Analiza możliwości pozyskiwania pozabilansowych zasobów gazu ziemnego z nasyconych poziomów solankowych w procesach sekwestracji CO2

• Autorzy: Warnecki M.

Identyfikatory

DOI

10.18668/PN2016.211

Warianty tytułu

EN

Analysis of additional gas production possibility from deep saline aquifers in the process of CO2 sequestration

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

W ciągu ostatnich kilku dekad wzrosła koncentracja gazów cieplarnianych w atmosferze, co wzbudziło zaniepokojenie z powodu zmian klimatycznych. Uważa się, że gazy cieplarniane zatrzymują ciepło emitowane z powierzchni Ziemi w dolnych warstwach atmosfery, czego skutkiem jest globalne ocieplenie. Emisja ditlenku węgla (CO2) odpowiada za około 2/3 obserwowanego procesu globalnego ocieplenia. W ciągu ostatnich 150 lat stężenie ditlenku węgla w atmosferze wzrosło z 280 ppm do około 400 ppm. Stało się tak głównie w wyniku spalania paliw kopalnych. Efektywne korzystanie z alternatywnych źródeł energii proponuje się jako pierwsze podejście do obniżenia poziomu CO2 w atmosferze. W minionym dziesięcioleciu geologiczne składowanie ditlenku węgla szczegółowo badano w kontekście nowego rozwiązania umożliwiającego ograniczenie koncentracji węgla w atmosferze. Idea ta polega na wychwytywaniu CO2 ze źródeł emisji, a następnie zatłaczaniu go do głębokich formacji geologicznych. Istnieją różne metody składowania: - zatłaczanie CO2 do wyeksploatowanych złóż ropy i gazu; - zatłaczanie CO2 do pokładów węgla; - zatłaczanie CO2 do głębokich solankowych poziomów wodonośnych. Poziomy wodonośne mają najwyższą szacowaną pojemność. Niejednokrotnie błędnie uważa się, że solankowe poziomy wodonośne cechuje niska wartość ekonomiczna. Jednak niektóre z nich mogą być istotnym źródłem energii, gdyż zawierają rozpuszczony w wodzie metan i/lub ciepło geotermalne. Pozyskanie tej energii może pomóc zrównoważyć koszty wychwytywania i składowania ditlenku węgla (CCS). W naszym kraju produkcja energii odbywa się głównie poprzez spalanie węgla – ok. 95%. W związku z tym technologie niskiej emisji CO2 z jego przechwytywaniem i bezpiecznym magazynowaniem są w Polsce wysoce pożądane. Głębokie solankowe poziomy wodonośne stanowią największy znany obecnie potencjał sekwestracyjny ditlenku węgla, lecz w przeciwieństwie do wgłębnych struktur naftowych stopień ich geologicznego rozpoznania jest znacznie mniejszy. W istniejących poziomach solankowych nasyconych gazem ziemnym szczelność (na przestrzeni czasu geologicznego) potwierdzona jest występowaniem niewielkich złóż gazu w lokalnych kumulacjach struktury. Typując przyszłe poziomy geologiczne do podziemnego składowania CO2 w Polsce, należy uwzględnić utwory permskie zalegające na obszarze Niżu Polskiego. Szczególną uwagę zwraca megastruktura niecki poznańskiej, wypełnionej utworami czerwonego spągowca rozciągającymi się na powierzchni ok. 5000 km2. Piaskowce te stanowią rozległy poziom solankowy nasycony gazem ziemnym. W lokalnych kulminacjach struktury powstały złoża gazu ziemnego. Jak wyliczono, megastruktura niecki poznańskiej w poziomach solankowych czerwonego spągowca może zawierać zasoby rozpuszczonego gazu ziemnego w ilości 120 mld Nm3, a więc na poziomie obecnie udokumentowanych zasobów gazu ziemnego w Polsce. Już w latach 70. rozważano różne metody pozyskania rozpuszczonego gazu. Jedną z ciekawszych propozycji jest prezentowana koncepcja składowania w tych poziomach CO2. Gaz ten cechuje dobra rozpuszczalność