Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Przewidywanie zmienności ciśnienia metanu wraz z głębokością zalegania pokładów węgla

Dutka B., Godyń K.

Przemysł Chemiczny

|

2018

|

T. 97, nr 8

1344--1348

PL

Przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych i modelowych dla średnio zmetamorfizowanych węgli pochodzących z pokładów południowo-zachodniej części Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. Wskazano na zmienność takich parametrów, jak porowatość, stopień uwęglenia, zawartość głównych grup macerałów oraz pojemność sorpcyjna z głębokością zalegania pokładu. Przedstawione wyniki badań wskazują, że wraz z głębokością i wyższym stopniem uwęglenia następuje obniżenie zdolności sorpcyjnych oraz wzrost ciśnienia metanu w pokładach. Informacja o kształtowaniu się tych parametrów w złożach węgla może okazać się niezwykle cenna z punktu widzenia planowania technologii ECBM.

EN

Five medium metamorphosed coals from the south-western part of the Upper Silesian Coal Basin were subjected to sorption and petrographic studies to det. the variability of porosity, degree of coalification, content of main maceral groups and sorption capacity with increasing seam depth. Obtained decrease of the sorption capacity of coal and increase of the MeH pressure in deeper coal seams had an impact on the enhanced coal-bed MeH recovery planning.

2

CO2-ECBM and CO2 sequestration in Polish coal seam – experimental study

Baran P., Zarębska K, Krzystolik P, Hadro J., Nunn A.

Journal of Sustainable Mining

|

2014

|

Vol. 13, iss. 2

22--29

EN

Purpose: Methane recovery is interesting not only because of its clean combustion; it is also beneficial for the environment because of the reduction of the amount of methane emitted into the atmosphere, which is important because of methane’s significant impact on the greenhouse effect. However, desorption of methane is a slow process, significantly dependent on the coalification of coal, its porosity and petrographic composition. Injection of carbon dioxide into the coal bed under sufficient pressure might be a factor in stimulating the efficiency of this process, as – because of preferential sorption – carbon dioxide displaces methane molecules previously absorbed in the coal matrix. Methods: The measurements were made for Polish low-rank coal used for the analysis of methane recovery from Polish coal mines. Coal samples were collected from sites used for geological, sorption and petrographic research, as well as for the assessment of the reservoir’s genetic origin CH4 content. Experimental studies of sorption were performed with the use of the volumetric method at a lower and higher gas pressure. Results: The methane isothermes show more than double the reduction of adsorption along with increasing temperature. The most sig-nificant changes of sorption capacity due to temperature variations can be seen when observing the difference in the course of the hysteresis of sorption/desorption of the gas as a function of temperature. In cases where there is a temperature of 323 K, a temperature hysteresis loop might indicate larger quantities of methane trapped in the porous structure of coal. In cases of carbon dioxide as sorbate, a similar shape of sorption isotherms occurred at both temperatures, while the temperature increase caused approximately double the reduction of sorption capacity. Also the isotherm’s shape is similar for both temperatures of measurement, indicating no effect of temperature on the amount of gas within the structure of the tested coal. High-pressure isotherms of CO2 and CH4 are confirmed in the literature, proving that carbon dioxide is the gas that allows the best penetration of the internal structure of bituminous coal. The critical temperature of CO2 (304.5 K) is so high, that sorption measurements can be performed at room temperatures (293, 298 K), where activated diffusion is relatively fast. Practical implications: Understanding the sorption of gases is the primary issue, related to the exploitation of coal seams, when explaining the mechanism of gas deposition in coal seams and its relationship with outbursts of rocks and gases in mines. Originality/ value: The results indicate successful sorption of carbon dioxide in each experiment. This provides the rationale to study the application of the coal tested to obtain methane genetic origin genetic methane with the use of the CO2 injection.

3

Model numeryczny procesu sorpcji wymiennej CO2/CH4

Dutka B., Kudasik M., Topolnicki J.

