Применимость природных геологических объектов для хранения, захоронения и утилизации углекислого газа (обзор)

Корзун А.В.; Ступакова А.В.; Харитонова Н.А.; Пронина Н.В.; Макарова Е.Ю.; Вайтехович А.П.; Осипов К.О.; Лопатин А.Ю.; Асеева А.В.; Карпушин М.Ю.; Сауткин Р.С.; Перегудов Ю.Д.; Большакова М.А.; Ситар К.А.; Редькин А.С.

DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2023.2.2 УДК622.691.2

Применимость природных геологических объектов для хранения, захоронения и утилизации углекислого газа (обзор)

A.B. Корзун1*,А.В. Ступакова1, H.A. Харитонова1, Н.В. Пронина1, Е.Ю.Макарова1, А.П. Ваитехович1, К.О. Осипов1 ,А.Ю. Лопатин1 ,А.В.Асеева2,М.Ю. Карпушин1, P.C. Сауткин1, Ю.Д. Перегудов1 ,М.А. Большакова1, К.А. Ситар1,А.С. Редъкин1

Московский государственныйуниверситет имениМ.В. Ломоносова,Москва, Россия 2Дальневосточный геологический институтДВО РАН, Владивосток, Россия

В условиях современной тенденции, ориентированной на низкоуглеродную энергетику, актуальной проблемой становится утилизация углекислого газа. Подземное размещение углекислого газа признано ключевой технологией сокращения выбросов углекислого газа в атмосферу и является важной частью проектов по улавливанию и размещению диоксида углерода (CCS). Множество проектов по размещению углекислого газа осуществляется по всему миру, но каждый проект имеет свою индивидуальность. В статье дан обзор различных типов геологических резервуаров и особенностей размещения углекислого газа в них, а также отмечены некоторые проекты по хранению, захоронению и утилизации углекислого газа. Выбор природного резервуара, разработка технологии его идентификации и критерии обоснования имеют ключевое значение для экологически стабильного размещения углекислого газа.

Ключевые слова: декарбонизация, углекислый газ, размещение, хранение, захоронение, утилизация, геологические объекты, природные резервуары, водоносные горизонты, угольные пласты, базальт, подземные хранилища газа, базальты

Для цитирования: Корзун A.B., Ступакова A.B., Харитонова H.A., Пронина Н.В., Макарова Е.Ю., Вайтехович А.П., Осипов К.О., Лопатин А.Ю., Асеева A.B., Карпушин М.Ю., Сауткин P.C., Перегудов Ю.Д., Большакова М.А., Ситар К.А., Редькин A.C. (2023). Применимость природных геологических объектов для хранения, захоронения и утилизации углекислого газа (обзор). Георесурсы, 25(2), с. 22-35. https://doi.org/10.18599/grs.2023.2.2

Введение

Основой современной энергетики и ее ближайшей и среднесрочной перспективой являются природные ископаемые - нефть, природный газ и уголь, составляющие на сегодняшний день около 80% мировых источников энергии. Однако они не могут оставаться основными бесконечно долго из-за ограниченности их запасов и роста спроса на энергию. Кроме того, эмиссия углекислого газа (С02) - основного парникового газа, с которой сопряжена энергетика на основе горючих копаемых, оказывает влияние на окружающую среду и климат планеты.

Необходимость снизить выбросы заставляет искать пути его переработки или утилизации. Закачка С02 в подземные природные резервуары является одним из возможных методов его размещения, но при этом следует учитывать неизбежные вторичные физические и химические процессы, проходящие в пористой среде при контакте углекислого газа с насыщающими коллектор флюидами и самой породой и приводящие к техническим проблемам и финансовым потерям.

Существуют различные варианты размещения С02 в природных геологических объектах, под которыми

Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)

понимается естественная геологическая система, способная удерживать углекислый газ в стабильном состоянии и без потерь достаточно длительное время. Ракие природные объекты часто называют природными резервуарами для хранения или захоронения углекислого газа. Отличие хранения от захоронения заключается в технической возможности извлечения углекислого газа обратно из природного объекта при необходимости. Нужно отметить также, что природные резервуары в зависимости от их свойств отличаются характеристиками отдачи или хранения углекислого газа. Некоторые резервуары поглощают углекислый газ без последующей его отдачи, т.е. газ утилизируется безвозвратно. При этом необходимо учитывать основные процессы, протекающие в пласте при смешении различных газов и жидкостей, а также что углекислый газ сильно отличается от углеводородных и по химическим, и по физическим свойствам.

В соответствии с нормативной практикой под размещением углекислого газа подразумевают закачку и хранение С02 в сухопутных и морских подземных хранилищах с проницаемыми пористыми подземными пластами, включая резервуары углеводородов, за исключением пластов, где С02 закачивают с целью увеличения нефтеотдачи при условии долгосрочной сохранности диоксида углерода таким образом, чтобы свести к минимуму риски для окружающей среды, природных ресурсов и здоровья человека (ГОСР Р ИСО 27914-2023, 2023). Рребования данного ГОСРа неприменимы к закачке/размещению углекислого

газа в угольные, базальтовые породы и сланцевые и соляные каверны с целью увеличения нефтеотдачи, а также к подземному размещению с использованием любых форм искусственных контейнеров.

Углекислый газ может размещаться и находится в геологических объектах в газообразном, жидком и сверхкритическом состояниях. Фазовое состояние газа определяется в первую очередь термодинамическими условиями и, следовательно, контролируется глубиной предполагаемого размещения. Общеизвестно, что при температуре больше 31,6 °С и давлении, превышающем 7,39 МПа, углекислый газ находится в сверхкритическом состоянии и проявляет свойства как жидкости (плотность), так и газа (вязкость).

Выбор объектов под размещение углекислого газа зависит от задач развития индустрии конкретного региона и от геологических условий. В качестве природных резервуаров чаще всего выступают истощенные месторождения нефти и газа, кроме того, ими могут выступать водоносные горизонты и соляные пласты осадочных бассейнов. Для захоронения и утилизации углекислого газа можно использовать магматические и метаморфические породы, угленосные пласты, широко развитые в пределах Российской Федерации.

Цель настоящей работы - провести обзор природных объектов, пригодных в качестве резервуаров для временного хранения, захоронения или утилизации диоксида углерода, показать преимущества различных природных объектов и связанные риски с размещением в них углекислого газа.

Соляные пласты и структуры для хранения С02

Хранить углекислый газ можно в соляных кавернах. Соляные каверны - искусственные полости в подземных соляных толщах, которые создаются путем контролируемого растворения соли с помощью закачки воды и добычи рассола (Оопаёе1, 2022).

