Статья: Приближенное численное моделирование добычи метана из угольного пласта (2024)

Аннотация: Важным этапом разработки метаноугольных месторождений является выбор наиболее перспективных пластов в угленосном разрезе, предварительная оценка дебитов газа и продолжительности добычи. Эффективным способом решения этих задач является численное моделирование процесса добычи метана, который зависит от очень многих параметров: газоносности пласта, параметров изотермы Ленгмюра, характерного времени десорбции метана, трещинной пористости, проницаемости и сжимаемости угольного пласта, зависимости пористости и проницаемости от давления, размеров области дренирования и способа интенсификации притока (горизонтальная скважина, трещина ГРП). На предварительном этапе необходимо провести численное моделирование очень большого количества провести численное моделирование очень большого количества вариантов задачи, что сложно сделать с помощью трехмерных гидродинамических симуляторов. В данной статье приведены результаты разработки приближенных 1D и 2D моделей добычи метана из угольных пластов с помощью вертикальных, горизонтальных скважин, а также с помощью трещины ГРП, которые могут быть использованы в инженерных приложениях. Проведено сравнение моделей добычи газа с помощью горизонтальной скважины и трещины ГРП, скважины с эффективным радиусом и трещины ГРП. Показано, что комбинация 1D и 2D моделей может быть использована для приближенного моделирования трехмерного (в общем случае) течения флюидов в угольном пласте. Разработана приближенная модель основной стадии добычи метана из угольного пласта. Показано, что задача может быть сведена к решению уравнения для распределения давления в резервуаре. В этом случае дебит газа и продолжительность основной стадии добычи определяются скоростью фильтрации газа, выделившегося при дегазации угля, газоносностью и изотермой Ленгмюра. Abstract: An important stage in the development of methane-coal deposits is the selection of the most promising seams in the coal-bearing section, a preliminary assessment of gas flow rates and production duration. An effective way to solve these problems is numerical modeling of the methane extraction process, which depends on many parameters: gas content of the formation, parameters of the Langmuir isotherm, characteristic time of methane desorption, fracture porosity, permeability and compressibility of the coal seam, dependence of porosity and permeability on pressure, dimensions of the drainage area and inflow stimulation method (horizontal well, hydraulic fracture). At the preliminary stage, it is necessary to carry out numerical modeling of a very large number of variants of the problem, which is difficult to do using three-dimensional hydrodynamic simulators. This article presents the results of the development of approximate 1D- and 2D-models of methane production from coal seams using vertical, horizontal wells, as well as using hydraulic fractures, which can be used in engineering applications. A comparison was made of gas production models using a horizontal well and a hydraulic fracture, a well with an effective radius and a hydraulic fracture. It is shown that a combination of 1D- and 2D-models can be used for approximate modeling of three-dimensional (in the general case) fluid flow in a coal seam. An approximate model of the main stage of methane production from a coal seam has been developed. It is shown that the problem can be reduced to solving an equation for pressure distribution in a tank. In this case, the gas flow rate and the duration of the main stage of production are determined by the filtration rate of the gas released during coal degassing, gas content and the Langmuir isotherm. For citation: Shishlyaev V. V., Shvachko E. V., Vasiliev A. N., Pimenov V. P. Аpproximate numerical modeling ofmethane production from coal seam. Scientific Journal of the Russian Gas Society. 2024;2(44):38-48. (In Russ.). EDN AITWIL