Доц. д-р инж. Йордан М. Йорданов Archives

Доц. д-р инж. Йордан М. Йорданов

РЕЗЮМЕ

Целта на настоящата работа е да се оценят възможностите за петротермална енергетика в България, базирана на топлообмен от първично нагрети скални тела с висока остатъчна температура.. Потротермалната концепция използва циркулиращ работен флуид в инженерно синтезиран пластов резервоар, което е прието да се именува като „инженерна геотермална системи“ – ИГС. Дефинитивно всяка ИГС е привързана към различен тип скални тела, които са с остатъчна температура > 150оС и се разкриват в дълбочинния интервал 3-5 km. От тази позиция анализът е извършен за дълбочинно ниво 3 km и за интервала 3-5 km. От анализа на наличните данни за първото ниво може да се заключи, че към настоящия етап на изученост не се разпознават добре изразени петротермални зони (скални тела) с температура >150оС. Вероятно изключение е най-югозападната част на България (района на Петрич) и в зоната на развитие на хидротермалния мраморен хоризонт около с. Ерма река, където са възможни стойности ≤150оС. Регионалната оценка за втория дълбочинен диапазон очертава няколко зони с остатъчна температура >150OС. В Северна България и частично в Южна България най-високи температури са регистрирани в сондажи от Ломската депресия (до 160-180оС), с очаквано развитие на зоната на изток до района на Севлиево. В този диапазон е и Сливенско-Айтоската температурна аномалия. В Югозападна България се обособяват две високо активни геотермални зони: Югозападна и Централнородопска. Към първата принадлежат Софийската и Рила – Пирин – Огражденската, а към втората – Ерма река – Маданската аномалия. Най-високи температури са очакват в Софийската аномалия, със стойности до 190оС, докато за останалите се очаква до 180оС. В резултат на проведените изследвания върху геотермалните аномалии на територията на България и в частност разпознаването на зони с развитие на сухи или влажни нагрети скални тела върху които могат да се изградят ИГС, е формулиран извод, че установените към момента активни геотермални полета разкриват ограничен петротермален потенциал за изграждане на икономически ефективни ИГС. Въз основа на моделни интерпретации се очаква потенциалните обекти да са развити главно в Югозападна България и по-малко в Северна България. С неизяснени перспективи са вулканските структури в Югозападна България (Кожух планина и Централните Родопи), както и серията вулкани („базалтови могили“) по линията Свищов – Сухиндол.

КЛЮЧОВИ ДУМИ

петротермална система; нагрято скално тяло; кондуктивен топлообмен; инженерно формиран природен резервоар

ЦЯЛАТА СТАТИЯ В PDF ФОРМАТ

ВЪРХУ ВЪЗМОЖНОСТИТЕ ЗА ПЕТРОТЕРМАЛНА ЕНЕРГЕТИКА В БЪЛГАРИЯ

РЕФЕРЕНЦИИ

1. Бояджиева, К., Ст. Гешаров. 2001. Геотермичен каталог на България. ГорексПрес, 167 с.
2. Велинов, Т. 1986. Геотермично поле в България. Сп. БГД, год. XLVII, кн. 1, 1-9.
3. Добрев, Т., С. Димовски, С. Костянев. 2004. Изученост на геотоплинното поле в България и методична постановка за изясняване на дълбочинното му разпределение. Год. МГУ, том 47, свитък I, Геология и геофизика, София, 2004, стр. 251-258.
4. Петров, П., Св. Мартинов, К. Лимонадов, Ю.Страка.1970. Хидрогеоложки проучвания на минералните води в България. Изд. Техника, София, 196 с.
5. Петров, П., Кл. Бояджиева, Ст. Гешаров, Т. Велинов. 1991. Топлинно поле и геотермичен режим в България. Сп. БГД, год. LII, кн. 1, 60-74.
6. Христов, В. 2020.Използване на геотермална енергия и минералните води в България: състояние и перспективи. БАН, Инж. Геология и хидрогеология, 34, 7-17.
7. Хуторской, М., Н. Костова, А. Бендерев, В. Христов. 2019. Топлинен поток и дълбочинни температури в земната кора на България на основата на числено моделиране. Сп. БГД, год. 80, кн. 2, 2019, с. 53–60.
8. Щерев, К., 1962, Минералните води в България. С., Наука и изкуство; 205 с.
9. Янев, Й., З. Печкай, П. Лилов. 1993. К-Аг възраст и геодинамична позиция на базичните вулканити в Мизийската плоча. Сп. БГД, год. LIV, кн. 3, 1993, стр. 71-78.
10. Bojadgieva, K., Petrov, P., Gasharov, S. and Velinov, T., 1991: Bulgaria. – In: Geothermal Atlas of Europe (Eds.: Hurtig, E., Cermak, V, Haenel, R. and Zui, V), Hermann Haack Verlagsgesellschaft, Gotha, Germany, p. 16-17.
11. Bojadgieva, К., V. Hristov, A. Benderev. 2007. General overview of geothermal energy in Bulgaria. Acta Montanistica Slovaca Ročník 12 (2007), mimoriadne číslo 1, 86-91.
12. Breede. К., Kh. Dzebisashvili, X. Liu, G. Falcone. 2013. A systematic review of enhanced (or engineered) geothermal systems: past, present and future. Geothermal Energy, 2013, 1:4, 1-27.
13. Chamorro, C.R., J. García-Cuesta, M. E. Mondéjar, A. Pérez-Madrazo. 2014. Enhanced geothermal systems in Europe: An estimation and comparison of the technical and sustainable potentials. Energy 65, (2014) 250-263.
14. Donald, D. W. 2009. Hot dry rock geothermal energy: important lessons from Fenton Hill. Proceedings, Thirty-Fourth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California, February, 9–11.
15. Dobrev, T., S. Dimovski, S. Kostyanev, V. Stoyanov, G. Aleksiev.2006a. A study of thermal field structure in the Earth’ crust of Bulgaria. BAS. Проблеми на географията, кн. 1-2, 3-17.
16. Dobrev, T., S. Dimovski, S. Kostyanev, V. Stoyanov, G. Aleksiev. 2006b. Characteristics of the surfaceheat flow density on the territory of Bulgaria and the neighboring Black Sea shelf. BAS. Проблеми на географията, кн. 1-2, 18-26.
17. Gerginov, P., N. Stoyanov, S. Valtchev, A.Benderev.2022. Heat potential of the Upper Jurassic–Lower Cretaceous aquifer in Central Northern Bulgaria: conditions and prospective use. Сп.БГД, год. 83, кн. 1, 2022, с. 39–49.
18. Hristov. V, N. Stoyanov, S. Valtchev, S. Kolev, A. Benderev.2019. Utilization of low enthalpy geothermal energy in Bulgaria. 2nd International Geothermal Conference IOP Conf. Series: Earth and Environmental Science 249 (2019) 012035, 1-9.
19. Jain, Ch., Ch. Vogt, Ch. Clauser. 2015. Maximum potential for geothermal power in Germany, based on engineered geothermal systems. Geothermal Energy, 3:15, 1-20.
20. Jiang, G., Yi Wang, Y. Shi, Ch. Zhang, X. Tang, Sh. Hu. 2016. Estimate of Hot Dry Rock Geothermal Resource in Daqing Oilfield, Northeast China. Energies 2016, 9, 731, 1-13.
21. Jung, R. EGS — Goodbye or Back to the Future.2013. Effective and Sustainable Hydraulic Fracturing, http://dx.doi.org/10.5772/56458, 95-121.
22. Nath, F., N. Mahmood, E. Ofosu, A. Khanal. 2024. Enhanced geothermal systems: A critical review of recent advancements and future potential for clean energy production. Geoenergy Science and Engineering, 243, 2024, 1-19.
23. Sharmin, T., N. Rodoshi Khan, S. Akram, M. Ehsan. 2023. A State-of-the-Art Review on Geothermal Energy Extraction, Utilization, and Improvement Strategies: Conventional, Hybridized, and Enhanced Geothermal Systems. International Journal of Thermofluids. 18, 2023, 2-25.
24. Shyi-Min Lu. 2017. A global review of enhanced geothermal system (EGS).
Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 81, Part 2, 1-23.

