Атмосферная эмиссия парниковых газов от нефтегазового сектора России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.36, кандидат наук Уварова, Нина Евгеньевна

• Уварова, Нина Евгеньевна
• кандидат наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат наук Уварова, Нина Евгеньевна

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Глава 1 Эколого-географические особенности нефтегазового сектора России9

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

Заключение

Список литературы

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Атмосферная эмиссия парниковых газов от нефтегазового сектора России»

Введение

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.

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 для 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 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.).

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.

Глава 1 Эколого-географические особенности нефтегазового сектора России

1.1 Углеводородное сырье и его роль в экономике страны

Углеводороды занимают особое место в современном мире, составляя основу мировой энергетики. Углеводородное сырье представляет собой смесь соединений, молекулы которых, главным образом, состоят из атомов углерода и водорода. Эти элементы определяют его топливные характеристики и потенциал промышленного использования [83, 107, 155].

Смесь углеводородных компонентов и растворенных примесей (главным образом, соединения серы, азота, кислорода), которая находится в подземной залежи углеводородов при пластовом давлении и пластовой температуре в жидком состоянии относят к пластовой нефти. Нефть залегает в пористых породах - песках, песчаниках, известняках на глубинах в основном от нескольких десятков метров до 5 км. В таких условиях значение температур пласта1 может достигать 200°С и более, давление в зависимости от глубины залегания и температуры может колебаться от 10 до 15 МПа. В природных условиях нефти состоят из смеси метановых (алканы), нафтеновых (цикланы) и ароматических (арены) углеводородов, содержание которых составляет 3050% (об.) алканов, 25-75% (об.) цикланов и в меньшей степени аренов -1035% (об.) и, соответственно, зависит от месторождения. Помимо содержания углеводородных компонентов важнейшими характеристиками нефти являются плотность, вязкость, а также содержание серы, воды, хлористых солей и механических примесей.

1 Пласт нефтяной — пласт пористой или трещиноватой горной породы, в той или иной степени насыщенной нефтью [34]

Условия на поверхности отличаются от условий недр более низкими значениями термодинамических показателей - температуры и давления. При извлечении пластовой нефти из недр происходит изменение термодинамических характеристик, приводящих к ее разгазированию. По мере разгазирования из жидкой фракции нефти выделяются легкие газообразные и парообразные углеводородные компоненты, смесь которых называют попутным нефтяным газом. Попутный нефтяной газ представлен в основном метаном и газообразными метановыми углеводородами, но может содержать и пары наиболее летучих жидких углеводородов с числом атомов углерода от пяти и выше [12, 21, 29, 33, 60, 70, 77, 88, 106, 107, 110, 115, 121, 131].

К природному газу относят смесь углеводородов и неуглеводородных компонентов, которая находится в подземной залежи при пластовом давлении и пластовой температуре в газообразном состоянии. Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке земной коры при больших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти. Глубины залегания природного газа варьируют в пределах 1-6 км и характеризуются высокими значениями давления и температуры: 20-40 МПа, 100-200°С. Основным его компонентом является метан, содержание которого составляет в среднем 85-99,5%. Остальные компоненты - газообразные углеводороды метанового ряда: этан, пропан, бутан, изобутан, а также в незначительных количествах, алканы с числом атомов углерода от пяти и выше.

Процесс извлечения природного газа также сопровождается изменением его термодинамических характеристик: снижается давление и температура относительно пластовых величин и при достижении значений давления ниже начала конденсации из природного газа выделяется газовый конденсат. Последний представляет собой смесь жидких и газообразных углеводородов

метанового ряда с некоторыми примесями нафтеновых и ароматических [11, 21, 33, 42, 60, 68, 70, 77, 88, 106, 111,115,121,131].

Нефтегазовая отрасль является ведущей в топливно-энергетическом комплексе (ТЭК) многих стран и, соответственно, определяет их экономический потенциал, экономическую стабильность и независимость. Исходя из структуры мирового потребления топливно-энергетических ресурсов доля углеводородного сырья за прошлое столетие резко возросла, и, начиная с 70-х годов, играет доминирующую роль в энергетическом балансе мира, оттеснив такие источники энергии, как дровяное топливо и уголь (рисунок 1). Согласно некоторым источникам, с 1960 по 1980 гг. доля нефти и газа в мировом энергетическом балансе увеличилась от 32 и 14% (60-е гг.) до 42 и 18%, соответственно. Суммарная доля углеводородного сырья в топливно-энергетическом балансе крупных нефтегазодобывающих стран достигла в 90-х гг. 60 — 70% и удерживается на этом уровне и в настоящее время [31, 32, 50,87].

