PL176443B1

PL176443B1 - Sposób rozmieszczania dwutlenku węgla w złożu węglowym i równoczesnego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej formacji podziemnej

Info

Publication number: PL176443B1
Application number: PL95316630A
Authority: PL
Inventors: Joseph J. Chaback; Dan Yee; Jr Volz Richard F.; John P. Seidle; Rajen Puri
Original assignee: Amoco Corp
Priority date: 1994-04-01
Filing date: 1995-03-24
Publication date: 1999-05-31
Also published as: WO1995027123A1; CN1135782A; PL316630A1; CA2176588A1; AU692248B2; CN1091832C; CA2176588C; AU2193895A

Abstract

1. Sposób rozmieszczania dwutlenku wegla w zlozu weglowym i równoczesnego odzyskiwania metanu ze stalej weglowej formacji podziemnej, penetrowanej przez otwór tloczny i otwór produ- kcyjny, znamienny tym, ze a) tloczy sie plyn desorbujacy do formacji poprzez otwór tloczny, przy czym stosunek objeto- sciowy dwutlenku wegla do innych skladników tloczonego plynu desorbujacego jest równy B, b) wydobywa sie z formacji poprzez otwór produkcyjny, gazowy strumien wylotowy zawiera- jacy metan i dwutlenek wegla, w którym stosunek objetosciowy dwutlenku wegla do innych skladni- ków tloczonego plynu desorbujacego jest mniejszy niz B, oraz c) przerywa sie wydobywanie z formacji gazowego strumienia wylotowego, gdy stosunek objetosciowy dwutlenku wegla do innych skladni- ków tloczonego plynu desorbujacego wewnatrz gazowego strumienia wylotowego wydobywane- go w etapie b), jest wiekszy niz 0,5 B. FIG. 1 PL PL

Description

Przedmiotem wynalazku jest sposób rozmieszczania dwutlenku węgla w złożu węglowym i równoczesnego odzyskiwania metanu z tego złoża, który wykorzystuje zdolność stałych, węglowych formacji podziemnych do selektywnego sorbowania gazów, w celu rozdzielania mieszaniny płynów gazowych w obrębie formacji i do rozmieszczania silnie adsorbowanych gazów wewnątrz formacji. W szeregu procesach przemysłowych powstają strumienie odpadów zawierających różne płyny gazowe. Narastającym zagadnieniem jest to, że niektóre składniki strumieni wylotowych mogą powodować znaczne problemy środowiskowe i że z tego powodu strumienie te nie powinny być kierowane do atmosfery. Dwutlenek węgla jest związkiem, który jest składnikiem wielu strumieni wylotowych uwalnianych w procesach przemysłowych i którego wypuszczenie do atmosfery jest powodem wzrastającego zaniepokojenia.

Istnieją hipotezy, że dwutlenek węgla uwalniany do atmosfery działa jak gaz cieplarniany i że zbyt duże stężenie gazów cieplarnianych w atmosferze będzie powodować globalne ocieplenie. W odpowiedzi na te potencjalne zagrożenia szereg organów państwowych albo uchwaliło albo planuje uchwalić przepisy ograniczające ilość dwutlenku węgla, którą będzie można uwalniać do atmosfery. Przepisy te mogą ograniczać wiele przemysłów, ponieważ spalanie jakiegokolwiek paliwa węglowodorowego w powietrzu wytwarza strumień wylotowy zawierający dwutlenek węgla, azot oraz inne gazowe produkty spalania.

Mieszaninę gazów, która powstaje w wyniku spalania węglowodorów z tlenem lub powietrzem określa się w niniejszym jako spaliny. Skład chemiczny spalin zależy od wielu czynników, wliczając w to rodzaj spalanego węglowodoru, stosunek tlenu do paliwa w procesie spalania oraz temperaturę spalania, ale nie ograniczając się do nich. Oprócz dwutlenku węgla i azotu, spaliny mogą zawierać takie związki jak tlenek węgla, tlenki siarki, tlenki azotu oraz inne składniki. Uwalnianie tych związków do atmosfery podlega także wzrastającej, publicznej kontroli i jest przedmiotem zwiększającej się ilości przepisów państwowych.

Ponadto, dwutlenek węgla oprócz tego że jest produktem spalania węglowodoru, może wytwarzać się w procesach naturalnych oraz uwalniać do otoczenia w wyniku procesów innych niż spalanie. Na przykład, dwutlenek węgla tworzy się w termicznych i biogennych procesach, w wyniku których jak się sądzi, powstają takie węglowodory jak ropa

176 443 naftowa, gaz ziemny lub węgiel. Dwutlenek węgla odzyskiwany jest wraz z tymi węglowodorami i uwalniany do atmosfery na różnych etapach poprodukcyjnych.

Istnieje szereg typów handlowo dostępnych instalacji, które można zastosować do usuwania dwutlenku węgla ze strumieni gazowych. W jednej z powszechniej używanych instalacji stosuje się selektywny roztwór absorpcyjny na bazie aminy, w celu usunięcia dwutlenku węgla ze strumienia gazowego. Niestety, ten rodzaj instalacji nie toleruje wysokich poziomów zanieczyszczeń nierozpuszczalnych lub tlenków siarki. Zanieczyszczenia nierozpuszczalne powodują zatykanie się, zanieczyszczenie i występowanie erozji lub korozji w prowadzonym procesie, podczas gdy tlenki siarki, takie jak dwutlenek siarki (SO2), reagują nieodwracalnie ze stosowanym w instalacji roztworem aminy, tworząc produkty uboczne nie nadaje się do regeneracji. Dlatego też, w przypadku występowania zanieczyszczeń nierozpuszczalnych lub tlenków siarki, niezbędne jest stosowanie w procesie dodatkowych etapów, w celu usunięcia tlenków siarki i zanieczyszczeń nierozpuszczalnych przed etapem usuwania dwutlenku węgla ze strumienia gazowego. Te dodatkowe etapy procesu powodują skomplikowanie instalacji i wzrost jej kosztów.

Wzrastający niepokój związany z uwalnianiem do atmosfery dwutlenku węgla i innych związków, generuje zapotrzebowanie na sposoby usuwania tych związków. Ponieważ związki odpadowe często stanowią objętościowo większą część strumienia wylotowego, korzystne jest aby metody usuwania wykorzystywały w dowolny sposób większe strumienie wylotowe, w celu poprawienia wydajności całego procesu i/lub ułatwienia odzyskania wartościowego produktu dzięki temu procesowi i dodatkowo przewidziały usuwanie występującego w procesie dwutlenku węgla.

Korzystnie, sposoby winny umożliwiać łączne usuwanie zarówno dwutlenku węgla jak i innych zanieczyszczeń, bez konieczności stosowania etapu procesu do usuwania dwutlenku węgla oraz odmiennego, oddzielnego etapu procesu do usuwania innych zanieczyszczeń, takich jak tlenki siarki i tlenki azotu.

Poniższe terminy, użyte w opisie mają następujące znaczenia:

(a) adsorbant, jest to ta część mieszaniny płynów gazowych, która jest selektywnie adsorbowana przez materię węglową stałej, węglowej formacji podziemnej i która jest odzyskiwana z formacji gdy obniża się całkowite ciśnienie wewnątrz formacji;

(b) płaszczyzny łupliwości lub układ łupliwości, oznaczają naturalny układ szczelin wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej;

(c) złoże węglowe, zawiera jeden lub więcej pokładów węglowych w połączeniu płynowym między sobą;

(d) płyn desorbujący, obejmuje dowolny płyn lub mieszaninę płynów zdolnych do spowodowania desorpcji metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej;

(e) ciśnienie pękania formacji lub ciśnienie pękania, oznacza ciśnienie niezbędne do otworzenia formacji oraz wywołania i rozprzestrzeniania się pęknięć wzdłuż formacji;

(f) 'połowa długości szczeliny, jest to odległość mierzona wzdłuż szczeliny od odwiertu do końca szczeliny;

(g) selektywne sorbowanie, selektywnie sorbuje i selektywna sorpcja, odnoszą się do procesów które zachodzą wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej i które zmieniają względne proporcje składników płynu gazowego. Procesy te mogą zmieniać względne proporcje składników płynu gazowego na drodze rozdzielania równowagowego, rozdzielania kinetycznego, rozdzielania sterycznego i/lub innych dowolnych procesów fizycznych lub chemicznych albo łączonych procesów, które wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej będą selektywnie zmieniać wzajemne proporcje składników mieszaniny płynów gazowych. Wewnątrz formacji gazy sorbowane w materii węglowej formacji, będą wzbogacane we względnie silniej adsorbowane płynne składniki;

(h) rafinat, odnosi się do tej części mieszaniny płynów gazowych tłoczonej do stałej, węglowej formacji podziemnej, która nie jest selektywnie sorbowana w formacji;

(i) odzyskiwanie, oznacza kontrolowane gromadzie i/lub dysponowanie płynem, takie jak magazynowanie płynu w zbiornikach lub dystrybucja płynu rurociągiem. Odzyskiwanie jednoznacznie wyklucza odpowietrzanie płynu do atmosfery;

176 443 (j) ciśnienie złożowe, oznacza ciśnienie produktywnej formacji w pobliżu otworu, w czasie gdy otwór jest zamknięty. Ciśnienie złożowe może zmieniać się wzdłuż formacji. Ciśnienie złożowe może zmieniać się wzdłuż formacji. Ciśnienie złożowe formacji może także zmieniać się w czasie, podczas gdy płyn jest tłoczony do formacji i, gdy płyny wydobywa się z formacji;

(k) węglowa formacja podziemna oznacza zasadniczo stałą, węglową materię zawierającą metan, znajdującą się pod powierzchnią ziemi. Przyjmuje się że te materiały zawierające metan zostały wytworzone w wyniku termicznej i biogennej degradacji materii organicznej. Stałe węglowe formacje podziemne obejmują złoża węglowe i inne formacje węglowe, takie jak łupki antrium, węglowe i dewońskie. Formacje do których stosuje się wynalazek, są to formacje zubożone w odzyskiwany metan;

(l) sorpcja odnosi się do procesu w którym gaz zatrzymywany jest przez materiał węglowy, taki jak węgiel, który zawiera mikropory. Gaz zatrzymywany jest wewnątrz mikroporów materiału węglowego w fazie skondensowanej lub podobnej do ciekłej albo gaz może być chemicznie związany z materiałem węglowym; oraz (m) rozstawienie otworu lub rozstawienie jest to odległość w linii prostej pomiędzy poszczególnymi odwiertami - otworem produkcyjnym i otworem tłocznym, odległość mierzy się od miejsc gdzie odwierty przecinają przedmiotową formację.

Istota wynalazku

Jednym z przedmiotów wynalazku jest sposób rozmieszczania dwutlenku węgla wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej.

Innym przedmiotem wynalazku jest sposób rozmieszczania dwutlenku węgla wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej z równoczesnym odzyskiwaniem metanu z formacji.

Przedmiotem wynalazku jest również sposób rozmieszczania silnie adsorbowanego płynu wewnątrz stałej, węglowej formacji .podziemnej.

Jeszcze innym przedmiotem wynalazku jest sposób frakcjonowania mieszaniny płynów gazowych wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej.

Jeszcze innym przedmiotem wynalazku jest sposób frakcjonowania mieszaniny płynów gazowych, zawierających płyny względnie silniej adsorbowane oraz płyny względnie słabiej adsorbowane wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej, oraz odzyskiwania z formacji gazowego strumienia wylotowego, wzbogaconego w płyny względnie słabiej adsorbowane.

Dalszym przedmiotem wynalazku jest sposób wykorzystania odzyskanego wylotowego strumienia gazowego wzbogaconego w płyny względnie słabiej adsorbowane, w celu zwiększenia odzyskiwania metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej.

Przedmiotem wynalazku jest również sposób rozmieszczania niepotrzebnych płynów gazowych wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej, które zostały co najmniej częściowo zubożone w odzyskany metan.

Jeszcze innym przedmiotem wynalazku jest sposób rozmieszczania spalin wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej.

Następujące postacie wynalazku spełniają wymagania powyższych postaci wynalazku.

Przedmiotem wynalazku w jego pierwszej postaci jest sposób, który polega na tym, że

a) wprowadza się do pokładu węglowego mieszaninę płynów gazowych, zawierającą słabiej adsorbowany płynny składnik i silniej adsorbowany płynny składnik, oraz

b) odzyskuje się z pokładu węglowego rafinat wzbogacony w słabiej adsorbowany płynny składnik.

Przedmiotem wynalazku w jego drugiej postaci jest sposób, który polega na tym, że:

a) do formacji poprzez otwór tłoczny tłoczy się płyn · desorbujący zawierający dwutlenek węgla w ilości A, wyażonej w procentach objętościowych,

b) odzyskuje się z otworu produkcyjnego strumienia wylotowego zawierającego metan,

c) monitoruje się skład strumienia wylotowego wytwarzanego w etapie b), oraz

176 443

d) wstrzymuje się odzys kiwanie strumienia wylot owego wytwarzanego w eta pie b), gdy procent objętościowy dwutlenku węgla w odzyskanym strumieniu wylotowym w etapie b) jest większy niż 0,5A.

Zgodnie z trzecią postacią sposób według wynalazku polega na tym, że

a) do formacji poprzez otwór tłoczny tłoczy się płyn desorbujący, w którym stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu dezorbującegk wynosi B,

b) odzyskuje się z pokładu węglowego rafinat wzbogacony w słabiej adskrbowany płynny składnik.

c) monitoruje się stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu dezkrbującegk, zawartych w odzyskiwanym strumieniu wylotowym z otworu produkcyjnego, oraz

d) wstrzymuje się odzyskiwanie strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego, gdy stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego w odzyskanym z otworu produkcyjnego strumieniu wylotowym jest większy niż 0,5 B oraz, gdy odzyskano z otworu produkcyjnego co najmniej 70% metanu dostępnego poprzez otwór produkcyjny.

