Источники и распространение углеводородных газов в гидросфере Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ИСТОЧНИКИ И РАСПРОСТРАНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В ГИДРОСФЕРЕ

Л.М.Фокина (ВНИИгаз)

Углеводородные газы являются главным компонентом нефтегазовых месторождений и составляют значительный объем (около 622 т) выбросов при их эксплуатации, что неизбежно приводит к загрязнению водных и других экосистем. Степень и возможности индикации УВ-загрязнения во многом будут определяться устойчивостью, растворимостью, сорбцией и другими свойствами этих соединений, их фоновыми содержаниями в природных средах.

Газообразные УВ представлены метаном, его предельными и непредельными гомологами, слабо реакционноспособными в природных условиях. Их разрушение происходит в основном посредством окисления при повышенных

температуре, давлении, а также на свету.

Углеводородные газы имеют свободную, растворенную, адсорбированную и капиллярно-конденсированную формы, неодинаковые в различных средах. Растворимость УВ в воде — десятки кубических сантиметров на кубический дециметр, их сорбционная способность прямо пропорциональна температуре кипения, длине цепи атомов углерода, увеличению массы и диаметра молекул.

Химический состав газов наиболее изучен для атмосферы, морских акваторий и нефтегазоносных горизонтов литосферы [2-5]. Значительно меньше данных о составе воздуха почв, четвертичных и донных отложений, водорастворенных

и адсорбированных газов верхней части литосферы [1, 5].

Наиболее значимыми источниками УВ являются природные и попутные газы, нефть, каменный уголь (табл. 1).

В природном газе к основному компоненту относится метан (80-90 %), в меньших количествах присутствуют этан, пропан и бутан, в незначительных — ароматические УВ, азот, аргон, иногда углекислый газ.

Попутные нефтяные газы находятся над нефтью или растворены в ней под давлением. Содержание метана в них меньше, чем в природном газе (50-100 г/м3), а его гомологов (этан, пропан, бутан и др.) значительно выше; в небольших количествах присутствуют азот, сероводород и углекислый газ.

Таблица 1

Распространение УВ-газов в природных средах

Газы Состав газа, %

СН4 ТУ со2 М2 02 Н2

Месторождений:

газовых 87,9 30,0 0,6 3,3 0,00/7-0,0л

нефтяных 73,5 17,0 1,5 5,7

Нефтепереработки 12-50 (С„Н2я)

Атмосферы 1,2 • 10-4 0,0л- 10-4 0,03 78,0 21,0 0,000л

Почв (1,2-9,4) ■ 10-4 (1,4-6,7) • 10-4 0,30-99,0 78,0 7,6-21,0

Пород:

материнских (34-495) • 1(Н (4-152) • 10-4 82,0 18,0 0,0002-0,003

осадочных 0,3 кг/м3

соляных 1-20 0,1-6,0 29,0

Прикаспия 0,1-0,3 кг/м3

Снеговых осадков 9-26 • 10-4 1,5 • 10-4

Поверхностных вод ч- О СО тг О О 1,5-1,7 80,0 12,0-13,0

Подземных вод 255 ■ 1(Н О Сл О і*. 1,7 80,0 13,0 0,006

Газы нефтепереработки в отличие от природных и попутных содержат значительные количества непредельных УВ (12-50 %) и водорода. При прямой перегонке нефти в отличие от крекинга и пиролиза состав образующихся газов не изменяется.

В воздухе атмосферы содержание метана колеблется до 1,2 • 10'4 %, прочих УВ незначительно. В составе газа преобладает азот (78 %), содержание кислорода 21 %, углекислого газа 0,03 %.

В почвенном газе содержание метана может достигать 0,03 %, тяжелых УВ (ТУ) — 10"4 %. В почвах Иркутской области содержание (%) метана составляет [5]: 9,4 -10"4; ТУ — 6,7 • 10'4; в свободном почвенном воздухе СН4 1,8 • 10"4; в десорбированном — (2,4-8,0) • 10"4; прочих УВ — 1,4 • ЮЛ

В почвах нефтегазоносных площадей содержание десорбированных УВ составляет (см3/кг): метана 1,3-9,8; ТУ — 0,23-3,01; в породах оно на порядок выше (СН4 40-211, прочих 3-20).

