Skip to content Skip to sidebar Skip to footer

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

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.|

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

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 .

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

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.

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).

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.

mdg-magazine.bg © 2022. Всички права запазени.