К оглавлению

© Л.М. Фокина, 2005

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.

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* 10^-4.

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 СO₂ 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 УВ 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 метана составляет от 162 до 1790 усл. ед. в 1 дм³/км² [5]. В снеговых осадках месторождений средней полосы России содержание метана (9-26)*10^-4, этана и высших УВ (1,5)*10^-4 см³/кг. Парциальное давление СO₂ в снеговых осадках - 10^1,5 Па; в дождевых - несколько выше (10^2,5 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 %; СO₂ 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 (O₂, N₂, СO₂, Аr 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 метаново-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 СO₂ (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 СO₂ (0,3-3,0 %).

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

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

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 (SCnH_2n+2/N₂) и увеличению отношения СН₄/SТУ.

На месторождениях Прикаспия (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 прибортовых 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 азотного (N₂ 90-100 %). Количество углекислоты в газах 1-3 %.

В пластовых водах терригенного девона в пределах всей исследуемой территории развиты преимущественно метановые газы с повышенным количеством ТУ. В водах верхнедевон-каменоугольно-нижнепермской толщи в Волгоградско-Саратовском Поволжье встречены в основном метановые газы, а в Куйбышевском Поволжье - обогащённые N₂ и кислыми компонентами.

На Астраханском месторождении интервалы изменения концентраций газов в залежи составляют для СН₄ 43-67; СO₂ 8-22; H₂S 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: СO₂ 11-42; H₂S 24-48; N₂ - не более 0,4-5,0 % (рис. 1, табл. 5).

Оренбургское месторождение характеризуется сравнительно высоким содержанием кислых компонентов в газе: H₂S 1,3-5,0; СO₂ 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 H₂S в газе снижается.

В составе растворенных газов нижнепермско-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: H₂S 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 УВ, но концентрации азота сопоставимы с ними. Отмечаются более высокие содержания ТУ.

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 процента, 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 > СO₂) около 1 %. В сеноманской залежи концентрации предельных УВ С₂ > С₃ > С₅ составляют сотые доли процента. В залежах неокома их концентрации выше (до единиц процентов), преобладают С₂ > С₅ > С₃ > i,н-С₄ (табл. 7).

Пластовые воды сеноманских отложений на месторождениях Тюменского Севера предельно насыщены растворенным газом, преимущественно метановым. Его содержание на Заполярном нефтегазо- конденсатном месторождении изменяется от 2400 до 2800 см³/дм³; состав (%): СН₄ - 98,0; С₂Н₆ - 0,8; N₂ - 1,0; СO₂ - 0,2.

Концентрации УВ в атмосфере - от единиц до тысяч микрограмм на кубический метр, при этом преобладают (сотни микрограмм на кубический метр) предель-ные (С₃ > С₂ > нС₄) и непредельные (С₄ > С₂ > С₃) соединения. Концентрации метана, его гомологов (С₅ > С₆ > i-С₄ > С₇ > С₉) 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 > >i,нC₄ > С₅, азота и СO₂.

По отношению к гигиеническим нормативам концентрации большинства УВ в воздухе атмосферы ниже (на 2-4 порядка). Относительно повышены концентрации этилбензола и этилацетата (С_Ф/ПДК_АВ 0,7-0,8), по максимальным значениям - бензола, бутилацетата и пропана (Сф/ПДК_АВ 0,4-0,1), не опасны концентрации диэтиленгликоля и метанола (0,04 ПДК_АВ).

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 (С_зв/Сф): пропилена, м-ксилола (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 СO₂ 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 H₂S (до 5-34 %). Содержание N₂ и СO₂ - 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 месторождениях 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. Валуконис, А.Е. Ходьков. - Л.: Недра, 1978.

2. Гидрогеология газоносных районов Советского Союза / Под ред. В.Н. Корценштейна. - Тр. ВНИИгаза. - 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.

Abstract

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.