Zgodnie z czwartą postacią sposób według wynalazku polega na tym, że

a) do formacji podziemnej poprzez otwór tłoczny tłoczy się płyn desorbujący, w którym stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego wynosi B,

b) wydobywa się z formacji gazowy strumień wylotowy, w którym stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu deskującego jest mniejszy niż B, oraz

c) wstrzymuje się wydobywanie z formacji gazowego strumienia wylotowego, gdy stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego wewnątrz gazowego strumienia wylotowego wydobywanego w etapie b) jest większy niż 0,5 B.

Zgodnie z piątą postacią sposobu według wynalazku polega na tym, że

a) wprowadza się do formacji płyn gazowy, zawierający niepożądany składnik płynu gazowego, w celu zkrpcji przez formację niepożądanego składnika płynu gazowego, oraz

b) utrzymuje się wewnątrz formacji warunki rozmieszczania tak aby co najmniej 10 procent dostępnego poziomu nasycenia niepożądanego składnika płynu gazowego, pozostało zaadsorbowane w formacji.

Zgodnie z szóstą postacią sposób według wynalazku polega na tym, że

a) wprowadza się do pokładu węglowego płyn gazowy, zawierający niepożądany składnik płynu gazowego,

b) wstrzymuje się wprowadzanie płynu gazowego do pokładu węglowego, gdy pokład węglowy zostanie nasycony w żądanym stopniu w niepożądany składnik płynu gazowego.

Zgodnie z siódmą postacią sposobu według wynalazku polega na tym, że do pokładu węglowego tłoczy się płyn gazowy zawierający niepożądany składnik płynu gazowego, który co najmniej częściowo zubożony jest w metan, w takich warunkach rozmieszczania, które spowodują sorpcję w pokładzie węglowym niepożądanego składnika płynu gazowego i zmniejszanie do minimum uwalnianie do atmosfery niepożądanego składnika płynu.

Wynalazek dostarcza sposobów wykorzystania wielkich ilości niepożądanego płynu gazowego wewnątrz stałej węglowej formacji podziemnej.

W pewnych postaciach brane są pod uwagę takie płyny jak spaliny, które mogą zawierać tlenku azotu, tlenki siarki, tlenek węgla i/lub dwutlenek węgla, w celu wprowadzenia do stałej, podziemnej formacji węglowej, dla zwiększenia odzyskiwania metanu z formacji.

Sposobem według wynalazku można wytwarzać strumień wzbogacony w azot, który można zastosować do zwiększenia odzyskiwania metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej, bez konieczności używania osobnych instalacji do oddzielania dwutlenku węgla i tlenków siarki.

176 443

Szereg innych właściwości i korzyści wynikających z obecnego wynalazku stanie się łatwo zrozumiałe z poniższego szczegółowego opisu wynalazku, jego szczególnych postaci przedstawionych w niniejszym opisie, zastrzeżeń i załączonych rysunków.

Objaśnienia figur na rysunkach

Figura 1 przedstawia wykres całkowitego natężenia przepływu w czasie wyprodukowania gazu, z całkowicie nasyconego metanem złoża węglowego, do którego wprowadzono szereg różnych mieszanin gazowych.

Figura 2 przedstawia wykres sumarycznego, prognozowanego odzyskania metanu ze złoża węglowego według fig. 1.

Figura 3 przedstawia wykres przywidywanej zawartości, w procentach objętościowych, metanu obecnego w strumieniu wylotowym odzyskanym ze złoża węglowego według fig. 1.

Figura 4 przedstawia wykres przywidywanej zawartości, w procentach objętościowych, azotu obecnego w strumieniu wylotowym odzyskanym ze złoża węglowego według fig. 1.

Figura 5 przedstawia wykres przywidywanej zawartości, w procentach objętościowych, dwutlenku węgla obecnego w strumieniu wylotowym odzyskanym ze złoża węglowego według fig. 1.

Figura 6 przedstawia wykres przywidywanych natężeń przepływu odzyskiwania metanu ze złoża węglowego według fig. 1.

Figura 7 przedstawia wykres stosunku sumarycznej ilości odzyskanego metanu do sumarycznej ilości wtłoczonego płynu desorbującego do złoża węglowego według fig. 1.

Figura 8 przedstawia wykres skumulowanej objętości azotu odzyskanego ze złoża węglowego zubożonego w metan, który stosuje się do frakcjonowania mieszaniny płynów gazowych zawierających 15 procent objętościowych dwutlenku węgla i 85 procent objętościowych azotu.

Figura 9 przedstawia wykres skumulowanej mieszaniny płynów gazowych, które wtłacza się w czasie do zubożonego złoża węglowego według fig. 8.

Figura 10 przedstawia wykres natężenia przepływu odzyskiwania azotu ze zubożonego złoża węglowego według fig. 8.

Figura 11 przedstawia wykres całkowitego natężenia przepływu odzyskiwanego gazu w czasie, z w pełni nasyconego metanem złoża węglowego. Wykres porównuje całkowite natężenie przepływu odzyskiwanego gazu, gdy do złoża tłoczony jest czysty dwutlenek węgla, z natężeniem przepływu odzyskiwania, gdy do złoża węglowego tłoczona jest mieszanina zawierająca 70 procent objętościowych dwutlenku węgla i 30 procent objętościowych metanu.

Figura 12 przedstawia wykres przewidywanej, sumarycznej objętości metanu do odzyskania ze złoża węglowego według fig. 11.

Figura 13 przedstawia wykres przewidywanej ilości metanu w procentach objętościowych, jaka będzie obecna w strumieniach wylotowych odzyskanych ze złoża węglowego według fig. 11.

Figura 14 przedstawia wykres przewidywanej ilości dwutlenku węgla w procentach objętościowych, jaka będzie obecna w strumieniach wylotowych, odzyskanych ze złoża węglowego według fig. 11.

Figura 15 przedstawia wykres przewidywanych natężeń odzyskiwania metanu, dla złoża węglowego według fig. 11.

Figura 16 przedstawia wykres przewidywanych natężeń odzyskiwania dwutlenku węgla, dla złoża węglowego według fig. 11.

Figura 17 przedstawia wykres przewidywanego całkowitego natężenia wydobycia, dla złoża węglowego według fig. 11.

Figura 18 przedstawia wykres stosunku przewidywanego skumulowanej ilości odzyskanego metanu, do sumarycznej ilości wtłoczonego płynu desorbującego, dla złoża węglowego według fig. 11.

Opis postaci wynalazku

Ponieważ wynalazek ten dopuszcza odmiany w wielu różnorodnych postaciach, są one przedstawione na wykresach a w niniejszym zostaną opisane dokładnie szczególne odmiany

176 443 wynalazku. Jednakże obecne ujawnienie należy rozumieć jako ilustrację zasad wynalazku i nie może być zrozumiane jako ograniczenie wynalazku do jego specyficznych, zilustrowanych odmian.

Stałe, węglowe formacje podziemne, takie jak pokłady węglowe, zawierają materię węglową. Materia węglowa obejmuje skałę macierzystą, posiadającą rozległą sieć mikroporów oraz układ pęknięć, które obejmują skałę macierzystą i powszechnie określane są jako płaszczyzny łupliwości. Sieć mikroporów tworzy wielką wewnętrzną powierzchnię, do której mogą adsorbować płyny gazowe. Sposób według obecnego wynalazku wykorzystuje różnice w siłach adsorpcyjnych różnych cząsteczek płynów gazowych na materii węglowej formacji oraz zdolność wielkich ilości niepożądanych składników płynu gazowego do sorpcji w mikroporach węglowej skały macierzystej.

Ogólnie, cząstka płynu gazowego, która posiada względnie mocniejszą siłę adsorpcyjną, będzie selektywniej sorbowana do materii węglowej formacji, niż cząstka płynu gazowego, która posiada słabszą siłę adsorpcyjną. Ilość dowolnego płynu gazowego, który będzie sorbował w materii węglowej formacji, zależy częściowo od względnej siły adsorpcyjnej płynu gazowego w stosunku do węglowej skały macierzystej, zdolności węglowej skały macierzystej do zatrzymania tego płynu gazowego, tendencji cząstek tego płynu gazowego do reakcji chemicznej z materią węglową i tym samym chemisorpcji do materii, jak również aktualnego ciśnienia i temperatury wewnątrz formacji.

Ważnym czynnikiem w realizacji sposobu według obecnego wynalazku są względne siły adsorpcyjne składników tłoczonej mieszaniny płynów gazowych względem, siebie i do dowolnych płynów takich jak metan, które mogą już być obecne w formacji.

Dla materii węglowej takiej jak węgiel można przyjąć, że temperatura wrzenia płynu pod ciśnieniem atmosferycznym jako wskaźnikiem względnej siły adsorpcyjnej cząsteczek lub związków tworzących płyn. W tabeli 1 przedstawiono temperatury wrzenia pod ciśnieniem atmosferycznym szeregu powszechnie występujących płynów.

Tabela 1

Związek/Cząsteczka	Temperatura wrzenia
Hel (He)	-269°C Słabsza siła adsorpcyjna
Wodór (H2)	-253°C
Azot (N2)	-196°C
Tlenek węgla (CO)	-192°C
Argon (Ar)	-186°C
Tlen (O2)	-183°C
Metan (CH4)	-162°C
Tlenek -azotu (NO)	-151°C
Ksenon (Xe)	-108°C
Etan (C2H6)	-88^OC
Dwutlenek węgla (CO2)	-78°C
Sześciofluorek siarki (SF6)	-64°C
Siarkowodór (H2S)	-60°C
Propan (C3H8)	-42°C
Dwutlenek siarki (SO2)	-10°C
Dwutlenek azotu (NO2)	21°C
Trójtlenek siarki (SO3)	-44°C Mocniejsza siła adsorpcyjna

176 443

Ogólnie należy przyjąć, że płyny silniej adsorbowane posiadają wyższe temperatury wrzenia, natomiast płyny słabiej adsorbowane posiadają względnie niższe temperatury wrzenia. Dlatego też, względna si^a adsorpcyjna jednego składnika płynu w stosunku do drugiego wewnątrz mieszaniny gazowej oraz w stosunku do innych płynów gazowych wewnątrz formacji, może zostać określona na drodze porównania ich względnych temperatur wrzenia pod ciśnieniem atmosferycznym. Na przykład dwutlenek węgla, którego temperatura wrzenia pod ciśnieniem atmosferycznym równa się -78°C, względnie bardziej silnie adsorbuje w materii węglowej w porównaniu do metanu czy azotu, których temperatury wrzenia pod ciśnieniem atmosferycznym wynoszą odpowiednio -162° Ci -196°C. Względne temperatury wrzenia płynu dostarczają poszczególnemu specjaliście ogólnych informacji dotyczących względnej siły adsorpcyjnej różnych płynów gazowych. Jednakże, w razie potrzeby, względna siła adsorpcyjna różnych płynów gazowych w stosunku do określonej, stanowiącej przedmiot zainteresowania materii węglowej, winna być oznaczona doświadczalnie.

Idąc dalej, względna siła adsorpcyjna różnych płynów gazowych dostarcza poszczególnemu specjaliście ogólnych informacji dotyczących umiejscowienia niepożądanego płynu gazowego wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej. Jednakże, w razie potrzeby, ilość niepożądanego płynu gazowego, który może adsorbować w określonej materii gazowej, winna zostać wyznaczona doświadczalnie. Dane doświadczalne winny umożliwić dokładniejsze przewidywanie ilości płynu gazowego, który może być do dyspozycji wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej. Jeżeli uważa się, że chemiszrdcja określonego składnika płynu gazowego w materii węglowej formacji jest znaczącym czynnikiem, winna ona także być wzięta pod uwagę gdy określa się ilość niepożądanego płynu gazowego, który może być do dyspozycji wewnątrz formacji.

Płyn gazowy może zostać wprowadzony do formacji albo w postaci gazowej albo w postaci ciekłej. Szczegółowy opis odpowiednich metod tłoczenia płynów gazowych zgodnie z wynalazkiem, można znaleźć w opisie odnoszącym się do tłoczenia rafinatu wzbogaconego w azot, omówionych poniżej. Inne, odpowiednie drogi wprowadzania płynów gazowych do stałej, węglowej formacji podziemnej znane są poszczególnym specjalistom. Jeżeli płyn gazowy zawierający dwutlenek węgla tłoczy się w stanie ciekłym, to zwykle wewnątrz formacji przekształci się on w płyn gazowy. Odmiennie, płyn gazowy może zostać wprowadzony do formacji jako płyn nadkrytyczny. W zależności od temperatur i ciśnień panujących wewnątrz formacji, płyn gazowy może być utrzymywany w formacji albo w stanie nadkiytycznym albo może stać się cieczą, płynem gazowym lub współistnieć w stanie ciekłym i jako para.

Jeżeli stan wykorzystywanego płynu gazowego jest bliski jego temperaturze krytycznej i ciśnieniu krytycznemu, może okazać się niezbędne takie operowanie dowolnymi otworami produkcyjnymi, które pozwoli na zminimalizowane wytrącania się i/lub kondensacji wewnątrz formacji cząstek stałych i ciekłych. Później przedstawiono bardziej szczegółowy opis sposobu operowania otworami produkcyjnymi w tego typu sytuacjach.

W celu odzyskiwania metanu w formacji podziemnej, płyn desorbujący zawierający płyn silnie adsorbowany wprowadza się do stałej, węglowej formacji podziemnej poprzez otwór tłoczący połączony płynowo z formacją, a strumień wylotowy zawierający metan odzyskuje się z jednego lub więcej otworów produkcyjnych. Korzystnie otwór tłoczący przenika poprzez złoże.