В таких кавернах можно хранить нефть, природный газ, сжатый воздух, гелий и водород. Соль является одним из лучших флюидоупоров, препятствующих перемещению углеводородных газов. Преимуществом соляных каверн является возможность многократной быстрой

закачки/добычи хранимого продукта. Недостатками каверн являются относительно небольшой объем по сравнению с другими типами хранилищ, значительное время на создание каверн, а также необходимость утилизации добытого рассола.

Создание соляных каверн началось примерно 220 лет до н.э. в китайской провинции Сычуань с целью добычи рассола (Warren, 2016). Лишь в XX в. каверны стали использовать для хранения: с 40-х годов для хранения жидких углеводородов (Канада), с 1949 г. - сжиженного нефтяного газа (США, штат Техас), с 50-х - сырой нефти (Великобритания), с 1959 г - щелочных отходов (Великобритания) и газа (Канада, провинция Саскачеван) (Warren, 2016), с 1972 г. - водорода (Великобритания, хранилище Teeside) (Malachowska et al., 2022), с 1978 г -сжатого воздуха (Германия, хранилище Huntorf) (Donadei, 2022).

На сегодняшний день в мире действует 102 подземных хранилищ газа (http://ugs.igu.org), из них четыре - водорода (Malachowska et al., 2022), два - сжатого воздуха (Donadei, 2016), один - гелия (Оренбургский гелиевый завод). Хотя хранение углекислого газа в солях возможно, но пока таких хранилищ нет.

В хранилище может размещаться от одной до более ста каверн (Gillhaus, 2008). Объем одной каверны обычно колеблется от 300 000 до 700 000 м3 в соляных структурах и от 100 000 до 300 000 м3 в соляных пластах (Plaat, 2009) (рис. 1). Соляные структуры - это образования в виде подушек, штоков, валов, диапиров, возникших в результате соляной тектоники, то есть всплывания толщ соли благодаря ее низкой плотности и высокой текучести на значительных глубинах. Соляные пласты - это толщи, не затронутые процессами соляной тектоники.

Соляные каверны размещают в солях различной литологии, в основном в каменной соли (галит, NaCl), поскольку она обладает относительно низкой текучестью и высокой растворимостью: 7-8 м3 пресной воды растворяют ~1 м3 галита (Warren, 2016). Карналлит, тахидрит, бишофит имеют примерно на 2 порядка большую текучесть, чем галит (da Costa et al., 2019; Warren, 2016), поэтому их присутствие в месте заложения каверны является нежелательным и способно привести к уменьшению объема каверны. Ангидрит и гипс обладают очень низкой растворимостью (Warren, 2016), присутствие мощных

Рис. 1. Расположение соляных каверн в соляных структурах (слева) и соляных пластах (справа) (по (Тагком/яЫ, Сгаром>яЫ, 2018))

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

еь Сали де бин 500 м

Маноск Ханторф Л ( 11 ВесгХакбери И П 1000 м

Мелвилл £ Терсанн Киль 1500 м "отеривс у

€7" Регина Саут каверна №5 2000 м 1 V (] Эминенс 1970 г. 1972 г.

Рис. 2. Глубина и размеры различных соляных каверн (по (Warren, 2006)). Соляные каверны Сали де бин и Регина Саутрасположены в соляных пластах, все остальные — в соляных структурах

прослоев этих пород также нежелательно, поскольку влечет неравномерное расширение каверны.

Каверны создают на глубинах от 300-400 до 2000 м относительно уровня Земли, наибольшая глубина - 2900 м (IOGCC, 1998; Warren, 2016) (рис. 2). На глубинах менее 300-400 м возможно интенсивное растворение соли подземными водами. С увеличением глубины повышаются температура и давление, вместе с ними растет текучесть соли (ее способность течь подобно вязкой жидкости). Это свойство имеет негативные последствия для каверны: уменьшается ее объем (Warren, 2016) и изменяется форма, что определяет максимальную глубину заложения каверн (2000 м). Для длительного хранения (35 лет и более) температура соли не должна превышать 80 °С (Phoms, Martinez, 1978).

Давление, создаваемое в каверне, следует удерживать в диапазоне от 25-30% (IOGCC, 1998; Duhan, 2018) до 80-85% (IOGCC, 1998; Brouard, 2019) от геостатического давления (рис. 3, справа). При давлении в каверне менее 25-30% от геостатического текучесть соли увеличивается. По этой причине, например, на 30% сократился объем хранилища Рерсанн во Франции в период с 1970 по 1980 г. или на 40% на хранилище Эминенс в США с 1970 по 1972 г. (Warren, 2016). Максимальная величина давления 80-85% от геостатического объясняется способностью соли к трещинообразованию при создании высоких давлений внутри каверны, что вызывает разгерметизацию хранилища и утечку флюида в вышележащие водоносные горизонты и на поверхность.

Перед созданием каверн оценивают мощность соляных толщ и на основе этого выбирают форму и размер соляной каверны. Минимальная мощность солей для создания каверн составляет 50-70 м (IOGCC, 1998; Horvath et al., 2020) (рис. 3, слева). Минимально безопасная мощность соли под каверной равна 20% от диаметра каверны (Caglayan et al., 2020). Каверны располагают на некотором безопасном удалении друг от друга для недопущения их взаимного влияния. Минимальное расстояние между центрами каверн составляет 4 диаметра одной каверны (OGCC, 1998).

Соляные структуры, образованные соляной тектоникой, являются более предпочтительным местом для создания каверн-хранилищ по сравнению с соляными пластами. Во-первых, в соляных структурах мощность соли больше, что позволяет создавать вытянутые снизу вверх каверны в форме огурца с большим полезным объемом хранилища. В соляных пластах мощность, как правило, меньше, для увеличения объема каверны увеличивают ее диаметр, так что она напоминает по форме тыкву (Warren, 2016).

Во-вторых, увеличение диаметра каверны в маломощных соляных пластах ухудшает ее стабильность. Безопасным считается соотношение диаметр/высота менее 1 (DeVries et al., 2005).

Скваж!

Давление, МПа 20 30

Вышележащие отложения

Соль

над каверной _

Соль под каверной

-500

-1000

ю .с

-1500

-2000

Рис. 3. Схема элементов каверны (слева) и безопасного диапазона давлений внутри каверны в зависимости от глубины (справа) (на основе (Caglayan е1а1., 2020))

В-третьих, в соляных структурах в сравнении с соляными пластами толща соли обладает меньшим содержанием нерастворимых компонентов. При выборе места заложения каверны максимальное содержание нерастворимых компонентов не должно превышать 20% (НогуаЛ й а1., 2020) или 35% (Гридин и др., 2015).

