Permeability and injectivity improvement in CO2 enhanced coalbed methane recovery : thermal stimulation of the near wellbore region

Non peer reviewedPublisher PD

Coal Bed Methane System Modeling - Reservoir, Wells and Surface Facilities

Imperial Users onl

Two Phase Relative Permeability of Gas and Water in Coal for Enhanced Coalbed Methane Recovery and CO2 Storage

Non peer reviewedPublisher PD

Mechanism conversion process and timeliness of N2-ECBM

Purpose. Based on the technology by which methane drainage is strengthened under gas injection, to examine the process of gas injection and the mechanism of action. Methods. Physical simulation experiment method, using the self-built coal seam and gas injection displacement experimental device, the experiment of layered pre-compression forming coal samples under vertical stress loading conditions and under the conditions of different gas injection pressures. Findings. The experiment on N2-ECBM is a dynamic process and has time effects. In the overall process, the rate of replacement was more than 60%, and the rate of displacement was less than 40%. Originality. According to the behavior of nitrogen injection in the coalbed, an assessment of displacement effects under gas injection and a quantitative evaluation of the replacement effect were presented. In every stage of the process, the replacement effect is dominant, while the role of displacement is of secondary importance. Practical implications. The experimental results have great guiding significance for optimization of gas parameters and gas source selection for gas injection flooding in underground coal seams.Мета. Вивчити процес вприскування газу у вугільний пласт й механізм його впливу на основі технології, яка дозволяє забезпечити дренаж метану, інтенсифікований за рахунок нагнітання газу. Методика. Використано експериментальний метод фізичного моделювання: була змонтована установка з моделлю вугленосного пласта для дослідження вприскування газу з метою витіснення метану. В експерименті попередньо стиснені зразки шаруватого вугілля піддавалися вертикальному навантаженню при тисках 200 кН, аналогічних тиску вприснутого газу. Газ для ін’єкцій вимірювався контролером масової витрати з максимальною швидкістю 5 л/хв, і через монітор контролювалися миттєвий і загальний потоки. В експерименті використано антрацит вугільної шахти Хуатай. Результати. Експериментальними дослідженнями встановлено, що концентрація і об’єм метану призводять до змін тиску, витрати і часу вприскування азоту, що свідчить про те, що процес заміщення метану вугільного пласта шляхом закачування азоту залежить від часу. Доведено, що експеримент з використанням технології N2-ECBM (інтенсивного вилучення вугільного метану) – це динамічний процес, в якому фактор часу відіграє вирішальну роль. Об’єм азоту, який залишається у вугіллі й витісняє метан, можна розглядати як кількісний вклад ефекту зміщення. Виявлено, що в результаті використання даної технології, рівень заміщення метану зріс більш, ніж на 60%; а рівень його витіснення – на 40%. Наукова новизна. Вивчено ефект витіснення метану при нагнітанні азоту у вугільний пласт з урахуванням поведінки газу у вугленосній товщі, а також дана кількісна оцінка ефекту заміщення, що чинить ключовий вплив на всіх стадіях процесу, в той час як роль витіснення – другорядна. Практична значимість. Результати експериментів мають принципове значення для оптимізації параметрів газу та для вибору джерела вприскування газу у вугільні пласти.Цель. Изучить процесс впрыскивания газа в угольный пласт и механизм его воздействия на основе технологии, которая позволяет обеспечить дренаж метана, интенсифицированный за счет нагнетания газа. Методика. Использован экспериментальный метод физического моделирования: была смонтирована установка с моделью угленосного пласта для исследования впрыскивания газа с целью вытеснения метана. В эксперименте предварительно сжатые образцы слоистого угля подвергались вертикальной нагрузке при давлениях 200 кН, аналогичных давлению впрыскиваемого газа. Газ для инъекций измерялся контроллером массового расхода с максимальной скоростью 5 л/мин, и через монитор контролировались мгновенный и общий потоки. В эксперименте использован антрацит угольной шахты Хуатай. Результаты. Экспериментальными исследованиями установлено, что концентрация и объем метана приводят к изменениям давления, расхода и времени впрыска азота, что свидетельствует о том, что процесс замещения метана угольного пласта путем закачки азота зависит от времени. Доказано, что эксперимент с использованием технологии N2-ECBM (интенсивного извлечения угольного метана) – это динамический процесс, в котором фактор времени играет решающую роль. Объем азота, который остается в угле и вытесняет метан, можно рассматривать как количественный вклад эффекта смещения. Выявлено, что в результате использования данной технологии, уровень замещения метана возрос более, чем на 60%; а уровень его вытеснения – на 40%. Научная новизна. Изучен эффект вытеснения метана при нагнетании азота в угольный пласт с точки зрения поведения газа в угленосной толще, а также дана количественная оценка эффекту замещения, оказывающему ключевое влияние на всех стадиях процесса, в то время как роль вытеснения – вторична. Практическая значимость. Результаты экспериментов имеют принципиальное значение для оптимизации параметров газа и для выбора источника впрыскивания газа в угольные пласты.The authors are grateful for the financial support from the Natural Science Foundation for the Youth of China (No. 51404091) and the PhD Foundation of Henan Polytechnic University (B2015-08)