Prace Instytutu Mechaniki Górotworu PAN

|

2013

|

Vol. 15, no. 3-4

3--14

PL

Konieczność redukcji CO2 w atmosferze wiąże się z poszukiwaniem skutecznych metod bezpiecznego magazynowania tego gazu. Metoda ECBM (enhanced coal bed methane recovery) polegająca na zatłaczaniu CO2 do nie eksploatowanych pokładów węgla pozwala dodatkowo pozyskiwać CH4. Metoda ECBM bazuje na zjawisku sorpcji wymiennej. W niniejszej pracy przedstawiono model numeryczny opisujący proces sorpcji wymiennej CO2/CH4 zachodzącej w brykiecie węglowym. Model ten został oparty na szeregu hipotez. Założono, że sorpcja wymienna zachodzi na powierzchni pomiędzy ściankami ziaren a makroporami sorbentu. Postawiono hipotezy dotyczące kinetyki procesu sorpcji wymiennej oraz wpływu zaawansowania tego procesu na filtracyjny transport mieszaniny gazów poprzez sieć makroporów. Prezentowany model sorpcji wymiennej stanowi układ równań rozwiązywanych numerycznie. Symulacje przeprowadzone za pomocą zbudowanego modelu porównano z wynikami uzyskanymi z przeprowadzonych eksperymentów laboratoryjnych sorpcji wymiennej CO2/CH4 zachodzącej w brykiecie węglowym.

EN

The necessity to reduce the CO2 emissions to atmosphere has prompted searching for some effective and secure CO2 storage methods. The ECBM (Enhanced Coal Bed Methane Recovery), consisting in CO2 injection to unmined colbeds, allows also for the recovery of CH4. Underlying the ECBM method is the exchange sorption process. A numerical model is developed governing the process of CO2/CH4 exchange sorption in a coal briquette. The model is based on several hypotheses: it is assumed that the exchange sorption takes place on the interface between the grain walls and macropores in the sorbent substance. Other hypotheses are put forward, relating to the kinetics of the exchange sorption, as well as the influence of its consecutive stages on the seepage of a gas mixture through the network of macropores. The exchange sorption model involves a system of equations to be solved numerically. Simulation data are compared with the results of laboratory experiments involving the investigations of CO2/CH4 exchange sorption in a coal briquette.

4

CO2 storage potential of sedimentary basins of Slovakia, the Czech Republic, Poland and the Baltic States

Šliaupa S., Lojka R., Tasáryová Z., Kolejka V., Hladík V., Kotulová J., Kucharič L., Fejdi V., Wójcicki V., Tarkowski R., Uliasz-Misiak B., Šliaupienė R., Nulle I., Pomeranceva R., Ivanova O., Shogenova A., Shogenov K.

Geological Quarterly

|

2013

|

Vol. 57, No. 2

219–-232

EN

It has been increasingly realised that geological storage of CO2 is a prospective option for reduction of CO2 emissions. The CO2 geological storage potential of sedimentary basins with the territory of Slovakia, the Czech Republic, Poland, and the Baltic States is here assessed, and different storage options have been considered. The most prospective technology is hydrodynamic trapping in the deep saline aquifers. The utilisation of hydrocarbon (HC) fields is considered as a mature technology; however storage capacities are limited in the region and are mainly related to enhanced oil (gas) recovery. Prospective reservoirs and traps have been identified in the Danube, Vienna and East Slovakian Neogene basins, the Neogene Carpathian Foredeep, the Bohemian and Fore-Sudetic Upper Paleozoic basins, the Mesozoic Mid-Polish Basin and the pericratonic Paleozoic Baltic Basin. The total storage capacity of the sedimentary basins is estimated to be as much as 10170 Mt of CO2 in deep saline aquifer structures, and 938 Mt CO2 in the depleted HC fields. The utilisation of coal seams for CO2 storage is related to the Upper Silesian Basin where CO2 storage could be combined with enhanced recovery of coal-bed methane.

5

Perspektywy geologicznej sekwestracji CO2 w połączeniu z odzyskiem metanu z pokładów węgla w warunkach Górnośląskiego Zagłębia Węglowego

Jureczka J., Chećko J., Krieger W., Kwarciński J., Urych T.

Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego

|

2012

|

nr 448 (1)

117--131

PL

W artykule przedstawiono wstępną ocenę możliwości składowania CO2 w zalegających głęboko, nieeksploatowanych pokładach węgla Górnośląskiego Zagłębia Węglowego, w połączeniu z odzyskiem metanu z tych pokładów (technologia ECBM). Punktem wyjścia było opracowanie kryteriów wyznaczania potencjalnych składowisk, uwzględniających między innymi ochronę złóż węgla kamiennego oraz dostępność pokładów do możliwej eksploatacji w przyszłości. Z przeprowadzonej analizy regionalnej, której podstawowym wskaźnikiem była metanonośność pokładów węgla, w interwale głębokości 1000–2000 m, wynika, że korzystne warunki lokalizacji składowisk występują głównie w centralno-południowej części GZW. W tej części zagłębia potencjalne pod względem składowania CO2 są przede wszystkim pokłady węgla górnośląskiej serii piaskowcowej oraz serii mułowcowej, zalegające w obszarach oddalonych od czynnych kopalń, poniżej głębokości 1250–1300 m. Wstępne oszacowanie pojemności składowania CO2 wykonano w rejonie badawczym Pawłowice–Mizerów, dla którego opracowano statyczny model strukturalno-parametryczny pokładów węgla górnośląskiej serii piaskowcowej. Obliczone pojemności składowania dla tych pokładów oszacowane zostały na 8,3 Mt.

EN

This paper presents a preliminary study of CO2 storage possibility in deep, unexploited coal seams of the Upper Silesian Coal Basin along with enhanced coal bed methane recovery (ECBM). The first task was to compile a list of criteria that must be met by perspective storage locations including among others protection of coal deposits and their availability for future exploitation. Regional analysis, which focused mainly on methane content of the coal seams located at the depths between 1000–2000 m, implies that favourable conditions for location of CO2 storage are present primarily in the central-southern part of the USCB. In this area coal seams of the Upper Silesian Sandstone Series and Mudstone Series, which are located far from active mines at depths exceeding 1250–1300 m, hold most promise for CO2 storage. Preliminary assessment of CO2 storage capacity was performed in the Pawłowice-Mizerów case study area. A static structural-parametric model of the Upper Silesian Sandstone Series coal seams has been created for that area. Storage capacity for those coal seams is estimated at 8.3 Mt.

6

Instalacje podziemnego magazynowania dwutlenku węgla

Tarkowski R., Uliasz-Misiak B.

Polityka Energetyczna

|

2004

|

T. 7, spec.

519-529

PL

Działające na świecie instalacje podziemnego magazynowania (składowania) dwutlenku węgla są instalacjami przemysłowymi lub badawczo-wdrożeniowymi. Większość z nich jest wykorzystywana we wtórnych metodach eksploatacji złóż węglowodorów, nieliczne służą do podziemnego składowania CO2 lub zbudowano je w celu poznania zjawisk zachodzących podczas zatłaczania tego gazu do złoża. W artykule scharakteryzowano pierwszą przemysłową instalację podziemnego składowania dwutlenku węgla na złożu Sleipner, na Morzu Północnym w Norwegii oraz instalacje w USA, gdzie zatłaczany CO2 pozwala na zwiększenie wydobycia ropy naftowej. Zwrócono uwagę na instalację na złożu Weyburn (Kanada), gdzie zatłaczany dwutlenek węgla pozwala na zwiększenie wydobycia ropy i jednocześnie jest podziemnie składowany. Opisano będącą w budowie instalację podmorskiego składowania CO2 Snohvit na Morzu Barentsa. Zaprezentowano pilotową badawczą instalację podziemnego składowania CO2 w poziomie wodonośnym, działającą w Japonii oraz instalację zatłaczania CO2 do pokładów węgla.

EN

Operating at present worldwide installations of underground carbon dioxide injection are industrial, research and implement systems. Most of them are used in methods of enhanced hydrocarbon recovery. Several of them are used for underground CO2 storage or were built to observe processes which occur during CO2 injection to reservoir. This paper describes the first industrial installation of underground carbon dioxide storage in Sleipner field, which operates in Norway in the North Sea. In USA CO2 has been injected to many oil fields for decades, in order to increase production. Attention was paid to the installation in Weyburn field (Canada), where injected carbon dioxide allows to extend oil production and is simultaneously stored in the reservoir. Installation which is being built in Snohvit on the Barents Sea to store CO2 was described. Pilot research installation to underground CO2 storage in aquifer, which operates in Japan, was introduced.