Использование соляных каверн в качестве транзитного временного хранения С02 является приемлемым, но долгосрочное хранение С02 не является желательным, поскольку каверны теряют все преимущества в виде быстрой и многократной закачки/добычи хранимого флюида и обладают меньшим объемом, чем другие типы хранилищ.

Водоносные горизонты для хранения С02

Особенностью водоносных горизонтов как объектов для размещения С02 является их повсеместное распространение на Земле, но при этом имеющих крайне разнообразные условия залегания, формирования, термодинамические условия, химический, газовый состав воды и т.д. Все это разнообразие делает выбор конкретного водоносного горизонта для хранения С02 многоцелевой проблемой, требующей учета как изначальных природных условий, так и многочисленных процессов, которые будут происходить после размещения С02 в водоносных пластах.

Оценка емкости для размещения С02 в водоносных горизонтах и возможных вторичных процессов очень сложна, поскольку здесь задействованы все механизмы улавливания, которые действуют с разной скоростью, а в отдельных случаях могут работать и одновременно (рис. 4). Стратиграфический (структурный, гидродинамический) механизм улавливания предполагает иммобилизацию С02 в виде свободного газа или сверхкритической жидкости. Остаточный (капиллярный) механизм проявляется в виде улавливания остаточного газа в поровом пространстве при незначительном водонасыщении. При размещении С02 в водоносных горизонтах улавливание может быть трех видов: ионное (улавливание растворением С02), минеральное (при вступлении С02 в химические реакции с породной матрицей) и адсорбционное (адсорбция на поверхностях минеральных частиц). Сложность выбора объекта и прогнозирования процессов обусловлена тем, что в реальности различные механизмы улавливания в водоносных горизонтах действуют не изолированно,

102 1 03 1 0" 105 Время, год

Рис. 4. Проявление процессов, связанных с геологическим хранением СО вовременноммасштабе (по (Metz, 2005))

а сложными, взаимозависимыми и зависящими от времени способами (Bachu, 2007).

При растворении углекислого газа в воде происходит изменение ее химического состава и физических свойств жидкости. По мере увеличения концентрации в воде углекислого газа и повышения термобарических условий вязкость воды увеличивается, что снижает подвижность фазы и меняет химический состав не только воды, но и природного резервуара, ее содержащего. Растворение и осаждение минералов влияет на размер пор и трещин, как сокращая, так и увеличивая их. Однако при растворении одних минералов, как правило, в последующем происходит выпадение других, что приводит к повторному изменению емкостно-фильтрационных параметров породы коллектора. Поскольку насыщенная С02 вода на 1 % тяжелее пластовой воды, при большой мощности водоносного горизонта могут происходить процессы плотностной конвекции, при этом усиливается процесс растворения (Lindeberg, Wessel-Berg, 1997; Ennis-King, Paterson, 2002). Для понимания всех рисков, связанных с закачкой углекислого газа в водоносный пласт, важно знание гидрогеологических и геомиграционных процессов, происходящих в пласте, также особое внимание следует уделять изучению деформации породы и изменению ее свойств, вызванных химическими реакциями между минералами, образующими горные породы, и закачиваемым агентом С02

Первым проектом по закачке С02 в водоносные горизонты стал Sleipner (Baklid, 1996; Zweigel et al., 2004) в Северном море, его начало сопровождалось изменениями в Норвежском экологическом законодательстве. При проектировании учитывались не только потенциальный объем закачки, но и возможные пути миграции углекислого газа (рис. 5). В 2000-х годах на фоне успеха Sleipner продолжились исследования Северного моря на предмет потенциального хранения С02. С 2008 г. стали хранить С02 в водоносном горизонте газового месторождения Snohvit (Maldal, 2004; Heiskanen, 2006).

В дальнейшем активно изучались методы геологического хранения С02, основывающиеся на различных механизмах улавливания диоксида углерода С02. Так, например, исследовалось удерживание диоксида углерода за счет плотности и вязкости (Vesovic et al., 1990; Sasaki, Akibayashi, 2000). Исследования механизма удерживание С02 за счет растворимости С02 в воде проводились Johnson (2001, 2004), Wilson et al. (2004), Gunter (1993), Rochelle (2004).

Истощенные месторождения нефти и газа

Нефть и газ накапливаются в природных ловушках, то есть в природных резервуарах, способных удерживать скопления флюидов вследствие благоприятных геологических условий: сочетания породы-коллектора и флюи-доупора. На истощенных месторождениях нефти и/или газа возможность экранирования флюида в ловушке уже доказана самим фактом существования залежи углеводородов, что гарантирует размещение углекислого газа без риска прорыва его на поверхность. Однако существующий старый фонд скважин может утратить свою герметичность и быть непригодным для хранения углекислого газа, который в реакции с пластовой водой может образовывать агрессивную угольную кислоту (рис. 6). Поэтому те

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Рис. 5. Схема водоносного комплекса и прогнозируемого поведения миграции С02 в месте закачки (по (Zweigel, 2004))

Рис. 6. Закачка углекислого газа в истощенное месторождение нефти

параметры, которые используются для характеристики газового или нефтяного месторождения, следует уточнять и адаптировать под хранение углекислого газа.

Физические и химические свойства С02 могут негативно влиять на экранирующие свойства флюидоупора не только покрышки, но и более тонких пропластков, разделяющих слои коллектора. Поэтому изучение минерального состава флюидоупора и коллектора, который будет вмещать в себя углекислый газ, важно при выборе истощенного месторождения нефти и газа как природного объекта для хранения углекислого газа.

Изучение строения ловушки, ее объема и поведения подземных вод в пределах контакта воды и флюида в истощенной залежи также является важным при установлении природного объекта, пригодного для хранения С02. Углекислый газ хорошо растворяется в воде и может перемещаться вместе с подземными водами за пределы ловушки, что влечет риск его выброса на поверхность вдали от места захоронения, где покрышка уже не будет иметь достаточную толщину и неразрывность. За счет своих физико-химических свойств С02 «стелется» по

нижнеи кромке продуктивного пласта, а при наличии подошвенной воды его активное растворение не вызывает сомнений.

Подготовка любого истощенного месторождения углеводородов к размещению С02 должна включать в себя целый комплекс исследований, направленных на оценку взаимодействия С02 с породами коллектора и флюидами, а также экспертизу целостности существующего фонда скважин и строительство новых для закачки и мониторинга появления С02 в вышележащих горизонтах.

