Skojarzona eksploatacja gazu i ciepła z łupków

• Autorzy: Ostaficzuk S.

Warianty tytułu

EN

Shale gas & geothermal energy

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Eenergia geotermiczna jest ciągle perspektywicznym źródłem ciepła w użytkowaniu na dużą skalę. Przeszkodą w przejściu z perspektyw do powszechnego wykorzystania są wysokie nakłady inwestycyjne - wykonanie otworów wiertniczych oraz szczelinowanie górotworu, konieczne do uzyskania zadawalającej wydajności energetycznej ujęć ciepła. Te nakłady można obniżyć przy okazji poszukiwania i udostępniania gazu łupkowego w Polsce przez zainicjowanie przekształcania głębokich otworów "gazowych" (>3,5 km) po szczelinowaniu - "suchych" oraz wyeksploatowanych, w produkcyjne i chłonne otwory geotermalne. Jeden km3 szczelinowanych łupków zawiera gaz niskokaloryczny (14,5 MJ/m3) w wydobywalnej ilości około ok. 1,5 do ok. 3,0 Gm3, co w przeliczeniu odpowiada od ok. 22 PJ (PJ = Peta Joule = 1015 Joule) do ok. 44 PJ energii. Natomiast jeden km3 skał na głębokości od około 3,5 km do około 4,5 km zawiera 2,6 PJ/K ciepła. To oznacza, że przy spadku temperatury o 2 stopnie Celsjusza zostanie wydzielone 5,2 PJ energii cieplnej. Pobieranie ciepła z łupków gazonośnych zwiększy opłacalność operacji wydobywczych gazu oraz spowoduje rozwój geotermii w Polsce. Transfer ciepła skał z głębi otworu na powierzchnię będzie się odbywał za pośrednictwem wód technologicznych, zatłaczanych po oddaniu ciepła z powrotem do górotworu, tak jak w systemie pozyskiwania ciepła w technologii gorących skał suchych (HDR). Potencjalne zasoby gazu łupkowego w Polsce znajdują się w trzech paleozoicznych basenach geologicznych - bałtyckim, podlaskim i lubelskim (jak na rys. 1 według DOE-EIA 2011a) o powierzchni/średniej miąższości, odpowiednio: 22 911 km2/96 m; 3432 km2/90,6 m oraz 30 044 km2 /69 m, na głębokości od kilkuset metrów do ponad 4 kilometrów. Zatem w najgłębszym - bałtyckim basenie łupkowym gazonośne łupki tworzą blok o objętości niemal 2200 km3 o średniej temperaturze sięgającej 90 stopni Celsjusza.

EN

Heat extraction from Hot Dry Rocks (HDR) is difficult and expensive due to costly prerequisite drilling and fracking. According to Kastei (2011), the cost of drilling and fracking reaches $4,500 per kW of installed power. In geothermal development on shale gas fields, these costs would be substantially reduced. The remaining costs would be adaptation of the well, installation of heat exchangers, and maintenance of hydraulic connections between the production and injection wells. According to available data (Michalczyk 2011), shale gas possesses low calorific power of approx. 14.5 MJ/m3; on the other hand, one cubic kilometer of fractured shale may provide about 1.5 to about 3.0 bln. m3 of low calorific gas with a total energy content of about 22 PJ (PJ = Peta Joule = 1015 Joule) to about 44PJ. One km3 of rock at depth of from approx. 3.5 km to 4.5 km within the shale gas exploitation zone contains 2.6 PJ/K of heat. This indicates a release of 5.2 PJ of heat energy at 2 degrees of Celsius drop in temperature; the natural geothermic heat flux within the 50 to 75 mW/m2 range typical in Poland (Szewczyk, Gientka 2009) was ignored in this assessment. Extracting heat from within the gas-bearing shales may contribute significantly to the Polish economy and may help in geothermal development. Heat will be transferred from downhole rocks by hot water to the surface heat exchangers, and the water will be injected back into the fractured rocks similarly to the traditional HDR system technology. The prospective Polish resources of gas shales are in three geological basins: the Baltic, Podlasie, and Lublin Basins (see Fig. 1 after DOE-EIA 2011a) of an areal extent/average thickness (in meters) as follows: 22,911 km2/96 m; 3,432 km2/90.6 m and 30,044 km2 /69 m respectively. Depth varies from several hundred to 4,000 meters. Thus, the deepest basin shales constitute a volume of almost 2,200 km3, with an average temperature reaching up to 90 degrees of Celsius.