w wodach złożowych, znacznie większa (ok. 10-krotnie) od rozpuszczalności gazów ziemnych. W trakcie procesu sekwestracji CO2 powinien zatem zachodzić proces wypierania rozpuszczonych w solankach rodzimych gazów ziemnych i ich migracja do wyżejległych kulminacji, które stanowią złoża gazu ziemnego. Następowałby więc proces naturalnego uzupełnienia zasobów uwolnionym gazem ziemnym z możliwością jego późniejszego wydobycia. Monografia składa się z 7 rozdziałów. Rozdział 1 to przegląd literaturowy dotyczący badanego zagadnienia. Zaprezentowano w nim wiele koncepcji i wynalazków mających na celu umożliwienie pozyskiwania gazu ziemnego zawartego w głębokich poziomach solankowych. Są to techniki polegające głównie na wydobyciu nasyconej solanki na powierzchnię, a następnie odseparowaniu z niej rozpuszczonego gazu. Opisano również kilka projektów badawczych prowadzonych w Polsce i za granicą. Rozdział 2 dotyczy geologii. Zawiera ogólną charakterystykę geologiczną polskiej części basenu czerwonego spągowca i struktury niecki poznańskiej – jako potencjalnego krajowego obiektu sekwestracyjnego. W rozdziale opisano proponowaną koncepcję pozyskiwania gazu ziemnego poprzez zatłaczanie CO2 bezpośrednio do nasyconych poziomów solankowych w procesie sekwestracji CO2. Rozdział 3 przedstawia opis i wyniki kompleksowych badań właściwości fazowych mieszanin powstałych podczas zatłaczania CO2 do solanek zawierających metanowy gaz ziemny. Badania prowadzono z użyciem aparatury PVT firm Chandler i Ruska w złożowych warunkach ciśnienia i temperatury. Opisano użytą aparaturę, przedstawiono metodykę badań, w końcu zaprezentowano uzyskane rezultaty testów PVT gazów rodzimych (Ujazd-15, Porażyn-2A), ditlenku węgla i ich mieszanin pośrednich. Rozdział 4 zawiera opis i wyniki badań dotyczących zjawiska pęcznienia solanki wskutek zatłaczania do niej CO2 (ang. swelling test). Przedstawiono również rezultaty badań rozpuszczalności gazów ziemnych i CO2 w solankach złożowych i wodzie destylowanej. Rozdział 5 przedstawia szczegółową charakterystykę i wyniki eksperymentów prowadzonych na fizycznych modelach złoża. Doświadczenia wykonywano w złożowych warunkach ciśnienia i temperatury. Pierwszy omówiony eksperyment przeprowadzono na fizycznym modelu złoża bez porowatości. Kolejne eksperymenty pozwoliły zbliżyć się do bardziej rzeczywistych warunków, tj. były wykonywane w ośrodku porowatym. Testy udowodniły, że możliwe jest pozyskanie dodatkowych ilości gazu ziemnego poprzez wyparcie ich ze środowiska wodnego. Rozdział 6 opisuje numeryczny geologiczny model złoża, którym posłużono się w symulacjach procesu desorpcji gazu ziemnego z głębokich poziomów wodonośnych i geologicznej sekwestracji CO2. Przedstawiono specyfikację modelu symulacyjnego łącznie z parametrami petrofizycznymi, właściwościami płynu złożowego i ich wzajemnym oddziaływaniem. Symulacje numeryczne wykorzystujące specjalistyczne oprogramowanie (Eclipse firmy Schlumberger) były ukierunkowane na oszacowanie ilości gazu ziemnego możliwego do pozyskania podczas zatłaczania CO2 w procesie sekwestracji. W rozdziale opisano wpływ zatłaczania CO2 na ilość wydobytego gazu ziemnego – rozważono i przedyskutowano kilka scenariuszy prowadzenia tego procesu. Rozdział 7 prezentuje podsumowanie uzyskanych wyników badań oraz wnioski końcowe. Przedyskutowano w nim pewne koncepcje i strategie pozyskiwania gazu ziemnego z poziomów solankowych. Przedstawiono zalecenia dotyczące przyszłych prac.

