К 2050 году доля углеводородов в мировом энергобалансе сократится на 20 процентных пунктов

Потребление ископаемого топлива к 2050 году

Данная статья имеет статус готовой. Это не говорит о качестве статьи, однако в ней уже в достаточной степени раскрыта основная тема. Если вы хотите улучшить статью — правьте смело!

Потребление ископаемого топлива в мире к 2050 году по отношению к 2022 году вырастет на 35%. При этом доля нефти, газа и угля в энергобалансе за этот период сократится с 84% до 64%. Об этом рассказал глава Роснедр Евгений ПЕТРОВ на Международном экономическом форуме Россия — Исламский мир в Казани. Он выступил на сессии Технологический суверенитет как залог устойчивого развития в современном мире.

В 2022 году в мире ископаемое топливо занимало долю в 84,4% в энергобалансе, говорилось в докладе главы Роснедр. Больше всего была востребована нефть (33,1%). Гидроэнергетика составляла 6,4%, атомная — 4,3%, Возобновляемые источники энергии (солнечная, ветряная генерация и биотопливо) занимали 4,9% в энергобалансе. К 2050 году самая большая доля будет приходиться на газ — 26%, а доля нефти сократится до 25%. ВИЭ же будет занимать до 28% в структуре энергопотребления, гидроэнергетика — до 8%, атомная энергетика — до 5%.

При этом в России в 2022 году 87,7% всей энергетики обеспечивалось ископаемым топливом. Самая большая доля в энергобалансе у газа — 53,7%. Потребление же нефти составляло только 22%, угля — 12%, гидроэнергетики — 5,8%, атомной энергетики — 6,2%. ВИЭ же занимали около 0,1%.

Дополнительная информация

Физические свойства ациклических (алифатических) углеводородов приведены в таблице 5.

Химические свойства углеводородов

В гомологическом ряду алканов с ростом числа атомов углерода возрастают:

• температуры кипения;
• температуры плавления;
• плотность.

Метан, этан, пропан и бутан представляют собой бесцветные газы, не имеющие запаха. Пентан и следующие алканы — бесцветные жидкости с характерным запахом.

Алканы с числом атомов углерода более 15 — твёрдые легкоплавкие вещества без запаха.
Алкены имеют несколько более низкие температуры плавления и кипения, чем соответствующие алканы. Температуры кипения и плавления закономерно повышаются при увеличении молекулярной массы соединений.

Алкены нормального строения кипят при более высокой температуре, чем их изомеры, имеющие изостроение. Температуры кипения цис-изомеров выше, чем транс-изомеров, а температуры плавления — наоборот.

Первые три представителя гомологического ряда алкенов — газы, углеводороды состава от C5Н10 до C16Н32 — жидкости, высшие алкены — твердые вещества.

Алкены легче воды, практически нерастворимы в ней, но хорошо растворяются в органических неполярных растворителях. Первый член гомологического ряда алкадиенов пропадиен (аллен) — бесцветный газ, бутадиен-1,3 — легко сжижающийся газ с неприятным запахом, изопрен — жидкость с температурой кипения 34°С.

Температуры плавления и кипения алкинов возрастают с увеличением их молекулярной массы. При нормальных условиях этин, пропин, бутин ― газы. Пентин и следующие алкины ― жидкости. Алкины с числом атомов более 16 ― твёрдые вещества.

Циклоалканы и арены

Циклоалканы CnH2n, арены CnH2n-6. При обычных условиях циклоалканы закипают и плавятся при более высоких температурах, по сравнению с соответствующими алканами.

С увеличением размера цикла, температуры кипения и плавления растут. Бензол и толуол — бесцветные жидкости со специфическим запахом. Они легче воды и в ней практически нерастворимы. Хорошо растворяются в органических растворителях и сами являются хорошими растворителями.

Бензол и его гомологи сами являются хорошими растворителями для многих органических веществ. Все арены горят коптящим пламенем ввиду высокого содержания углерода в их молекулах.

Судьба атомных электростанций

Скачок цен на углеводороды в Европе подхлестнул давние споры о судьбе атомных электростанций. На этом фоне экологические активисты не устают твердить о сотнях тысяч тонн радиоактивных отходов, загрязняющих нашу планету.