НАУЧНИ ПУБЛИКАЦИИ by mdgmagazine април 9, 2025

2796Views 0Comments

ЕКСЕРГИЕН ПОТЕНЦИАЛ НА ГЕОТЕРМАЛНИТЕ ИЗТОЧНИЦИ В БЪЛГАРИЯ

Доц. д-р инж. Йордан М. Йорданов

РЕЗЮМЕ

В резултат на глобалната потребност от оползотворяване на наличните възобновяеми енергийни източници (ВЕИ), в България е налице повишен интерес към оценка на енергийния потенциал на геотермалните ресурси и тяхната пригодност в частност за електропроизводство. Обичайна практика е тази оценка да се извършва по набор от количествени параметри, изведени от фундаменталните принципи на термодинамиката. Целта на настоящата работа е да представи сравнителен анализ на ексергийния потенциал на по-високо енталпийните геотермални обекти в страната, с оглед тяхната пригодност за изграждане на геотермална електроцентрала (ГТЕЦ).
Практиката оценява ефективността в трансформирането на геотермалната енергия в топло и/или електроенерия със стандартни термодинамични параметри, възприети и от нас за целите на настоящия анализ: енталпия, ентропия, ексергия, специфичен ексергиен индекс (SExI)-безразмерен параметър, изразен чрез отношение на конкретната стойност на ексергията към максималната ѝ стойност от 1192,6 kJ/kg.
Понастоящем практиката използва класификационна схема, базирана на стойностите на ексергията и SExI. На тази основа е прието геотермален ресурс със специфична ексергия > 600 kJ/kg и SЕхI,>0,5 да e ресурс „от висока категория“ или „високо качество; ресурс с показатели по-малки от 60 и 0,05 да се оценява от „ниска категория“ или „ниско качество“. В границите 60 – 600 и 0,05 – 0,55 е ресурс от „средна категория“ или „средно качество“. Авторът въвежда нов клас – „твърде ниско качество“, когато Ех < 15 и SЕхI < 0,013. За по-голямо удобство в работата е въведена и буквена сигнатура, съответно клас: А, B, С и D, отразени в приложена таблица.
Независимо от установените в България повече от 800 водни обекта, с надкритичен ексергиен потенциал са оценени 20 обекта, чийто ресурс може да се утилизира в геотермална инсталация за топло и/или електропроизводство.
От анализа на наличните данни може да се заключи, че преобладават обектите с нисък ексергиен потенциал (Ех <60 kJ/kg), с изключение на Ермореченската геотермална зона, за която е пресметната стойност от 69,40 kJ/kg, респективно SExI > 0.05, характерно за „средно качество“ геотермален ресурс. Останалите 19 обекта са оценени с нисък ексергиен потенциал (Ех =15-60 kJ/kg и SExI =0,013- 0.05), адресирани към клас „С“. Освен ограниченото ниво на ексергия (полезна работа), не се очаква и дебит на топлоносител > 20 l/s, които след корекция за ексергийни загуби, лимитира проектната нетна мощност до 250-300 kW, което трудно ще привлече инвеститорски интерес.
В заключение към раздела ще отбележим, че установените към момента геотермални зони и проявления на територията на България имат най-често нискоентарпиен профил и ограничен ексергиен потенциал. С изключение на геотермалната зона Ерма река, останалите обекти разкриват потенциал за икономически жизнеспособни проекти в сегмента за директна употреба с топлинен товар или когенерация в бинарни инсталации с подходящ органичен работен флуид.

КЛЮЧОВИ ДУМИ

ентропия,енталпия, ексергия, геотермален обект, геотермална централа

ЦЯЛАТА СТАТИЯ В PDF ФОРМАТ

ЕКСЕРГИЕН ПОТЕНЦИАЛ НА ГЕОТЕРМАЛНИТЕ ИЗТОЧНИЦИ В БЪЛГАРИЯ

РЕФЕРЕНЦИИ

1. Борисова,А.,Д. Попов. 2015.Технологични особености и параметри на малка бинарна ТЕЦ с нискотемпературен топлинен източник. Сп. Енергетика, 62-67.
2. Гълъбов, М. М., Н. Т. Стоянов. 2011. Термохидродинамика на геотермалните находища. С., Изд. “В. Недков”, 202 с.
3. Динкова, В. 2012.Геотермална енергия – Решения от недрата на Земята, сп. Енергия, брой 6, 2012.
4. Захариев, В.,Б. Денева. 2003. Изследване на режима на минералните води в находище Пчелински бани и актуална оценка на експлоатационните им ресурси, Годишник на МГУ, том 46, свитък I, Геология и геофизика, София, 2003, стр. 257-262.
5. Йорданов,Й.И.Костадинов.2017. Българска геотермална електроенергия – мит или реалност. Сп. Минно дело и геология, 2-3,28-34.
6. Йорданов,Й.2023.Енталпиен профил на хидротермалните природни резервоари в България. Сп. Минно дено и геология, бр. 7-8, 46-52.
7. Пенчев,П.,В.Захариев,Б.Денева.2003.Хидрогеология на Долнобанския термоводоносен басейн. Год. МГУ,т.46, св. 1, Геология и геофизика, 299-306.
8. Пенчев, П.,В.Величков.2011(а).Находищата на минерални води в района на София. Съвместен проект на БАПВ и Столична община, ОП „Туристическо обслужване“
9. Пенчев, П.,В.Величков. 2011(б).Оценка на ресурсите на находище на минерални води „Симитли”- област Благоевград, община Симитли, гр.Симитли, Фирмен доклад на „Геохидродинамика“ ЕООД.
10. Петров,П.,Св. Мартинов, К.Лимонадов, Ю.Страка.1970. Хидрогеоложки проучвания на минералните води в България, изд. Техника, София, 196 стр.
11. Стоянов,Н.,2015. Математически и филтрационен модел на термоминералното находище „Хасковски минерални бани“. год. МГУ, т.56, св. 1, Геология и геофизика, 184-191.
12. Стоянов, П.2024. Геотермалната енергия в България – много възможности, нула реализация. Еконовини. БГ.
13. Стоянов,Н.,С.Зейнелов.2018. Математически филтрационен модел на термоминералното находище Красново (Южна България). Год. МГУ, Геол. и геофизика, св.61,73-78.
14. Щерев, К.2004. Перспективи и прегради в разработването на потенциала от минерални води и геотермална енергия в България. Сп. Водно дело, София, 2004 г
15. Bett,A.K.,L.K.Langat,E.K.Rop&S.Jalilinasrabady.2021.Optimization of Olkaria Geothermal Brine for a Proposed Binary Unit by Energy and Exergy Analysis. Proceedings World Geothermal Congress 2020+1 Reykjavik, Iceland, April – October 2021.
16. Bojadgieva, K., H. Hristov,V.Hristov and A. Benderev.2000.Status of geothermal energy in Bulgaria. Proceedings World Geothermal Congress 2000 Kyushu – Tohoku, Japan, May 28 – June 10, 2000.93-98.
17. Bojadgieva,K., H. Hristov, V. Hristov, A. Benderev and V. Toshev. 2005. Geothermal Update for Bulgaria (2000-2005). Proceedings World Geothermal Congress 2005 Antalya, Turkey, 24-29 April 2005. 1-11.
18. Bojadgieva,K., V. Hristov and A. Benderev.2010. Aspects of Regional Geothermal Water Use in Bulgaria.Proceedings World Geothermal Congress 2010 Bali, Indonesia, 25-29 April 2010.1-7.
19. Bojadgieva,К.,H.Hristov,A.Berova-Andonova, A.Benderev & V.Hristov.2015.Geothermal Update for Bulgaria (2010-2014).Proceedings World Geothermal Congress 2015. Melbourne, Australia, 19-25 April 2015.
20. Botvarsson,G.,D.Eggers.1972.The exergy of thermal waters. Geothermic I, 93-95.
21. DiPippo,R.2004. Second Law assessment of binary plants generating power from low-temperature geothermal fluids. Geothermics 33 (2004) 565–586.
22. Gosnold, W.,C.Anna, K.Kris et al. Concept for a Distributed Baseload Binary Power Network. GRC Transactions, Vol. 41, 2017.
23. Ivanova Teneva-Georgieva,S. and A.Andreev.2005.The Erma Reka Low-Enthalpy System (S-Bulgaria) – Geothermal Characteristics.Proceedings World Geothermal Congress 2005 Antalya, Turkey, 24-29 April 2005. 1-7.
24. Kuzgunkaya,E.2015. Evaluation of Turkey’s Geothermal Energy Resources in terms of Exergy Analysis. Proceedings World Geothermal Congress 2015 Melbourne, Australia, 19-25 April 2015.
25. Lee.К.С.1996. Classification of the geothermal resources – an engineering approach. PROCEEDINGS, Twenty-First Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California, January 22-24, 1996 SGP-TR- 151.85-92.
26. Moon,Н.,S. Zarrouk.2012. Efficiency of geothermal power plants: A worldwidw review. New Zealand Geothermal Workshop 2012. Proceedings 19 – 21 November, Auckland, New Zealand.
27. Shterev, K.,I. Zagorchev.1996.Mineral waters and hydrogeothermal resources in Bulgaria; GeoJournal 40.4.
28. Subir K. Sanya.2005.Classification of geothermal systems – a possible scheme. Proceedings, Thirtieth Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University, Stanford, California, January 31-February 2, 2005 SGP-TR-176.
Фондови материали и проекти
1. Петров,П.(ред.).1998.Преоценка на ресурсите на геотермална енергия в България. Договор 69/1998, С.,БАН.
2. Щерев,К.2014. Възможности, условия и интереси за пълно разкриване на потенциала от минерална вода и геотермална енергия на хидро-геотермалното находище в гр. Стрелча. (Експертно-аналитично изследване)
3. COWI, EкоПро Консулт (а)– Предварително проучване за изграждане на геотермална отоплителна централа в Сапарева баня, Министерство на Енергетиката и Енергийните ресурси, юни 2005.
4. COWI, EкоПро Консулт (б)– Предварително проучване за изграждане на геотермална отоплителна централа в Златоград на база геотермално находище Ерма река, Министерство на Енергетиката и Енергийните ресурси, юни 2005.

