PL EN


Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników
Tytuł artykułu

Rezultaty i kierunki badań nad znaczeniem H2S i CO2 w formowaniu głębokich systemów hydrochemicznych

Autorzy
Treść / Zawartość
Identyfikatory
Warianty tytułu
EN
Results and directions of research on the role of H2S and CO2 in formation of deep hydrochemical systems
Języki publikacji
PL
Abstrakty
PL
Gazy kwaśne CO2 i H2S powszechne w wielu systemach wód podziemnych aktywnie kontrolują kierunek i charakter procesów hydrogeochemicznych. Konsekwencje takich interakcji w systemach wodaskała-gaz mają wpływ na bezpieczeństwo geologicznego składowania gazów kwaśnych oraz stosowania niektórych metod szczelinowania. W artykule przedstawiono przegląd badań nad rolą H2S i CO2 w formowaniu głębokich systemów hydrochemicznych oraz nad problematyką iniekcji H2S lub SO2 wraz z CO2.
EN
Acid gases CO2 and H2S, common in many groundwater systems, actively control the directions and the nature of hydrogeochemical processes. The consequences of such interactions in water-rock-gas systems affect the safety of acid gases geological storage, and the use of certain fracturing technologies. This paper presents an overview of research on the role of H2S and CO2 in the formation of deep hydrochemical systems and the problems co- of injection of H2S or SO2 with CO2.
Twórcy
autor
  • Politechnika Śląska, Wydział Górnictwa i Geologii, Instytut Geologii Stosowanej; ul. Akademicka 2, 44-100 Gliwice
Bibliografia
  • [1] BACHU S., BONIJOLY D., BRADSHAW J., BURRUSS R., HOLLOWAY S., CHRISTENSEN N.P., MATHIASSEN O.M., 2007 — CO2 storage capacity estimation: methodology and gaps. International Journal of Greenhouse Gas Control, vol., 1 (4): 430–443.
  • [2] BACHU S., BUSCHKUEHLE M., HAUG K., MICHAEL K., 2008 — Subsurface characterization of the Pembina-Wabamun acid gas injection area, Energy Resources Conservation Board, ERCB/AGS special report 093. Edmonton, Alberta, Canada, Alberta Geological Survey.
  • [3] BACON D.H., SASS B.M., BHARGAVA M., SMINCHAK J., GUPTA N., 2009 — Reactive transport modeling of CO2 and SO2 injection into deep saline formations and their effect on the hydraulic properties of host rocks. In: 9th international conference on greenhouse gas control technologies, Washington, DC, USA, 16–20 Nov 2008, CD-ROM; Energy Procedia, 1: 3283–3290.
  • [4] BERGMAN P.D., WINTER E.M., 1995 — Disposal of carbon dioxide in aquifers in the U.S. Energy Conversion and Management, 36: 523–526.
  • [5] DUAN Z., SUN R., 2003 — An improved model calculating CO2 solubility in pure water and aqueous NaCl solutions from 273 to 533K and from 0 to 2000 bar. Chemical Geology, 193: 257–271.
  • [6] HARJU J., 2008 — Zama acid gas EOR, CO2, sequestration, and monitoring project. Presentation at: Regional carbon sequestration partnership annual peer review meeting, Pittsburgh, PA, USA, 6 Oct 2008.
  • [7] KNAUSS K., JOHNSON J.W., STEEFEL C.I., 2005 — Evaluation of the impact of CO2, co-contaminant gas, aqueous fluid and reservoir rock interactions on the geologic sequestration of CO2. Chemical Geology, 217: (3–4): 339–350.
  • [8] LABUS K., 2012 — Phenomena at interface of saline aquifer and claystone caprock under conditions of CO2 storage. Annales Societatis Geologorum Poloniae, 82: 255–262.
  • [9] LABUS K., BUJOK P., 2011 — CO2 mineral sequestration mechanisms and capacity of saline aquifers of the Upper Silesian Coal Basin (Central Europe) – Modeling and experimental verification. Energy, 36: 4974–4982.
  • [10] LABUS K., TARKOWSKI R., WDOWIN M., 2010 — Assessment of CO2 sequestration capacity based on hydrogeochemical model of Water-Rock-Gas interactions in the potential storage site within the Bełchatów area (Poland). Gospod. Sur. Min., 26: 69–84.
  • [11] LUBAŚ J., KIERSNOWSKI H., 2012 — Możliwości geologicznej sekwestracji CO2 w utworach czerwonego spągowca basenu Poznania. Biul. Państw. Inst. Geol., 448: 16–26.
  • [12] LUBAŚ J., WARCHOŁ M., KRĘPULEC P., WOLNOWSKI T., 2008 — Greenhouse gas sequestration in aquifers saturated in natural gases. Gospod. Sur. Min., 24: 299–308.
  • [13] MCGRAIL B.P., SCHAEF H.T., GLEZAKOU V.A., DANG L.X., OWEN A.T., 2009 — Water reactivity in the liquid and supercritical CO2 phase: has half the story been neglected? W: 9th international conference on greenhouse gas control technologies, Washington, DC, USA, 16–20 Nov 2008, CDROM; Energy Procedia, 1: 3415–19.
  • [14] PERKINS E.H., GUNTER W.D., 1995 — Aquifer disposal of CO2-rich greenhouse gases: modelling of water-rock reaction paths in a siliciclastic aquifer.W: Y K KHARAKA, O V CHUDAEV (eds.) Proceedings of the 8th International Symposium on Water-Rock Interaction, Balkema, Rotterdam: 895–98.
  • [15] SCHAEF H.T., MCGRAIL B.P., OWEN A.T., 2009 — Basalt-CO2-H2O interactions and variability in carbonate mineralization rates. W: 9th international conference on greenhouse gas control technologies, Washington, DC, USA, 16–20 Nov 2008, CD-ROM; Energy Procedia, 1: 4899–4906.
  • [16] WÓJCICKI A., 2012 — Postępy realizacji Krajowego Programu „Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z ich planami monitorowania. Biul. Państw. Inst. Geol., 448: 9–15.
  • [17] XU T., APPS J., PRUESS K., 2001 — Analysis of mineral trapping for CO2 disposal in deep aquifers. Lawrence Berkeley National Laboratory Report LBNL-46992, Berkeley, California: 1–104.
  • [18] XU T., APPS J.A., PRUESS K., YAMAMOTO H., 2007 — Numerical modeling of injection and mineral trapping of CO2 with H2S and SO2 in a sandstone formation. Chemical Geology, 242: 319–346.
  • [19] ZHANG W., XU T., LI Y., 2011 — Modeling of fate and transport of co-injection of H2S with CO2 in deep saline formations. Journal of Geophysical Research, 116: B02202.
Typ dokumentu
Bibliografia
Identyfikator YADDA
bwmeta1.element.baztech-518d08c0-46b0-4692-ad70-b303a777c9b2
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.