EN

In the past few decades, greenhouse gases concentration has increased in the atmosphere and aroused concerns about climate change. It is believed, that greenhouse gases trap the heat radiated from the Earth's surface and lower layers of the atmosphere, causing global warming, and that carbon dioxide (CO2) accounts for about two thirds of the observed global warming. In the past 150 years, the concentration of carbon dioxide in the atmosphere has surged from 280 ppm, to about 400 ppm. This was mainly as a result of burning fossil fuels. Increasing the efficiency and developing alternative energies, have been introduced as approaches, to reduce the level of carbon dioxide in the atmosphere. Geological storage of carbon dioxide has been studied comprehensively in the past decade, as a new solution, to reduce the carbon content in the atmosphere. This idea consists of capturing carbon dioxide from sources of emission and injecting it into deep geological formations. There are different methods of storage strategies: - injecting CO2 into depleted oil and gas reservoirs, - injecting CO2 in coal seams, - injecting CO2 into deep saline aquifers. Among these candidates, deep saline aquifers have the highest estimated storage capacity. On the other hand, it is erroneously believed, that deep saline aquifers have low economic value. Some aquifers contain sources of energy, such as dissolved methane or geothermal energy. Production of this energy can help offset the cost of Carbon Capture and Storage (CCS). Coal accounts for 95% of energy generation in Poland. Therefore, low carbon emitting technology with its capture and underground storage of CO2, is required in our country. Deep saline aquifers have the largest long-term storage potential of CO2, but there are many problems with their exploration and qualification, due to the lack of tightness confirmation. It is very important to reduce the cost of their exploration, done mainly by expensive drilling. In existing aquifers saturated by natural gases, tightness is confirmed by the presence of a lot of local gas accumulations, in their top structures. Special attention was focused on the Poznan Trough mega-aquifer, naturally saturated by native natural gases. This mega-structure represents a great potential for long-term underground CO2 storage in Poland, covering an area of 5000 km2. At present, these Rotliegend sandstones, represent a huge container of brine saturated with natural gas. Reservoirs of natural gas have been formed in its local culminations. As calculated, the Poznan Trough structure may contain dissolved natural gas resources, estimated as nearly 120 billion Nm3, and therefore, at the current documented level of natural gas reserves in Poland. Already in the 70's various ways of obtaining dissolved gas were considered. One of the most interesting proposals, seems to be the concept of storing CO2 in these layers. This gas has high solubility in reservoir water, much higher (ten times) than the solubility of natural gases. In the process of CO2 sequestration, the phenomenon of displacement of native natural gas (which originally saturates the underlying water) by CO2 injected into reservoir should occur. Such a displacement process, allows to replenish the gas cap by a volume, equivalent to methane gas dissolved in underlying water. This Monograph is organized into seven chapters. Chapter 1 contains the literature review related to this research. This chapter also describes many inventions and patents, regarding natural gas production from deep saline aquifers – conducted mainly by methane extraction from brine, in surface separation processes. It includes a description of some research and projects conducted both in Poland and abroad. Chapter 2 focuses on geology. It contains the geological characteristics of the Polish Rotliegend Basin and Poznan Trough mega-structure – the potential national sequestration object. The chapter introduces the proposed idea of obtaining natural gas resources, by injecting CO2 directly into the gas saturated saline aquifer, in the sequestration process. Chapter 3 deals with the comprehensive testing and analyses of the phase transitions/behavior of the mixtures, formed during the process of CO2 injection into saline aquifers saturated with natural gas. Studies were performed using the Chandler/Ruska PVT (Pressure-Volume-Temperature) systems at reservoir conditions. This chapter covers the PVT apparatus description, testing methodology and finally the results of the PVT study of native reservoir gases (Ujazd-15, Porażyn-2A), carbon dioxide and its mixtures with the native methane gases. Chapter 4 contains studies connected with the reservoir brine swelling process, during saturating it with CO2 – this is called the Swelling Test. The chapter also deals with a solubility study of native gases and carbon dioxide in reservoir brine and distilled water. Chapter 5 provides a detailed description and the results of my advanced experiments, performed on gas reservoir physical models with underlying water. These experiments were conducted at the reservoir (pressure and temperature) conditions. The first experiment was performed using a physical model having no porosity. Subsequent experiments allowed for the development of earlier studies, by using a more realistic model, with a porous rock matrix. These experiments have proven, that it is possible to achieve the additional natural gas volumes, by displacing it from saline aquifer. Chapter 6 describes a numerical model used to simulate the methane gas production, from deep saline aquifers and geologic storage of CO2. All of the specifications of the model, including petrophysical properties, fluid properties and rock-fluid properties, are explained in this chapter. Numerical simulations, performed using specialized software: Eclipse by Schlumberger company, were mainly focused on calculating the amount of gas possible to obtain during CO2 injection in the sequestration process. It describes the effect of injecting CO2 to methane gas recovery –various scenarios were simulated and discussed. Chapter 7 presents the summary of the results of the studies and conclusions. It also discusses the proposed ideas and strategies of obtaining methane gas from deep saline aquifers saturated with natural gas. Finally, some recommendations for future works are presented.