Płyn desorbujący składa się zwykle z dwutlenku węgla oraz innych składników płynu, przykładowo azotu i/lub metanu. Ponieważ dwutlenek węgla jest płynem silnie adsorbowanym, będzie on korzystniej adsorbowany przez materię węglową formacji niż inne słabiej adsorbowane płyny, takie jak azot i metan.

Metan powstaje podczas konwersji materii organicznej w węgiel oraz inne substancje węglowe. Metan istnieje wewnątrz formacji zarówno jako wolny- gaz w pęknięciach i szczelinach formacji i jako gaz zaadsorbowany wewnątrz materii węglowej formacji.

Płyn desorbujący zawierający dwutlenek węgla wyzwala zarówno wolny metan jak również metan zaadsorbowany wewnątrz formacji. Uwolnienie metanu ęαsdsorbzoaeegz

176 443 w materii węglowej zachodzi w wyniku obniżenia ciśnienia cząstkowego metanu wewnątrz pęknięć, jak również dlatego też dwutlenek węgla oraz inne tłoczone płyny desorbujące konkurencyjnie sorbują w materii węglowej formacji.

Ciśnienie cząstkowe metanu wewnątrz pęknięć obniża się z powodu obecności tłoczonego płynu desorbującego wewnątrz pęknięć, w pobliżu miejsc sorpcji metanu. Wskutek obniżenia ciśnienia cząstkowego metanu wewnątrz pęknięć, metan zaadsorbowany w materii węglowej będzie desorbowany z materii i będzie dyfundował do pęknięć.

Konkurencyjna sorpcją w materii węglowej dwutlenku węgla oraz innych tłoczonych płynów desorbujących będzie także powodowała desorpcję metanu z materii węglowej do pęknięć. Gdy metan znajdzie się wewnątrz pęknięć, utworzona różnica ciśnień pomiędzy formacją i otworem produkcyjnym i/lub otworami, będzie powodować ruch metanu do otworu produkcyjnego i/lub otworów, gdzie może on być odzyskiwany.

Ponieważ metan nie jest tak silnie zaadsorbowany w materii węglowej jak dwutlenek węgla, może on szybciej przemieszczać się w stałej, węglowej formacji podziemnej niż płyny gazowe silniej zaadsorbowane.

Selektywna sorpcja wewnątrz materii węglowej płynów silniej adsorbowanych, takich jak dwutlenek węgla, powoduje frakcjonowanie tłoczonego płynu desorbującego wewnątrz formacji. Płyny silniej adsorbowane, będą selektywniej adsorbowane do obszaru materii węglowej wokół otworu tłocznego, do którego wprowadzany jest płyn desorbujący. Płyny silniej adsorbowane będą kontynuować sorpcję w materii w tym obszarze,· aż materia nasyci się płynem silniej adsorbowanym. Płyny względnie słabiej adsorbowane nie będą sorbować tak silnie w materii i tym samym nie będą przemieszczać się szybciej w formacji niż płynnej silniej adsorbowane.

Ogólnie, gdy płyn desorbujący tłoczy się do formacji, obszar wewnątrz formacji, który jest nasyconym płynem silniej adsorbowanym, przesuwa się w sposób ciągły ku otworowi produkcyjnemu lub otworom produkcyjnym. Tym samym można powiedzieć, że płyny silniej adsorbowane będą tworzyć coś co przypomina front stężeń, który przemieszcza się wewnątrz formacji. Gdy płyn desorbujący tłoczony jest do formacji, front stężeń jest w sposób ciągły przesuwany od otworu tłocznego do obszaru o niższym ciśnieniu wewnątrz formacji, takiego jak otwór produkcyjny.

Na czele frontu, stężenie płynów silniej adsorbowanych do materii jest małe w stosunku do stężenia płynów silniej adsorbowanych wewnątrz frontu albo za frontem. Za frontem, względne stężenie płynów silniej adsorbowanych, takich jak dwutlenek węgla, które są zaadsorbowane do materii, zbliża się do wartości stanu ustalonego, w miarę jak płyn desorbujący jest w sposób ciągły tłoczony do formacji poprzez otwór tłoczny.

Wartość stanu ustalonego zależy od szeregu czynników wliczając w to: względną siłę adsorpcyjną płynów silniej adsorbowanych do materii węglowej, w porównaniu do siły adsorpcyjnej' innych płynów wewnątrz formacji oraz względnego stężenia płynów silniej adsorbowanych, zawartych w tłoczonym płynie desorbującym wprowadzanym do formacji.

Ponieważ składniki płynu silniej adsorbowanego będą selektywnie sorbowane przez formację, płyn desorbujący zawierający dwutlenek węgla może być tłoczony do stałej, węglowej formacji podziemnej, podczas gdy strumień wylotowy posiadający mniejszą zawartość dwutlenku węgla w procentach objętościowych, odzyskiwany jest z otworu produkcyjnego. Procent objętościowy dwutlenku węgla zawartego w mieszaninie płynów gazowych oznaczany jest jako procent objętościowy A.

Ponadto, ponieważ składniki płynu silniej adsorbowanego mogą wolniej przemieszczać się poprzez formację niż składniki płynu słabiej adsorbowanego, z otworu produkcyjnego można odzyskiwać strumień wylotowy, w którym stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych, tłoczonych składników płynu desorbującego jest mniejszy niż stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych tłoczonych składników płynu, wewnątrz płynu desorbującego wprowadzanego do formacji. Stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego, jest dalej określany czasami jako stosunek B.

176 443

Jednym z rodzajów płynu gazowego zawierającego dwutlenek węgla, który można stosować zgodnie z wynalazkiem, są spaliny. Zwykle, stosunek objętościowy B dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego w spalinach wynosi od 1/11 do 2/8. Innym przykładem płynu gazowego zawierającego dwutlenek węgla, który można stosować zgodnie z wynalazkiem, jest mieszanina płynów gazowych, która jest wydalana z instalacji do odazotowania lub z separatora membranowego, w którym oddziela się dwutlenek węgla ze strumienia produkcyjnego gazu ziemnego. Zwykle, w strumieniu wydalanym stosunek objętościowy B dwutlenku węgla do metanu i innych gazów wynosi od 1/1 do 95/5.

Można przyjąć, że procent objętościowy dwutlenku węgla w strumieniu wylotowym odzyskiwanym z otworu- produkcyjnego będzie mniejszy niż procent objętościowy dwutlenku węgla w tłoczonym płynie desorbującym wprowadzanym do formacji, aż obszar formacji pomiędzy otworem tłocznym i otworem produkcyjnym zostanie nasycony składnikami płynu silniej adsorbowanego. Ponadto, można przyjąć że stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego, zawartych w strumieniu wylotowym odzyskiwanym z otworu produkcyjnego, będzie mniejszy niż stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego, wewnątrz płynu desorbującego wprowadzanego do formacji, aż do momentu gdy obszar formacji pomiędzy otworem tłocznym i otworem produkcyjnym zostanie nasycony składnikami płynu silniej adsorbowanego.

W idealnej sytuacji, stała, ' węglowa formacja podziemna jest jednorodna i czoło stężenia dwutlenku węgla będzie przesuwać się promieniście na zewnątrz od otworu tłocznego do formacji. Jednakże, istnieje mało takich stałych, węglowych formacji podziemnych, które wykazują taką jednorodność. Większość formacji posiada regiony przez które tłoczony płyn desorbujący będzie szybko przechodził. Te tak zwane wtrącenia obejmują obszary o względnie wyższej przepuszczalności w porównaniu z większością materii węglowej. Wtrącenia obejmują także obszary zawierające materię w której składniki płynu desorbującego trudno adsorbują. Do przykładowych regionów o charakterze wtrąceń, w których trudno adsorbują płyny zalicza się piaskowiec, łupek węglowy oraz inne podobnego typu materiały znane poszczególnym specjalistom.

Tłoczony płyn desorbujący, który przemieszcza się przez wtrącenia, będzie co najmniej częściowo omijał materię węglową formacji i mówi się że przecieka poprzez formację do otworu produkcyjnego. Przeciekanie będzie zwiększać względną + ilość płynu desorbującego obecnego w strumieniu wylotowym odzyskiwanym w otworze produkcyjnym.

Dodatkowo, tłoczony płyn desorbujący który przemieszcza się przez wtrącenia do otworu produkcyjnego, nie ma tak dużego kontaktu z materią węglową formacji jak tłoczone płyny desorbujące, które nie przemieszczają się przez te wtrącenia. Dlatego, tłoczony płyn desorbujący który przemieszcza się przez wtrącenia do otworu produkcyjnego, nie będzie tak efektywnie frakcjonowany na jego odpowiednie składniki. W konsekwencji, stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego wewnątrz odzyskiwanego strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego, będzie wzrastał powyżej tego stosunku jakiego można spodziewać się z wyidealizowanej formacji, lecz stosunek ten będzie nadal obniżony w porównaniu do początkowego stosunku B w tłoczonym płynie desorbującym.

Selektywna sorpcja wewnątrz formacji składników płynu silniej adsorbowanego, która powoduje że składniki płynu silniej adsorbowanego poruszają się wolniej poprzez formację niż składniki płynu słabiej adsorbowanego, umożliwiając płynom siniej adsorbowanym takim jak dwutlenek węgla osadzanie się wewnątrz formacji. Poniżej omówiono bardziej szczegółowo metody rozmieszczania dwutlenku węgla oraz innych płynów silniej adsorbowanych, wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej.

Zdolność stałej, węglowej formacji podziemnej do frakcjonowania tłoczonego płynu desorbującego, wraz z późniejszym osiąganiem przez większość dwutlenku węgla otworu produkcyjnego i/lub otworów niż metan i/lub inny płyn charakteryzujący się słabszymi siłami adsorpcyjnymi, stanowi podstawę sposobu odzyskiwania zasadniczej części metanu ze

176 443 stałej, węglowej formacji podziemnej, z równoczesnym rozmieszczaniem dwutlenku węgla wewnątrz formacji.

W trakcie prowadzenia w ten sposób procesu, stosunek dwutlenku węgla do innych tłoczonych płynów desorbujących wewnątrz odzyskiwanego strumienia wylotowego, korzystnie kontroluje się w otworze produkcyjnym lub otworach, stosując metody znane poszczególnym specjalistom, takie jak chromatografia gazowa. Ten monitoring winien dostarczyć względny pogląd na temat przemieszczania się tłoczonych płynów desorbujących wewnątrz formacji i odpowiedzieć na pytanie czy formacja zaczyna nasycać się płynami silniej adsorbowanymi.

Jak to omówiono wcześniej, stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłocznego płynu desorbującego wewnątrz odzyskiwanego strumienia wylotowego z otworu· produkcyjnego, będzie obniżony względem stosunku objętościowego dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego wewnątrz tłoczonego płynu desorbującego, wprowadzanego do stałej, węglowej formacji podziemnej.

Stosunek dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego odzyskiwanych z otworu produkcyjnego, winien szybko wzrastać z osiągnięciem przez front dwutlenku węgla odwiertu otworu produkcyjnego. Patrz na przykład dane na wykresach Fig. 4, 5, 13 i 14. Również, większość metanu pierwotnie zaadsorbowanego wewnątrz materii węglowej, umiejscowionego wzdłuż drogi przepływu tłoczonego płynu desorbującego, pomiędzy otworem tłocznym i otworem produkcyjnym, będzie desorbowana z formacji wraz z przemieszczaniem się frontu stężenia dwutlenku węgla od otworu tłocznego do otworu produkcyjnego (to znaczy materia węglowa wewnątrz formacji, pomiędzy otworem tłocznym i otworem produkcyjnym wzdłuż drogi przemieszczania się tłoczonego płynu desorbującego będzie uwalniać metan w niej zawarty).

Jak to wcześniej omówiono, rzeczywiste stałe, węglowe formacje podziemne posiadają także wytrącenia, które mogą powodować zwiększenie się procentu objętościowego płynu desorbującego zawartego w strumieniu wylotowym odzyskiwanym z formacji. Dodatkowo, ilość tłoczonego płynu desorbującego potrzebnego do opróżnienia formacji może zwiększyć się odpowiednio do wtrąceń.

Jedna z metod, która zdaniem wynalazców może skutecznie zmniejszyć ilość rozwarstwień, które występują wewnątrz formacji, wykorzystuje okresowe tłoczenie do otworu tłocznego cieczy takiej jak woda. Tłoczona woda winna selektywnie przenikać obszary wyższej przepuszczalności. Gdy ciecz przeniknie obszary wyższej przepuszczalności, to zmniejszy ona przepływ płynów desorbujących przez te obszary. Winno to spowodować zmianę kierunku przepływu tłocznego płynu desorbującego do obszarów o niższej przepuszczalności, w celu zwiększenia pionowego i przestrzennego wnikania wewnątrz formacji. Poprzez zmianę kierunku tłoczonych płynów desorbujących do obszarów o niższej przepuszczalności, zwiększa się czas potrzebny do przemieszczenia tych płynów od otworu tłocznego do otworu produkcyjnego. Z powodu zmiany kierunku, tłoczony płyn desorbujący może także wejść w kontakt z większą ilością materii węglowej formacji, może ulec zmniejszeniu procent objętościowy dwutlenku węgla w odzyskiwanym strumieniu wylotowym z otworu produkcyjnego i stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego odzyskiwanym strumieniu wylotowym z otworu produkcyjnego.