На данный момент в мире уже существуют или запланированы к реализации десятки сотни истощенных объектов в США, Мексике, Нидерландах, Испании, Недерландах, Австралии и др. В 136 из них осуществлена закачка углекислого газа. Рак, например, в США в 2013 г. стартовала закачка С02 с планируемым общим объемом захоронения более 12 млн т на глубине 1500 м в истощенное месторождение Bell Creek Field (Hamling, 2015)

Помимо размещения углекислого газа существует возможность использования его в качестве частичной замены буферного природного метанового газа (рис. 7). Это не относится к проектам по улавливанию и размещению диоксида углерода (CCS), такая замена регулируется ИСО 27916. Особенностью ПХГ в пористых пластах является необходимость закачивания значительного объема буферного газа для поддержания энергетического потенциала (до 60% от общего объема), который должен постоянно находиться в пласте и не может быть использован в качестве товарного газа. Доля стоимости буферного газа в общих инвестициях на создание ПХГ в России в зависимости от цены на газ оценивается в 15-40%. Частичная замена буферного природного метанового газа менее дорогим (инертным по отношению к метану) углекислым газом в значительной степени снизит общие затраты в строительство ПХГ и повысит его эффективность по функционированию газохранилища.

На данный момент уже существуют несколько подземных хранилищ, где опробована эта технология:

• ПХГ Санте-Клер (Газ де Франс, Франция);

• ПХГ Гермигни-соус-Колумб (Газ де Франс, Франция);

• ПХГ Санте-Пллерс (Газ де Франс, Франция);

• ПХГ Вешховице (Польша) (Oldenburg, 2003; Hamling, 2015; Хан, 2010).

В России также ведутся исследования для осуществления замены части буферного объема на углекислый газ. Одним из таких проектов является ПХГ СевероСтавропольское.

Применение углекислого газа возможно и как агента для увеличения нефтеотдачи (рис. 8). С02 растворяется как в воде, так и в нефти, снижая ее вязкость и увеличивая подвижность. Это особо актуально для месторождений с высоковязкими углеводородами. Углекислый газ не только может способствовать изменению физических свойств нефти, но и повышать коэффициент вытеснения, растворяясь в закачиваемой воде для более эффективного оттеснения нефти в сторону добывающего фонда скважин.

Однако закачка углекислого газа в истощенные месторождения имеет ряд критериев по возможному применению и рисков, связанных с самой закачкой. Условно их можно разделить на более или менее значимые по своему влиянию и вероятности проявления.

К наиболее значимым критериям относятся:

• наличие на месторождении необходимой инфраструктуры для закачки С02;

• степень выработанности месторождения УВ для создания на его базе хранилища углекислого газа;

• близость расположения объекта под закачку С02 с местом его генерации;

• наличие вышележащих горизонтов для организации контроля проявления утечек С02;

• объем объекта, рассматриваемого под закачку С02;

• глубина залегания объекта для хранения углекислого газа;

• сокращение начальных запасов нефти или газа после доразведки объектов;

• низкие ФЕС пласта коллектора в районе расположения нагнетательных скважин.

Основные риски:

• миграция закачиваемого С02 вверх по разрезу за счет аварийных скважин и их плохого технического состояния;

• коррозионное воздействие углекислого газа на конструкции существующего фонда скважин;

• коррозионное воздействие С02 в сочетании с пластовой водой на химический состав породы, флюидоупоров и самих флюидов в пласте;

Рис. 7. Замещение буферного объема ПХГ науглекислый газ

Рис. 8. Закачка С02 для повышения нефтеотдачи

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

• усиление прорывов закачиваемого газа в эксплуатационные скважины за счет закачки углекислого газа;

• активация миграции закачиваемого С02 вверх по разрезу при допустимом среднем пластовом давлении за счет повышения давления в зоне закачки;

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

• миграция закачиваемого углекислого газа вверх по разрезу за счет перекрывающих залежь флюидоупоров;

• растворение большого количества углекислого газа в пластовой воде (реликтовой и подошвенной/краевой).

Магматические и метаморфические породы для захоронения С02

Размещение С02 в осадочных формациях, таких как глубокие соленые водоносные горизонты; истощенные нефтяные и газовые месторождения, соленосные отложения, основано на краткосрочных физических и физико-химических механизмах захоронения, с которыми связаны достаточно высокие риски потерь С02. В глубоких горизонтах земной коры сверхкритический С02 (СО. ) весьма подвижен и мобилен по отношению к

4 2 сверхкру

пластовым рассолам, поэтому он может легко мигрировать через трещины и проницаемые зоны. Риск подобных потерь можно устранить, если использовать естественные свойства природных коллекторов (например, базальтов) вступать в реакцию с растворенным С02 и формировать вторичные минеральные фазы в виде твердых карбонатных минералов (так называемое минеральное удержание).

Скорость реакций силикатных минералов с углекислым газом резко возрастает с повышением температуры и парциального давления С02 (Сушенцова, 2013), т.е. повышенные температуры и давления на типичных глубинах захоронения, а также сдвиг рН пластовых вод при реакции с С02 в сторону кислых растворов вызывают ускоренное растворение силикатных минералов и реакцию карбона-тизации. Отметим, что базальты широко распространены и покрывают значительные площади планеты Земля, что позволяет минимизировать расходы по транспортировке С02 до места захоронения в некоторых регионах.

Идея связывания углекислого газа путем минералоо-бразования в процессе реакции карбонатизации впервые была высказана в 1990 г. (ЗеАВгкг, 1990), а чуть позднее были начаты экспериментальные исследования этого механизма (Еаскпег е! а1., 1995; Оо££, 1998). Базальт состоит

преимущественно из двух минералов: клинопироксена (диопсид-авгитового ряда) и кальциевого плагиоклаза (ла-брадор-битовнит-анортит) (рис. 9, А) с второстепенными минералами оливин и ортопироксен. Кроме того, базальты очень часто содержат мантийные ксенолиты (рис. 9, Б), сложенные оливином и пироксенами. Силикатные минералы базальтов и мантийных ксенолитов могут быть довольно легко преобразованы агрессивным анионом С032~ и перекристаллизованы в базальтовых порах в агрегаты кальцита, сидерита и магнезита in situ.

Реакция С02 с распространенными силикатными минералами с образованием карбонатных минералов идет по следующей схеме (Сушенцова, 2013):

(Mg,Ca)xSi ^ + ХСО2 -> х(М§,Са)СОз +

jSi02 +ZH20,

гдех,уиг обозначают относительные количества атомов различных сортов.

