Analiza wrażliwości w modelowaniu hydrogeochemicznym na przykładzie systemów woda–skała–gaz

• Autorzy: Labus Krzysztof , Suchodolska Katarzyna

Identyfikatory

DOI

10.7306/bpig.14

Warianty tytułu

EN

Sensitivity analysis in hydrogeochemical modelling on the example of water–rock–gas systems

• Konferencja: Współczesne problemy hydrogeologii = Current challenges in hydrogeology : XIX Sympozjum
• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Przedstawiono przykład analizy wrażliwości rezultatów otrzymywanych w modelowaniu systemów woda–skała–gaz do celów sekwestracji gazów kwaśnych (CO2 i H2S) na zmiany parametrów kinetyki reakcji. Z rezultatami stanowiącymi poziom odniesienia porównywano wyniki uzyskane po uwzględnieniu stałych tempa reakcji dla skalenia potasowego i klinochloru, podwyższonych lub pomniejszonych o jeden rząd wielkości. Różnice w zidentyfikowanych efektach petroteksturalnych i fizykochemicznych są pozornie niewielkie, gdyż wynikają z modyfikacji pojedynczego tylko parametru. W rzeczywistości, przy występowaniu wielu parametrów opisujących modelowany system, efekty z nimi związane mogą ze sobą interferować.

EN

The paper presents an example of sensitivity analysis of results obtained in modelling of water–rock–gas systems, for the purpose of acid gas sequestration (CO2 and H2S), for changes in reaction kinetics parameters. The reference level was compared to the results, including the elevated or reduced reaction rate constants of K-feldspar and clinochlore. Differences in the identified petrotextural and physicochemical effects are seemingly insignificant, as they result from the modification of a single parameter only. In fact, when there are many parameters describing the modelled system, the associated effects may interfere with each other.

Słowa kluczowe

PL

analiza wrażliwości; modelowanie hydrogeochemiczne; interakcje woda-skała-gaz; sekwestracja geologiczna

EN

hydrogeochemical modelling; sensitivity analysis; water–rock–gas interactions; geological sequestration

• Wydawca: Państwowy Instytut Geologiczny - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego
• Rocznik: 2019
• Tom: nr 475, Hydrogeologia z. 16
• Strony: 117--124
• Opis fizyczny: Bibliogr. 12 poz., wykr., tab.

Twórcy

autor

Labus Krzysztof

• Politechnika Śląska, Wydział Górnictwa, Inżynierii Bezpieczeństwa i Automatyki Przemysłowej, ul. Akademicka 2; 44-100 Gliwice

autor

Suchodolska Katarzyna

• Politechnika Śląska, Wydział Górnictwa, Inżynierii Bezpieczeństwa i Automatyki Przemysłowej, ul. Akademicka 2; 44-100 Gliwice

Bibliografia

• 1. BETHKE C.M., 2008 – Geochemical and biogeochemical reaction modeling. Cambridge Univ. Press., Cambridge.
• 2. BETHKE C.M., YEAKEL S., 2013 – The Geochemist’s Workbench Release 9.0. Reactive Transport Modeling Guide. Aqueous Solutions, Illinois.
• 3. EKBERG C., 1999 – Sensitivity analysis and simulation uncertainties in predictive geochemical modelling. Freiberg Online Geoscience, 2: 1–109.
• 4. HOLLOWAY S., 2005 – Underground sequestration of carbon dioxide e a viable greenhouse gas mitigation option. Energy, 30: 2318–2333.
• 5. LASAGA A.C., 1984 – Chemical kinetics of water–rock interactions. J. Geoph. Res., 89: 4009–4025.
• 6. LABUS K., SUCHODOLSKA K., 2015 – Rezultaty badań eksperymentalnych i hydrogeochemicznego modelowania efektów interakcji między gazami kwaśnymi (CO2 i H2S) a środowiskiem geologicznym wybranych skał GZW. Prz. Geol., 63, 10/2: 887–832.
• 7. LABUS K., TARKOWSKI R., WDOWIN M., 2015 – Modeling gas–rock–water interactions in carbon dioxide storage capacity assessment: a case study of Jurassic sandstones in Poland. Int. J. Env. Sci. Tech., 12, 8: 2493–2502.
• 8. LABUS K., KASZA P., TUREK M., DYDO P., JAKÓBIK -KOLON A., WILK K., LEŚNIAK G., 2016 – Laboratory experiments on forming the chemical composition of flowback from hydraulic fracturing with energized fluid. Procedia Earth Planet. Sci., 17: 582–585.
• 9. LUBAŚ J., SZOTT W., 2010 – 15-year experience of acid gas storage in the natural gas structure of Borzęcin – Poland. Nafta- Gaz, 66, 5: 333–338.
• 10. PALANDRI J.L., KHARAKA Y.K., 2004 – A compilation of rate parameters of water-mineral interaction kinetics for application to geochemical modeling. W: US Geological Survey Open File Report 2004 –1068:1–64.
• 11. SINAL M.L., LANCASTER G., 1987 – Liquid CO2 Fracturing: Advantages And Limitations. J. Can. Petrol. Techn., 26, 5: 26–30.
• 12. 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. Chem. Geol., 242: 319–346.

Uwagi

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2019).