Содержание азота в почвенном воздухе несущественно отличается от атмосферного. Концентрация кислорода с глубиной уменьшается (от 20,6 до 7,6 %), углекислоты — имеет обратную зависимость. “Дыхание” почв определяется скоростью выделения С02 и составляет 0,01-1,5 г/см3 в 1 ч; его содержание здесь в 10-100 раз (0,3-8,5 до 99 %) больше, чем в атмосфере.

В материнских породах суммарное содержание У В составляет 0,01 %; метана (33,5-495,0) • 10'4 %; прочих УВ — (4-152) • 10'4 %. В составе газа преобладает азот (до 82 %), содержание свободного кислорода 18 %; водорода — не более (0,2-4,0) • 10‘3 %. В осадочных породах среднее содержание УВ 0,30 кг/м3; в соляных толщах оно составляет (%): 1-20; кислорода 29; углекислоты 0,1-6,0.

В снежном покрове нефтегазоносных площадей содержание мета-

на составляет от 162 до 1790 уел. ед. в 1 дм3/км2 [5]. В снеговых осадках месторождений средней полосы России содержание метана (9-26) • 104, этана и высших УВ (1,5) Ю'4 см3/кг. Парциальное давление С02 в снеговых осадках — 101,5 Па; в дождевых — несколько выше (102-5 Па).

В поверхностных водах нефтегазоносных площадей содержание СН4 достигает 24420 • 10"4; ТУ 50 • 10"4 см3/дм3. За контуром их содержание значительно ниже: СН4 35 • 10-4; ТУ - 0,11 • 10-4 см3/дм3. В составе газов поверхностных вод преобладает азот (80 %), содержание кислорода 12-13 %; С02

1,5-1,7 %.

Углеводороды взаимосвязаны с ОВ и многими другими минеральными компонентами. Так, в 1 г ОВ пород Северного Прикаспия содержится 0,02-0,30 мг брома, около 0,003 мг бора и до 120 мг хлора.

Закономерности распространения УВ, других газов, ОВ и сопутствующих им микрокомпонентов в земной коре исследователями показаны в виде пластовой и вертикальной газогеохимической зональности. Ей соответствует [3] вертикальная зональность растворенных газов подземных вод (табл. 2).

Мощность зоны газов окислительной обстановки (02, М2, С02, Аг и др.) незначительна — 100-300, местами до 500 м. Ниже залегает зона азотных или азотно-углекислых газов, образовавшихся за счет биохимического разложения ОВ. В наиболее погруженных частях земной коры располагается зона (залежи) УВ (метановых, реже азотно-метановых и метано-во-азотных)-газов с повышенными концентрациями ТУ, гелия и водорода. В областях древнего газообразования залежи газа обнаруживаются в пределах верхних газогеохимических зон. Содержание газообразных УВ в пластовых водах повышается с увеличением глубины залегания, что более выражено в мезо-кайнозойских пластах по сравнению с палеозойскими.

Газонасыщенность подземных вод определяется интенсивностью генерации и рассеивания УВ-газов, термобарическими условиями, минерализацией воды и другими факторами. Причинами выделения газов из подземных вод могут быть восходящее движение подземных вод; тектонические факторы; снижение регионального базиса разгрузки; движение через температурную зону, где растворимость УВ-газов минимальна (для СН4 70-90 °С); смешение вод различной минерализации (процесс “высаливания”). Растворенные газы в подземных водах часто являются источником формирования свободных газовых месторождений. Максимальной плотностью запасов характеризуются интервалы 600-1200 и 1800-2400 м. Средняя мощность верхней зоны, где сосредоточена половина запасов газа России и ближнего зарубежья, около 1500 м. В составе газа преобладает СН4 (94-99 %), содержатся азот

(1,5-3,3 %) и С02 (0,2-0,3 %), сумма ТУ не превышает 0,2-0,9 %. В нижней зоне мощностью более 4-5 км газы обеднены метаном (89-94 %) и азотом (1,0-2,5 %), обогащены ТУ (4,0-7,5 %) и С02 (0,3-3,0 %).

