Assessment of CO2 sequestration capacity based on hydrogeochemical model of Water-Rock-Gas interactions in the potential storage site within the Bełchatów area (Poland)
 
More details
Hide details
 
Gospodarka Surowcami Mineralnymi – Mineral Resources Management 2010;26(2):69–84
 
KEYWORDS
ABSTRACT
Geochemical modeling was aimed at characterising sequestration capacity and the changes of rock matrix and the reservoir parameters, that could occur due to CO2 injection into possible storage site of the Bełchatów area (Poland). A thorough research of mineralogical and petrophysical parameters of selected reservoir and cap rocks was performed by means of optical microscopy (planimetric analysis), SEM-EDS, XRD. In the simulations which were performed with use of Geochemist's Workbench 7.0.1. package the data of porosity and physico-chemical parameters of brines occurring at the suitable depth were also used. The simulations were performed in two stages. The first one was aimed at simulating the immediate changes in the reservoir and cap rocks impacted by the beginning of CO2 injection (100 days), the second - enabling assessment of long-term effects of sequestration (20 000 years). Results of modeling in the analysed rock-gas-water systems in considered long-term effects of sequestration (20 000 years) have shown that in the modeled period of 20 000 years, the minerals able to trap CO2 are dawsonite, siderite, calcite or dolomite. Calculated mineral-trapping capacity for the sandstones varies between 0.0 and 11.1 kgCO2/m3. For the analysed cap rocks, the mineral-trapping capacity ranges between 0.9 and 15.4 kgCO2/m3. Changes in sandstones porosity, observed due to the simulation, are insignificant. The significant decrease of fine clastic rocks porosity reaches 40 and 30% (for the sample 6873 and 6874, respectively) to the advantage of insulating properties of the cap rocks.
METADATA IN OTHER LANGUAGES:
Polish
Ocena pojemności składowania CO2 na podstawie modelowania hydrogeochemicznego relacji woda-skała-gaz w obrębie potencjalnego repozytorium w rejonie Bełchatowa
sekwestracja CO2, modelowanie hydrogeochemiczne, rejon Bełchatowa
Celem prac była ocena pojemności składowania CO2 w wybranych poziomach wodonośnych rejonu Bełchatowa oraz określenie efektów oddziaływania tego gazu na zmiany składu oraz porowatości matrycy skalnej. Na wybranych skałach z serii zbiornikowej i skał nadkładu przeprowadzono badania mineralogiczno-petrograficzne: mikroskopowe obserwacje w świetle przechodzącym (analiza planimetryczna), analizę mineralogiczną metodą SEM-EDS (analiza morfologii ziarn), analizę XRD. W modelowaniu geochemicznym, prowadzonym przy zastosowaniu symulatora geochemicznego The Geochemist's Workbench 7.0.1 (GWB), wykorzystano ponadto dane dotyczące porowatości skał oraz parametrów fizykochemicznych solanki występującej na odpowiednich głębokościach. Symulacje przeprowadzono w dwóch etapach. Pierwszy miał na celu modelowanie zmian w skałach zbiornikowych i nadkładu zaraz po rozpoczęciu zatłaczania CO2 (100 dni), drugi etap - umożliwił oszacowanie długoterminowego wpływu sekwestracji dwutlenku węgla (20 000 lat). Wyniki modelowania w rozpatrywanych układach gaz-woda-skała, w objętym modelowaniem przedziale czasu równym 20 000 lat pokazały, że fazami mineralnymi umożliwiającymi przechwytywanie CO2 są dawsonit, syderyt, kalcyt i/lub dolomit. Mineralna pojemność sekwestracyjna obliczona na podstawie rezultatów modelowania wynosi dla piaskowców od 0,0 do 11,1 kg/m3 formacji. Dla analizowanych skał uszczelniających mineralna pojemność sekwestracyjna wynosi od 0,9 do 15,4 kg/m3 formacji. Zmiany porowatości skał obserwowane dzięki badaniom modelowym są niewielkie w przypadku piaskowców. Znacznie wyraźniej zaznacza się względny spadek porowatości w skałach drobnoklastycznych - sięgający 40 i 30% (odpowiednio dla próbek 6873 i 6874). Zjawisko to może mieć korzystne znaczenie z punktu widzenia własności uszczelniających wymienionych skał.
 