Но если отделить правду от мифов, окажется, что эти отходы могут стать ценнейшим источником энергии и редких металлов, напоминает научный обозреватель Forbes Анатолий Глянцев.

Атомные электростанции (АЭС) появились еще в 1950-х, но до сих пор их вклад в мировую электрогенерацию составляет всего 10%. При этом больше половины всей атомной энергии вырабатывается в трех странах — США, Франции и Китае. Россия в 2019 году находилась на четвертом месте (7,5% мировой атомной генерации).

Статья

Скромные объемы и географическая неравномерность атомной генерации объясняется несколькими причинами. Главная из них — режим нераспространения ядерного оружия. Даже сугубо мирный реактор требует обогащенного урана и может использоваться для наработки плутония, а отсюда не так уж далеко до создания атомной бомбы. Естественно, что оборот соответствующих технологий строго контролируется.

Не последним фактором остаются и яростные споры об экологичности АЭС, в которых факты смешиваются с мифами и популистскими заявлениями.

Позиция различных стран

Примером противоположного отношения к атомной энергетике могут служить Франция и Германия. Первая имеет 56 действующих реакторов и по числу атомных тераватт-часов в 2019 году занимала второе место после США (399 ТВт∙ч против 843). Вторая с 2011 года последовательно сворачивает атомную энергетику и планирует заглушить последние три реактора к концу этого года. То есть даже в странах первого мира отношение к мирному атому определяется тем, какая политическая сила стоит у власти.

Европейский союз собирается и дальше бороться с углеродными выбросами, ведущими к глобальному потеплению. В последнее время масла в огонь подлил скачок цен на углеводороды и политические разногласия с Россией.

Альтернативы

А возобновляемые источники не могут обеспечить Европу энергией, даже если закрыть глаза на их собственный углеродный и экологический след. В этих условиях альтернативы ядерной энергетике просто нет. Неудивительно, что в конце 2021 года Еврокомиссия предложила считать атомную энергетику зеленой.

Поддержка атомной энергетики

Это предложение не лишено смысла. Конечно, Чернобыль и Фукусима показали нам, насколько опасными могут быть ядерные катастрофы. Но чтобы катастроф не случалось, АЭС нужно грамотно строить и эксплуатировать. А при штатной эксплуатации эти электростанции не выбрасывают в окружающую среду вредных для здоровья веществ. Источником проблем может быть только отработанное ядерное топливо, или ОЯТ. Это действительно высокорадиоактивная и потому чрезвычайно опасная субстанция. Тем не менее при правильном обращении она из угрозы превращается в ценнейший ресурс.

Структурные формулы углеводородов

При систематизации (классификации) углеводородов принимают во внимание строение углеродного скелета и тип химических связей, соединяющих атомы углерода. По типу строения углеводороды делят на:

Таблица 1

Углеводороды также различают по типу химической связи между атомами углерода. Гомологический ряд алканов представлен в таблице.

Таблица 2

Ациклические (алифатические) предельные алканы алкены, алкадиены, алкины CnH2n+2 CnH2n CnH2n-2

алкены -ен одна двойная, сигма- и пи-связь sp²

алкадиены -диен две двойные, сигма- и пи-связь sp²

Согласно данным, ископаемое топливо (нефть, уголь и газ) продолжает играть значительную роль в обеспечении энергетических нужд мира. И эта зависимость от таких видов топлива сохраняется несмотря на стремление многих стран к снижению выбросов парниковых газов и переходу к более чистым источникам энергии.

Для того чтобы достичь целей по сокращению выбросов и снижению зависимости от ископаемых топлив, необходимо активно развивать возобновляемые источники энергии, а также технологии для их хранения, транспортировки и использования. Для этого требуется не только значительные инвестиции, но и поддержка со стороны государственных органов, а также общественное согласие на необходимость изменений.

Несмотря на все трудности и препятствия, связанные с переходом к более экологически чистым источникам энергии, важно помнить о необходимости таких шагов для сохранения нашей планеты и обеспечения устойчивого развития человечества.

Нижеприведенный анализ показывает, что предпосылки для изменения доли и количества углеводородов, используемых для производства энергии, очень ограничены, и прогнозирует, что ископаемое топливо продолжит оставаться доминирующим источником энергии для будущих поколений.