НАУЧНИ ПУБЛИКАЦИИ by mdgmagazine март 9, 2025

2392Views 0Comments

„БЕЛИЯТ ВОДОРОД“- НОВАТА ПАРАДИГМА НА ПРИЛОЖНАТА ГЕОЛОГИЯ

Доц. д-р инж. Йордан М. Йорданов

РЕЗЮМЕ

Естествен или геоложки, известен още и като „бял“ водород, е природен молекулярен водород (Н2), който при определени условия насища скални резервоари, откъдето може да бъде извлечен. Вниманието към този продукт се изостри след последните открития във Франция (минен басейн Lorraine), Мали (Bourakebougou поле), САЩ (Atlantic Coastal Plain), Los Fuegos Eternos във Филипините, Австралия (Kangaroo Island ), Испания (провинция Арагон) и особено газовия приток от мина Булкиза в Албания. Цел на настоящата работа е разработването на концептуален методичен подход за търсене и проучване на находища на геоложки водород.
В природата Н2 присъства основно под форма на: свободен газ; адсорбиран в минералната матрица; разтворен в пластова вода и под форма на флуидни включения в минерали. Прието е генерираният водород да бъде продукт от две генетични линии: абиогенна и биогенна. Според тези хипотези основните генерационни модели са: дегазационни процеси на дълбоко залягащи водородоносни скални слоеве от корово-мантийната обвивка; серпентинизация на ултрабазични скални комплекси при контакт в пластова или порова вода; радиоактивен разпад на U,Th, K и природен радиолизен механизъм с участието на пластова вода; геотрибологичен ефект (физикохимични процеси и явления, настъпващи при мащабна компресия и дислокация на скални маси, при които се генерира Н2); деструкция на хидроксилни групи в кристалната решетка на редица минерали; термична или биологична деструкция на органика в скалите; биологична активност; антропогенна активност. Посочените по-горе модели дават приоритет на процеси, свързани с корово-мантийна среда и по тази логика насочват стратегията за търсене към структури, привързани към серпентинизирани офиолитни серии, океански спредингови центрове, трансформни разломи, пасивни и конвергентни окрайнини, вътрешноконтинентални рифтови и разломни зони. Акумулираните и анализирани теренни данни за геоложки водород позволяват да се формулират следните изводи:
– водородопроявленията имат глобален характер, както по географски признак, така и по отношение на литосферата;
– от предложените повече от 32 генерационни модела, основен принос в генезиса на геоложки водород имат: дегазационни процеси на дълбоко залягащи слоеве от корово-мантийната обвивка; серпентинизация на ултрабазични скални комплекси; радиоактивен разпад на U,Th, K и природен радиолизен механизъм; термична или биологична деструкция на органика в скалите; биологична активност;
– макар и недостатъчни, наличните сведения позволяват да се постави рамката на обобщен генерационен модел за Н2, базиран на абиогенната генетична линия и върху тази хипотеза да се изгради адекватна стратегия за неговото търсене и усвояване.

КЛЮЧОВИ ДУМИ

водородопроявления, серпентинизация, природен радиолизен механизъм, ултрабазити, офиолити, корово-мантийна дегазация

