Статья:

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ УЛАВЛИВАНИЯ И ХРАНЕНИЯ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Конференция: XCII Международная научно-практическая конференция «Научный форум: технические и физико-математические науки»

Секция: Безопасность деятельности человека

Выходные данные

Курбанова Г.Г. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ УЛАВЛИВАНИЯ И ХРАНЕНИЯ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА / Г.Г. Курбанова, Д.М. Баеров, А.А. Гарипова, А.Х. Сафаров, И.Г. Фаттахов // Научный форум: Технические и физико-математические науки: сб. ст. по материалам XCII междунар. науч.-практ. конф. — № 1(92). — М., Изд. «МЦНО», 2026.

К условиям публикации Скачать сборник

Конференция завершена

Мне нравится

XCII Международная научно-практическая конференция «Научный форум: технические и физико-математические науки»

на печатьскачать .pdf поделиться

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ УЛАВЛИВАНИЯ И ХРАНЕНИЯ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Курбанова Гульнара Гайнельхаковна

заведующий лабораторией, Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, РФ, г. Альметьевск

Баеров Дамир Марселевич

техник, Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, РФ, г. Альметьевск

Гарипова Айгуль Айратовна

науч. сотр., Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, РФ, г. Альметьевск

Сафаров Альберт Хамитович

д-р техн. наук, доц., вед. науч. сотр., Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, РФ, г. Альметьевск

Фаттахов Ирик Галиханович

д-р техн. наук, доц., директор по повышению нефтеотдачи пластов, волновым и биотехнологиям, Институт «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, РФ, г. Альметьевск

PROMISING METHODS OF CARBON DIOXIDE CAPTURE AND STORAGE

Kurbanova Gulnara Gainelhakovna

Head of the laboratory, TatNIPIneft Institute of PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Russia, Almetyevsk

Baerov Damir Marselevich

Technical worker, TatNIPIneft Institute of PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Russia, Almetyevsk

Garipova Aigul Ayratovna

Research Scientist, TatNIPIneft Institute of PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Russia, Almetyevsk

Safarov Albert Khamitovich

Dr.Sc. (Eng.), Lead Research Scientist, TatNIPIneft Institute of PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Russia, Almetyevsk

Fattakhov Irik Galikhanovich

Dr.Sc. (Eng.), Director for EOR, Wave Stimulation and Biotechnologies, TatNIPIneft Institute of PJSC TATNEFT named after V.D. Shashin, Russia, Almetyevsk

Проблема изменения климата, вызванного антропогенными выбросами парниковых газов, в частности углекислого газа (CO₂), является одной из наиболее актуальных и сложных задач, стоящих перед мировым сообществом в XXI веке. Увеличение объемов добычи и использования углеводородного сырья, несмотря на растущее внимание к возобновляемым источникам энергии, продолжает оставаться основным фактором, способствующим увеличению концентрации CO₂ в атмосфере [1, с. 10]. Последствия глобального потепления, проявляющиеся в экстремальных погодных явлениях, снижении урожайности сельскохозяйственных культур и деградации экосистем, становятся все более ощутимыми [2, с. 8].

В этой связи, поиск эффективных стратегий и технологий, направленных на сокращение выбросов CO₂ и смягчение последствий изменения климата, является критически важным. Учитывая сохраняющуюся зависимость мировой экономики от углеводородного топлива, наиболее перспективным представляется комплексный подход, сочетающий активное развитие возобновляемых источников энергии с внедрением технологий улавливания и хранения углерода [3, с. 1340].

Данная статья посвящена рассмотрению существующих методов улавливания и хранения углерода, акцентируя внимание на возможностях хранения CO₂ в геологических формациях, в частности, в нефтяных пластах, включая повышение нефтеотдачи с использованием CO₂. В статье представлен обзор последних исследований в области заводнения и циклической закачки CO₂ в различные типы пластов, а также анализируются процессы удержания CO₂ и его преобразования в метан под действием микроорганизмов, что не только открывает перспективы для дальнейшей оптимизации технологий улавливания и хранения углерода, но и возможность создания нового источника энергии и ценного химического сырья, способствуя развитию циркулярной экономики.

