(Escuela de Ingeniería del Petróleo, Universidad China Youshi (Este de China), Qingdao, Shandong 266555)
Resumen: El actual cuello de botella que restringe el desarrollo de metano de carbón en mi país es la baja producción de pozos individuales Los beneficios económicos son escasos, y aumentar la producción de pozos individuales de metano de yacimientos de carbón en mi país es un problema urgente que debe resolverse. La inyección de gas para aumentar la producción es una tecnología que aumenta la producción y mejora la recuperación de metano de las capas de carbón. El principio es inyectar otros gases (CO2, N2 o gases mixtos) en la veta de carbón para competir con el metano por la adsorción o reducir la presión parcial efectiva del metano, promoviendo así la desorción del metano en la veta de carbón. Esta tecnología puede garantizar la energía de la veta de carbón, es beneficiosa para la producción de metano, puede aumentar en gran medida la producción de un solo pozo y la tasa de recuperación de metano de la veta de carbón y extender el ciclo de extracción del campo de metano de la veta de carbón. Este artículo revisa el estado actual de la investigación de los mecanismos de estimulación de la producción de inyección de gas, las pruebas de minas en interiores y las simulaciones numéricas en el país y en el extranjero, resume las principales dificultades existentes en este campo y espera con interés la dirección de futuras investigaciones.
Palabras clave: metano de yacimientos de carbón; inyección de gas; desorción; simulación numérica
El desplazamiento por inyección de gas CBM tiene un efecto beneficioso para todos al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y mejorar la recuperación de metano de yacimientos de carbón. En comparación con los métodos tradicionales de minería por agotamiento de la presión del yacimiento, la inyección de gas puede mantener la energía de la formación, extender la vida útil de los pozos de metano en lechos de carbón y mejorar la recuperación [1]. Esta tecnología también es adecuada para el desarrollo de metano en capas de carbón en vetas profundas de carbón blando de baja permeabilidad. Por lo tanto, la investigación relacionada sobre la tecnología de desplazamiento de gas metano en capas de carbón ha recibido amplia atención por parte de los principales países desarrollados del mundo.
1 Mecanismo de inyección de gas para desplazar el metano de las capas de carbón
El carbón es un material sólido orgánico con poros muy desarrollados. La adsorción de gas en la superficie del carbón es esencialmente una adsorción física, en la que las fuerzas de Van der Waals desempeñan un papel importante. La diferencia en la capacidad de adsorción de diferentes gases en la superficie del carbón se debe principalmente a la diferencia en las fuerzas intermoleculares. Cunningham [2] y Parkash [3] creían que esta fuerza está relacionada con los puntos de ebullición de varios adsorbentes bajo la misma presión. Cuanto mayor es el punto de ebullición, mayor es la capacidad de adsorción. Por lo tanto, la capacidad de adsorción del carbón a gas es: CO2>CH4>N2. Desde la perspectiva de la química cuántica, Jiang Wenping y otros [4] descubrieron que el potencial de adsorción del CO2 en la superficie del carbón es mayor que el del CH4, por lo que la capacidad de adsorción del CO2 es mayor que la del CH4. Marco Mazzotti [5] descubrió que el gas adsorbido hará que la roca de carbón se expanda y la cantidad de expansión es CO2>CH4>N2. Por lo tanto, inyectar CO2 para desplazar el metano del lecho de carbón reducirá significativamente la permeabilidad.
Más tarde, Yang Tao y otros [6] sugirieron inyectar CO2 supercrítico para extraer metano de las capas de carbón. El CO2 supercrítico puede competir con el CH4 por la adsorción en gas y, al mismo tiempo, puede extraer hidrocarburos menos polares y compuestos orgánicos lipídicos en el canal de percolación a fase líquida, aumentando así su porosidad y permeabilidad.
La capacidad de adsorción del N2 es más débil que la del CH4 [7], por lo que el mecanismo de desplazamiento del N2 del metano de las capas de carbón es diferente al del desplazamiento del CO2 (Figura 1). Después de la inyección de N2, se puede reducir la presión parcial de CH4 y se puede promover la desorción de CH4. Después de que el N2 reemplace al CH4, la roca de carbón se contraerá y la permeabilidad aumentará. Esto ha sido confirmado por la prueba de inyección de agua en un solo pozo en el área experimental de Felm Big Vaney [8] en Alberta, Canadá.
Figura 1 Diagrama esquemático de la inyección de CO2 y N2 para desplazar el metano de yacimientos de carbón.
