоресурсов, обеспечивая основу энергоснабжения страны (Назаров с соавт., 2002; Израэль с соавт., 2005; НДК, 2011; Уварова, 2011).

Углеводородное сырье, добываемое в России, характеризуется различным химическим составом, а производственные объекты отрасли работают в разных географических условиях, нашло отражение в неравнозначном их воздействии на геосферу (Конторович, 1967; Поконова, 2003; Корзун с соавт., 2004; Рябов, 2009). Поэтому комплексная оценка выбросов парниковых газов от нефтегазового сектора с учетом особенностей территориально-географического размещения отдельных объектов отрасли представляется актуальной задачей. В свете принятых Российской Федерацией обязательств по сокращению выбросов

парниковых газов на период до 2020 года уточнение данных о выбросах позволит также установить вклад отдельных источников и определить оптимальные решения по ограничению или сокращению эмиссии.

ЦЕЛЬ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ заключалась в оценке атмосферной эмиссии парниковых газов от нефтегазовой отрасли России с учетом территориально-географического положения отдельных ее объектов. Для достижения цели были поставлены и решены следующие научные и практические задачи:

• сформировать базу данных о территориально-хозяйственной деятельности нефтегазовой отрасли;

• адаптировать методологию оценки эмиссии парниковых газов от отдельных операций с нефтью и природным газом в России;

• получить национальные коэффициенты эмиссии и другую параметрическую информацию, необходимые для расчета выбросов парниковых газов при разведке, добыче, подготовке, транспорте и хранении нефти и природного газа в России;

• выполнить расчет выбросов парниковых газов от операций с нефтью и природным газом в Российской Федерации и установить источники с максимальным объемом выбросов;

• рассмотреть возможность снижения выбросов отрасли.

НА ЗАЩИТУ ВЫНОСЯТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ:

• адаптированные автором методологии расчета выбросов парниковых газов для отдельных операций с нефтью и природным газом с учетом территориально-географического положения объектов отрасли, согласующиеся с международным порядком расчета выбросов;

• величины национальных коэффициентов эмиссии и другие параметры, полученные автором отдельных операций с нефтью и природным газом;

• величины выбросов за период с 1990-2010 гг., полученные на основе расчета по адаптированным методикам с использованием национальных параметров.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА диссертации состоит в том, что:

• разработана методика комплексной оценки эмиссии парниковых газов, адаптированная к условиям России для нефтяного и газового секторов;

• получены национальные коэффициенты и параметры для расчета эмиссии парниковых газов, учитывающие особенности нефтегазовой отрасли России, обусловленные территориально-географическим положением отдельных ее объектов;

• выполнена комплексная оценка выбросов парниковых газов от операций с нефтью и природным газом.

Все перечисленные работы в Российской Федерации выполнены впервые.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ И ВНЕДРЕНИЕ

Исследования выполнены в рамках НИР и ОКР Росгидромета «Оценка антропогенных выбросов и абсорбции на территории РФ парниковых газов, подпадающих под действие Рамочной конвенции ООН об изменении климата (РКИК ООН) и Киотского протокола к ней». Полученные результаты были использованы при подготовке Национального доклада о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом, представляемого в органы РКИК ООН и Киотского протокола в качестве отчета о выполнении принятых международных обязательств. Результаты работы могут быть также использованы при разработке стратегии снижения негативного влияния нефтегазовой отрасли на выбросы парниковых газов и подготовке корпоративных кадастров парниковых газов.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Материалы работы доложены на конференции

молодых ученых, посвященной 100-летию со дня рождения академика Е. К.

Федорова (Россия, Москва, 2009 г.), Международном форуме «Попутный

нефтяной газ: возможности достижения 95% использования» (Россия, Москва,

2010 г.), Третьем Международном семинаре по неопределенности в

национальных кадастрах парниковых газов (Украина, Львов, 2010 г.), Третьей

Международной конференции «НЕФТЕГАЗ-ИНТЕХЭКО-2010» (Россия,

Москва, 2010 г.), Пятой Сибирской международной конференции молодых ученых по наукам о Земле (Россия, Новосибирск, 2010 г.), Шестом международном симпозиуме «Другие парниковые газы кроме СОг: вопросы науки, политики и интеграции» (Нидерланды, Амстредам, 2011 г.), Второй Международной конференции «Экологическая безопасность в газовой промышленности» (Россия, Москва, 2011 г.), Пятой всероссийской конференции молодых ученых «Материаловедение, технологии и экология в третьем тысячелетии» (Россия, Томск, 2012 г.).

ЛИЧНЫЙ ВКЛАД АВТОРА. Автором диссертации адаптирована методология МГЭИК для оценки выбросов парниковых газов от нефтедобычи и разработаны национальные коэффициенты эмиссии парниковых газов при транспортировке и хранении природного газа с учетом технологий нефтегазовой отрасли и особенностей добываемого в разных регионах России углеводородного сырья. Выполнены оценка и анализ эмиссии парниковых газов от нефтяного и газового секторов Российской Федерации с 1990 по 2010 гг и определены источники с наибольшим объемом выбросов.

ПУБЛИКАЦИИ. Основные результаты по теме диссертации и использованные методические подходы опубликованы в 9 научных работах. Из опубликованных работ - 2 в рекомендованных ВАК научных журналах и изданиях. В печати находится 1 работа.

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы и 3 приложений. При написании диссертации был использован 161 литературный источник, из которых 21 иностранный.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Глава 1. Эколого-географические особенности нефтегазового сектора России

Нефть, природный и попутный нефтяной газы, газовый конденсат, занимают особое место в современном мире, так как составляют основу мировой энергетики. Углеводородное сырье, извлекается из недр и представляет собой смесь соединений, молекулы которых, главным образом, состоят из атомов углерода и водорода, которые определяют его топливные характеристики и потенциал промышленного использования (Хайн, 2008; Рябов, 2009).

Исходя из структуры мирового потребления топливно-энергетических ресурсов, суммарная доля углеводородов в топливно-энергетическом балансе крупных нефтегазодобывающих стран составляет 60 — 70%, и согласно прогнозам, будет оставаться на уровне не ниже 54% в ближайшие десятилетия. Соответственно, интенсивность и объемы валовой добычи углеводородов изменится незначительно (Габриэлянц, 1979; Высоцкий, 1990; Каламкаров, 2005). Нефтегазовая отрасль является ведущей в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) Российской Федерации и определяет экономический потенциал и стабильность страны.

С 1970 по 2010 гг. вклад России в мировую добычу углеводородного сырья в среднем составил 12,7% нефти (включая газовый конденсат) и 22,6% природного газа. Занимая выгодное геополитическое положение относительно рынков сбыта, наша страна входит в число ведущих экспортеров углеводородного сырья, обеспечивая 12% мировой торговли нефтью и 25% природным газом. Около трети нефти и половина природного газа, ежегодно добываемых в России, идут на внутренне потребление (Судо с соавт., 2008).

Добываемое углеводородное сырье существенно различается по своим физико-химическим свойствам, на основе которых в России и сопредельных странах выделено 25 нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных мегапровинций, провинций и субпровинций, которые представлены на рисунке 1 (Тер-Саркисов, 1999; Каламкаров, 2005).

Рисунок 1. Схема нефтегазогеологического районирования территории России и сопредельных стран по состоянию изученности на начало 2002 г. (Тер-Саркисов, 1999; Каламкаров, 2005). Границы: 1 — нефтегазоносных провинций; 2 перспективных нефтегазоносных провинций; 3 —территории выходов на поверхность и неглубокого залегания

кристаллических и метаморфических пород.

Рисунок 2. Система транспорта углеводородов по территории страны к предприятиям переработки и на экспорт1.

/. http://www.transneft.rn/file5/2Dl 1-09/1ыШРтгС>С531цмрр

Западно-Сибирская из всех разрабатываемых нефтегазоносных провинций является наиболее значимой: на ее долго приходится в среднем 65% и 83% нефти и природного газа, соответственно, добываемых в стране (Коржубаев с соавт., 2007). Наряду с Западной Сибирью в промышленной добыче углеводородов важную роль играет и европейская часть России: Волш-Уральская, Прикаспийская, Тимано-Печорская и Туранская нефтегазоносные провинции (Габриэлянц, 1979; Высоцкий с соавт., 1990).

Географическая удаленность мест добычи углеводородов в стране от регионов их переработки и потребления, а также границ страны в случае поставок сырья на экспорт требует создания развитой транспортной инфраструктуры. Поэтому сейчас Российская Федерация обладает крупнейшей в мире системой транспортировки углеводородов.

