Czy CO₂ można składować w łupkach gazonośnych i dlaczego? ShaleSeq : projekt finansowany ze środków funduszy norweskich

• Autorzy: Jarosiński M.

Warianty tytułu

EN

Can we store CO₂ in gas-bearing shales and why? ShaleSeq Project financed by Norwegian funds

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

EN

Properties of carbon dioxide are favourable for its storage in shale both in sorption within organic matter or free within the pore space and open fractures as supercritical fluid.Well fitted are partially depleted shale gas reservoirs, bearing a dense network of tectonic and hydraulically induced fractures, which is necessary for both gas drainage and injection of large volume of CO₂. A previous analysis indicated that storage of significant amounts of CO₂ in productive shale complexes in the USA is technologically possible, but requires very intense gas exploitation in a vast area of several states. CO₂ injection in partially depleted shale gas reservoirs can contribute to the growth of gas production by approx. 5–10%. Given the current state of research and the most recent estimates of shale gas resources in Poland, one may recognoze that the storage of CO₂ with stimulation of gas production is not a viable alternative to sequestration in saline aquifers in Poland. Interdisciplinary research, with Polish-Norwegian collaboration within the ShaleSeq Project, undertakes complex problems of physical and chemical interaction of CO₂ with gas-bearing shales of Pomerania. In spite of the fate of CO₂ storage in shales all over the world, the findings of this Project might also be relevant for conventional storage in reservoirs which are usual sealed with shale cap rock.

Słowa kluczowe

PL

dwutlenek węgla; przechowywanie; łupki gazonośne

EN

carbon dioxide; storage; gas-bearing shale

• Wydawca: Państwowy Instytut Geologiczny - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Przegląd Geologiczny
• Rocznik: 2016
• Tom: Vol. 64, nr 5
• Strony: 344--348
• Opis fizyczny: Bibliogr. 25 poz., tab.

Twórcy

autor

Jarosiński M.

• Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy, ul. Rakowiecka 4, 00-975 Warszawa