ЦЯЛАТА СТАТИЯ В PDF ФОРМАТ

„БЕЛИЯТ ВОДОРОД“- НОВАТА ПАРАДИГМА НА ПРИЛОЖНАТА ГЕОЛОГИЯ

РЕФЕРЕНЦИИ

1. Велев, В. 2024. През следващите години по света ще има повече работа за геолози. Сп. Геология и минерални ресурси, 1,3-4.
2. Вовк, И. Ф.1 979. Радиолиз подземных вод и его геохимическая роль. Недра, Москва, 1979 г., 231 стр.
3. Войтов, Г. И., И. Николаев, Ю. А. Уточкин, В. П. Рудаков, Д. И. Ишанкулиев.1995. О потоке водорода в приземную тропосферу в геодинамически различных геоструктурных зонах земли. Доклады Акад. наук, том 344, № 1, с. 110–114, Геофизика.
4. Ларин, В. Н. 2005. Наша Земля (происхождение, состав, строение и развитие изначально гидридной Земли). Москва „Агар“ 2005, 242 стр.
5. Кожухарова, Ев. 2016. Геотрибологията – един нов поглед към тектонометаморфизма. Сп. БГД, год. 77, кн. 2–3, 2016, с. 49–58.
6. Молчановв, В. И. 1981.Генерация водорода в литогенезе. Новосибирск, Наука, 1981. 142 стр.
7. Шакиров, Р., Н. С. Сырбу, А. И. Обжиров. 2016. Разпределение гелия и водорода в отложениях и воде на склоне о. Сахалина. Литология и полезные ископаемые, № 1, с. 1–14.
8. Шестопалов, В. М. 2020. О геологическом водороде. Геофизический журнал № 6, Т. 42, 2020. 3-35.
9. Abriano, A., N. C. Sturchio, J. K. Bonkle, G. L. Lyon, R.J.Poreda, C. M. Stevens. 1988. Chemical Geology, 71 (1988). Methan-hydrogen gas seeps, Zambales Ophiolite, Philipines: Deep or shalow origin? Elsevier Science Publishers B. V., Amsterdam. Scripps Institution of Oceanography, University of California at San Diego, La Jolla, CA 92093 (U.S.A.) (Revised and accepted July 7, 1988), 2011-222.
10. Aimikhe, V. J. & E. E. Oghenegare. 2023. Recent Advances in White Hydrogen Exploration and Production: A Mini Review. Journal of Energy Research and Reviews Volume 13, Issue 4, Page 64-79, 2023; Article no.JENRR.99222 ISSN: 2581-8368.
11. Blay-Roger, R., W.Bach, L. F. Bobadilla , T. R. Reina , Jos´e A. Odriozola, R. A. V. Blay.2024. Natural hydrogen in the energy transition: Fundamentals, promise, and enigmas. Renewable and Sustainable Energy Reviews 189 (2024), 2-9.
12. Boreham, Ch., A,C, Dianne, S. Edwards, A. Kr. Czadob, N. Rollet et al. 2021. Australian natural gas: occurrences, sources and resources. The APPEA Journal 2021, 61, 163–191 https://doi.org/10.1071/AJ20044.
13. Ehhalt, D. H. & F. Rohrer. 2009. The tropospheric cycle of H2: a critical review. Tellus (2009), 61B, 500–535.
14. Ershov, B. 2022. Natural Radioactivity and Chemical Evolution on the Early Earth: Prebiotic Chemistry and Oxygenation. Molecules, 27, 8584. ttps://doi.org/10.3390/mol. 2-26.
15. Gilat, A. & A. Vol. 2005. Primordial hydrogen-helium degassing, an overlooked major energy source for internal terrestrial processes. 2005. HAIT Journal of Science and Engineering B, Volume 2, Issues 1-2, pp. 125-167.
16. Gregory, S. P., M. J. Barnett, L. P. Field, A. E. Milodowski. 2019.Subsurface Microbial Hydrogen Cycling: Natural Occurrence and Implications for Industry. Microorganisms 2019, 7, 53;1-27.
17. Guelard, J., V. Beaumont, V. Rouchon, F. Guyot, D. Pillot, D. Jezequel, M. Ader, K. D. Newell, E. Deville. 2017. Natural H2 in Kansas: Deep or shallow origin? Geochem. Geophys. Geosyst., 18, 1841–1865, doi:10.1002/ 2016GC006544.
18. Hallis, L.,G.R.Huss, K.Nagashima, G. J.Taylor, S.A.Halldórsson, D.R.Hilton, M.J.Mottl, K.J. Meech.2015.Evidence for primordial water in Earth’s deep mantle. Geochemistry Science · November 2015 13,Vol 350 Issue 6262, 795-797.
19. Han, S. -B., C. -H. Xiang, X. Du et al. 2023. Geochemistry and origins of hydrogen-containing natural gases in deep Songliao Basin, China: Insights from continental scientific drilling, Petroleum Science, https://doi.org/10.1016/j.petsci.2023.10.031.
20. Hosgormez, H., G. Etiope, M. N. Yalcin. 2008. New evidence for a mixed inorganic and organic origin of the Olympic Chimaera fire (Turkey): a large onshore seepage of abiogenic gas. Geofluids, Volume 8, Issue4 Special Issue: Special Thematic Edition on Gas Geochemistry.
21. Keir, R. S. 2010. A note on the fluxes of abiogenic methane and hydrogen from mid‐ocean ridges. Geophysical research letters, vol. 37, L24609, doi:10.1029/2010GL045362, 1-5.
22. Larin, N., V. Zgonnik, S. Rodina, E. Deville, A. Prinzhofer, V. N. Larin. 2014. Natural Molecular Hydrogen Seepage Associated with Surficial, Rounded Depressions on the European Craton in Russia. Natural Resources Research ( 2014) DOI: 10.1007/s11053-014-9257-5.
23. Lefeuvre, N., E. Thomas, L. Truche et al., 2024. Characterizing Natural Hydrogen Occurrences in the Paris Basin From Historical Drilling Records. Geochemistry, Geophysics, Geosystems, 25, e2024GC011501. https://doi.org/10.1029/ 2024GC011501.
24. Lollar, B. Sh., T. C. Onstott, G. L.-Couloume & C.J. Ballentine. 2014. The contribution of the Precambrian continental lithosphere to global Н2 producrion. Nature, vol. 516, 379-382.
25. Lin, Li and J. Hall. 2005. Radiolytic H2 in continental crust: Nuclear power for deep subsurface microbial communities. Geochem. Geophys. Geosyst., 6, Q07003, doi:10.1029/2004GC000907.
26. Maiga, О., E. Deville, J. Laval, A. Prinzhofer, A. B. Diallo. 2023.Characterization of the spontaneously recharging natural hydrogen reservoirs of Bourakebougou in Mali. Scientific Reports 13:11876 | https | https://doi.org/10.1038/s41598-023-38977-y.
27. Merdith, A.S., P. García del Real, I. Daniel, M. Andreani, N. M. Wright & N. Coltice. 2020. Pulsated Global Hydrogen and Methane Flux at Mid‐Ocean Ridges Driven by Pangea Breakup. Geochemistry, Geophysics, Geosystems. 2020, 1-20.
28. Milkov, A. 2022. Molecular hydrogen in surface and subsurface natural gases: Abundance, origins and ideas for deliberate exploration. Earth-Science Reviews Vol. 230, July 2022.
29. Parnell, J., N. Blamey. 2017. Global hydrogen reservoirs in basement and basins. Blamey. Parnell and Blamey Geochem Trans (2017).1-8.
30. Prinzhofer, A. I. Moretti, J. Francolin, C. Pacheco, A. D‘Agostinoe, J. Werly, F. Rupin. 2019. Natural hydrogen continuous emission from sedimentary basins: The example of a Brazilian H2-emitting structure. International Journal of Hydrogen Energy, https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.01.119.
31. Sakamoto, M., Y. Sano, H. Wakita. 1992. 3He/4He ratio distribution in and around the Hakone volcano. Geochemical Journal, Vol. 26, pp. 189-195,
32. Tian,Q-n., Shu-qing Yao, M. Shao, W. Zhang, H.Wang. 2022. Origin discovery exploration and development status and prospect of global natural hydrogen under the background of „carbon” neutrality”. China geology 5 (2022), 722-733.
33. Truche, L., F.-V. Donzé, E. Goskolli, B. Muceku, C. Loisy, Ch. Monnin, H. Dutoit, A. Cerepi.2024. A deep reservoir for hydrogen drives intense degassing in the Bulqizë ophiolite. Science 383, 618–621 (2024).
34. Zhang, L., L. Zhang, M. Tang, X. Wang, R. Tao, Ch. Xu, Th. Bader. 2023. Massive abiotic methane production in eclogite during cold subduction. 2023. National Science Review 10: nwac207, 2023,1-11.
35. Zgonnik, V., V. Beaumont, N. Larin, D. Pillot, E. Devill. 2019.Diffused flow of molecular hydrogen through the Western Hajar mountains, Northern Oman.2019, Arabian Journal of Geosciences, (2019) 12:71,70-80.
36. Zgonnik, V. 2020. The occurrence and geoscience of natural hydrogen: A comprehensive review. Earth-Science Reviews 203 (2020) 103140, 1-51.
37. Walter, S., A. Kock, T. Steinho, B. Fiedler et al. 2015. Isotopic evidence for biogenic molecular hydrogen production in the Atlantic Ocean. Biogeosciences Discuss., 12, 1–47.
38. Wang, Lu., Zh. Jin, X. Chen, Y. Su, X. Huang. 2023. The Origin and Occurrence of Natural Hydrogen. Energies 2023, 16, 2400. https://doi.org/10.3390/en16052400.
39. Warr, Ол., Th. Giunta, Ch.J. Ballentine, B. Sh. Lollar. 2019. Mechanisms and rates of 4He, 40Ar, and H2 production and accumulation in fracture fluids in Precambrian Shield environments. Chemical Geology 530 (2019) 119322, 1-13