Основные потоки углеводородного сырья из регионов добычи направляются через европейскую часть страны на запад, где расположено большинство мощностей по переработке углеводородного сырья, а также находятся основные рынки сбыта (рисунок 2). Таким образом, нефтегазовая отрасль представлена во всех регионах России, а сфера ее деятельности охватывает почти всю территорию страны.

В результате операций с углеводородным сырьем объекты нефтегазового комплекса оказывают серьезное воздействие на геосферу, включая, в том числе, в результате выбросов в атмосферу содержащихся в нефти и природном газе газообразных и парообразных компонентов, а также продуктов их сгорания. В составе атмосферных выбросов нефтегазового комплекса присутствуют парниковые газы метан, диоксид углерода, оксид диазота, подлежащие учету и количественному ограничению согласно положениям РКИК ООН и Киотского протокола. Учитывая масштабы добычи углеводородного сырья и перспективы развития нефтегазовой отрасли России, выбросы парниковых газов от операций с нефтью и природным газом могут быть значительными (Седых, 1993; Алексеев с соавт., 1994; Climate change, 1995; Изменение климата, 2003; Бухгалтер с соавт., 2007).

Оценка эмиссии парниковых газов в нефтегазовом сскторе должна быть комплексной и включать все технологические операции, начиная со вскрытия продуктивного пласта (разведки) и заканчивая поступлением углеводородов на перерабатывающие предприятия и к конечному потребителю. В диссертационной работе рассмотрены выбросы парниковых газов от разведки, добычи, подготовки, транспорта и хранения углеводородного сырья, а также при его потерях в результате его сжигания на факельных установках в процессе разведки, добычи (рисунок 3).

Использ. на собст. вужды

Переработка

Потребление

Экспорт

Разведка

Сжигание

Транспорт и хранение

Рисунок 3. Источники парниковых газов нефтегазовой отрасли. '—^ -

целевой поток, . нецелевой поток;.......объекты диссертации^^ -

выбросы парниковых газов в атмосферу.

При разведке основными операциями являются бурение скважин и их опробование, при которых возможна эмиссия парниковых газов в очень незначительных количествах (Басарыгин с соавт., 2002; Хаустов с соавт., 2006; Хайн, 2008).

Эксплуатация месторождения включает добычу и подготовку углеводородного сырья. На стадии добычи извлекаемые из продуктивных скважин углеводороды направляются на установки комплексной подготовки для очистки и отделения попутных фракций (при добыче нефти - попутный нефтяной газ, при добыче природного газа - жидкая фракция, газовый конденсат). При осуществлении этих операций источниками эмиссии парниковых газов в атмосферу происходят из-за неплотности в оборудовании (утечки), а также продувок и стравливания газообразного углеводородного сырья, предусмотренные технологией. Часть газообразного углеводородного сырья (природный и попутный газ) при разведке, добыче и его подготовке, которое не может быть использовано, сжигается на факельных установках, в результате чего в атмосферу поступают парниковые газы в составе, как продуктов сгорания (диоксид углерода и оксид диазота), так и несгоревших компонентов (метан) (Элияшевский, 1986; Лысенко, 1993).

Прошедшие подготовку нефть и природный газ поступают в магистральную трубопроводную систему для их последующей переработки, потребления внутри страны и экспорта за рубеж. Эмиссия парниковых газов при транспортировке складывается, соответственно, из эмиссии на линейной части трубопровода и компрессорных (или насосных) станциях. Газообразные потери могут происходить при технологических продувках (в том числе при ремонтных работах) и утечках, а также аварийных ситуациях. В виду большой протяженности российской газотранспортной системы и значительных объемов прокачки углеводородов, трубопроводный транспорт, несмотря на высокую надежность системы, является источником существенной эмиссии парниковых газов, который нуждается в достоверной оценке (Алиев с соавт., 1987; БесИкоу е1 а1, 1999; Пыстина с соавт., 2004).

Хранение природного газа осуществляется в подземных газохранилищах (ПХГ), в качестве которых используются геологические структуры, исключающие потери газа. Основная эмиссия от хранения происходит при закачке или отборе газа из ПХГ. Следует отметить, что содержание газообразных компонентов в подготовленной нефти невелико. Поэтому при ее транспортировке

и хранении эмиссия может быть незначительной (Афанасьев с соавт., 1980; Алиев с соавт., 1987; Гриценко с соавт, 1997).

Таким образом, применяемые в нефтегазовой отрасли технологические процессы при разведке, добыче, подготовке, транспорте и хранении сопровождаются эмиссией в атмосферу парниковых газов. При этом операции по добыче, подготовке нефти, ввиду больших объемов сжигаемого попутного нефтяного газа, а также транспорт природного газа можно отнести к источникам с наибольшим вкладом в суммарный выброс по отрасли (ключевым), которым должно быть уделено первоочередное внимание при учете эмиссии парниковых газов от нефтегазовой отрасли.

Глава 2. Методологические основы оценки выбросов парниковых газов от нефтегазовой отрасли

В рамках принятых международных обязательств по РКИК ООН и Киотскому протоколу на ежегодной основе производится оценка антропогенных выбросов по методологии, разработанной МГЭИК. Методология едина для всех стран, что обеспечивает ее универсальность в применении и возможность сопоставления количественных оценок разных стран (1РСС, 1997; 1РСС, 2000; 1РСС, 2006).

Методология МГЭИК предусматривает базовый и альтернативный подходы к оценке выбросов парниковых газов от нефтегазового сектора. Согласно базовому подходу эмиссия парникового газа (С02, СН4 или Ы20) от категории источников (сегмента отрасли) определяется как произведение соответствующих данных о деятельности и коэффициента эмиссии. Коэффициент эмиссии представляет собой среднюю величину эмиссии рассматриваемого парникового газа для данного источника, соотнесенную с единицей деятельности.2 В свою очередь, эмиссия парникового газа (СО2, СШ или N20) от нефтегазовой отрасли в целом вычисляется как сумма выбросов по всем категориям источников, подлежащих оценке. Расчет эмиссии возможен с различной степенью детализации в зависимости от исходных данных. Для выполнения расчетов необходимо наличие данных об отдельных операциях с

5 http://unfccc.шt/ghg_data/online_hclp/defiIUtions/items/38 И.рЬр

нефтью и газом, являющихся источниками парниковых газов, и национальные коэффициенты эмиссии, наиболее точно отражающие газообразные потери С02. СН4 и N2O. Вполне естественно, что наиболее точно отразить специфику производственной деятельности могут только национальные коэффициенты. Однако, как правило, их получение затруднено вследствие необходимости проведения специальных дорогостоящих исследований или обширных программ непосредственных измерений. В случае отсутствия национальных коэффициентов эмиссии МГЭИК предлагаются коэффициенты, разработанные на основе среднемировых данных о деятельности нефтегазового сектора.

Надо признать, что использование коэффициентов МГЭИК приводит к снижению точности оценок и искажению вкладов отдельных источников. Альтернативный подход МГЭИК для оценки выбросов парниковых газов основан на расчете выбросов парниковых газов в зависимости от специфики объекта добычи углеводородов. Подход включает 4 уравнения (IPCC, 2006):

Еъм.пьш.ушп« -- GOß. • (1- СБ)' (1- • Мт> ут. 42.3. 10 s (1)

и—I = œR' S«t» ' О" С£) ' ' FE) » Мси, ' УСЕ, ' «.3< 10'« (2)

Есо, доб. ««k™-..^ = COR. Ôœ+n • 0 " CE) • Х^,^ • (1 - FE) • Мса ' ¡Усо, + • Усн, + • Ушлос' (1- 42.3. 10"6

£л¥>,доб.м4та,с«.,фа™« = COR' 0«ф„' (Ь СЕ) • • EFKfl (4)

Где: Ê-доб. исфш, удаление - прямое количество парникового газа /, высвободившегося

при продувке скважин и оборудования на объектах нефтедобычи, Гг; дов.

„к > файлах - прямое количество парникового газа /, высвободившегося при

сжигании в факелах на объектах нефтедобычи, Гг; GOR — величина газового

фактора при 15"С и 101,325 кПа, м3/м3; - общая годовая добыча нефти,

103м3/год; М,а, — молекулярная масса рассчитываемого парникового газа,

г/моль; Na — число молей углерода на моль соединения; уга, - мольная или

объемная доля компонентов попутного нефтяного в смеси газа; СЕ — доля

использования попутного нефтяного газа; Хсвж. в факелах — доля неиспользуемого

попутного нефтяного газа, сжигаемого в факелах; FE - степень сгорания

попутного нефтяного газа в факелах; Хсажа - доля углерода компонентов попутного нефтяного газа, исключая С02, которая при горении превращается в сажу; - коэффициент эмиссии N^0 при сжигании в факелах попутного

нефтяного газа, Гг/103м3; 42,310'6 - число моль в 1 м3 газа при 15°С и 101,325 кПа (величина, обратная молярному объему газа), кмоль/м3.