Czy zaprzestać lub nie zaprzestać odzyskiwania strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego zależy częściowo od zawartości procentowej dostępnego metanu, który odzyskano z przestrzeni formacji drenowanej przez otwór produkcyjny. Metan dostępny, jest tym metanem, który jest osiągalny do odzyskania z otworu produkcyjnego. Należy zaznaczyć, że metan dostępny wewnątrz formacji poddanej zintensyfikowanemu odzyskaniu może nie być zubożony, natomiast metan dostępny z określonego otworu produkcyjnego może być zubożony. Ilość metanu zawartego w stałej, węglowej formacji podziemnej można oznaczyć metodami znanymi poszczególnymi specjalistom. Przykłady metod obliczania ilości metanu wewnątrz formacji zamieszczone są przez Yee i innych w Gas Sorption on Coal and Measurement of Gas Content, Rozdz. 9, str. 203-217, Hydrocarbon from Coal,

176 443 publikacji American Associacion of Petroleum Geologists (1993), którą zamieszczono w niniejszym jako referencję. Specjalista który zna ilość metanu zawartego w formacji i skład tłoczonego płynu desorbującego, może obliczyć ilość dostępnego metanu, jaką można odzyskać z formacji.

Decyzja o tym czy kontynuować odzysk strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego, winna także być podjęta biorąc pod uwagę wartość strumienia wylotowego. Gdy określa się wartość strumienia wylotowego, ważne jest aby wziąć pod uwagę koszty ruchowe potrzebne do dalszego wykorzystywania strumienia wylotowego. Na przykład, jeżeli strumień wylotowy przesyła się do rurociągu gazu ziemnego, może trzeba będzie poddać strumień wylotowy procesowi obniżenia procentowej zawartości obojętnych gazów w nim zawartych do akceptowanego poziomu. Akceptowany poziom zawartości gazów obojętnych w gazie ziemnym jest określany przez wymagania techniczne rurociągu gazu ziemnego. Jeżeli wartość strumienia wylotowego nie jest wystarczająco duża dla usprawiedliwienia dalszego odzyskiwania strumienia wylotowego, wtedy odzyskiwanie strumienia wylotowego powinno być zaniechane lub winien zostać zmieniony sposób odzyskiwania, w kierunku takiej zmiany składu strumienia wylotowego, która usprawiedliwia dalszego jego odzyskiwanie. Eksploatowana stała, węglowa formacja podziemna zawierająca metan, może mieć szereg otworów tłocznych i szereg otworów produkcyjnych. Z powodu niejednorodności większości stałych, węglowych formacji podziemnych, front stężenia dwutlenku węgla z jednego otworu tłocznego, może osiągnąć otwór produkcyjny przed frontem stężenia dwutlenku węgla z drugiego otworu tłocznego, podążającym do tego samego otworu produkcyjnego. Może to prowadzić do zwiększenia się stosunku objętościowego dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego w strumieniu wylotowym odzyskiwanym z otworu produkcyjnego oraz zbliżenia się lub przekroczenia początkowego stosunku B, zanim formacja pomiędzy otworami tłocznymi i otworem produkcyjnym zostanie uwolniona z dostępnego metanu.

Jak to jest widoczne na wykresach zgodnie z figurami 2,3, 5-7 oraz 11-15, zasadnicza zawartość procentowa A dostępnego metanu może zostać odzyskana z formacji zanim stosunek dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego w strumieniu wylotowym odzyskiwanym z otworu produkcyjnego, osiągnie wartość równą początkowemu stosunkowi B. Można przyjąć, że w pewnych sytuacjach korzystnie jest przerwać odzyskiwanie strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego, gdy stosunek B wynosi od 0,5 do 0,9 początkowej wartości stosunku B. Przykładowo gdy stosunek dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego w odzyskiwanym strumieniu wylotowym jest mniejszy niż B, lecz zasadnicza zawartość procentowa dostępnego metanu została odzyskana z otworu produkcyjnego, to przerwanie odzyskiwania strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego może okazać się korzystne.

Jeżeli stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego w odzyskiwanym z otworu produkcyjnego strumieniu wylotowym jest większy niż początkowy stosunek B oraz zasadnicza zawartość procentowa dostępnego metanu została z tego otworu wydobyta, korzystne jest przerwanie odzyskiwania z tego otworu produkcynego.

Jeżeli stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego w odzyskiwanym z otworu produkcyjnego strumieniu wylotowym jest większy niż początkowy stosunek B ale zasadnicza zawartość procentowa metanu jest nadal dostępna do wydobycia z tego otworu produkcyjnego, nie jest korzystne przerywanie odzyskiwania strumienia wylotowego z tego otworu produkcyjnego. Natomiast powinien zostać ograniczony wypływ strumienia wylotowego z tego otworu produkcyjnego.

Ograniczenie wypływu z otworu produkcyjnego będzie powodować wzrost ciśnienia wewnątrz otworu. Wzrost ciśnienia w pobliżu otworu produkcyjnego spowoduje, że tłoczone płyny desorbujące będą kierowane do przestrzeni formacji o względnie niższym ciśnieniu. To ograniczenie winno poprawić opróżnianie formacji i zmniejszyć także przeciekanie tłoczonego płynu desorbującego w kierunku otworu produkcyjnego z którego wypływ został ograniczony. Ponadto, można przyjąć że w wyniku wzrostu ciśnienia w formacji wokół

176 443 otworu produkcyjnego, powinna poprawić się selektywna adsorpcja w materii węglowej w stosunku do metanu. Można przyjąć, że zmniejszy to procent objętościowy dwutlenku węgla zawartego w strumieniu wylotowym odzyskiwanym z otworu produkcyjnego.

Można zastosować szereg sposobów ograniczenia wypływu strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego. W jednym ze sposobów wykorzystuje się wprowadzenie substancji ograniczającej wypływ, do formacji podziemnej graniczącej z otworem produkcyjnym, w którym pragnie się ograniczyć wypływ. Do przykładowych substancji użytecznych do ograniczania wypływu strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego zalicza się dwutlenek węgla, aceton, olej napędowy, polimery, epoksydy, środki powierzchniowo czynne, pianę, cement oraz ich mieszaniny. Wyżej wymienione substancje zmniejszają przepływ płynu desorbującego wewnątrz formacji, poprzez uszczelnianie lub zaciskanie systemu szczelin formacji, redukując tym samym przepuszczalność przestrzeni formacji, na którą oddziaływują te substancje. Oprócz wyżej wymienionych substancji, można dodatkowo stosować dowolną substancję która powoduje pęcznienie materii węglowej, w celu zmniejszenia jej przepuszczalności, albo uszczelnia lub zaciska system szczelin formacji.

Inny sposób ograniczenia wypływu strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego polega na sterowaniu zaworem na komunikacji płynowej z otworem produkcyjnym w taki sposób, który ogranicza wypływ strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego. Takjak w przypadku wcześniej opisanych sposobów, ograniczenie wypływu strumienia nalotkwegk z otworu produkcyjnego będzie powodowało zwiększenie ciśnienia wewnątrz otworu w pobliżu formacji i skutkowało wcześniej omówionymi korzyściami, które jak wierzy są wynikiem wzrostu ciśnienia wewnątrz formacji w pobliżu otworu produkcyjnego.

Powyżej omawiane sposoby winny pomóc w umożliwieniu odzyskania pozostałego, dostępnego metanu z otworu produkcyjnego będącego przedmiotem zainteresowania.

Każda ilość dwutlenku węgla, odzyskana wraz ze strumieniem wylotowym jest łatwo oddzielana od metanu i innych płynów obecnych w strumieniu nylktonym, takich jak azot. Do przykładowych procesów oddzielania dwutlenku węgla ze strumienia wylotowego zalicza się:

- oddzielanie dwutlenku węgla z mieszaniny gazowej przy użyciu separatora membranowego,

- oddzielanie dwutlenku węgla z mieszaniny gazowej przy użyciu separatora wykorzystującego metodę adsorpcji, takiego jak separator do adsorpcji ciśnieniowej na sitach molekularnych, oraz

- oddzielanie niskotemperaturowe dwutlenku węgla z mieszaniny gazowej przy użyciu instalacji tego typu jaka służy do oddzielania azotu.

Strumień zawierający dwutlenek węgla, nytnorzkny zgodnie z powyższymi procesami, zwykle zawiera także metan i/lub azot. W razie potrzeby, strumień zawierający dwutlenek węgla może zostać ponownie wtłoczony do stałej, węglowej formacji podziemnej.

Wynalazcy odkryli, że w niektórych przypadkach może być pożądane kontynuowanie wydobycia strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego i ponowne wtłoczenie znacznej części strumienia wylotowego z powrotem do formacji. Przykładami sytuacji gdzie to może być korzystne są takie, gdy z otworu produkcyjnego odzyskuje się znaczne ilości dostępnego metanu, ale procent objętościowy dwutlenku węgla w strumieniu wylotowym jest wysoki. W tego typu sytuacjach, koszt oddzielenia od metanu gazów obojętnych takich jak dwutlenek węgla i azot przy użyciu tradycjnych metod separacji może być wygórowany.

Wynalazcy odkryli, że w tych sytuacjach może być bardziej korzystne zastosowanie strumienia wylotowego dla zwiększenia odzyskiwania metanu z innych stałych, węglowych formacji podziemnych lub różnych regionów tej samej stałej, węglowej formacji podziemnej. Korzystnie, formacja do której strumień wylotowy jest tłoczony, jest nadal zdolna do adsorbkwania dużych ilości dwutlenku węgla.

Strumień ponownie tłoczony będzie ulegał frakcjonowaniu w formacji. Dwutlenek węgla zawarty w strumieniu ponownie tłoczonym, będzie powoli przemieszczał się przez formację w kierunku otworów produkcyjnych. Jak to omówiono wcześniej, dwutlenek węgla będzie usuwał metan z formacji. Metan zawarty w ponownie tłoczonym strumieniu, winien

176 443 przemieszczać się szybciej przez formację w kierunku otworu produkcyjnego. Można przyjąć, że metan zawarty w ponownie tłoczonym strumieniu będzie także pomagał w utrzymywaniu ciśnienia złożowego formacji i tym samym będzie pomagał w odzyskiwaniu metanu z formacji. Na wykresach fig. od 11 do 18 zilustrowano graficznie jak w pewnych okolicznościach mieszanina płynów gazowych zawierająca metan i dwutlenek węgla, może zostać korzystnie zastosowana do odzyskania metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej.

Wykorzystanie płynów gazowych

W tej odmianie, płyn gazowy który zawiera niepożądany składnik płynu gazowego, wprowadza się do stałej, węglowej formacji podziemnej. Płyn gazowy wprowadza się przez otwór tłoczny w komunikacji płynowej z formacją, korzystnie przez otwór tłoczny który przenika formację. Płyn gazowy wprowadza się do formacji pod ciśnieniem wyższym niż ciśnienie złożowe formacji i może być wprowadzony do formacji albo w stanie gazowym albo w stanie ciekłym. Korzystnie, płyn gazowy wprowadza się pod ciśnieniem niższym od ciśnienia pękania formacji. Jeżeli ciśnienie tłoczenia jest za wysokie i formacja pęka, tłoczony płyn gazowy może przeciekać ze stałej, węglowej formacji podziemnej do formacji otaczających.

Płyn gazowy zawiera zwykle dwutlenek węgla i/lub inne składniki płynów gazowych, które są względnie silniej adsorbowane w materii węglowej formacji niż metan. Do przykładów innych składników płynu gazowego, które zwykle zawiera wprowadzany płyn gazowy, zalicza się tlenki siarki, tlenki azotu i siarkowodór. Te względnie silniej adsorbowane płyny gazowe będą korzystniej sorbowane przez materię węglową formacji niż każdy metan, który może być obecny w formacji.

Spaliny są przykładem płynu gazowego, który może zostać zastosowany zgodnie z wynalazkiem. Spaliny zawierają zwykle od 10 do 25 procent objętościowych dwutlenku węgla, od około 75 do 90 procent objętościowych azotu i małą zawartość w procentach objętościowych tlenków azotu i tlenków siarki. Innym przykładem płynu gazowego który można zastosować zgodnie z wynalazkiem, jest mieszanina płynów gazowych, która stanowi odrzut z separatora, który oddziela dwutlenek węgla od strumienia produkcyjnego gazu ziemnego. Odrzucony strumień zawiera zwykłe od około 50 do 95 procent objętościowych dwutlenku węgla z resztkową płynu gazowego składającego się głównie z metanu. Odrzucony strumień może także zawierać trochę siarkowodoru, tlenków azotu i tlenków siarki.

Zgodnie z tą odmianą, stała, węglowa formacja podziemna którą stosuje się do usuwania niepożądanych składników płynu gazowego, korzystnie zubożona jest w odzyskany metan, korzystnie w większości zubożona jest w odzyskany metan, najkorzystniej całkowicie zubożona jest w odzyskany metan. Formacja zubożona w odzyskany metan jest korzystnie wykorzystywana, ponieważ selektywna sorpcja w stałej, węglowej formacji podziemnej takich płynów jak dwutlenek węgla będzie zintensyfikowana wewnątrz formacji, która posiada początkowe niższe stężenie metanu zaadsorbowanego wjej materii węglowej. Również, jeżeli ciśnienie formacji jest obniżone i formacja zubożona jest w odzyskany metan, znaczne ilości płynów gazowych które, są względnie słabiej adsorbowane niż metan, mogą być wydajnie rozmieszczone wewnątrz formacji.

W innych sytuacjach, korzystnie jest wykorzystać stałą, węglową formację podziemną, z której nigdy nie wydobywano metanu. Produkcja metanu z takich formacji nie może być atrakcyjna. Do przykładów takich formacji zaliczamy formacje z niską pierwotną zawartością metanu oraz formacje o niskiej przepuszczalności.

Formacja zubożona w odzyskany metan, nadal zawiera pewne ilości metanu ale występuje on w takim stężeniu, że jego odzyskanie z formacji jest nieekonomiczne. Formacja zubożona w odzyskany metan, miała usunięte co najmniej 25 procent objętościowych pierwotnego metanu. Formacja w znacznym stopniu zubożona w odzyskany metan, miała usunięte co najmniej 50 procent objętościowych pierwotnego metanu. Formacja w zupełnie zubożona w odzyskany metan, miała usunięte co najmniej 70 procent objętościowych pierwotnego metanu.