Słowa kluczowe

PL

geotermika; gaz łupkowy; szczelinowanie; zasoby wydobywalne; technologia

EN

shale gas; geothermal; fracking; recoverable reserves; technology

• Wydawca: Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
• Czasopismo: Zeszyty Naukowe Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN
• Rocznik: 2012
• Tom: nr 82
• Strony: 47--56
• Opis fizyczny: Bibliogr. 18 poz., rys.

Twórcy

autor

Ostaficzuk S.

• Pracownia Analiz Strukturalnych i Kartografii Geologicznej, Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN, Kraków

Bibliografia

• 1. Andrews 2009 - Andrews A. (koordynator), Folger P., Humpries M., Copeland C., Tiemann M., Leltz R., Brougher C., 2009 - Unconventional Gas Shales: Development, Technology, and Policy Issues; Congressional Research Service 7-5700; www.crs.gov/R40894, lub:
• 2. http://www.fas.org/sgp/crs/misc/R40894.pdf
• 3. Cutright B.L., 2011 - The Transformation of Tight Shale Gas Reservoirs to Geothermal Energy Production: Bureau of Economic Geology University of Texas, Austin Texas http://smu.edu/geothermal/Oil&Gas/2011/Cutright_TightShaleGasReservoirsGeothermal_2011.pdf
• 4. DOE-EIA 2011a - World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States; U.S. Department of Energy - Energy Information Administration; pełny raport: http://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf
• 5. DOE-EIA 2011b - Dry production and consumption: EIA, International Energy Statistics; http://www.platts.com/IM.Platts.Content/ProductsServices/Products/energyeconomist.pdf engtechmag.files 2011: engtechmag.files.wordpress.com/2011/11/shale-gas.jpg
• 6. Kastein O., 2011 - Hot Dry Rock Energy: Expensive Now, Future Wow; TOPIC „Geothermal Energy” on Mar 27, 2011; CEST; http://www.enerlix.com/environmental-technology/article_3682.htm
• 7. Michalczyk L., 2011 - Polska a Gazprom w długofalowej koncepcji polskiego bezpieczeństwa energetycznego; Polityka Energetyczna t. 14, z. 1, Kraków, s. 91-105. oraz:
• 8. www.min-pan.krakow.pl/Wydawnictwa/PE141/05-michalczyk.pdf
• 9. PGI 2012: Pierwszy raport: Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce (Basen bałtycko-podlasko-lubelski); http://www.pgi.gov.pl/en/dokumenty-in/cat_view/294-aktualnoci-2012/297-zasoby-gazu.html
• 10. PGNIG 2012: Prezentacje (http://www.pgnig.pl/pgnig/gaz-z-lupkow).
• 11. Poprawa P., 2010 - System węglowodorowy z gazem ziemnym w łupkach - północnoamerykańskie doświadczenia i europejskie perspektywy [Shale gas hydrocarbon system - North American Experience and European Potential]. Przegląd Geologiczny 58(3), s. 216-225.
• 12. Radler M., 2010 - Total reserves, production climb on mixed results; Proved gas reserves; Oil and Gas Journal, Dec., 6, 2010, s. 46-49; [http://www.ogj.com/articles/print/volume-108/issue-46/special-report/total- reserves-production-climb-on-mixed.html].
• 13. Szewczyk J., 2010 - Mapa temperatury na głębokości 2000 metrów. [W:] Geofizyczne oraz hydrogeologiczne warunki pozyskiwania energii geotermicznej w Polsce. Przegląd Geologiczny 58(7), s. 566-573; [http://www.pgi.gov.pl/pl/energia-geotermalna-lewe/3703-temperatura-ziemi].
• 14. Szewczyk J., Gientka D., 2009 - Mapa gęstości ziemskiego strumienia cieplnego dla obszaru Polski; www.pig.gov.pl
• 15. http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/600504,rozpoczely_sie_poszukiwania_gazu_lupkowego_w_woj_kujawsko_pomorskim.html
• 16. http://www.bankier.pl/wiadomosc/Amerykanie-parza-sie-polskim-gazem-z-lupkow-2508671.html
• 17. http://www.money.pl/gospodarka/wiadomosci/artykul/zasoby;gazu;lupkowego;pgnig;ok;900;mld;m;szesciennych,111,0,971119.html
• 18. http://hoga.pl/lifestyle/dzis-pierwszy-odwiert-pgnig-w-poszukiwaniu-gazu-lupkowego-w-lubyczy-krolewskiej/