1900 1950 1960 1970 1980 1985 1993 2004 2015 2030 ■Дровяное топливо и его производные IУголь I Нефть □ Природный газ I Гидравлическая и ядерная энергия

Рисунок 1 - Структура мирового потребления топливно-энергетических

ресурсов [66, 121,122,150]

Согласно альтернативному сценарию Международного энергетического агентства вклад в мировой топливно-энергетический баланс ядерных и возобновляемых источников энергии (ветровая, гидравлическая, солнечная, приливная и пр.) будет возрастать и к 2030 году составит около 21% за счет постепенного снижения углеродных источников энергии (углеводородное сырье, уголь). Несмотря на это углеводородное сырье будет продолжать оставаться основой мировой энергетики (порядка 54% в мировом энергетическом балансе к 2030 году), что будет определяющим фактором в его объемах добычи [150].

В настоящее время добыча углеводородов производится примерно в 100 странах мира. Однако значительные запасы углеводородного сырья в силу природных факторов распределены по миру неравномерно, вследствие чего ведущими по его объемам добычи являются Россия, США, Канада, Мексика, страны Ближнего Востока и Северной Африки и Норвегия [8, 56, 61, 121, 144, 145, 150, 157] При этом наша страна располагает примерно 6% мировых запасов нефти и 23% мировых запасов природного газа [2, 139]. Наряду с энергетикой, промышленное значение углеводородов также высоко: углеводородное сырье лежит в основе более, чем 2000 наименований продуктов химического и нефтехимического синтеза, промышленного и бытового назначения [31, 32, 50]. Таким образом, со временем значение углеводородного сырья все более возрастает, что определяет темпы добычи, которые наращиваются с каждым годом.

На рисунке 2 приведена динамика добычи углеводородов в мире и России и в суммарную добычу нашей страны с 1970 по 2010 годы.

4500

4000

3500

3000 -

2500

2000 ■

1500

1000

500

Россия

□ Мир

■

1970 1980 1985 1990 1995 2000 2001 200^ 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

год

а).

3500

□ Россия

1970 1980 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Год

б).

Рисунок 2 - Динамика добычи углеводородного сырья в мире с 1970 по 2010 годы: а - добыча нефти, включая газовый конденсат; б - добыча

природного газа [56, 57, 157]

С 70-х годов темпы добычи нефти и природного газа увеличилась

3 3

соответственно с 2355 млн. т до 3843 млн.т и 1021 млрд. м до 3060 млрд. м . При этом вклад Российской Федерации в мировую добычу углеводородного сырья был в среднем около 12,7% нефти (включая газовый конденсат) и 22,6%, природного газа. Стоит отметить, что с 1970 по 2010 года Россия увеличила свой вклад в мировую добычу природного газа с 8,2% до 21,2%, период максимальной добычи приходился на начало 90-х годов, обеспечивая около 30% мировой добычи [56, 57, 157]. Значительная часть добытого в России углеводородного сырья идет на потребление внутри страны: в среднем около 23% нефти и 50% природного газа, соответственно [100, 101, 102, 103, 104, 105].

В силу определяющей роли в мировой энергетике, важного промышленного значения и неравномерности географического распределения по земному шару углеводородное сырье стало также важнейшим элементом международной торговли. Спрос определяет уровень цен на нефть и природный газ и через них на состояние экономики отдельных государств и мировой экономики в целом [121].

Россия, занимая выгодное геополитическое положение относительно рынков сбыта, входит в число ведущих экспортеров углеводородного сырья. Объемы поставок Россией нефти и природного газа за рубеж с 2000 по 2010 гг. приведены на рисунке 3.

■ СНГ □ Дальнее зарубежье

□ Россия

500 ■

400 •

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Год

б).