В соответствии с рисунком 1, в период с 1990 по 2019 год наблюдалось увеличение глобальных выбросов CO₂, связанных с производством энергии; этот показатель достиг примерно 33,3 миллиардов тонн [4, с. 1].

Углекислый газ составляет 76% от парниковых газов, которые вызывают глобальное потепление. При этом 65% этого углекислого газа вырабатывается в процессе сжигания ископаемого топлива и промышленных выбросов [5, с. 464].

Глобальное потепление – одна из самых серьёзных проблем, с которыми мы сталкиваемся в XXI веке. Это явление приводит к природным бедствиям, таким как обильные осадки или продолжительные периоды засухи в отдельных регионах. В результате снижается урожайность сельскохозяйственных культур и гибнет лесная растительность [6, с. 8]. Чтобы сохранить относительную стабильность климата, важно предотвратить дальнейшее повышение глобальной температуры бы на 2°C [7, с. 5]. В то же время необходимо поддерживать мировую экономику, поскольку сейчас мир зависит от использования углеводородного топлива [8, с. 1348].

В связи с проблемой глобального потепления в разных странах были разработаны и реализованы стратегии и технологии, направленные на уменьшение выбросов углекислого газа [9, с. 10].

В первую очередь, это подразумевает две задачи:

Активно развивать использование возобновляемых источников энергии: энергия ветра, солнечная энергия, энергия биомассы и геотермальная энергия.
Внедрять CCS.

В ближайшем будущем ожидается, что поставки возобновляемых источников энергии не смогут полностью заменить ископаемое топливо [10, с. 60]. В связи с этим, крайне необходимо разработать метод, который будет включать в себя меры по сокращению выбросов CO₂ в атмосферу с использованием технологии улавливания и хранения углерода. Оно может стать связующим звеном между использованием ископаемого топлива и переходом к возобновляемым источникам энергии, а также предложить пути для достижения глобального устойчивого развития с учётом экологических аспектов [11, с. 32].

Современные технологии улавливания углерода включают в себя:

химическую абсорбцию;
разделение с помощью полимерных мембран;
адсорбцию с использованием пористых материалов;
химическое петлевое разделение.

Первые две технологии уже используются в коммерческих масштабах, а последние две пока находятся на стадии экспериментов [12, с. 28].

Чтобы сохранить уловленный углекислый газ используют глубокие морские захоронения, солёные водоносные горизонты, истощённые месторождения нефти и газа, и минерализованные хранилища [13, с. 130].

Благодаря широкой распространенности, солёные водоносные горизонты представляют собой перспективный источник улавливания углекислого газа, для эффективного снижения антропогенных выбросов в атмосферу [14, с. 21]. Тем не менее, хранение CO₂ в недрах может привести к взаимодействию углекислого газа, пород и поровой жидкости, способствуя возникновению неконтролируемых гидромеханических процессов в породах-коллекторах [15, с. 185].

При хранении углекислого газа в нефтяном пласте, CO₂ способствует повышению нефтеотдачи [16, с. 389]. На рисунке 2 показана схема хранения углекислого газа в пласте-коллекторе (a), и схема увеличения нефтеотдачи (b).

Рисунок 2. Схема хранения CO₂ в нетрадиционном пласте-коллекторе (а); схема метода увеличения нефтеотдачи при помощи CO₂ (b)

В большинстве случаев эффективность хранения углекислого газа зависит от глубины пласта, давления, температуры [17, с. 48].

Технология закачки СО₂ в плотные пласты-коллекторы заключается в нагнетании углекислого газа в нефтегазовые пласты для увеличения выхода газообразных и жидких углеводородов. Давление в пласте — это основной фактор, который определяет возможность выхода пластовых жидкостей на поверхность [18, с. 328]. В процессе закачки в пласт углекислый газ переходит в состояние сверхкритической жидкости. Его поведение зависит от давления в пласте и давления закачки, а также от взаимодействия с пластовыми жидкостями [19, с. 464].