В пределах различных газогеохимических зон существует зависимость [3] геохимического фона для таких показателей, как состав и упругость водорастворенных газов (РГ), газонасыщенность (Уг) и коэффициенты насыщения (Яг/Яв) вод газами (табл. 3).

От газогеохимической зональности зависит поисковая информативность газовых показателей, которая убывает в ряду ТУ > СН4 > Рг> >УГ — для зоны смешанных газов, Рг > СН4 > Уг > ТУ — для зоны УВ-газов. По отношению к залежам сухих и жирных УВ-газов, тяжелых и легких нефтей специфичны содержания в них ТУ (ЕТУ), а также коэффициенты сухости газа (СН4/ЕТУ).

Таблица 2

Вертикальная зональность растворенных газов подземных вод

Газовая зона Газонасы- щенность, см3/дм3 Состав газов Eh, иВ pH т; с ЕМ, г/дм3

Кислородно- азотная 15-100 02 (до 14 мг/дм3) N2 (до 30 мг/дм3) + 110...+650 2,6-8,5 До 20 д°з

Азотная 17-180 N2 (95-99 %) Не и Аг (доли %) +33...+100 5,6-7,7 25-100 1,35 (Туранская, Западно-Сибирская плиты); 55-300 (Русская платформа)

Сульфидно- углекисло-мета- ново-азотная 1300-2200 М2 (до 80 %) С02 (до 10-20 %) СН4 (до 15-25 %) H2S (2-5 %) О CN СО і О 1 6,5-8,2 10-75 2-250

Метановоазотная (азотнометановая) 2000 CH4,N2,H2 (до 25-30 %, имеются ТУ) о со 1 о со 1 5,4-7,8 34-85 20-260

Метановая До 10000 СН4 (85-95 %) ТУ (3-10 %) о со 1 о о 1 6,7-8,5 30-100 20-90 (Скифская и Западно-Сибир-ская платформы); 200-300 (Русская платформа)

Углекисло- метановая 600-5000 СН4,ТУ (до 95 %) С02 (до 65 %) о ю 1 о со 1 6,3-6,8 100-150 3-120

Сульфидно-угле- кисло-метановая До 5000 СН4 (до 90 %) H2S (до 300 мг/дм3) С02 (50-700 мг/дм3) о Is- со 1 о о со I 5,3-5,6 100-180 80-160

Примечание. Преобладающий газ ставится на последнем месте.

Для раздельного прогнозирования нефтегазоносности используют отношения изомерных форм бутана и пентана (табл. 4).

Газонасыщенность и концентрации УВ-газов пластовых вод с удалением от контура газа и нефти при резком возрастании содержания азота уменьшаются, что прослеживается по снижению коэффициента обогащенности газов УВ (£С„Н2л+2^\12) и увеличению отношения СН4/2ТУ.

На месторождениях При-каспия (северо-западное обрамление) газонасыщенность вод палеозоя колеблется от десятков кубических сантиметров на кубический дециметр на западе и северо-западе до 1000 см3/дм3 и более в прибор-товых частях Прикаспийской впадины. Состав растворенных газов изменяется от метанового (СН4 90-100 %) и азотно-метанового (СН4 от 10 до 90-100 %) до метаново-азотного (N2 10-90 %) и азотно-

го (N2 90-100 %). Количество углекислоты в газах 1-3 %.