Есть 4 элемента, которые препятствуют отказу от ископаемого топлива в ближайшие годы:

1. Техническая осуществимость: наличие и зрелость технологий.2. Экономическая эффективность: необходимые инвестиции и эксплуатационные затраты на новые технологии и инфраструктуру.3. Отсутствие согласованности действий на международном уровне.4. Потери при реализации.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ОСУЩЕСТВИМОСТЬ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

Давайте посмотрим на потребление энергии в мире по конечному использованию

Диаграмма 2. Глобальное потребление энергии по секторам, квадриллионы Btu (британских тепловых единиц)

Прежде всего, можно видеть, что общий спрос на энергию, как ожидается, достигнет около 660 квадриллионов БТЕ в 2050 году, это примерно на 15% больше, чем в 2021 году, что отражает рост населения и повышение благосостояния, компенсируемое внедрением энергоэффективности. Это очень консервативный прогноз – другие сценарии указывают на увеличение энергетики до 50% к 2050 году по сравнению с сегодняшним днем. Однако и он показывает масштаб усилий, которые необходимо предпринять, чтобы отказаться от ископаемого топлива.

Мы видим 4 основных сектора, определяющих спрос на энергию:

А. Производство электроэнергииБ. ТранспортС. ПромышленностьD. Жилые/коммерческие помещения (в основном отопление и приготовление пищи).

Давайте посмотрим на перспективы отказа от ископаемого топлива в каждой из них в отдельности.

В настоящее время углеводороды составляют ~60% мирового производства электроэнергии, гидроэнергетика – 15%, атомная энергия – 9%, солнечная + ветровая энергия – ~12%. Электроэнергетика уже использует зрелые технологии, альтернативные ископаемому топливу: гидроэнергетика, атомная, солнечная и ветряная энергии. Однако каждая из этих технологий имеет свои ограничения, что ставит их в объективно невыгодное положение по сравнению с углеводородами.

Солнце и ветер

Размером с многоэтажку

После извлечения из реактора отработанное топливо помещается в пристанционное хранилище, где хранится 1–5 лет. За это время самые активные нуклиды распадаются. Уже через год активность ОЯТ уменьшается в 10 раз, а через пять лет — в 35 раз. После этого отработанное топливо готово к транспортировке на перерабатывающий завод или в место длительного хранения.

На конец 2016 года во всем мире хранилось 265 000 т непереработанного ОЯТ, и еще 127 000 т было переработано. Исходя из плотности диоксида урана (основного компонента как свежего, так и отработанного топлива), вся эта масса уместится в куб с ребром 33 м. Эту цифру полезно иметь в виду, слушая речи экоактивистов о планете, заваленной ядерными отходами.

При желании все накопленное в мире ОЯТ можно захоронить в одном не слишком большом могильнике. Правда, большинство правительств не рвутся снискать своей стране славу ядерной свалки. Пока на строительство могильников решились только Финляндия и Швеция. Захоронения будут располагаться в скальной породе на глубине более 500 м под дном Балтийского моря. Многослойная защита предотвратит утечки радионуклидов в окружающую среду. Могильники планируется ввести в строй в 2020-х годах.

Сила в скорости

Обычный реактор за один цикл перерабатывает в плутоний менее 1% урана-238. Более эффективны в деле наработки плутония реакторы на быстрых нейтронах (РБН). Что это такое?

Атомные ядра делятся под ударами нейтронов. В обычных реакторах нейтроны специально замедляются, чтобы вероятность деления была выше. В реакторах на быстрых нейтронах обходятся без замедлителей.

У РБН есть и другие преимущества. MOX-топливо «горит» в них более эффективно, чем в обычных реакторах. А еще они могут «дожигать» самые активные радионуклиды, значительно снижая радиоактивность ОЯТ. В то же время быстрые реакторы устроены сложнее медленных и, соответственно, стоят дороже.

Сегодня в мире действует около 20 реакторов на быстрых нейтронах. Из них всего два промышленных — и оба в России, на Белоярской АЭС. По мнению многих экспертов, именно за быстрыми реакторами — будущее атомной энергетики. В том числе и потому, что они лучше встраиваются в цикл переработки отработанного ядерного топлива.