Słowa kluczowe

PL

sekwestracja CO2; gaz ziemny; solanki

EN

CO2 sequestration; gas production; saline aquifers

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu
• Rocznik: 2016
• Tom: nr 211
• Strony: 1--222
• Opis fizyczny: Bibliogr. 83 poz., rys., tab., wykr., zdj.

Twórcy

autor

Warnecki M.

• Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• [1] Anciferov A. S.: Formirovanie neftegazovych zależej i metodika ich poiskov w jużnych rajonach Sybirskoj platformy. Geologija Nefti i Gaza 1976, nr 12, Moskwa.
• [2] Buckley et al.: Distribution of Dissolved Hydrocarbons in Subsurface Waters. Habitat of Oil, L. C. Weeks Ed., American Association of Petroleum Geologists Special Publication 1958, s. 850-882.
• [3] Buniak A.: Mapa paleograficzna górnego czerwonego spągowca. Monoklina przedsudecka i blok Gorzowa, skala 1:200000. PGNiG, Zielona Góra 2010.
• [4] Cook H. L. Jr., Geer E. C., Katz D. L.: Method for increasing the recovery of natural gas from a geo-pressured aquifer. United States Patent No. 4,116,276, 1978.
• [5] Cornelius A. J., Needham R. B.: CO2 removal from hydrocarbon gas in water bearing underground reservoir. United States Patent No. 4187910, 1980.
• [6] Dodson C. R., Standing M. B.: Pressure-Volume-Temperature And Solubility Relations For Natural-Gas-Water Mixtures. Drilling and Production Practice 1944, API-44-1731, New York.
• [7] Dudek J., Piesik W., Kustroń K., Dorynek L.: Rozpoznanie warunków akumulacji w nowo zagospodarowanych złożach gazowych czerwonego spągowca w basenie permskim. Zlec. wew. 114/NP, praca niepublikowana. Archiwum INiG - PIB, Kraków 1990.
• [8] Eclipse 300 - Simulation Software Manual Release 2008.2, Symulator firmy GeoQuest 1, Schlumberger 2008.
• [9] Elliot G. R. B., Vanderborgh N. E., McDaniel M. W.: Recovery of natural gas from deep brines. United States Patent No. 4377208, 1981.
• [10] Glennie K. W.: Permian Rotliegendes of north-west Europe interpreted in light of modern desert sedimentation studies. Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. 1972, vol. 56, no. 6, s. 1048-1071.
• [11] Gotgilf A. V.: Sostav rastvorennych gazov i ich koncentracji v plastowych vodach. Geologija Nefti i Gaza 1978, nr 10, Moskwa.
• [12] Grocholski W.: Waryscydy południowej Wielkopolski. Przegląd Geologiczny 1975, vol. 23, nr 4, s. 171-174.
• [13] Gumułczyński J. et al.: Opracowanie praktycznych możliwości uzyskania gazu ziemnego z wód złożowych. Dokumentacja IGNiG, Archiwum INiG, Kraków 1985.
• [14] Gurari F. et al.: Nowy gazowo-geochemiczny wskaźnik warunków tworzenia się złóż gazu. Nafta 1977, nr 5, s. 145-147.
• [15] Isokrari O. E: Natural Gas Production from Geothermal Geopressured Aquifers. SPE 1976 preprint 6073, 9 p., Society of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, Texas.
• [16] Jaracz C.: Niekonwencjonalne źródła węglowodorów. Dokumentacja IGNiG, Archiwum INiG, Kraków 200L
• [17] Jones P. H.: Geothermal and Hydrocarbon Regimes, Northern Gulf of Mexico Basin. Proceedings of the First Symposium on the Geopressured Geothermal Resources of the Gulf Basin, Austin, Texas: The University of Texas at Austin 1975, s. 15-89.