В пластовых водах терригенно-го девона в пределах всей исследуемой территории развиты преимущественно метановые газы с повышенным количеством ТУ. В водах верхне-девон-каменоугольно-нижнеперм-ской толщи в Волгоградско-Сара-товском Поволжье встречены в основном метановые газы, а в Куйбышевском Поволжье — обогащенные N2 и кислыми компонентами.

Таблица 3

Верхний предел фона для различных газогеохимических зон Днепровско-Донеикой впадины

Зона газов Газовый показатель

СН4,% ТУ,% V„ см3/дм3 Р„ МПа Р'/Рв

УВ 96,7 4,8 994 15,5 0,86

Смешанных 55,6 8,4 306 0,54 0,44

Азотных 20,0 1,8 156 0,29 0,14

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Таблица 4

Значение отношений изомерных и нормальных форм бутана и пентана для залежей различного типа

Тип залежи *1 = /СлНю/яСдНю К"1 — /С5Н12/ЯС5Н12

Газовая 0,8-2,1 1,0-2,4

Газоконденсатная 0,6-1,0 0,8-1,9

Нефтяная 0,1-0,8 0,1-1,5

На Астраханском месторождении интервалы изменения концентраций газов в залежи составляют для СН4 43-67; С02 8-22; Н23 10-34%. В направлении к газоводяному контакту доля и парциальное давление СН4 увеличиваются, его диффузия направлена из воды в залежь. В составе водорастворенных газов каменноугольного комплекса на долю СН4 приходится до 59 %,

существенна доля кислых компонентов: С02 11-42; Нзв 24-48; N2 - не более 0,4-5,0 % (рис. 1, табл. 5).

Оренбургское месторождение характеризуется сравнительно высоким содержанием кислых компонентов в газе: Н28 1,3-5,0; С02 0,7-2,6 %. Отмечается различие между содержанием сероводорода и углекислого газа в центральной, восточной и западной частях месторождения, с

глубиной их концентрации нарастают. По мере эксплуатации месторождения содержание Н2в в газе снижается.

В составе растворенных пазов ниж-непермско-каменноугольного комплекса (см. табл. 5) на Оренбургском месторождении преобладают УВ: метан 60-90; ТУ 2-3; азот 5-10 %. Содержания кислых компонентов в воде высокие: Н28 0,8-2,4 дм3/дм3, ее газонасыщенность — 1-2 дм3/дм3. Растворенные газы вод кунгурских отложений (скв. 5, 304) резко отличаются от более глубоких горизонтов. Газонасыщенность здесь на порядок ниже — сотни кубических сантиметров на кубический дециметр. В составе растворенных газов преобладают У В, но концентрации азота сопоставимы с ними. Отмечаются более высокие содержания ТУ.

Рйс. 1. СОСТАВ ВОДОРАСТВОРЕННЫХ ГАЗОВ КАМЕННОУГОЛЬНОГО КОМПЛЕКСА АСТРАХАНСКОГО

ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1 - состав водорастворенного газа; 2-контур газоносности; 3-изолинии газосодержания, м3/м3; 4- скважины с гидрогеохимической информацией; зоны распространения вод с минерализацией, г/дм3: 5- > 5; 6- 80-100; 7- 60-80

Таблица 5

Состав водорастворенных газов продуктивных пластов месторождений Прикаспия и Тюменского Севера

Номер скважины Интервал, м Газона- сыщен- ность, см3/дм3 Содержание компонентов, %

сн4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ВЫСШ. N2 со2 H2S

Астраханское ГКМ (С2Ь)

45 4087-4057 14800 45,6 3,34 1,44 0,95 0,52 2,18 14,7 31,0

8 4137-4123 7700 15,5 0,38 0,07 0,05 0,02 1,09 33,8 48,4

5 4202-4184 17500 58,5 1,88 0,60 0,08 0,06 0,81 11,0 26,5

Оренбургское НГКМ (С2Ь — Р^к)

17 2350 900 61,1 1,47 0,27 0,11* 27,8 8,5**

304 842 50,4 4,50 0,57 0,07* 39,6 1,3**

5 Устье 67,1 8,28 3,04 4,77* 14,1 1,9**

Заполярное НГКМ (К2с)

13п 1390 2400 98 0,8 1.0 0,22

* СдНю+высш. ** H2S+C02.