Внутрипластовая генерация водорода из угля

Процесс внутрипластового производства водорода из угля можно рассматривать как часть технологии подземной газификации угля. В этой технологии используются две скважины, пробуренные в целевом угольном пласте – нагнетательная и добывающая, соединённые между собой горизонтальным отрезком для улучшения гидродинамической проводимости.

Одновременная закачка кислорода (воздуха) и пара может осуществляться в несколько этапов с последующим ВПГ, в ходе которого пласт может быть нагрет до температур 1000–1300 ºС. Процесс включает одновременные реакции пиролиза угля, окисления кокса, паровой газификации кокса и реакцию конверсии водяного газа, приводящую к образованию водорода до 70,92% об.

Более подходящими для технологии являются глубокие месторождения, в которых невозможно применение стандартных методов добычи. Обзор последних разработок подземной газификации угля в комбинации с улавливанием и захоронением углерода представлен в литературе.

Описанная технология на данный момент достаточно развита благодаря экспериментальным исследованиям, посвященным разработке промышленных газификаторов. Исследования показали, что состав сырья, скорость закачки и концентрация кислорода, добавление пара и давление процесса – существенно влияют на выход водорода в получаемом синтез-газе.

Внутрипластовая генерация водорода из природного газа

Генерация водорода в газовом пласте осуществляется в результате доставки катализатора или прекурсора катализатора в пласт и повышения температуры в активной зоне пласта. Повышение температуры может достигаться за счет закачки перегретого пара или внутрипластового горения (ВПГ) углеводородов (в результате закачки окислителя и поджига). В данном случае для закачки в пласт возможно использовать катализатор на основе никеля или раствор водорастворимого металлосодержащего прекурсора (нитрата, оксалата или ацетата никеля). Согласно принципу Ле Шателье, конверсия реагентов может быть улучшена за счет улавливания CO2 in situ с использованием подходящего сорбента. Подробно этот подход описан в ряде работ, при этом доставка катализатора в резервуар описана в патенте.

Технология основана на протекании каталитических процессов парового риформинга метана (включая реакцию водогазового сдвига) и парциального окисления метана. Однако при температуре в зоне реакции, превышающей 500 °С, в условиях низкого содержания водяного пара и воздуха, также возможны процессы каталитического крекинга метана и сухой конверсии метана. Прогнозируется, что образующаяся газовая смесь будет самопроизвольно разделяться на компоненты в результате гравитационной сегрегации, вызванной различием в молекулярных массах.

Разогрев активной зоны пласта в данном случае может происходить не только в результате реализации ВПГ остаточной нефти или нефти подстилающих пластов, но и в результате ВПГ природного газа. Для оценки возможности протекания внутрипластового горения метановоздушных смесей в поровой среде были проведены экспериментальные исследования на установке «труба горения». Были определены параметры, влияющие на процесс горения, такие как давление, расход газа, тип поровой среды и концентрация газов, подаваемых в реактор. Эксперименты по горению метана при постоянной закачке смеси метана и воздуха позволили добиться возникновения стабильного самоподдерживающегося фронта горения и нагрева модели пласта до 1400 ºС. Это указывает на возможность реализации процессов генерации водорода из метана в активной зоне пласта по упомянутым выше механизмам, особенно при реализации внутрипластового горения природного газа. В недавних работах было изучено влияние температуры, времени реакции, соотношения кислород/метан и соотношения пар/метан на генерацию водорода в пласте. Был проведен эксперимент, где верхний предел температуры в реакторе составил 600 ºС, а верхний предел давления – 400 бар. Горение метана осуществлялось в смеси с обогащенным воздухом (22% содержания кислорода). Максимальный выход водорода был зарегистрирован при соотношении кислород/метан равном 0,5; авторы также предположили, что шлам мог дополнительно служить катализатором процесса генерации водорода.

Ключевыми сложностями при ВПГ природного газа являются контроль температуры, распространение и поддержание фронта горения, а также ограничения, связанные с неоднородностью коллектора, глубиной залегания углеводородов, типом, свойствами коллектора и тепловые потери в близлежащие водоносные горизонты.

К недостаткам способа внутрипластовой генерации водорода можно отнести трудности, связанные с доставкой катализатора к фронту горения, сохранением полученного водорода, взрывоопасностью водород-воздушных смесей, а также поддержание высокой температуры в активной зоне пласта. Кроме того, порода пласта и тяжёлые углеводороды могут отрицательно влиять на активность катализатора, снижая его срок действия. Хотя отмечается, что небольшие концентрации сероводорода в пласте могут положительно влиять на процесс синтеза водорода, ингибируя процессы коксоотложения на поверхности катализатора.