Реакции карбонатизации носят экзотермический характер, при этом количество выделяемого тепла зависит от состава силиката: при взаимодействии углекислого газа с оливином выделяется 89 кДж/моль, с серпентином - 64 кДж/моль, с волластонитом - 90 кДж/моль при Т= 298 К (Sipilä et al., 2009).

В настоящее время исследования в области минерального удерживания С02 ведутся многими научными группами: проведено много экспериментальных работ (Lackner et al., 1995; Huijgen et al., 2006; Gerdemann et al., 2007; Hänchen et al., 2008; Gysi, 2012, Сушенцова, 2013 и др.), осуществлены пилотные проекты по закачке диоксида углерода в различные геологические структуры в природных условиях (Gislason et al., 2010; Matter et al., 2007; Sn^björnsdottir et al, 2020). Однако многие детали этого взаимодействия остаются еще не выясненными (зависимость карбонатизации от температуры, давления, состава силикатов и др.).

Эффективность карбонатизации зависит от исходного минерала и повышается в следующем порядке: пироксен, серпентин, оливин; т.е. наиболее эффективным минералом для процесса минерального связывания С02 является форстерит (Oelkers et al., 2008; Daval et al., 2011). Установлено, что для связывания 1 т С02 необходимо всего 1,6-1,8 т форстерита, тогда как других силикатных минералов значительно больше (Oelkers et al., 2008; Goff, 1998). Кроме

Рис. 9. А - кристаллы клинопироксена и плагиоклаза. Базальт. Шлиф. Поляризованный сеет. Б - ксенолит лерцолита в пористом базальте. В - моноклинные иромбические пироксены, встречающиеся в базальте

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

GEDRESURSY

того, оливин не требует дополнительной термической или другой обработки.

В качестве примера минерального удерживания можно привести пилотный проект CarbFix на юго-западе Исландии, который заключался в закачивании насыщенной углекислым газом воды в базальтовые породы (Alfredsson et al., 2008; Gislason et al., 2010).

Еще одним примером являлось захоронение С02 в виде С02 сверхкр в базальты бассейна реки Колумбия, штат Вашингтон, США (Валула проект). Преимущества захоронения СО. заключаются в возможности эффективной

2 сверхкр т т

транспортировки углекислого газа благодаря его низкой вязкости, высокой плотности и низкой критической температуре (31 °С) и давлению (74 бар).

В отмеченных выше проектах использовались различные методы для захоронения углекислого газа: растворенный в воде Н20 + С02 и жидком/сверхкритическом состоянии.

Исследование захоронения С02 в базальтах океанического дна в проливе Хуан-де-Фука (штат Вашингтон, США) показало, что риск утечки введенного С02 на подобных объектах снижается благодаря следующим природным факторам (Goldberg et al., 2008; Сушенцова, 2015):

а) покрывающие океаническое дно осадочные отложения являются хорошим изолирующим материалом и образуют низкопроницаемый литологический барьер, препятствующий вертикальной миграции флюида;

б) возникает гравитационный барьер и формируются клатратные гидраты С02, которые при температуре воды менее 2 °С являются более плотными и менее растворимыми, чем жидкая углекислота.

По предварительным оценкам, если весь введенный С02 преобразуется в карбонаты, то базальтовая формация в проливе Хуан-де-Фука сможет связать 250 Гт углерода.

Несмотря на большую доступность континентальных базальтов для захоронения С02, значительная часть мировых резервуаров ультраосновных/основных пород

Апяска 1 037 трлн фут-

Канада 699 трлн фут3

локализована на океаническом шельфе, где риски утечки и загрязнения окружающей среды ниже. При морском хранении также имеется практически неограниченный запас морской воды, которую можно использовать для предварительного растворения С02 и ускорения процесса карбонизации.

Угленосные пласты

Одним из интересных с точки зрения захоронения С02 природных объектов являются угольные пласты. Уголь отличается очень высокими сорбционными свойствами по отношению к другим веществам, в том числе к газам. Именно поэтому с самого начала появления проблемы из -быткауглекислого газа в атмосфере крупных техногенных центров угольные пласты стали объектом целенаправленного изучения для улавливания и возможной консервации двуокиси углерода. Тем более что вопросы газоносности углей рассматривались и ранее в связи с их метанонос-ностью (как дополнительный источник энергетического сырья и как обеспечение более безопасного ведения горных работ по добыче угля). Как видно из рис. 10, ресурсы метана в угольных пластах значительны в мире, Россия в этом списке занимает лидирующую позицию, поэтому угольные пласты, содержащие метан, представляют собой особые объекты для захоронения С02.

Исследования по закачке С02 в уголь и угольные пласты проводились в виде как лабораторных экспериментов с углями имеющими различные свойства, так и полевых работ на природных объектах - угольных пластах с определенными характеристиками. В качестве примеров исследований, разных по своим целям и методикам, можно привести работы преимущественно зарубежных исследователей: Espinoza et al., 2014; Reeves et al., 2005; Morse et al., 2010; Цзиньсюань и др., 2019.

Исследование Д.Н. Эспинозы с соавторами (Espinoza et al., 2014) интересно как разносторонний эксперимент

Россия

1 730 трлн фут3

США без Аляски 711 трлн фут3

Великобритания 102 трлн фут3

в

* *

f/ Ш Украина ' / 42 трон фут1

Казахстан 23 трпн фут3

Китай

1 307 трлн фут3

~> У

W

Ш

• Проекты го МУП. в настоящем или прошлом

Индив

71 трпн фут3

Ч-

ч#

Австралия 1 037 трлн фут3

I

f

Рис. 10. Ресурсыметана вугольных пластах и проекты по изучению их извлечения (по (Schlumberger, 2021))

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

Интервал

Главная ' трещина

Трещина первого

Г1 ь \ | |г„ 1 .-: ' Г , • -"Я \ 'h 1 м

: *•*■' 1 > 1.1 я ции: 1

1 1 N 1 , 1 1 1 ' 1 \ IT г . 1 1

Si

\ 1 \ \ 1/ Л 1

«в

Трещина второго порядка

2 дюйм —>

S cm

Рис. 11. Схема геометрии трещин угольного кливажа (по (Эттингер, 1966) ')

по изучению проницаемости углей. В результате были подтверждены анизотропия проницаемости для СН4 и С02 в углях, подчиняющаяся системам кливажных трещин (рис. 11), которые включают в себя осевую или главную систему и торцевую или второстепенную систему, а также более высокая газоемкость углей по С02, чем по СН4, что связано с преимущественной адсорбцией именно С02. Эта работа является хорошей иллюстрацией выбора доступного метода анализа проницаемости углей, который может использоваться как «калибровочный» для оценки ФЕС углей.