Технология «huff-n-puff» (HNF) представляет собой один из методов циклической закачки, при котором CO₂ закачивается в нефтяные и газовые пласты для пропитки пласта и извлекается через определенный период [20, с. 98]. В действительности процесс «huff-n-puff» с CO₂ состоит из трех стадий. Первая стадия состоит из закачки CO₂ в пласт, при которой сверхкритическая жидкость вступит в реакцию и пропитается пластовой жидкостью, в течение этого времени скважина будет остановлена, так как это делается для того, чтобы максимизировать способность поглощения CO₂; второй этап – пропитка. Третий этап – это этап добычи углеводородов, на котором скважина открывается для добычи. Период пропитки позволяет поддержать и увеличить пластовое давление, чтобы на третьем этапе эффективно извлекать жидкие и газообразные пластовые флюиды [21, с. 186]. Также есть сведения, что технология «huff-n-puff» подходит для повышения нефтеотдачи из плотных нефтяных пластов-коллекторов [22, с. 271].

Авторами Х. Каримаи и др. в исследовании [23, с. 7024] проведены модельные исследования оценки эффективности закачки CO₂ при добыче нефти и хранении углекислого газа по сравнению с закачкой воды в базовом варианте в пласте Северного моря. В ходе исследования рассмотрены различные типы закачки CO₂, в частности, одновременная закачка воды и газа (SWAG). Фактически, этот метод выбран для гравитационного разделения воды и газа. Результаты модельных испытаний показали, что коэффициент нефтеотдачи при использовании заводнения CO₂ увеличился от 3 до 8 %. Метод SWAG обеспечивает контроль за перемещением, а также способствует более эффективному удержанию CO₂ в пласте.

Процесс взаимодействия CO₂ с плотными нефтяными пластами-коллекторами представляет особый интерес и имеет большое значение для определения MMP (минимального давления смешиваемости), смачиваемости, капиллярного давления, межфазного натяжения и соотношения подвижности при увеличении нефтеотдачи и хранения. Во время взаимодействия CO₂ с нефтью в плотных коллекторах при средних и высоких пластовых условиях, CO₂ растворяется и вызывает расширение нефти, поскольку CO₂ увеличивает объем пластовых флюидов [24, с. 1863].

В плотных пористых средах Б. Вейем, Х. Чжаном и др. были запущены химические реакции с минералами горных пород. В действительности, при фильтрации CO₂ в плотных коллекторах, углекислый газ вступает в реакцию с минералами кварца, полевого шпата и подвергается растворению. В процессе этой реакции образуются глинистые минералы, следовательно, твердые глинистые частицы могут препятствовать проницаемости плотных пород, поэтому проницаемость пористой плотной среды во время эксперимента варьировалась. В целом, их исследования показали, что заводнение CO₂ может повысить проницаемость и пористость плотных пород, потому что заводнение CO₂ в сверхкритической форме является одним из видов разрушения горных пород [25, с. 6].

Авторами Х. Чжоу, Ц. Юань, Ю. Чжан и др. в работе [26, с. 738] проведены экспериментальные исследования процесса заводнения CO₂ в плотные нефтяные пласты. В исследовании использовались три типа заводнения углекислого газа: с непрерывным процессом закачки CO₂, закачка CO₂ с определенным периодом выдержки и закачка CO₂ с поддержанием давления. Эксперименты проводились на цилиндрах керна длиной 1 м для анализа влияния заводненного углекислого газа на эффективность добычи нефти; использовалась легкая пластовая нефть. Результаты экспериментов по закачке CO₂ в нефтяные пласты показали, что заводнение CO₂ повысила эффективность добычи нефти, а коэффициент нефтеотдачи увеличился до 39 %.

Авторами К. Дай и др. в научной работе [27, с. 1127] проведены исследования удержания флюида в сверхкритическом углекислом газе, вызванное изменением проницаемости в плотных нефтяных пластах. Цель исследований – охарактеризовать изменение проницаемости плотных образцов керна во время закачки сверхкритического CO₂. Кроме того, для подтверждения экспериментальных результатов использованы микроструктурные и аналитические методы. В ходе исследований обнаружено, что при использовании сверхкритического CO₂ возможно повреждение пласта.