Внутрипластовая генерация водорода из нефти и битума

Нагрев активной зоны пласта также может быть осуществлен за счет термического воздействия посредством ВПГ остаточной нефти. Этот процесс известен в качестве третичного способа увеличения нефтеотдачи и часто применяется на месторождениях тяжелой нефти. В ходе ВПГ температура в зоне горения достигает средних значений 640 ºС. При этом фронт горения продвигается от нагнетательной скважины к добывающей вытесняя значительный объем нефти газами горения и образовавшимися парами. Выделение тепла при ВПГ происходит непосредственно в пласте, что существенно снижает тепловые потери по сравнению с другими тепловыми методами МУН и, как следствие, эксплуатационные затраты процесса.

Технология ВПГ тяжелой нефти или битума также может быть использована для генерации водорода при выборе оптимальных рабочих параметров. В литературе описаны опытно-промышленные испытания технологии ВПГ на битумном месторождении, в котором концентрация водорода в синтетической газовой смеси составила до 20% мол. Генерация водорода возможна за счет акватермолиза нефти, крекинга, газификации нефтяного кокса и в результате паровой конверсии монооксида углерода. Отмечается, что ключевую роль в генерации водорода играет процесс газификации кокса, аналогичный процессу газификации угля. В этом процессе нефтяной кокс, образующийся на стадии низкотемпературного окисления нефти (при температурах 150–300 ºС), расходуется не только на стадии высокотемпературного окисления, но и вступает в реакцию с водяным паром. Моделирование процессов внутрипластовой газификации битумов при паровоздушном воздействии на пласт также демонстрирует положительные результаты с образованием водорода в объеме синтетических газов с концентрацией до 40% мол..

Ядерная смесь

Впрочем, захоронить ОЯТ — значит в буквальном смысле зарыть в землю огромные деньги. Отработанное топливо вообще некорректно называть отходами, даже в юридическом смысле. Согласно российскому Закону об использовании атомной энергии, радиоактивными отходами признаются радиоактивные вещества, не подлежащие дальнейшему использованию.

Отработанное топливо можно и нужно использовать повторно, если переработать его. Эксперты по всему миру признают, что будущее ядерной энергетики — замкнутый топливный цикл, когда добытый природный уран используется максимальное количество раз. В нашей стране ориентация на замкнутый цикл закреплена в государственной программе «Развитие атомного энергопромышленного комплекса», утвержденной правительством в 2014 году.

Сегодня крупные заводы по переработке ОЯТ действуют в России, Франции и Индии. Пилотные проекты запущены в Китае и Японии. Правда, темпы переработки ОЯТ все еще отстают от темпов его накопления. Так, ежегодно из реакторов российских АЭС выгружается примерно 650 т отработанного топлива, при этом перерабатывается не более 15 % этого объема.

Поясним, в чем заключается переработка ОЯТ. Топливо большинства реакторов — диоксид урана, причем основной источник энергии — деление ядер урана-235. Однако 99,3% массы природного урана приходится на мало способный к делению уран-238. В связи с этим перед использованием уран обогащают, доводя содержание урана-235 до 3,3%.

В таком виде топливо загружают в реактор и используют несколько лет, пока оно не превращается в ОЯТ. Последнее имеет сложный состав. Оставив в покое кислород в оксиде урана, сосредоточимся на самом уране и продуктах его деления. Из этих компонентов 94,5% приходится на «балласт» в виде урана-238 и 0,9% — на невыгоревший уран-235. Если очистить эти изотопы от примесей и дообогатить ураном-235, их снова можно использовать как топливо.

Еще 0,9% — это плутоний, в который превращается небольшая часть урана-238. На все остальные продукты ядерных реакций приходится только 3,7% массы. Причем среди этих 3,7% немало ценных нерадиоактивных металлов, например, палладий и серебро. Ценность представляют и радионуклиды: так, стронций-90 применяется в радиоизотопных источниках энергии, а технеций-99 — в ядерной медицине. Ученые работают над методами извлечения всего этого богатства из ОЯТ.

