In the last decade, exploration for unconventional hydrocarbon (shale gas) reservoirs has been carried out in Poland. The drilling of wells in prospective shale gas areas supplies numerous physicochemical measurements from rock and reservoir fluid samples. The objective of this paper is to present the method that has been developed for finding similarities between individual geological structures in terms of their hydrocarbon generation properties and hydrocarbon resources. The measurements and geochemical investigations of six wells located in the Ordovician, Silurian, and Cambrian formations of the Polish part of the East European Platform are used. Cluster analysis is used to compare and classify objects described by multiple attributes. The focus is on the issue of generating clusters that group samples within the gas, condensate, and oil windows. The vitrinite reflectance value (Ro) is adopted as the criterion for classifying individual samples into the respective windows. An additional issue was determining other characteristic geochemical properties of the samples classified into the selected clusters. Two variants of cluster analysis are applied—the furthest neighbor method and Ward’s method—which resulted in 10 and 11 clusters, respectively. Particular attention was paid to the mean Ro values (within each cluster), allowing the classification of samples from a given cluster into one of the windows (gas, condensate, or oil). Using these methods, the samples were effectively classified into individual windows, and their percentage share within the Silurian, Ordovician, and Cambrian units is determined.

The use of cluster analysis for the segmentation of the physicochemical properties of shale gas deposits Cluster analysis methods have been adapted for the segmentation of data describing the generative and reservoir properties of shale gas-type formations. Tests were carried out for the segmentation of data describing the geochemical properties of core samples collected from eight wells within the stratigraphic unit of Llandovery (Silurian). The study was conducted in two stages. During the first stage, data segmentation was performed for three wells described by the largest number of measurements. The second stage of data segmentation involved a set of samples originating from all wells.

STRESZCZENIE: W publikacji poruszono problem dostosowania parametrów eksploatacji PMG do zmian zachodzących w polskim systemie gazowniczym. Podkreślono, że zapotrzebowanie na pojemność czynną magazynów bezpośrednio wynika z wielkości krajowego zużycia gazu ziemnego oraz ze struktury dostaw gazu na rynek. Na wykresie przedstawionym na rysunku 1 zaprezentowano zużycie gazu w Polsce, w rozbiciu na wydobycie krajowe i import, w latach 1995-2018. Przedstawiony wykres potwierdził szybki wzrost zapotrzebowania na gaz w ostatnich latach. Dodatkowo wykres pokazał, że począwszy od 2012 roku krajowe wydobycie gazu ziemnego systematycznie spadało-z wielkości 4,3 mld m 3 do 3,8 mld m 3. W związku z tym rosnące zapotrzebowanie na gaz jest zaspokajane dodatkowym jego importem. W roku 2018 wielkość importu gazu ziemnego wynosiła około 14,5 mld m 3. Obecnie około 79% całkowitego zużycia gazu pokrywane jest importem. W artykule podkreślono, że szybko rosnący import gazu generuje zapotrzebowanie na nowe pojemności czynne PMG. Głównym celem publikacji jest znalezienie odpowiedzi na pytanie, jakie parametry powinien posiadać nowo projektowany podziemny magazyn gazu, aby mógł spełnić obecne wymagania rynku gazowniczego w Polsce. W celu określenia pożądanych przez rynek parametrów PMG przeanalizowano koszty świadczenia usług magazynowania gazu w Polsce. Przeprowadzona analiza wykazała dużą rozpiętość tych kosztów. Generalnie wszystkie usługi magazynowania gazu można podzielić na usługi magazynowania na warunkach ciągłych oraz usługi magazynowania gazu na warunkach przerywanych. Usługi magazynowania gazu na warunkach ciągłych gwarantują dostawy gazu bez względu na warunki rynkowe i dlatego są znacząco droższe (389,1 zł/1000 m 3) od usług przerywanych (107,5 zł/1000 m 3). Tak znacząca