Рисунок 3 - Объемы поставок нефти и природного газа за рубеж с 2000 по 2010 гг.: а-нефть; б-природный газ [59, 100, 101,102, 103, 104, 105, 136]

Россия обеспечивает в среднем порядка 12% мировой торговли нефтью. С 2000 по 2010 годы, объемы экспорта российской нефти в среднем составили 226 млн. тонн в год (рисунок За). Из них поставки в дальнее зарубежье в среднем составили около 85%, а оставшиеся 15% были

поставлены в страны Содружества Независимых Государств (СНГ). Следует отметить, что к 2010 году экспорт нефти увеличился на 71% относительно уровня 2000 года. Основным направлением экспорта российской нефти (около 30%>) и нефтепродуктов является европейский рынок [58, 59, 100, 101,102, 103, 104, 105, 136, 139].

Наша страна также занимает первое место в мире по запасам природного газа (23% мировых запасов) и по объемам его ежегодной добычи, обеспечивая 25% мировой торговли, доминируя как на европейском газовом рынке, так и на рынке стран СНГ [139]. Ежегодные поставки российского природного газа на международный рынок в последнее десятилетие были на высоком уровне: в среднем 191 млрд. м3 (2000-2010 гг.) (рисунок 36).

Л

Минимум поставок отмечался в 2009 году - 168 млрд. м , что можно объяснить мировым финансовым кризисом, пик которого приходился на этот период. Следствием этого было падение цены спроса на углеводороды на мировом рынке. Основной экспорт природного газа приходится также на дальнее зарубежье (порядка 74% за период 2000-2010 гг.). В общем объеме потребления газа в странах зарубежной Европы (включая Турцию, но, не учитывая страны СНГ) на российский газ приходится около 30% [59, 100, 101,102, 103, 104, 105, 136, 139].

Обеспечение разнообразной географии поставок является залогом высоких объемов экспорта углеводородного сырья, что является одной из немаловажных составляющих экономической стабильности России. Занимая уникальное географическое положение между Европой и Азией, наша страна имеет хорошие возможности для выхода, как на западные, так и на восточные рынки сбыта углеводородного сырья. Стоит отметить, что в последние годы восточное экспортное направление активно развивается и страны Азиатско-Тихокеанского региона (АТР) становятся перспективным рынком сбыта углеводородов. Поставки нефти с долгосрочной перспективой в этом направлении начались с января 2011 года, и в дальнейшем планируется их увеличение за счет создания необходимой транспортной

инфраструктуры. Сейчас также планируется экспорт российского природного газа в этом направлении [55, 58, 75, 80].

Таким образом, ископаемые углеводородные топлива, среди которых доминируют нефть и природный газ, являются основой мировой энергетики. Нефтегазовая отрасль России относится к числу наиболее крупных, играя ключевую роль как в ТЭК страны, так и на мировом энергетическом рынке.

1.2 Особенности состава и добычи углеводородного сырья

Добываемое углеводородное сырье может существенно различаться по своим свойствам. Для учета свойств углеводородного сырья к нему применяют различные классификации. Схемы классификации природных газов, касающиеся главным образом углеводородной части, предложены К.П. Кофановым, В.Ф. Никоновым, И.С. Старобинцем и др. Согласно классификации природных газов по химическому составу К.П. Кофанова природные газы подразделяются по содержанию в них этана и пропана. В зависимости от соотношения метана и его гомологов выделяют:

• сухие газы с содержанием тяжелых углеводородов - 0-5%;

• полужирные - 6-15%;

• жирные-16-25%;

• высокожирные - более 25%.

По соотношению тяжелых углеводородов различаются три подтипа газов: 1) этановый, 2) пропан (бутан)-этановый, 3) бутан-пропановый. Эта классификация была использована многими исследователями при районировании территорий на газоносные и нефтеносные области. [43, 51, 61, 72, 124, 130, 134]. Около 42% разведанных запасов природного газа России относят к категории «сухого».1

1 http://dolgikh.com/index/0-64

Химическая классификация нефти А.Э. Контровича в соответствии с содержанием аренов, нафтенов и алканов во фракции, выкипающей при 250-300°С, предусматривает 3 типа нефти в зависимости от преобладающего ряда соединений:

• метановые;

• нафтеновые;

• ароматические.

