Comparative experiment study on nitrogen injection and free desorption of methane-rich bituminous coal under triaxial loading

• Autorzy: Zhang L. , Ye Z. , Tang J. , Hao D. , Zhang C.

Identyfikatory

DOI

10.1515/amsc-2017-0062

Warianty tytułu

PL

Eksperymenty i badania porównawcze efektów wstrzykiwania azotu i swobodnej desorpcji na węglu bitumicznym o wysokiej zawartości metanu w warunkach obciążeń trójosiowych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

As a kind of associated geological gas, coalbed methane (CBM) is mainly adsorbed in the coal seam. The coal-methane adsorption phenomenon can be described by Langmuir monolayer adsorptio n model, BET multilayer adsorption model and the Theory of Volume Filling of Micropore (TVFM), whereas the binary gas adsorption phenomenon can be described by the extended Langmuir Model. For the CBM in the low permeability coal seam, the amount of gas released by direct drainage is relatively limited, which cannot eliminate the gas explosion and outburst hazards. Gas injection is an effective method to promote methane drainage. In this paper, the free desorption and nitrogen injection displacement experiments are comparatively analyzed, which allows verifying the effectiveness of nitrogen injection’s enhancement to gas drainage. The experiment of injecting nitrogen gas into the coal body shows that the coal fracture can be maintained or expanded by the injected gas pressure so that more methane can be released. The nitrogen injection has a higher time efficiency than that of free desorption as well. The displacement ratio of N2/CH4 is in the range of 1-3. Both the injection pressure and confining pressure affect the displacement ratio. The analysis of the desorbed gas components shows that the relationship between the methane component and gas flooding time is an “inverted S” shape curve, and the appropriate time for the methane collection can be inferred by the time interval of the rapid decline of the curve.

PL

Metan zawarty w złożu węgla występuje w głównej mierze w postaci zaadsorbowanej, jako gaz związany. Zjawisko adsorpcji metanu na węglu opisuje model adsorpcji jednowarstwowej Langmuira, model adsorpcji wielowarstwowej BET oraz teoria objętościowego wypełniania mikroporów. Z kolei procesy desorpcji mieszanin dwóch gazów opisuje rozszerzony model Langmuira. W przypadku metanu zawartego w złożu węgla o niskiej przepuszczalności, ilość gazu uwalnianego poprzez proste odgazowanie jest ograniczona i wciąż nie eliminuje ryzyka wybuchu gazu oraz wyrzutu skał i gazu. Wstrzykiwanie gazów jest jedną ze skutecznych metod odgazowania. W pracy tej przeprowadzono badanie porównawcze rezultatów swobodnej desorpcji gazu oraz wstrzyknięcia do złoża azotu, w celu zademonstrowania skuteczności odgazowania poprzez wprowadzenie azotu. Eksperyment polegający na wstrzykiwaniu azotu do calizny węglowej pokazuje możliwość zachowania lub powiększenia pęknięć w strukturze węgla pod działaniem ciśnienia wstrzykiwanego gazu, co umożliwi uwolnienie większych ilości metanu. Ponadto, wprowadzenie azotu okazuje się rozwiązaniem skuteczniejszym w dłuższym okresie czasu niż swobodna desorpcja. Stosunek wypierającego metan N2 do CH4 wynosi w przybliżeniu 1:3. Zarówno ciśnienie wstrzykiwanego gazu jak i wielkość ciśnienia złożowego mają wpływ na tempo wypierania metanu przez azot. Analiza składników desorbowanego gazu wskazuje, że zależność ilości metanu od czasu wypływu gazu opisywana jest na wykresie krzywą w postaci odwróconej litery S, zaś odpowiedni czas na odzysk metanu odczytujemy jako przedział odpowiadający nagłemu obniżeniu widocznemu na wykresie.

Słowa kluczowe

EN

gas injection; methane; displacement ratio; free desorption

PL

wstrzykiwanie gazu; metan; tempo wypierania; swobodna desorpcja

• Wydawca: Instytut Mechaniki Górotworu PAN
• Czasopismo: Archives of Mining Sciences
• Rocznik: 2017
• Tom: Vol. 62, no. 4
• Strony: 911--928
• Opis fizyczny: Bibliogr. 27 poz., rys., tab., wykr.

Twórcy

autor

Zhang L.

• Key Laboratory of Deep Coal Resource Mining (Ministry of Education of China), School of Mines, State Key Laboratory of Coal Resources and Safe Mining, Chinauniversity of Mining & Technology, Xuzhou, Jiangsu 221116, China

autor

Ye Z.

• Key Laboratory of Deep Coal Resource Mining (Ministry of Education of China), School of Mines, State Key Laboratory of Coal Resources and Safe Mining, Chinauniversity of Mining & Technology, Xuzhou, Jiangsu 221116, China

autor

Tang J.

• School of Safety Engineering, Chinauniversity of Mining & Technology, Xuzhou, Jiangsu 221116, China

autor

Hao D.

• Key Laboratory of Deep Coal Resource Mining (Ministry of Education of China), School of Mines, State Key Laboratory of Coal Resources and Safe Mining, Chinauniversity of Mining & Technology, Xuzhou, Jiangsu 221116, China

autor

Zhang C.