różnica w kosztach wynika między innymi z tego, że na bazie usługi ciągłej można ustanowić zapas obowiązkowy, wymagany od importerów gazu prowadzących działalność w Polsce. W publikacji przedstawiono konsekwencje szybkiego wzrostu ilości importowanego gazu. Wzrost ten wpłynął na rosnącą wielkość zapasu obowiązkowego. W latach 2017-2019 wzrosła ona o około 56% (z 8,5 TWh do 13 TWh). W związku z tym parametry budowy przyszłego PMG powinny uwzględniać bieżące warunki rynkowe. Duża różnica pomiędzy kosztami usług magazynowych ma znaczący wpływ na przychody z usług magazynowania gazu. W związku z tym procedura określania najkorzystniejszych parametrów pracy PMG powinna uwzględniać nie tylko ograniczanie kosztów budowy i eksploatacji magazynów gazu, ale również maksymalizację przychodów z usług magazynowania. W związku z tym parametry budowy przyszłego PMG powinny uwzględniać bieżące warunki rynkowe. W celu określenia preferowanych parametrów budowy i eksploatacji podziemnych magazynów gazu przeprowadzono analizę budowy nowego PMG w przykładowym sczerpanym złożu gazu ziemnego. Obliczenia wykonano dla pięciu wybranych różnych wielkości pojemności czynnej. Dla każdej pojemności czynnej przeprowadzono obliczenia dla trzech czasów sczerpania całej pojemności (80, 100...

Pomimo wielu wysiłków organizacji pozarządowych i zwiększającej się z upływem czasu świadomości ludzi stan jakości powietrza w wielu polskich miastach nie uległ poprawie. Szacuje się, że z powodu zanieczyszczenia powietrza atmosferycznego Europejczycy żyją średnio o 9 miesięcy krócej. Z problemem tym zmagają się mieszkańcy dużych aglomeracji miejskich oraz małych miejscowości. Nawet jeśli w danej miejscowości nie są zlokalizowane zakłady przemysłowe emitujące szkodliwe substancje do atmosfery, to źródłem zanieczyszczeń utrzymujących się na niskich wysokościach są: miejskie kotłownie, domowe piece opalane węglem i transport samochodowy. Emisja zanieczyszczeń scharakteryzowana przez wymienione cechy nosi nazwę „niskiej emisji”. Jednym z ważniejszych zadań związanych z diagnozą i przeciwdziałaniem temu zjawisku jest ciągłe monitorowanie zanieczyszczenia powietrza poprzez rozlokowane na terenach miejskich urządzenia pomiarowe – sensory oraz lokalizowanie obszarów najbardziej zanieczyszczonych. Celem prezentowanej pracy było wykonanie analizy wyników pomiarów zanieczyszczeń powietrza pyłami zawieszonymi oraz opracowanie metody lokalizacji obszarów, w których znajdują się potencjalne źródła skażenia. Terenem badań był obszar miejski Krosna – miasta w południowo-wschodniej części Polski. Do przeprowadzenia wspomnianej analizy wykorzystano metody analizy geostatystycznej. Zasadnicza trudność w zrealizowaniu tak postawionego zadania polega na tym, że punkty pomiarowe, na podstawie których czerpiemy wiedzę o skażeniach, znajdują się w przypadkowo zlokalizowanych miejscach i nie są związane ze źródłami zanieczyszczeń. Wyniki rozkładów badanych parametrów, uzyskiwane metodą krigingu, mogą sugerować, że punkty pomiarowe reprezentują źródła. Tak jest w wielu przypadkach badań środowiskowych. Na przykład mierząc natężenie hałasu w obiektach przemysłowych, ustawia się mikrofony przy źródłach hałasu (silniki, wentylatory, pompy itp.) oraz w otoczeniu (aby zmierzyć propagację hałasu w miejscach oddalonych od jego źródeł). W przypadku badań zanieczyszczeń powietrza tak nie jest. Aby zobrazować różnice w uzyskanych (różnymi metodami) wynikach, posłużono się dwiema metodami geostatystycznej analizy danych: krigingiem i symulacją warunkową. Wykonano analizę wyników pomiarów zanieczyszczeń powietrza pyłami zawieszonymi (PM1, PM2,5 i PM10) na podstawie danych rzeczywistych pozyskanych z pomiarów wykonanych na terenie miasta Krosna. Wyznaczono rejony największego skażenia powietrza. Zobrazowano uzyskane wyniki w postaci map przestrzennych rozkładów poziomu zanieczyszczenia powietrza pyłami: PM1, PM2,5 oraz PM10. Wykazano, że metoda symulacji warunkowej pozbawiona jest wady lokalizowania obszarów najbardziej zanieczyszczonych w punktach pomiarowych i dlatego charakteryzuje się lepszą skutecznością (w porównaniu z krigingiem).