При содержании во фракции наряду с преобладающим типом соединений более 25% углеводородов другого ряда предусмотрены смешанные типы: метано-нафтеновые, нафтено-метановые, ароматическо-нафтеновые и т.д. Тип нафтено-метановых и метано-нафтеновых нефтей является наиболее распространенным [21, 54, 60, 91, 107]. Существуют и другие классификации нефти в зависимости от содержания углеводородов различных классов, однако ввиду того, что состав нефти более разнообразный по сравнению с другими видами углеводородного сырья, в том числе и неуглеводородными компонентами, подобные классификации недостаточно информативны. В связи с этим для характеристики качества нефти применяются классификации, которые наряду с классами углеводородных соединений, учитывают комплекс различных физических и химических параметров. Содержание серы, хлористых солей, воды, плотность, содержание различных фракций при разных температурах кипения образуют комплексный показатель качества нефти, при значении которого больше 1, качество нефти относят к высокому. Более 70% российской нефти характеризуется высоким качеством. Согласно некоторым исследованиям нефть России значительно отличается от нефти других территорий Евразии более высокими значениями показателя качества [23, 38, 92, 107].

Распространенность промышленных месторождений нефти и газа в различных частях России и сопредельных государств довольно высока. В России и сопредельных государствах в пределах платформенных, складчатых и переходных территорий по состоянию изученности на 2002 г. выделено 25 нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных мегапровинций, провинций и субпровинций (рисунок 4). Почти каждая из них включает несколько нефтегазоносных областей и районов [9, 31, 32, 50]. Районирование на нефтегазоносные территории основано на вышеупомянутой классификации К.П. Кофанова в зависимости от химического состава природных газов [41, 43, 51, 61, 62, 71, 72, 124, 134].

Рисунок 4 - Схема нефтегазогеологического районирования территории России и сопредельных стран [9, 31,32, 50]

Границы: 1 — нефтегазоносных провинций; 2 — перспективных нефтегазоносных провинций; 3 — территории выходов на поверхность и неглубокого залегания

кристаллических и метаморфических пород.

Из рисунка 4 видно, что нефтегазоносные территории охватывают большую часть площади России, располагаясь как на материковой части страны, так и на ее континентальном шельфе. Геологические запасы углеводородов и содержащихся в них компонентов по степени экономической эффективности и возможности их промышленного освоения и использования подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету, — промышленно-значимые и непромышленные. [10, 29]. Соответственно, несмотря на широкое географическое распространение по территории России, промышленное значение имеют не все, из перечисленных провинций.

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция является наиболее значимой по объему добычи углеводородов и на ее долю приходится в среднем 65% нефти 83%природного газа, добываемых в стране. Площадь территории Западной Сибири составляет примерно 57% площади России, следовательно, большая часть территории страны приходится на регионы интенсивной добычи углеводородного сырья. Наряду с Западной Сибирью в промышленной добыче углеводородов важную роль играет и европейская часть России: из недр Волго-Уральской, Прикаспийской, Тимано-Печорской и Туранской нефтегазоносных провинций извлекается значительное количество нефти и газа. Большие потенциальные возможности открытия новых месторождений нефти и газа связываются с Лено-Тунгусской, Лено-Вилюйской, Дальневосточной (Охотской) провинциями, которые изучены еще недостаточно. Не исчерпаны возможности и таких старейших нефтегазоносных провинций, как Закавказская, Предкарпатская и Западно-Туркменская. Все возрастающую роль в развитии нефтегазодобывающей промышленности России приобретают Баренцевоморская, Дальневосточная и другие перспективные провинции и области, приуроченные к шельфам и акваториям морей, преимущественно арктических [9, 31, 32, 50, 51].

Стоит отметить, что в настоящее время крупнейшие предприятия нефтедобывающей промышленности России сосредоточены в Западно-

Сибирском и Волго-Уральском географических регионах. На рисунке 5 приведены перспективные оценки добычи углеводородов по макрорегионам России до 2030 года.