Bibliografia

• 1. DILMORE R. 2012 - ICMI - CO2 storage in depleted shale gas reservoirs, CoalSeq VIII Forum, October 23, 2012, Pittsburgh, PA. http://www.coal-seq.com/Proceedings2012/presentations/2.RobertDil-more.pdf.
• 2. GLOBAL CCS INSTITUTE 2015 - The Global Status of CCS: 2015, Summary Report. Melbourne, Australia.
• 3. GODEC M, KOPERNA G., PETRUSAK R. & OUDINOT A. 2013a - Potential for enhanced gas recovery and CO2 storage in the Marcellus Shale in the Eastern United States. Int. J. Coal Geol., 118: 95-104.
• 4. GODEC M., KOPERNA G., PETRUSAK R. & OUDINOT A. 2013b - Assessment of factors influencing CO2 storage capacity and injectivity in Eastern U.S. Gas Shales. Energy Procedia, 37: 6644-6655.
• 5. IPCC 2014 & Climate Change 2014: Synthesis Report. IPCC, Geneva, Switzerland: 151.
• 6. KANG S.M., FATHI E., AMBROSE R.J., AKKUTLU I.Y. & SIGAL R.F. 2011 - Carbon dioxide storage capacity of organic-rich shales. SPE J., 16 (4): 842-855.
• 7. KIERSNOWSKI H. & DYRKA I. 2013 - Potencjał złożowy ordowicko-sylurskich łupków gazonośnych w Polsce: omówienie dotychczasowych raportów i propozycje udoskonalenia metodyki oceny zasobów gazu w raporcie w 2014 r. Prz. Geol., 61: 354-373.
• 8. KURNIAWAN Y., BHATIA S.K. & RUDOLPH V. 2006 - Simulation of binary mixture adsorption of methane and CO2 at supercritical conditions in carbons. AIChE J., 52 (3): 957-967.
• 9. LUBAŚ J., SZOTT W. & WÓJCICKI A. 2016 - Wspomaganie wydobycia ropy i gazu z polskich złóż z wykorzystaniem CO2 i jego równoczesną sekwestracją. Biul. Państw. Inst. Geol., 464, w druku.
• 10. LUTYŃSKI M.A. & GONZALEZ G.M.A. 2016 - Characteristics of carbon dioxide sorption in coal and gas shale - the effect of particle size. J. Nat. Gas Sci. Eng., 28: 558-565.
• 11. NUTTALL B.C. 2010 - Reassessment of CO2 sequestration capacity and enhanced gas recovery potential of Middle and Upper Devonian Black Shales in the Appalachian Basin. Kentucky Geol. Surv. Lexington, Kentucky: 41.
• 12. PALMER I., MOSCHOVIDIS Z. & SCHAEFER A. 2013 - Characterizing stimulation domains, for improved well completions in gas shales. RPSEA Report, 09122-02: 160.
• 13. PETRUSAK R. 2011 - Assessing factors influencing CO2 storage capacity and injectivity in gas shales - review of current activities. Presentation, VII International Forum on Geological Sequestration of CO2 in Coal Seams and Gas Shale Resevoirs, March 7-8, 2011, Houston, TX. http://www.coal-seq.com/Proceedings2011/Presentations/8_Robin%20- Petrusak_ARI.pdf.
• 14. PIG 2012 - Ocena zasobów wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych dolnego paleozoiku w Polsce (basen bałtycko-podlasko-lubelski). http://www.pgi.gov.pl/pl/instytut-geolo- giczny-aktualnosci-informacje/4112-shale-gas-resources.html.
• 15. POPRAWA P. 2010 - Potencjał występowania złóż gazu ziemnego w łupkach dolnego paleozoiku w basenie bałtyckim i lubelsko-podlaskim. Prz. Geol., 58 (3): 226-249.
• 16. SIKLITSKAYA A. & MAJEWSKI J.A. 2016 - Ab Initio Study of CH4, CH3, and CO2 Affmity to the (001) MgO Surface. Acta Phys. Pol., 129 (1A): 145-147.
• 17. TAO Z., BIELICKI J.M. & CLARENS A.F. 2014 - Physicochemical factors impacting CO2 sequestration in depleted shale formations: The case of the Utica shale. Energy Procedia 63: 5153-5163.
• 18. TRENGOVE R.D. & WAKEHAM W.A. 1987 - The viscosity of carbon dioxide, methane, and sulfur hexafluoride in the limit of zero density. J. Phys. Chem. Ref. Data. 16 (2): 175-187.
• 19. USGS 2012 - Potential for Technically Recoverable Unconventional Gas and Oil Resources in the Polish-Ukrainian Foredeep, Poland. http://pubs.usgs.gov/fs/2012/3102/fs2012-3102.pdf.
• 20. U.S. DEPERTMENT OF ENERGY 2012 - Assessment of Factors Influencing Effective CO2 Storage Capacity and Injectivity in Eastern Gas Shales. http://www.netl.doe.gov/research/coal/project-informa-tion/proj?k=FE0004633.
• 21. U.S. DEPERTMENT OF ENERGY 2013 - Interdisciplinary Investigation of CO2 Sequestration in Depleted Shale Gas Formations. http://www.netl.doe.gov/research/coal/project-information/proj?k=FE0 004731.
• 22. WLAZŁO M. & MAJEWSKI J.A. 2016 - First principles study of gas adsorption dynamics on pristine and defected graphene. Acta Phys. Pol., 129 (1A): 142-144.
• 23. WÓJCICKI A., NAGY S., LUBAŚ J., CHEĆKO J. & TARKOWSKI R. 2013 - Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z ich programem monitorowania (streszczenie). Państw. Inst. Geol. - Państw. Inst. Bad., Warszawa (raport dostępny na stronie PIG-PIB; skladowanie.pgi.gov.pl).
• 24. WÓJCICKI A. 2013 - Wdrażanie CCS a energetyka odnawialna. Prz. Geol., 61 (3): 182-186.
• 25. YOST I., MAZZA R.L. & GEHR J.B. 1993 - CO2/sand Fracturing in Devonian Shales. Soc. Petrol. Eng., 26925: 353-362.

Uwagi

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