Jeden ze sposobów odzyskiwania metanu z formacji, wykorzystuje obniżenie ciśnienia formacji. Redukcja ciśnienia wewnątrz formacji powoduje desorpcję metanu z materii węglowej i jego przepływ do otworu produkcyjnego, gdzie można go odzyskać. Wydobycie metanu z pokładu węglowego poprzez otwór produkcyjny przy zastosowaniu pierwotnego wyczerpania, będzie zwykłe zaniechane gdy zostanie odzyskane na miejscu od 25% do około 70% pierwotnego metanu. Typowe ciśnienia gdy wstrzymuje się wydobycie z takich otworów pierwotnego wyczerpania, zawierają się w granicach od 689476 Paskali (Pa) do około 2068427 Pa.

Metan można również odzyskiwać z pokładów węglowych stosując ulepszone techniki odzyskiwania. Przykładem ulepszonej techniki odzyskiwania, dzięki której można skutecznie usuwać metan z pokładu węglowego, jest zastosowanie do desorpcji metanu z pokładu węglowego strumienia wzbogaconego w azot. Dla pokładu węglowego do którego stosuje się ulepszone techniki odzyskiwania z wykorzystanie azotu, procent możliwego do odzyskania metanu z pokładu zależy w pierwszym rzędzie od procentu objętościowego azotu zawartego w strumieniu produkcyjnym odzyskanym w formacji. Otwory produkcyjne są zwykle wyłączane gdy procent azotu stanie się za wysoki i/lub procent metanu stanie się za niski aby można było usprawiedliwiać dalsze odzyskiwanie. Przy zastosowaniu bieżącej technologii separacji azot/metan, otwór produkcyjny będzie zwykle wyłączany, gdy procent objętościowy metanu w odzyskiwanym strumieniu wylotowym z formacji równa się od 25% do około 50%. Odpowiada to odzyskaniu od 45% do około 70% pierwotnej ilości metanu wewnątrz formacji. Należy zaznaczyć, że w miarę jak odkrywa się bardziej skuteczne metody oddzielania metanu od azotu, ilość metanu możliwego do odzyskania z formacji będzie wzrastała. Gdy w formacji zastosowano azot do polepszenia odzyskania metanu z formacji, może okazać się korzystne obniżenie ciśnienia w formacji przed rozmieszczeniem niepożądanego składnika płynu gazowego wewnątrz pokładu.

Inną ulepszona techniką odzyskiwania, dzięki której można skutecznie odzyskiwać metan ze stałej, węglowej formacji podziemnej, jest ulepszone odzyskiwanie przy użyciu dwutlenku węgla, które jest bardziej dokładnie omówione powyżej.

Jak omówiono to wcześniej, płyny silniej adsorbowane będą selektywniej sorbowane w obszarze materii węglowej wokół otworu tłocznego niż płyny względnie słabiej adsorbowane. Płyny silniej adsorbowane będą dalej sorbować w materii obszaru aż materia nasyci się płynem silniej adsorbowanym. Dowolne płyny względnie słabiej adsorbowane, które mogą być obecne wewnątrz formacji, nie będą sorbować tak silnie do materii i dzięki temu będą migrować wewnątrz formacji do regionów o niższym ciśnieniu. Ogólnie, gdy płyn gazowy tłoczony jest do formacji, obszar wewnątrz formacji, który jest nasycony płynem silniej adsorbowanym, będzie stale rozprzestrzeniał się począwszy od otworu tłocznego.

Poziom nasycenia dowolnego składnika płynu gazowego w materii węglowej formacji, jest zależny od szeregu czynników wliczając w to: względną siłę adsorpcyjną płynów silniej adsorbowanych do materii węglowej, w porównaniu do siły adsorpcyjnej innych płynów wewnątrz formacji, względne stężenie płynów silniej adsorbowanych zawartych w tłoczonym płynie gazowym wprowadzanym do formacji, zdolność materii węglowej do sorbowania określonego składnika płynu gazowego oraz ciśnienie i temperaturę panujące wewnątrz formacji.

Na przykład, typowa formacja węglowa San Juan Fruitland, która jest całkowicie zubożona w metan, będzie sorbowała w przybliżeniu 0,0246 normalnych metrów sześciennych gazu na kilogram węgla, przy ciśnieniu 10342136 Pa i w temperaturze 46,1°C, gdy węgiel poddawany jest bogatemu nasycaniu płynem gazowym zawierającym 85 procent objętościowych dwutlenku węgla i 15 procent objętościowych azotu. Faza sorbowana w węglu będzie zawierać w przybliżeniu 99 procent objętościowych dwutlenku węgla i około 1 procent objętościowy azotu. Gdy węgiel poddaje się bogatemu nasyceniu płynem gazowym zawierającym 50 procent objętościowych dwutlenku węgla i 50 procent objętościowych azotu w tych samych warunkach ciśnienia i temperatury, węgiel będzie sorbował w przybliżeniu 0,0219 normalnych metrów sześciennych gazu na kilogram węgla. Faza sorbowana będzie zawierać około 93 procent objętościowych dwutlenku węgla i w przybliżeniu 7 procent

176 443 objętościowych azotu. W przypadku płynu gazowego zawierającego 15 procent objętościowych dwutlenku węgla i 85 procent objętościowych azotu, w tej samej temperaturze i pod tym samym ciśnieniem, węgiel będzie sorbował w przybliżeniu 0,0153 normalnych metrów sześciennych gazu na kilogram węgla, natomiast faza sorbowana będzie składać się w przybliżeniu z 70 procent objętościowych dwutlenku węgla i około 30 procent objętościowych azotu. W przypadku płynu gazowego zawierającego 70 procent objętościowych dwutlenku węgla i 30 procent objętościowych metanu, w tych samych warunkach temperatury i ciśnienia, węgiel będzie sorbował w przybliżeniu 0,0233 normalnych metrów sześciennych gazu na kilogram węgla, z fazą sorbowaną zawierającą w przybliżeniu 86 procent objętościowych dwutlenku węgla i około 14 procent objętościowych metanu. Powyżej obliczone poziomy nasycenia zostały wykorzystane przy założeniach, że płyn gazowy dostępny jest w węglu w nieograniczonych ilościach i że składniki płynu gazowego słabiej adsorbowanego przepływają w sposób ciągły przez badany obszar i są wymieniane przez świeży płyn gazowy, tak że dodatkowe składniki płynu gazowego silniej adsorbowanego, mogą być selektywnie sorbowane przez węgiel. Wzbogacenie fazy sorbowanej w płyn silnie adsorbowany jest wynikiem selektywnej sorpcji, która zachodzi wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej. Węgiel który jest całkowicie zubożony w metan, odpowiada pokładowi węglowemu który zawiera mniej niż w przybliżeniu 10 procent objętościowych pierwotnego metanu, pozostającego jeszcze wewnątrz pokładu.

Wymienione powyżej poziomy nasycenia dla określonego, niepożądanego składnika płynu gazowego określa się w niniejszym jako dostępne poziomy nasycenia. Dostępne poziomy nasycenia dla określonego, niepożądanego składnika płynu gazowego oblicza się dla danej temperatury i ciśnienia. Ciśnienie i temperaturę, łącznie z innymi parametrami, stosowanymi do rozmieszczenia niepożądanych składników płynu gazowego wewnątrz formacji, określa się w niniejszym jako warunki rozmieszczania. Te warunki rozmieszczenia są zmieniane w celu zmaksymalizowania ilości niepożądanego składnika płynu gazowego sorbowanego przez formację. Zwykle stosuje się takie warunki rozmieszczania, że od 10 do 99 procent objętościowych wprowadzonego, niepożądanego składnika płynu gazowego może zostać rozmieszczone wewnątrz formacji. Można przyjąć, że w pewnych przypadkach może zostać rozmieszczone wewnątrz formacji więcej niż 99 procent objętościowych niepożądanego składnika płynu gazowego. Dzięki rozmieszczeniu niepożądanego składnika płynu gazowego wewnątrz formacji, zapobiega się uwalnianiu do atmosfery niepożądanych składników płynów gazowych. Zwykle, utrzymanie warunków rozmieszczania wymaga tylko zamknięcia i/lub regulowania dróg przepływów strumienia wylotowego z formacji, w celu zapobieżenia uwalniania z formacji niepożądanego składnika płynu gazowego, utrzymując ciśnienie wewnątrz formacji, korzystnie powyżej ciśnienia pękania formacji. W pewnych przypadkach, może okazać się korzystne okresowe odwadnianie formacji, w celu utrzymania lub wzrostu zdolności formacji do sorbowania niepożądanego składnika płynu gazowego. W pewnych przypadkach może być korzystne podwyższenie temperatury panującej wewnątrz formacji. Przykładem sytuacji, w której podwyższenie temperatury wewnątrz formacji może okazać się korzystne, jest przypadek gdy niepożądany składnik płynu gazowego reaguje chemicznie z formacją i reakcja staje się bardziej korzystna gdy temperatury wewnątrz formacji wzrastają.

Dla danej stałej, węglowej formacji podziemnej, dostępne poziomy nasycenia dla określonego niepożądanego składnika płynu gazowego można obliczyć przy użyciu rozwiniętego modelu izotermy adsorpcyjnej Langmuira i niezbędnych danych empirycznych dla określonej formacji. Opis rozwiniętego modelu izotermy adsorpcyjnej Langmuira i metoda jego zastosowania do stworzenia modelu podobnego do użytego przez wynalazców, jest ujawniony przez L. E. Arri i innych w Modeling Coalbed Methane Production with Binary Gas Sorption, SPE 24363, strony 459-472, (1992), publikacji Society of Petroleum Engineers, którą zamieszczono w niniejszym jako referencję.

Należy przyjąć, że dostępne poziomy nasycenia mogą być osiągnięte wewnątrz stałej węglowej formacji podziemnej, jeżeli istnieje tam sposób usuwania z formacji składników płynu względnie słabiej adsorbowanych, tak że do formacji można wprowadzić więcej

176 443 składników silniej adsorbowanych. Dodatkowe składniki silniej adsorbowane, będą kontynuowały sorpcję w formacji aż osiągnie się dostępne poziomy nasycenia wewnątrz fazy sorbowanej materii. Jedną z dróg usuwania z formacji składników słabiej adsorbowanych może być przerywane lub okresowe wentylowanie z formacji płynów słabiej adsorbowanych. Inną drogą usuwania z formacji składników słabiej adsorbowanych może być ich odzyskiwanie poprzez otwór produkcyjny. Przyjmuje się, że formacja może być nasycona niepożądanymi składnikami płynu gazowego od 10 do 99 procent dostępnych poziomów nasycenia, w wyniku działania zgodnie z obecnym wynalazkiem, korzystnie od 50 do 95 procent, korzystniej od 70 do 90 procent.

Ogólnie, ciśnienie stosowane zgodnie z wynalazkiem dobierane jest tak, aby optymalizować sorpcję w materii węglowej formacji niepożądanego składnika płynu gazowego. Zwykle, zastosowane wyższe ciśnienie - więcej gazu, który może sorbować materia węglowa.

Gdy wprowadza się płyn gazowy do stałej, węglowej formacji podziemnej, korzystnie kontroluje się umiejscowienie wewnątrz formacji niepożądanych składników płynu gazowego, względnie stężenia wewnątrz formacji niepożądanych składników płynu gazowego oraz stosunek niepożądanych składników płynu gazowego do innych tłoczonych płynów gazowych. Jedna z . metod kontroli formacji polega na pobieraniu próbek ze strumienia wylotowego otworu kontrolnego. Próbki analizuje się stosując metody znane poszczególnym specjalistom, takie jak chromatografia gazowa. Kontrola ta powinna dostarczyć względnych wskazówek mówiących o tym jak tłoczone płyny gazowe przemieszczają się wewnątrz formacji i do jakiego stopnia nasycenia niepożądanym -składnikiem płynu gazowego doprowadzono formację.

Jeżeli niepożądany składnik płynu gazowego jest płynem względnie silniej adsorbowanym niż inne składniki tłoczonego płynu gazowego, wtedy stosunek objętościowy niepożądanego składnika płynu gazowego do innych tłoczonych składników płunu . gazowego wewnątrz badanego strumienia wylotowego z otworu. kontrolnego będzie obniżony, względem stosunku objętościowego niepożądanego składnika płynu gazowego do innych tłocznych składników płynu gazowego wewnątrz tłoczonego płynu gazowego, wprowadzanego do stałej, węglowej formacji podziemnej.

Można przyjąć, że to obniżenie stosunku niepożądanych składników płynu gazowego do innych tłocznych składników płynu gazowego, jest wynikiem selektywnej sorpcji składników płynu silniej adsorbowanych wewnątrz materii węglowej formacji, takich jak dwutlenek węgla. Uważa się, że selektywna sorpcja powoduje, że względnie silniej .adsorbowane składniki płynu, przemieszczają się wolniej przez formację niż składniki płynu słabiej adsorbowane. Jak omówiono to wcześniej, gdy płyn gazowy wprowadza się do formacji, obszar wewnątrz formacji który jest nasyconym płynem silniej absorbowanym, będzie się rozszerzał począwszy od otworu tłocznego. Płyn silniej adsorbowany tworzy coś w rodzaju frontu stężenia który przesuwa się wewnątrz formacji. Gdy płyn gazowy wprowadza się do formacji, front stężenia jest stale przesuwany od otworu tłocznego w kierunku obszarów wewnątrz formacji o niższym ciśnieniu. Wzbogacanie badanego strumienia wylotowego w inne tłoczone płyny będzie kontynuowane, dopóki front stężenia nie osiągnie otworu kontrolnego.