Гелий-аргоновый коэффициент растворенных газов пластовых вод 2-3.

На месторождениях Тюменского Севера состав газовых залежей сеномана преимущественно метановый (табл. 6). Содержания ТУ в них (в основном этан) не превышают десятых долей процен-

та, других гомологов — сотых и тысячных долей процента. В составе газа присутствуют азот (1-2 %), углекислый газ (десятые доли процента), гелий и аргон (сотые доли процента).

На Заполярном месторождении содержание метана в газе

80-99 %, азота и углекислого газа (N2 > С02) около 1 %. В сеноманской залежи концентрации предельных УВ С2 > С3 > С5 составляют сотые доли процента. В залежах нео-кома их концентрации выше (до единиц процентов), преобладают С2 > > С5 > С3 > /)НСА (табл. 7).

Таблица 6

Средний состав сеноманского газа по месторождениям Тюменского Севера

Месторождение Средний состав газа, %

СН4 С2Н6 С3Н8 С5Н10 С6Н,2 N2 С02 Аг Н2

Заполярное 98,53 0,07 0,013 0,005 - 1,09 0,27 0,003 0,005

Уренгойское 98,33 0,15 0,0014 0,0003 Следы 1,24 0,35 0,019 0,006

Ямбургское 98,23 0,15 0,005 - - 1,24 0,40 0,015 0,023

Медвежье 98,44 0,13 0,006 0,007 0,01 1,03 0,34 0,033 0,004

Тазовское 98,66 0,06 0,03 0,1 Следы 0,82 0,39 0,03 Следы

OIL AND GAS GEOLOGY, 6" 2005

Таблица 7

Средний состав устьевого газа по залежам неокома Заполярного газоконденсатного

месторождения

Пласт СН4 С2Нв с,нв /С4Н10 МС4Н10 /С5Н« МС5Н12 /С«Н14 яСвН,4 N2 СОг Н2

БТ 6-8 88,85 5,34 2,24 0,52 0,543 0,178 0,140 0,023 0,009 1,83 0,187 0,112

БТ-10 92,04 3,83 1,34 0,19 0,299 0,074 0,067 0,015 0,011 1,81 0,253 0,083

БТ-11 90,73 4,09 1,24 0,16 0,304 0,065 0,062 0,008 0,008 2,97 0,496 0,300

БТ-12 91,06 3,69 1,07 0,13 0,267 0,056 0,047 0,002 0,002 3,81 0,206 0,237

Пластовые воды сеноманских отложений на месторождениях Тюменского Севера предельно насыщены растворенным газом, преимущественно метановым. Его содер-

жание на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении изменяется от 2400 до 2800 см3/дм3; состав (%): СН4 - 98,0; С2Н6 - 0,8; N2 - 1,0; С02 - 0,2.

Концентрации УВ в атмосфере — от единиц до тысяч микрограмм на кубический метр, при этом преобладают (сотни микрограмм на кубический метр) предель-

Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИЙ УВ В ВЫБРОСАХ УСТАНОВКИ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА С ФОНОВЫМИ В АТМОСФЕРЕ НА ЗАПОЛЯРНОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

ю

о.

(-

X

а>

X

х

о

Концентрации: 1 - в выбросах, .2 - фоновые

ные (С3 > С2 > нС4) и непредельные (С4 > С2 > Сз) соединения. Концентрации метана, его гомологов (С5 > С6 > /С4 > С7 > Сд) и этилацетата — от десятков до единиц микрограмм на кубический метр. Бензол, его производные и бутилацетат встречаются преимущественно в единицах микрограмм на кубический метр (рис. 2).