En resumen, la tecnología de desplazamiento de CO2 es más adecuada para vetas de carbón no explotables y de alta permeabilidad, pero tiene ciertas limitaciones para vetas de carbón explotables y de baja permeabilidad en mi país. Además, el N2 tiene un coste relativamente bajo y es fácil de purificar. Por lo tanto, se recomienda utilizar gas mixto rico en N2 para desplazar y explotar el metano de capas de carbón de baja permeabilidad en mi país. Por un lado, aprovecha al máximo la alta capacidad de reposición del CO2 y, por otro lado, aprovecha al máximo el efecto de mejora de la penetración del N2.
Pruebas sobre extracción de metano en capas de carbón mediante inyección de gas
Se ha realizado una gran cantidad de pruebas en interiores y de campo sobre inyección de gas y extracción de metano en capas de carbón en el país y en el extranjero. Las pruebas en interiores se basan principalmente en la adsorción/desorción de gas, la deformación y la medición de la permeabilidad, mientras que las pruebas de campo se basan principalmente en el entierro de vetas de carbón con CO2 y el desplazamiento de gases mixtos de metano en lechos de carbón.
2.1 Prueba en interiores
La adsorción de gas por el carbón depende principalmente de sus propios factores, como la composición de la roca del carbón, la estructura física y química, el rango del carbón, el contenido de humedad, etc. Además, la temperatura y la presión también tienen una gran influencia en la adsorción de las rocas de carbón. Académicos nacionales y extranjeros han realizado una gran cantidad de estudios en profundidad sobre la adsorción de gases de un solo componente por el carbón [9 ~ 24].
En cuanto a la adsorción de gases mixtos multicomponentes por el carbón, los expertos y académicos nacionales y extranjeros [25 ~ 39] generalmente creen que cuando se adsorben gases multicomponentes, cada gas no se adsorbe de forma independiente, sino que se una combinación de diferentes gases. Hay adsorción competitiva entre ellos.
La isoterma de adsorción de gases binarios siempre está entre las isotermas de adsorción de gases componentes puros con capacidad de adsorción fuerte y capacidad de adsorción débil. La cantidad de adsorción de cada componente en el sistema mixto es menor que la adsorción individual de cada componente bajo la misma presión parcial. cantidad.
El procedimiento general para los experimentos de desplazamiento de inyección de gas en interiores es: la roca de carbón absorbe completamente el CH4 y luego inyecta otros gases. Puede bombear mientras inyecta, o puede inyectar primero y luego bombear, hasta que los otros gases estén completamente. competir con el metano por la adsorción y luego probar la cantidad y composición del gas producido y su relación con la presión de inyección de gas y el volumen de inyección de gas. Las investigaciones muestran que la relación de reemplazo de CO2/CH4 puede llegar a 1:7, N2/CH4 puede alcanzar 1:4 y el contenido inicial de metano en el gas producido es casi el 100%. Después de la penetración del gas inyectado, el contenido de metano disminuyó significativamente [40, 41].
2.2 Prueba de inyección de gas in situ
Estados Unidos, Canadá, Japón y la Unión Europea han realizado sucesivamente pruebas in situ de diferentes escalas de inyección de gas para desplazar el metano de yacimientos de carbón. . En 1993, BP Amoco de Estados Unidos llevó a cabo la primera prueba del mundo relacionada con la inyección de gas (83% N2 y 12% CO2) para mejorar la recuperación de petróleo en la Cuenca de San Juan [42]. En 1995, Estados Unidos inyectó dióxido de carbono puro y N2 puro en las vetas de carbón de Allison y Tiffany en la cuenca de San Juan [43]. Para probar la aplicabilidad de la tecnología ECBM en diferentes condiciones geológicas, Canadá lanzó un proyecto ECBM de CO2 a pequeña escala en la cuenca de Alberta [44] y la tasa de recuperación de petróleo mejoró significativamente. China y Canadá también realizaron conjuntamente una prueba piloto de ECBM de CO2 en el pozo TL-003 en la cuenca sur de Qinshui. Los datos de las pruebas muestran que la producción de gas aumenta significativamente y la producción de agua disminuye [45, 46]. Además, se llevaron a cabo pruebas de campo similares en Japón, Hokkaido y Polonia.
En la actualidad, los resultados de las pruebas de campo en varios países son satisfactorios. Después de la inyección de CO2, la producción del pozo de gas aumentó significativamente, pero la permeabilidad alrededor del pozo disminuyó después de la inyección de gas y se recuperó con el proceso de drenaje líquido. Por un lado, dado que la difusión del CO2 tiende a ser uniforme, ya no se acumula cerca del pozo como lo hacía en la etapa inicial de inyección, por otro lado, durante el proceso de drenaje, la presión del yacimiento disminuye y la matriz de carbón; se contrae, lo que resulta en un aumento de la permeabilidad.