Stosunek niepożądanego składnika płynu gazowego do innych składników tłoczonego płynu gazowego, zbieranych na poziomie otworu kontrolnego, winien szybko wzrosnąć wraz z osiągnięciem przez front stężenia obszaru formacji w którym wydrążony jest otwór kontrolny. Z powodu hetergenności większości stałych, węglowych formacji podziemnych, niepożądany składnik płynu gazowego może przemieszczać się nierównomiernie wewnątrz formacji. Może to spowodować, że niepożądany składnik płynu gazowego zostanie nierównomiernie rozmieszczony wewnątrz formacji. Dlatego też korzystnie jest stosować do kontrolowania formacji nie jeden lecz więcej otworów.

W jednej z odmian wynalazku, wprowadzanie płynu gazowego kontynuuje się aż do żądanego stopnia nasycenia formacji niepożądanym składnikiem płynu gazowego. Każdy specjalista będzie potrafił określić stopień nasycenia poszczególnych obszarów wewnątrz

176 443 formacji, pobierając próbkę gazowego strumienia wylotowego z otworu kontrolnego, który przenika przez obszar formacji.

Skład chemiczny pobranej próbki wraz z informacją dotyczącą ciśnienia wewnątrz formacji w pobliżu otworu kontrolnego, umożliwi każdemu specjaliście określenie względnych stężeń każdego z sorbowanych składników gazowych wewnątrz materii węglowej, z obszaru formacji z którego pobrano próbkę. Pozwoli to każdemu specjaliście określić, czy niepożądany składnik tłoczonego płynu gazowego, osiągnął obszar z którego pobrano próbkę. Pozwala to również poszczególnym specjalistom ocenić stopień nasycenia obszaru formacji niepożądanym składnikiem płynu gazowego. Pożądany stopień nasycenia wewnątrz formacji, dokładniej przedstawiono powyżej w opisie dotyczącym dostępnych poziomów nasycenia.

Jak to omówiono wcześniej, jeżeli niepożądany składnik płynu gazowego jest płynem względnie silniej adsorbowanym, odpowietrzanie formacji pozwoli zaadsorbować w formacji niepożądany składnik płynu gazowego dla każdego danego ciśnienia rozmieszczania. Odpowietrzania można dokonywać poprzez dowolny otwór, który posiada połączenie płynowe z formacją. W przypadku odpowietrzania można go stosować w sposób ciągły lub przerywany i odpowietrzanie może mieć miejsce równocześnie z tłoczeniem płynu gazowego lub po zaprzestaniu tłoczenia płynu gazowego.

Jeżeli takie składniki płynu gazowego jak siarkowodór, tlenki · siarki i tlenki azotu są z niego uwolnione, może okazać się korzystne zmniejszenie ciśnienia wewnątrz formacji, odpowiednie dla desorpcji dwutlenku węgla z formacji lecz nie wystarczające dla spowodowania desorpcji z materii węglowej siarkowodoru, tlenków azotu i tlenków siarki. To odpowietrzanie formacji, pozwoli na rozmieszczenie wewnątrz formacji większych ilości składników silniej adsorbowanych, takich jak siarkowodór i niektórych tlenków azotu i siarki.

Płyn gazowy można tłoczyć do formacji w sposób ciągły lub przerywany. Tłoczenie płynu gazowego kontynuuje się zwykle aż osiągnie się pożądane ciśnienie. Po wprowadzeniu do formacji żądanej ilości płynu gazowego lub gdy formacja osiągnie żądane ciśnienie, otwór tłoczny zamyka się i formację utrzymuje się korzystnie w odpowiednich warunkach rozmieszczania w celu utrzymywania w formacji zaadsorbowanych, niepożądanych składników płynu gazowego w ilości od 40 do 80 procent objętościowych, korzystnie utrzymywania zaadsorbowanych w formacji niepożądanych składników płynu gazowego przez co najmniej jeden rok, od momentu zaprzestania wprowadzania do stałej, węglowej formacji podziemnej płynów gazowych.

Odmiennie, stosowanie sposobu według wynalazku wstrzymuje się po nasyceniu formacji niepożądanym płynem gazowym w oczekiwanym stopniu. Realizując sposób według wynalazku, korzystnie jest aby mniej niż 50-ciu procentom objętościowym całkowitej ilości niepożądanego składnika płynu gazowego wprowadzonego do formacji, pozwolić na uwolnienie do atmosfery, korzystniej mniej niż 10-ciu procentom objętościowym, najkorzystniej mniej niż jednemu procentowi. Niepożądane składniki płynu gazowego utrzymuje się korzystnie wewnątrz formacji przez co najmniej jeden rok, korzystniej przez co najmniej pięć lat, najkorzystniej przez co najmniej dziesięć lat.

Frakcjonowanie mieszaniny płynów gazowych

W następnej odmianie wynalazku, mieszaninę płynów gazowych, zawierające płynne składniki względnie silniej adsorbowane oraz płynne składniki względnie słabiej adsorbowane, wprowadza się do stałej, węglowej formacji podziemnej poprzez otwór tłoczy w komunikacji płynowej z formacją. Płynne składniki mieszaniny gazowej względnie silniej adsorbowane, będą selektywnie adsorbowane w materii węglowej formacji. Obecny wynalazek wykorzystuje tę selektywną adsorpcję w formacji płynnych składników silniej adsorbowanych, do dostarczenia sposobu frakcjonowania mieszaniny płynów gazowych na pierwszą frakcję wzbogaconą w płyny względnie słabiej adsorbowane i drugą frakcję wzbogaconą w płyny względnie silniej adsorbowane. Do przykładów mieszanin płynów gazowych które, można frakcjonować, zalicza się: powietrze, spaliny, mieszaniny gazowe wytworzone w różnych procesach przemysłowych oraz mieszaniny gazowe dostarczone z separatorów,

176 443 które rozdzielają ze strumienia produkcyjnego gazu ziemnego gazy niepalne i płynu kondensujące, lecz nie ogranicza się do nich.

W tej odmianie wynalazku, mieszaninę płynów gazowych wprowadza się zwykle do stałej, węglowej formacji podziemnej poprzez otwór tłoczny, który przenika przez formację. Korzystnie formacja została już zubożona w odzyskany metan. Stosowanie zubożonej formacji winno służyć lepszemu frakcjonowaniu tłoczonego płynu gazowego. Ustalone ciśnienie winno służyć polepszeniu frakcjonowania mieszaniny płynów gazowych na frakcję wzbogaconą w płyny względnie słabiej adsorbowane i frakcję wzbogaconą w płyny względnie silniej adsorbowane. Ogólnie, wyższe ciśnienie w formacji, więcej gazu może adsorbować do materii węglowej formacji.

Frakcja wzbogacona w płyny słabiej adsorbowane (czasami określana w niniejszym jako rafinat), jest zwykle wydobywana z formacji poprzez otwór produkcyjny. Rafinat będzie wzbogacany w płyny względnie słabiej adsorbowane ponieważ płyny względnie silniej adsorbowane, które są selektywnie adsorbowane w materii węglowej, będą wolniej przemieszczać się przez formację, jak to wcześniej opisano.

Rafinat jest zwykle odzyskiwany z formacji, dopóki stężenie w rafinacie płynów silniej adsorbowanych, nie wzrośnie powyżej dopuszczalnego poziomu. Dla mieszaniny płynów gazowych zawierających dwutlenek węgla, procent objętościowy dwutlenku węgla w rafinacie, utrzymywany jest korzystnie poniżej 50-ciu procent, korzystniej poniżej 2θ procent, najkorzystniej poniżej 5-ciu procent. W pewnych sytuacjach, możliwe jest utrzymywanie procentu objętościowego dwutlenku węgla w rafinacie poniżej 1-go procenta.

Odmiennie, tłoczenie mieszaniny płynów gazowych kontynuuje się aż do uzyskania żądanego poziomu nasycenia formacji. Żądane nasycenie adsorpcyjne formacji można wyznaczać stosując standardowe doświadczenia. Na przykład, mieszaninę płynów gazowych można tłoczyć, aż w rafinacie stosunek objętościowy względnie silniej adsorbowanych płynów wzrośnie powyżej dopuszczalnego poziomu, jak to opisano powyżej. Gdy zostanie osiągnięte żądane nasycenie adsorpcyjne formacji, pojemność adsorpcyjną materii węglowej można zregenerować poprzez obniżenie całkowitego ciśnienia formacji. Zdesorbowany adsorbat, wzbogacony w płyny względnie silniej adsorbowane, uwalnia się z materii węglowej formacji, wraz z obniżeniem się całkowitego ciśnienia. Zdesorbowany adsorbant można odzyskać z formacji poprzez otwór tłoczny i/lub otwór produkcyjny.

Jeżeli frakcjonowana wewnątrz formacji mieszanina płynów gazowych zawiera dwutlenek węgla, na przykład spaliny, zdesorbowany adsorbat będzie wzbogacony w dwutlenek węgla. Jeżeli mieszanina gazowa zawiera tlen, na przykład powietrze, zdesorbowany adsorbant będzie wzbogacony w tlen. Odzyskany zdesorbowany adsorbat można ponownie wtłoczyć do stałej, węglowej formacji podziemnej. Na przykład, jeżeli mieszanina płynów gazowych zawierająca dwutlenek węgla jest frakcjonowania wewnątrz stałej, węglowej formacji podziemnej, odzyskany zdesorbowany adsorbant będzie wzbogacony w dwutlenek węgla. Odzyskany zdesorbowany adsorbant wzbogacony w dwutlenek węgla, można zastosować do zwiększenia odzyskiwania metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej.

Może być pożądane utrzymywanie wewnątrz formacji płynów względnie silnie adsorbowanych. W tej sytuacji, nie zmniejsza się ciśnienia formacji i nie regeneruje się pojemności adsorpcyjnej materii węglowej formacji. Odmiennie, pojemność adsorpcyjną materii węglowej formacji, ' można częściowo regenerować bez obniżania całkowitego ciśnienia do punktu w którym niepożądane składniki, jeżeli są obecne, takie jak dwutlenek węgla, siarkowodór lub tlenek węgla, mogą być desorbowane i uwalniane z materii.

Ogólnie, ciśnienie stosowane podczas frakcjonowania gazowej mieszaniny płynów, dobiera się tak, aby zoptymalizować frakcjoosnie płynu. Ogólnie, wyższe stosowane ciśnienie, więcej gazu który może zostać zaadsorbowane w materii węglowej formacji. Dla danego układu, szybsze usuwanie rafinatu z systemu - wyższy procent objętościowy wewnątrz rafinatu płynów względnie silnie adsorbowanych.

Jeżeli frakcjonowana mieszanina gazowa płynów zawiera duży procent objętościowy azotu, otrzymany rafinat będzie wzbogacony w azot. Przykładami gazowych mieszanin płynów, które zawierają duży procent objętościowy azotu, są powietrze i spaliny. Rafinat

176 443 wzbogacony w azot, wytworzony z tych mieszanin płynów gazowych, można zastosować do zintensyfikowania odzyskiwania metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej. Jeżeli używa się spalin, to powinny być korzystnie odwodnione przed ich wtłoczeniem do formacji. Przymuje się, że odwodnienie będzie zmniejszało potencjalne problemy korozyjne, które mogą pojawić się w aparaturze tłoczącej i odwiercie jako wynik tłoczenia spalin do formacji.

Rafinat wzbogacony w azot tłoczy się do stałej, węglowej formacji podziemnej pod ciśnieniem wyższym od ciśnienia złożowego formacji. Korzystnie, rafinat wzbogacony w azot tłoczy się pod ciśnieniem wyższym od ciśnienia złożowego formacji od około 3447378 Pa do około 10342136 Pa. Jeżeli ciśnienie tłoczenia jest niższe lub równe ciśnieniu złożowemu, rafinat wzbogacony w azot nie może być zwykle tłoczony, ponieważ nie może pokonać ciśnienia złożowego. Rafinat wzbogacony w azot, tłoczy się korzystnie pod ciśnieniem niższym od ciśnienia pękania formacji stałej, węglowej formacji podziemnej. Jeżeli ciśnienie jest za wysokie i w formacji powstają rozległe szczeliny, tłoczony rafinat wzbogacony w azot może być tracony i być może będzie się produkować mniej metanu.

Jednakże, opierając się na badaniach innych typów zbiorników, można przyjąć że rafinat wzbogacony w azot można tłoczyć do formacji pod ciśnieniem przekraczającym ciśnienie pękania formacji tak długo jak wytworzone szczeliny nie rozciągną się od otworu tłocznego do otworu produkcyjnego. W praktyce, tłoczenie powyżej ciśnienia pękania formacji może okazać się niezbędne, w celu osiągnięcia odpowiedniego tłoczenia i/lub szybkości odzyskiwania, aby uczynić proces ekonomicznym, lub w innych przypadkach może być niezbędne poprawienie wyników finansowych, gdy tego można dokonać bez obniżenia ogólnej wydajności. Ogólnie, połowa długości szczelin z wytworzonych wewnątrz formacji szczelin jest mniejsza od około 20% do około 30% odległości pomiędzy otworem tłocznym i otworem produkcyjnym. Także korzystnie, wytworzone szczeliny winny być ograniczone do obszaru formacji.

Parametry ważne dla odzyskiwania metanu, takie jak połowa długości szczelin, azymut szczelin i wzrost wysokości można oznaczać stosując znane techniki modelowania formacji. Przykłady technik omówione są przez Johna L. Gidley'a i innych w Recent Advances in Hydraulic Fracturing, tom 12, Society of Petroleum Engineers Monograph Series, 1989, strony 25-29 i 76-77 oraz przez C. L. Schustera w Dedection Within the Wellbore of Seismic Signlas Created by Hydraulic Fracturing, artykuł SPE 7448 przedstawiony na Society of Petroleum Engineers', Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 1978 October 1-3. Odmiennie, połowę długości szczelin oraz wpływ ich ukierunkowania można oszacować stosując połączenie analizy przebiegów przejściowych ciśnień i · modelowania przepływu złożowego, jak to opisano w artykule N. Ali i innych SPE 22893, Injeption Above-Fracture-Parting Pressure Pilot, Valhal Field, Norway, na 69th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers,, Dallas, Texas, October 6-9, 1991. Jakkolwiek należy zaznaczyć, że w powyższej referencji opisuje się sposób polepszenia odzyskiwania ropy naftowej poprzez tłoczenie wody powyżej ciśnienia pękania formacji, można przyjąć że sposoby i rozwiązania technicznie omówione w artykule SPE 22893 można zaadaptować w celu polepszenia odzyskiwania metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej.

