Discrepancies in the assessment of CO2 storage capacity and methane recovery from coal with selected equations of state. Part II. Reservoir simulation

• Autorzy: Lutynski M. A. , Battistutta E. , Bruining H. , Wolf K. A. A.

Warianty tytułu

PL

Rozbieżności w ocenie ilości składowanego CO2 i odzysku metanu z pokładu węgla jako wynik zastosowania wybranych równań stanu gazu. Część II, Symulacje złożowe

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Enhanced Coalbed Methane is a technology that helps mitigate CO2 emissions and at the same time recover methane from coal seams. Usually CO2 in coalbeds is stored under supercritical conditions and adsorption, as a crucial parameter, is responsible for the capacity of coalbed to store CO2. In the first part of this study three equations of state with the same set of experimental data were tested. In this study Langmuir parameters serve as an input data for the reservoir simulator. A sensitivity study for the two sets of Langmuir parameters and two permeability values was performed. Although differences in the results of simulation with Langmuir parameters calculated with PR and SW seem to be insignificant, on a larger field scale these discrepancies can be noteworthy. Improper calculation of sorption data may lead into a significant mismatch with field production.

PL

Intensyfikacja wydobycia metanu z pokładu węgla za pomocą zatłaczania dwutlenku węgla jest technologią, która nie tylko przyczynia się do zwiększenia uzysku tego surowca energetycznego ale jednocześnie zmniejsza emisję CO2. Pojemność pokładu węglowego jako zbiornika CO2 wyznacza się na podstawie badań sorpcji w laboratorium. Zaadsorbowany w matrycy węglowej CO2 znajduje się w stanie krytycznym i pomiar jego sorpcyjności jest istotnym czynnikiem, który determinuje wykorzystanie danego pokładu węgla jako zbiornika tego gazu. W pierwszej części studium dokonano analizy wpływu zastosowanego trzech równań stanu gazu tj. równania Penga-Robinsona (PR), równania Soave-Redlicha- Kwonga (SRK) oraz bardzo dokładnego równania stanu gazu dla CO2 Spana i Wagnera (SW), jako równania referencyjnego na obliczenie pojemności sorpcyjnej tego gazu na węglu na podstawie tych samych danych eksperymentalnych. Wyznaczone parametry Langmuira posłużyły jako dane wejściowe do symulatora złożowego. W celu określenia wpływu obliczonych parametrów Langmuira na uzysk metanu wykorzystano symulator złożowy ECLIPSE 300 z opcją Coalbed Methane. Symulacje przeprowadzono dla dwóch wartości przepuszczalności pokładu węgla: 1.5 md reprezentującej niskoprzepuszczalne węgle europejskie oraz 20 md reprezentującej wysokoprzepuszczlane węgle północnoamerykańskie. Z przeprowadzonych analiz wynika, że wyznaczenie parametrów izotermy Langmuira dla danych obliczonych za pomocą równania stanu gazu PR zawyża dzienny uzysk gazu w początkowym okresie produkcji w przypadku pokładu o przepuszczalności 1.5 md, natomiast w przypadku pokładu o przepuszczalności 20 md produkcja w początkowym okresie jest zaniżona. Pomimo, że różnice w uzysku gazu dla parametrów Langmuira obliczonych z równania PR i SW wydają się być niewielkie w przypadku większej skali rozpatrywanego problemu różnica ta może być znacząca.

Słowa kluczowe

EN

enhanced coalbed methane; carbon dioxide sequestration; equation of state; sorption in coal

PL

intensyfikacja wydobycia metanu; sekwestracja dwutlenku węgla; równanie stanu gazu; sorpcja na węglu

• Wydawca: Oficyna Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej
• Czasopismo: Physicochemical Problems of Mineral Processing
• Rocznik: 2011
• Tom: Vol. 47
• Strony: 207--212
• Opis fizyczny: Bibliogr. 8 poz.

Twórcy

autor

Lutynski M. A.

autor

Battistutta E.

autor

Bruining H.

autor

Wolf K. A. A.

• Silesian University of Technology , Gliwice, Poland.,

Bibliografia

• 1. Durucan S., Ahsanb M. and Shia J.Q. (2009). Matrix shrinkage and swelling characteristics of European coals. Energy Procedia Vol. 1, Issue. 1. p. 3055-3062.
• 2. Hower T.L. (2003). Coalbed Methane Reservoir Simulation: An Evolving Science. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, Colorado, Society of Petroleum Engineers.
• 3. Jessen K., Lin W. and Kovscek A.R. (2007). Multicomponent sorption modeling in ECBM displacement calculations. SPE-110258. Proceedings - SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, CA, November 11 - 14, 2007
• 4. Law D.H.-S., Meer L.G.H.v.d. and Gunter W.D. (2002). Numerical Simulator Comparison Study for Enhanced Coalbed Methane Recovery Processes, Part I: Pure Carbon Dioxide Injection. SPE Gas Technology Symposium. Calgary,
• 5. Alberta, Canada, Copyright 2002, Society of Petroleum Engineers Inc. Lutyński M., Battistutta E., Bruining H., Wolf K-H.A.A. (2011). Discrepancies in the assessment of CO2 storage capacity and methane recovery from coal with selected Equations of State. Part I - Experimental isotherm calculation. Physicochemical Problems of Mineral Processing 47, 159-168.
• 6. Mazumder S. and Wolf K.H. (2008). Differential swelling and permeability change of coal in response to CO2 injection for ECBM. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition 2008 - "Gas Now: Delivering on Expectations".
• 7. Palmer I. and Mansoori J. (1998). How Permeability Depends on Stress and Pore Pressure in Coalbeds: A New Model. SPE Reservoir Engineering (Society of Petroleum Engineers) 1(6): 539-543.
• 8. Wei X.R., Wang G.X., Massarotto P., Golding S.D. and Rudolph V. (2007). A Review on Recent Advances in the Numerical Simulation for Coalbed-Methane-Recovery Process. SPE Reservoir Evaluation & Engineering 10(6): pp. 657-666.