Ц. Ма, С. Янг и др. проведены экспериментальные исследования для определения факторов, влияющих на распределение добычи нефти в порах различных размеров во время циклической закачки CO₂ в плотные нефтяные пласты сверхвысокого давления. Первоначально, была проанализирована геология пласта-коллектора нефтяной залежи Синьцзян, которая характеризуется низкой степенью истощения, высоким содержанием остаточной нефти, низкой проницаемостью и сложной поровой структурой. Более того, выявлено, что эффективность заводнения в данном плотном нефтяном коллекторе низкая, поэтому было решено применить технологию «huff-n-puff» CO₂ для увеличения добычи нефти из этого плотного коллектора. За первые пять лет циклов накопленная добыча нефти увеличилась на 84-91,7%. Также зафиксировано, что добыча нефти в микропорах увеличивается, а в средних порах и макропорах снижается [28, с. 1159].

Авторами Р. Сан, В. Ю и др. в исследовании [29, с. 1453] для выполнения композиционного моделирования процесса «huff-n-puff» CO₂ в плотных нефтяных коллекторах было выбрано месторождение Middle Bakken с гидроразрывами. Выполнено численное моделирование и применена встроенная модель дискретной трещины для оценки эффективности «huff-n-puff» CO₂ в плотных нефтяных коллекторах месторождения Middle Bakken. Результаты моделирования пласта показали, что процесс «huff-n-puff» CO₂ оказывает положительное влияние на коэффициент нефтеотдачи. Фактически, расход CO₂ составляет 200 млн куб. футов в день, 50 дней – период закачки, 14 дней капиллярной пропитки приходится на цикл, и с тремя циклами по 500, 2000 и 4000 дней получается самый высокий коэффициент нефтеотдачи. Кроме того, скорость молекулярной диффузии CO₂ в этом случае также выше.

На рисунке 3 представлены результаты В. Пранеша, Дж. Чана и др. по удержанию CO₂ в плотном нефтяном коллекторе WCSB (западно-канадского осадочного бассейна) Альберты как для случаев методом циклической закачки CO₂, так и для заводнения CO₂.

В первый год исследований, CO₂ не задерживался гистерезисом как в процессах «huff-n-puff» с углекислым газом, так и в процессах заводнения, по причине начального пластового давления, которое автоматически выталкивает пластовую жидкость из пласта. В данном сценарии, процесс удержания CO₂ означает, что определенное количество углекислого газа успешно заполняет поровый объем пласта-коллектора. На второй год расчетов давление закачки составило на уровне 17 МПа, приемистость составила 1 260 000 м³/сутки, количество удерживаемого CO₂ составило 230 580 м³ – эти показатели относятся к методу «huff-n-puff» CO₂. В то время как по методу заводнения CO₂, на второй год расчетов давление закачки составило 64,8 МПа, приемистость закачки
5 880 000 м³/сутки, количество удерживаемого CO₂ составляет 1 333 600 м³.
В первые годы эффективность технологии заводнения CO₂ намного выше в сравнении с «huff-n-puff» CO₂. Однако в последующие годы наблюдается медленный продолжительный рост максимального удержания CO₂ за счет гистерезиса в обоих случаях. В конце 10-го года по методу заводнения CO₂ зафиксировано удержание CO₂ в количестве 1 139 300 м³, в случае с технологией «huff-n-puff» CO₂ 5 274 360 м³ [30, с. 549].

Из рисунка 3 видно, что даже с 11 по 20 год, наблюдается постепенное увеличение удержания CO₂ в обоих случаях, причем рост продолжается и в третьем десятилетии (с 21 по 30 годы). К 30-му году, с технологией «huff-n-puff» удержание CO₂ составляет 8 888 465 м³, а с технологией заводнения CO₂ 15 380 000 м³. Следует обратить внимание на то, что в плотных нефтяных коллекторах Альберты, технология заводнения CO₂ поспособствовала более высокому удержанию CO₂ в пласте, нежели технология «huff-n-puff» CO₂. Это объясняется тем, что в плотных нефтяных коллекторах при технологии заводнения CO₂ легче достигается MMP и эффективность вытеснения пластовой жидкости, нежели методом «huff-n-puff» CO₂. В результате удержание CO₂ составило более 80% [31, с. 588].

Рисунок 3. Результаты удержания CO₂ в плотном нефтяном коллекторе WCSB Альберты для технологий циклической закачки и заводнения

Закачка CO₂ в нефтяных пластах не ограничивается простым захоронением и увеличением нефтедобычи. В ряде случаев, в пластовых условиях создаются благоприятные условия для микробиологического преобразования углекислого газа в метан. Этот процесс, стимулируемый деятельностью метаногенных микроорганизмов, превращает CO₂ в ценный энергетический ресурс непосредственно в недрах, что представляет собой дополнительный экологический и экономический бонус к технологии улавливания и хранения углерода.