Основными газами атмосферы на Заполярном месторождении являются азот (78 %) и кислород (21 %), менее 1 % составляет аргон, сотые доли процента — углекислый газ, десятитысячные доли процента (0,1-0,7 мкг/м3) — водород.

Влияние газовой залежи на формирование фонового состава атмосферы проявляется в повышенных содержаниях и сходных отношениях предельных УВ С3 > С2 > >Л«С4 > С5, азота и С02.

По отношению к гигиеническим нормативам концентрации большинства УВ в воздухе атмосферы ниже (на 2-4 порядка). Относительно повышены концентрации этил-бензола и этилацетата (СФ/ПДКАВ

0,7-0,8), по максимальным значениям — бензола, бутилацетата и пропана (Сф/ПДКдв 0,4-0,1), не опасны концентрации диэтиленгликоля и метанола (0,04 ПДКАВ).

Углеводородный состав выбросов на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении отражает состав газовой залежи и в целом соответствует фоновому составу атмосферы, различаясь по концентрациям и соотношениям отдельных компонентов (см. рис. 2). Повышены относительно фоновых в атмосфере концентрации в выбросах (Сзв/Сф): пропилена, м-кси-лола (9) > этана (7) > 2-пропанола, метана, водорода (2) > о-ксилола (1,5), соответствуют фоновым — концентрации пентана и толуола, ниже фоновых (в несколько раз — на порядок) концентрации предельных УВ С3-С4, С6-С9.

С позиций гигиенических нормативов концентрации УВ в выбросах установки комплексной подготовки газа не опасны. Несколько повышены относительно предельно допустимых концентраций (до десятых-сотых долей) по сравнению с атмосферой концентрации в выбросах пропилена, этана и м-ксилола.

В целом по результатам изучения распространения УВ в гидросфере можно сделать следующие выводы.

В природных водах, почвах, породах и воздухе атмосферы УВ представлены метаном при содержании от десятитысячных (атмосфера, почва) до тысячных (снеговые осадки) и сотых (подземные и поверхностные воды, породы) долей процента. Содержание ТУ в природных средах — десятитысячные доли процента и менее.

Основным газом водных сред, почв, пород и атмосферы является азот, содержание кислорода — от 12 до 21 %. Содержание С02 повышено в почвах (до 99 %), подземных и поверхностных водах (до 1,6 %); водорода — сопоставимо с содержанием УВ (десятитысячные — тысячные доли процента).

Состав нефтегазовых залежей преимущественно метановый, на месторождениях Прикаспия повышено содержание Н2Б (до 5-34 %). Содержание 1М2 и С02 — редко более единиц процента, водорода — сотые доли процента. В нефтяных газах повышено содержание ТУ (до 17 %), в газах нефтепереработки — непредельных УВ (12-50 %) и водорода.

Углеводородный, преимущественно метановый, состав выбросов на эксплуатируемых месторождениях отражает состав газовой залежи и в целом соответствует фоновому составу атмосферы, различаясь по концентрациям и отношениям отдельных компонентов.

Состав водорастворенных газов продуктивных пластов на мес-

торождениях Тюменского Севера и Прикаспия преимущественно метановый, содержание — сотые доли процента. На Астраханском и Оренбургском газоконденсатных месторождениях повышено содержание кислых компонентов.

Значимыми загрязнителями атмосферы на месторождениях Тюменского Севера могут стать пропилен > м-ксилол > этан > 2-пропанол > метан, концентрации которых в выбросах в несколько раз превышают фоновые, но не опасны относительно гигиенических нормативов.

С позиций загрязнения водных экосистем УВ вследствие их низкой растворимости и возможной деградации посредством биохимического окисления менее значимы.

Результаты исследований будут использованы для индикации загрязнения по геохимически инертным УВ-газам при проведении эколого-гидрогеологического мониторинга на месторождениях Тюменского Севера и других объектах отрасли.

Литература

1. Валуконис Г.Ю. Роль подземных вод в формировании месторождений полезных ископаемых / Г.Ю.Валу-конис, А.Е.Ходьков. — Л.: Недра, 1978.