Ogólnie, im głębsza stała, węglowa formacja podziemna, tym wyższe niezbędne ciśnienie do tłoczenia do formacji rafinatu wzbogaconego w azot. Typowo, ciśnienie tłoczenia od około 2757903 Pa do 13789514 Pa będzie odpowiednie do tłoczenia rafinatu wzbogaconego w azot do większej formacji z których pożądane jest odzyskanie metanu.

Rafinat wzbogaconyw azot tłoczy się do stałej, węglowej formacji podziemnej poprzez otwór tłoczny w komunikacji płynowej z , formacją. Korzystnie, otwór tłoczny penetruje formację zawierającą metan lecz otwór tłoczny nie musi przenikać formacji tak długo jak istnieje komunikacja płynowa pomiędzy formacją i otworem tłocznym. Tłoczenie rafinatu wzbogaconego w azot może być albo ciągłe albo przerywane. Ciśnienie tłoczenia można utrzymywać na stałym poziomie lub może się zmieniać.

Płyn zawierający metan odzyskuje się z otworu produkcyjnego w komunikacji płynowej z formacją. Tak jak w przypadku otworu tłocznego, otwór produkcyjny korzystnie

176 443 przenika formację zawierającą metan, ale otwór produkcyjny nie musi przenikać formacji tak długo jak istnieje komunikacja płynowa pomiędzy formacją i otworem produkcyjnym. Otwór produkcyjny lub otwory obsługuje się w ten sam sposób jak tradycyjne otwory do odzyskiwania metanu ze złoża węglowego. Może okazać się pożądane minimalizowanie ciśnienia zwrotnego w otworze produkcyjnym podczas odzyskiwania płynów zawierających metan z takich otworów produkcyjnych. Redukcji ciśnienia zwrotnego w otworze produkcyjnym będzie towarzyszyć ruch płynów zawierających metan do formacji do odwiertu.

Korzystnie, otwór produkcyjny eksploatuje się tak aby ciśnienie w otworze produkcyjnym, przy ulokowaniu odwiertowym w pobliżu formacji wywarzaj ącej metan, było mniejsze niż początkowe ciśnienie złożowe formacji. Ulokowane odwiertowe przylegające do formacji wytwarzającej metan jest wewnątrz odwiertu nie formacji. Początkowe ciśnienie złożowe jest ciśnieniem złożowym w pobliżu omawianego otworu produkcyjnego, w okresie przed początkiem tłoczenia rafinatu wzbogaconego w azot do formacji. Ciśnienie złożowe może wzrastać podczas tłoczenia rafinatu wzbogaconego w azot, lecz można przyjąć że ciśnienie w otworze produkcyjnym w pobliżu formacji powinno się korzystnie utrzymywać poniżej początkowego ciśnienia złożowego. Będzie to poprawić ruch płynu z formacji do odwiertu. Korzystniej, ciśnienie w otworze produkcyjnym przy ulokowaniu odwiertowym w pobliżu formacji wytwarzającej metan, powinno być mniejsze niż około 2757903 Pa.

W pewnych przypadkach, ciśnienie zwrotne w odwiercie otworu produkcyjnego może być korzystne, na przykład gdy pożądane jest utrzymywanie wyższego ciśnienia złożowego w celu zminimalizowana dopływu wody do formacji z otaczających formacji wodonośnych. Taki dopływ wody do formacji może zredukować szybkość odzyskiwania metanu jak również skomplikować eksploatację otworu produkcyjnego.

Inną sytuacją, w której może być korzystnie utrzymywanie ciśnienia zwrotnego w odwiercie otworu produkcyjnego jest taka z którą wiąże się wytrącanie i/lub kondensacja substancji stałych i/lub cieczy wewnątrz formacji w pobliżu odwiertu lub w samym odwiercie. Wytrącanie w/lub kondensacja substancji stałych lub cieczy w/lub w pobliżu odwiertu, może zredukować szybkość odzyskiwania metanu z otworu produkcyjnego. Przykładami substancji które mogą wytrącić się lub skondensować w pobliżu odwiertu i stworzyć problem są woski zawierające zaokludowane oleje, które mogą uwolnić się z materii i dążyć do odwiertu produkcyjnego. Można przyjąć, że wyższe ciśnienie w odwiercie otworu produkcyjnego zlokalizowanego w pobliżu formacji, będzie minimalizowało takie wytrącanie się i/lub kondensację substancji stałych i cieczy w odwiercie lub w jego pobliżu. Dlatego też, jeżeli wytrącanie się i kondensacja w odwiercie są problemem, może być korzystne zwiększenie ciśnienia w odwiercie otworu produkcyjnego do wartości tak wysokiej jak to praktycznie możliwe.

Regulacja w czasie i wielkość wzrostu natężenia przepływu odzyskiwania metanu z otworu produkcyjnego, będzie zależała od wielu czynników wliczając w to na przykład rozstawienie otworu, grubość stałej, węglowej formacji podziemnej, porowatość pęknięć, ciśnienie tłoczenia i szybkość tłoczenia, skład tłoczonego płynu gazowego, skład gazu sorbowanego, ciśnienie złożowe, przepuszczalność formacji i łączna produkcja metanu przed tłoczeniem rafinatu wzbogaconego w azot.

Gdy powyższe parametry utrzymywane są na stałym poziomie, mniejsza odległość pomiędzy otworem tłocznym i otworem produkcyjnym spowoduje szybszą dostrzegalną odpowiedź otworu produkcyjnego (zarówno wzrost w szybkości odzyskiwania metanu jak i krótszy czas pomiędzy przed ukazaniem się w otworze produkcyjnym tłoczonego rafinatu wzbogaconego w azot), niż odpowiedź która ma miejsce w przypadku otworu tłocznego i otworu produkcyjnego oddzielonych większą odległością. Gdy oddala się otwory, konieczność szybkiego wzrostu w szybkości produkcji metanu musi być zrównoważona ponownie innymi czynnikami, takimi jak wcześniejsze przebicie azotu niż gdy stosuje się zmniejszone rozstawienie otworu i ilość rafinatu wzbogaconego w azot stosowanego do desorpcji metanu z formacji dla każdego rozstawienia.

W razie potrzeby, metan wyprodukowany zgodnie z tym wynalazkiem można oddzielić od towarzyszących gazów, takich jak azot lub mieszaniny azotu i innego dowolnego gazu

176 443 lub gazów, które mogły być wtłoczone do lub wydobyte ze stałej, węglowej formacji podziemnej. Takie towarzyszące produkcji gazy będą oczywiście obejmować dowolne gazy, które występują w naturalnych warunkach w stałych, węglowych formacjach podziemnych razem z metanem. Gazy te, które występują w naturalnych warunkach łącznie z metanem, określane są powszechne jako metan ze złoża węglowego. Te naturalnie występujące gazy mogą zawierać na .przykład siarkowodór, dwutlenek węgla, etan, propan, butan i cięższe węglowodory w mniejszych ilościach. W razie potrzeby, metan produkowany zgodnie z tym wynalazkiem można mieszać z metanem z innych źródeł, który zawiera względnie mniej zanieczyszczeń.

Przykład 1.

Przykład ten pokazuje przewidywaną odpowiedź złoża węglowego, gdy tłoczy się do złoża węglowego różne płyny desorbujące, w celu intensyfikacji odzyskiwania metanu ze złoża węglowego. W przykładzie tym tłoczenie rozpoczyna się po jednym roku. W tym przykładzie wszystkie płynu desorbujące tłoczy się do złoża węglowego pod ciśnieniem tłoczenia wynoszącym 13789514 Pa. Tłoczone do formacji płyny deskujące obejmują:

- czysty azot,

- spaliny zawierające 85 procent objętościowych azotu i 15 procent objętościowych dwutlenku węgla,

- równomkloną mieszaninę dwutlenku węgla i azotu,

- płyn desorbujący zawierający 85 procent objętościowych dwutlenku węgla i 15 procent objętościowych azotu, oraz

- czysty dwutlenek węgla.

Dane przedstawione na wykresach Fig. od 1 do 7 powstały na podstawie modelu opracowanego w celu opisania hipotetycznego złoża węglowego, którego grubość wynosi 3,05 metra i które jest w całości jednorodne w obu kierunkach, zarówno w pionie jak i w poziomie. Dane przedstawione na wykresach są skorygowane do temperatury 15,6°C i ciśnienia 101353 Pa. Hipotetyczne złoże węglowe posiada następującą charakterystykę:

przepuszczalność = 10 mD, porowatość = 0,5%, ciśnienie złożowe wynosi 10342136 Pa, przed rozpoczęciem tłoczenia płynu deskującego, oraz temperatura złożowa — 46,1°C.

Złoże węglowe nasycone jest metanem a obszar drenażu przez otwór produkcyjny wynosi 186155 m² obszaru formacji. W modelu założono, że otwór produkcyjny otoczony jest przez cztery otwory tłoczne, które są ułożone w pięciopunktową formację. Przyjmuje się, że każdy otwór tłoczny oddziałowuje tak samo na otwór produkcyjny i tym samym jedna czwarta reakcji w otworze prkdukcyjnymjest związana z każdym otworem tłocznym. Łączna ilość płynu desorbującego tłoczonego do formacji drenowanej przez otwór produkcyjny pochodzi z czterech otworów tłocznych. Każdy otwór tłoczny ma udział w czwartej części całkowitej ilości tłoczonego płynu desorbującegk. Na wykresach Fig. od 1 do 7 przedstawiono przewidywane objętościowe natężenie przepływu odzyskiwanego gazu w m³ x 103/dobę (w tysiącach standardowych metrów sześciennych na dobę) oraz przewidywane, łączne wydobycie gazu w m3 x 10⁶ (w milionach standardowych metrów sześciennych).

Użyty model został opracowany z zastosowaniem dwuwymiarowego nirialnego równania stanu. Opis wirialnych równań stanu oraz sposób ich zastosowania do. stworzenia modelu podobnego do jednego z użytych przez wynalazców, omówiono w pracy DeGance, Multicomponent high-pressure adsorption equilibrium on carbon substrates: theory and data'', Fluid Phase Equilibria, 78, str. 99-137, (1992), E^ewer Science Publishers B.V., Amsterdam, którą zamieszczono w niniejszym jako referencję.

Jak można to zauważyć z wykresów Fig. od 1 do 5, procent objętościowy dwutlenku węgla w płynie odzyskiwanym z otworu produkcyjnego jest utrzymywany, na poziomach poniżej procentu objętościowego dwutlenku węgla zawartego w tłoczonym płynie desorbującym, dla całego okresu po rozpoczęciu tłoczenia płynu desorbującegk. Procent objęto24

176 443 ściowy dwutlenku węgla w odzyskiwanym strumieniu wylotowym zaczyna wzrastać w zasadzie w przybliżeniu w tym samym czasie w jakim procent objętościowy metanu w odzyskiwanym strumieniu wylotowym zaczyna obniżać się. Jak można zobaczyć na wykresach fig. od 2 do 5, zasadniczy procent dostępnego metanu zawartego w formacji będzie odzyskiwany w czasie, w którym procent objętościowy dwutlenku węgla w odzyskiwanym strumieniu wylotowym wzrośnie powyżej procentu objętościowego dwutlenku węgla w tłoczonym płynie desorbującym. Również, ponieważ dostępne są metody ekonomicznego oddzielania dwutlenku węgla od metanu, azotu i innych gazów, dwutlenek węgla można wydzielić z odzyskiwanego strumienia wylotowego z otworu produkcyjnego i wtłoczyć z powrotem do złoża węglowego i/lub innego pobliskiego złoża węglowego.

Na wykresach fig. od 1 do 7 przedstawiono także zasadniczy procent dostępnego metanu, który można odzyskać z obszaru drenowanego przez otwór produkcyjny, zanim stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego zawartych w strumieniu wylotowym odzyskiwanym z otworu produkcyjnego, osiągnie wielkość stosunku objętościowego dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego zawartych w tłoczonych płynach desorbujących.

Należy zaznaczyć, że ponieważ model w powyższym przykładzie i realizowany przykład są wyidealizowane, nie mogą one brać pod uwagę heterogenności występującej w rzeczywistej stałej, węglowej formacji podziemnej. Tym samym model ten i model opisany w przykładach · 2 i 3 nie mogą przewidzieć przeciekania, które może zdarzyć się wewnątrz formacji. Jednakże ujawnione przykłady łącznie z wcześniejszym omówieniem dotyczącym przeciwdziałaniu występującemu wewnątrz formacji rozwarstwieniu, będą pomagać specjalistom w praktycznej realizacji wynalazku.

Przykład 2.

W przykładzie tym przedstawiono przewidywaną reakcję płynów desorbujących złoża węglowego, gdy płyny desorbujące zawierające dwutlenek węgla tłoczy się do złoża węglowego w celu poprawienia odzyskiwania metanu ze złoża węglowego. W tym przykładzie, tłoczenie płynów desorbujących rozpoczęło się po czterech latach pierwotnego wyczerpywania. W tym przykładzie, wszystkie płyny desorbujące tłoczy się do złoża węglowego, pod ciśnieniem tłoczenia wynoszącym 13789514 Pa, przez otwór tłoczny charakteryzujący się naskórkowością wynoszącą -3. Otwór produkcyjny posiada ciśnienie głowicowe wynoszące 689476 Pa i naskórkowość równą -3. Naskórkowość jest miarą przepuszczalności formacji w pobliżu odwiertu. Dodatnia naskórkowość wskazuje na uszkodzenie formacji w pobliżu odwiertu, zaś ujemna naskórkowość wskazuje na stymulowanie formacji w pobliżu odwiertu. Płyny desorbujące tłoczone do formacji obejmują: czysty dwutlenek węgla, oraz płyn desorbujący zawierający 70 procent objętościowych dwutlenku węgla i 30 procent objętościowych metanu.