■ Западная Сибирь ■ Европейская часть

□ Восточная Сибирь и респ.Саха Ш Давльний Восток (Сахалин)

600 [=1 550 • |-1 I-1

500 • | i

450 • ЯШШ ■НН ММН нн

400 ■ 350 ■ 300 ■ 250200 ■ ^^^Н ^^^В

150- ^^^Н ^^^Н ^^^Н ^^^Н

100 ■ ^^^Н ^^^В

50 ■

о-^-1-^-,--,-^-,-1НН-,

2010

2015

2020 Год

2025

2030

а).

■ Западная Сибирь □ Восточная Сибирь и респ.Саха

■ Европейская часть □ Дальний Восток (Сахалин)

б).

Рисунок 5 - Перспективы добычи углеводородного сырья по макрорегионам до 2030 года: а - нефть, включая газоконденсат; б

природный газ [56]

Исходя из диаграмм (рисунок 5) Западная Сибирь играет ключевую роль в добыче углеводородов в России. В 2010 году из западносибирских недр было извлечено 345 млн.т нефти (включая газоконденсат) и 610 млрд. м3 природного газа, что составляет, соответственно, 69% и 90% от суммарной добычи нефти и природного газа в России. Добыча в этом макрорегионе, согласно прогнозам и к 2030 году будет оставаться практически на таком же высоком уровне. Соответственно, заметный вклад также вносит Европейский макрорегион 24 % добычи нефти (включая газоконденсат) и 6% природного газа. Уровень добычи природного газа в Европейском регионе должен возрасти до 10% к 2030 году и приблизиться к показателю 90 млрд. м . Вместе с тем к 2030 году прогнозируется заметный рост добычи нефти (включая газоконденсат) и природного газа в Восточной Сибири (включая республику Саха). Согласно прогнозу, объемы добычи превысят по нефти (включая газоконденсат) 18% и 13% по природному газу [55, 56].

Заключение диссертации 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.

• 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 по газопроводам.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Уварова, Нина Евгеньевна, 2012 год

Список литературы

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.

Ю.Бакиров A.A., Табасаранский А.З., Бордовская М.В., Мальцева А.К. Геология и геохимия нефти и газа. (Под ред. Бакирова A.A., Табасаранского А.З.). - М.: Недра, 1982, 288 с.

11 .Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984, 211 с.

12.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.

13.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.

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

15.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.

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

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

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

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

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

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

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

23.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.

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

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

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

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

28.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.

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

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

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

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

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

34.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.

35.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.

36.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.

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

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

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

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

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

42.Жижченко Б.П. Углеводородные газы. М: Недра, 1984. - 113 с. 43.3акиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых

месторождений. -М.: Недра, 1974. - С. 21-22; 18 44.3инченко A.B. Международная методика инвентаризации выбросов парниковых газов. Справочное пособие. - СПб: НПК "Атмосфера", 2003. -99 с.

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

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

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

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

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

50.Каламкаров JI. В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран Нефтегазоносные провинции и области России и зарубежных стран. Изд. 2-е, испр. и доп. - М.: Издательство «НЕФТЬ И ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. ГУБКИНА, 2005. - 570 с.

51 .Каламкаров Л.В., ПавлиничМ.Ф., Самсонов Ю.В. Нефтегазоносные провинции и области России и ближнего зарубежья. Учебное пособие. -М.: ГАНГ, 1997.-58 с.

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

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

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

55.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.

56.Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. Современное состояние и прогноз развития нефтегазового комплекса России на ближайшие

десятилетия XXI века с учетом международных тенденций // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007. - № 2. - [18 е.].

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

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

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

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

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

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

63.Кульечев В.М., Иванов Е.А., Дадонов Ю.А., Мокроусов С.Н. Трубопроводный транспорт природного газа, нефти и нефтепродуктов и его роль в обеспечении развития и стабильности топливно-энергетического комплекса //Безопасность труда в промышленности. -2002 год. - № 7. - С. 4-12

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

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

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

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

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

69.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.

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

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

72. 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.

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

74.Назаров И.М., Нахутин А.И., Яковлев А.Ф., Гитарский М.Л. Динамика и прогнозные оценки эмиссии и стока парниковых газов в России. //Глобальные изменения климата и их последствия для России. - М.: Региональная общественная организация ученых по проблемам прикладной геофизики. 2002, с. 40-95.