Метод расчета основан на балансе массы, который широко применяется не только для антропогенных, но и для биогенных систем (1РСС, 2000; 1РСС 2006; Сафонов с соавт., 2012). Этот метод расчета в первую очередь предназначен для применения к тем нефтяным системам, в которых большая часть добываемого нефтяного газа и растворенного в нефти природного газа отводится или сжигается на факельных установках, что соответствует применяемым в России технологиям нефтедобычи (1РСС, 2000).

Для повышения качества оценок выбросов парниковых газов от отрасли автором были получены национальные коэффициенты эмиссии, а также доработан альтернативный подход для категорий источников с наибольшим вкладом.

Глава 3. Формирование базы данных для расчета выбросов парниковых

газов от операций с нефтью и природным газом в Росши

Данные о деятельности, на которых может был, основан расчет эмиссии парниковых газов от нефтегазового сектора, должны обладать достаточной степенью надежности и однородности. В условиях дефицита информации допускается использование вторичных - данных, включающих, как правило, национальные статистические справочники, научную литературу и отраслевые исследования (1РСС, 2000; ОАО Газпром, 2010; Российский статистический ежегодник, 2011).

Нефтегазодобывающие компании публикуют годовые отчеты, содержащие

подробные данные о деятельности, аналитическую и прогнозную информацию.

Однако практически все действующие на территории страны

нефтегазодобывающие компании сформировались после 1990 года, и потому

информация за 1990 год и ранее не доступна. Кроме того, для расчета эмиссии

парниковых газов необходимы однородные массивы производственно-экономической деятельности, годовая же корпоративная отчетность представляет только часть отрасли страны.

Подготовленные Росстатом национальные статистические справочники содержат обширные базы данных о деятельности нефтегазовой отрасли. Система формирования статистических данных России сложилась давно, что позволяет получать информацию за несколько десятилетий в едином формате и с охватом всей территории страны в пределах ее государственных границ, как это требуется порядком представления отчетов по РКИК ООН и Киотскому протоколу. Следует отметить, что справочники Росстата представляют данные, формат которых зачастую нуждается в пересчете в соответствии с методологией МГЭИК единицы измерения. Кроме того, требуется дополнительная параметрическая информация, учитывающая специфику операций с нефтью и природным газом. Отчетность нефтегазодобывающих компаний может быть использована в качестве дополнительного источника параметрической информации, уточняющего особенности технологии отрасли и характеристики добываемого углеводородного сырья. Учитывая вышесказанное, база данных для расчета выбросов формировалась на основе данных статистической отчетности и параметрической информации отдельных компаний.

На рисунках 4-5 представлены основные показатели хозяйственно-экономической деятельности нефтегазовой отрасли страны, взятые из данных федеральной статистической отчетности (Российский статистический ежегодник, 2001; Российский статистический ежегодник, 2011).

Как видно из рисунка 4а, объемы операций с нефтью в 1994-1998 гг. были наименьшими за рассматриваемый период. Экономический рост после 1998 г. активизировал деятельность в нефтяной отрасли, но по большинству из приведенных показателей уровень 1990 года пока еще не достигнут. Сходная динамика наблюдается и для объемов добычи и сжигания в факелах попутного нефтяного газа. Однако в 2010 году объем сжигания попутного газа был на 54,3% выше, чем в 1990 году (рисунок 46) (Уварова, 2011).

— Добыча нефти

— Транспортировка нефти по магистральным газопроводам

Год

а).

■ Добыча попутного нефтяного газа ШСжигание попутного нефтяного газа в факелах

б).

Рисунок 4. Показатели деятельности нефтяной отрасли России: а - добыча и

транспортировка нефти по магистральным трубопроводам; б - добыча и сжигание в факелах попутного нефтяного газа (Российский статистический ежегодник, 2001; Российский статистический ежегодник, 20П),

Изменения показателей добычи природного газа с 1990 по 2010 гг. также

обусловлены социально-экономическими изменениями, происходившими в

стране (рисунок 5). Тенденции к снижению объемов добычи наблюдались в период с 1991 года до конца 90-х гг. с последующим заметным ростом. Следует выделить падение добычи в 2009 г., которое обусловлено мировым экономическим кризисом.

МП«

Год

Рисунок 5. Объемы добычи природного газа в России (Российский статистический ежегодник, 2001; Российский статистический ежегодник, 2011).

Глава 4. Адаптация методологии расчета выбросов парниковых газов МГЭИК к особенностям нефтегазового комплекса России

Для уточнения оценок эмиссии от нефтегазовой отрасли категории источников с наибольшим вкладом в выбросы парниковых газов оценивались на основе национальных данных о деятельности отрасли России, для чего методология МГЭИК была адаптирована автором путем переработки базовых уравнений МГЭИК (1-4) и включения в них параметров, учитывающих региональные особенности нефтегазовой отрасли страны, в газовом секторе -получены национальные коэффициенты эмиссии.

Другие источники преимущественно оценивались по базовому подходу со среднемировыми значениями коэффициентов эмиссии (таблица 1).

Таблица 1. Перечень категорий источников эмиссии парниковых газов от нефтегазовой отрасли, включенных в расчет, и подходы к оценке эмиссии.

Категория источников выбросов Парниковые газы Подход к оценке ЭМИССИИ

Операции в нефтяном секторе

Бурение, опробование и обслуживание действующих нефтяных скважин Утечки, продувка, сжигание на факельных установках С02, СНЦ, Ы20 Стандартный базовый

Добыча, подготовка Утечки, продувка, сжигание на факельных установках попутного нефтяного газа С02, СН„, К20 Альтернативный

Транспорт Утечки, продувка си, СН, Стандартный базовый

Операции в газовом секторе

Бурение, опробование и обслуживание действующих газовых скважин Утечки, продувка, сжигание в факелах со2, СИ,, ИгО Стандартный базовый

Добыча, подготовка Утечки, продувка, сжигание в факелах природного газа С02, СН4, №0 Стандартный базовый

Транспорт Утечки, продувка со2, сш Базовый

Хранение Утечки, продувка СН, Базовый

Уточненная оценка производилась как за счет адаптации автором альтернативного подхода баланса массы к условиям России, так и за счет реализации базового подхода.

После анализа статистических данных в уравнениях баланса массы произведение СОИ-О»,^ было заменено на эквивалентное ему выражение:

которые физически выражает объемы попутного нефтяного газа,

выделяющегося при добыче нефти. Доля сжигаемого на факельных установках попутного нефтяного газа (X««.. .и««) была также заменена на эквивалентное

¡2(1« (({аини

выражение б.ф»,.. рассчитанное на основе данных Росстата об объемах

добычи и сжигания попутного нефтяного газа, а также эффективности его использования. Число моль в 1 м3 газа пересчитано на российские стандартные условия (20°С и 101,325 кПа) на основе уравнения состояния идеального газа Клайперона-Менделеева и равно 41,6'Ю"6 (Уварова с соавт., 2010). Таким образом, в результате адаптации к национальным условиям России уравнения 1-4 приняли следующий вид:

-. (1-С£).(1- -). Мт.ут. 41.6.10-

с* — — (5)

СЕ

9^-. (1- СЕ) • *-"--(1- ДБ). Ма, • Усн, • 41.6. 10"5 ...

се е^,{иСЕ] (6)

СЕ

ЕС0, доб. тфт».слит . факелах = « (1 - СЕ) • в ф^ед«-• (1 - 1' Е) » М•

(7)

\усо, + ОЧу/, • + Нстшк • Д'нмдос ]■ 41.6« 10"'

Г _ биефт.

лоЗ всфтнс! вфшлах--777 • V1 Сй; • -• ¿-Г^п

Ижфтга | I.

