Porównanie modeli matematycznych umożliwiających szacowanie przepuszczalności względnej węgli na podstawie ciśnień kapilarnych

• Autorzy: Wartak J.

Warianty tytułu

EN

Comparison of mathematical models enabling estimation the relative permeability of the coal based on capillary pressure

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Zrozumienie mechanizmów rządzących przepływem w węglu, pozwala na poprawne określenie możliwości transportu i magazynowania metanu w złożach węgla. Przepływ płynów w ośrodku porowatym zależy w głównej mierze od ciśnienia kapilarnego oraz przepuszczalności względnej. Znajomość tych parametrów jest więc niezbędna przy opisywaniu przepływu wody i gazu poprzez system spękań w pokładach węgla. Badania krzywych ciśnień kapilarnych wykonuje się w celu określenia parametrów wykształcenia przestrzeni porowej skał (wielkości promienia, kształtu oraz wzajemnego połączenia między sobą porów o różnych promieniach). Na podstawie krzywych ciśnień kapilarnych można również wyznaczyć wartość przepuszczalności względnej dla wody Krw i gazu Krg.Wyznaczenie własności petrofizycznych węgli kamiennych na podstawie badań laboratoryjnych wymaga doboru odpowiedniego modelu charakteryzującego ten ośrodek skalny. W pracy dokonano analizy opisanych w literaturze modeli pozwalających na wyznaczenie przepuszczalności względnych węgli na podstawie krzywych ciśnień kapilarnych. Stwierdzono, że model zaproponowany przez Chen’a i współpracowników (2012) najlepiej opisuje przepuszczalność względną węgli kamiennych. Wskazano również elementy modelu, które powinny być poddane weryfikacji. Właściwości petrofizyczne węgli kamiennych zależą od składu petrograficznego węgla oraz stopnia jego uwęglenia. W celu doboru prawidłowego modelu przepuszczalności względnej koniecznym jest uwzględnienie typu petrograficznego badanych węgli kamiennych. Poprawny opis przepuszczalności względnych może wymagać również modyfikacji wybranego modelu, która pozwoli na wyznaczenie wartości przepuszczalności względnych jak najbardziej zbliżonych do ich wartości rzeczywistych.

EN

Understanding the mechanisms ruling the flow in carbon, enables the correct estimation of the possibility of transport and storage of methane in coal deposits. The flow of fluids in porous media depends largely on the capillary pressure and relative permeability. Knowledge of these parameters is therefore essential in describing the flow of water and gas through a system of fractures (called the cleats) in coal seams. The research of capillary pressure curves is performed to determine the parameters of the formation of pore space of rocks (radius size, shape and interconnection between pores with different radii). On the basis of capillary pressure curves, relative permeability value for water (Krw) and gas (Krg) can also be determined. Designation of petrophysical properties of coals on the basis of laboratory tests requires selection of an appropriate model characterizing this medium. The study analyzes models described in the literature allowing for the determination of relative permeability of coals based on capillary pressure curves. The model proposed by Chen et al. (2012) describes the relative permeability of coals most accurately. The elements of the model that should be verified were indicated. Petrophysical properties of coals depend on coal petrographic composition and its degree of coalification. In order to select the correct model of relative permeability it is necessary to take into account the petrographic type of coals. Correct description of the relative permeability may also require modification of the chosen model which will allow to determine the relative permeability values as much approximate to their factual values as possible.

Słowa kluczowe

PL

węgiel; właściwości petrofizyczne; charakterystyka przestrzeni porowej; modele przepuszczalności względnej

EN

coal; petrophysical properties; pore volume characteristics; relative permeability models

• Wydawca: Stowarzyszenie Inżynierów i Techników Górnictwa
• Czasopismo: Przegląd Górniczy
• Rocznik: 2015
• Tom: T. 71, nr 12
• Strony: 76--81
• Opis fizyczny: Bibliogr. 13 poz.

Twórcy

autor

Wartak J.

• AGH w Krakowie

Bibliografia

• 1. Brooks, R.H., Corey, A.T.: Properties of porous media affecting fluid flow. Journal of Irrigation and Drainage Engineering 1966 vol. 92, nr 2, s. 61–90.
• 2. Burdine N. T.: Relative permeability calculations from pore-size distribution data. Journal of Petroleum Technology 1953 vol 5, nr 3, s.71–78.
• 3. Chen, D., Pan, Z., Liu, J., Connell, L.D.: An improved relative permeability model for coal reservoirs. International Journal of Coal Geology 2013 vol. 109-110, s. 45-57.
• 4. Gates, J.I., Leitz, W.J.: Relative permeabilities of California cores by the capillary pressure method. American Petroleum Institute (API) Meeting, Los Angeles, California, May 1950 .
• 5. Li K., and Horne R. N.: Comparison of methods to calculate relative permeability from capillary pressure in consolidated water-wet porous media, Water Resour. Res. 2006 vol. 42.
• 6. Myśliwiec M.: Modelowanie i symulacja złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. „Przegląd Geologiczny” 1997, vol. 45, no 4.
• 7. Ohen, H., Amaefule, J., Hyman, L., Daneshjou, D., Schraufnagel, R.: A Systems Response Model for Simultaneous Determination of Capillary Pressure and Relative Permeability Characteristics of Coalbed Methane. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, 6–9 October 1991.
• 8. Peters E. J.: Advanced Petrophysics: Dispersion, Interfacial Phenomena/Wettability, Capillarity/Capillary Pressure, Relative Permeability. Wyd. 1. Austin TX. Live Oak Book Company 2012.
• 9. Purcell, W.R.: Capillary Pressures–Their Measurement Using Mercury and the Calculation of Permeability Therefrom. Journal of Petroleum Technology 1949 vol. 1, nr 2, s. 39–4.
• 10. Such P.: Nowoczesne metody badania właściwości petrofizycznych skał oraz możliwości zastosowania otrzymanych wyników w badaniach diagenezy. „Przegląd Geologiczny” 1997, vol. 45, nr 8.
• 11. Seidle, J.P., Jeansonne, M.W., Erickson, D.J: Application of matchstick geometry to stress dependent permeability in coals. SPE Rocky Mountain Regional Meeting, Casper, Wyoming, May 1992.
• 12. Wang G. X., Massarotto P., Rudolph V.: An improved permeability model of coal for coalbed methane recovery and CO2 geosequestration. International Journal of Coal Geology 2009, nr 77, 127-136.
• 13. Zawisza L., Nowak J.: Metodyka określania parametrów filtracyjnych skał na podstawie kompleksowej analizy danych geofizyki otworowej. Wyd. 1. Wydawnictwa AGH, Kraków 2012.