Sorpcja pary wodnej na próbkach wytypowanych węgli kamiennych w aspekcie określenia potencjału magazynowego złoża

Orzechowska-Zięba, A.; Baran, P.; Zarębska, K.; Cygankiewicz, J.

Artykuł - szczegóły

Tytuł artykułu

Sorpcja pary wodnej na próbkach wytypowanych węgli kamiennych w aspekcie określenia potencjału magazynowego złoża

Autorzy

Orzechowska-Zięba A. , Baran P. , Zarębska K. , Cygankiewicz J.

Treść / Zawartość

Pełne teksty:

Pobierz

Identyfikatory

Warianty tytułu

Water vapor sorption on selected hard coal samples in the aspect of the deposit storage potential

Języki publikacji

Abstrakty

Możliwość zastosowania nietradycyjnej metody utylizacji odpadowych gazów cieplarnianych, przez zatłaczanie CO2 (sekwestracja) w porowate złoża geologiczne traktowane jako niekonwencjonalne zbiorniki gazu, wymaga spełnienia podstawowych kryteriów takich jak np. wpływ na środowisko oraz długoletnie składowanie. Istotną kwestią jest fizyczne zachowanie się złoża podczas fazy nasycania jego struktury porowatej dwutlenkiem węgla. Należy tutaj przede wszystkim wymienić: zdolność transportu CO2 wzdłuż struktury porowatej oraz zdolność adsorpcyjną. W artykule przedstawiono wyniki badań sorpcji pary wodnej na próbkach węgla pochodzących z wytypowanych KWK o zróżnicowanej zawartości pierwiastka C. Uzyskane wyniki przedstawiono w postaci izoterm sorpcji i desorpcji w temperaturze 303 K, oraz opisano równaniem izotermy adsorpcji BET. Na podstawie danych sorpcji obliczono powierzchnię właściwą, zgodnie z teorią BET. Ilość zasorbownych cząsteczek pary wodnej dla badanych próbek węgla była zależna od stopnia metamorfizmu. Otrzymane izotermy można zaliczyć do typu II według klasyfikacji BET. Do badań sorpcyjnych zastosowano aparaturę typu objętościowego – adsorpcyjną mikrobiuretkę cieczową. Sorpcja pary wodnej w zastosowaniu dla węgli pozwala na ilościowe określenie pierwotnych centrów adsorpcji jako miary oddziaływań adsorbowanych cząsteczek z powierzchnią adsorbentu. Na podstawie równań adsorpcji BET z izoterm sorpcji pary wodnej określono ilości aktywnych centr adsorpcji, które potencjalnie mogą brać udział w adsorpcji CO2 w pokładach węgla podczas wtłaczania tego gazu. Pojemność sorpcyjna węgli pozostaje w korelacji ze stopniem metamorfizmu jak również ma ogromny wpływa na możliwość magazynową złoża.

The possibility of the application of nontraditional method of greenhouse gas utilization by the injection of CO2 (sequestration) into porous geological deposits, treated as unconventional gas collectors, requires the fulfillment of basic criteria such as the impact on the environment and long term storage. The important issue is the physical behavior of the deposit during the porous structure saturation phase by carbon dioxide. What should be mentioned first and foremost is: the availability of CO2 transport along the porous structure and adsorption capacity. The work presents the results of water vapor sorption on coal samples from selected Hard Coal Mines of a differentiated carbon content. The received results were presented in the form of sorption and desorption isotherms performed in a temperature of 303 K. It was additionally described with a BET adsorption isotherm. Based on sorption data, a specific surface area was calculated, in accordance with BET theory. The amount of the adsorbed water vapor molecules for the analyzed coal samples was dependent on the degree of metamorphism. The obtained isotherms can be described as type II according to the BET classification. Volumetric type apparatus -adsorption- microburette liquid was used for the sorption experiments. Water vapor sorption in relation to coals allows for the quantitative determination of primary adsorption centers as a measure of adsorbed molecule interconnections with the adsorbent surface. Based on the BET adsorption equation, out of water vapor isotherms, the amount of adsorption active centers, which potentially may take part in CO2 adsorption in coal seams during injection of this gas, was determined. The sorption capacity of coals is determined by the degree of metamorphism, which also has very large impact on the sorption capacity of the deposit.

Słowa kluczowe

węgiel kamienny sorpcja para wodna

coal sorption water vapor

Wydawca

Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN

Czasopismo

Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN

Rocznik

2017

Tom

nr 97

Strony

71--82

Opis fizyczny

Bibliogr. 35 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Orzechowska-Zięba A.

azieba@agh.edu.pl

AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Energetyki i Paliw, Kraków

autor

Baran P.

AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Energetyki i Paliw, Kraków

autor

Zarębska K.

AGH Akademia Górniczo-Hutnicza, Wydział Energetyki i Paliw, Kraków

autor

Cygankiewicz J.

Główny Instytut Górnictwa, Zakład Aerologii Górniczej, Katowice

Bibliografia

1. Bachu, S., 2002. Sequestration of CO2 in geological media In response to climate change: Road map for siteselection Rusing the transform of the geological space into the CO2 phase space. Energy Conversion and Management 43, s. 87–102.
2. Charriere, D. i Behra P. 2010. Water sorption on coals. Journal Colloid Interface Science 344 (2), s. 460–467.
3. Clarkson C.R. i Bustin R.M. 2000. Binary gas adsorption/desorption isotherms: effect of moisture and coal composition upon carbon dioxide selectivity over methane. International Journal of Coal Geology 42(4), s. 241–271.
4. Crosdale i in. 2008 – Crosdale Peter, J., Moore Tim, A. i Mares Tennille, E., 2008. Influence of moisture content and temperature on methane adsorption isotherm analysis for coals from a low-rank, biogenically-sourced gas reservoir. International Journal of Coal Geology 76, t. 1–2, 2, s. 166–174.
5. Dubiński i in. 2010 – Dubiński, J., Wachowicz, J. i Koteras A. 2010. Podziemne składowanie dwutlenku węgla – możliwości wykorzystania technologii CCS w polskich uwarunkowaniach. Górnictwo i Geologia t. 5, z. 1, s. 5–19.
6. Goodman i in. 2006 – Goodman, A.L., Favors, R.N. i Larsen, J.W. 2006. Argonne coal structure rearrangement caused by sorption of CO2. Energy and Fuels 20, s. 2537–2543.
7. Haljasmaa i in. 2011 – Haljasmaa, I.V., McLendon, T.R. et al. 2011. North Dakota lignite and Pittsburgh bituminous coal: a comparative analysis in application to CO2 sequestration. Int. J. of Oil Gas and Coal Technology 4 (3), s. 264–281.
8. Harpalani i in. 2006 – Harpalani, S., Prusty, B.K., i Dutta, P. 2006. Methan/CO2 Sorption Modeling for Coalbed Methane production and CO2 sequestration. Energy and Fuels 20, s. 1591–1599.
9. Holloway, S. 2001. Storage of fossil fuel-derived carbon dioxide beneath the surface of the Earth. Annual Reviews in Energy and the Environment 26, s. 145–166.
10. Jodłowski, G.S. i Wójcik, M. 2013. Comparative analysis of sorption of small molecule hydrocarbons and polar substances in polish hard coals. Adsorption 19 (2–4), s. 813–819.
11. Jodłowski i in. 2016 – Jodłowski, G.S., Wójcik, M. i Orzechowska-Zięba, A. 2016. Identification of hard coal surface structure using polar and apolar small molecule substances. Adsorption 22, s. 847–854.
12. Joubert i in. 1973 – Joubert James, I., Clifford T. Grein, i Bienstock, D. 1973. Sorption of methane in moist coal. Fuel 52(3), s. 181–185.
13. Karacan Özgen, C. i Okandan, E. 2000. Assessment of energetic heterogeneity of coals for gas adsorption and its effect on mixture predictions for coalbed mathane studies. Fuels 79, s. 19–63.
14. Karacan Özgen, C. i Mitchel, G.D. 2003. Behavior and effect of different coal microlithtypes during gas transport for CO2 sequestration into coal seams. INT. Journal of Coal Geology 53, s. 201–217.
15. Klinik, J. 2000. Tekstura porowatych ciał stałych. Wyd. 1, Kraków: Ośrodek Edukacji Niestacjonarnej AGH.
16. Kreiner, K. i Żyła, M. 2006. Binarny charakter powierzchni węgla kamiennego. Górnictwo i Geoinżynieria, AGH, 30(2), s. 19–34.
17. Kreiner i in. 2007 – Kreiner, K., Żyła, M. i Baran, P. 2007. Zmiany właściwości węgli kamiennych w procesie wygrzewania w atmosferze powietrza i azotu. Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management t. 23, z. spec. 3, s. 167–174.