REFERENCES (16)
1.
Audigane P., Gaus I., Pruess , Xu T., 2005 - Reactive transport modeling using TOUGHREACT for the long term CO2 storage at Sleipner, North Sea. Fourth annual conference on carbon capture and sequestration DOE/NETL, May 2-5, Conference proceedings.
 
2.
Labus K., 2008a - Możliwości geologicznego składowania CO2 w utworach formacji dębowieckiej - miocen SW części GZW. Zesz. Nauk. Pol. Śl. Seria: Górnictwo, nr 286, pp. 25-35.
 
3.
Labus K., 2008b -Model oddziaływania z utworami izolującymi CO2 zatłaczanego do poziomów wodonośnych karbonu GZW. Zesz. Nauk. Pol. Śl. Seria Górnictwo, nr 285. Gliwice, pp. 137-150.
 
4.
Labus M., 2001 - Comparison of computer image analysis with mercury porosimetry in sandstone porosity measurement. Geological Quarterly, 45 (1), pp. 75-79.
 
5.
Reed M. H., 1998: Calculation of simultaneous chemical equilibria in aqueous-mineral-gas systems and its application to modeling hydrothermal processes. In: Richards J., Larson P., (Eds.), Techniques in Hydrothermal Ore Deposit Geology, Economic Geology, pp. 109-124.
 
6.
Rosenbauer R.J., Koksalan T., Palandri J.L., 2005 - Experimental investigation of CO2-brine-reck interactions at elevated temperature and pressure: Implications for CO2 sequestration in deep-saline aquifer. Fuel Processing Technology, 86, pp. 1581-1597.
 
7.
Rozpoznanie formacji i struktur do bezpiecznego geologicznego składowania CO2 wraz z ich programem monitorowania. Raport merytoryczny nr 1: Segment I, Rejon Bełchatów, PIG-PIB, Warszawa, czerwiec 2009.
 
8.
Sorensen J.A., Holubnyak Y.I., Hawthorne S.B., Miller D.J., Eylands K., Steadman E.N., Harju J.A., 2009 - Laboratory and numerical modeling of geochemical reactions in a reservoir used for CO2 storage. Energy Procedia, 1, pp. 3391-3398.
 
9.
Tarkowski R., Sylwester M., Uliasz-Misiak B., 2009 - Wstępna geologiczna analiza struktur do składowania CO2 w rejonie Bełchatowa. Gospodarka Surowcami Mineralnymi, T. 25, z. 2, pp. 37-45.
 
10.
Tarkowski R., Manecki M., (red.), 2009 - Badania oddziaływania CO2 na mezozoiczne skały zbiornikowe w celu określenia ich przydatności do geologicznej sekwestracji dwutlenku węgla. Kraków, IGSMiE PAN.
 
11.
Wigand M., Carey J.W., Schütt H., Spangenberg E., Erzinger J., 2008 -Geochemical effects of CO2 sequestration in sandstones under simulated in situ conditions of deep saline aquifers. Applied Geochemistry, 23, pp. 2735-2745.
 
12.
Xiao Y., Xub T., Prues s K., 2009 - The effects of gas-fluid-rock interactions on CO2 injection and storage: insights from reactive transport modeling. Energy Procedia, 1, pp. 1783-1790.
 
13.
Xu T., Apps J.A., Pruess K., 2003 - Reactive geochemical transport simulation to study mineral trapping for CO2 disposal in deep arenaceous formations. Journal of Geophisical Research, vol. 108, B2. pp. 2071-2084.
 
14.
Xu T., Sonnenthal E., Spycher N.F., Pruess K., Brimhall G., Apps A., 2001 -Modeling multiphase fluid flow and reactive geochemical transport in variably saturated fractured rocks: 2 Applications to supergene copper enrichment and hydrothermals flows. American Journal of Science, 301, pp. 34-59.
 
15.
Xu T., Sonnenthal E., Spycher N.F., Pruess K., 2004 - TOUGHREACT urer's guide: A simulation program for non-isothermal multiphase reactive geochemical transport in variable saturated geologic media. Lawrence Berkeley National Laboratory LBNL-55460.
 
16.
Zerai B., Saylor B., Matisoff G., Hanson B., 2004 - Kinetic Modeling and Geochemical Reactions for Sequestration of CO2 in Deep Saline Aquifer. Third annual conference on carbon capture and sequestration DOE/NETL, May 2-6, Conferecne proceedings.
 
eISSN:2299-2324
ISSN:0860-0953