ANALIZA WRAŻLIWOŚCI W MODELOWANIU HYDROGEOCHEMICZNYM NA PRZYKŁADZIE SYSTEMÓW WODA–SKAŁA–GAZ
Keywords:
analiza wrażliwości, modelowanie hydrogeochemiczne, interakcje woda–skała–gaz, sekwestracja geologicznaAbstract
Przedstawiono przykład analizy wrażliwości rezultatów otrzymywanych w modelowaniu systemów woda–skała–gaz docelów sekwestracji gazów kwaśnych (CO2 i H2S) na zmiany parametrów kinetyki reakcji. Z rezultatami stanowiącymi poziom odniesienia porównywano wyniki uzyskane po uwzględnieniu stałych tempa reakcji dla skalenia potasowego i klinochloru, podwyższonych lub pomniejszonych o jeden rząd wielkości. Różnice w zidentyfikowanych efektach petroteksturalnych i fizykochemicznych są pozornie niewielkie, gdyż wynikają z modyfikacji pojedynczego tylko parametru. W rzeczywistości, przy występowaniu wielu parametrów opisujących modelowany system, efekty z nimi związane mogą ze sobą interferować.References
BETHKE C.M., 2008 – Geochemical and biogeochemical reaction modeling. Cambridge Univ. Press., Cambridge.
BETHKE C.M., YEAKEL S., 2013 – The Geochemist’s Workbench Release 9.0. Reactive Transport Modeling Guide. Aqueous Solutions, Illinois.
EKBERG C., 1999 – Sensitivity analysis and simulation uncertainties in predictive geochemical modelling. Freiberg Online Geoscience, 2: 1–109.
HOLLOWAY S., 2005 – Underground sequestration of carbon dioxidee a viable greenhouse gas mitigation option. Energy, 30: 2318–2333.
LASAGA A.C., 1984 – Chemical kinetics of water–rock interactions. J. Geoph. Res., 89: 4009–4025.
Labus K., Suchodolska K., 2015 – Rezultaty badań eksperymentalnych i hydrogeochemicznego modelowania efektów interakcji między gazami kwaśnymi (CO2 i H2S) a środowiskiem geologicznym wybranych skał GZW. Prz. Geol., 63, 10/2: 887–832.
Labus K., Tarkowski R., Wdowin M., 2015 – Modeling gas–rock–water interactions in carbon dioxide storage capacity assessment: a case study of Jurassic sandstones in Poland. Int. J. Env. Sci. Tech., 12, 8: 2493–2502.
Labus K., Kasza P., Turek M., Dydo P., Jak óbik -Kolon A., Wilk K., Leśniak G., 2016 – Laboratory experiments on forming the chemical composition of flowback from hydraulic
fracturing with energized fluid. Procedia Earth Planet. Sci., 17: 582–585.
Lubaś J., Szott W., 2010 – 15-year experience of acid gas storage in the natural gas structure of Borzęcin – Poland. Nafta- Gaz, 66, 5: 333–338.
PALANDRI J.L., KHARAKA Y.K., 2004 – A compilation of rate parameters of water-mineral interaction kinetics for application to geochemical modeling. W: US Geological Survey Open File Report 2004 –1068:1–64.
SINAL M.L., LANCASTER G., 1987 – Liquid CO2 Fracturing: Advantages And Limitations. J. Can. Petrol. Techn., 26, 5: 26–30.
XU T., APPS J.A., PRUESS K., YAMAMOTO H., 2007 – Numerical modeling of injection and mineral trapping of CO2 with H2S and SO2 in a sandstone formation. Chem. Geol., 242: 319–346.