НАУЧНИ ПУБЛИКАЦИИ by mdgmagazine януари 20, 2022

2028Views 0Comments

БЪЛГАРСКА ГЕОТЕРМАЛНА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ – МИТ ИЛИ РЕАЛНОСТ

Доц. д-р инж. Йордан М. Йорданов, Иван Костадинов

РЕЗЮМЕ

През последните години индустриалният свят показва ръст на проекти за оползотворяване на геотермалната енергия в частта за производство на електроенергия – геотермална електроцентрала (ГТЕЦ). От тези съображения е и основната цел на настоящата работа: оценка на перспективите за геотермално електропроизводство в страната, извършена въз основа на анализ на световния опит от реализацията на подобен тип проекти. Патентните ведомства са регистрирали множество технологични решения, формално обединени в четири групи: пароструйни; газоструйни; бинарни и комбинирани схеми. Най-широко се използват бинарните решения, които оперират с два затворени технологични кръга. В единия кръг циркулира геотермалният топлоносител, а във втория – флуид с ниска температура на кипене, най-често органичен флуид (изобутан, пентафлуорпропан и др. След аналитичния преглед на геотермалните находища (полета) в България, най-подходяща се оценява бинарната технологична концепция. Наличните данни показват, че отсъстват високотермални източници (>150-160oС) и само в 18 случая са налице приемливи параметри за потенциална бинарна ГТЕЦ. Единственото изключение е може би Ерморечката геотермална аномалия от Маданския район, свързана с високонагретия І мраморен хоризонт, с установената на 1270 m температура от 129,6оС. В резултат на извършените работи по оценка на перспективите за икономически целесъобразни бизнес инициативи в България за производство на електроенергия от геотермални ресурси, преценяваме, че в настоящия момент (и до 2025 г.) не са налице благоприятни предпоставки, които да привлекат вниманието на инвеститори за изграждане на малки генериращи мощности (1-30 MW). При промяна на регионалния бизнес климат, в съчетание с поощрителна, проактивна нормативна база, е възможно изложената преценка да претърпи кардинална промяна.

Ключови думи

геотермална електроенергия, технологии, перспективи

ЦЯЛАТА СТАТИЯ В PDF ФОРМАТ

БЪЛГАРСКА ГЕОТЕРМАЛНА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЯ – МИТ ИЛИ РЕАЛНОСТ

РЕФЕРЕНЦИИ

1. Parlaktuna, M., O. Mertoglu, S. Simsek, H. Paksoy, N. Basarir. Geothermal Country Update Report of Turkey (2010-2013). European Geothermal Congress 2013 Pisa, Italy, 3-7 June 2013.
2. Bertani, R. Geothermal Power Generation in the World 2010-2014. Update Report. Enel Green Power Proceedings, World Geothermal Congress 2015, Melbourne, Australia, 19-25 April 2015.
3. Franco, A., M. Villani. Geothermics, v.38,4, 2009, December, 379-391
4. Bombarda,P.A.Divia,E.Macchi.1998. Combined, mixed, flash and binary cycles for electricity generation from geothermal sources. Part A: Eelected configurations calculation model P. A. E. of Energetics, Politecnicodi Milano, Italy, Proceedings 20th NZ GeothermalWorkshop 1998.
5. Carotenuto, A., M. Ciccolella, N. Massarotti, A. Mauro. Models for thermo-fluid dynamic phenomena in low enthalpy geothermal energy systems: A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 60, 2016, 330–355.
6. Sabatelli, F. Flash steam geothermal power plant. Main features and issues. Enel Green Power,Pisa, 2013, Oct.,9th.
7. Spadacini, C., M. Frassinetti, A. Hinde, S. Penati, M. Quaia, D. Rizzi, A. Serafino. Exergy, The First Geothermal Organic Radial Outflow Turbines Via Santa Rita, 21057, Olgiate Olona (VA), Italy, 2015.
8. Simsek, S. International Geothermal Conference, Reykjavík, Sept. 2003 Session #5 Present status and future development possibilities of Aydın-Denizli Geothermal Province, 16 стр.
9. Mertoglu, O., N. Basarir. Recent geothermal development in Turkey. Geftherm Expo and Congress, 25 – 25.12.2016, Offenburg.
10. Петров, П., Св. Мартинов, К. Лимонадов, Ю. Страка. Хидрогеоложки проучвания на минералните води в България, Техника, София, 1970, 195 стр.
11. Захариев, В., Б. Денева. Изследване на режима на минералните води в находище Пчелински бани и актуална оценка на експлоатационните им ресурси, Годишник на МГУ, том 46, свитък I, Геология и геофизика, София, 2003, стр. 257-262.
12. Пенчев, П., В. Захариев, Б. Денева. Хидрогеология на Долнобанския термоводоносен басейн. Годишник МГУ, том 46, свитък I, Геология и геофизика, София, 2003, стр. 299-306.
13. Пенчев, П., В. Величков. Находищата на минерални води в района на София. Съвместен проект на БАПВ и Столична община, ОП „Туристическо обслужване“, 2011.
14. Пенчев, П., В. Величков. Оценка на ресурсите на находище на минерални води „Симитли”- област Благоевград, община Симитли, гр.Симитли, Фирмен доклад на „Геохидродинамика“ ЕООД, 2011.
15. Стоянов, Н. Математически филтрационен модел на термоминералното находище „Хасковски минерални бани“. Годишник на МГУ, „Св. Иван Рилски“, Том 58, Св. I, Геология и геофизика, 2015, 184-189.
16. Bojadgieva,K.,H.Hristov,V.Hristov,D.Benderev. 2000. Status of geothermal energy in Bulgaria. Proceedings World Geothermal Congress 2000, Kyushu – Tohoku, Japan, May 28 – June 10, 2000.
17. Bojadgieva,K. H. Hristov, V. Hristov, A. Benderev, V. Toshev. 2005 Geothermal Update for Bulgaria (2000-2005). Proceedings World Geothermal Congress 2005 Antalya, Turkey, 24-29 April 2005.
18. Teneva-Georgieva,S.,A. Andreev. 2005. The Erma Reka Low-Enthalpy System (S-Bulgaria) – Geothermal Characteristics. Proceedings World Geothermal Congress 2005 Antalya, Turkey, 24-29 April 2005.
19. Benderev,A.,R. Atanassova, A. Andreev, V. Hristov, K. Bojadgieva, S. Kolev. Hydrochemical Characteristics of Erma Reka Geothermal Reservoir (S. Bulgaria). Proceedings World Geothermal Congress 2015 Melbourne, Australia, 19-25 April 2015.
20. http://old.bluelink.net/water/zbr/struma/hidrolojko
21. Atmaca, I. Resource assessment in Aydin-Pamukoren geothermal field, submitted1, for the degree of Master of Science in Mining Engineering Department, Middle east Technical University, 2010.
22. Михнев, М., П. Петров. Термалните води и геотермичните условия в югоизточната част на Маданския руден район. Сп. БГД, 1962, кн.1, 91-100.|