Implementation of horizontal well CBM/ECBM technology and the assessment of effective CO2 storage capacity in a Scottish coalfield

Acknowledgements The authors wish to thank Composite Energy Ltd., the BG Group, Scottish Power and the Royal Bank of Scotland for their funding and contributions towards the research reported in this paper.Non peer reviewedPublisher PD

Evolution of pore structure, submaceral composition and produced gases of two Chinese coals during thermal treatment

This research was funded by the Research Program for Excellent Doctoral Dissertation Supervisor of Beijing (grant no. YB20101141501), the Fundamental Research Funds for Central Universities (grant no. 35832015136) and Key Project of Coal-based Science and Technology in Shanxi Province-CBM accumulation model and reservoir evaluation in Shanxi province (grant no. MQ2014-01).Peer reviewedPostprin

Research on Wellbore Quality Control Technology for Coalbed Methane Deviated Wells

AbstractDeviated well is one of the main well types to develop coalbed methane in China. It's been widely used by various coalbed methane companies in recent years. Compared with traditional oil and gas wells, coalbed methane wells are characterized by shallow depth and strict well spacing, which means higher wellbore quality control technology. Furthermore, coalbed methane wells are apt to produce coal dust during dewatering and coal dust causes serious abrasion of pipe and rod. It's required to improve wellbore quality. This paper analyzes the weakness of current wellbore quality control standard and technology for coalbed methane wells on the basis of the characterization of coaled methane wells and finds out the key factors that control wellbore quality of coalbed methane deviated wells. The technology is developed to improve wellbore quality of coalbed methane wells from trajectory design and real-time control. Through the on-site test in Baode block, Shanxi Province, the technology is further improved and it's confirmed by the test result that this technology can improve the wellbore quality of coalbed methane deviated wells. In addition, this paper also presents some good suggestions for compiling standard about wellbore quality control for coalbed methane deviated wells

Uncertainty quantification of coal seam gas production prediction using Polynomial Chaos

A surrogate model approximates a computationally expensive solver. Polynomial Chaos is a method to construct surrogate models by summing combinations of carefully chosen polynomials. The polynomials are chosen to respect the probability distributions of the uncertain input variables (parameters); this allows for both uncertainty quantification and global sensitivity analysis. In this paper we apply these techniques to a commercial solver for the estimation of peak gas rate and cumulative gas extraction from a coal seam gas well. The polynomial expansion is shown to honour the underlying geophysics with low error when compared to a much more complex and computationally slower commercial solver. We make use of advanced numerical integration techniques to achieve this accuracy using relatively small amounts of training data