Общие методы получения метана из углекислого газа в нефтяных пластах

Чжан Шаодун в исследовании [32, с. 12] представил инновационный метод преобразования CO₂ в метан в нефтяных пластах. Процесс включает в себя несколько ключевых этапов:

1. Скрининг нефтяных пластов, содержащих CO₂, которые подходят для реализации данного метода.

2. Обнаружение гидрогеногенов и метаногенов, присутствующих в нефтяных пластах, заполненных CO₂.

3. Скрининг систем питания для гидрогеногенов и метаногенов, как из внутренних, так и из внешних источников, в соответствии с целевым нефтяным пластом. Особое внимание уделяется анализу источников азота и фосфора в системах питания.

4. Закачка фильтрованных систем питания гидрогеногенами и метаногенами в нефтяные резервуары, заполняемые CO₂.

5. После закрытия нефтяных резервуаров, заполняемых CO₂, скважина открывается через 6–12 месяцев для получения CH₄.

Данный метод подходит для нефтяных пластов, которые соответствуют условиям залегания нефти в залежах, заполненных CO₂. В рамках данного метода, соотношение ввода и вывода превышает 1/3, при этом объёмное содержание метана в выходящем газе составляет более 90%. Более того, этот метод отличается высокой степенью чистоты и экологичности, что делает его перспективным для широкого применения в области третичной добычи нефти.

Моу Божонг в исследовании [33, с.260] предложил метод получения метана путём стимулирования преобразования CO₂ с помощью микроорганизмов, обитающих в нефтяных пластах. Способ включает в себя:

1. Анализ и определение наличия по меньшей мере метаногена, способного восстанавливать CO₂ с помощью водорода, в пластовой воде целевого нефтяного пласта;

2. Поддержание значения pH пластовой воды целевого нефтяного пласта в диапазоне 6-8;

3. Введение водорода в пластовую воду целевого нефтяного пласта в качестве донора электронов; при этом массовое соотношение (г/л) донора электронов к пластовой воде целевого нефтяного пласта составляет 2–40 г/л;

4. Сбор метана.

Представленный метод обладает следующими преимуществами: полностью используются эндогенные микроорганизмы нефтяного пласта, значительно улучшается биологическое преобразование углекислого газа в метан, а также обеспечиваются простота, удобство, широкий диапазон применения в нефтяных пластах.

Ю. Сугай, К. Сасаки, Т. Ниими и др. в научной работе [34, с. 601] собрали образцы пластового солевого раствора из 10 скважин на нефтяном месторождении Ябасэ в Японии. Затем были инкубированы местные бактерии вместе со стерилизованной нефтью в анаэробных условиях (10% CO₂ и 90% N₂) при температуре 50°C и 75°C. Почти во всех системах культивирования, после 2-х месяцев инкубации, наблюдались как выработка H₂ и CH₄, так и потребление CO₂. На нефтяном месторождении Ябасэ в Японии максимальная выработка H₂ составила 1267 Нмл/л среды в течение 4-х месяцев инкубации. Культуральные растворы были посеяны в питательную агаровую среду и инкубированы в анаэробных условиях при температуре 50°C и 75°C. Одиночные колонии микроорганизмов, которые образовались в питательной агаровой среде после 2-недельной инкубации, были собраны и посеяны в стерилизованный соленой раствор, содержащий стерилизованную нефть в качестве единственного источника водорода. Более 38 штаммов были выделены и инкубированы в солевом растворе, а затем у 38 штаммов после 1-го месяца инкубации, наблюдалось выделение водорода из нефти. Максимальная продукция H₂ составила 26 Нмл/л среды в течение 3-х месяцев инкубации. Результаты показывают, что микробиологическая конверсия CO₂ и остаточной нефти в CH₄, с использованием гидрогенотрофных метаногенов является перспективным направлением.