Но все-таки особый интерес представляет плутоний. Килограмм плутония-239 может произвести достаточно тепла для выработки почти 8 ГВт∙ч электроэнергии. На выделение плутония и направлена единственная технология переработки, реализованная в промышленном масштабе — PUREX-процесс.

Из этого плутония делается MOX-топливо. Это все тот же диоксид урана, но с добавкой диоксида плутония, составляющего от 1,5% до 30% массы, обычно около 10%. Отсюда и название MOX (mixed oxide). В 2017 году на MOX приходилось 5% всего производимого ядерного топлива. К слову, с 2017-го производство этого топлива развернуто на российском Горно-химическом комбинате.

Оценить перспективы извлечения плутония поможет грубый подсчет. В каждом цикле использования небольшая часть урана-238 превращается в плутоний. В накопленных запасах не переработанного ОЯТ содержатся сотни тысяч тонн урана-238. Полностью превратив его в плутоний, мы получили бы сотни тысяч тераватт-часов электроэнергии. Для сравнения: в 2019 году на всей планете было выработано всего 27000 ТВт∙ч электричества.

Заключение и выводы

Обзор научных публикаций и стратегий развития показывает, что водород, вероятно, будет играть ключевую роль в переходе энергетической отрасли к возобновляемым и экологически чистым источникам энергии. В настоящее время производство «низкоуглеродного» водорода является стратегически важным направлением, но связанные с этим затраты по-прежнему высоки. В нынешних условиях компромисс между экономической эффективностью, выходом водорода и выбросами парниковых газов, может быть достигнут посредством технологии внутрипластовой генерации водорода из углеводородного сырья. Подземная генерация водорода позволит не только синтезировать водород с низким углеродным следом, но и одновременно обеспечит использование остаточных, трудноизвлекаемых запасов, с повышением итогового коэффициента извлечения углеводородов. Кроме того, использование существующей инфраструктуры разработанных месторождений углеводородов приводит к оптимизации стоимости процесса, сильно снижая капитальные затраты на добычу водорода.

Однако методы внутрипластового получения водорода имеют и свои ограничения. Поскольку все процессы являются каталитическими, выбор подходящего катализатора имеет первостепенное значение. Критериями выбора катализатора являются его эффективность, простота использования и дешевизна. По этой причине, большинство исследований в области производства водорода направлены на поиск катализаторов с повышенной эффективностью, при минимизации их стоимости. Отсутствие на рынке внутрискважинных устройств с водород-селективной мембраной, ограничивает на текущий момент возможность добычи из пласта чистого водорода с одновременной утилизацией парниковых газов.

Методы внутрипластового получения водорода прошли экспериментальную проверку, но до сих пор не были реализованы в производственных масштабах. При этом наиболее перспективной может оказаться технология одновременной добычи водородсодержащего газа и нефти в месторождениях высоковязких нефтей и битумов, где синтезируемый водород может взаимодействовать с нефтью, повышая ее подвижность.

Таким образом, можно сделать вывод, что внутрипластовая генерация водорода имеет высокий потенциал и может может быть широко распространена в будущем. Однако, влияние пластовых условий на процессы генерации водорода из углеводородов требует дальнейшего экспериментального и численного моделирования.

Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда № 22-77-10059.