75.Национальный доклад о кадастре антропогенных выбросов из источников и абсорбции поглотителями парниковых газов не регулируемых Монреальским протоколом за 1990-2009 гг. Москва, Федеральная служба по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды, ФГБУ ИГКЭ Росгидромета и РАН, 2011, 83 с.

76.Национальный стандарт Российской Федерации. ГОСТ Р ИСО 149652008. Качество воздуха. Определение неметановых органических

соединений. Метод предварительного криогенного концентрирования и прямого определения с помощью пламенно-ионизационного детектора. М: Стандартинформ. 2008. - 24с.

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

78.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

79.Нестеренко Ю.М., Глянцев A.B. Влияние объектов нефтяной и газовой промышленности на гидрогеологические системы в нефтегазоносных бассейнах // Водохозяйственные проблемы и рациональное природопользование. Ч. 1. Оренбург-Пермь: Оренбургский НЦ УрО РАН, 2008.-С. 229-231

80.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.

81.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.

82.Нефти и газовые конденсаты России: Справочник. - Т.2. Нефти Сибири. (Под ред. К.А. Демиденко). - М.: ООО «ТУМА ГРУПП». Издательство «Техника», 2002. - 160 с.

83 .Норман Дж. Хайн. Геология, разведка, бурение и добыча нефти. (Серия "Для профессионалов и неспециалистов"). М.: ЗАО"Олимп-Бизнес", 2008. - 726 с.

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

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

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

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

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

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

90.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.

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

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

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

94.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».

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

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

97.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.

98.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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

108.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.

109.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

110. 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.

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

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

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

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

115. 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.

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

117.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.

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

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

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

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

122. Судо, М. М. Э. Р. Казанкова. Энергетические ресурсы. Нефть и природный газ. Век уходящий Россия в окружающем мире: 1998: Аналитический ежегодник / Международный независимыйэколого-политологический университет; Под общ. ред. Н. Н. Моисеева, С. А. Степанова. - М.: Изд-во МНЭПУ, 1998. - 314 е.: ил. - ISBN 5-7383-00521- С.101-118

123.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

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

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

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

127.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

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

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

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

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

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

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

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

135.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

136. 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=credit_statistics/gas.htm (дата обращения 30.04.2012).

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

138. 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.

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

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

141. Climate change 1995. The science of climate change: Contribution of Working Group I to the Second Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change. (Houghton J.T., Meira Filho L.G., Callandar B.A., Harris N., Kattenberg A., Maskell K., Eds.). Cambridge: University Press, 1996, -572 p.

142. 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).

143.Dedikov J.V., Akopova G.S., Gladkaja N.G., Piotrovskij A.S., Markellov V.A., Salichov S.S., Kaesler H., Ramm A., Muller von Blumencron A., Lelieveld J. Estimating Mathane Realeases from Natural Gas Production and Transmission in Russia. Atmospheric Environment, 1999, 33: 3291-3299.

144. 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.

145.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.

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

147. 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.

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

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

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

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

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

153.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.

154. 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.

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

156. 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.

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

158.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

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

160. 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.

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

Таблица 1 .А. Категории источников эмиссии и виды выбрасываемых парниковых газов [152]

Категория источников эмиссии Подкатегория источников эмиссии Вид эмиссии Парниковые газы

Скважины Бурение Утечки со2, сн4

Продувка

Сжигание в С02, СН4,

факельных N20

системах

Опробование Утечки со2, СН4

Продувка

Сжигание в С02, СН4,

факельных И20

системах

Обслуживание Утечки С02, СН4

Продувка

Сжигание в С02, СН4,

факельных ы2о

системах

Категория источников Подкатегория Вид эмиссии Парниковые

эмиссии источников эмиссии газы

Добыча нефти Природная Утечки С02, СН4

нефть Продувка

Сжигание в С02, СН4,

факельных N,0

системах

Подготовка нефти (повышение Все Утечки С02, СН4

качества) Продувка

Сжигание в С02, СН4,

факельных N20

системах

Транспорт нефти Трубопроводы Все со2, сн4

Добыча газа Утечки С02, СН4

Все Сжигание в факельных системах С02, СН4, N20

Переработка газа Установки для Утечки со2, сн4

нейтрального газа Сжигание в факельных системах С02, СН4, N20

Транспорт и хранение газа Транспорт Утечки со2, сн4

Продувка

Хранение Продувка СН4

Таблица 1.Б. Коэффициенты эмиссии С02, СН4 и Ы20, предлагаемые МГЭИК для расчета эмиссии парниковых

