PL EN


Preferencje help
Widoczny [Schowaj] Abstrakt
Liczba wyników
Tytuł artykułu

Eksperymentalne badania interakcji H2S z materiałem warstwy wodonośnej

Wybrane pełne teksty z tego czasopisma
Identyfikatory
Warianty tytułu
EN
Experimental tests of H2S interactions with aquifer rock
Języki publikacji
PL
Abstrakty
PL
Przeprowadzone badania eksperymentalne w układzie solanka–skała–gaz, miały na celu zbadanie interakcji H2S z matrycą skalną wybranych piaskowcowych poziomów wodonośnych bloku małopolskiego. Skaningowa analiza mikroskopowa próbek potwierdziła intensywne rozpuszczanie składników spoiwa (głównie hematytu i węglanów). Stwierdzono, że głównym procesem prowadzącym do mineralnego pułapkowania siarkowodoru jest jego reakcja z hematytem, prowadząca do powstawania siarczku żelaza (III). Na podstawie przeprowadzonego modelowania kinetyki reakcji dokonano wstępnej oceny ilości siarki pułapkowanej w postaci mineralnej oraz w wodach porowych. Wysunięto przypuszczenie, że analizowane skały posiadają znaczny potencjał geologicznej sekwestracji H2S w dłuższym horyzoncie czasowym.
EN
The experimental research in brine–rock–gas was performed in order to investigate the interactions of hydrogen sulphide with selected aquifer rocks from the Małopolska Block (Poland). Scanning microscopic analysis of reacted samples confirmed intense dissolution of the cement components (mainly hematite and carbonates). It was also found that the main process leading to hydrogen sulphide mineral trapping is its reaction with hematite, leading to the formation of iron (III) sulphide. Based on modeling of kinetic reactions we also assessed the amounts of sulphur blocked in the mineral form and in solution. On this basis, it was hypothesized that the analyzed rocks have significant potential for geological sequestration of H2S in the long term.
Rocznik
Tom
Strony
193--199
Opis fizyczny
Bibliogr. 14 poz., tab., wykr., zdj.
Twórcy
autor
Bibliografia
  • 1. BACHU S., BUSCHKUEHLE M., HAUG K., MICHAEL K., 2008 — Subsurface characterization of the Pembina-Wabamun acid gas injection area. Special report 093. Energy Resources Conservation Board 2008.
  • 2. BETHKE C.M., 2008 — Geochemical and biogeochemical reaction modeling. Cambridge Univ. Press. Cambridge.
  • 3. DAVYDOV A.D., CHUANG D.T., SANGER A.R.J., 1998 — Mechanism of H2S Oxidation by Ferric Oxide and Hydroxide Surfaces. Phys. Chem.,102: 4745-4752.
  • 4. GUNTER W.D., PERKINS E.H., HUTCHEON I., 2000 —Aquifer disposal of acid gases: modelling of water–rock reactions for trapping of acid wastes. Appl. Geochem., 15: 1085-1095.
  • 5. HOLLOWAY S., 2005 — Underground sequestration of carbon dioxide: A viable greenhouse gas mitigation option. Energy, 30: 2318-2333.
  • 6. KATTNER J.E., SAMUELS A., WENDT R.P.J., 1988 — Iron oxide slurry process for removing hydrogen sulfide Petr. Technol., 40, 9: 1237.
  • 7. 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.
  • 8. LASAGA A.C., 1984 — Chemical kinetics of water-rock interactions. J. Geoph. Res., 89: 4009-4025.
  • 9. LUBAŚ J., STOPA J., 2003 — Doświadczenia i osiągnięcia górnictwa naftowego w zakresie zatłaczania gazów kwaśnych do stref złożowych – Polish oil industry's experience and achievements on underground disposal of acid gas. Polityka Energetyczna, 6: 345-355.
  • 10. PALANDRI J.L., KHARAKA Y.K., 2004 — A compilation of rate parameters of water-mineral interaction kinetics for applica tion to geochemical modeling. US Geological Survey Open File Report 2004, 1068: 1-64.
  • 11. SZOTT W., GOŁĄBEK A., MIŁEK K., 2009 — Symulacyjne badanie procesów sekwestracji gazów kwaśnych w wodach podścielających złoża naftowe. Pr. Inst. Nafty i Gazu, 165: 1-89.
  • 12. TARKOWSKI R., WDOWIN M., 2011 — Petrophysical and mineralogical research on the influence of CO2 injection on Mesozoic reservoir and caprocks from the Polish Lowlands. Oil and Gas Science and Technology, 66: 137-150.
  • 13. 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.
  • 14. ZHANG W, XU T., LI Y., 2011 — Modeling of fate and transport of co-injection of H2S with CO2 in deep saline formations. J. Geoph. Res., 116, B02202: 1-13.
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-7f0e591a-3f4f-4b7b-9efc-b96a688cc0a9
JavaScript jest wyłączony w Twojej przeglądarce internetowej. Włącz go, a następnie odśwież stronę, aby móc w pełni z niej korzystać.