НАУЧНИ ПУБЛИКАЦИИ by mdgmagazine януари 18, 2022

1635Views 0Comments

ДЕФИНИТИВНИ БЕЛЕЗИ НА НЕПРЕКЪСНАТИТЕ (IN SITU) ПЕТРОЛНИ АКУМУЛАЦИИ

Доц. д-р инж. Йордан М. Йорданов

РЕЗЮМЕ

Основна цел на настоящата работа е разкриването на базови характеристики на петролните находища в земната кора, които петролната общност поделя на клас: а) традиционни и клас б) нетрадиционни (респ. конвенционални и неконвенционални). Последните в англоезичната литература получиха наименованието „continuous petroleum accumulations”. Впоследствие се установиха и редица природни акумулации, които носят междинна характеристика, именувани като “quasi-continuous”, адаптирани от автора като „квази-нетрадиционен“. На тази основа в работата групираме петролните акумулации по света най-общо в клас: а) традиционни и клас б) нетрадиционни. Последните от своя страна поделяме на подклас квази-нетрадиционни и същински нетрадиционни или непрекъснати (continuous accumulations). Макар и коректен, терминът „непрекъснати“ не покрива в достатъчна степен тяхната геолого-генетичната същност, поради което е дадено предпочитание на латинската фраза in situ.
Като се придържаме към възприетата от нас геолого-генетична платформа за анализ на проблемите по традиционните и нетрадиционни петролни насищания, както и от посочените по-горе принципни отличия, дефинираме „същинските in situ акумулации“ като: ….значителна по пространствен обхват нефтогазогенерираща скална среда, с ниска и твърде ниска матрична проницаемост, в която се формират локалитети с повишена наситеност с ВВ продукти, без разпознаваеми контакти на ВВ фазата с пластовите води, без видими контури на геокапан и екран, а локализационните процеси не се контролират от плътностна диференциация на пластовите флуиди (архимедовите сили)….
Според нас „квази-in situ акумулация“ е: ……значителна по пространствен обхват и хетерогенна по вместващи свойства плътна скална среда, която първично съдържа множество локализирани участъци с по-добри резервоарни свойства („sweet spots”), които впоследствие инвазивно са наситени с ВВ продукти, мигриращи от непосредствено разположени нефтогазомайчини скали, без ясно разпознаваеми контури на насищането и дифузни контакти с пластовата вода.….
Критичен елемент при дефинирането на квази-in-situ акумулациите е изискването за широко площно развитие (от няколкостотин до хиляда и повече квадратни километра) непосредствен суперпозиционен (или латерален) контакт между генериращи скални комплекси и потенциални квази-резервоари.

КЛЮЧОВИ ДУМИ

петролни акумулации, дефиниране на квази-in-situ акумулации

ЦЯЛАТА СТАТИЯ В PDF ФОРМАТ

ДЕФИНИТИВНИ БЕЛЕЗИ НА НЕПРЕКЪСНАТИТЕ (IN SITU) ПЕТРОЛНИ АКУМУЛАЦИИ

РЕФЕРЕНЦИИ

1.   Аверьянова, О. Ю. 2015. Нефтегазовые системы славнцевых нефтематеринских формаций. Дисертационен труд, Санкт Петербург, 225 стр.
2.   Ботушаров, Н., Г. Георгиев. 2003. Колекторски свойства на средноюрските (BC) седименти в Търновското понижение. Год. СУ, кн. І Геология,т.96, 75-85.
3.   Валяев, Б. М. 2014. Специфика и разнообразие процессов нетрадиционного нефтегзонакопления. ЭНЖ. Георесурсы, Геоэнергетика, геополитика. Выпуск, 2(10), Стр.1-9.
4.   Георгиев, Г. 1983. Геоложки предпоставки за нефтогазоносна перспективност на долно-средноюрските седименти в южната част на мизийската платформа в С.И.България. Нефтена и въгл. геология, 18, 20-33.
5.   Занева-Добранова, Еф. 2002. Нетрадиционни източници на въглеводородни ресурси. София, Изд. къща „Св. Иван Рилски“, 108 стр.
6.   Ковалёва, Е. Д., Ю. Б. Силантьев. 2013.Направления повышения эффективности освоения нетрадиционных ресурсов газа. Научно-технический сборник · Вести Газовой науки, № 5 (16).
7.   Николов, Зд. 2000. Добруджанският въглищен басейн – потенциален източник на природен газ. Сп. Минно дело и геология, 6-7, 43-47.
8.   Обжиров, А. И. 2014. Взаимосвязь традиционных и нетрадиционных ресурсов углеводородов. 2(10) ЭНЖ. Георесурсы, Геоэнергетика, геополитика. Стр. 1-9.
9.   Basin-centered gas systems of the U.S. Project DE-AT26-98FT40031. U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory Contractor: U.S. Geological Survey Central Region Energy Team DOE Project Chief: Bill Gwilliam USGS Project Chief: V.F. Nuccio Contract Period: April, 1998-November, 2000 Final Report
10.   Caineng Zou. 2017. Unconventional petroleum geology (second edition). Elsevier. ISBN: 978-0-12-812234-1, pp 481.
11   Chenglin Liu, Changbo Che, Jie Zhu and Hulin Yang. 2010. Unconventional Petroleum Geology and Resources in China. AAPG International Conference and Exhibition, Calgary, Alberta, Canada, September 12-15.
12.   Glasser,Karin Sullivan et al., 2014/2015. Seeking the sweet spot: Reservoir and completion quality in organic shales.OilField review 2013/2014, N 4, 2014 Shlumberger.
13.   Liu Guangdi, Sun Mingliang, Zhao Zhongying, Wang Xiaobo, and Wu Shenghe. 2013. Characteristics and accumulation mechanism of tight sandstone gas reservoirs in the Upper Paleozoic, northern Ordos Basin, China. Pet.Sci.(2013)10:442-449.
14.   Qing Li, Xuelian You, Zaixing Jiang, Xianzheng Zhao, and Ruifeng Zhang.2017. A type of continuous petroleum accumulation system in the Shulu sag, Bohai Bay basin, eastern China. AAPG Bulletin, v. 101, no. 11 (November 2017), pp. 1791–1811.
15.   Schmoker, J. W, 1995. Method for assessing continuous-type (unconventional) hydrocarbon accumulations, in D. L. Gautier, G. L. Dolton, K. I. Takahashi, and K. L. Varnes, eds., 1995 National Assessment of United States Oil and Gas Resources — Results, methodology, and supporting data: U.S.Geological Survey Digital Data Series DDS-30 (CDROM).
16.   Schmoker, J. W. 1999. U.S. Geological Survey Assessment Model for Continuous Unconventional) Oil and GasAccumulations—The „FORSPAN” Model. U.S. Geological Survey Bulletin 2168.
17.   Zhao Jingzhou, Qing Cao, Yubin Bai, Chuang Er, Jun Li, Weitao Wu, Wuxian Shen. 2017. Petroleum accumulation: from the continuous to discontinuous. Petroleum Research (2017) 1- 15.
18.   Zнао Jingzhou, Cао Qing, BAI Yubin, ER Chuang, LI Jun, WU Weitao, SHEN Wuxian.2015. Petroleum Accumulation: from Continuous to Discontinuous. ACTA GEOLOGICA SINICA (English Edition) Vol. 89 Supp. September 2015, 303-306.
19.   Zнао Jing-zhou. 2013. Conception, Classification and Resource Potential of Unconventional Hydrocarbons.(School of Earth Science and Engineering, Xi′an Shiyou University, Xi′an 710065,China) natural Gasgeosciences, 2013,03.
20.   Zhengjian Xu, Luofu Liu, Tieguan Wang, Kangjun Wu, Wenchao Dou, Xingpei Song. 2017. Analysis of the charging process of the lacustrine tight oil reservoir in the Triassic Chang 6 Member in the southwest Ordos Basin, China. Canadian Journal of Earth Sciences, 2017, Vol. 54, No. 12: pp. 1228-1247 .