Ян Гуан-Чао и др. в исследовании [35, с. 919] получили инокулят для культивирования культур из пластовой воды высокотемпературного нефтяного пласта в Хубэйском нефтяном месторождении. Температура воды составила 55°C. В базальную среду были добавлены инокулят, углекислый газ в концентрации 30, 60, 90 ммоль и этанол в концентрации 10 ммоль в качестве источников углерода и водорода, соответственно. Также, подготовлен образец без добавления этанола. После 230-ти дней анаэробного культивирования при 55°C в темноте метан не был обнаружен лишь в образце без добавления этанола. Наибольшая концентрация метана (327 мкмоль) обнаружена в образце с концентрацией углекислого газа 30 ммоль. Это указывает на то, что более высокая концентрация CO₂ (>30 ммоль) ингибирует метаболическую активность этанолового метаногенеза. При исследовании популяций микроорганизмов, после культивирования преобладали Anaerobaculum типа Synergistetes (92% в образце с концентрацией CO₂ 30 ммоль). Что касается метанобразующих микроорганизмов, род Methanothermobacter оказался доминирующим таксоном.

Проведенные исследования демонстрируют перспективность использования CO₂ для повышения нефтеотдачи и одновременного захоронения углекислого газа в плотных нефтяных пластах. Рассмотренные методы включают непрерывную закачку CO₂, циклическую закачку CO₂, закачку CO₂ с поддержанием давления и одновременную закачку CO₂ и воды. Основные выводы:

• Повышение нефтеотдачи: закачка CO₂ эффективно повышает нефтеотдачу в плотных нефтяных пластах, достигая увеличения коэффициента нефтеотдачи до 39%. Эффективность обусловлена расширением нефти при растворении в ней CO₂, снижением вязкости нефти и разрушением горных пород [36, с. 1].

• Изменение проницаемости: взаимодействие CO₂ с минералами горных пород может как повышать, так и понижать проницаемость пласта. Растворение минералов и образование глинистых частиц влияют на фильтрационные характеристики [37, с. 2133].

• Циклическая закачка: технология «huff-n-puff» демонстрирует свою эффективность, особенно в микропорах, увеличивая добычу нефти в первые годы эксплуатации.

• Моделирование процессов: численное моделирование подтверждает положительное влияние «huff-n-puff» CO₂ на коэффициент нефтеотдачи, позволяя оптимизировать параметры закачки.

• Захоронение CO₂: закачка CO₂ обеспечивает эффективное удержание углекислого газа в пласте. Технология заводнения в плотных нефтяных коллекторах способствует более высокому удержанию CO₂ по сравнению с «huff-n-puff» CO₂, поскольку легче достигается MMP и вытеснение нефти. Долгосрочное удержание CO₂ достигает более 80%.

• Микробиологическое преобразование CO₂ в метан: инновационный метод преобразования CO₂ в метан с использованием микроорганизмов, обитающих в нефтяных пластах, позволяет превратить CO₂ в метан прямо в пласте. Исследования показывают возможность эффективного преобразования CO₂ в метан при определенных условиях (pH, наличие доноров электронов, наличие гидрогеногенов и метаногенов). Выделены штаммы бактерий, способные производить водород из нефти и участвовать в метаногенезе.

Результаты исследований подтверждают потенциал технологии закачки CO₂ для одновременного повышения нефтеотдачи и захоронения углекислого газа. Перспективным направлением является микробиологическое преобразование CO₂ в метан непосредственно в пласте. Для оптимизации технологий закачки CO₂, изучения долгосрочного влияния на проницаемость пласта и развития эффективных методов микробиологического преобразования CO₂, необходимы дальнейшие исследования.

Список литературы:

1. Ameyaw B. Investigating, forecasting and proposing emission mitigation pathways for CO₂ emission from fossil fuel combustion only: a case study of selected countries / Ameyaw B., Yao L., Oppong A., Agyeman J. K. // Energy Policy 130:7–21.

2. Adams H.D. Temperature response surfaces for mortality risk of tree species with future drought / Adams H.D., Barron-Gafford G.A., Minor R.L., Gardea A.A., Bentley L.P., Law D. J., Breshears D.D., McDowell N.G., Huxman T.E. // Environ Res Lett. 2017;12:115014.

3. Abokyi E. Industrial growth and emissions of CO₂ in Ghana: the role of financial development and fossil fuel consumption / Abokyi E., Appiah-Konadu P., Abokyi F., Oteng-Abayie E. F // Energy Reports 5:1339–1353.