• [18] Jones P. H.: Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers. United States Patent No. 4359092, 1982.
• [19] Jones P. H.: Natural gas production from geopressured aquifers. United States Patent No. 4279307, 1981.
• [20] Jones P. H.: Natural Gas Resources of the Geopressured Zones in the Northern Gulf of Mexico Basin. [W:] Natural Gas from Unconventional Geologic Sources. Board on Mineral Resources, Commission on Natural Resources, National Academy of Sciences, Washington, D.C. 1976, s. 17-33.
• [21] Karnkowski P.: Formowanie się złóż gazu ziemnego na obszarze przedsudeckim. Nafta 1979, nr 8-9, s. 254-258.
• [22] Karnkowski P.: Oil and gas deposits in Poland. Edited by W. Górecki, Geosynopsis Society „GEOS" University of Mining and Metallurgy 1999, ISBN 83-86695-01-3, Cracow.
• [23] Karnkowski P., Krzysztofowicz Z., Solak M.: Podcechsztyńska budowa geologiczna basenu permskiego. Kwartalnik Geologiczny 1978, t. 22, nr 4, s. 735-751.
• [24] Karnkowski P., Sokołowski J., Stemulak J.: Odkrycie pierwszego w Polsce złoża gazu w utworach czerwonego spągowca. Geofizyka i Geologia Naftowa 1966, nr 1-2, s. 1-6.
• [25] Karnkowski P. H.: Analiza facjalna utworów czerwonego spągowca w północnej części monokliny przedsudeckiej (rejon Poznań - Śrem). Acta Geologica Polonica 1977, vol. 27, no. 4, s. 481-495.
• [26] Karnkowski P. H.: Złoża gazu w osadach czerwonego spągowca w basenie polskim: skład gazu ziemnego i jego geneza. Przegląd Geologiczny 1999, vol. 47, nr 5, s. 481.
• [27] Katzung G.: Tektonik. Klima und sedimentation in der Mitteleuropaischen Saxon-Senke und in angrenzeuden Gebieten. Geologie 1975, nr 11, s. 1453-1472.
• [28] Kotarba M. J. et al.: Potencjał węglowodorowy skał macierzystych i geneza gazu ziemnego akumulowanego w utworach czerwonego spągowca i karbonu w północnej części Pomorza Zachodniego. Przegląd Geologiczny 1999, vol. 47, nr 5, s. 480.
• [29] Kotarba M., Piela J., Żołnierczuk T.: Geneza gazu ziemnego akumulowanego w permsko-karbońskich pułapkach litologicznych złoża Paproć w świetle badań izotopowych. Przegląd Geologiczny 1992, vol. 40, nr 4.
• [30] Krukowska M.: Najwięksi truciciele w Polsce. Strona internetowa magazynu Forbes, 5.08.2014, http://csr.forbes.pl/najbardziej-emisyjne-elektrownie-w-olsce,artykuly,181064,1,2.htm1(dostęp: 5.08.2014).
• [31] Lokhorst H., Kotarba M., Miłaczewski M., Gerling P. et al.: Gas atlas of the north western Europe. CD-ROM version 1998.
• [32] Lubaś J.: Pionierskie doświadczenia Polski w zakresie sekwestracji dwutlenku węgla. Przegląd Geologiczny 2007, vol. 55, nr 8.
• [33] Lubaś J.: Rtęć w permsko-karbońskich gazach ziemnych Niżu Polskiego. Monografia, Prace Instytutu Górnictwa Naftowego i Gazownictwa 1986, nr 56, Kraków.
• [34] Lubaś J. et al.: Doskonalenie technologii powrotnego zatłaczania gazów kwaśnych do zawodnionych stref złóż gazu ziemnego i poziomów roponośnych. Zlec. wewn. INiG 441/KE, Krosno 1999.
• [35] Lubaś J., Kiersnowski H.: Możliwości geologicznej sekwestracji CO2 w utworach czerwonego spągowca basenu Poznania. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego 2012, nr 448 (1), s. 17-26.