Dane na wykresach fig. od 11 do 18 zostały pobrane z modelu, który opracowano w celu opisania hipotetycznego złoża węglowego, którego grubość wynosi 15,24 m i które jest w całości jednorodne w obu kierunkach, zarówno w pionie jak i w poziomie. Dane przedstawione na wykresach są skorygowane do temperatury 15,6°C i ciśnienia 101353 Pa. Hipotetyczne złoże węglowe posiada następującą charakterystykę:

przepuszczalność = 5 mD, ciśnienie złożowe wynosi 10342136 Pa, przed rozpoczęciem tłoczenia płynu desorbującego, oraz temperatura złożowa = 46,1°C.

Złoże węglowe nasycone jest metanem a obszar drenażu przez otwór produkcyjny wynosi 647497 m² obszaru formacji. W modelu założono, że otwór produkcyjny otoczony jest przez cztery otwory tłoczne, które są ułożone w pięciopunktową formację. Przyjmuje się, że · każdy otwór tłoczny oddziałowuje tak samo na otwór produkcyjny i tym samym jedna czwarta reakcji w otworze produkcyjnym jest związana z każdym otworem tłocznym. Łączna ilość płynu desorbującego tłoczonego do formacji drenowanej przez otwór produkcyjny

176 443 pochodzi z czterech otworów tłocznych. Każdy otwór tłoczny ma udział w czwartej części całkowitej ilości tłoczonego płynu desorbującego.

Stosowany model opracowany został z wykorzystaniem rozszerzonego modelu izoterm adsorpcyjnych Langmuira. Opis rozszerzonego modelu izotermy adsorpcyjnej Langmuira i sposób jego zastosowania do stworzenia modelu podobnego do jednego z użytych przez wynalazców, opisują L. E. Arri i inni w Modeling Coalbed Methane Production with Binary Gas Sorption, SPE 24363, str. 459-472 (1992), publikacji Society of Petroleum Engineers, zamieszczonej w niniejszym jako referencja.

Przykład ilustruje to, że w pewnych sytuacjach które powinny być znane poszczególnym specjalistom z poprzedniego ujawnienia, płyn desorbujący zawierający dwutlenek węgla i metan stosuje się korzystnie do odzyskiwania metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej podziemnej, szczególnie jeżeli koszt wydzielania metanu z odzyskanego strumienia węglowego jest ekonomicznie nieopłacalny. W tej sytuacji, strumień wylotowy tłoczy się ponownie do formacji, która adsorbuje dwutlenek węgla będący składnikiem strumienia i pozwala na przepływ metanu do otworu produkcyjnego, gdzie jest odzyskiwany.

Przykład 3.

W przykładzie tym stosuje się ten sam typ technik modelowania i te same parametry jakie użyto w przykładzie 2. Jednakże, w przykładzie tym stosuje się nienasycone złoże węglowe i do złoża węglowego tłoczy się mieszaninę płynów gazowych zawierających 15 procent objętościowych dwutlenku węgla i 85 procent objętościowych azotu. Tłoczenie płynów gazowych rozpoczyna się w zerowym momencie czasowym. Związane z przykładem wykresy fig. od 8 do 10 pokazują, że stała, węglowa formacja podziemna może efektywnie dostarczać strumień wylotowy wzbogacony w azot, gdy do formacji wprowadza się mieszaninę płynów gazowych zawierającą azot i dwutlenek węgla. Model tak skonstruowano, że procent objętościowy azotu w odzyskanym strumieniu wylotowym powinien wynosić 100% przez cały okres przedstawiony na wykresach fig. od 8 do 10, oraz że procent objętościowy dwutlenku węgla w odzyskanym strumieniu wylotowym nie powinien wzrosnąć powyżej 0,01% przez cały okres przedstawiony na wykresach fig. od 8 do 10.

Można przyjąć, że stała, węglowa formacja podziemna będzie także dostarczała strumień wylotowy wzbogacony w azot, gdy do formacji wprowadza się powietrze poprzez otwór tłoczny i usuwa poprzez otwór produkcyjny.

Na podstawie powyższego opisu można zauważyć, że dla specjalistów widoczne będzie szereg zmian, odmian i modyfikacji. Dlatego też, opis ten stworzony jest tylko jako ilustracja i w celu nauczenia specjalistów sposobu realizacji wynalazku. Można dokonać różnych zmian oraz można zastąpić materiały opisane w zgłoszeniu. Na przykład, można przyjąć że płyn gazowy, który będzie podlegał chemisorpcji do materii węglowej formacji, może zostać umieszczony w formacji w podobny sposób jak to ujawniono w przypadku rozmieszczania wewnątrz formacji płynu silnie adsorbowanego.

Dlatego też ocenia się, że możliwe jest dokonanie różnych zmian, modyfikacji, odmian itp., bez szkody dla ducha i zakresu wynalazku, zdefiniowanego w załączonych zastrzeżeniach. Zakłada się oczywiście, że wszystkie takie modyfikacje są objęte przez załączone zastrzeżenia.

176 443

Calkowite <v •H

C <D «Ν

0>

4-1 fO c

Rozpoczęcie tłoczenia

FIG.2

Czysty azot

Spaliny (85/15)

Mieszanina równomolowa(50/50) Wzbogacony dwutlenek węgla (15/85) Czysty dwutlenek węgla

Pierwotne, ciśnieniowe zczerpywanie <u <D C Ή N C υ oj >i χ 3 Li w c <α > ία Snu 3 ό o ω o £

Rozpoczęcie Czysty azot tłoczenia Spaliny (85/15)

Mieszanina równomolowa(50/50) CO₂ - wzbogacony (15/85) Czysty dwutlenek węgla Pierwotne zczerpywanie

176 443

Zawartość

Rozpoczęcie tłoczenia

Czysty azot

Spaliny (85/15)

Mieszanina równomolowa(50/50) CO, - wzbogacony (15/85)

Rozpoczęcie tłoczenia

Czysty azot

Spaliny (85/15)

Mieszanina równomolowa(50/50) CO₂ - wzbogacony (15/85)

176 443 •u •Ul

O

4J μι ra

IB

Rozpoczęcie tłoczenia

.0/	ω Η 3 qj ? *		X) 0 Ό \
£	2S ·Η		O
<υ	rM Λί	3	«—i
•ω	O. (0	C
4>	Q>	<0
4J	N (\J	4J
V	i-t Ό	o	e
£	CL O	ε

Spaliny (85/15)

Mieszanina równomolowa(50/50) CO₂ - wzbogacony (15/85) Czysty dwutlenek węgla

Rozpoczęcie Czysty azot tłoczenia Spaliny (85/15)

Mieszanina równomolowa (50/50) CO₂ - wzbogacony (15/85)

Czysty dwutlenek węgla

176 443

FIG.7

Mieszanina równomolowa (50/50) C0₂ - wzbogacony (15/85)

Czysty dwutlenek węgla

F1G.8

	0»
c	Ή
N	c
ϋ	43
>,
	W	o
<0	>,	+J
ε	N	0
□	TJ	N
co	0	<0

o w

X ε

Rozpoczęcie tłoczenia mieszaniny

15%CO₂/85%Ni

176 443

FIG.9

tłoczenia mieszaniny

15%CO₂/85%N₂

0	0 PP 3 o		a> Xł 0 o
•H	3 C
C	> fT3		o
	rM		«—1
•N	Oj σι	3
o-	α> >ι	j~>	X
4-J	N N	o	r->
fU	(4 Ό	M	£
2	CL. 0	nj

FIG. 10

CZAS, LATA

Rozpoczęcie tłoczenia mieszaniny

15%CO₂/85%N₂

176 443

FIG. II

Całkowite

Sumaryczna natężenie ilość przepływu

Stosowany płyn gazowy zawierający 100% CO; Stosowany płyn gazowy zawierający 70% CO₂/30% CH₄

Stosowany płyn gazowy zawierający 100% CO_;Stosowany płyn gazowy zawierający 70% CO₂/30% CH₄

176 443

Stosowany płyn gazowy zawierający 100% CO₂Stosowany płyn gazowy zawierający 70% CO₂/30% CH₍ ^u c □ u 3 <3 -H •tn Λί c o c « o

U H >1'H Μ Η N E (0 u u a 3 O O M (0 3 4J Ν Ό 3 W

Stosowany płyn gazowy zawierający 100% CO₂Stosowany płyn gazowy zawierający 70% CO₂/30% CH.

176 443

	a
-Γ-Ι	o
e	Ό
0 3 3	\
•H 3 3 C S -H	O
4) rM 3	Ή
-N CL <n C
fl> 0, >i (0	X
4J N N +J
Ii H 3 UJ	ε
z α o ε

FIG. 15

Stosowany płyn gazowy zawierający 100% CO₂Stosowany płyn gazowy zawierający 70% CO₂/30% CH₄

176 443

Sumaryczna

FIG. 17

Stosowany płyn gazowy zawierający 100% CO; Stosowany płyn gazowy zawierający 70% CO,/30% CH₍

FIG.I8

	o
σ	σ>
c	o
N	c
υ
>1	44 3
Μ Ό	n c
flj '01	> (Π
£ o	N 4->
3	Ό 0
en -η	O £

Stosowany płyn gazowy zawierający 100% CO; Stosowany płyn gazowy zawierający 70% CO₂/30% CH,

Departament Wydawnictw UP RP. Nakład 70 egz. Cena 6,00 zł.

Claims

Zastrzeżenia patentowe

1. Sposób rozmieszczania dwutlenku węgla w złożu węglowym i równoczesnego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej formacji podziemnej, penetrowanej przez otwór tłoczny i otwór produkcyjny, znamienny tym, że

a) ' tłoczy się płyn desorbujący do formacji poprzez otwór tłoczny, przy czym stosunek objętościowy dwutlenku .węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego jest równy B,

b) wydobywa się z formacji poprzez otwór produkcyjny, gazowy strumień wylotowy zawierający metan i dwutlenek węgla, w którym stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych .składników -tłoczonego płynu desorbującego jest mniejszy niż B, oraz

c) przerywa się wydobywanie z formacji gazowego strumienia wylotowego, gdy stosunek objętościowy dwutlenku węgla do innych składników tłoczonego płynu desorbującego wewnątrz gazowego strumienia wylotowego wydobywanego w etapie b), jest większy niż 0,5 B.
2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że płyn desorbujący tłoczy się do stałej, węglowej formacji podziemnej zawierającej co najmniej jeden pokład węglowy.
3. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że tłoczy się płyn desorbujący zawierający spaliny.
4. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że stosuje się płyn desorbujący zawierający więcej niż czterdzieści dziewięć procent objętościowych dwutlenku węgla.
5. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że stosuje się płyn desorbujący zawierający metan i dwutlenek węgla.
6. Sposób rozmieszczania dwutlenku węgla w złożu węglowym i równoczesnego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej formacji podziemnej, znamienny tym, że

a) wprowadza się do pokładu węglowego mieszaninę płynów gazowych, zawierającą słabiej adsorbowany płynny składnik i silniej adsorbowany płynny składnik, oraz

b) odzyskuje się z pokładu węglowego rafinat wzbogacony w słabiej adsorbowany płynny składnik.
7. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że całkowite ciśnienie w pokładzie węglowym ustala się podczas trwania etapu b) i że ponadto

c) obniża się całkowite ciśnienie w pokładzie węglowym, dla spowodowania desorpcji z pokładu węglowego adsorbatu wzbogaconego w silniej adsorbowane płynne składniki, oraz

d) usuwa się z pokładu węglowego co najmniej część zdesorbowanego adsorbatu.
8. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że dodatkowo w etapie

c) tłoczy się rafinat do drugiego pokładu węglowego poprzez otwór tłoczny, oraz w etapie

d) odzyskuje się metan z drugiego pokładu węglowego.
9. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że do pokładu węglowego w etapie

a) wprowadza się mieszanmę płjrnówgazowachspchny i że z pokłado węglowęgo odzyskuje się rafinat wzbogacony w azot.
10. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że w etapie b) odzyskuje się rafinat zawierający metan.
11. Sposób według zastrz. 6, znamienny tym, że do pokładu węglowego w etapie a) wprowadza się mieszaninę płynów gazowych zawierającą metan i dwutlenek węgla.

176 443
12. Sposób rozmieszczania niepożądanego składnika dwutlenku węgla w złożu węglowym i równoczesnego odzyskiwania metanu ze stałej, węglowej formacji podziemnej, znamienny tym, że

a) wprowadza się do formacji płyn gazowy, zawierający niepożądany składnik płynu gazowego, w celu sorpcji przez formację niepożądanego składnika płynu gazowego, oraz

b) utrzymuje się wewnątrz formacji warunki rozmieszczania tak aby co najmniej 10 procent dostępnego poziomu nasycenia niepożądanego składnika płynu gazowego, pozostało zaadsorbowane w formacji.
13. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że od około 40 do około 80 procent objętościowych niepożądanego składnika płynu gazowego zaadsorbowanego w formacji adsorbuje się w formacji po jednym roku.
14. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że stałą, węglową formację podziemną zubaża się w odzyskiwany metan.
15. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że niepożądany składnik płynu gazowego zawiera dwutlenek węgla.
16. Sposób według zastrz. 12, znamienny tym, że w etapie a) wprowadza się płyn gazowy zawierający spaliny i że niepożądany składnik płynu gazowego zaadsorbowany w formacji wybiera się z grupy składającej się z tlenków azotu, tlenków siarki oraz ich mieszanin.