СЕ 1 '

Где: £, ,Д„Ш1 - прямое количество парникового газа / (СП4 и С02),

высвободившегося при удалении на объектах нефтедобычи (утечки, технологические продувки), Гг/год; Е1 до6. „сфтя, С;К , фак:лах - прямое количество парникового газа / (СН4, СОг и Ы20), высвободившегося при сжигании в факелах на объектах нефтедобычи, Гг/год; 2„с([т ги - объемы фактически добытого попутного нефтяного газа, 103м3/год; , ф^,« - объемы сжигаемого в факельных установках попутного нефтяного газа, 103м3/год; Мщ, -молекулярная масса рассчитываемого парникового газа (СН4, или С02), г/моль; N0 - число молей углерода на моль соединения; - мольная или объемная доля компонентов попутного нефтяного в смеси газа (СН4, С02 и неметановых летучих органических соединений (НМЛОС); СЕ - доля использования попутного нефтяного газа; РЕ - эффективность сгорания попутного нефтяного газа в факелах; ЕРто - коэффициент эмиссии Ы20 при сжигании в факелах

попутного нефтяного газа, Гг/103м3; 41,6-10'6 - число моль в 1 м3 газа при стандартных условиях (20°С и 101,325 кПа), кмоль/м3.

Для учета особенностей состава были проанализированы свойства попутных нефтяных газов 17 крупных месторождений, взятых из данных литературы (Берлин с соавт., 1981; Андрейкина, 2005), и вычислен средний состав попутного нефтяного газа. На его основе получены объемные доли метана, диоксида углерода, нсметановых летучих органических соединений (HMJIOC), а также число молей углерода на моль HMJIOC. Доля углерода от компонентов попутного нефтяного газа, исключая СОг, которая при горении превращается в сажу (Хсжй) при отсутствии национальных данных принята равной нулю в качестве консервативной оценки. Это предполагает, что в процессе горения попутного нефтяного газа не происходит образования сажи, так, что весь углерод выбрасывается в атмосферу в составе компонентов продуктов горения (IPCC, 2000). Эффективность сгорания попутного нефтяного газа на факельных установках получена исходя из коэффициента недожога газа при бессажевом сжигании (НИИ «Атмосфера», 1997).

На основе данных литературы о фактических потерях природного газа при транспортировке по магистральным газопроводам, а также при закачке и отборе из ПХГ (Dedikov et al, 1999) и действующих стандартов на составы российского природного газа (ГОСТ 30319.1-96) автором получены национальные коэффициенты эмиссии (таблица 2).

Таблица 2. Национальные коэффициенты эмиссии, полученные для газового сектора России.

Категория СН4 со2 Единица измерения

Транспорт природного газа 5,9*10"3 8,3«10'6 Гг/млн.м3

Хранение природного газа 8,4-10"4 - Гг/млн.м3

Глава 5. Оценка атмосферной эмиссии парниковых газов ог нефтегазовой отрасли России

В работе выполнено два параллельных расчета, основанных на приведенном в главе 4 авторском подходе и подходе МГЭИК.

180 ■

160 ■

140

| 120 О

0"юо

I-

^ 80 С

Е 60

40 20 О

¡ : Стандартный базовый подход ^ Авторский подход

б).

Рисунок 6. Сравнение оценок совокупной эмиссии, полученной на основе стандартного базового и авторского подходов: а - в нефтяном секторе; б - в

газовом секторе.

Анализ данных показывает, что эмиссия, рассчитанная с применением национальных параметров, превышает оценки по подходу МГЭИК в 1,8 и 2,4 раза для операций с нефтью и природным газом, соответственно (рисунок 6). Совокупная эквивалентная эмиссия, полученная на основе авторского подхода в среднем за расчетный период составила 96 млн.т и 45 млн.т для операций с нефтью и природным газом, соответственно.

Временной ряд выбросов парниковых газов при расчете методом баланса массы отражает динамику операций непосредственно с попутным нефтяным газом (объемы добычи, сжигания) (рисунок 6а). Это представляется корректным, поскольку эмиссия парниковых газов в нефтяном секторе происходит именно за счет выделившегося из нефти попутного нефтяного газа. При этом также изменились вклады различных парниковых газов в совокупную эмиссию: основной рост значимости процессов сжигания при добыче, подготовке произошел за счет увеличения вклада оксида диазота, что также представляется корректным, поскольку источником данного парникового газа является процесс сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках. Поскольку объемы добычи и сжигания попутного нефтяного газа ежегодно возрастают, в нефтяном секторе наблюдается тенденция к увеличению эмиссии. Россия занимает первое место в мире по объемам сжигания попутного нефтяного газа (Книжников, 2009; Соловьянов, 2008). Так как наибольшая эмиссия парниковых газов в нефтяном секторе складывается из сжигания попутного нефтяного газа на объектах добычи, подготовки нефти, потенциал снижения эмиссии парниковых газов в нефтяном секторе лежит в области его рационального использования.

В газовом секторе оба полученных тренда эмиссии идентичны, однако вклады различных категорий источников в совокупный выброс парниковых газов от сектора несколько изменились (рисунок 66). При расчете с применением национальных коэффициентов эмиссии увеличился выброс от транспорта относительно оценок по стандартному базовому подходу с 11 млн. т до 96 млн. т, за счет чего снизился вклад добычи и подготовки природного газа с 78% до 32%. Значение эмиссии от хранения остаюсь практически на том же уровне. Основной компонент выбросов парниковых газов в газовом секторе - метан. Поскольку объемы транспортировки природного газа в 1990-2010 гг. оставались практически

на одном уровне, эмиссия парниковых газов в газовом секторе за указанный период по абсолютным величинам менялась незначительно. Высокий вклад операций по транспортировке природного газа в совокупную эмиссию парниковых газов обусловлен большой протяженностью газотранспортной системы и значительными объемами прокачки по газопроводам. Однако, вместе с тем, газотранспортная система России обладает высокой надежностью (Бухгалтер с соавт., 2007) и, следовательно, потенциал снижения выбросов парниковых газов от транспортировки природного газа исчерпан.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО ДИССЕРТАЦИИ

• Автором выполнен анализ и адаптация методологии МГЭИК для оценки выбросов парниковых газов от нефтегазовой отрасли. В адаптированной методике учтены объемы добычи, физико-химические свойства добываемого в различных регионах России углеводородного сырья, а также стандарты, регламентирующие операции с нефтью и природным газом в стране.

• Сформирована обновленная база данных показателей хозяйственно-экономической деятельности нефтегазовой отрасли с 1990 по 2010 гг. включительно, необходимая для расчета выбросов парниковых газов и предоставления отчетности в органы РКИК ООН и Киотского протокола. По основным показателям отрасли в период с 1991 года до конца 90-х гг. наблюдались тенденции к снижению с последующим заметным ростом по настоящее время.

• Разработаны коэффициенты эмиссии и параметрическая информация для расчета выбросов парниковых газов с учетом специфики технологических процессов, составов и физических свойств добываемого в различных регионах России углеводородного сырья.

• Выполнен расчет эмиссии парниковых газов от нефтегазового сектора

России с 1990 по 2010 года. Средняя за 20 лет величина совокупной эмиссии

в ССЬ-эквиваленте, полученная на основе адаптированной методики составила 95,6 млн.т для операций с нефтью и 44,5 млн.т для операций с природным газом. Вклады отдельных операций в общую величину выбросов изменились. Возросли вклады операций по добыче, подготовке нефти нефтяном секторе, по транспортировке природного газа - в газовом секторе.

• Результаты расчета показывают, что основной вклад в нефтяном секторе вносит добыча, подготовка нефти 99,6%, основным парниковым газом в выбросах сектора является оксид диазота, образование которого происходит при сжигании попутного нефтяного газа на объектах добычи, подготовки нефти. Основной вклад в газовом секторе обеспечивает процесс транспортировки природного газа по магистральным газопроводам 66,4% с метаном в качестве основного вкладчика в совокупные выбросы от сектора -98,4%. Полученные профили выбросов корректно отражают национальные условия нефтегазовой отрасли России.

• Потенциал снижения эмиссии парниковых газов в нефтяном секторе лежит в области рационального использования попутного нефтяного газа. Высокий вклад операций по транспортировке природного газа в совокупную эмиссию парниковых газов обусловлен большой протяженностью газотранспортной системы и значительными объемами прокачки но газопроводам.