• Key Laboratory of Deep Coal Resource Mining (Ministry of Education of China), School of Mines, State Key Laboratory of Coal Resources and Safe Mining, Chinauniversity of Mining & Technology, Xuzhou, Jiangsu 221116, China

Bibliografia

• [1] Busch A., Gensterblum Y., Krooss B.M., & Siemons N., 2006. Investigation of high-pressure selective adsorption/desorption behaviour of CO2, and CH4, on coals: an experimental study. International Journal of Coal Geology, 66 (1-2), 53-68.
• [2] Busch A., Gensterblum Y., Krooss B.M., 2003. Methane and CO2, sorption and desorption measurements on dry argonne premium coals: pure components and mixtures. International Journal of Coal Geology, 55 (2), 205-224.
• [3] Fang Z., 2009. Mechanisms and experiment study of gas mixture enhanced coalbed methane recovery technology. (Doctoral dissertation, Institute of Rock and Soil Mechanics, Chinese Academy of Sciences).
• [4] Fang Z., Li X., & Wang G.G.X., 2013. A gas mixture enhanced coalbed methane recovery technology applied to underground coal mines. Journal of Mining Science, 49 (1), 106-117.
• [5] Harpalani S., And B.K.P., Dutta P., 2006. Methane/ CO2 sorption modeling for coalbed methaneCBM production and CO2 sequestration. Energy & Fuels, 20 (4), 1591-1599.
• [6] Kotarba M.J., 2001. Composition and origin of coalbed gases in the upper silesian and lublin basins, Poland. Organic Geochemistry, 32 (1), 163-180.
• [7] Langmuir I., 1918. The adsorption of gases on plane surfaces of glass, mica and platinum. Journal of the American Chemical society, 40 (9), 1361-1403.
• [8] Liang W., Di W.U., Zhao Y., 2010. Experimental study of coalbeds methane replacement by carbon dioxide. Chinese Journal of Rock Mechanics & Engineering, 29 (4), 665-673.
• [9] Lowell S., Shields J.E., 2013. Powder surface area and porosity (Vol. 2). Springer Science & Business Media.
• [10] Murray D.K., 1991. Coalbed methane; natural gas resources from coal seams. Geology in Coal Resource Utilization. United States: Tech Books, 97-103.
• [11] Oudinot A.Y., Schepers K.C., Reeves S.R., 2007. Gas injection and breakthrough trends as observed in ECBM sequestration pilot projects and field demonstrations. In Proceedings of the international coalbed methane symposium (pp. 24-25).
• [12] Pan Z., Connell L.D., 2007. A theoretical model for gas adsorption-induced coal swelling. International Journal of Coal Geology, 69 (4), 243-252.
• [13] Reeves S.R., Davis D., Oudinot A., 2004. A technical and economic sensitivity study of enhanced coalbed methane recovery and carbon sequestration in coal. DOE (March 2004). See: http://www.coal-seq.com/Proceedings2004/TOPICALREPORT_Sensitivity_Study.pdf.
• [14] Reeves S., Oudinot A., 2004. The Tiffany Unit N2-ECBM Pilot: A Reservoir Modeling Study. Advanced Resources International, Incorporated.
• [15] Saghafi A., Faiz M., Roberts D., 2007. CO2 storage and gas diffusivity properties of coals from Sydney basin, Australia. International Journal of Coal Geology, 70 (1-3), 240-254.
• [16] Sayyafzadeh M., Keshavarz A., 2016. Optimisation of gas mixture injection for enhanced coalbed methane recovery using a parallel genetic algorithm. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 33, 942-953.
• [17] Scott A.R., 2002. Hydrogeologic factors affecting gas content distribution in coal beds. International Journal of Coal Geology, 50 (1-4), 363-387.
• [18] Shimada S., Li H., Oshima Y., Adachi K., 2005. Displacement behavior of CH4, adsorbed on coals by injecting pure CO2, N2, and CO2-N2 mixture. Environmental Geology, 49 (1), 44-52.
• [19] Smith J.W., Pallasser R.J., 1996. Microbial origin of Australian coalbed methane. AAPG bulletin, 80 (6), 891-897.
• [20] Tao M., Wang W., Li J. et al., 2005. Secondary biogenic coalbed methane found in some coal fields in China. Chinese Science Bulletin. 50 (b10), 14-18.
• [21] Wang L., Wang Z., Li K., Chen H., 2015. Comparison of enhanced coalbed methane recovery by pure N2 and CO2 injection: Experimental observations and numerical simulation. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 23, 363-372.
• [22] Yang H., Wei C., Wang Z., Yang T., 2010. Numerical simulation of coal-bed methane displacement by underground gas injection based on multi-physics coupling. Journal of China Coal Society, 35 (s1), 109-114.
• [23] Yi J., Akkutlu I. Y., Karacan C.Ö., Clarkson C.R., 2009. Gas sorption and transport in coals: a poroelastic medium approach. International Journal of Coal Geology, 77 (1-2), 137-144.
• [24] Zhang H., Wang T., Wei P., & Zhang J., 2007. Study on the origins of coal-bed gas. Acta Petrolei Sinica, 28 (2), 29-34.
• [25] Zhang L., Aziz N., Ren T., Nemcik J., Tu S., 2014. Influence of coal particle size on coal adsorption and desorption characteristics. Archives of Mining Sciences, 59 (3), 807-820.
• [26] Zhang L., Aziz N., Ren T., Nemcik J., Tu S., 2015. Nitrogen injection to flush coal seam gas out of coal: an experimental study. Archives of Mining Sciences, 60 (4), 1013-1028.
• [27] Zhang L., Zhang C., Tu S., Tu H., Wang C., 2016. A study of directional permeability and gas injection to flush coal seam gas testing apparatus and method. Transport in Porous Media, 111 (3), 573-589.

Uwagi

PL

Opracowanie rekordu w ramach umowy 509/P-DUN/2018 ze środków MNiSW przeznaczonych na działalność upowszechniającą naukę (2018)