Проницаемость угля и адсорбционные свойства связаны с кливажом, поэтому рассматриваются в связи с возможностью вытеснения метана при его добыче из угольных пластов в работе (Цзиньсюань и др., 2019).

Угольный бассейн Сан-Хуан в США известен как первый успешный объект промышленной добычи метана из угольного пласта (МУП) как самостоятельного полезного ископаемого. В отчете американских исследователей (Reeves et al., 2005) описывается опыт закачки С02 в уголь -ный пласт формации Фрутлэнд (проект получил название Allison Unit), находящийся на глубине 900 м и мощностью 13 м. Проект длился 6 лет (1995-2001 гг). Для эксперимента были использованы четыре нагнетательных скважины и пять добывающих. Расположенные в разных участках добывающие скважины продемонстрировали разную динамику распространения закачиваемого С02, что отвечало направленности трещин кливажа. Измеряемыми параметрами выступали объем адсорбированного газа, плотностьуглей, проницаемость, пористость, давление.

Обзорная работа китайских исследователей (Yu et al., 2007) посвящена оценке угольных бассейнов и месторождений с перспективой их использования для закачки С02. Угольные бассейны Китая разнообразны по возрасту, размерам и качеству углей, поэтому их сравнение может быть полезно при выработке критериев для выбора наиболее подходящих объектов. Коллеги из КНР предлагают типизировать угольные бассейны как по общегеологическим критериям, так и по определенным физико-механическим свойствам углей.

Косвенно пригодность углей для закачки углекислого газа можно оценить по их метаноносности, которая определяется в ходе геологоразведочных работ. Наибольшая доля ресурсов метана приходится на очень крупные бассейны:

Западно-Сибирский, Тунгусский, Ленский, Таймырский, Кузнецкий и Печорский (Макарова и др., 2015). Но многие из них расположены в труднодоступных районах и неперспективны с точки зрения самостоятельной добычи метана и утилизации С02. Наиболее интересен с этой точки зрения Кузнецкий каменноугольный бассейн.

Заключение

Данный обзор существующего мирового опыта по утилизации углекислого газа показывает, что нет универсального геологического объекта, отвечающего всем предъявляемым требованиям, таким как надежность размещения, близость к месту добычи и стоимость закачки.

При нефтедобыче наиболее пригодным резервуаром для хранения углекислого газа представляются выработанные месторождения нефти или газа. Полости в солях могут использоваться для временного хранения углекислого газа, поскольку соли имеют хорошие изоляционные свойства и практически не реагируют с газом. Если необходимо произвести утилизацию углекислого газа, то самым лучшим резервуаром являются основные/ ультраосновные породы. Главным преимуществом водоносных горизонтов в качестве резервуара для углекислого газа являются их широкое распространение и удобство для закачки.

Таким образом, в зависимости от решаемых задач могут использоваться все представленные нами резервуары, и при выборе объектов в каждом конкретном случае необходимо руководствоваться имеющейся инфраструктурой, доступностью потенциальных хранилищ углекислого газа и экономической составляющей.

Благодарность

Авторы выражают благодарность рецензенту за ценные замечания, позволившие улучшить статью.

Литература

ГОСТ Р ИСО 27914-2023 (2023). Улавливание, транспортирование и хранение углекислого газа (Подземное размещение) (ISO 27914:2017, IDT).

Гридин В.А., Стерленко З.В., Еремина Н.В., Логвинова T.B. (2015). Геологические основы проектирования и эксплуатации подземных хранилищ газа. Ставрополь: Северо-Кавказский фед. ун-т, 110 с.

Макарова Е.Ю., Митронов Д.В. (2015). Ресурсная база и перспективы добычи метана угольных пластов в России. Георесурсы. (2), с. 101-106. http://dx.doi.Org/10.18599/grs.61.2.9

Сушенцова Б.Ю. (2013). Взаимодействие углекислого газа с ультраосновными и основными породами: Дис. канд. геол.-минер. наук. М.,255 с.

Хан С.А. (2010). Анализ мировых проектов по захоронению углекислого газа. Георесурсы, (4), с. 55-62.

Цзиньсюань X., Яньцзюнь Л., Макарова Е.Ю., Богомолов А.Х., Чжаочжун Я. (2019). Молекулярное моделирование конкурирующей адсорбции метана и углекислого газа в матрице угля в присутствии воды. Химия твердого топлива, (5), с. 20-29. https://doi.org/10.1134/ S0023117719050050

Этгингер И.Л. (1966). Газоемкость ископаемых углей. М.: Недра, 224 с.

AlfredssonH.A., HardarsonB.S., FranzsonH., GislasonS.R. (2008). C02 sequestration in basaltic rock at the Hellisheidi site in SW Iceland: Stratigraphy and chemical composition of the rocks at the injection site. Mineralogical Magazine, 72(1), pp. 1-5. https://doi.Org/10.1180/minmag.2008.072.l.l

Bachu S., Bonijoly D., Bradshaw J., Burruss R., Holloway S., Christensen N.P., Mathiassen O.M. (2007). C02 storage capacity estimation: Methodology and gaps. International Journal of Greenhouse Gas Control, 1(4), pp. 430-443. http://dx.doi.org/10.1016/S1750-5836(07)00086-2

BaklidA., Korbol R., OwrenG. (1996). Sleipner Vest C02 disposal, C02 inj ection into a shallow underground aquifer. SPEAnnual Technical Conference andExhibition. SPE-36600-MS. https://doi.org/10.2118/36600-MS

BrouardB., BerestP. (2019). Over-pressured salt solution mining caverns and leakage mechanisms. Phase 2: Cavern-Scale Report. 151 p.

Caglayan D.G., Weber N., Heinrichs H.U., LinBen, Robinius M., Kukla P.A., Stolten D. (2020). Technical potential of salt caverns for hydrogen storage in Europe. International Journal of Hydrogen Energy, 45(11), pp. 6793-6805. https://doi.Org/10.1016/j.ijhydene.2019.12.161

Da Costa A.M., da Costa P.V.M., Udebhulu O.D., Azevedo R.C., Ebecken N.F.F., Miranda, A.C.O., de Eston S. M., de Tomi G., Meneghini J. R., Nishimoto K., Ruggiere F., Malta E., Fernandes E.R., Brandao C.M., Breda A. (2019). Potential of storing gas with high C02 content in salt caverns built in ultra-deep water in Brazil. Greenhouse Gases: Science and Technology, 9(1), pp. 79-94. https://doi.org/10.1002/ghg.1834

Daval D., Sissmann O., Menguy N., Saldi G.D., Guyot F., Martinez I., Corvisier J., Garcia В., Machouk I., Knauss K.G., Hellmann R. (2011). Influence of amorphous silica layer formation on the dissolution rate of olivine at 90 °C and elevated pC02. Chemical Geology, 284(1-2), pp. 193-209. https://dx.doi.Org/10.1016/j.chemgeo.2011.02.021

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

DeVries K.L., Mellegard K.D., Callahan G.D., Goodman W.M. (2005). Cavern roof stability for natural gas storage in bedded salt. Final Report. Rapid City: RESPEC, 191 p.