3 Simulación numérica de la extracción de metano de yacimientos de carbón mediante inyección de gas
Las reglas de aparición y migración del gas inyectado y del metano de yacimientos de carbón en las vetas de carbón son la base teórica para la extracción de metano de yacimientos de carbón por inyección de gas. La esencia de la extracción de metano por inyección de gas de yacimientos de carbón es el proceso competitivo de adsorción, desorción y difusión del gas y metano inyectados en la veta de carbón, así como el proceso de filtración de múltiples fases de agua y gas. La migración de metano de capas de carbón en el proceso ECBM es un proceso muy complejo, que incluye adsorción, desorción, difusión y flujo de Darcy competitivos de metano de capas de carbón y gas inyectado. La adsorción y desorción de gas provocará la deformación por expansión y contracción de la roca de carbón, lo que provocará cambios en la estructura de los poros de la roca de carbón, lo que a su vez provocará cambios en el coeficiente de permeabilidad de la roca de carbón. Los cambios en la estructura de los poros de la roca de carbón y el coeficiente de permeabilidad a su vez afectan la aparición y el flujo de gas en la roca de carbón. Por lo tanto, el proceso ECBM es un proceso de acoplamiento multicomponente gas-agua-carbón-sólido. Debido a que el proceso es muy complejo, incluso si se establece un modelo matemático completo, es bastante difícil resolverlo. Por lo tanto, en la actualidad, los académicos nacionales y extranjeros, como Ekrem Ozdemir [47 ~ 50], Julio Manik, Seto, Wu Siyue y Sun Keming [50 ~ 52], al establecer modelos de procesos ECBM, generalmente hacen algunas suposiciones para simplificar la solución.
Los simuladores de metano de lecho de carbón convencionales generalmente pueden simular: (1) sistema de poros duales; (2) adsorción y difusión de gas de un solo componente en el sistema de poros (3) filtración de Darcy en el sistema de fractura; 4) Contracción de la roca de carbón causada por la desorción del gas adsorbido. La simulación del proceso ECBM también debe considerar: (1) la expansión del carbón causada por la adsorción de CO2; (2) la adsorción de gases mixtos (3) la difusión de gases mixtos (4) la adsorción no isotérmica causada por la diferencia de temperatura entre el gas inyectado y el; veta de carbón.
En vista de estas características del proceso ECBM, los simuladores ECBM actualmente ampliamente utilizados en el país y en el extranjero incluyen principalmente simuladores comerciales, como GEM, ECLIPSE, Sime11, COMET2, METSIM2 y simuladores no comerciales, como como GCOMP, TOUGH2, CBM-SIM, IPARS-CO2, etc. David H.-S. Law [53] realizó un estudio en profundidad sobre la simulación numérica del desplazamiento de inyección de gas de metano en capas de carbón e hizo una comparación detallada de los efectos de simulación de los simuladores anteriores. Consulte la Tabla 1 para conocer sus respectivas características funcionales.
Tabla 1 Características funcionales del software principal ECBM actual
4 Resumen
Basado en resultados de investigaciones nacionales y extranjeras, está plenamente demostrado que la inyección de gas puede mejorar las capas de carbón. Recuperación de metano. Viabilidad y principios. Sin embargo, la mayor parte del trabajo de investigación anterior se encuentra en la etapa de investigación puramente teórica y carece de una combinación de teoría y práctica. Se pueden estudiar más a fondo los siguientes temas:
(1) Estudio en profundidad de la adsorción competitiva. de gases multicomponente en muestras de carbón/ El efecto de desorción determina la relación entre la tasa relativa de adsorción (desorción) y la tasa de desplazamiento, la presión de equilibrio de adsorción, la presión parcial de cada gas componente y el tiempo.
(2) A través del experimento de filtración por desplazamiento de inyección de gas, se estudió la relación entre la tasa de recuperación de metano del lecho de carbón y el modo de inyección de gas, los componentes de la inyección de gas, el período de inyección de gas y la presión de inyección de gas.
(3) Estudiar la influencia del metamorfismo del carbón y su composición en el efecto de inyección de gas.
(4) Evaluar el efecto de inyección de gas de yacimientos de carbón a alta temperatura y alta presión.
(5) El método reticular de Boltzmann [54] y el método de dinámica molecular (MD) [55] se utilizan para simular el desarrollo de la inyección de gas.
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