• [36] Lubaś J., Krępulec P.: Technologia powrotnego zatłaczania gazów kwaśnych nowo- czesnym sposobem zagospodarowania złóż zasiarczonych. Nafta-Gaz 1999, nr 6, s. 329-333.
• [37] Lubaś J., Warnecki M.: Badanie rozpuszczalności CO2 w solankach rejonu Bełchatowa. Przegląd Geologiczny 2010, vol. 58, nr 5, s. 408-415.
• [38] Lubaś J., Warnecki M., Krępulec P., Wolnowski T.: Greenhouse gas sequestration in aquifers saturated by natural gases. Gospodarka Surowcami Mineralnymi 2008, t. 24, z. 3/1, s. 299-308.
• [39] McCain W. D. Jr.: The Properties of Petroleum Fluids - 2nd ed. PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma 1990.
• [40] MacElvain R. C.: Mechanics of Gaseous Ascension Through a Sedimentary Column. Proceedings of Symposium on Unconventional Methods in Exploration for Petroleum and Natural Gas, Institute for the Study of Earth and Man, Southern Methodist University, Dallas, Texas 1969, s. 15-27.
• [41] Marsden S. S.: The Status of Dissolved Gas in Japan. Petroleum Engineer 1980, s. 23-34.
• [42] Marsden S. S., Kawai K.: Suiyosei-Ten`nengasu. A Special Type of Japanese Natural Gas Deposit. American Association of Petroleum Geologists Bull. 1965, vol. 49, no. 3, s. 286-295.
• [43] Materiały udostępnione INiG — PIB przez Państwowy Instytut Geologiczny — Państwowy Instytut Badawczy w 2011 r.
• [44] Materiały udostępnione INiG — PIB przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo Oddział w Zielonej Górze w 2011 r.
• [45] Matyasik I., Janiga M.: Geochemia naftowa. Kluczowe zadania geochemii w szacowaniu ryzyka poszukiwawczego. [W:] J. Raczkowski (red.), Rzeczpospolita łupkowa. Studium wiedzy o gazie z formacji łupkowych. Praca Naukowa INiG 2012, nr 183, s. 89-112, PL ISSN 0209-0724, Kraków.
• [46] Merta H.: Skały macierzyste w podłożu czerwonego spągowca w basenie polskim. Przegląd Geologiczny 1999, vol. 47, nr 5, s. 479.
• [47] Merta H., Kopczyńska G.: Skład gazu ziemnego w osadach czerwonego spągowca. Przegląd Geologiczny 1999, vol. 47, nr 5, s. 481.
• [48] Miłek K., Szott W., Warnecki M.: Symulacyjne badanie procesów wypierania metanu rozpuszczonego w wodach złożowych poprzez zatłaczanie gazów kwaśnych w ramach ich sekwestracji. Zlec. wew. nr 65/KZ. Archiwum INiG — PIB, Kraków 2012.
• [49] Parysek J. J.: Aglomeracje miejskie w Polsce oraz problemy ich funkcjonowania i rozwoju. Wybrane problemy rozwoju i rewitalizacji miast: aspekty poznawcze i praktyczne. Poznań. Wydawnictwo Naukowe Bogucki 2008, IGSEiGP UAM, s. 38.
• [50] Pedersen K. S. et al.: Instrukcja obsługi oprogramowania PVTsim firmy Calsep. PVT- sim16 Method Documentation & Help On. Copenhagen, Denmark 2007.
• [51] Pedersen K. S., Christensen P. L.: Phase behavior of petroleum reservoir fluids. Taylor & Francis Group 2007.
• [52] Piesik W.: Hydrodynamiczne modelowanie basenów sedymentacyjnych — ocena warunków migracji i akumulacji węglowodorów w basenie czerwonego spągowca mono- kliny przedsudeckiej. Materiały niepublikowane. Zlec. wew. 23/KP. Archiwum INiG — PIB, Kraków 2004.
• [53] Piesik W.: Studium geologiczne nad wykształceniem litologicznym czerwonego spągowca na NE skłonie wyniesienia wolsztyńskiego w celu dalszego rozpoznania warunków akumulacji hydrodynamicznych i energetycznych. Materiały niepublikowane. Praca INiG nr 23/KP. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2003.
