Podziemne składowanie dwutlenku węgla 11/2015 - Michał Surowski dla Instytutu Kamila Galickiego Podziemne składowanie dwutlenku węgla technologie separacji i sekwestracji CO2 W 2013 roku globalna emisja dwutlenku węgla do atmosfery wyniosła ponad 35 miliardów ton. Emisje tak dużych ilości wpływają na atmosferę ziemską, prowadząc do zaburzenia globalnego cyklu węgla i do wzmocnienia naturalnego efektu cieplarnianego. Jedną z prób przeciwdziałania skutkom nadmiernego spalania paliw kopalnych jest rozwój odnawialnych źródeł energii. Mają one jednak swoje ograniczenia, związane z ich uzależnieniem od naturalnych procesów, dzięki którym generują energię, a także z ich opłacalnością. O ile można przewidywać, że z rozwojem nowych technologii będą stawać się coraz bardziej opłacalne, o tyle nadal pozostaną (choć zapewne również w coraz mniejszym stopniu, wraz z postępem technologicznym) ograniczone przez dostępność do światła słonecznego, płynącej wody czy też stałych wiatrów w danym rejonie. Na świecie, wraz ze wzrostem liczby ludności, będzie rosło zapotrzebowanie na energię. Ponadto, paliwa kopalne w dalszym ciągu będą stanowić najszerzej dostępne jej źródło, przez co zapotrzebowanie na nie, pomimo podejmowanych prób ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, będzie wzrastać. Dlatego też oprócz wprowadzania OZE, chcąc przeciwdziałać nadmiernej emisji CO2 do atmosfery, konieczne stało się opracowanie technologii, które umożliwiałyby czyste korzystanie z tradycyjnych źródeł energii węgla, ropy i gazu. Rozwiązaniem takim jest sekwestracja dwutlenku węgla (ryc. 1). Możemy mówić o sekwestracji bezpośredniej (w której CO2 jest usuwany ze spalin przed emisją do atmosfery) oraz pośredniej (w której CO2 jest usuwany z atmosfery). Do metod sekwestracji pośredniej intuicyjnie można zaliczyć zalesianie nowych obszarów i zapobieganie wycinaniu lasów, manipulowanie ekosystemem w celu zwiększenia jego chłonności dwutlenku węgla. Oprócz tego, dwutlenek węgla może być wykorzystywany jako czynnik wspomagający rozrost organizmów fotosyntezujących (np. w gospodarstwach rybnych w Norwegii aktywuje wzrost glonów stanowących pokarm dla ryb; w Holandii wykorzystywany jest w szklarniach, co umożliwia uzyskanie większych plonów z roślin). Metody sekwestracji bezpośredniej polegają na składowaniu geologicznym lub składowaniu w oceanach. Ostatnie rozwiązanie może jednak prowadzić do zachwiania równowagi ekosystemów oceanicznych na skutek zakłóceń w bilansie składników odżywczych, zakwaszania wód oceanicznych itd.
Ryc. 1: Schemat podziemnej sekwestracji dwutlenku węgla. Źródło: [12] Składowanie geologiczne (Carbon Capture and Storage CCS), będące tematem tego artykułu, wydaje się być w chwili obecnej rozwiązaniem, pozwalającym na wyłączenie z obiegu węgla na Ziemi dużych ilości CO2, w relatywnie krótkim czasie i przy braku szkodliwych efektów środowiskowych. Prócz metod bezpośrednich i pośrednich, istnieją jeszcze tak zwane metody zaawansowane, które polegają na wiązaniu chemicznym dwutlenku węgla. Wykorzystywane one są w przemyśle spożywczym (np. do produkcji napojów), chemicznym oraz rolniczym (np. do produkcji nawozów). Do metod zaawansowanych należy też mineralna karbonatyzacja, która może zostać dokonana ex situ (co dotyczy wykorzystania gazu do produkcji materiałów budowlanych), jak i in situ w tym przypadku jest ona połączona z geologicznym składowaniem dwutlenku węgla. Techniki wychwytywania dwutlenku węgla. Spaliny pochodzące ze spalania surowców energetycznych zawierają tak samo gazy, jak i cząstki stałe. Gazy spalinowe to tlenki węgla
(w tym CO2), siarki i azotu oraz para wodna. Do cząstek stałych należą popioły i żużle. Podlegający składowaniu dwutlenek węgla wychwytywany może być zarówno przed spaleniem paliwa (w procesie zgazowania węgla), jak i bezpośrednio ze spalin. Zgazowanie (Integrated Gasification Combined Cycle IGCC) jest procesem polegającym na przeprowadzeniu paliwa węglowego w paliwo gazowe (syngaz). Składają się na niego cztery podprocesy, opisane poniżej: 1. W jednostce separacyjnej następuje oddzielenie tlenu od reszty powietrza. Oddzielony tlen używany jest do utlenienia paliwa węglowego. Azot natomiast jest na ogół wykorzystywany w dalszej części procesu. Mieszany jest z syngazem, w celu zwiększenia przepływu masy przez turbinę gazową (i przez to zwiększenia mocy wyjściowej) oraz zmniejszenia emisji tlenków azotu. 2. Zgazowanie następuje w bardzo wysokiej temperaturze (do 1500oC), bez spalania węgla, w obecności tlenu oraz pary wodnej. Powstały gaz składa się w większości z wodoru oraz tlenku węgla. 3. Syngaz jest oczyszczany z siarki, alkaliów, chloru i cząstek stałych. 4. Oczyszczony syngaz jest przeprowadzany do turbiny gazowej, gdzie następuje spalanie. Spaliny zasilają kocioł odzyskowy, wytwarzający parę, która zasila turbinę parową z generatorem prądu. W technologii IGCC wychwyt dwutlenku węgla następuje pomiędzy oczyszczaniem syngazu z cząstek stałych, a oczyszczaniem z siarki. Syngaz kierowany jest do reaktora Shift (shift reactor), gdzie następuje reakcja tlenku węgla z wodą, której produktami są wodór oraz dwutlenek węgla. Wówczas dopiero syngaz, złożony już z wodoru oraz dwutlenku węgla, kierowany jest do oczyszczenia z siarki, a następnie do separatora CO2, gdzie gaz ten jest absorbowany, sprężany i kierowany do miejsca składowania. Wychwyt dwutlenku węgla ze spalin może następować po spaleniu w kotłach zasilanych powietrzem lub tlenem i dwutlenkiem węgla (oksy-spalanie). Istnieje szereg procesów pozwalających na oddzielenie CO 2 ze spalin, których stosowalność zależy od właściwości spalin. Stosowane metody można podzielić na metody absorpcyjne, adsorpcyjne, membranowe oraz kriogeniczne.ze wszystkich opisanych powyżej metod, najszerzej stosowane są metody absorpcyjne chemiczne. Najczęściej stosowanym w nich absorbentem są aminy, zwłaszcza monoetyloamina (MEA) i dietyloamina (DEA). Przed poddaniem absorpcji, spaliny są oczyszczane ze względu na możliwość zajścia niepożądanych reakcji chemicznych pomiędzy związkami siarki i rozpuszczalnikiem. Oczyszczone spaliny są przepuszczane przez kolumnę absorpcyjną, gdzie CO2 jest absorbowany. Następnie absorbent z dwutlenkiem węgla jest wprowadzany do desorbera, gdzie uwalniany jest dwutlenek węgla, po czym jest on sprężany i oczyszczany. Zaletą tego procesu jest możliwość odzyskania amin użytych w charakterze rozpuszczalnika (proces regeneracji reclaiming). Wadami jego natomiast są wysokie ceny
tych amin, konieczność dostarczenia energii podczas desorpcji do wychwycenia CO 2, jak i sama wspomniana konieczność wcześniejszego oczyszczania spalin. Do metod absorpcyjnych należą również absorpcja fizyczna. W metodzie tej nie zachodzi reakcja chemiczna pomiędzy rozpuszczalnikiem a dwutlenkiem węgla. Zgodnie z prawem Henry ego, ciśnienie cząstkowe par składnika roztworu jest proporcjonalne do jego ilości w tym roztworze. Wynika z tego, że proces ten jest bardzo efektywny podczas oczyszczania gazów pod dużym ciśnieniem. W celu separacji CO2 z rozpuszczalnika obniżane są ciśnienie i/lub temperatura. Wiąże się z tym wada tego procesu, jaką jest konieczność dostarczenia energii do ochłodzenia gazów.w metodach adsorpcyjnych dwutlenek węgla separowany jest poprzez przyciąganie i wiązanie na powierzchni ciała stałego. Proces przebiega najefektywniej w warunkach wysokiego ciśnienia i niskiej temperatury. Spaliny doprowadzane są do warstwy stałej, która zatrzymuje dwutlenek węgla, zaś przepuszcza inne gazy. Później następuje odzyskiwanie CO2 i tym samym regeneracja adsorbenta. Ze względu na sposób odzysku CO2, metody te możemy dalej podzielić na zmiennociśnieniowe, zmiennotemperaturowe i zmiennoelektryczne, w których regeneracja następuje poprzez odpowiednio obniżenie ciśnienia, zwiększenie temperatury oraz przepuszczenie prądu elektrycznego o niskim napięciu. Najczęściej stosowanymi adsorbentami są węgiel aktywny, koks aktywny, sita molekularne (węglowe i zeolitowe), żele glinowe i krzemionkowe czy korund. Metody membranowe polegają na wykorzystaniu odpowiednich membran. Spaliny są przepuszczane pod ciśnieniem. Na skutek różnic w ciśnieniach cząstkowych odpowiednich składników po dwóch stronach membrany, przepuszczany jest tylko pożądany gaz. Stosowane są membrany dwóch rodzajów nieporowate oraz absorpcyjne. Działanie pierwszych oparte jest o mechanizm rozpuszczania i dyfuzji. Cząstki gazu adsorbują na powierzchni membrany, są rozpuszczane i dyfundują na jej drugą stronę, gdzie następuje desorpcja. Natomiast absorpcyjne membrany posiadają mikropory, przez które możliwe jest przeniesienie składnika gazowego do cieczy absorbującej, która usuwa pewne składniki z cyrkulujących gazów po drugiej stronie membrany. Wykorzystywane są membrany ceramiczne, polimerowe, szklane, węglowe, metalowe i zeolitowe. Ze względu na trudności w odzyskaniu znacznej części CO2 i jednoczesnym zachowaniu jego czystości, stosowane są układy membranowe wielostopniowe. Mechanizm metod kriogenicznych polega na sprężaniu oraz schładzaniu gazu, by wydzielić dwutlenek węgla w postaci ciekłej. Ze względu na różne warunki kondensacji różnych składników spalin, możliwe jest oddzielenie CO2 w postaci ciekłej po jego skondensowaniu w określonej temperaturze. Transport i składowanie dwutlenku węgla Przed transportem, dwutlenek węgla jest sprężany i schładzany. Sprężanie CO 2 polega na wielokrotnym powtarzaniu cyklu kompresja-chłodzenie-odwodnienie, do uzyskania stężonego dwutlenku węgla. Następnie, gaz transportowany jest w stanie ciekłym. Może się
to odbywać drogą morską na statkach, jak i drogą lądową cysternami bądź rurociągami. Transport CO 2 statkami obecnie odbywa się na małą skalę, na potrzeby przemysłu. Może on stać się atrakcyjny w przyszłości dla podziemnego składowania dwutlenku węgla, tym bardziej, że współczesne tankowce transportujące skroplony gaz (LPG) posiadają sprawne, hermetyczne systemy chłodzące, co umożliwiłoby transport CO 2 w stanie ciekłym. Obecnie dwutlenek węgla jest transportowany rurociągami w Stanach Zjednoczonych na skalę przemysłową dla intensyfikacji wydobycia ropy naftowej (patrz niżej). Taka metoda transportu wydaje się być bardziej ekonomiczna i efektywniejsza od transportu morskiego. Ponadto, metoda ta gwarantuje ciągłość dostaw CO 2, w przeciwieństwie do drogi morskiej. Transport CO 2 odbywa się w stanie nadkrytycznym (tj. w takich warunkach termodynamicznych, gdzie zanika różnica między cieczą a gazem). Dwutlenek węgla przesyłany w ten sposób w Stanach Zjednoczonych jest traktowany jako substancja niebezpieczna i podlega tym samym regulacjom, co gaz ziemny. Kwestią kluczową przy zatłaczaniu dwutlenku węgla pod ziemię jest dobór odpowiedniego miejsca. Szereg warunków kwalifikujących struktury geologiczne do wykorzystania jako podziemne składowiska CO 2 obejmuje odpowiednią ich wielkość i porowatość (a co za tym idzie pojemność), dobrą izolację od powierzchni i użytkowych poziomów wodonośnych, odpowiednią głębokość a także w miarę możliwości jak najmniejszą odległość od emitenta dwutlenku węgla, w celu zminimalizowania kosztów transportu. Strukturami geologicznymi spełniającymi powyższe warunki są przede wszystkim: Wyeksploatowane złoża węglowodorów część warunków, jaka musi zaistnieć by powstała pułapka na węglowodory (tj. obecność skały uszczelniającej o nikłej przepuszczalności, duża przepuszczalność skały zbiornikowej oraz odpowiednia wielkość), powodują jednocześnie, iż struktura jest odpowiednia do podziemnego magazynowania CO 2. Zaletą tego typu lokacji jest ich dobre rozpoznanie na potrzeby przemysłu naftowego. Eksploatowane złoża ropy naftowej w celu intensyfikacji wydobycia ropy naftowej, opisanego niżej. Nieużytkowe poziomy wodonośne ze względu na ich potencjalnie dużą pojemność, poziomy te prawdopodobnie posiadają największy potencjał na składowanie dwutlenku węgla. Nieeksploatowane pokłady węgla w których CO 2 byłby adsorbowany przez węgiel, jednocześnie wypierając metan, ułatwiając jego eksploatację. Zatłaczany pod ziemię dwutlenek węgla osiąga stan nadkrytyczny na głębokości około 800 m. W warunkach panujących na dużych głębokościach jego objętość spada bardzo drastycznie, co umożliwia składowanie bardzo dużych jego objętości.
Ze wszystkich obecnie dostępnych technik podziemnego składowania dwutlenku węgla, jedyną komercyjnie stosowaną jest zatłaczanie podziemne dwutlenku węgla przy intensyfikacji wydobycia ropy naftowej metodą CO 2 -EOR (CO 2 - Enhanced Oil Recovery). Należy ona do tak zwanych metod eksploatacji trzecich, wykorzystujących dodatkowe rodzaje energii w złożu, w przeciwieństwie do metod eksploatacji pierwotnych (wykorzystujących naturalne warunki energetyczne złoża) oraz wtórnych (podtrzymujących naturalne warunki energetyczne złoża). Metoda ta polega na zatłaczaniu dwutlenku węgla do złoża ropy naftowej, gdzie wypiera on ropę z porów w skale, ale również miesza się z nią, czego efektem jest między innymi zmniejszenie lepkości ropy i jej łatwiejszy przepływ przez pory. Jednocześnie, większość zatłoczonego CO 2 pozostaje w złożu, co zarazem prowadzi do składowania CO 2. Metoda ta jest stosowana od lat 70 XX wieku. Z pozoru wydaje się ona najlepszym możliwym do wyobrażenia rozwiązaniem problemów z emisjami dwutlenku węgla. Powyżej jednak pewnej granicy, dalsze zatłaczanie CO 2 do otworu nie powoduje przyrostu produkcji ropy w stosunku do wydobycia bez zatłaczania CO 2 (ryc. 2). Dlatego też firma naftowa, chcąc optymalizować koszty, taki dwutlenek węgla mogłaby pobierać od emitenta jedynie przez pewien czas, co mogłoby się okazać niedostatecznie długim okresem dla przemysłowych emitentów CO 2. Ponadto, dochodzą również czynniki różnicujące zysk z użycia zatłaczanego dwutlenku węgla obecność odwiertów kierunkowych, rozmiar złoża itd. Ryc. 2: Przyrost wydobycia ropy z czasem zatłaczania CO 2 do złoża. Jak widać na wykresie, z początku następuje duża intensyfikacja wydobycia, po 15 jednak latach wydobycie stabilizuje się na względnie stałym poziomie. Źródło: [6].
Najbardziej perspektywiczne w kwestii składowania dwutlenku węgla wydają się głębokie poziomy wodonośne. Są to często ogromnej wielkości zbiorniki wód podziemnych, mogące pomieścić duże objętości CO 2. Solanka, w której rozpuszcza się dwutlenek węgla, opada na dno, gdyż jest cięższa od reszty cieczy. Jest to mechanizm bardzo korzystny, gdyż utrudnia wycieki dwutlenku węgla z takich zbiorników. Część dwutlenku węgla będzie reagować z minerałami skały zbiornikowej bądź ze składnikami mineralnymi rozpuszczonymi w solance i wytrąci się w postaci związanej w minerałach. Poziomy wodonośne, w których możliwa jest sekwestracja CO 2 muszą być dobrze izolowane od poziomów wodonośnych użytkowych, by nie doprowadzić do zakwaszenia wód pitnych i muszą znajdować się głębiej niż 100 m pod poziomem terenu. W przypadku solanek nasyconych gazem ziemnym, którego nie można wydobyć, sposobem pozwalającym wykorzystanie rozpuszczonego gazu może być zatłaczanie CO 2 do wód podziemnych. Dwutlenek węgla posiada większą od metanu rozpuszczalność w wodach złożowych i solankach, dzięki czemu powinien być on w stanie wyprzeć metan z wody, co doprowadziłoby do utworzenia się czapy gazowej, która mogłaby być eksploatowana. Badania nad tym tematem prowadzone są w Zakładzie Badania Złóż Ropy i Gazu Instytutu Nafty i Gazu. Wykonane dotychczas modele ukazują jednak, iż byłby to proces długotrwały. Zatłaczanie CO 2 do nieeksploatowanych pokładów węgla wydaje się kolejnym perspektywicznym pomysłem na przeprowadzanie sekwestracji dwutlenku węgla z zyskiem. Sposób ten oparty jest na podobnym pomyśle do absorpcyjnych metod wychwytywania CO 2 ze spalin. W pokładach węgla uwięziony jest absorbowany metan. Dwutlenek węgla znacznie lepiej ulega absorpcji na węglu, przez co wypiera metan, który jest uwalniany i może być eksploatowany. Metoda ta w tym momencie jest w fazie demonstracyjnej w basenie San Juan w Nowym Meksyku, w Stanach Zjednoczonych. Innym potencjalnym rozwiązaniem pozwalającym na sekwestrację CO 2, lecz zupełnie różnym od wcześniej wymienionych, jest mineralna karbonatyzacja. Różni się ona w sposób znaczący o tyle, iż może ona być przeprowadzana nie tylko w skałach osadowych, jak opisane powyżej metody, ale również w skałach magmowych i metamorficznych (co za tym idzie poza basenami sedymentacyjnymi). Polega ona na wiązaniu CO 2 w skałach zasobnych w tlenki, z którymi CO 2 tworzy węglany, jak tlenek wapnia czy tlenek magnezu. Ponieważ w postaci czystej tlenki takie rzadko występują w środowisku geologicznym, wykorzystywane do mineralnej karbonatyzacji są skały i minerały zasobne w te tlenki w postaci związanej, w szczególności minerały krzemianowe, które w środowisku geologicznym są bardzo pospolite. Skałami odpowiednimi do tego procesu wydają się być gabra, bazalty, serpentynity i perydotyty. Rozważane są potencjalne możliwości
wykorzystania podobnych metod do podziemnego składowania innych pochodzących ze spalin związków szkodliwych dla środowiska jak siarkowodór. Wybrane projekty Pionierski, pierwszy istniejący komercyjny projekt związany z podziemnym składowaniem dwutlenku węgla to Boundary Dam w Kanadzie, w prowincji Saskatchewan. Jest to elektrownia węgla brunatnego, która w 2014 roku została wyposażona dodatkowo w technologię mającą pozwolić na absorpcję i wychwycenie 90% CO 2, pochodzącego ze spalania węgla. Gaz transportowany jest do pobliskiego pola naftowego Weyburn, gdzie wydobycie jest intensyfikowane przy użyciu techniki CO2-EOR. Projekt ten został poddany ostrej krytyce, między innymi za brak przejrzystości do dziś nie opublikowano wyników czy to finansowych, czy środowiskowych. W Polsce instalacja do sekwestracji dwutlenku węgla miała powstać w elektrowni w Bełchatowie. Uruchomienie jej planowane było na 2017 rok. Do oddzielania CO 2 planowano użyć wychwytywania gazu ze spalin z użyciem amin, zaś potem miał być zatłaczany do głębokich solanek. W kwietniu 2013 roku PGE wycofało się z projektu, tłumacząc decyzję brakiem możliwości zabezpieczenia finansowego projektu. Projekt Cranfield należy do projektów sekwestracyjnych niepowiązanych z żadnymi elektrowniami. Składowanie CO 2 odbywa się w głębokich solankach. Projekt ten ruszył w roku 2009 i jak do tej pory działa zgodnie z planem. Start projektu Alberta Carbon Trunk Line jest zaplanowany na bieżący rok. Jest to kolejna instalacja CCS niezwiązana bezpośrednio z elektrownią. Dwutlenek węgla pochodzi z pobliskich rafinerii North West Sturgeon i fabryki nawozów Agrium i zużywany jest na potrzeby przemysłu naftowego dla EOR. Schwarze Pumpe to projekt, którego przyszłość nie jest jasna. Instalacja CCS dla elektrowni opalanej węglem brunatnym miała wykorzystywać techniki wyłapywania CO 2 ze spalin w procesie oksy-spalania, jak i po spalaniu. Gaz ten miał następnie być zatłaczany do sczerpanego złoża gazu, oddalonego o 400 km od miejsca powstania. Projekt rozpoczęto w połowie 2008 roku, miał zakończyć się w roku 2018, lecz Vattenfall wycofał się ze wszystkich projektów związanych z sekwestracją CO 2 w maju 2014. Przyszłość Schwarze Pumpe pozostaje niejasna. Projekt CarbFix w Islandii wykorzystuje proces mineralnej karbonatyzacji. Sekwestrowany CO 2 pochodzi z przyległej do strefy zatłaczania elektrowni geotermalnej. Prace nad tym projektem zostały rozpoczęte w roku 2007. Dwutlenek węgla zatłaczany jest wraz z wodami
odpadowymi do bazaltów znajdujących się na głębokości 400-700 m pod powierzchnią terenu. Tam następuje reakcja z krzemianami i związanie CO 2 w postaci węglanów. Podsumowanie i perspektywy na przyszłość Podziemne składowanie CO 2 w chwili obecnej nie wydaje się być opłacalnym rozwiązaniem. Niemniej jednak przypuszcza się, iż dzięki sekwestracji dwutlenku węgla może udać się dwukrotnie zmniejszyć koszty ograniczania emisji gazów cieplarnianych. Paliwa kopalne przez długi jeszcze czas będą stanowiły główne źródło energii na świecie. Szacuje się, że zapotrzebowanie na energię będzie wzrastać. Dlatego też tak samo, jak pożądany jest rozwój energetyki jądrowej i odnawialnej, tak samo potrzebne są technologie, które pozwolą na ograniczanie emisji dwutlenku węgla czy to dzięki poprawianiu wydajności w elektrowniach, czy dzięki podziemnemu składowaniu CO 2. Na przyszłość dla CCS nie wróżą dobrze zarzucone projekty w Polsce i w Niemczech. Lepiej pod tym względem jest w Ameryce Północnej otwarty został wspomniany pierwszy komercyjny projekt, dwa kolejne są w budowie (Kemper Country w Mississippi oraz W.A. Parish Petra Nova w Teksasie). Podstawowym problemem związanym z sekwestracją CO 2 jest maksymalne obniżenie jego kosztów, gdyż wysokie koszty CCS mogą okazać się dotkliwe dla zarówno firm energetycznych, jak i konsumentów.
Źródła: 1. Job, M. Porównanie nadkrytycznego bloku węglowego z układem gazowo-parowym zintegrowanym ze zgazowaniem węgla (IGCC) w: Współczesne Problemy Energetyki, red. Stelmach, S., Pikoń, K. Archiwum Gospodarki Odpadami i Ochrony Środowiska, Gliwice 2013. 2. Kotowicz J., Janusz K., 2007. Sposoby redukcji emisji CO 2 z procesów energetycznych. Rynek Energii, 1, 10-18. 3. Maurstad, O., 2005. An Overview of Coal based Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) Technology. MIT Laboratory for Energy and the Environment, publikacja nr 2005-002 WP. 4. Polska Konfederacja Pracodawców Prywatnych Lewiatan. Technologia wychwytywania i geologicznego składowania dwutlenku węgla (CCS) sposobem na złagodzenie zmian klimatu. Raport na zlecenie Polskiej Konfederacji Pracodawców Prywatnych Lewiatan przy wsparciu funduszu brytyjskiego Ministerstwa Spraw Zagranicznych (Foreign & Commonwealth Office) - Strategic Programme Fund Low Carbon High Growth. Warszawa, 2010. 5. Stopa, J., Wojnarowski, P, Kosowski, P, Pyrzak, P., 2011. Uwarunkowania techniczne i ekonomiczne sekwestracji CO 2 w złożu ropy naftowej. Wiertnictwo Nafta Gaz, 28 (3), 533-541. 6. Stopa, J., Wojnarowski, P, Kosowski, P., 2006. Ekonomika sekwestracji geologicznej CO 2 w złożach ropy naftowej. Polityka energetyczna, 9, 319-328. 7. Uliasz-Bocheńczyk, A., Mokrzycki, E., 2005. Przegląd możliwości utylizacji ditlenku węgla. Wiertnictwo Nafta Gaz, 22 (1), 373-378. 8. Uliasz-Bocheńczyk, A., Mokrzycki, E., 2014. Mineralna karbonatyzacja przy zastosowaniu surowców naturalnych metodą redukcji CO2? Gospodarka Surowcami Mineralnymi, 30 (3), 99-110 9. Warnecki, M., 2015.Badania procesów wypierania metanu przy udziale sekwestracji CO2. Nafta-Gaz, 3, 159-166 10. Więcław-Solny, L., Ściążko, M. Absorpcyjne usuwanie CO 2 ze spalin kotłowych. Technologie CCS dla energetyki, materiały konferencyjne. Kraków, 2013. 11. Wolff-Boenisch, D.,Gislason, S. R.,Oelkers, E. H., Broecker, W. S., Matter, J. M., Stute, M., Stefansson, A., Gunnlaugsson, E., Björnsson, G., Axelsson, G. In-situ carbonatization of CO2 - The Carbfix project in Iceland. Walne zgromadzenie EGU, 19-24 kwietnia, 2009, Wiedeń, Austria. 12. http://skladowanie.pgi.gov.pl 13. https://sequestration.mit.edu 14. http://www.or.is/en/projects/carbfix 15. http://www.technologyreview.com/news/