НАУЧНИ ПУБЛИКАЦИИ by mdgmagazine януари 17, 2022

1495Views 0Comments

АСПЕКТИ ОТ МЕХАНИЗМА НА ФОРМИРАНЕ НА НЕПРЕКЪСНАТИТЕ (IN SITU) ПЕТРОЛНИ АКУМУЛАЦИИ

Доц. д-р инж. Йордан М. Йорданов

РЕЗЮМЕ

Цел на работата е оценка на ролята на основните фактори в механизма на формиране на непрекъснатите (in situ) петролни акумулации. На базата на редица еталонни примери се счита, че скални тела с нетрадиционни акумулации съдържат над 3-4% ОВ (кероген), но оптималната тегловна маса на ТОС в скалите е 6-8%. Дебелината на битуминозните интервали е най-често в интервала 30-120 m, със средна стойност 30-40 m. Локализационният механизъм („капанирането“) се контролирана от интензитета на микробаричните аномалии, матричната хидрофобност, адхезионните сили, капилярното противодействие, както и от петрофизичния профил на нефтогазомайчините скали. При тези условия се реализира зареждащ механизъм, обусловен от възникналото свръхналягане от трансформацията на ОМ в скалите по линията „кероген-газ“, „нефт-газ“, „кондензат-газ“. Чрез този тип „зареждане“ се насищат микро и нанопорести вместващи среди, които съдържат матрична и т.н. органична порестост, която по генетичен признак се явява вторична и е продукт от фазовата трансформацията на ОМ (керогена) в скалите. Формално е пресметнато, че за ІІ тип кероген органичната порестост съставлява около 0,5% за 1 тегловен процент ТОС. В резултат на проведените обобщения е заключено че: ако първичната миграция е 100% възпрепятствана от филтрационни съпротивления, адхезионни сили и капилярно противодействие, се формира „същинска in situ акумулация“; ако е частично реализирана, с ограничен миграционен път – са налице условия за „квази-in situ акумулации“. При мащабен трансфер на пластови флуиди, с условия за протичане на вторична миграция на автономно сепарирана ВВ фаза, се образува конвенционално насищане и локализиране на подвижната ВВ фаза в геокапан.

КЛЮЧОВИ ДУМИ

нетрадиционна петролна акумулация, квази-непрекъсната акумулация, лимитирана първична миграция

ЦЯЛАТА СТАТИЯ В PDF ФОРМАТ

АСПЕКТИ ОТ МЕХАНИЗМА НА ФОРМИРАНЕ НА НЕПРЕКЪСНАТИТЕ (IN SITU) ПЕТРОЛНИ АКУМУЛАЦИИ

РЕФЕРЕНЦИИ

1. Йорданов, Й. 2013. Възникване на аномално високо порово налягане (АВПН) от метаморфизма на органичното вещество (ОВ) в скалите. Оценъчни модели. Год. На МГУ, Св.“Геология и геофизика“, т.56, стр. 71-80.
2. Йорданов, Й. 2018. Дефинитивни белези на непрекъснатите (in-situ) петролни акумулации. Минно дело и геология, 4, стр. 26-33.
3. Магара, К. 1982.Уплотнение пород и миграция флюидов.Москва, Недра, 296 стр.
4. Chengzao Jia, Min Zheng and Yongfeng Zhang.2016. Some key issues on the unconventional petroleum systems. Petroleum Research (2016) 2,113-122.
5. Chenghua Ou, Chaochun Li, Dongming Zhi, Lie Xue, and Shuguang Yang. 2018. Coupling accumulation model with gas-bearing features to evaluate low-rank coalbed methane resource potential in the southern Junggar Basin, China. AAPG Bulletin, v. 102, no. 1 (January 2018), pp. 153–174.
6. Hua Yang, Shixiang Li and Xianyang Liu. 2016. Characteristics and resource prospects of tight oil in Ordos Basin, China. Petroleum Research (2016) 1,27-38.
7. Hunt, J. 1995. Petroleum geochemistry and geology.SE.N.York,743 pp.
8. Jingzhou Zhao, Jinhua Fu, Xinshan Wei, Xinshe Liu, Xiaomei Wang, Qing Cao, Yanping Ma, and Yuanfang Fan.2012. Quasi-continuous Lithologic Accumulation System: A New Model for Tight Gas Occurrence in the Ordos Basin, China. 2011 AAPG ICE 23-26 October, 2011/ Milan, Italy
9. Jordanov, J. 2013. Graphical diagnostics of different type overpressure generation in shale formations. Proceedings of the IV International scientific and technical conference: „Geology and Hudrocarbon potential of the Balkan-Black Sea region“. Varna, 11-15 September, 204-214.
10. Liu Guangdi, Sun Mingliang, Zhao Zhongying, Wang Xiaobo and Wu Shenghe.2013. Characteristics and accumulation mechanism of tight sandstone gas reservoirs in the Upper Paleozoic, northern Ordos Basin, China. Pet. Sci.(2013)10:442-449.
11. Passey, Q.R.,K. M. Bohacs, W. L. Esch, R. Klimentidis, and S. Sinha.2010. OGS New Perspectives on Shales –July 28, 2010.
12. Roger M. Slatt, R. and N.O’Brien. 2011. Pore types in the Barnett and Woodford gas shales: Contribution to understanding gas storage and migration pathways in fine-grained rocks. AAPG Bulletin, v. 95, no. 12 (December 2011), pp. 2017–2030 2017.
13. Romero-Sarmiento, M.,M.Ducros, B.Carpentier, F.Lorant, M.Cacas, S. Pegaz-Fiornet, S.Wolf, S.Rohais, I.Moretti.2013. Quantitative evaluation of TOC, organic porosity and gas retention distribution in a gas shale play using petroleum system modeling:Application to the Mississippian Barnett Shale. Marine and Petroleum Geology 45 (2013) 315-330.
14. Tongwei Zhang, Xun Sun, and Stephen C. Ruppel.2013. Hydrocarbon Geochemistry and Pore Characterization of Bakken Formation and Implication to Oil Migration and Oil Saturation. Search and Discovery Article #80321 (2013).Posted October 31, 2013. AAPG Annual Convention and Exhibition, Pittsburgh, Pennsylvania, May 19-22, 2013.
15. Vitaly Kuchinskiy, 2013. Organic Porosity Study: Porosity Development within Organic Matter of the Lower Silurian and Ordovician Source Rocks of the Poland Shale Gas Trend* AAPG 2013 Annual Convention & Exhibition Pittsburgh, PA, USA May.
16. Yuanjia Han, B. Horsfield, R. Wirth, N. Mahlstedt, and S. Bernard.2017. Oil retention and porosity evolution in organic-rich shales. AAPG Bulletin, v. 101, no. 6 (June 2017), pp. 807–827
17. Zhengjian Xu, Luofu Liu, Tieguan Wang, Kangjun Wu, Wenchao Dou, and Xingpei Song. 2017. Analysis of the charging process of the lacustrine tight oil reservoir in the Triassic Chang 6 Member in the southwest Ordos Basin, China. Can. J. Earth Sci. 54: 1228–1247 (2017) dx.doi.org/10.1139/cjes-2016-0192.