СПИСОК ОСНОВНЫХ НАУЧНЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Уварова Н.Е. Выбросы парниковых газов от операций с нефтью в России// Экология и промышленность России. 2011. №7, с. 29-31

2. Сафонов С.С., Карелин Д.В., Грабар В.А., Латышев Б.А.. Грабовский В.И., Уварова Н.Е., Замолодчиков Д.Г., Коротков В.Н., Гитарский M.JI. Эмиссия углерода от разложения валежа в юнотаежном ельнике// Лесоведение. 2012. №5, с. 44-49

3. Уварова Н.Е. Выбросы парниковых газов от операций с нефтью в России. Труды ИПГ. Выпуск 88., - М.: 2010, с.176-181

4. Nina Е. Uvarova. The improvement of greenhouse gas inventory as a tool for reduction of emission uncertainties for oil activities in Russia. 3lJ International Workshop in Uncertainty in Greenhouse Gas Inventories Proceedings. - Lviv: Lviv Polytechnic National University, 2010. p. 285288

5. Гитарский М.Л., Уварова Н.Е. Количественная оценка влияния нефтедобычи на климат. Сб. докл. III Международной нефтегазовой конференции «НЕФТЕГАЗ 2010», М.: ООО «ИНТЕХЭКО», 2010, с.36-39

6. Уварова Н.Е., Гитарский МЛ. Эколого-климатические проблемы нефтедобычи// Экологический вестник России. 2010. №12, с. 24-27

7. Нахутин А.И., Гитарский МЛ., Акопова Г.С., Уварова Н.Е., Круглова Н.Ю., Косолапова Е.В. Корпоративный кадастр парниковых газов для нефтегазовой отрасли Экологическая безопасность в газовой промышленности. Тез. докл. II ESGI-2011 Международной конференции (7-8 декабря 2011 г.) -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011.

8. Nina Е. Uvarova. Improvement of Поп-СОг greenhouse gas emission estimates for oil and gas operations in Russia. Journal of Integrative Environmental Sciences, 2012. p. 1-7

9. Nina E. Uvarova, Sergey G. Paramonov, Michael L. Gytarsky The Improvement of Greenhouse Gas Inventory as a Tool for Reduction Emission Uncertainties for Operations with Oil in the Russian Federation. Climatic Change (в печати).

Подписано в печать:

29.10.2012

Заказ № 7769 Тираж -100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, кандидата географических наук, Уварова, Нина Евгеньевна

Введение.

Глава 1 Эколого-географические особенности нефтегазового сектора России

1.1 Углеводородное сырье и его роль в экономике страны.

1.2 Особенности состава и добычи углеводородного сырья.

1.3 Транспорт, переработка и потребление углеводородного сырья в России

1.4 Воздействие нефтегазовой отрасли на геосферу.

1.5 Нефтегазовая отрасль, как источник атмосферной эмиссии парниковых газов.

Выводы по главе 1.

Глава 2 Методологические основы оценки выбросов парниковых газов от нефтегазовой отрасли.

Выводы по главе 2.

Глава 3 Формирование базы данных для расчета выбросов парниковых газов от операций с нефтью и природным газом в России.

3.1 Обзор источников данных о деятельности нефтегазовой отрасли.

3.2 Актуализация данных о производственной деятельности нефтегазовой отрасли России.

Выводы по главе 3.

Глава 4 Адаптация методологии расчета выбросов парниковых газов МГЭИК к особенностям нефтегазового комплекса России.

4.1 Идентификация категорий источников выбросов парниковых газов для нефтегазовой отрасли.

4.2 Адаптация методик расчета эмиссии парниковых газов от операций в нефтяном секторе.

4.3 Методология расчета эмиссии парниковых газов от операций с природным газом.

Выводы по главе 4.

Глава 5 Оценка атмосферной эмиссии парниковых газов от нефтегазовой отрасли России.

Выводы по главе 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Атмосферная эмиссия парниковых газов от нефтегазового сектора России"

Согласно Четвертому докладу об оценке Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК), основной причиной изменения климата является увеличение глобальной средней температуры воздуха, вызванное ростом атмосферных концентраций парниковых газов в результате хозяйственно-экономической деятельности. Международные соглашения (Рамочная конвенция ООН об изменении климата (РКИК ООН) и Киотский протокол) направлены на смягчение негативного воздействия на климат, которые могут быть достигнуты благодаря учету и ограничению выбросов следующих парниковых газов: метан (СНД диоксид углерода (СОг) и оксид диазота (ТЧ20), перфторуглероды (ПФУ), гидрофторуглероды (ГФУ) и гексафторид серы (8Р6). Среди прочих видов антропогенной деятельности операции по разведке, добыче, подготовке, транспортировке и хранению углеводородного сырья сопровождаются значительными выбросами в атмосферу метана (СНД диоксида углерода (С02) и оксида диазота (N20), являющихся основными парниковыми газами [142, 151, 152, 153].

Обязательства Российской Федерации по РКИК ООН и Киотскому протоколу предусматривают стабилизацию антропогенных выбросов парниковых газов на уровне 1990 года в 2008-2012 гг. и представление ежегодной отчетности об их объемах и динамике по экономическим секторам. Повышение качества количественных оценок выбросов основных парниковых газов от антропогенных источников будет способствовать разработке действенных мер ограничения негативного воздействия на климат. Энергетический сектор России вносит наибольший по абсолютной величине вклад в суммарные выбросы парниковых газов (83%), из которых 20 % составляют выбросы от нефтегазовой отрасли. Нефтегазовая отрасль России относится к числу наиболее крупных в мире, занимая первое место по добыче углеводородного сырья. На долю углеводородного сырья приходится около двух третей потребления первичных энергоресурсов, что обеспечивает основу энергоснабжения страны [47, 74, 75, 125].

Углеводородное сырье, добываемое в России, характеризуется различным химическим составом, а производственные объекты отрасли работают в разных географических условиях, что нашло отражение в неравнозначном их воздействии на геосферу [54, 60, 91, 107]. Соответственно, надежные оценки выбросов парниковых газов невозможны без учета особенностей и масштабов нефтегазового комплекса страны. Поэтому комплексная оценка выбросов парниковых газов от нефтегазового сектора с учетом особенностей территориально-географического размещения отдельных объектов отрасли представляется актуальной задачей. В свете принятых Российской Федерацией обязательств по сокращению выбросов парниковых газов на период до 2020 года уточнение данных о выбросах позволит также установить вклад отдельных источников и определить оптимальные решения по ограничению или сокращению эмиссии. Однако, не считая отдельных исследований, оценка выбросов парниковых газов от нефтегазового сектора с учетом особенностей отрасли в стране до последнего времени не проводилась.

• сформировать базу данных о территориально-хозяйственной деятельности нефтегазовой отрасли;

• рассмотреть возможность снижения выбросов отрасли.

НА ЗАЩИТУ ВЫНОСЯТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ:

• величины национальных коэффициентов эмиссии и другие параметры, полученные автором для отдельных операций с нефтью и природным газом;

НАУЧНАЯ НОВИЗНА диссертации состоит в том, что:

• выполнена комплексная оценка выбросов парниковых газов от операций с нефтью и природным газом.

Все перечисленные работы в Российской Федерации выполнены впервые.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ И ВНЕДРЕНИЕ

Исследования выполнены в рамках НИР и ОКР Росгидромета «Оценка антропогенных выбросов и абсорбции на территории Российской Федерации парниковых газов, подпадающих под действие РКИК ООН и Киотского протокола к ней». Полученные результаты были использованы при подготовке Национального доклада о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов, не регулируемых Монреальским протоколом, представляемого в органы РКИК ООН и Киотского протокола в качестве отчета о выполнении принятых международных обязательств. Результаты работы могут быть также использованы при разработке стратегии снижения негативного влияния нефтегазовой отрасли на выбросы парниковых газов и подготовке корпоративных кадастров парниковых газов.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Материалы работы доложены на конференции молодых ученых, посвященной 100-летию со дня рождения академика Е. К. Федорова (Россия, Москва, 2009 г.), Международном форуме «Попутный нефтяной газ: возможности достижения 95% использования» (Россия, Москва, 2010 г.), Третьем Международном семинаре по неопределенности в национальных кадастрах парниковых газов (Украина, Львов, 2010 г.), Третьей Международной конференции «НЕФТЕГАЗ-ИНТЕХЭКО-2010» (Россия, Москва, 2010 г.), Пятой Сибирской международной конференции молодых ученых по наукам о Земле (Россия, Новосибирск, 2010 г.), Шестом международном симпозиуме «Другие парниковые газы кроме СОг: вопросы науки, политики и интеграции» (Нидерланды, Амстредам, 2011 г.), Второй Международной конференции «Экологическая безопасность в газовой промышленности» (Россия, Москва, 2011 г.), Пятой всероссийской конференции молодых ученых «Материаловедение, технологии и экология в третьем тысячелетии» (Россия, Томск, 2012 г.).