• [54] Pokorski J.: The Rotliegendes of the Polish Lowlands. Przegląd Geologiczny 1976, vol. 24, nr 6, s. 318-324.
• [55] Poprawa P.: Co kryje się pod terminem niekonwencjonalne złoża gazu? Strona internetowa PIG - PIB, 2.02.2012, http://www.pgi.gov.pl/instytut-geologiczny-surowce-mineralne/4059-gaz-upkowy-l-co-kryje-si-pod-terminem-niekonwencjonalne-zoa-gazu (dostęp: 2.02.2012).
• [56] Randolph P. L.: Natural Gas from Geopressured Aquifers. SPE 1977 preprint 6826, 8 p., Society of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, Texas.
• [57] Reeves S. R.: Italian Oil and Gas Resources. American Association of Petroleum Geologists Bull. 1953, vol. 37, no. 4, s. 625-628.
• [58] Richardson J. G., Christian L. D.: Method for recovering gas from solution in aquifer waters. United States Patent No. 4149596, 1979.
• [59] Saukow A., Ajdinian N., Ozierowa N.: Oczerki giochimii rtuti. Izd. Nauka, Moskwa 1972.
• [60] Siemek J.: Zmiany temperatury przy przepływie gazu w ośrodku porowatym oraz ich wpływ na proces eksploatacji złóż gazowo-kondensatowych. Zeszyty Naukowe Akademii Górniczo-Hutniczej. Górnictwo 1972, z. 50. Prace Instytutu Wiertniczo-Naftowego.
• [61] Siemek J., Kolenda Z, Nagy S.: The Non-Isothermal and Non-Stationary Flow of Dry and Condensate Gas in the Vicinity of Well. International Journal of Thermodynamics 2003, vol. 6.
• [62] Sikorski B.: Kaledońskie formy fałdowe na Pomorzu. Geofizyka i Geologia Naftowa 1974, nr 5-6, s. 129-134.
• [63] Skałba W. et al.: Technologia odzyskiwania gazu ziemnego ze złóż zawodnionych. Dokumentacja IGNiG, Archiwum INiG, Kraków 1987.
• [64] Sokołowski J.: Role of Permo-Mesozoic and Cainozoic vertical movements in the development of the present day geological structure of Poland. Mater. Pr. Inst. Geof. 1975, vol. 82, s. 15-36.
• [65] Sultanov et al.: Solubility of Methane in Water at High Temperatures and Pressures. Gazovaia promphlennost 1972, vol. 17, no. 5, s. 6-7.
• [66] Szott W.: Symulacja laboratoryjnych testów wypierania mieszającego dla polskich złóż ropno-gazowych przy pomocy symulatora Eclipse Compositional. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2006.
• [67] Szott W. et al.: Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z programem ich monitorowania. Zadanie 1.1.15. Opracowanie szczegółowych statycznych modeli ośrodka geologicznego składowisk - Struktura niecki poznańskiej w formacjach czerwonego spągowca. Zlec. wew. 372/KZ. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2010.
• [68] Szott W. et al.: Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z programem ich monitorowania. Zadanie 1.1.16. Modelowanie dynamiczne procesów zatłaczania CO2 do składowiska - Struktura niecki poznańskiej. Zlec. wew. 375/KZ. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2011.
• [69] Szott W. et al.: Symulacyjne modelowanie procesów sekwestracji gazów kwaśnych w zawodnionych poziomach złoża Borzęcin. Konstrukcja modelu symulacyjnego do badań procesów migracji gazów w strukturach geologicznych Borzęcin. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2009.