Таблица 1 Распространение УВ-газов в природных средах

Газы	Состав газа, %
	СН4	ТУ	СO2	N2	O2	H2
Месторождений:
газовых	87,9	30,0	0,6	3,3		0,00n-0,0n
нефтяных	73,5	17,0	1,5	5,7
Нефтепереработки		12-50 (СnН2n)
Атмосферы	1,2*10^-4	0,0n*10^-^4	0,03	78,0	21,0	0,000/7
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)*10^-^4	(4-152)*10^-^4		82,0	18,0	0,0002-0,003
осадочных	0,3 кг/м^3
соляных	1-20		0,1-6,0		29,0
Прикаспия	0,1-0,3 кг/м^3
Снеговых осадков	9-26*10^-^4	1,5*10^-^4
Поверхностных вод	413*10^-^4	0,7*10^-^4	1,5-1,7	80,0	12,0-13,0
Подземных вод	255*10^-^4	0,5*10^-^4	1,7	80,0	13,0	0,006

Таблица 2 Вертикальная зональность растворенных газов подземных вод

Газовая зона	Газонасыщенность, см^3/дм^3	Состав газов	Eh, мВ	рН	T, ̊C	SM, г/дм^3
Кислородно- азотная	15-100	O2 (до 14 мг/дм^3) N2 (до 30 мг/дм^3)	+ 110...+650	2,6-8,5	До 20	До 3
Азотная	17-180	N2 (95-99 %) Не и Ar (доли %)	+33...+ 100	5,6-7,7	25-100	1,35 (Туранская, Западно-Сибирская плиты); 55-300 (Русская платформа)
Сульфидно-углекисло-метаново-азотная	1300-2200	N2 (до 80 %) СO2 (до 10-20 %) СН4 (до 15-25 %) H2S (2-5 %)	-10...-320	6,5-8,2	10-75	2-250
Метаново- азотная (азотно- метановая)	2000	CH4,N2,H2 (до 25-30 %, имеются ТУ)	-80...-180	5,4-7,8	34-85	20-260
Метановая	До 10000	СН4 (85-95 %) ТУ (3-10 %)	-100...-180	6,7-8,5	30-100	20-90 (Скифская и Западно-Сибирская платформы); 200-300 (Русская платформа)
Углекисло- метановая	600-5000	СН4,ТУ (до 95 %) СO2 (до 65 %)	-30...-150	6,3-6,8	100-150	3-120
Сульфидно-углекисло-метановая	До 5000	СН4 (до 90 %) H2S (до 300 мг/дм^3) С02 (50-700 мг/дм^3)	-300...-370	5,3-5,6	100-180	80-160

Примечание. Преобладающий газ ставится на последнем месте.

Таблица 3 Верхний предел фона для различных газогеохимических зон Днепровско-Донецкой впадины

Зона газов	Газовый показатель
	CH4, %	ТУ, %	Vr, см^3/дм^3	Рг, МПа	Рг/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

Таблица 4 Значение отношений изомерных и нормальных форм бутана и пентана для залежей различного типа

Тип залежи	К1 = iС4Н10/нС4Н10	К2 = iС5Н12/нС5Н12
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

Таблица 5 Состав водорастворенных газов продуктивных пластов месторождений Прикаспия и Тюменского Севера

Номер скважины	Интервал, м	Газонасыщенность, см^3/дм^3	Содержание компонентов, %
			СН4	C2H6	С3Н8	С4Н10	С5Н12+высш	N2	CO2	H2S
Астраханское ГКМ (С2b)
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 (С2b - P1k)
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

* С₄Н₁₀+ВЫСШ.

** H₂S+CO₂.

Таблица 6 Средний состав сеноманского газа по месторождениям Тюменского Севера

Месторождение	Средний состав газа, %
	СН4	C2H6	С3Н8	С5Н10	С6Н12	N2	СO2	Ar	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

Таблица 7 Средний состав устьевого газа по залежам неокома Заполярного газоконденсатного

месторождения

Пласт	CH4	C2H6	С3Н8	iС4Н10	n-С4Н10	i-C5H12	нС5Н12	iС6H14	нC6H14	N2	СO2	H2
БТ6-8	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

Рис. 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

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

Концентрации: 1 - в выбросах, 2 - фоновые