Заключение Диссертация по теме "Геоэкология", Уварова, Нина Евгеньевна

Выводы по главе 5

• Выполнен расчет эмиссии парниковых газов от нефтегазового сектора России с 1990 по 2010 года. Средняя за 20 лет величина совокупной эмиссии в СОг-эквиваленте, полученная на основе адаптированной методики составила 95,6 млн.т для операций с нефтью и 144,5 млн.т для операций с природным газом.

• Вклады отдельных операций в общую величину выбросов изменились. Возросли вклады операций по добыче, подготовке нефти в нефтяном секторе, по транспортировке природного газа - в газовом секторе. Полученные тренды в нефтяном секторе отражают динамику сжигания попутного нефтяного газа, а объемы транспортировки природного газа по магистральным газопроводам определяют тренд в газовом секторе.

• Анализ полученных значений величин совокупной эквивалентной эмиссии показал, что выбросы, рассчитанные с применением национальных параметров, превышают оценки по подходу МГЭИК в 1,8 и 2,4 раза для операций с нефтью и природным газом, соответственно, что свидетельствует о недооценке совокупных выбросов стандартным базовым подходом. Надежные оценки необходимы для выявления источников с максимальным вкладом и определения оптимальных решений по ограничению или сокращению эмиссии.

• Оценка неопределенности показала, что эмиссия парниковых газов от операций с нефтью и природных газом, рассчитанная с применением национальных коэффициентов и параметров имеет большую надежность.

Заключение

Автором выполнен анализ и адаптация методологии МГЭИК для оценки выбросов парниковых газов от нефтегазовой отрасли. В адаптированной методике учтены объемы добычи, физико-химические свойства добываемого в различных регионах России углеводородного сырья, а также стандарты, регламентирующие операции с нефтью и природным газом в стране.

Сформирована обновленная база данных показателей хозяйственно-экономической деятельности нефтегазовой отрасли с 1990 по 2010 гг. включительно, необходимая для расчета выбросов парниковых газов и предоставления отчетности в органы РКИК ООН и Киотского протокола. По основным показателям отрасли в период с 1991 года до конца 90-х гг. наблюдались тенденции к снижению с последующим заметным ростом по настоящее время.

Разработаны коэффициенты эмиссии и параметрическая информация для расчета выбросов парниковых газов с учетом специфики технологических процессов, составов и физических свойств добываемого в различных регионах России углеводородного сырья.

Выполнен расчет эмиссии парниковых газов от нефтегазового сектора России с 1990 по 2010 года. Средняя за 20 лет величина совокупной эмиссии в СОг-эквиваленте, полученная на основе адаптированной методики составила 95,6 млн.т для операций с нефтью и 144,5 млн.т для операций с природным газом. Вклады отдельных операций в общую величину выбросов изменились. Возросли вклады операций по добыче, подготовке нефти нефтяном секторе, по транспортировке природного газа - в газовом секторе.

Результаты расчета показывают, что основной вклад в нефтяном секторе вносит добыча, подготовка нефти 99,6%, основным парниковым газом в выбросах сектора является оксид диазота, образование которого происходит при сжигании попутного нефтяного газа на объектах добычи, подготовки нефти. Основной вклад в газовом секторе обеспечивает процесс транспортировки природного газа по магистральным газопроводам 66,4% с метаном в качестве основного вкладчика в совокупные выбросы от сектора - 98,4%. Полученные профили выбросов корректно отражают национальные условия нефтегазовой отрасли России.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата географических наук, Уварова, Нина Евгеньевна, Москва

1. Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1983. - 140 с.

2. Абузова Ф. Ф., Бронштейн И, С., Новоселов В. Ф. и др. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении. -М.: Недра, 1981,248. с.

3. Алексеев В.Н., Гридин В.И., Бараз В.И. и др. Охрана окружающей природной среды в нефтяной промышленности: Учебное пособие. М.: Недра, 1994. 473 с.

4. Алиев Р. А., Березина И. В., Телегин JI. Г. и др. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз: Учебник для вузов. М.: Недра, 1987, с. 271.

5. Андрейкина JI.B. Состав, свойства и переработка попутных газов нефтяных месторождений Западной Сибири. Автореф. дис. .канд. техн. наук 2005.

6. Андруз Дж .Бримблекумб П. Джикелз Т. Лисс П. Введение в химию окружающей среды. Пер с англ. — М.: Мир, 1999.-271 с.

7. Афанасьев В.А., Бобрицкий Н.В. Сооружение резервуаров для хранения нефтей и нефтепродуктов. М.: Недра, 1980. - 192 с.

8. Баграмян И.С., Бадовский H.A., Виноградова О.В. и др. Нефтегазовая промышленность индустриально развитых капиталистических и развивающихся стран (1976 1985 гг.): Справочник. (Под ред. Моделевского М.С.). - М.: Недра, 1988. - 174 с.

9. Бакиров A.A. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. — М.: Недра, 1973.

10. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 632 с.

11. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 679 с.

12. Н.Басниев К.С. Добыча и транспорт газа и газового конденсата. М.: Недра, 1984.-241 с.

13. Белов Н.С., Куцын П.В., Девичев В.В. Анализ аварийности на газонефтепроводах. (Обзор инф. Серия: Техника безопасности и охрана труда.). М.: ВНИИЭГазпром, 1990. 29 с.

14. Белоусова А. П. Мониторинг подземных вод на объектах нефтяного комплекса / А. П. Белоусова // Водные ресурсы. 2005. Т. 32, № 6. - с. 727-738.

15. Белоусова А.П. Качество подземных вод. Современные подходы к оценке. М.: Наука, 2001. 340 с.

16. Белоусова А.П., Гавич И.К., Лисенков А.Б., Попов Е.В. Экологическая гидрогеология: Учебник для вузов. М.: ИКЦ «Академкнига», 2006. 397 с.

17. Берлин М.А., Гореченков В.Г., Волков Н.П. Переработка нефтяных и природных газов.- М.:Химия, 1981 г. 472с.

18. Богдановский Г.А. Химическая Экология. М.: Изд-во МГУ, 1994. - 237 с.

19. Богомолов А.И., Гайле A.A., Громова В.В. и др. Химия нефти и газа: учеб. пособие для вузов. Спб.: Химия, 1995. 448 с.

20. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 471 с.

21. Бортников А.Е., Кутырев Е.Ф., Белоусов Ю.В., Кордик К.Е., A.A. Каримов. Об изменении газового фактора нефти при разработке заводняемых залежей//Территория нефтегаз. 2010. №2. - С.62-65.

22. Бочарикова Е.А. Влияние нефтяного загрязнения на свойства серо-бурых почв Апшерона и серых лесных почв Башкирии. Автореф. дис. .канд. биол. наук 2005.

23. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов /С.Н. Бузинов, М: Недра, 1984. 269 с.

24. Бухгалтер Э.Б., Дедиков Е.В., Бухгалтер Л.Б. и др. Экология подземного хранения газа. М.: Наука/Интерпериодика, 2002. 432 с.

25. Бухгалтер Э.Б., Самсонов P.O., Будников Б.О., Пыстина Н.Б., Загородняя A.A. Экология газового комплекса. М.: Научным мир, 2007. - 383 с.

26. Владимиров А.И. и др. Экология нефтегазового комплекса: учеб.пособие; в 2 т./ под общ. ред. А.И.Владимирова. Н.Новгород: Вектор ТиС, 2007. - 531 с.

27. Воробьев Ю.Л., Акимов В.А., Соколов Ю.И. Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. М.: Ин-октаво, 2005. - 368 с.

28. Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем (Под. ред. Глазовской М. А.). М.: Наука, 1988. -254 с.

29. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. — М.: Недра, 1990. 405 с.

30. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1984, 285с.

31. Габриэлянц Г. А. Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений: Учеб. для ВУЗов. М.: Недра, 2000. - 347 с.

32. Геологический словарь. В 2 х т. М.Недра, 1978, Х.А.Арсланов, М.Н.Голубчина, А.Д.Искандерова и др. Гл. ред. К.Н. Паффенгольц и др., т. 2 /Н-Я/, 456 с.

33. Гилев В.П. Оценка и проблемы экологического состояния глубоких геологоразведочных скважин на нефть и газ, пробуренных 50 лет назад // Экологический мониторинг в процессе добычи нефти и газа: Тез. докл. Тюмень, 2002.

34. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И. И., В. М. Зайцев и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов. (Под ред. Ш. К. Гиматудинова).— М.: Недра, 1988.— 302 с.

35. Годовой отчет ОАО Газпром за 2003 год. М.: ОАО Газпром, 2004. 96 с.