4. IEA. 2020. “Energy related CO₂ emissions, 1990-2019”. IEA, Paris. 202011.

5. Thomas S. Climate change 2013: the physical science basis. Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom.

6. Liu Y. Impacts of 1.5 and 2.0 degrees C global warming on rice production across China / Liu Y., Tang L., Qiu X., Liu B., Chang X., Liu L., Zhang X., Cao W., Zhu Y. // Agric For Meteorol. 2020;284:107900.

7. Peters G. P., Andrew R. M., Boden T., Canadell J. G., Ciais P., Le Quéré C, Marland G., Raupach M. R., Wilson C. COMMENTARY: the challenge to keep global warming below 2 degrees C. Nat Clim Change. 2013;3:4–6.

8. Abokyi E., Appiah-Konadu P., Abokyi F., Oteng-Abayie E. F. (2019) Industrial growth and emissions of CO₂ in Ghana: the role of financial development and fossil fuel consumption. Energy Reports 5:1339–1353.

9. Grant D. Effectiveness of US state policies in reducing CO₂ emissions from power plants / Grant D., Bergstrand K., Running K. // Nat Clim Change. 2014;4:977–82.

10. Jiang J.N. Addressing climate change demands to build a global technological cooperation system based on the ecological civilization philosophy / Jiang J.N., Wang W.T., Wang C., Liu Y.H. // China Popul Resour Environ. 2017;27:57–64.

11. Bains P. CO₂ capture from the industry sector / Bains P., Psarras P., Wilcox J. // Prog Energy Combust Sci. 2017;63:146–72.

12. Al-Mamoori A. Carbon capture and utilization update / Al-Mamoori A., Krishnamurthy A., Rownaghi A.A., Rezaei F // Energy Technol. 2017;5:834–49.

13. Bui M. Carbon capture and storage (CCS): the way forward / Bui M., Adjiman C.S., Bardow A., Anthony E.J., Boston A., Brown S., Fennell P.S. // Energy Environ Sci. 2018;11:1062–176.

14. Holloway S. Geological sequestration of carbon dioxide: implications for the coal industry/ Holloway S., Rochelle C.A. & Pearce J.M. // T. I. Min. Metall. 108, 19–28 (1999).

15. Moore J., Adams M., Allis R., Lutz S. & Rauzi S. Mineralogical and geochemical consequences of the long-term presence of CO₂ in natural reservoirs: an example from the Springerville-St. Johns field, Arizona and New Mexico, USA. Chem. Geol. 217, 183–186 (2005).

16. Azzolina N.A. CO₂ storage associated with CO₂ enhanced oil recovery: a statistical analysis of historical operations / Azzolina N.A., Nakles D.V., Gorecki C.D., Peck W.D., Ayash S.C., Melzer L.S., Chatterjee S. // Int J Greenhouse Gas Control 37:384–397.

17. Peck W.D. Quantifying CO₂ storage efficiency factors in hydrocarbon reservoirs: a detailed look at CO₂ enhanced oil recovery/ Peck W.D., Azzolina N.A., Ge J., Bosshart N.W., Burton-Kelly M.E., Gorecki C.D., Gorz A.J., Ayash S.C., Nakles D.V., Melzer L.S. // Int J Greenhouse Gas Control 69:41–51.

18. Satter A. Practical enhanced reservoir engineering / Satter A., Iqbal G., Buchwalter J. // 1st edn. PennWell, Tulsa.

19. Zhang N. Identification of CO₂ sequestration opportunities: CO₂ miscible flooding guidelines / Zhang N., Yin M., Wei M., Bai B. // Fuel 241:459–467.

20. Pranesh V. Statistical modelling of American unconventional petroleum reservoirs: Bakken and Eagle Ford shale fields / Pranesh V. // 1st edn. Lap Lambert, Germany.

21. Yoosook H. CO₂ utilization for enhance oil recovery with huff-n-puff process in depleting heterogeneous reservoir / Yoosook H., Maneeintr K., Boonpramote T. // Energy Procedia 141:184–188.

22. Pu W. Experimental investigation of CO₂ huff-n-puff process for enhancing oil recovery in tight reservoirs / Pu W., Wei B., Jin F., Li Y., Jia H., Liu P., Tang Z. // Chem Eng Res Des 111:269–276.