W 2020 r. Komisja Europejska (KE) ogłosiła strategię wodorową spójną z założeniami Europejskiego Zielonego Ładu. Strategia zakłada ograniczenie wykorzystania paliw kopalnych do produkcji energii i zastępowanie ich energią odnawialną (OZE), produkowaną głównie przez farmy wiatrowe oraz solarne. Sumaryczna moc uruchomionych instalacji fotowoltaicznych (PV) w Polsce w listopadzie 2021 r. osiągnęła wartość 7,1 GW. Obecnie największą elektrownią fotowoltaiczną w Polsce jest elektrownia o mocy 70 MW wybudowana przez ZE PAK w Brudzewie. Nadwyżki energii pochodzącej z OZE mogłyby zostać wykorzystane do produkcji tzw. zielonego wodoru. W publikacji przedstawiono wyniki analizy, której celem było określenie szacunkowych kosztów produkcji wodoru przez elektrolizer zasilany energią pochodzącą z farmy fotowoltaicznej (PV). W przeprowadzonej analizie założono, że wodór będzie produkowany przez elektrolizer PEM o mocy 2,5 MW. W związku z tym, że ilość produkowanej energii jest zmienna w czasie, to ilość produkowanego wodoru obliczono dla instalacji o mocy zmieniającej się w zakresie 7–11 MW. Zakres minimalny wielkości instalacji był tak dobrany, aby w czerwcu (najlepszym miesiącu dla fotowoltaiki w Polsce) elektrolizer mógł pracować z całą mocą. Natomiast górny zakres mocy instalacji, wynoszący 11 MW, został określony w taki sposób, aby elektrolizer pracował z maksymalną mocą od marca do października. Obliczenia wykazały, że instalacja o mocy 7 MW pozwoli wyprodukować około 1,34 mln mn3 wodoru, podczas gdy instalacja o mocy 11 MW może wyprodukować około 1,7 mln mn3 wodoru. W dalszej kolejności obliczono nakłady inwestycyjne dla wszystkich wariantów budowy instalacji fotowoltaicznej. Koszt budowy instalacji o mocy 7–11 MW zmieniał się w przedziale 34,4–44,7 mln zł. Natomiast roczne koszty operacyjne eksploatacji instalacji o mocy 7–11 MW zmieniały się w przedziale 1,19–1,4 mln zł. W dalszej kolejności obliczono koszt wyprodukowania 1 mn3 wodoru, zakładając eksploatację całej instalacji przez 20 lat. Koszt produkcji 1 mn3 wodoru uzyskano dzieląc sumę zdyskontowanych kosztów inwestycyjnych i operacyjnych, uzyskaną w okresie 20 lat, przez sumę zdyskontowanej ilości wyprodukowanego wodoru. Obliczenia wykazały, że optymalna instalacja PV dla elektrolizera o mocy 2,5 MW posiada moc 9 MW. Koszt produkcji wodoru obliczony dla instalacji PV o mocy 9 MW wyniósł 3,17 zł/n3