Donadei S., Schneider G.S. (2016). Compressed air energy storage in underground formations. Storing Energy. Elsevier, pp. 113-133. http://dx.doi. org/10.1016/B978-0-12-803440-8.00006-3

Donadei S., Schneider G.S. (2022). Compressed air energy storage. Storing Energy. Elsevier, pp. 141-156. https://doi.org/10.1016/ B978-0-12-824510-1.00034-9

Duhan J. (2018). Compressed Air Energy Storage in Salt Caverns: Geomechanical Design Workflow, CAES Siting Study from a Geomechanics Perspective, and Deep Brine Disposal. Master of Applied Science in Civil Engineeringthesis. Waterloo: Univ. of Waterloo, 183 p.

Ennis-King J., Gibson-Poole C.M., Lang S.C., PatersonL. (2002). Long term numerical simulation of geological storage of C02 in the Petrel sub-basin, North West Australia. Greenhouse Gas Control Technologies, Proceedings of the 6th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. Kyoto, Japan: Elsevier Science, pp. 1-4.

Espinoza D.N., Vandamme M., Pereira J.M., Dangla P., Vidal-Gilbert S. (2014). Measurement and modeling of adsorptive-poromechanical properties of bituminous coal cores exposed to C02: Adsorption, swelling strains, swelling stresses and impact on fracture permeability. International Journal of Coal Geology, 134-135, pp. 80-95. http://dx.doi.org/10.1016/j. coal.2014.09.010

Gerdemann S.J., O'Connor W.K., Dahlin D.C., Penner L.R., Rush H. (2007). Ex situ aqueous mineral carbonation. Environmental science & technology, 41(7), pp. 2587-2593. https://doi.org/10.1021/es0619253

Gillhaus A., Horvath P.L. (2008). Compilation of geological and geotechnical data of worldwide domal salt deposits and domal salt cavern fields: Research Project Report 2007-1-SMRI. Clarks Summit, PA, USA: Solution Mining Research Insitute and KBB Underground Technologies GmbH.

Gislason S.R., Wolff-Boenisch D., Stefansson A., Oelkers E.H., Gunnlaugsson E., Sigurdardottir H., Sigfusson В., Broecker W.S., Matter J.M., Stute M., Axelsson G., Fridriksson T. (2010). Mineral sequestration of carbon dioxide in basalt: A pre-injection overview of the CarbFix project.

International Journal of Greenhouse Gas Control, 4(3), pp. 537-545. https:// doi.org/10.1016/j.ijggc.2009.11.013

Goff F., Lackner K.S. (1998). Carbon dioxide sequestering using ultramafic rocks. Environmental Geosciences, 5(3), pp. 89-101. https://doi. org/10.1046/J.1526-0984.1998.08014.X

Goldberg D.S., Takahashi T., Slagle A.L. (2008). Carbon dioxide sequestration in deep-sea basalt. Proceedings of the National Academy of Sciences, 105(29), pp. 9920-9925. https://doi.org/10.1073/pnas.0804397105 Gunter W.D., Perkins E.H., McCann T.J. (1993). Aquifer disposal of C02-rich gases: Reaction design for added capacity. Energy Conversion and management, 34(9-11), pp. 941-948. https://doi. org/10.1016/0196-8904%2893%2990040-H

Gysi A.P., Stefánsson A. (2012). C02-water-basalt interaction. Low temperature experiments and implications for C02 sequestration into basalts. Geochimica et Cosmochimica Acta, 81, pp. 129-152. https://doi. org/10.1016/J.GCA.2011.12.012

Hamling J. (2015). Bell Creek Oil Field: A Study of Associated C02 Storage with a Commercial C02 Enhanced Oil Recovery Project. San Francisco, CA: IEAGHG Monitoring Research Network Meeting Lawrence Berkeley Laboratory. 34 p. https://dokumen.tips/documents/bell-creek-oil-field-a-study-of-associated-co2-bell-creek-oil-field-a-study.html?page=l

Hanchen M., Prigiobbe V., Baciocchi R., Mazzotti M. (2008). Precipitation in the Mg-carbonate system-effects of temperature and C02 pressure. ChemicalEngineering Science, 63(4), pp. 1012-1028. https://doi. org/10.1016/j.ces.2007.09.052

Heiskanen E. (2006). Case 24: Snohvit C02 capture & storage project. Helsinki: National Consumer Research Centre, 20 p. https://www.esteem-tool. eu/fileadmin/esteem-tool/docs/CASE_24_def.pdf

Horváth P.L., Donadei S., Zapf D. (2020). Detailing of Basic Data, Information System & Potential Estimate for Site Selection of Salt Caverns for CAES and Hydrogen Storage in Bedded Salt. Solution Mining Research Institute Fall 2020 Virtual Technical Conference, pp. 1-16.

Huijgen W.J., Ruijg G.J., Comans R.N., Witkamp G.J. (2006). Energy consumption and net C02 sequestration of aqueous mineral carbonation. Industrial & Engineering Chemistry Research, 45(26), pp. 9184-9194. http:// dx.doi.org/10.1021/ie060636k

IOGCC (1988). Natural Gas Storage in Salt Caverns, A Guide for State Regulators. Oklahoma: Energy Resources Committee of the Interstate Oil and Gas Compact Commission, 45 p.

Johnson J.W., Nitao J.J., Steefel C.I., Knauss K.G. (2001). Reactive transport modeling of geologic C02 sequestration in saline aquifers: the influence of intra-aquifer shales and the relative effectiveness of structural, solubility, and mineral trapping during prograde and retrograde sequestration. First national conference on carbon sequestration. National Energy and Technology Laboratory USA, pp. 14—17.