газов нефтегазовой отрасли [152]

Категория Подкатегория Вид эмиссии СН4 со2 N30 Единицы измерения

Скважины Бурение Все 4,3*10"7 2,8« 10"8 - Гг*год_1на число пробуренных скважин

Опробование Все 2,7- 1(Г4 5,7*10"3 6,8* Ю-8 Гг*год"'на число пробуренных скважин

Обслуживание Все 6,4-10"5 4,8* Ю-7 - Гг*год"' на число действующих скважин

Добыча нефти Природная нефть Утечки 1,4*10"3-1,5*10"3 2,7* 10"6 - Гг*103 м3 добытой природной нефти

Продувка 6,2*10'5-270*10"5 1,2*10"5 - Гг*103 м3 добытой природной нефти

Сжигание в факельных системах 0,5*1(Г5-27*10"5 6,7* Ю-2 6,4* Ю-7 Гг*103 м3 добытой природной нефти

Категория Подкатегория Вид эмиссии СН4 со2 N20 Единицы измерения

Транспорт нефти Трубопроводы Все 5,4*10"6 4,9*10'7 - Гг*103 м3 нефти, транспортируемой по трубопроводам

Добыча газа Все Утечки 2,6*10"5 -2,9*10"3 9,5* 10'5 - Гг*106 м3 добытого газа

Сжигание в факельных системах 1,1-Ю'5 1,8*10"3 2,1*10"8 Гг*106 м3 добытого газа

Переработка газа Установки для нейтрального газа Утечки 6,9*10"4-10,7*10"4 2,7*10"5 - Гг*10б м3 полученного газа

Сжигание в факельных системах 1,3* Ю-5 2,1*10"3 2,5* 10"8 Гг*106 м3 полученного газа

Транспорт и хранение газа Транспортировка Утечки 2,1*10'3-2,9*10"3 1,6* Ю-5 - Гг*год*км транспортного трубопровода

Продувка 0,8*10"3-1,2*10"3 8,5* 10"6 - Гг*год*км транспортного трубопровода

Хранение Все 4,3*10"4-42,0*10"4 - - Гг*год*103 м3 отобранного газа

Таблица 1.В. Перечень показателей деятельности нефтегазовой отрасли России в составе публикуемых данных статистической отчетности [95,96,100,101,102,103,104,105]

№ п/п Наименование показателя Единицы измерения Источник

1. Добыча нефти тыс. т Российский статистический ежегодник

2. Добыча газового конденсата тыс. т Российский статистический ежегодник

3. Добыча попутного нефтяного газа млрд. м3 Российский статистический ежегодник

4. Уровень использования попутного нефтяного газа % от общих ресурсов попутного газа

5. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин тыс. шт Промышленность России

6. Бездействующий фонд нефтяных скважин тыс. шт Промышленность России

7. Объем разведочного бурения на нефть млн. м Промышленность России, Российский статистический ежегодник

8. Объем эксплуатационного бурения на нефть млн. м Промышленность России

№ п/п Наименование показателя Единицы измерения Источник

9. Средняя глубина законченных эксплуатационным бурением нефтяных скважин м Промышленность России

10. Транспортировка нефти по магистральным трубопроводам млн. т Российский статистический ежегодник

11. Протяженность магистральных нефтепроводов тыс. км Российский статистический ежегодник

12. Добыча природного газа 3 млрд. м Российский статистический ежегодник

13. Среднесуточный дебит одной газовой скважины тыс. м3 Промышленность России

14. Эксплуатационный фонд газовых скважин тыс. шт Промышленность России

15. Бездействующий фонд газовых скважин тыс. шт Промышленность России

16. Объем разведочного бурения на газ млн. м Промышленность России

№ п/п Наименование показателя Единицы измерения Источник

17. Объем эксплуатационного бурения на газ млн. м Промышленность России

18. Транспорт газа по магистральным трубопроводам млн. т Российский статистический ежегодник

19. Протяженность магистральных газопроводов тыс. км Российский статистический ежегодник