36. Государственный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. М.: ИПК Издательство стандартов, 2006.- 19 с.

37. Гриценко А.И., Акопова Г.С., Максимов В.И. Экология. Нефть и газ. М.: Наука, 1997, 598 с.

38. Давыдова С.Л., Тагасов В.И. Нефть и нефтепродукты в окружающей среде: Учеб. Пособие. М.: Изд-во РУДН, 2004. - 163 с.

39. Дюнин В.И. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир, 2000. 472 с.

40. Зотова Г.А., Алиева З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М: Недра, 1980. - 301 с.

41. Изменение климата, 2001 год. Третий доклад МГЭИК об оценке. МГЭИК, 2003, -220 с.

42. Израэль Ю.А. Эффективный путь сохранения климата на современном уровне основная цель решения климатической проблемы. Метеорология и гидрология, 2005, 10, с. 5-9.

43. Кабиров М.М. Сбор и подготовка нефти, газа и воды на промыслах. -Уфа: Изд-во УНИ, 1981. 77 с.

44. Каверина Н.В. Нефтепродукты в почвах придорожных пространств / Н.В. Каверина // Вестн. Воронеж, ун-та. Сер. География и геоэкология. -2002.-№1. С. 93-103

45. Каштанов A.A., Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки. — М.: Недра, 1985. — 292 с.

46. Книжников А. Ю., Пусенкова H.H. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России // Экологический вестник России. 2009. - № 9. - С. 8-12

47. Конторович А.Э. Нефтепроизводящие толщи и условия образования нефти в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности. Д.: Недра, 1967. 224 с.

48. Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Эдер JI.B. Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности Сибири и Дальнего Востока и прогноз экспорта нефти и газа из России на Тихоокеанский рынок // Бурение и нефть. 2009. - № 12. - С. 3-7.

49. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Современное состояние и прогноз развития нефтегазового комплекса России на ближайшиедесятилетия XXI века с учетом международных тенденций // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. - № 2. - 18 е..

50. Коржубаев А.Г., Эдер JI.B. Нефтедобывающая промышленность России // Бурение и нефть. 2011. - № 4. - С. 3-8

51. Коржубаев А.Г., Эдер JI.B. Экспорт нефти из России// Бурение и нефть. -2010.-№7-8.-С. 6-10

52. Коржубаев А.Г., Эдер JI.B., Мамахатов Т.М., Россия на мировых рынках нефти и нефтепродуктов // Бурение и нефть. 2011. - № 5. - С. 16-20

53. Корзун Н.В., Магарил Р.З. Химия нефти: учеб. пособие Тюмень: Тюм.ГН ГУ, 2004.-93 с.

54. Коршак A.A., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2001. 544 с.

55. Краткая энциклопедия нефтегазовой геологии. (Под ред. Р.И. Вяхирева). М.: АГНРФ, 1998.-572 с.

56. Логинов О.Н. Биотехнологические методы очистки окружающей среды от техногенных загрязнений. Уфа: «Реактив», 2000. 100 с.

57. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993.-416 с.

58. Мазур И.И. Экология нефтегазового комплекса: Наука. Техника. Экономика. М.: Недра, 1993. 496 с.

59. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка нефти и воды: Справочник рабочего. -М.: Недра, 1986.-221с.

60. Межгосударственный стандарт. ГОСТ 30319.0-96. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Общие положения. М: ИПК Издательство стандартов, 2000. -9 с.

61. Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках. Научно-исследовательский институт охраны атмосферного воздуха Минприроды РФ. Санкт-Петербург, 1997.

62. Милосердова Л.В. Геология, поиск и разведка нефти и газа: учеб. пособие для вузов. М.: МАКС Пресс, 2007. - 320 с.

63. Михайлов А.Е. Структурная геология и геологическое картирование. -М: Недра, 1986.-278 с.

64. Мстиславская Л.П., Павлинич М.Ф., Филиппов В.П. Основы нефтегазового производства. М.: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 276с.

65. Мясников В. А. Оценка параметров конструктивной надежности длительно эксплуатируемых трубопроводов Западной Сибири. Автореф. дис. .канд. техн. наук2004.

66. Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р 53554-2009. Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения. М: Стандартинформ. 2009. 55с.

67. Нестеренко Ю. М., Днистрянский В. И., Нестеренко М. Ю., Глянцев А. В. Влияние разработки месторождений углеводородов на геодинамику и водные системы Южного Предуралья // Литосфера. 2010. - №4. - С.128-141

68. Нефтегазодобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность: тенденции и прогнозы. Выпуск № 1. Итоги 2010 года. Аналитический бюллетень. «Риа-Аналитика» Центр экономических исследований. М: Риа-Новости, 2011. 78 с.

69. Нефти и газовые конденсаты России: Справочник. Т. 1.Нефти Европейской части и газовые конденсаты России. (Под ред. К.А. Демиденко). - М.: ООО «ТУМА ГРУПП». Издательство «Техника», 2000. - 192 с.

70. Охрана окружающей среды. Экологический отчет ОАО Газпром за 2008 год. М.: ОАО Газпром, 2009. 59 с.

71. Охрана окружающей среды. Экологический отчет ОАО Газпром за 2009 год. М.: ОАО Газпром, 2010. 70 с.

72. Патин С.А. Нефть и экология континентального шельфа. М.: ВНИРО, 2001,247 с.

73. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа. — М.: Мир, 1994, 255 с.

74. Петров А.А. Углеводороды нефти. М.: Наука, 1984. 264 с.

75. Пиковский Ю.И. Природные и техногенные потоки углеводородов в окружающей среде. М.: Изд-во Моск. гос. ун-та, 1998. - 376 с.

76. Пиковский Ю.И., Калачникова И.Г., Оглоблина А.И. и др. Экспериментальные исследования трансформации нефти в почвах. // Миграция загрязняющих веществ в почвах и сопредельных средах: Тр. III Всесоюз. совещ., Обнинск, сент. 1981 г.-Л., 1985.-С. 191-195.

77. Поконова Ю.В. Нефть и нефтепродукты: научно-справ. изд. СПб.: Мир и семья: Профессионал, 2003. - 901 с.

78. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Сравнительный анализ качества российской нефти // Технологии ТЭК 2003. - № 3. - С. 51 - 56.

79. Пономарев В., Заболотский С. Свой бензинчик // Эксперт Сибирь. -2011.-№20-21 (256). С. 11-17

80. Постановление Государственного комитета Российской Федерации по статистике от 23 июня 1999 г. N 46 «Об утверждении «Методических положений по расчету топливно-энергетического баланса Российской Федерации в соответствии с международной практикой».

81. Промышленность России. 2002: Стат.сб./ Госкомстат России М., 81П, 2002. - 453 с.

82. Промышленность России. 2010: Стат.сб./Росстат М., П81, 2010. - 453 с.

83. Пыстина Н.Б., Ельников В.В., Загородняя A.A., Бухгалтер Э.Б. Экологический мониторинг линейной части магистральных газопроводов// Газовая промышленность. 2004. №11. С.46-48.

84. Пыстина Н.Б. Магистральный транспорт газа и экологическое состояние земель в районах газопроводов/ Н.Б. Пыстина, Э.Б.Бухгалтер. -М.:АНИИОЭНГ, Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2008. - №8. - С. 90-94

85. Пыстина Н.Б. Экологический мониторинг газотранспортных систем в Северо-Западном регионе России: монография/Н.Б. Пыстина.- М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2001.- 170 с.

86. Российский статистический ежегодник. Стат. сб. Госкомстат России. -М.: Логос, 1996, 1202 с.

87. Российский статистический ежегодник. Стат. сб. -М.: Госкомстат России, 1997-2008.

88. Российский статистический ежегодник: Стат. сб./Госкомстат России. -М., 2001.679 с.

89. Российский статистический ежегодник. Стат. сб. -М.: Росстат, 2009. -795 с.

90. Российский статистический ежегодник. Стат. сб. -М.: Росстат, 2010. -813 с.

91. Российский статистический ежегодник. Стат. сб. -М.: Росстат, 2011. -795 с.

92. Рябов В.Д. Химический состав, свойства и анализ углеводородов и других компонентов нефти и газа: учеб. пособие. М.: ГАНГ, 1997. 104 с.

93. Рябов В.Д. Химия нефти и газа: учебное пособие. М.: ИД «ФОРУМ» , 2009.-336 с.

94. Садовникова JI.К., Орлов Д.С., Лозановская И.Н. Экология и охрана окружающей среды при химическом загрязнении: Учеб пособие. 3-е изд., перераб. М.: Высш. Шк. 2006. - 334 с.