Johnson J.W., Nitao J.J., Knauss K.G. (2004). Reactive transport modelling of C02 storage in saline aquifers to elucidate fundamental processes, trapping mechanisms and sequestration partitioning. Geological Society, London, Special Publications, 233(1), pp. 107-128. https://doi. org/10.1144/GSL.SP.2004.233.01.08

Lackner K.S., Wendt C.H., Butt D.P., Joyce E.L. Jr., Sharp D.H. (1995). Carbon dioxide disposal in carbonate minerals. Energy, 20(11), pp. 11531170. https://doi.org/10.1016/0360-5442(95)00071-N

Lindeberg E., Wessel-Berg D. (1997). Vertical convection in an aquifer column under a gas cap of C02. Energy Conversion and management, 38, pp. 229-234. https://doi.org/10.1016/S0196-8904(96)00274-9

MalachowskaA., LukasikN., Mioduska J., G^bicki J. (2022). Hydrogen storage in geological formations - The potential of salt caverns. Energies, 15(14), 5038. https://doi.org/10.3390/enl5145038

Maldal T., Tappel I.M. (2004). C02 underground storage for Snehvit gas field development. Energy, 29(9-10), pp. 1403-1411. https://doi. org/10.1016/j.energy.2004.03.074

Matter J.M., Takahashi T., Goldberg D. (2007). Experimental evaluation of in situ C02-water-rock reactions during C02 injection in basaltic rocks: Implications for geological C02 sequestration. Geochemistry, Geophysics, Geosystems, 8(2), Q02001. https://doi.org/10.1029/2006GC001427

Metz B., Davidson O., de Coninck H., Loos M., Meyer L. (2005). IPCC Special Report on Carbon dioxide Capture and Storage. Cambridge, UK: Cambridge Univ. Press, 431 p. https://www.ipcc.ch/report/ carbon-dioxide-capture-and-storage/

Morse D.G., Mastalerz M., Drobniak A., Rupp J.A., Harpalani S. (2010). Variations in coal characteristics and their possible implications for C02 sequestration: Tanquary injection site, southeastern Illinois, USA. International journal of coal geology, 84(1), pp. 25-38. http://dx.doi. org/10.1016/j.coal.2010.08.001

National Academies of Sciences, Engineering, and Medicine. (2019).

НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ

sequestration of supercritical C02 in deep sedimentary geological formations. Negative Emissions Technologies and Reliable Sequestration: A Research Agenda, pp. 273-281. https://doi.org/10.17226/25259

Oelkers E.H., Gislason S.R., Matter J. (2008). Mineral carbonation of C02. Elements, 4(5), pp. 333-337. http://dx.doi.Org/10.2113/gselements.4.5.333 Oldenburg C.M. (2003) Carbon dioxide as cushion gas for natural gas storage. Energy and Fuels, 17(1), pp. 240-246. https://doi.org/10.1021/ ef020162b

Plaat H. (2009). Underground gas storage: Why and how. Geological Society, London, Special Publications, 313(1), pp. 25-37. https://doi. org/10.1144/SP313.4

Reeves S., Oudinot A. (2005). The Allison Unit C02-ECBM Pilot - A Reservoir and Economic Analysis. 2005 International Coalbed Methane symposium, 0522, pp. 1-16.

Rochelle C.A., Czernichowski-Lauriol I., Milodowski A.E. (2004). The impact of chemical reactions on C02 storage in geological formations: a brief review. Geological Society, London, Special Publications, 233(1), pp. 87-106. http://dx.doi.Org/10.1144/GSL.SP.2004.233.01.07

Sasaki K., Akibayashi S. (2000). A Calculation Model for Liquid C02 Injection into Shallow Sub-Seabed Aquifer. Annals of the New YorkAcademy of Sciences, 972(1), pp. 211-225. https://doi.Org/10.llll/j.1749-6632.2000. tb06775.x

Seifritz W. (1990). C02 disposal by means of silicates. Nature, 345, pp. 486-486. https://doi.org/10.1038/345486b0

Sipila J., Teir S., Zevenhoven R. (2008). Carbon dioxide sequestration by mineral carbonation: Literature review update 2005-2007. Report VT 20081. 59 p. https://remineralize.org/wp-content/uploads/2015/10/LITRl.pdf

Sn^bjornsdottir S.O., Sigfiisson В., Marieni C., Goldberg D., Gislason S.R., Oelkers, E.H. (2020). Carbon dioxide storage through mineral carbonation. Nature Reviews Earth & Environment, 1(2), pp. 90-102. https:// doi.org/10.1038/s43017-019-0011-8

TarkowskiR.,CzapowskiG. (2018). Salt domes in Poland-Potential sites for hydrogen storage in caverns. International Journal of Hydrogen Energy, 43(46), pp. 21414-21427. http://dx.doi.Org/10.1016/j.ijhydene.2018.09.212 Thoms R.L., Martinez J.D. (1978). Preliminary long-term stability criteria for compressed air energy storage caverns in salt domes. Baton Rouge, USA: Louisiana State Univ., 90 p. https://digital.library.unt.edu/ark:/67531/ metadcl203514/m2/l/high_res_d/6524724.pdf

Vesovic V., Wakeham W.A., Olchowy G.A., Sengers J.V., Watson J.T.R., Millat J. (1990). The transport properties of carbon dioxide. Journal of physical and chemical reference data, 19(3), pp. 763-808. https://doi. org/10.1063/1.555875

Warren J.K. (2016). Evaporites: A Geological Compendium. Berlin, Springer, 1807 p. https://doi.org/10.1007/978-3-319-13512-0

Wilson M., Monea M., Whittaker S., White D., Law D., Chalaturnyk R. (2004). IEA GHG Weyburn C02 Monitoring & Storage Project: Summary Report 2000-2004. Regina: Petroleum Technology Research Centre, 284 p.

Yu H., Zhou, G., Fan W., Ye J. (2007). Predicted C02 enhanced coalbed methane recovery and C02 sequestration in China. International Journal of Coal Geology, 71(2-3), pp. 345-357. https://doi.org/10.1016/j. coal.2006.10.002

Zweigel P., Arts R., Lothe A.E., Lindeberg E.B. (2004). Reservoir geology of the Utsira Formation at the first industrial-scale underground C02 storage site (Sleipner area, North Sea). Geological Society, London, Special Publications, 233(1), pp. 165-180. http://dx.doi.org/10.1144/GSL. SP.2004.233.01.11

Сведения об авторах

Анна Вадимовна Корзун - кандидат геол.-мин. наук, доцент кафедры гидрогеологии геологического факультета, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова

Россия, 119234, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, д.1 e-mail: a.korzun@oilmsu.ru

Антонина Васильевна Ступакова - доктор геол.-мин. наук, заведующий кафедрой геологии и геохимии горючих ископаемых, директор Института перспективных исследований нефти и газа, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова