Home Aktualności Gaz łupkowy a zmiany klimatyczne

Gaz łupkowy a zmiany klimatyczne

0
0

Przedstawiamy raport Roberta W. Howarth, Renee Santoro, Anthonego Ingraffea, ukazujący negatywny wpływ wydobycia gazu łupkowego na zmiany klimatyczne, spowodowany zwiększonymi emisjami metanu do atmosfery.

Zmiana klimatyczna

DOI 10.1007/s10584-011-0061-5

 

Ślady metanu i gazu cieplarnianego w gazie ziemnym wytwarzanym z formacji łupkowych

Robert W. Howarth, Renee Santoro, Anthony Ingraffea

Otrzymano: 12 listopada 2010 / Zatwierdzono: 13 marca 2011

© Autor(Autorzy) 2011. Ten artykuł został opublikowany z otwartym dostępem w Springerlink.com

Abstrakt: Oceniamy ślad gazu cieplarnianego w gazie ziemnym uzyskanym poprzez hydrauliczne frakcjonowanie pod dużym ciśnieniem z formacji łupkowych koncentrując się na emisjach metanu. Gaz ziemny składa się głównie z metanu a 3.6% do 7.9% metanu przy produkcji gazu z łupków przedostaje się do atmosfery poprzez odpowietrzanie i nieszczelności w trakcie eksploatacji otworu wiertniczego. Te emisje metanu są co najmniej 30% większe a prawdopodobnie ponad dwukrotnie większe niż w przypadku gazu konwencjonalnego. Większa emisja z gazu łupkowego ma miejsce przy hydraulicznym frakcjonowaniu otworu wiertniczego w momencie, gdy metan wydobywa się z płynów wracających na powierzchnię (zużytej płuczki) oraz podczas odwiertów następujących po frakcjonowaniu Metan jest silnym gazem cieplarnianym wpływającym na globalne ocieplenie w stopniu dużo większym niż dwutlenek węgla, w szczególności w obrębie czasowym kilku dziesięcioleci od momentu emisji. Metan przyczynia się w sposób znaczący do zwiększenia śladu gazu cieplarnianego w gazie łupkowym na krótszą skalę czasową przewyższając go w zakresie czasowym 20-stu lat. Ślad gazu łupkowego jest większy niż w przypadku gazu konwencjonalnego lub ropy naftowej biorąc pod uwagę jakikolwiek zakres czasowy, a w szczególności okres 20-stu lat. W porównaniu z węglem, emisje gazów z gazu łupkowego są co najmniej o 20% większe i być może ponad dwukrotnie większe w skali czasowej 20-stu lat i są one porównywalne przy porównaniu w skali ponad 100 lat.

 

Słowa kluczowe: metan, gazy cieplarniane, globalne ocieplenie, gaz ziemny, gaz łupkowy, gaz niekonwencjonalny, ulotne emisje gazów, analiza cyklu życiowego, LCA, paliwo pomostowe, paliwo przejściowe, potencjał globalnego ocieplenia, GWP

Uzupełniający materiał elektroniczny: wersja on-line niniejszego artykułu (doi:10.1007/s10584-011-0061-5) zawiera materiały dodatkowe, które są udostępnione upoważnionym użytkownikom.

R. W. Howarth (B) · R. Santoro

Department of Ecology and Evolutionary Biology (Wydział Ekologii i Biologii Ewolucyjnej), Cornell University, Ithaca, NY 14853, USA

e-mail: rwh2@cornell.edu

A. Ingraffea

School of Civil and Environmental Engineering (Szkoła Inżynierii Lądowej i Środowiskowej), Cornell University, Ithaca, NY 14853, USA

Zmiana klimatyczna

Wielu postrzega gaz ziemny jako paliwo przejściowe, dopuszczając kontynuowanie uzależnienia od paliw kopalnych, zmniejszając jednak, w porównaniu z ropą naftową i węglem, emisję gazów cieplarnianych (GHG) w ciągu nadchodzących dekad (Pacala i Socolow 2004). Rozwój prac nad 'niekonwencjonalnym’ gazem rozproszonym w łupkach jest częścią tejże wizji, gdyż jego zasoby mogą być duże, a wielu rejonach zapasy konwencjonalne są na wyczerpaniu (Wood i in. 2011). Krajowa produkcja w Stanach Zjednoczonych w latach 90-ch XX wieku pochodziła w większości z zasobów konwencjonalnych, jednak do 2009 produkcja gazu niekonwencjonalnego przekroczyła ilość produkowanego gazu konwencjonalnego. Departament Energii przewiduje, iż do roku 2035 ogólna produkcja gazu zwiększy się o 20%, w tym 75% stanowić będzie gaz niekonwencjonalny (EIA 2010a). Przewidywany największy wzrost dotyczy gazu łupkowego, którego produkcja z 16% w skali ogólnej w roku 2009 zwiększy się do oczekiwanych 45% w roku 2035.

Pomimo iż gaz ziemny promowany jest jako paliwo pomostowe w ciągu kilku nadchodzących dekad, po części za sprawą zakładanego korzystnego, w porównaniu do innych paliw kopalnych, wpływu na globalne ocieplenie, jednak bardzo niewiele wiadomo na temat GHG w przypadku gazu niekonwencjonalnego. W tym przypadku definiujemy ilość GHG jako ogólną emisję powstającą na skutek eksploatacji i stosowania gazu, będącą równoważnikiem dwutlenku węgla w jednostce energii uzyskanej w trakcie spalania. Problem GHG w kontekście gazu łupkowego nie został do chwili obecnej poważnie przestudiowany i zbadany, pomimo iż niejednokrotnie wywoływał obawy. Krajowa Rada Badawcza (2009) zauważyła, iż ich emisja w trakcie eksploatacji gazu łupkowego może być większa, aniżeli w przypadku gazu konwencjonalnego. Przewodniczący Rady Towarzystwa Naukowego napisali (2010) do Prezydenta Obamy ostrzegając, iż niektóre z pomostowych źródeł energii, takich jak gaz łupkowy, nie zostały dostatecznie przeanalizowane i mogą raczej przyczynić się do pogorszenia aniżeli poprawienia efektu cieplarnianego. Zaś pod koniec 2010 r. Amerykańska Agencja Ochrony Środowiska wydała raport, w którego wniosku stwierdzono, że emisje ulotne metanu z gazu niekonwencjonalnego mogą być dużo większe aniżeli z gazu konwencjonalnego (EPA 2010).

Emisje ulotne metanu stanowią szczególny powód zaniepokojenia. Metan jest głównym składnikiem gazu ziemnego i zarazem silnym gazem cieplarnianym. W związku z tym nawet niewielkie jego wycieki są istotne. Ostatnie badanie modelowe wskazują, że wpływ metanu na efekt cieplarniany może być nawet większy aniżeli dotychczas uważano, jeśli weźmie się pod uwagę jego oddziaływanie na aerozole w atmosferze (Shindell i in. 2009). Ogólne wyliczenia odnośnie metanu nie są zbytnio rygorystyczne, jego źródła i ujścia zawierają dużo niepewnych danych. Zawartość radiowęgla w metanie atmosferycznym sugeruje, iż paliwa kopalne stanowić mogą o wiele większe źródło metanu w atmosferze aniżeli ogólnie się to przyjmuje (Lassey i in. 2007).

Na ślad węglowy (GHG footprint) gazu łupkowego składają się bezpośrednie emisje CO2 z jego spalania, pośrednie emisje CO2 z paliw kopalnych używanych w procesie wydobycia, oczyszczenia i transportu gazu oraz emisje metanu wynikające z wycieków i odpowietrzania gazu. Pomimo znacznego nakładu prac przemysłowych związanych z pozyskaniem gazu łupkowego, niebezpośrednia emisja CO2 jest stosunkowo niewielka w porównaniu z bezpośrednim spalaniem paliwa: 1 do 1.5 g C MJ−1 (Santoro i in. 2011) vs 15 g C MJ−1 dla emisji bezpośredniej (Hayhoe i in. 2002). Niebezpośrednią emisję z gazu łupkowego szacuje się jedynie na 0.04 do 0.45 g C MJ−1 większą aniżeli pochodzącą z gazu konwencjonalnego (Wood i in. 2011). Tak więc ślad węglowy zarówno w przypadku gazu konwencjonalnego jak i łupkowego zdominowany jest przez bezpośrednią emisję CO2 jak i poprzez ulatnianie się metanu. Tutaj prezentujemy szacunki odnośnie emisji metanu jako elementu przyczyniającego się do powstawania gazu cieplarnianego porównując gaz łupkowy z gazem konwencjonalnym.

Nasza analiza wykorzystuje najświeższe dostępne dane, szczególnie zaś opiera się na technicznej dokumentacji nt. GHG przemysłu naftowego i gazowego (EPA 2010), materiałach omawianych w niniejszym raporcie oraz na raporcie instytucji kontrolnej Kongresu Stanów Zjednoczonych (GAO 2010) nt. ubytków gazu na ziemiach federalnych. Raport EPA (2010) jest pierwszym, od roku 1996, sporządzonym przez agencję uaktualnieniem dotyczącym zagadnień emisji. Wcześniejszy raport służył jako podstawa krajowego spisu GHG w minionym dziesięcioleciu. Jednakże tamte badania nie opierały się na losowym pobraniu próbek ani na głębszej ocenie rzeczywistych praktyk stosowanych w przemyśle, analizowały jedynie obiekty tych firm, które zgłosiły się z własnej woli (Kirchgessner i in. 1997). Nowy raport EPA (2010) odnotowuje, iż 'badania w 1996 przeprowadzono w czasie, kiedy do emisji metanu nie przywiązywano większej wagi w trakcie rozmów o emisji gazów cieplarnianych’ i że przedstawione w raporcie z 1996 r. czynniki 'są nieaktualne i w przypadku niektórych źródeł potencjalnie niedoceniane’. Istotnie, wielkości emisji przedstawione w EPA (2010) są znacznie wyższe, w niektórych przypadkach o całe rzędy wielkości.

1. Ulotne emisje metanu w trakcie budowy wiertni

Gaz łupkowy wydobywany jest za pomocą hydraulicznego frakcjonowania pod dużym ciśnieniem. Duże ilości wody wtłaczane zostają pod ciśnieniem aby skruszyć a następnie zamknąć skałę aby zwiększyć wypływ gazu. Znaczna ilość tej wody powraca na powierzchnię jako zużyta płuczka w ciągu kilku dni/tygodni od wtłoczenia, przy czym towarzyszą jej znaczne ilości metanu (EPA 2010). Ilość metanu jest znacznie większa aniżeli możliwa do rozpuszczenia w płuczce, dając w efekcie połączenie zużytej płuczki wraz z odpadami wiertniczymi oraz metanu. Stworzyliśmy kompilację danych z dwóch formacji gazu łupkowego oraz trzech formacji gazu zamkniętego w piaskowcach na terenie Stanów Zjednoczonych. W przedziale pomiędzy 0.6% i 3.2% czasu eksploatacji szybu gaz w postaci metanu jest emitowany w trakcie usuwania odpadów (Tabela 1). Uwzględniliśmy tutaj formacje gazu zamkniętego w piaskowcach, ponieważ emisja oraz charakter wytwarzania gazu są podobne do gazu łupkowego (EPA 2010). Warto zauważyć, że skala emisji metanu w trakcie powstawania odpadów wiertniczych (kolumna B w tabeli 1) wiąże się z początkową skalą produkcji tuż po ukończeniu budowy odwiertu (kolumna C w tabeli 1). Pomimo iż ilość danych jest ograniczona, różnice pomiędzy poszczególnymi zagłębiami zdają się mieć sens: najwyższa emisja metanu w trakcie wytwarzania odpadów miała miejsce w Heynesville, gdzie ciśnienie oraz początkowa produkcja były bardzo wysokie. Z kolei najniższy poziom emisji miał miejsce w Utah, gdzie czas wytwarzania odpadów był najkrótszy, a początkowa produkcja po zakończeniu budowy była niewielka. Jednak należy wspomnieć, iż dane użyte w tabeli 1 nie są dobrze udokumentowane, wiele wartości opartych zostało na prezentacjach w PowerPoincie pochodzących ze sponsorowanych przez EPA spotkań warsztatowych. Dlatego w tym opracowaniu zdecydowaliśmy się na przedstawienie utraty gazu w trakcie wydobycia jako wartość średnią z tabeli 1: 1,6%.

Więcej metanu emitowanego jest w fazie odwiertów, w której, po to by wyprodukować niekonwencjonalny gaz, drenuje się sieć spękań w skale aby uwolnić gaz do wydobycia. EPA (2007) szacuje wielkość emisji w czasie odwiertów na 142 × 103 do 425 x 103 m3 na odwiert. Stosując szacunkową emisję w trakcie odwiertu oraz średni czas eksploatacji w pięciu formacjach z tabeli 1 (85 × 106 m3 ), oceniamy, iż 0,33% całkowitego okresu eksploatacji szybu emitowanych jest w postaci metanu podczas wierceń. Jeśli, w zastępstwie, zastosujemy średni czas eksploatacji dla większej grupy danych z dwunastu formacji (Wood i in. 2011)), 45 × 106 m3 , szacujemy stopień emisji na poziomie 0,62%. Potrzeba więcej prac, aby ocenić emisję na każdej z formacji. Do tego czasu, w niniejszej pracy, stosować będziemy konserwatywny szacunek emisji wynoszący 0,33% na odwiert.

W połączeniu ze stratami występującymi w powracającej wodzie (1.6%) oraz odwiertami (0.33%), przyjmujemy, iż 1.9% całkowicie wytworzonego gazu łupkowego emitowane jest z odwiertu w postaci metanu w chwili ukończenia prac budowlanych (Tabela 2). Powtarzamy jednak, szacunek ten jest niepewny aczkolwiek klasyczny.

 

 

 

 

Tabela 1 Emisja metanu w czasie powrotu wody w następstwie hydraulicznego frakcjonowania, początkowa produkcja gazu po uruchomieniu szybu, produkcja gazu w całym okresie eksploatacji i emisja metanu w powracającej wodzie jako procent całkowitej produkcji w trakcie eksploatacji dla pięciu niekonwencjonalnych szybów w Stanach Zjednoczonych.

 

 

 

(A) Metan emitowany w czasie powrotu wody

(B) Dobowa emisja metanu wraz z powracającą wodą

(C) Początkowa produkcja gazu dla oddanego do eksploatacji szybu

(D) Całkowita produkcja w okresie eksploatacji

(E) Metan emitowany z powracającą wodą w % w czasie całego okresu eksploatacji

(103 m3 )a

(103 m3 dziennie−1 )b

(103 m3 dziennie−1 )c

(106 m3 )d

 

Haynesville (Louisiana, łupki)

6 800

680

640

210

3.2

Barnett (Texas, łupki)

370

41

37

35

1.1

Piceance (Colorado, zamknięty, piaskowiec)

710

79

57

55

1.3

Uinta (Utah, zamknięty, piaskowiec)

255

51

42

40

0.6

Den-Jules (Colorado, zamknięty, piaskowiec)

140

12

11

?

?

Powracająca woda jest cieczą wydobywającą się na powierzchnię po hydraulicznym szczelinowaniu zaraz po frakcjonowaniu i przed ukończeniem szybu. W przypadku tych szybów okres powrotu wody wynosił od 5 do 12 dni.

a. Haynesville: średnia za Eckhardt i in. (2009); Piceance: EPA (2007); Barnett: EPA (2004); Uinta: Samuels (2010); Denver-Julesburg: Bracken (2008)

b. Wyliczone po podzieleniu całkowitej ilości metanu wyemitowanego wraz z powracającą wodą (kolumna A) przez czas trwania wypływu. Okres wypływu wynosił 9 dni dla Barnett (EPA 2004), 8 dni dla Piceance (EPA 2007), 5 dni dla Uinta (Samuels 2010) i 12 dni dla Denver-Julesburg (Bracken 2008); średnio 10 dni dla powracającej wody w przypadku Haynesville

c. Haynesville: http://shale.typepad.com/haynesvilleshale/2009/07/chesapeake-energy-haynesville-shale-decline-curve.html1/7/2011 and http://oilshalegas.com/ haynesvilleshalestocks.html; Barnett: http://oilshalegas.com/barnettshale.html; Piceance: Kruuskraa (2004) and Henke (2010); Uinta: http://www.epmag.com/ archives/newsComments/6242.htm; Denver-Julesburg: http://www.businesswire.com/news/home/20100924005169/en/Synergy-Resources-Corporation-Reports- Initial-Production-Rates

d. W oparciu o średnie wartości dla tych zagłębi. Haynesville: http://shale.typepad.com/haynesvilleshale/decline-curve/); Barnett: http://www.aapg.org/explorer/2002/07jul/

barnett_shale.cfm and Wood i in. (2011); Piceance: Kruuskraa (2004); Uinta: http://www.epmag.com/archives/newsComments/6242.htm

e. Wyliczone przez podzielenie wartości z kolumny (A) przez wartość z kolumny (D)


 

Tabela 2 Emisja ulotna metanu związana z pozyskiwaniem gazu ze źródeł konwencjonalnych oraz łupków (wyrażona jako całkowita ilość metanu wytworzonego w ciągu eksploatacji szybu)

 

 

Gaz konwencjonalny

Gaz łupkowy

Emisja w chwili oddania szybu do eksploatacji

Rutynowe odpowietrzanie i nieszczelności sprzętu

Emisja w czasie osuszania gazu

Emisja w trakcie przetwarzania gazu

Emisja podczas transportu, składowania oraz dystrybucji

0.01%

0.3 do 1.9%

0 do 0.26%

0 do 0.19%

1.4 do 3.6%

1.9%

0.3 do 1.9%

0 do 0.26%

0 do 0.19%

1.4 do 3.6%

Emisja łączna

1.7 do 6.0%

3.6 do 7.9%

Informacje odnośnie sposobu szacowania a także inne dodatkowe szczegóły, patrz: tekst.

 

Poziomy emisji przy eksploatacji konwencjonalnego gazu ziemnego są znacznie niższe, albowiem nie występuje tutaj powracająca woda lub odwierty. W przypadku gazu konwencjonalnego średnio 1.04 × 103 m3 metanu uwalnianego jest z jednego szybu (EPA 2010), odpowiadając 1.32 × 103 m3 gazu ziemnego (przyjmując zawartość metanu w gazie 78.8%). W 2007 w Stanach Zjednoczonych oddano do użytku 18 819 konwencjonalnych szybów (EPA 2010), tak więc oceniamy, iż krajowa emisja gazu ziemnego wynosi ogółem 26 x 106 m3. Ogólna produkcja konwencjonalnego gazu ze złóż na lądzie w 2007 r. wyniosła 384 x 109 m3 (EIA 2010b). W związku z tym oceniamy, że średnia emisja uchodząca w przypadku ukończonego szybu gazu konwencjonalnego wynosi 0.01% całego jego okresu użytkowania (Tabela 3), trzy rzędy wielkości mniej aniżeli w przypadku gazu łupkowego.

2. Rutynowe odpowietrzanie i nieszczelność sprzętu

W niektórych kopalniach gazy ulotne emitowane są przez cały okres ich eksploatacji. Typowy szyb posiada od 55 do 150 połączeń ze sprzętem takim jak podgrzewacze, mierniki, urządzenia odwadniające, sprężarki, aparatura odparowująca. Wiele z nich stanowi potencjalne źródło nieszczelności, liczne zawory bezpieczeństwa zaprojektowane są po to, aby odpowietrzać gaz. Emisja z pomp pneumatycznych oraz urządzeń odwadniających stanowi główny element nieszczelności (GAO 2010). Po oddaniu szybu do eksploatacji i podłączeniu do linii przesyłowej te same technologie mają zastosowanie zarówno w przypadku gazu konwencjonalnego jak i łupkowego. Przyjmujemy, że w trakcie eksploatacji ilość gazów ulotnych w tym przypadku jest taka sama dla gazu łupkowego jak i konwencjonalnego. GAO (2010) stwierdziło, iż 0.3% do 1.9% produkcji szybu w okresie jego eksploatacji ulega stratom na skutek odpowietrzania oraz nieszczelności sprzętu (Tabela 2). Wcześniejsze badania szacowały wycieki emisji na 0.5% bądź mniej (Hayhoe i in. 2002; Armendariz 2009) lub 0.95% (Shires i in. 2009). Zwróćmy jednak uwagę, iż żadne z wyliczeń nie uwzględnia wypadków bądź awaryjnego upuszczania gazu. Dane na temat emisji gazu w sytuacjach awaryjnych nie są dostępne i nigdy, o ile nam wiadomo, nie były wykorzystywane do oszacowania przy produkcji gazu ziemnego. Tak więc podane przez nas 0.3% do 1.9% wycieku jest wartością o charakterze zachowawczym. Jak to omówimy poniżej, wartość 0.3% odnosi się do sytuacji, gdzie stosowane są najlepsze dostępne technologie.

Dodatkowe odpowietrzanie odbywa się w trakcie osuszania gazu. Konwencjonalne szyby często wymagają zabiegu osuszania gazu ponieważ zapobiega to zawilgoceniu związanym ze zmniejszaniem się ciśnienia w złożu. Chociaż nie w takim stopniu, jednak niektóre niekonwencjonalne szyby również wymagać mogą osuszania. Dane empiryczne z 4 zagłębi gazu wskazują, że od 0.02 do 0.26% ogólnego okresu eksploatacji szybów jest odpowietrzanych w postaci metanu podczas osuszania (GAO 2010). Ponieważ nie wszystkie wymagają osuszania, ustaliliśmy ten zakres na 0 do 0.26% (Tabela 2).

3 Straty w trakcie przetwarzania

Zdarza się, że gaz ziemny, czy to konwencjonalny czy też łupkowy, jest jakości odpowiedniej do bezpośredniego wysłania go bez żadnej obróbki. W innych sytuacjach gaz zawiera w sobie wystarczające ilości ciężkich węglowodorów i zanieczyszczeń (takich jak opary siarki), że wymaga wcześniejszego przetworzenia zanim zostanie przesłany dalej. Zauważmy, iż jakość gazu może być różnorodna w o brębie jednej formacji. Na przykład gaz łupkowy ze złoża Marcellus w północnowschodniej Pensylwanii wymaga bardzo niewiele, bądź wcale, obróbki, podczas kiedy gaz z południowo-zachodniej Pensylwanii musi być przetworzony (NYDEC 2009). W trakcie tego procesu pewne ilości metanu przedostają się do atmosfery. Przyjęty przez EPA stały współczynnik emisji ulotnych dla obróbki gazu wykazuje stratę rzędu 0.19% produkcji (Shires i in. 2009). Dlatego nasz szacunek strat w trakcie przetwarzania gazu mieści się w przedziale od 0% (tzn. bez przetwarzania, gaz jest natychmiast gotowy do wysyłki) do 0.19% (Tabela 2). Pomiary rzeczywistych strat w zakładach przetwórstwa przeprowadzone w Kanadzie wykazały czterokrotnie większe poziomy wycieku aniżeli wskazywałyby standardowe współczynniki emisji stosowane przez Shires i in. (2009) (Chambers 2004), a więc i tym razem przyjęte przez nas szacunki są bardzo ostrożne.

4. Straty w transporcie, magazynowaniu i dystrybucji

Kolejne zjawisko emisji ulotnej ma miejsce w trakcie transportu, magazynowania oraz przesyłu gazu ziemnego. Bezpośrednie pomiary wycieków w trakcie przesyłu są ograniczone, lecz dwa opracowania podają podobne liczby zarówno w odniesieniu do Stanów Zjednoczonych (jako część analizy dotyczącej emisji przeprowadzonej w 1996 przez EPA; wartość średnia 0.53%; Harrison i in.) jak i Rosji (średnia wartość 0.7% w zakresie od 0.4% do 1.6%; Lelieveld i in. 2005). Bezpośrednie szacunki odnośnie strat w dystrybucji są jeszcze mniej dostępne, jednak w 1996 EPA w swojej analizie oszacowała je na 0.35% ogólnej produkcji (Harrison i in. 1996; Kirchgessner i in. 1997). Lelieveld i in. (2005) wykorzystał współczynniki z 1996 r. dla emisji dla gazu ziemnego przechowywanego, włącznie z jego dystrybucją oraz przesyłem, sugerując ogólny poziom strat w ilości 1.4% (w zakresie od 1.0% do 2.5%). Wykorzystaliśmy ten poziom wycieku rzędu 1.4% jako prawdopodobny dolny pułap (Tabela 2). Jak wcześniej wspomniano, szacunkowe dane EPA z 1996 r. oparto na niewielkiej ilości danych, natomiast Revkin i Krauss (2009) oznajmili, iż 'rządowi naukowcy oraz przedstawiciele branży zwracają uwagę, że prawdziwe liczby są z dużym prawdopodobieństwem znacznie wyższe’. Co więcej, IPCC (Międzyrządowy Zespół ds. Zmian Klimatu) ostrzegł (2007), że ograniczony sposób patrzenia na zagadnienie metanu częstokroć nie docenia zjawiska wycieku.

Innym sposobem oceny strat wynikających z wycieku w trakcie przesyłu przez gazociąg jest pomiar 'gazu utraconego z niewiadomych przyczyn’, tzn. pomiar różnicy pomiędzy gazem u jego źródła i tym rzeczywiście zakupionym przez odbiorców. W skali globalnej taka metoda pomiaru prowadzi do szacunkowej oceny strat z powodu wycieków w granicach od 2.5% do 10% (Crutzen 1987; Cicerone i Oremland 1988; Hayhoe i in. 2002), choć górny wskaźnik dotyczy niedostatecznie utrzymywanych linii przesyłowych w Rosji w czasie rozpadu Związku Radzieckiego – obecnie zjawisko to jest znacznie rzadsze (Lelieveld i in. 2005; Reshetnikov i in. 2000). Kirchgessner i in. (1997) występują przeciwko takiemu podejściu, twierdząc, iż 'jest podatne na sporo błędów, wynikających ze zwykłej kradzieży, zmian temperatury oraz ciśnienia, cyklicznych zmian w opłatach i niedokładności urządzeń pomiarowych’. Jednakże za wyjątkiem kradzieży, błędy powinny rozkładać się w sposób przypadkowy, bez wpływu na zaniżenie lub zawyżenie szacunków. Część danych na temat gazu utraconego z nieznanych przyczyn została ostatnio publicznie udostępniona, lecz dane dla stanu Teksas wyniosły średnio 2.3% w roku 2000 i 4.9% w roku 2007 (Percival 2010). W 2007 r. stan Teksas wprowadził nowe ustawodawstwo mające uregulować sprawę gazu utraconego z nieznanych powodów. Ustawodawstwo to zaproponowało górny limit na 5%, jednak za sprawą sprzeciwu ze strony przedstawicieli przemysłu pomysł ten odrzucono (Liu 2008; Percival 2010). Przyjęliśmy średnią za lata 2000 i 2007 z danych z Teksasu odnośnie strat gazu z niewyjaśnionych przyczyn (3.6%) jako górny limit strat w przetwórstwie (Tabela 2), przyjmując iż wyższa wartość w 2007 i niższa w 2000 mogą odzwierciedlać w sposób przypadkowy zmiany w opłatach. Wierzymy, iż jest to konserwatywna górna granica, zwłaszcza wobec sprzeciwu branży wobec pułapu 5%.

Nasze szacunki odnośnie 1.4%-3.6% strat w trakcie przesyłu, składowania i dystrybucji gazu są bardzo podobne do najbardziej 'optymistycznej’ wersji 2.5% użytej przez Hayhoe i in. (2002). Według nich możliwa skala zjawiska mieściła się w przedziale 0.2%-10%.

 

5 Wpływ emisji metanu na ślad węglowy (GHG) w przypadku gazu łupkowego i konwencjonalnego.

Podsumowując wszelkie wymienione straty, oceniamy, iż w trakcie okresu eksploatacyjnego przeciętnego szybu z gazem łupkowym, 3.6 do 7.9% ogólnej produkcji wydostaje się do atmosfery w postaci metanu (Tabela 2). Stanowi to co najmniej 30% więcej, albo nawet dwukrotność podobnej emisji w przypadku gazu konwencjonalnego, szacowanej na 1.7% do 6%. Metan jest o wiele silniejszym gazem cieplarnianym aniżeli CO2, jednak jego czas przebywania w atmosferze jest dziesięciokrotnie mniejszy, a więc wpływ na globalne ocieplenie zmniejsza się szybciej (IPCC 2007). W związku z tym, porównanie skutków oddziaływania metanu i CO2 na efekt cieplarniany wymaga konkretnego horyzontu czasowego. Podążyliśmy śladami Lelieveld i in. (2005) i przedstawiamy tutaj wyniki zarówno dla 20-letniego jak i 100-letniego horyzontu czasowego. Pomimo iż 100-letni horyzont czasowy jest powszechnie stosowany, zgadzamy się z Nisbet i in. (2000), iż 20-letni horyzont jest krytyczny, jeśli mamy uwzględnić redukcję efektu cieplarnianego w nadchodzących dziesięcioleciach. Wykorzystaliśmy najnowsze dane modelowe porównujące potencjał metanu w odniesieniu do globalnego ocieplenia porównany z CO2: 105 i 33 na podstawie danych masa-masa w okresie, odpowiednio, 20- i 100-letnim, przy niepewności plus minus 23% (Shindell i in. 2009). Dane te są nieco wyższe aniżeli zamieszczone w raporcie oceniającym nr 4 IPCC (2007), jednakże lepiej odzwierciedlają interakcję metanu z aerozolami. Zauważmy, iż rynki emisji spalin stosują niższą skalę odnośnie zjawiska globalnego ocieplenia (jedynie 21 lat w 100-letnim horyzoncie czasowym), wynika to jednak z ustaleń drugiego raportu IPCC (1995), który zdecydowanie jest dokumentem przestarzałym wobec omawianego zagadnienia. Zobacz: Pomocnicze materiały w formie elektronicznej nt. metodologii obliczeń skutków emisji metanu na GHG w porównaniu do CO2 i innych gazów cieplarnianych.

Metan dominuje w przypadku śladu węglowego (GHG) gazów łupkowych w 20-letnim horyzoncie czasowym, w stopniu 1.4-3 razy większym aniżeli bezpośrednia emisja CO2 (Rys. 1a). Na tejże skali czasowej ślad węglowy gazu łupkowego jest od 22% do 43% większy aniżeli dla gazu konwencjonalnego. Z perspektywy 100 lat od czasu emisji metan w dalszym ciągu w sposób znaczący pozostawia ślad węglowy, jednak jego oddziaływanie ulega zmniejszeniu za sprawą stosunkowo krótkiego okresu przebywania metanu w atmosferze. Na prezentowanym wykresie ślad węglowy gazu łupkowego jest o 14-19% większy niż w przypadku gazu konwencjonalnego.

 

Rys. 1 Porównanie emisji gazów cieplarnianych z gazu łupkowego o małej oraz wysokiej oszacowanej ilości emisji ulotnej metanu, z gazu ziemnego o małej oraz wysokiej oszacowanej ilości emisji ulotnej metanu, z kopalni odkrywkowej, kopalni podziemnej oraz z paliwa dieslowego. a. oznacza 20-letni horyzont czasowy, b. oznacza 100- letni horyzont czasowy.

Wartości zawierają bezpośrednią emisję CO2 podcz as spalania (niebieskie słupki), emisję niebezpośrednią CO2 konieczną dla stworzenia oraz eksploatowania źródła energii (czerwone słupki) oraz emisję ulotną metanu, zamienioną na ekwiwalent CO2 tak, jak opisano w tekście (różowe słupki). Emisja została znormalizowana jako ilość energii uwolnionej w procesie spalania. Konwersja metanu do odpowiednika CO2 oparta została potencjale cieplarnianym przedstawionym przez Shindell i in. (2009) uwzględniającym bezpośredni jak i pośredni wpływ metanu na aerozole. Wykorzystane tutaj wartości, za Shindell i in. (2009) są wartościami uśrednionymi. Shindell i in. (2009) wyrażają niepewność co do tych średnich wartości w granicach ± 23%, co nie zostało przedstawione na obrazku.

6 Gaz łupkowy a inne paliwa kopalne

Rozpatrując 20-letni horyzont czasowy, widzimy, że w przypadku gazu łupkowego ilość wytwarzanego gazu cieplarnianego jest około 20% a nawet może dwukrotnie większa aniżeli w przypadku węgla w przeliczeniu na jednostkę energii pozyskaną w procesie spalania (Zobacz: Rys. 1a; Zobacz: Pomocnicze materiały w wersji elektronicznej do szacunkowych obliczeń emisji paliw dieslowskich oraz węgla). W skali 100-letniej ilość ta porównywalna jest z węglem. W przypadku gazu łupkowego z dolnego pułapu emisji jest ona o 18% mniejsza niż z głęboko wydobywanego węgla, gaz łupkowy z grupy o wysokim stopniu emisji daje wartość o 15% większą aniżeli z kopalni odkrywkowej (Rys. 1b). W horyzoncie 20-letnim ślad węglowy gazu łupkowego jest o 50% większy niż dla ropy, być może nawet 2 i pół razy większy. W skali 100-letniej ślad węglowy gazu łupkowego jest podobny lub o 35% większy niż dla ropy naftowej.

Nie wiemy nic na temat innych źródeł oszacowań odnośnie śladu węglowego gazu łupkowego z oficjalnej literatury przedmiotu podlegającej recenzji naukowej. Jednak nasze wyliczenia możemy porównać z innymi pracami nt. emisji gazów cieplarnianych związanej z gazem ziemnym oraz węglem: Hayhoe i in. (2002), Lelieveld i in. (2005) oraz Jamarillo i in. (2007). Wszyscy ci autorzy doszli do wniosku, iż emisja GHG w przypadku gazu ziemnego jest mniejsza dla węgla, o ile rozpatruje się emisję metanu w skali 100-letniej. Dla kontrastu, nasze badania wskazują, że gaz konwencjonalny wykazuje bardzo niewielką bądź nawet żadną przewagę nad węglem nawet w okresie 100-letnim (Rys. 1b). Nasze szacunki wskazują na emisję metanu dla gazu konwencjonalnego w granicach przedstawionych przez Hayhoe i in. (2002) lecz zarazem wyższą aniżeli opisaną przez Lelieveld i in. (2005) oraz Jamarillo i in. (2007), którzy wykorzystali współczynniki emisji EPA z roku 1995, o których wiadomo, iż są zaniżone (EPA 2010). Aby ocenić skutki oddziaływania metanu wszystkie trzy opracowania powoływały się na potencjalne zagrożenia, które obecnie uważa się za zaniżone (Shindell i in. 2009). W każdym razie Hayhoe i in. (2002) doszedł do wniosku, iż, pomimo rozpatrzenia różnych scenariuszy, zastąpienie węgla gazem ziemnym zwiększyłoby proces globalnego ocieplenia na następnych kilkadziesiąt lat. Nawet pomimo mniejszego potencjału oddziaływania na efekt cieplarniany, Lelieveld i in. (2005) uznał, iż gaz ziemny emituje więcej gazu cieplarnianego aniżeli ropa, o ile emisja metanu w skali 20-letniej przekroczy 3.1% i więcej niż węgiel – po przekroczeniu 5.6%. Wykorzystano tutaj wartości potencjału cieplarnianego metanu z opracowania IPCC (1995) stanowiących zaledwie 57% wartości, które podaje Shindell i in. (2009), sugerując, iż emisja metanu rzędu 2-3% czyni gaz ziemny gorszym pod względem oddziaływania na środowisko aniżeli ropa i węgiel. Nasze szacunki odnośnie ulotnej emisji gazu łupkowego wynoszą od 3.6 do 7.8%. W trakcie badań nie uwzględnialiśmy wydajności w końcowym użytkowaniu. Jeśli wykorzystujemy paliwa do wygenerowania elektryczności, w takiej sytuacji gaz ziemny wykazuje pewną przewagę z powodu lepszego współczynnika skuteczności (Zobacz: Dodatkowe materiały w wersji elektronicznej). Jednakże, fakt ten nie ma wpływu na nasz końcowy wniosek: wartości GHG gazu łupkowego wykorzystanego do wytworzenia elektryczności osiągają wartości podobne albo większe aniżeli w przypadku węgla (tablica w materiałach dodatkowych dotyczących elektroniki). Co więcej, gaz łupkowy promowany jest także do innych zastosowań, takich jak ogrzewanie lub transport, co do których istnieje niewiele dowodów potwierdzających wyższość w zakresie wydajności nad paliwem dieslowskim.

7. Czy można ograniczyć emisję metanu?

EPA ocenia, iż 'ekologiczne’ technologie są w stanie ograniczyć emisję metanu w przemyśle gazowym o 40% (GAO 2010). Na przykład emisja występująca w trakcie osuszania mogłoby ulec znaczącemu ograniczeniu przy zastosowaniu technologii 'plunger lift’ (dosł. unos tłoka) (EPA 2006; GAO 2010); osoby z branży donoszą o 99% redukcji odpowietrzania stosując tę inteligentną i zautomatyzowaną technologię w zagłębiu San Juan (GAO 2010). Użycie odgazowywaczy bądź urządzeń odzyskiwania oparów jest w stanie zmniejszyć emisję odwadniaczy o 90% (Fernandez i in. 2005). Trzeba jednak mieć na uwadze, iż niższe wartości szacunków w trzech spośród pięciu źródeł pokazanych w Tabeli 2 już w chwili obecnej odzwierciedlają wykorzystanie najlepszych technologii: dla wiertni z dolnego przedziału 0.3% dla rutynowego odpowietrzania oraz wycieków (GAO 2010), 0% emisji w trakcie osuszania i 0% w trakcie przetwarzania.

Emisje metanu w rezultacie napływu powracającej wody w teorii mogą być zredukowane nawet o 90% za sprawą zielonych technologii ograniczenia emisji, lub REC (Reduced Emission Completions) (EPA 2010), jednak nie zawsze jest to możliwe na dopiero powstających obszarach wydobywania. W każdym bądź razie technologie te nie są jeszcze obecnie szeroko stosowane (EPA 2010).

Jeśli emisja w czasie przesyłu, składowania oraz dystrybucji znajduje się w górnej strefie naszych oszacowań (3.6%; tabela 2), prawdopodobnie można by ją zmniejszyć stosując lepsze zbiorniki magazynujące, lepsze sprężarki i przeprowadzając dokładniejszą kontrolę wycieków. Jednak branża jak dotąd wykazuje niewielkie zainteresowanie inwestycjami koniecznymi w celu wyeliminowania tych źródeł emisji (Percival 2010).

Lepsze uregulowania prawne byłyby w stanie wymusić na branży kroki w stronę zredukowania emisji. Godząc się z szeroką gamą zjawiska, GAO (2010) przyznało, iż niższa ilość emisji w zagłębiu Piceance w Kolorado w porównaniu z zagłębiem Uinta w stanie Utah jest w dużej mierze wynikiem stosowania mniej agresywnych urządzeń pneumatyki, a to za sprawą ostrzejszych prawnych uregulowań stanowych.

8. Wnioski i sugestie

Ilość gazów cieplarnianych z gazu łupkowego jest w znaczący sposób większa aniżeli w przypadku gazu konwencjonalnego. Dzieje się tak za sprawą emisji metanu z wypływającej z powrotem wody oraz szczelinowania w trakcie budowy odwiertu. Wytwarzanie oraz emisja metanu również są spore w trakcie normalnej produkcji, jednak wartości te są takie same zarówno w przypadku gazu łupkowego jak i konwencjonalnego. Nasze szacunki odnośnie emisji metanu w czasie eksploatacji mieszczą się w granicach wartości przytaczanych w pokrewnych publikacjach (Hayhoe i in. 2002; Lelieveld i in. 2005). Pomimo ogólnej zgody, niepewność co do skali emisji uchodzących jest spora. Mając na uwadze wpływ metanu na zjawisko globalnego ocieplenia, problem ten zasługuje na znacznie dokładniejsze zbadanie aniżeli to miało miejsce w przeszłości. Uważamy za niezbędne bardziej bezpośrednie pomiary a także udoskonalenie metod księgowości w celu bardziej precyzyjnej oceny ilości gazu u traconego z nieznanych przyczyn.

Duża ilość gazów cieplarnianych związanych z gazem łupkowym podcina logikę jego wykorzystania jako paliwa pomostowego na nadchodzące dziesięciolecia, o ile stawiamy sobie za cel redukcję zjawiska globalnego ocieplenia. Nie jest zamiarem tego opracowania usprawiedliwienie pozostawania przy ropie naftowej lub węglu, a jedynie wykazanie, iż zastąpienie tychże paliw kopalnych gazem łupkowym może nie mieć tak oczekiwanych pozytywnych skutków w walce z ociepleniem klimatu.

Na koniec odnotujmy, iż obecnie rynki emisji spalin nie doceniają metanu i jego właściwości jako gazu cieplarnianego, skupiają się na 100-letnim horyzoncie czasowym wykorzystując nieaktualne dane dotyczące cieplarnianego potencjału metanu. Powinno to zostać skorygowane, zaś pełny obraz wpływu cieplarnianego gazów niekonwencjonalnych powinien zostać wykorzystany dla planowania przyszłych alternatywnych źródeł energii, które w stopniu odpowiednim uwzględnią globalne zmiany klimatyczne.

Podziękowania

Przygotowania do niniejszej pracy możliwe były dzięki stypendium od Park Foundation oraz dofinansowaniu Katedry Ekologii i Biologii Środowiskowej Davida R. Atkinsona Uniwersytetu w Cornell. Dziękujemy R. Alvarez, C. Arnold, P. Artaxo, A. Chambers, D. Farnham, P. Jamarillo, N. Mahowald, R. Marino, R. McCoy, J. Northrup, S. Porder, M. Robertson, B. Sell, D. Shrag, L. Spaeth, oraz D. Strahan za informacje, zachętę, porady oraz opinie o wynikach naszych badań oraz pierwotnej wersji opracowania. Dziękujemy M. Hayn za pomoc przy liczbach. Dwóm anonimowym recenzentom oraz Michaelowi Oppenheimerowi zawdzięczmy bardzo cenne uwagi odnośnie wcześniejszej wersji dokumentu.

 

Swobodny dostęp Artykuł ten rozprowadzany jest na warunkach Creative Commons Attribution Noncommercial License, która to licencja zezwala na wykorzystanie i rozpowszechnianie w celach niekomercyjnych oraz reprodukcję w mediach, pod warunkiem iż wymienione zostaną nazwisko autora oraz materiały źródłowe.

 

Źródła

Armendariz A (2009) Emissions from natural gas production in the Barnett shale area and oppor- tunities for cost-effective improvements. Report prepared for Environmental Defense Fund, Austin TX

Bracken K (2008) Reduced emission completions in DJ basin and natural buttes. Presentation given at EPA/GasSTAR Producers Technology Transfer Workshop. Rock Springs Wyoming, 1 May

2008. http://www.epa.gov/gasstar/documents/workshops/2008-tech-transfer/rocksprings5.pdf

Chambers AK (2004) Optical measurement technology for fugitive emissions from upstream oil and gas facilities. Report prepared for Petroleum Technology Alliance Canada by Carbon and Energy Management, Alberta Research Council, Edmonton, Alberta

Cicerone RJ, Oremland R (1988) Biogeochemical aspects of atmospheric methane. Global Bio- geochem. Cycles 2:299–327

Council of Scientific Society Presidents (2010) Letter from the council to President Obama and senior administration officials, dated May 4, 2010. Council of Scientific Society Presi- dents, 1155 16th Avenue NW, Washington, DC 20036. Available at http://www.eeb.cornell.edu/ howarth/CCSP%20letter%20on%20energy%20&%20environment.pdf

Crutzen PJ (1987) Role of the tropics in atmospheric chemistry. In: Dickinson R (ed) Geophysiology of Amazonia. Wiley, NY, pp 107–129

Eckhardt M, Knowles B, Maker E, Stork P (2009) IHS U.S. Industry Highlights. (IHS) Houston, TX, Feb–Mar 2009. http://www.gecionline.com/2009-prt-7-final-reviews

EIA (2010a) Annual energy outlook 2011 early release overview. DOE/EIA-0383ER(2011). En- ergy Information Agency, U.S. Department of Energy. http://www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/

0383er(2011).pdf. Accessed 3 January 2011

EIA (2010b) Natural gas navigator. Natural gas gross withdrawals and production. http://www. eia.gov/dnav/ng/ng_prod_sum_dcu_NUS_m.htm

EPA (2004) Green completions. Natural Gas STAR Producer’s Technology Transfer Workshop, 21

September 2004. http://epa.gov/gasstar/workshops/techtransfer/2004/houston-02.html

EPA (2006) Lessons learned: options for reducing methane emissions from pneumatic devices in the natural gas industry. U.S. EPA/ Gas STAR. http://www.epa.gov/gasstar/documents/ll_ pneumatics.pdf

EPA (2007) Reducing methane emissions during completion operations. Natural Gas STAR Pro- ducer’s Technology Transfer Workshop, 11 September 2007. http://epa.gov/gasstar/documents/ workshops/glenwood-2007/04_recs.pdf

EPA (2010) Greenhouse gas emissions reporting from the petroleum and natural gas indus- try. Background Technical Support Document. http://www.epa.gov/climatechange/emissions/ downloads10/Subpart-W_TSD.pdf. Accessed 3 January 2011

Fernandez R, Petrusak R, Robinson D, Zavadil D (2005) Cost-Effective methane emissions re- ductions for small and midsize natural gas producers. Reprinted from the June 2005 is- sue of Journal of Petroleum Technology. http://www.icfi.com/Markets/Environment/doc_files/ methane-emissions.pdf

GAO (2010) Federal oil and gas leases: opportunities exist to capture vented and flared natural gas, which would increase royalty payments and reduce greenhouse gases. GAO-11–34 U.S. General Accountability Office Washington DC. http://www.gao.gov/new.items/d1134.pdf

Tłumaczenie i podkreślenia na zlecenie EKO-UNII.

Wrocław 29.09.2011r

 

Harrison MR, Shires TM, Wessels JK, Cowgill RM (1996) Methane emissions from the natural gas industry. Executive summary, vol 1. EPA-600/R-96-080a. U.S. Environmental Protection Agency, Office of Research and Development, Washington, DC

Hayhoe K, Kheshgi HS, Jain AK, Wuebbles DJ (2002) Substitution of natural gas for coal: climatic effects of utility sector emissions. Climatic Change 54:107–139

Henke D (2010) Encana, USA division overview. Encana Natural Gas, investors presentation. http://www.encana.com/investors/presentations/investorday/pdfs/usa-division-overview.pdf Intergovernmental Panel on Climate Change (1995) IPCC second assessment. Climate Change, 1995.

http://www.ipcc.ch/pdf/climate-changes-1995/ipcc-2nd-assessment/2nd-assessment-en.pdf

Intergovernmental Panel on Climate Change (2007) IPCC fourth assessment report (AR4). Work- ing Group 1, The Physical Science Basis. http://www.ipcc.ch/publications_and_data/ar4/wg1/ en/contents.html

Jamarillo P, Griffin WM, Mathews HS (2007) Comparative life-cycle air emissions of coal, domestic natural gas, LNG, and SNG for electricity generation. Environ Sci Technol 41:6290–6296

Kirchgessner DA, Lott RA, Cowgill RM, Harrison MR, Shires TM (1997) Estimate of methane emissions from the US natural gas industry. Chemosphere 35: 1365–1390

Kruuskraa VA (2004) Tight gas sands development—How to dramatically improve recovery efficiency. GasTIPS, Winter 2004. http://media.godashboard.com/gti/4ReportsPubs/4_7GasTips/ Winter04/TightGasSandsDEvelopment-HowToDramaticallyImproveRecoveryEfficiency.pdf

Lassey KR, Lowe DC, Smith AM (2007) The atmospheric cycling of radiomethane and the „fossil fraction” of the methane source. Atmos Chem Phys 7:2141–2149

Lelieveld J, Lechtenbohmer S, Assonov SS, Brenninkmeijer CAM, Dinest C, Fischedick M, Hanke

T (2005) Low methane leakage from gas pipelines. Nature 434:841–842

Liu AE (2008) Overview: pipeline accounting and leak detection by mass balance, theory and hard- ware implementation. Quantum Dynamics, Woodland Hills. Available at http://www.pstrust.org/ library/docs/massbalance_ld.pdf

National Research Council (2009) Hidden costs of energy: unpriced consequences of energy produc- tion and use. National Academy of Sciences Press, Washington

New York Department of Environmental Conservation (2009) Draft supplemental generic environ- mental impact statement on the oil, gas and solution mining regulatory program. http://www. dec.ny.gov/energy/58440.html

Nisbet EG, Manning MR, Lowry D, Lassey KR (2000) Methane and the framework convention on climate change, A61F-10, Eos Trans. AGU 81(48), Fall Meet. Suppl

Pacala S, Socolow R (2004) Stablization wedges: solving the climate problem for the next 50 years with current technologies. Science 305:968–972

Percival P (2010) Update on „lost and unaccounted for” natural gas in Texas. Basin Oil and Gas.

Issue 32. http://fwbog.com/index.php?page=article&article=248

Reshetnikov AI, Paramonova NN, Shashkov AA (2000) An evaluation of historical methane emis- sions from the Soviet gas industry. JGR 105:3517–3529

Revkin A, Krauss C (2009) By degrees: curbing emissions by sealing gas leaks. New York Times,

14 October 2009. Available at http://www.nytimes.com/2009/10/15/business/energy-environment/

15degrees.html

Samuels J (2010) Emission reduction strategies in the greater natural buttes. Anadarko Petroleum

Corporation. EPA Gas STAR, Producers Technology Transfer Workshop Vernal, Utah, 23

March 2010. http://www.epa.gov/gasstar/documents/workshops/vernal-2010/03_anadarko.pdf

Santoro R, Howarth RW, Ingraffea T (2011) Life cycle greenhouse gas emissions inventory of Marcellus shale gas. Technical report of the Agriculture, Energy, & Environment Program, Cornell University, Ithaca, NY. To be archived and made available on-line

Shindell DT, Faluvegi G, Koch DM, Schmidt GA, Unger N, Bauer SE (2009) Improved attribution of climate forcing to emissions. Science 326:716–718

Shires TM, Loughran, CJ, Jones S, Hopkins E (2009) Compendium of greenhouse gas emissions methodologies for the oil and natural gas industry. Prepared by URS Corporation for the American Petroleum Institute (API). API, Washington DC

Wood R, Gilbert P, Sharmina M, Anderson K, Fottitt A, Glynn S, Nicholls F (2011) Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts. Tyndall Center, Uni- versity of Manchester, Manchester, England. http://www.tyndall.ac.uk/sites/default/files/tyndall- coop_shale_gas_report_final.pdf

]]>

Załaduj więcej... Aktualności

Zobacz również

Obserwator TEEP czerwiec 2022

(Transformacja Energetycznej Ponad Podziałami) W obecnym numerze znajdują się min. ciekawe…