95. Сафонов С.С., Карелин Д.В., Грабар В.А., Латышев Б.А., Грабовский В.И., Уварова Н.Е., Замолодчиков Д.Г., Коротков В.Н., Гитарский М.Л. Эмиссия углерода от разложения валежа в юнотаежном ельнике// Лесоведение. 2012. №5. - С. 44-49

96. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального транспорта. (Обзор инф. Газовая промышленность. Серия: Природный газ и защита окружающей среды.) М.: ИРЦ «Газпром», 1993. 48 с.

97. Сергиенко И. А., Мосев А. Ф., Бочко Э. А., Пименов М. К. Бурение и оборудование геотехнологических скважин. М.: Недра, 1984. - 224 с.

98. Середа Н.Г., В.М. Муравьев. Основы нефтяного и газового дела. Н.Г. Середа, М.: Недра, 1980. 288 с.

99. Сидоров H.A. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1982.-376 с.

100. Силаш А. П. Добыча и транспорт нефти и газа. Часть II. Пер. с англ. М., Недра, 1980, 264 с. Пер. изд. ВНР, 1975.

101. Соколов В.А., Бестужев М.А., Тихомолова Т.В. Химический состав нефтей и природных газов в связи с их происхождением. М.: Недра, 1972.-276 с.

102. Солнцева Н.П. Добыча нефти и геохимия природных ландшафтов. -М.: Изд-во Моск. гос. ун-та, 1998. 376 с.

103. Соловьянов A.A., Андреева H.H., Крюков В.А., Лятс К.Г. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. М.: ЗАО «Редакция газеты «Кворум», 2008. - 320 с.

104. Справочник аналитика. Лукойл, 2007, -72 с.

105. Справочник аналитика. Лукойл, 2011, -72 с.

106. Стрижевский Т.Т. Стрижевский, А.И. Эльнатанов. Факельные установки. М.: Химия, 1979. 184 с.

107. Судо М.М., Судо P.M. Нефть и углеводороды в современном мире. Изд. 2-е, испр. и доп. М.: Издательство ЛКИ, 2008,- 256 с.

108. Суржко Л.Ф., Финкелыптейн З.И., Баскунов Б.П., Янкевич М.И. и др. Утилизация нефти в почве и воде микробными клетками//Микробиология. 1995. -№3. -С.393-398

109. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. - 659 с.

110. Уварова Н.Е. Выбросы парниковых газов от операций с нефтью в России//Экология и промышленность России. 2011. №7. - С.29-31.

111. Уварова Н.Е., Гитарский М.Л. Эколого-климатические проблемы нефтедобычи Экологический вестник России, 2010, №12, с. 24-27

112. Хасанов И. Ю., Габитов Г. X., Волочков Н. С., Сафонов Е. Н., Калимуллин А. А., Каримов Р. Ф. Проблемы экологической безопасности при добыче и транспорте нефти и пути их решения Нефтяное хозяйство. 2003. - № 9. - С. 112 -115

113. Хаустов М.Р., Редина М.М. Охрана окружающей среды при добыче нефти. М.: Дело, 2006. 552 с.

114. Хуснутдинов М.Х. Технология и организация обустройства нефтегазовых промыслов. М.: Недра, 1993. - 362 с.

115. Цыркин Е.Б., Олегов С.Н. О нефти и газе без формул.- Л.: Химия, 1989.-160 с.

116. Шадрин JI. Н. Проектирование строительства нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1987.- 269 с.

117. Шамраев A.B., Шорина Т.С. Влияние нефти и нефтепродуктов на различные компоненты окружающей среды. Вестник ОГУ №6(100)/июнь 2009 с.642-645

118. Шереметов С. П. По курсу времени. Воронеж: ИПФ "Воронеж", 1995.-160 с.

119. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1987. 309с.

120. Шорина Т.С., Русанов A.M., Сулейманова A.M. Влияние нефти на физические свойства черноземов обыкновенного степной зоны Урала. Вестник ОГУ №6(112)/июнь 2010 с. 137-140

121. Центральный банк Российской Федерации / Экспорт Российской Федерации природного газа за 2000-2011 годы (по данным ФТС России и Росстата). 2012. URL: http://www.cbr.ru/statistics/print.aspx?file=creditstatistics/gas.htm (дата обращения 30.04.2012).

122. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. М.: Недра, 1986. -256 с.

123. Эмиссии парникового газа российской системы экспортных газопроводов для транспортировки природного газа. Окончательный отчет. Вуппертальский институт климата, экологии и энергетики, Химический институт Макса Планка. Вупперталь-Майнц., 2005. 54 с.

124. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. // Прил. к обществ.-дел. журн. "Энергетическая политика"- М.: ГУ ИЭС, 2010. -184 с.

125. Яковлев В., Галеева Г., Нуртдинова Л. «Экологические проблемы Нефтеюганского региона». Вестник инжинирингового центра ЮКОС. 2002.-№ 4.-С. 61-63.

126. Climate Change 2007 The Physical Science Basis Contribution of Working Group I to the Fourth Assessment Report of the IPCC (ISBN 978 0521 880091 Hardback; 978 0521 70596-7 Paperback).

127. Energy Academy and Centre for Economic Reform and Transformation, Heriot-Watt University. BP Statistical Review of World Energy June 2010. Baecon Press, 2010, 45 p.

128. Energy Academy and Centre for Economic Reform and Transformation, Heriot-Watt University. BP Statistical Review of World Energy June 2011. Baecon Press, 2010, 45 p.

129. Flared Gas Utilization Strategy. Opportunities for Small-Scale Uses of Gas. The International Bank for Reconstruction and Development. The World Bank, 2004, 113 pp.

130. Gossen L. P. and Yelichkina L. M. Environmental Problems of the Oil-and-Gas Industry (Review). ISSN 0965-5441, Petroleum Chemistry, 2006, Vol. 46, No. 2, pp. 67-72. © Pleiades Publishing, Inc., 2006.

131. Hayhurst A.N., A.D. Lawrence. Emissions of nitrous oxide from combustion sources. Prog. Energy Combwt. Sci. 1992, Vol. IS, pp. 529-552.

132. Hyne N.J. Dictionary of Petroleum Exploration, Drilling and Production. Tulsa: PennWell Books, 1991, p. 624

133. IEA, 2006: http://www.iea.org

134. IPCC, 1997. Revised 1996 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories. IPCC/OECD/IEA, Vol. 2, 1997.

135. IPCC, 2000. Good Practice Guidance and Uncertainty Management in National Greenhouse Gas Inventories. IPCC National Greenhouse Gas Inventories Programme. IGES/OECD/IEA. 2000.

136. IPCC, 2006. 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Prepared by the National Greenhouse Gas Inventories Programme, Eggleston H.S., Buendia L., Miwa K., Ngara T., and Tanabe K. (Eds.). Vol. 2 Energy, IPCC/IGES.

137. Jones P.D., New M., Parker D.E., Martin S., Rigor I.G. Surface air temperature and its changes over the past 150 years. Reviews of Geophysics, 1999,37: 173-199.

138. Levorsen A.I. Geology of Petroleum, W.F. Freedman and Company. New York, 1967, p.724

139. Mann M.E., Bradley R.S., Hudges M.K. Northern Hemisphere temperatures during the past millennium: Interferences, uncertainties and limitations. Geophysical Research Letters, 1999, 26: 759-762.

140. Natural gas information (2011 edition). OECD/IEA, 2011. 650 p.

141. Rabchuk V., Ilkevich N., Kononov Y. A study of methane leakage in the Soviet natural gas supply system. Report to Batelle Pacific Northwest Laboratory. Siberian energy Institute, Irkutsk, USSR

142. Swart R. et al., A Good Climate for Clean Air: Linkages between Climate Change and Air Pollution. An. Editorial Essay, 2004, 66: 263 269

143. WORLD RESOURCES 1996-1997: The Urban Environment 1996 World Resources Institute (WRI)/UNEP/UNDPAVorld Bank Oxford University Press, New York and Oxford, 1996 - 365 p.

144. Zittel W. Methane emissions from Russian gas supply and measures to control them. Kluwer Academic Publishers, Dordrecht, Netherlands, 1994, pp. 329-334

Информация о работе

Уварова, Нина Евгеньевна
кандидата географических наук
Москва, 2012
ВАК 25.00.36

Диссертация

Атмосферная эмиссия парниковых газов от нефтегазового сектора России - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы