DE112022000342T5

DE112022000342T5 - Verfahren zur quantitativen vorhersage der co2-unterstützten gasförderung und sequestrierung

Info

Publication number: DE112022000342T5
Application number: DE112022000342.1T
Authority: DE
Inventors: Juan Zhou; Tieya Jing; Lianbo Liu; Shiwang Gao; Hongwei NIU; Dongfang Guo; Wentao ZHAO
Original assignee: Huaneng Clean Energy Research Institute
Current assignee: Huaneng Clean Energy Research Institute
Priority date: 2021-10-29
Filing date: 2022-07-15
Publication date: 2023-09-14
Also published as: WO2023071303A1; CN113821937B; CN113821937A

Abstract

Es wird ein Verfahren zur quantitativen Vorhersage der CO2-unterstützten Gasförderung und CO2-Sequestrierung bereitgestellt. Das Verfahren kombiniert GCMC und PR-EOS und erzielt die Simulation und Wiederherstellung mehrerer kontinuierlicher Injektionsförderprozesse, die eine anfängliche Druckentlastung sowie mehrere CO2-Huff-Puff-Prozesse einschließen. Die vorliegende Anmeldung übernimmt das GCMC-Verfahren zur Simulation der Adsorption von Gasmolekülen in Gesteinsporen bei unterschiedlichen Temperaturen und Drücken, und es wird eine Adsorptionsisothermenkarte von Methan/Kohlendioxid in den Gesteinsporen bei der Reservoirtemperatur erhalten und als Referenz für die Veränderung der Gasdichte in den Gesteinsporen während des Injektionsförderprozesses verwendet. Die Systemdrücke nach der CO2-Injektion werden mittels PR-EOS berechnet, um eine kontinuierliche Injektion und Rückgewinnung zu erzielen. Das erfindungsgemäße Modell kann die Wirkung von CO2auf die Steigerung der Förderung quantitativ beurteilen, und der Vergleich der CH4-Rückgewinnungsrate und der CO2-Sequestrierungsrate bei unterschiedlichen Injektionswegen stellt den optimalen Förderweg bereit, der die konstruktive Entwicklung der tertiären Gasförderung mittels CO2unterstützt.

Description

QUERVERWEIS ZU VERWANDTEN ANMELDUNGEN
Diese Anmeldung nimmt die Priorität der chinesischen Patentanmeldung Nr. 202111276874.6 , eingereicht beim Chinesischen Patentamt am 29. Oktober 2021, mit dem Titel „VERFAHREN ZUR QUANTITATIVEN VORHERSAGE DER CO2-UNTERSTÜTZTEN UND SEQUESTRIERUNG“ in Anspruch, auf die hierin in ihrer Gesamtheit Bezug genommen wird.
GEBIET
Die vorliegende Anmeldung gehört zum technischen Gebiet der Nutzung und Sequestrierung von Kohlendioxid und bezieht sich insbesondere auf ein Verfahren zur quantitativen Vorhersage der tertiären Gasförderung (Enhanced Gas Reservoir Production) mittels CO₂ und CO₂-Sequestrierung.
STAND DER TECHNIK
Zum jetzigen Zeitpunkt befindet sich die Forschung bezüglich der Wirkung und des Mechanismus der tertiären Gasförderung mittels CO₂ noch im Anfangsstadium, da der Einfluss unterschiedlicher CO₂-Injektionswege und -mengen auf die Gasförderung und CO₂-Sequestrierung nicht klar ist und Experimente und Feldversuche schwierig, kostspielig und zeitaufwändig sind. Daher war es notwendig, den Prozesses der CO₂ unterstützen Gasförderung zu simulieren, um die Gasförderungsrate und die CO₂-Sequestrierungsrate bei unterschiedlichen Injektionswegen vorherzusagen.
Einige Wissenschaftler haben das Verhalten beim Austausch von CH₄ in Gesteinsporen anhand eines molekulardynamischen (MD) Verfahrens untersucht. Aufgrund der Einschränkungen dieses Verfahrens in Bezug auf den Simulationsumfang können die bestehenden Modelle lediglich einen einzigen Druckentlastungs- oder einen einzigen CO₂-Injektionsprozess vorhersagen. Zudem muss, bedingt durch die geringe Porosität und die geringe Permeabilität der Gesteine des Gasresevoirs der CO₂-Zyklus („Huff-Puff-Verfahren“) kontinuierlich viele Male durchgeführt werden, um das Gasreservoir vollständig zu erschließen und die CH₄-Rückgewinnungsrate sowie die CO₂-Sequestrierungsrate zu erhöhen. Daher sind zur Berechnung der CH₄-Rückgewinnungsraten und CO₂-Sequestrierungsraten bei unterschiedlichen Injektionswegen und zur Optimierung der Rückgewinnungswege ein Verfahren und ein Modell mit höherer Genauigkeit notwendig.
ZUSAMMENFASSUNG
Eine Aufgabe der vorliegenden Anmeldung ist die Bereitstellung eines Verfahrens zur quantitativen Vorhersage der CO₂-unterstützten Gasförderung und CO₂-Sequestrierung. Das erfindungsgemäße Verfahren kann einen Förderprozess simulieren, der aus einer Vielzahl von CO₂-Huff-Puff-Phasen besteht, und die CH₄-Rückgewinnungsrate sowie die CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase quantitativ vorhersagen; die Ergebnisse davon können dazu verwendet werden, um die Förderwege zu optimieren und die Förderkosten zu reduzieren.
Die vorliegende Anmeldung stellt ein Verfahren zur quantitativen Vorhersage der CO₂-unterstützten Gasförderung und CO₂-Sequestrierung bereit, wobei das Verfahren Folgendes umfasst:

Schritt A), Entwickeln und Optimieren eines Strukturmodells für Gesteinsporen unter Verwendung der Merkmale eines Gesteinskerns eines Zielgasreservoirs nach einem molekulardynamischen Verfahren;
Schritt B), Simulieren von CO₂-Gas- und CH₄-Gas-Adsorptionsprozessen in dem in Schritt A) erhaltenen Strukturmodell für Gesteinsporen nach dem Grand-Canonical-Monte-Carlo-Verfahren zur grafischen Darstellung von Adsorptionsisothermen einer CH₄-Einzelkomponente, eines CH₄- und CO₂-Gasgemisches und einer CO₂-Einzelkomponente in den Gesteinsporen bei unterschiedlichen Drücken;
Schritt C), Bestimmen der CH₄-Dichten in den Gesteinsporen vor und nach der Druckentlastung aus den Adsorptionsisothermen gemäß einem Anfangsdruck und einem Druckentlastungsgrad des Reservoirs;
Berechnen eines Systemdrucks nach der CO₂-Injektion gemäß der Zustandsgleichung von Peng-Robinson und Bestimmen einer Dichte des restlichen CH₄ und einer Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Adsorptionsisothermen;
Druckentlasten des Systems zur Bestimmung einer Dichte des restlichen CH₄ und einer Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Adsorptionsisothermen;
Berechnen einer CH₄-Rückgewinnungsrate und einer CO₂-Sequestrierungsrate gemäß Formel I und Formel II gemäß den Veränderungen der CH₄-Dichte und der CO₂-Dichte in den Gesteinsporen; $η_{rec} = \frac{ρ_{initial} - ρ_{residual,p}}{ρ_{initial}}$
$η_{seq} = \frac{ρ_{{CO}_{2} -} ρ_{{CO}_{2}, p}}{ρ_{{CO}_{2}}}$
worin η_rec die CH₄-Rückgewinnungsrate darstellt; pinitial eine durchschnittliche CH₄-Dichte in den Gesteinsporen unter dem Anfangsdruck des Reservoirs darstellt; und ρ_residual,p eine durchschnittliche Dichte des restlichen CH₄ in den Gesteinsporen unter einem Druck p darstellt; η_sec eine CO₂-Sequestrierungsrate darstellt; ρ_CO2 eine durchschnittliche Dichte von reinem CO₂ in den Gesteinsporen unter dem Anfangsdruck des Reservoirs darstellt; und ρ_CO2,p eine durchschnittliche Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen unter dem Druck p darstellt;
Schritt D), mehrfaches Wiederholen von Schritt C) zum Erhalt der Dichte des restlichen CH₄ und der Dichte des sequestrierten CO₂ ρ_CO2,p in den Gesteinsporen in jeder Phase und Berechnen der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase gemäß Formel 1 und Formel II;und
Schritt E), Optimieren eines Gasförderwegs unter Verwendung der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase.

Die Strukturmodelle der Methan- und Kohlendioxidmoleküle werden vorzugsweise vor der Simulation der Adsorptionsprozesse in Schritt B) entwickelt und strukturell optimiert.
Vorzugsweise wird die Simulation der CO₂-Gas- und CH₄-Gas-Adsorptionsprozesse in dem in Schritt A) erhaltenen Strukturmodell der Gesteinsporen anhand des Grand-Canonical-Monte-Carlo-Verfahrens zum Erhalt der Mengen an adsorbiertem CO₂-Gas und CH₄-Gas in den Gesteinsporen bei unterschiedlichen Drücken und zum anschließenden Erhalt einer Adsorptionsisotherme bei der gleichen Temperatur, aber unterschiedlichen Drücken durchgeführt; und die Daten der Adsorptionsisotherme werden zum Erhalt eines Adsorptionsisothermenmodells einer Kurvenanpassung unterzogen.
Vorzugsweise werden zur Entwicklung des Strukturmodells der Gesteinsporen Daten eines Einflussfaktors in einem Reservoir erfasst;
wobei der Einflussfaktor in dem Reservoir ausgewählt ist aus der Gruppe, bestehend aus Wassergehalt, Salzgehalt, Porenmerkmale und Kombinationen davon.
Vorzugsweise werden in Schritt B) mehrere Gruppen der Adsorptionsisothermen gemäß denjenigen Adsorptionsdaten, die aus mehreren Gruppen von CO₂- und CH₄-Gasgemischen in unterschiedlichen Verhältnissen erhalten wurden, grafisch dargestellt, um eine Adsorptionskarte zu erhalten, wobei die Adsorptionskarte zur Berechnung der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase verwendet wird.
In der vorliegenden Anmeldung wird ein Verfahren zur quantitativen Vorhersage der CO₂-unterstützten Gasförderung und CO₂-Sequestrierung bereitgestellt, das folgende Schritte einschließt: Schritt A), Entwickeln und Optimieren eines Strukturmodells für Gesteinsporen, das den Merkmalen eines Gesteinskerns eines Zielgasreservoirs entspricht, nach einem molekulardynamischen Verfahren; Schritt B), Simulieren von CO₂-Gas- und CH₄-Gas-Adsorptionsprozessen in dem in Schritt A) erhaltenen Strukturmodell für Gesteinsporen nach dem Grand-Canonical-Monte-Carlo-Verfahren zur grafischen Darstellung von Adsorptionsisothermen einer CH₄-Einzelkomponente, eines CH₄- und CO₂-Gasgemisches und einer CO₂-Einzelkomponente in den Gesteinsporen unter unterschiedlichen Drücken; Schritt C), Bestimmen der CH₄-Dichten in den Gesteinsporen vor und nach der Druckentlastung aus den Adsorptionsisothermen gemäß einem Anfangsdruck und einem Druckentlastungsgrad des Reservoirs; Berechnen eines Systemdrucks nach der CO₂-Injektion gemäß der Zustandsgleichung von Peng-Robinson und Bestimmen einer Dichte des restlichen CH₄ und einer Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Adsorptionsisothermen; Druckentlasten des Systems zur Bestimmung einer Dichte des restlichen CH₄ und einer Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Adsorptionsisothermen; Berechnen einer CH₄-Rückgewinnungsrate und einer CO₂-Sequestrierungsrate gemäß Formel I und Formel II gemäß den Veränderungen der CH₄-Dichte und der CO₂-Dichte in den Gesteinsporen; Schritt D), mehrfaches Wiederholen von Schritt C) zum Erhalt der Dichte des restlichen CH₄ und der Dichte des sequestrierten CO₂ ρ_CO2,p in den Gesteinsporen in jeder Phase und Berechnen der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase gemäß Formel 1 und Formel II; und Schritt E), Optimieren eines Gasförderwegs unter Verwendung der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase. Das erfindungsgemäße Modell kann den Prozess der Gasförderung mittels CO₂ reproduzieren, das kompetitive Adsorptionsverhalten von CO₂ und CH₄ in Gesteinsporen während der Förderung widerspiegeln, die CH₄-Rückgewinnung und CO₂-Sequestrierung quantifizieren und die Wirkung von CO₂ auf die Steigerung der Förderung quantitativ beurteilen. Der Vergleich der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate bei unterschiedlichen Injektionswegen stellt den optimalen Förderweg bereit und unterstützt die technische Entwicklung der CO₂ unterstützten Gasförderung.
KURZE BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
Zur genaueren Veranschaulichung der Beispiele der vorliegenden Anmeldung oder der technischen Lösungen bei den bestehenden Techniken werden im Folgenden kurz die in der Beschreibung der Beispiele oder der bestehenden Techniken verwendeten Zeichnungen vorgestellt. Offenkundig sind die Zeichnungen in der folgenden Beschreibung lediglich Beispiele für die vorliegende Anmeldung, und der Fachmann kann ohne kreative Bemühungen auch andere Zeichnungen gemäß den bereitgestellten Zeichnungen erhalten.

1 ist ein schematisches Flussdiagramm eines erfindungsgemäßen Verfahrens;
2 ist eine Adsorptionsisothermenkarte von CH₄ in Gesteinsporen in CH₄- und CO₂-Gasgemischen in unterschiedlichen Molverhältnissen in einem erfindungsgemäßen Beispiel; und
3 ist eine Adsorptionsisothermenkarte von CO₂ in Gesteinsporen in CH₄- und CO₂-Gasgemischen in unterschiedlichen Molverhältnissen in einem erfindungsgemäßen Beispiel.

In den 2-3 geben die Pfeile die Entwicklung der durchschnittlichen Dichten von restlichem CH₄ und sequestriertem CO₂ in Gesteinsporen während der Prozesse der Druckentlastung, des CO₂-Huffs und des CO₂-Puffs an.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
Die vorliegende Anmeldung stellt ein Verfahren zur quantitativen Vorhersage der CO₂-unterstützten Gasförderung und CO₂-Sequestrierung bereit, wobei das Verfahren Folgendes umfasst:

Schritt A), Entwickeln und Optimieren eines Strukturmodells für Gesteinsporen unter Verwendung der Merkmale eines Gesteinskerns eines Zielgasreservoirs nach einem molekulardynamischen Verfahren;
Schritt B), Simulieren von CO₂-Gas- und CH₄-Gas-Adsorptionsprozessen in dem in Schritt A) erhaltenen Strukturmodell für Gesteinsporen nach dem Grand-Canonical-Monte-Carlo-Verfahren zur grafischen Darstellung von Adsorptionsisothermen einer CH₄-Einzelkomponente, eines CH₄- und CO₂-Gasgemisches und einer CO₂-Einzelkomponente in den Gesteinsporen bei unterschiedlichen Drücken;
Schritt C), Bestimmen der CH₄-Dichten in den Gesteinsporen vor und nach der Druckentlastung aus den Adsorptionsisothermen gemäß einem Anfangsdruck und einem Druckentlastungsgrad des Reservoirs;
Berechnen eines Systemdrucks nach der CO₂-Injektion gemäß der Zustandsgleichung von Peng-Robinson und Bestimmen einer Dichte des restlichen CH₄ und einer Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Adsorptionsisothermen;
Druckentlasten des Systems zur Bestimmung einer Dichte des restlichen CH₄ und einer Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Adsorptionsisothermen;
Berechnen einer CH₄-Rückgewinnungsrate und einer CO₂-Sequestrierungsrate gemäß Formel I und Formel II gemäß den Veränderungen der CH₄-Dichte und der CO₂-Dichte in den Gesteinsporen; $η_{rec} = \frac{ρ_{initial} - ρ_{residual, p}}{ρ_{initial}}$
$η_{seq} = \frac{ρ_{{CO}_{2} -} ρ_{{CO}_{2}, p}}{ρ_{{CO}_{2}}}$
worin η_rec die CH₄-Rückgewinnungsrate darstellt; pinitial eine durchschnittliche CH₄-Dichte in den Gesteinsporen unter einem Anfangsdruck des Reservoirs darstellt; und ρ_residual,p eine durchschnittliche Dichte des restlichen CH₄ in den Gesteinsporen unter einem Druck p darstellt; η_sec eine CO₂-Sequestrierungsrate darstellt; ρ_CO2 eine durchschnittliche Dichte von reinem CO₂ in den Gesteinsporen unter dem Anfangsdruck des Reservoirs darstellt; und ρ_CO2,p eine durchschnittliche Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen unter dem Druck p darstellt;
Schritt D), mehrfaches Wiederholen von Schritt C) zum Erhalt der Dichte des restlichen CH₄ und der Dichte des sequestrierten CO₂ ρ_CO2,p in den Gesteinsporen in jeder Phase und Berechnen der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase gemäß Formel 1 und Formel II; und
Schritt E), Optimieren eines Gasförderwegs unter Verwendung der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase.

Die konkreten Schritte sind wie folgt:

1. Zunächst werden Strukturmodelle von Methan- und Kohlendioxidmolekülen entwickelt und optimiert. In einer konkreten Ausführungsform werden dreidimensionale Molekülstrukturmodelle von Methan- und Kohlendioxidmolekülen unter Verwendung des Skizzen-Tools einer 3D-Modellierungssoftware von Materials Studio zum Simulieren des Leistungsverhaltens des Materials gezeichnet und unter Verwendung des Open-Source-Softwarepakets LAMMPS optimiert, um ihre Konformation bei minimaler Energie zu erhalten.
2. Unter Anwendung eines molekulardynamischen Verfahrens wird ein Strukturmodell für Gesteinsporen entwickelt und strukturell optimiert. Beispielsweise wird ein Modell von einem organischen Material in Gestein, d. h. Kerogen, entwickelt.

Es wird eine erste kubische Simulationsbox mit Abmessungen von 10 nm in der x-, y- und z-Richtung und mit für die drei Richtungen eingestellten periodischen Randbedingungen entwickelt. Zunächst werden unter Bezugnahme auf Tabelle 1 8 Kerogenmoleküle nach dem Zufallsprinzip in der Simulationsbox platziert und das Simulationssystem wird einer Reihe von kinetischen NVT- und NPT-Simulationsprozessen von hoher Temperatur zu niedriger Temperatur unterzogen, um ein Kerogenmatrixmodell zu erhalten. Basierend auf dem Kerogenmatrixmodell werden Kerogenporenmodelle in unterschiedlichen Formen und Größen entwickelt. Tabelle 1 Entwicklungsprozess eines Kerogenmatrixmodells

Ensemble Temperatur (K) Relaxationszeit (ps) Druck (MPa)

NVT 900 400 -

NPT 900 400 20

NPT 700 400 20

NPT 500 400 20

NPT 338,15 1000 20
In der vorliegenden Anwendung werden die Daten von Einflussfaktoren kombiniert, um gemeinsam ein Strukturmodell für Gesteinsporen zu entwickeln, das den Einschluss der Faktoren in einem realen Reservoir in die Entwicklung eines Gesteinsmodells ermöglicht und sich schließlich in der Adsorptionsisothermenkarte widerspiegelt und dadurch die Genauigkeit der Simulationsergebnisse erhöht.
Die Einflussfaktoren schließen Kenndaten wie Wassergehalt, Salzgehalt und Form der Gesteinspore ein. Falls das Reservoir zum Beispiel Wasser enthält, können beim Schritt der Entwicklung eines Gesteinsmodells Wassergehaltsdaten des Reservoirs erfasst und zur Entwicklung eines Modells wasserhaltiger Gesteinsporen verwendet werden. Anschließend werden unter Verwendung des entwickelten Modells wasserhaltiger Gesteinsporen die Mengen an adsorbiertem CO₂-/CH₄-Gas in den (wasserhaltigen) Gesteinsporen simuliert, um eine Adsorptionsisothermenkarte zu erhalten, die den Einfluss des Wassergehalts darin (falls wasserhaltig) einschließt. Der Vergleich der Adsorptionsisothermenkarte, falls wasserhaltig, mit der Adsorptionsisothermenkarte, falls trocken, stellt ein Gesetz des Einflusses des Wassergehalts auf die Gasadsorptionsmengen bereit (zum Beispiel: die Zunahme des Wassergehalts führt zu einer reduzierten Menge an adsorbiertem CH₄; und die Zunahme des Wassergehalts hat einen geringen Einfluss auf die Menge an adsorbiertem CO₂ bei der Adsorption von CO₂-CH₄-Gasgemischen).
3. Gasadsorptionssimulation: Die Adsorptionsisothermen der CH₄-Einzelkomponente, des CH₄- und CO₂-Gasgemisches und der CO₂-Finzelkomponente in den Gesteinsporen bei der Reservoirtemperatur werden anhand des GCMC-Verfahrens (Grand Canonical Monte Carlo) berechnet, um weiter eine Karte zu erhalten.
Insbesondere werden in der vorliegenden Anmeldung CO₂-Gas- und CH₄-Gas-Adsorptionsprozesse in dem in Schritt A) erhaltenen Strukturmodell für Gesteinsporen anhand des Grand-Canonical-Monte-Carlo-Verfahrens simuliert, um die Mengen an adsorbiertem CO₂-Gas und CH₄-Gas in den Gesteinsporen (ausgedrückt als Gasdichte) bei der gleichen Temperatur und unterschiedlichen Drücken zu erhalten und um anschließend Adsorptionsisothermen bei der gleichen Temperatur und unterschiedlichen Drücken zu erhalten. Die Daten der Adsorptionsisothermen werden einer Kurvenanpassung unterzogen, um ein Adsorptionsisothermenmodell zu erhalten.
Zudem werden mehrere Gruppen von Adsorptionsisothermen anhand der aus mehreren Gruppen von Gasgemischen in unterschiedlichen Verhältnissen erhaltenen Adsorptionsdaten grafisch dargestellt, um die Karte zu erhalten.
Die Reservoirtemperatur wird auf 338,15 K eingestellt. Es werden drei Gruppen von CH₄- und CO₂-Gasgemischen in unterschiedlichen Molbruchverhältnissen (y_CO2=0,25; y_CO2=0,5; y_CO2=0,75) als Basis für die nachfolgende Einstellung unterschiedlicher Arbeitsbedingungen für die CO₂-Injektion eingestellt. Die aus der Berechnung erhaltenen Karten sind in den 2-3 dargestellt.
Nach Erhalt der Karten wird eine Simulation eines Förderprozesses, bestehend aus mehreren CO₂-Huff-Puff-Phasen, wie folgt durchgeführt:

4. Druckentlastung: Gemäß einem Anfangsdruck des Reservoirs und einem Druckentlastungsgrad werden die CH₄-Dichten in den Gesteinsporen vor und nach der Druckentlastung anhand der Karte bestimmt. Unter der Annahme, dass der Anfangsdruck des Reservoir 30 MPa beträgt, wird der Druck auf 20 MPa gesenkt, um die erste Druckentlastungsphase zu implementieren. Gemäß den Drücken können eine Veränderung der Menge und eine Veränderungstendenz der CH₄-Dichten in den Gesteinsporen in der Karte nachverfolgt werden.
5. CO₂-Huff: Der Systemdruck nach der CO₂-Injektion beträgt laut Berechnung 26,1 MPa gemäß der Zustandsgleichung von Peng-Robinson (ein Molbruchverhältnis von CH₄ zu CO₂ in den Gesteinsporen nach der Injektion beträgt 1:3); dann werden eine Dichte des restlichen CH₄ und eine Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Karte bestimmt.
6. CO₂-Puff: Der Systemdruck wird auf 20 MPa gesenkt und eine Dichte des restlichen CH₄ und eine Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen werden anhand der Karte bestimmt.
7. Die zweite Runde des CO₂-Zyklus: Schritt 5 und Schritt 6 werden wiederholt. In Schritt 5 beträgt der Systemdruck nach der CO₂-Injektion laut Berechnung 28,4 MPa gemäß der Zustandsgleichung von Peng-Robinson, und in Schritt 6 wird der Druck auf 20 MPa gesenkt.
8. Je nach der tatsächlichen Situation können mehrere CO₂-Zyklen durchgeführt werden. Die CH₄-Rückgewinnungsrate und die CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase können gemäß den Veränderungen der Dichte von CH₄ und CO₂ in den Gesteinsporen berechnet werden.

Zum Quantifizieren und Vergleichen der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jedem Zwischenprozess dient der Anfangsdruck des Reservoirs (30 MPa) als Referenz, und es werden zwei Parameter, die CH₄-Rückgewinnungsrate η_rec und die CO₂-Sequestrierungsrate η_sec, eingeführt. Die CH₄-Rückgewinnungsrate ist definitionsgemäß das Verhältnis der Anzahl der aus den Gesteinsnanoporen während der Förderung freigesetzten CH₄-Moleküle (Rückgewinnungsmenge) zur Anzahl der CH₄-Moleküle in den Gesteinsporen unter der Anfangsdruckbedingung (Gassequestrierung). Die CH₄-Rückgewinnungsrate wird wie folgt ausgedrückt: $η_{rec} = \frac{ρ_{initial} - ρ_{residual, p}}{ρ_{initial}}$

worin η_rec die CH₄-Rückgewinnungsrate darstellt; ρ_initial die durchschnittliche CH₄-Dichte in den Gesteinsporen unter einem Anfangsdruck des Reservoirs darstellt; und ρ_residual,p die durchschnittliche Dichte des restlichen CH₄ in den Gesteinsporen unter einem Druck p darstellt.
Unter der Annahme, dass der Reservoirdruck schlussendlich durch die CO₂-Injektion wieder auf den ursprünglichen Reservoirdruck (30 MPa) gebracht werden kann, gilt die Menge an CO₂, die bei diesem Druck sequestriert werden kann, als theoretische maximale CO₂-Sequestrierungsmenge ρ_CO2. Die CO₂-Sequestrierungsrate ist definitionsgemäß das Verhältnis der Anzahl der während der CO₂-Injektion in den Gesteinsporen adsorbierten CO₂-Moleküle zur theoretischen maximalen CO₂-Sequestrierungsmenge. Die CO₂-Sequestrierungsrate wird wie folgt ausgedrückt: $η_{seq} = \frac{ρ_{{CO}_{2} -} ρ_{{CO}_{2}, p}}{ρ_{{CO}_{2}}}$

worin η_sec eine CO₂-Sequestrierungsrate darstellt; ρ_CO2 die durchschnittliche Dichte von reinem CO₂ in den Gesteinsporen unter dem Anfangsdruck des Reservoirs darstellt; und ρ_CO2,p die durchschnittliche Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen unter dem Druck p darstellt.

Die Daten in Tabelle 2 werden durch die obigen Simulationen unter Verwendung der Kurven der 2-3 bestimmt. Tabelle 2. Nach dem erfindungsgemäßen Verfahren erhaltene CH₄-Rückgewinnungsraten und CO₂-Sequestrierungsraten

Art der Förderung	CH₄-Rückgewinnungsrate	CO₂-Sequestrierungsrate
Nur Druckentlastung	17,2 %	0
Druckentlastung gefolgt von CO₂-In_jektion (CO₂ unterstützte Gasförderung)	58,5 %	38,8 %
Ausbeute durch CO₂-Injektion erhöht	2,4-Fache

9. Der Gasförderweg wird gemäß den Anforderungen der CH₄-Rückgewinnung und CO₂-Sequestrierung optimiert.
In der vorliegenden Anmeldung wird zunächst die Anfangsdichte von Methan in den Gesteinsporen auf der Karte gemäß dem Anfangsdruck des Reservoirs eingestellt. Nach Abschluss der Druckentlastung der ersten Phase kann die Dichte des restlichen Methans in den Gesteinsporen nach der Druckentlastung anhand der Karte bestimmt werden. Anschließend wird der CO₂-Injektionsprozess (CO₂-Huff) im CO₂-Zyklus simuliert und der Systemdruck nach der CO₂-Injektion gemäß der Zustandsgleichung von Peng-Robinson berechnet und zur Bestimmung der Dichte des restlichen Methans und der Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsproben nach der CO₂-Injektion anhand der Karte verwendet. Die dritte Phase ist der CO₂-Puff-Prozess, d. h. der Systemdruck wird gesenkt und die Dichte des restlichen Methans sowie die Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen nach der Druckentlastung werden anhand der Karte bestimmt. Nach Abschluss jeder Phase können die Dichte des restlichen Methans sowie die Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Karte bestimmt und zur Berechnung der Methanrückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase verwendet werden.
Das erfindungsgemäße Simulationsverfahren kann die für Versuch und Irrtum aufgewendeten Kosten bei der tatsächlichen Förderung erheblich reduzieren. Basierend auf dem Verfahren können die CH₄-Rückgewinnungsrate und die CO₂-Sequestrierungsrate, die unterschiedlichen CO₂-Injektionswegen entsprechen, durch Entwickeln einer Karte, die zur Vorhersage des optimalen Gasförderwegs und des geeignetsten CO₂-Sequestrierungsverfahrens beiträgt, quantitativ berechnet werden. Zudem ermöglicht das erfindungsgemäße Verfahren die quantitative Beurteilung der Wirkung von CO₂ auf die Steigerung der Ausbeute.
Darüber hinaus ist das erfindungsgemäße Verfahren bei komplexen Reservoirbedingungen anwendbar; wenn das Reservoir zum Beispiel Wasser enthält, kann sich der Einfluss von Parametern wie Wassergehalt in der Karte widerspiegeln. Das erfindungsgemäße Verfahren kann bei der tertiären Förderung von verschiedenen Gasen angewendet werden, zum Beispiel Schiefergas, Kohleflöz-Methan, in Tight Gas-Lagerstätten und herkömmlichen Gaslagerstätten.
Die vorstehenden Ausführungsformen sind lediglich bevorzugte Ausführungsformen der vorliegenden Anmeldung; es ist zu beachten, dass für den Fachmann auch verschiedene Verbesserungen und Modifikationen vorgenommen werden können, ohne vom Prinzip der vorliegenden Anwendung abzuweichen, und diese Verbesserungen und Modifikationen sollten als Schutzumfang der vorliegenden Anmeldung betrachtet werden.
ZITATE ENTHALTEN IN DER BESCHREIBUNG
Diese Liste der vom Anmelder aufgeführten Dokumente wurde automatisiert erzeugt und ist ausschließlich zur besseren Information des Lesers aufgenommen. Die Liste ist nicht Bestandteil der deutschen Patent- bzw. Gebrauchsmusteranmeldung. Das DPMA übernimmt keinerlei Haftung für etwaige Fehler oder Auslassungen.
Zitierte Patentliteratur

CN 202111276874 [0001]

Claims

Verfahren zur quantitativen Vorhersage der CO₂-unterstützten Gasförderung und CO₂-Sequestrierung, umfassend: Schritt A), Entwickeln und Optimieren eines Strukturmodells für Gesteinsporen unter Verwendung der Merkmale eines Gesteinskerns eines Zielgasreservoirs nach einem molekulardynamischen Verfahren; Schritt B), Simulieren von CO₂-Gas- und CH₄-Gas-Adsorptionsprozessen in dem in Schritt A) erhaltenen Strukturmodell für Gesteinsporen nach dem Grand-Canonical-Monte-Carlo-Verfahren und grafisches Darstellen von Adsorptionsisothermen einer CH₄-Einzelkomponente, eines CH₄- und CO₂-Gasgemisches und einer CO₂-Einzelkomponente in den Gesteinsporen bei unterschiedlichen Drücken; Schritt C), Bestimmen der CH₄-Dichten in den Gesteinsporen vor und nach der Druckentlastung anhand der Adsorptionsisothermen gemäß einem Anfangsdruck und einem Druckentlastungsgrad des Reservoirs; Berechnen eines Systemdrucks nach der CO₂-Injektion gemäß der Zustandsgleichung von Peng-Robinson und Bestimmen einer Dichte des restlichen CH₄ und einer Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Adsorptionsisothermen; Druckentlasten des Systems zur Bestimmung einer Dichte des restlichen CH₄ und einer Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen anhand der Adsorptionsisothermen; Berechnen einer CH₄-Rückgewinnungsrate und einer CO₂-Sequestrierungsrate gemäß Formel I und Formel II gemäß den Veränderungen der CH₄-Dichte und der CO₂-Dichte in den Gesteinsporen; $η_{rec} = \frac{ρ_{initial} - ρ_{residual,p}}{ρ_{initial}}$
$η_{seq} = \frac{ρ_{{CO}_{2} - ρ_{{CO}_{2}, p}}}{ρ_{{CO}_{2}}}$
worin η_rec die CH₄-Rückgewinnungsrate darstellt; ρ_initial eine durchschnittliche CH₄-Dichte in den Gesteinsporen unter einem Anfangsdruck des Reservoirs darstellt; und ρ_residual,p eine durchschnittliche Dichte des restlichen CH₄ in den Gesteinsporen unter einem Druck p darstellt; η_sec eine CO₂-Sequestrierungsrate darstellt; ρ_CO2 eine durchschnittliche Dichte von reinem CO₂ in den Gesteinsporen unter dem Anfangsdruck des Reservoirs darstellt; und ρ_CO2,p eine durchschnittliche Dichte des sequestrierten CO₂ in den Gesteinsporen unter dem Druck p darstellt; Schritt D), mehrfaches Wiederholen von Schritt C) zum Erhalt der Dichte des restlichen CH₄ und der Dichte des sequestrierten CO₂ ρ_CO2,p in den Gesteinsporen in jeder Phase und Berechnen der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase gemäß Formel 1 und Formel II; und Schritt E), Optimieren eines Gasförderwegs unter Verwendung der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase.
Verfahren nach Anspruch 1, weiter umfassend das Entwickeln und Optimieren von Strukturmodellen von Methan- und Kohlendioxidmolekülen vor der Simulation der Adsorptionsprozesse in Schritt B).
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Simulation der CO₂-Gas- und CH₄-Gas-Adsorptionsprozesse in dem in Schritt A) erhaltenen Strukturmodell der Gesteinsporen gemäß dem Grand-Canonical-Monte-Carlo-Verfahren durchgeführt wird, um die Mengen an adsorbiertem CO₂-Gas und CH₄-Gas in den Gesteinsporen bei unterschiedlichen Drücken zu bestimmen und um anschließend eine Adsorptionsisotherme bei der gleichen Temperatur und den unterschiedlichen Drücken zu erhalten; und die Daten der Adsorptionsisotherme einer Kurvenanpassung unterzogen werden, um ein Adsorptionsisothermenmodell zu erhalten.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei die Entwicklung des Strukturmodells für Gesteinsporen auf der Erfassung eines Einflussfaktors in dem Reservoir basiert; wobei der Einflussfaktor in dem Reservoir ausgewählt ist aus der Gruppe, bestehend aus Wassergehalt, Salzgehalt, Merkmalen der Gesteinsporen und Kombinationen davon.
Verfahren nach Anspruch 1, wobei Schritt B) die grafische Darstellung mehrerer Gruppen der Adsorptionsisothermen unter Verwendung von Adsorptionsdaten, die von mehreren Gruppen von CH₄- und CO₂-Gasgemischen in unterschiedlichen Verhältnissen erhalten wurden, umfasst, um eine Adsorptionskarte zu erhalten, wobei die Adsorptionskarte zur Berechnung der CH₄-Rückgewinnungsrate und der CO₂-Sequestrierungsrate in jeder Phase verwendet wird.