НАУЧНИ ПУБЛИКАЦИИ by mdgmagazine януари 14, 2022

1417Views 0Comments

КОМЕРСИАЛИЗАЦИЯТА НА ОКЕАНСКИТЕ МЕТАНОХИДРАТНИ РЕСУРСИ – ПРОБЛЕМИ И ВЪЗМОЖНИ РЕШЕНИЯ

Доц. д-р инж. Йордан М. Йорданов, Моника А. Владимирова

РЕЗЮМЕ

Основната цел на настоящото изследване е разкриване на потенциалните бариери за комерсиализация на океанския тип метанохидратни ресурси. Към настоящия момент са налични поредица от глобални оценки на ресурсите от океански тип метанохидрати, със стойности в интервала 1014–1018 m3. Множество автори обаче определят потенциално извлекаемите обеми от хидратен метан на ниво (3-6).1014 m3, а икономически извлекаемите около (3-6) . 1013 m3 или (30-60) трилиона m3. Приведените сведения очертават и първата потенциална бариера за инвеститорски интерес. Тя се очертава от това, че потенциално извлекаемите обеми могат да покрият глобалната годишна консумация
(3,8 трилиона m3 за 2018 г.) за период от 11-12 години. Втората група проблеми идва от отсъствието на база данни от продължителен добивен период, което не позволява разработването на адекватна нормативна база. Третата група от потенциални препятствия е свързана с провеждането на стандартните комплексни изследвания в частта за: очертаване на зоната на стабилност на газохидратите; изграждане на адекватен модел на захранващ приток от газ и порова вода; наличието на подходяща вместваща седиментна среда („резервоар“). От изложените по-горе потенциални бариери относно перспективите за комерсиализация на океанските метанохидратни ресурси, може да се заключи, че прогнозирането на какъвто и да е стартов времеви хоризонт е силно спекулативно. Като имаме предвид и последните открития на големи и свръхголеми находища на конвенционален газ по света, заключаваме, че в близките декади не се очертава хидратният метан да стане приоритетна проучвателна цел.

КЛЮЧОВИ ДУМИ

хидрати, зона на стабилност, хидратен резервоар, псевдодънен рефлектор (BSR – bottom simulated reflector).

ЦЯЛАТА СТАТИЯ В PDF ФОРМАТ

КОМЕРСИАЛИЗАЦИЯТА НА ОКЕАНСКИТЕ МЕТАНОХИДРАТНИ РЕСУРСИ – ПРОБЛЕМИ И ВЪЗМОЖНИ РЕШЕНИЯ

РЕФЕРЕНЦИИ

1. Велев, В. 2009. Превръщат ли се ресурсите от газови хидрати в доказани запаси. Минно дело и геология, 5, 23-26.
2. Владимирова, М. 2013. Газохидратни образования и възможни залежи в България. Год. На МГУ, т. 56, св. І, геология и геофизика, 93-97.
3. Димитров, Д.,П. Димитров, В.Пейчев.2018.Енергийно-суровинен потенциал на Черно море. RecearchGate, https://www.researchgate.net/publication/323552144, 3-14.
4. Bei Liu, Qing Yuan, Ke-Hua Su, Xin Yang, Ben-Cheng Wu, Chang-Yu Sun and Guang-Jin Chen.2012.Experimental Simulation of the Exploitation of Natural Gas Hydrate. Energies 2012, 5, 466-493.
5. Bhini R.C., Malagar, K.P., Lijith, D.N. Singh.2019.Formation & dissociation of methane gas hydrates in sediments: A critical Review. Journal of Natural Gas Science and Engineering 65 (2019) 168–184.
6. Boswell, R., T. Collett. 2010. Current perspectives on gas hydrate resources. The Royal Society of Chemistry 2010.
7. Boswell, R.,C.Shipp, T.Reichel, D.Shelander, T.Saeki, M.Frye, W.Shedd, T.Collett and D. R. McConnell.2016.Prospecting for marine gas hydrate resources. Special section: Exploration and characterization of gas hydrates
8. Collett,T., Jang-Jun Bahk, R. Baker, R.Boswell, D.Divins, M. Frye, D.Goldberg, M. Morell,G. Myers,C.Shipp, M.Torres Jarle Husebø, C.Koh, M.Malone.2015. Methane Hydrates in NatureCurrent Knowledge and Challenges J. Chem. Eng. Data 2015, 60, 319−329.
9. Collett, T. R. Boswell, W.Waite, P.Kumar, S., R. Chopra, S. Singh, Y.Yamada, N. Tenma, J. Pohlman, M. Zyrianova and the NGHP Expedition 02 Scientific Party. 2019. India National Gas Hydrate Program Expedition 02 Summary of Scientific Results: Gas hydrate systems along the eastern continental margin of India. Marine and Petroleum Geology https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2019.05.023.
10. Dixit,G., R. Het, K.Pushpendra, 2019. Origin of gas in gas hydrates as interpreted from geochemistry data obtained during the national gas hydrate program expedition 02, Krishna Godavari Basin, offshore India. J. Mar. Pet. Geol. 108, 389–396 (JMPG-D-18-00324).
11. Georgiev,V.,P.Fietzek,L.Vielstagte, C.Frank, S.Asmann,A.Vassilev.2017.Towards natural gas production in the Black Sea – Environmental challenges and monitoring technologies. Proceedings of the V sc. & tech. Conf., Varna, 273-283,18-22 Sept.,Bulgaria.
12. Harrison, S. 2010. Natural gas hydrates. – Coursework Physics 240, Stanford University; http://large.stanford.edu/courses/2010
13. Hillman, J., E. Burwicz, T. Zander, J. Bialas, I. Klaucke, H. Feldman, T. Drexler, D. Awwiller. 2018. Investigating a gas hydrate system in apparent disequilibrium in the Danube Fan, Black Sea. Earth and Planetary Science Letters 502 (2018) 1–11.
14. Li JF, Ye JL, Qin XW, Qiu HJ, Wu NY, Lu HL, Xie WW, Lu JA, Peng F, Xu ZQ, Lu C, Kuang ZG, Wei JG, Liang QY, Lu HF, Kou BB.2018. The first offshore natural gas hydrate production test in South China Sea. China Geology, 1, 5–16.
15. Max, M., A. Johnson.2014. Hydrate petroleum system approach to natural gas hydrate exploration. Petroleum Geoscience, Vol. 20, 2014, pp. 187–199.
16. Merey, S.,C.Sinayuc. 2016. Investigation of gas hydrate potential of the Black Sea and modelling of gas production from a hypothetical Class 1 methane hydrate reservoir in the Black Sea conditions. Journal of Natural Gas Science and Engineering 29 (2016) 66-79.
17. Milkov, A. 2004. Global estimates of hydrate-bound gas in marine sediments: how much is really out there? Earth-Sci. Rev., 2004, 66, 183–197.
18. Vasilev, A., L. Dimitrov. 2002. Spatial and quantitative evaluation of the Black Sea gas hydrates. Russian Geology, Geologiya i Geofizika, Vol. 43, No. 7, pp. 672-684.
19. Vassilev, A., 2006. Optimistic and pessimistic model assessment of the Black Sea hydrates. Докл. БАН, геология, том 59, No 5, 543-550.
20. Vasilev, A., 2010. First Bulgarian Gas Hydrates: Assessment from Probable BSRs. Geology and Mineral Resources of the World Ocean (Геология и полезные ископаемые Мирового океана), National Academy of Sciences of Ukraina, Kiev, No. 2, 22-26.
21. Vasilev, A. 2017. Bulgarian gas hydrates and recent tests of production technology. Proceedings of the V sc. & tech. Conf., Varna, 125-133,18-22 Sept.,Bulgaria.
22. Ru-wei Zhang, Jing-an Lu, Pen-fei Wen, Zeng-gui Kuang, Bao-jin Zhang, Hua Xue,
23. Yun-xia Xu, Xi Chen. 2018. Distribution of gas hydrate reservoir in the first production test region of the Shenhu area, South China Sea. China Geology 4 (2018) 493−504.