Литература 1. Ado, M. R., Greaves, M. and Rigby, S. P. (2022) ‘Effect of operating pressure on the performance of THAI-CAPRI in situ combustion and in situ catalytic process for simultaneous thermal and catalytic upgrading of heavy oils and bitumen’, Petroleum Research, pp. 155–164. doi: 10.1016/j.ptlrs.2021.09.010. 2. Cui, Y. et al. (2014) ‘Experimental forward and reverse in situ combustion gasification of lignite with production of hydrogen-rich syngas’, International Journal of Coal Science & Technology, 1, pp. 70–80. doi: 10.1007/s40789-014-0011-8. 3. Feyzullayev, A. A. et al. (2018) ‘Spatial changes of rock properties in depleted petroleum reservoirs used for underground gas storage (a case study: Garadag field, Azerbaijan’, The International Journal of Engineering and Science (IJES), 7(1), pp. 73–80. 4. Grib, N. (2019) ‘Hydrogen energy: myths and reality’, Oil and Gas Vertical, (19), pp. 61–69. 5. Hajdo, L. E., Hallam, R. J. and Vorndran, L. D. L. (1985) ‘Hydrogen Generation During In-Situ Combustion’, in SPE 13661, pp. 675–689. doi: https://doi.org/10.2118/13661-MS. 6. Hydrogen Council (2017) Hydrogen Scaling Up. 7. IEA (2023) Net Zero Roadmap: A Global Pathway to Keep the 1.5 °C Goal in Reach. Paris. 8. Jiang, L. et al. (2022) ‘Coal decarbonization: A state-of-the-art review of enhanced hydrogen production in underground coal gasification’, Energy Reviews, 1(1), p. 100004. doi: 10.1016/j.enrev.2022.100004. 9. Kapadia, P. R. et al. (2013) ‘Practical process design for in situ gasification of bitumen’, Applied Energy, 107, pp. 281–296. doi: 10.1016/j.apenergy.2013.02.035. 10. Mitrova, T. et al. (2019) Hydrogen economy – path to the low-carbon development. Moscow, Russia. 11. Pu, W. et al. (2020) ‘Thermal effect caused by low temperature oxidation of heavy crude oil and its in-situ combustion behavior’, Journal of Petroleum Science and Engineering, 184(April 2019), p. 106521. doi: 10.1016/j.petrol.2019.106521. 12. Rosen, M. A. and Koohi-Fayegh, S. (2016) ‘The prospects for hydrogen as an energy carrier: an overview of hydrogen energy and hydrogen energy systems’, Energy, Ecology and Environment, 1(1), pp. 10–29. doi: 10.1007/s40974-016-0005-z. 13. Rostrup-Nielsen, J. R. (1982) ‘Sulfur Poisoning’, In: Figueiredo J.L. (eds) Progress in Catalyst Deactivation. NATO Advanced Study Institutes Series, 54, pp. 209–227. doi: https://doi.org/10.1007/978-94-009-7597-2_11. 14. Rostrup-Nielsen, J. R., Christensen, T. S. and Dybkjaer, I. (1998) ‘Steam reforming of liquid hydrocarbons’, Studies in Surface Science and Catalysis, 113(3), pp. 81–95. doi: 10.1016/s0167-2991(98)80277-2. 15. Rui, Y. et al. (2022) ‘Experimental Study of the Feasibility of In-Situ Hydrogen Generation from Gas Reservoir’, Energies, 15(21), p. 8185. doi: 10.3390/en15218185. 16. Sanmiguel, J. E., Mehta, S. A. R. and Moore, R. G. (2003) ‘An Experimental Study of Controlled Gas-Phase Combustion in Porous Media for Enhanced Recovery of Oil and’, 125(March), pp. 64–71. doi: 10.1115/1.1510522. 17. Self, S. J., Reddy, B. V and Rosen, M. A. (2012) ‘Review of underground coal gasification technologies and carbon capture’, International Journal of Energy and Environmental Engineering, 3(January), pp. 1–8. doi: 10.1186/2251-6832-3-16. 18. Su, F. qiang et al. (2022) ‘Energy recovery evaluation and temperature field research of underground coal gasification under different oxygen concentrations’, Fuel, 329(May). doi: 10.1016/j.fuel.2022.125389. 19. Surguchev, L., Berenblum, R. and Dmitievsky, A. (2010) ‘Process for generating hydrogen’. 20. Surguchev, L. and Berenblyum, R. (2014) ‘In-situ H2 Generation from Hydrocarbons and CO2 Storage in the Reservoir’, European Association of Geoscientists & Engineers. 21. United Nations (2015) Framework Convention on Climate Change. doi: 10.1007/BF02327128. 22. World Energy Council (2021) National Hydrogen Strategies. 23. Yan, Y. et al. (2020) ‘Process simulations of blue hydrogen production by upgraded sorption enhanced steam methane reforming (SE-SMR) processes’, Energy Conversion and Management, 222(May), p. 113144. doi: 10.1016/j.enconman.2020.113144. 24. Yang, D. et al. (2016) ‘Recent development on underground coal gasification and subsequent CO2 storage’, Journal of the Energy Institute, 89(4), pp. 469–484. doi: 10.1016/j.joei.2015.05.004.

Статья «Методы внутрипластовой генерации водорода из углеводородного сырья » опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№2, 2024)