• [70] Szuflita S.: Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego składowania CO2 wraz z programem ich monitorowania. Zad. 1.1.14 Zebranie szczegółowych informacji geologicznych, geofizycznych, hydrogeologicznych, złożowych, geomechanicznych. Zlec. wew. 374/KB. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2011.
• [71] Wagner R., Pokorski J.: W poszukiwaniu ropy i gazu. Strona internetowa PIG - PIB, http: //www.pgi.gov.pl/sosnowiec/oddzial-gornoslaski/sep1-sos/artykuly/ 126-ko-palnia-wiedzy-nowe/ surowce-mineralne/448-w-poszukiwaniu-ropy- i-gazu.html, (do stęp: 18.01.2012).
• [72] Warnecki M.: Analiza możliwości pozyskania pozabilansowych zasobów gazu ziemnego z nasyconych poziomów solankowych w procesach sekwestracji CO2. Nafta-Gaz 2013, nr 1, s. 34-41.
• [73] Warnecki M.: Atrakcyjna technologia. Przegląd Gazowniczy 2004, nr 4, s. 13-15.
• [74] Warnecki M.: Badania laboratoryjne procesów wypierania rodzimego gazu ziemnego rozpuszczonego w solankowych poziomach wodonośnych niecki poznańskiej z wykorzystaniem zatłaczanego CO2. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego 2012, nr 448 (1), s. 95-106.
• [75] Warnecki M.: Badania procesów wypierania metanu przy udziale sekwestracji CO2. Nafta-Gaz 2015, nr 3, s. 159-166.
• [76] Warnecki M.: Modelowanie i badanie zjawiska wypierania gazu ziemnego rozpuszczonego w wodach złożowych gazami kwaśnymi w procesach powrotnego zatłaczania. Nafta-Gaz 2005, nr 5, s. 210-218.
• [77] Warnecki M.: Modelowanie procesów wypierania metanu zawartego w głębokich poziomach solankowych przy udziale sekwestracji CO2. Nafta-Gaz 2016, nr 6, s. 393-402.
• [78] Warnecki M.: Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z programem ich monitorowania. Zad. 1.3.2. Oznaczenia parametrów petrofizycznych próbek skał zbiornikowych i uszczelniających oraz parametrów PVT. Badanie zjawiska wypierania rodzimego gazu ziemnego rozpuszczonego w warstwach wodonośnych poprzez zatłaczany CO2 na fizycznym modelu złoża. Nr zlec. wew. 362/KB. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2011.
• [79] Warnecki M.: Rozpuszczalność CO2 i rodzimych gazów ziemnych w solance złożowej. Nafta-Gaz 2010, nr 1, s. 19-26.
• [80] Warnecki M.: Wspomaganie wydobycia węglowodorów w sczerpanych złożach gazu ziemnego poprzez zatłaczanie CO2 do solankowego poziomu wodonośnego niecki poznańskiej. Zlec. wew. 319/KB, praca niepublikowana. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2009.
• [81] Warnecki M.: Zwiększenie stopnia sczerpania kondensatu i ropy naftowej poprzez zatłaczanie gazu zaazotowanego z wykorzystaniem modelu złoża „cienka rurka". Zlec. wew. INiG nr 542/KBZ, praca niepublikowana. Archiwum INiG - PIB, Kraków 2006.
• [82] Wolnowski T.: Perspektywy poszukiwań złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na niżu polskim. Wiadomości Naftowe i Gazownicze. Strona internetowa wnp.pl, 28.08.2007, http://www.wnp.pl/foto/6375.htm1, (dostęp: 28.08.2007).
• [83] Ziegler P. A.: Geological Atlas of Western and Central Europe. Shell Int. Petr. Maa. B.V. 1990.

Uwagi

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