18. Krooss i in. 2002 – Krooss, B.M., van Bergen, F., Gensterblum, Y., Siemons, N., Pagimer, H.J.M., David, P. 2002. High-pressure methane and dioxide adsorption on dry and moisture-equilibrated Pensylvania coals, INT. Journal of Coal Geology 51, s. 69–92.
19. Kulkarni, B.D. 2007. Density measurments of coal samples by different probe gases and their interrelation. Fuel 86, s. 1594–1600.
20. Krzemień i in. 2015 – Krzemień, A., Skiba, J., Koteras, A. i Duda, A. 2015. Technologia produkcji metanu z pokładów węgla poprzez zatłaczanie CO2 – przegląd doświadczeń uzyskanych w trakcie realizacji projektu CARBOLAB. Przegląd Górniczy 1, s. 37–45.
21. Lasoń, M. i Żyła, M. 1963. Aparatura do wyznaczania izoterm sorpcji i desorpcji par metodą mikrbiuretek cieczowych. Chemia Analityczna 8, s. 279–286.
22. McCutcheon i in. 2001 – McCutcheon, A.L., Barton, W.A. i Wilson, M.A. 2001. Kinetics of water adsorption/ /desorption on bituminous coals. Energu&Fuels 15, s. 1387–1395.
23. Milewska-Duda i in. 2000 – Milewska-Duda, J., Duda, J.T., Jodłowski, G., i Kwiatkowski, M. 2000. A Model for Multilayer Adsorption of Small Molecules in Microporous Materials. Langmuir 16, s. 7294–7303.
24. Orzechowska-Zięba, A. 2009. Badania sorpcji wybranych węglowodorów na węglu kamiennym. Rozprawa doktorska, AGH, Kraków.
25. Orzechowska-Zięba i in. 2016 – Orzechowska-Zięba, A., Zarębska, K., Baran, P. i Ćwik, A. 2016. Sequestration of carbon dioxide – influence of coal surface chemistry. E3S Web of Conferences, 10, SEED 2016. [Online] Dostępne w: http://www.e3sconferences.org/articles/e3sconf/pdf/2016/05/e3sconf_seed2016_00011.pdf [Dostęp: 1.07.2017].
26. Ościk, J., 1983. Adsorpcja. Wyd. 3, Warszawa: PWN, 252 s.
27. Pagimer, H.J.M., i David, P., 2002. High-pressure methane and dioxide adsorption on dry and moisture-equilibrated Pensylvania coals. INT. Journal of Coal Geology 51, s. 69–92.
28. Parczewski, Z. (przy współpracy ekspertów z PGNiG S.A.), 2008. Wstępna ocena potencjalnych możliwości magazynowania CO2 we wgłębnych strukturach geologicznych, z uwzględnieniem uwarunkowań produkcji gazu ziemnego oraz PMG w Polsce w horyzoncie 2030 roku – Raport cząstkowy 2 (10.2012) [Online] Dostępne w: http://www.toe.pl/serwisy/ 2/upl/56871ec2b7093cb7a243d443c2346a65.pdf [Dostęp: 1.07.2017].
29. Rao, M.B. 1991. Diffusion trough carbon micropores – 4 years letter. Carbon 29, s. 813–815.
30. Saha i in. 2007 – Saha, S., Dharma, B.K., Kumar, S., Sahu, G., Badhe, Y.P., Tambe, S.S. i Kulkarni, B.D. 2007. Density measurments of coal samples by different probe gases and their interrelation. Fuel 86, s. 1594–1600.
31. Zarębska, K. i Dudzińska, A. 2008. Możliwość magazynowania CO2 w pokładach węgli kamiennych – weryfikacja danych doświadczalnych. Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management t. 24, z. 3/3, s. 347–355.
32. Zarębska, K. 2012. Analiza możliwości wykorzystania polskich węgli kamiennych do sekwestracji CO2. Prace Naukowe Głownego Instytutu Górnictwa Nr 888, Studia – Rozprawy – Monografie.
33. PN-G-04502:2014-11 Węgiel kamienny i brunatny – Pobieranie i przygotowanie próbek do badań laboratoryjnych – Metody podstawowe.
34. PN-80/G-04511: 1980 Paliwa stałe – Oznaczanie zawartości wilgoci.
35. PN-80/G-04512:1998 Paliwa stałe – Oznaczanie zawartości wilgoci, części lotnych oraz popiołu analizatorem automatycznym.

Uwagi

Opracowanie ze środków MNiSW w ramach umowy 812/P-DUN/2016 na działalność upowszechniającą naukę (zadania 2017).

Typ dokumentu

Bibliografia

Identyfikator YADDA

bwmeta1.element.baztech-69731a08-678b-47db-a4c3-6009aeda9c5a