2. Г идрогеология газоносных районов Советского Союза / Под ред. В.Н.Корценштейна. — Тр. ВНИИга-за. — Вып. 33/419, 1970.

3. Зорькин Л.М. Гидрогеохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур / Л.М.Зорькин, Е.В.Стадник и др. — М.: Недра, 1974.

4. Корценштейн В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР. — М.: Недра, 1977.

5. Оборин А.Л. Нефтегазопоисковая геомикробиология / А.Л.Оборин, Е.В.Стадник. — Екатеринбург: УрО РАН, 1996.

© А.М.Фокина, 2005

OIL AMD GAS GEOLOGY, 6'2005

The article deals with sources and distribution regularities of HC gases in hydrosphere for evaluating the scale of pollution and possibilities of its indication at the gas industry facilities.

HC, mainly methane composition of outbursts at producing fields reflects the oil pool composition and, as a whole, meets the air background composition differentiated by concentrations and relations of individual elements.

Composition of water-dissolved gases of productive formations at the fields of Tyumen North and Pre-Caspian territory is predominantly methane with content of hundred fractions of per cent. At Astrakhan and Orenburg gas-condensate fields the acid components content is increased.

Significant contaminants of atmosphere at Tyumen North fields could be propylene m-xylene ethane 2-propanol which concentrations in outbursts are much higher than background ones but seems not dangerous with respect to sanitary standards.

From position of water ecosystem pollution, hydrocarbons due to their low solubility, potential degradation through biochemical oxidation are less important.

Results of studies may be used for indicating pollution by geochemically inert HC gases for conducting ecologo-hydrogeological monitoring at fields of Tyumen North and other objects of gas industry.

УВАЖАЕМ

ПРИГЛАШАЕМ ВАС ПРИНЯТЬ УЧАСТИЕ В ПРОМЫШЛЕННЫХ ВЫСТАВКАХ

2006

Тел/факс; (383) 330-76-16, 330-42-30, 330-47-21 E-mail: [email protected], [email protected]

Http: //www.nsk.su/~apex

16-17 февраля, Усинск

Вторая специализированная выставка

«УСИНСК. НЕФТЬ И ГАЗ. ЭНЕРГО-2006»

24-26 мая, Астрахань

Девятая специализированная выставка

«АСТРАХАНЬ. НЕФТЬ И ГАЗ. ЭН ЕР Г0-2006»

22-24 марта, Якутск

Седьмая специализированная выставка

«САХА.НЕФТЬ.ГАЗ.УГОЛЬ.ЭНЕРГО-2006»

(«НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ-2006»)

в рамках Первого конгресса

«Нефть. Газ. Уголь. Энерго - Республика Саха

(Якутия) и Дальний Восток: перспективы

добычи (производства) и поставок на

внутрироссийский рынок и экспорта в

страны АТР и на Тихоокеанское

побережье США»

Астана, Казахстан

Первая специализированная выставка «ТЭК. РОССИЯ-КАЗАХСТАН»

18-19 мая, Ноябрьск

Вторая специализированная выставка

«НОЯБРЬСК. НЕФТЬ И ГАЗ. ЭНЕРГО-2006»

31 мая -1 июня, Ухта

Третья специализированная выставка

«УХТА. НЕФТЬ И ГАЗ. ЭНЕРГО-2006»

6-8 сентября, Иркутск Первая специализированная выставка «ТЭК. НЕФТЬ. ГАЗ. УГОЛЬ. ЭНЕРГО» в рамках Сибирского конгресса «Перспективы развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Стратегия России на энергетических рынках АТР»

20-22 сентября, Оренбург Девятая специализированная выставка «НЕФТЬ И ГАЗ. ЭНЕРГО-2006»

22-24 ноября, Нижневартовск Восьмая специализированная выставка «НИЖНЕВАРТОВСК. НЕФТЬ И ГАЗ»