23. Karimaie H. Simulation study of CO₂ EOR and storage potential in a North Sea Reservoir / Karimaie H., Nazarian B., Aurdal T., Nøkleby P. H., Hansen O. // Energy Proc 114:7018–7032.

24. Habibi A.Experimental investigation of CO₂-oil interactions in tight rocks: a Montney case study / Habibi A., Yassin M. R., Dehghanpour H., Bryan D. // Fuel 203:853–867.

25. Wei B. Adsorptive behaviors of supercritical CO₂ in tight porous media and triggered chemical reactions with rock minerals during CO₂-EOR and -sequestration. Wei B., Zhang X., Liu J., Xu X., Pu W., Bai M. // Chem Eng J 381:122577.

26. Zhou X. Performance evaluation of CO₂ flooding process in tight oil reservoir via experimental and numerical simulation studies / Zhou X., Yuan Q., Zhang Y., Wang H., Zeng F., Zhang L. // Fuel 236:730–746.

27. Dai C. The effect of supercritical CO₂ fracturing fluid retention-induced permeability alteration of tight oil reservoir / Dai C., Sun X., Sun Y., Zhao M., Du M., Zou C., Guan B. // J Petrol Sci Eng 171:1123–1132.

28. Ma Q. Experimental investigation on the influence factors and oil production distribution in different pore sizes during CO₂ huff-n-puff in an ultra-high-pressure tight oil reservoir / Ma Q., Yang S., Lv D., Wang M., Chen J., Kou G., Yang L. // J Petrol Sci Eng 178:1155–1163.

29. Sun R. Compositional simulation of CO₂ huff-n-puff process in Middle Bakken tight oil reservoirs with hydraulic fractures / Sun R., Yu W., Xu F., Pu H., Miao J. // Fuel 236:1446–1457.

30. Zhang J., Millimeter to nanometer-scale tight oil-CO₂ solubility parameter and minimum miscibility pressure calculations / Zhang J., Jia N., Li S., Liu L. // Fuel 220:645–653.

31. Pranesh V. Subsurface CO₂ Storage estimation in Bakken tight oil and Eagle Ford shale gas condensate reservoirs by retention mechanism / Pranesh V. // Fuel 215:580–591.

32. Zhang S. Method for converting residual CO₂ in oil reservoirs after CO₂ flooding into methane / Zhang S., Song Y., Li C., Guo L., Lin J., Tan X., Gao G., Hao B., Wang J. & Liu T. // https://doi.org/10.1016/j.petsci.2024.09.005

33. Bozhong M. Method for producing methane by promoting conversion of CO₂ with oil reservoir microorganisms / Bozhong M., Shizhong Y., Jinfeng L., Zhou L., & Lei M. (2017).

34. Yuichi Sugai. Basic Study on the Microbial Conversion of CO₂ into CH₄ in Depleted Oil Reservoir by using Hydrogen-Producing Bacteria and Hydrogenotrophic Methanogens / Yuichi Sugai, Kyuro Sasaki, Toshiya Niimi, Kazuhiro Fujiwara, Tsukasa Mukaidan, Sanae Kano, Yoshiyuki Hattori, Komei Okatsu // Journal of Mmij, 125(12):595-604.

35. Yang G.-C. Bioconversion Pathway of CO₂ in the Presence of Ethanol by Methanogenic Enrichments from Production Water of a High-Temperature Petroleum Reservoir / Yang G.-C., Zhou L., Mbadinga S. M., Gu J.-D., & Mu B.-Z. (2019) // Energies, 12(5), 918.

36. Патент РФ № 2408780, 10.01.2011. Кадыров Р.Р., Фаттахов И.Г., Кормишин Е.Г., Калмыков В.П., Сахапова А.К., Кулешова Л.С. Способ изоляции вод и интенсификации притока нефти в карбонатных пластах // Патент РФ № 2010105613/03 от 16.02.2010

37. Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р., Маркова Р.Г. Совершенствование способа приготовления тампонажного состава на основе синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 12-10. – С. 2131-2134.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ УЛАВЛИВАНИЯ И ХРАНЕНИЯ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА

Похожие статьи