Path: Top > S2-Theses > Petroleum Engineering-FTTM > 2013

FLOW SIMULATION OF ENHANCED COALBED METHANE RECOVERY (ECBM) USING CARBON DIOXIDE INJECTION (CO2) FOR SINGLE PHASE SINGLE DRAINAGE WELL

Master Theses from JBPTITBPP / 2017-09-27 15:07:45
Oleh : DINAR CITRA INDAR HUTAMI (NIM : 22211050), S2 - Petroleum Engineering
Dibuat : 2013, dengan 7 file

Keyword : enhanced coalbed methane, recovery, methane, carbon dioxide

Carbon Capture and Storage (CCS) can be integrated with Enhance Coal Bed Methane (ECBM) recovery process by injecting CO2 into coal seam. Generally, flow gas transport in coalbed methane can be described in three stages. First, gas from the fracture which is produced while dewatering process causes the change of pressure gradient. While the gas is being produced, the gas from the matrix is starting to be desorbed because of concentration gradient. As the consequence, diffusion gas flows exists between matriks and fracture, then the accumulated gas flows through the cleats to the well.


According to Ozdemir, 2004, flow geometry in coal seams can be represented by either rectangular or cylindrical. This study derived mathematical models in cylindrical porous media using momentum and mass balances after dewatering process of coalbed methane. Flow which is simulated in fractures/cleats only comprises methane and carbon dioxide that obey Darcy’s Law. Mass accumulation from coal matrices caused by diffusion is also considered in the fracture flow. Gas behaviour follows real gas law.


Representative models of Mechanism on Enhanced Coal Bed Methane (ECBM) while injecting Carbon Dioxide (CO2) can be built using mathematical model in flexPDE version 5. Flow phenomena inside coalbed methane reservoir depends on Darcy Law and diffusion (Fick’s Law). In 10-year simulation, methane recovery for reservoir permeability 5 mD is 35.66%, methane recovery for reservoir permeability 8 mD is 49.35%, methane recovery for reservoir permeability 10 mD is 61.43%, methane recovery for reservoir permeability 25 mD is 77.23%, and methane recovery for reservoir permeability 50 mD is 76.87 %. Methane recovery for pressure gradient 2 MPa is 11.93%, methane recovery for pressure gradient 3 MPa is 24.50%, methane recovery for pressure gradient 4 MPa is 26.63%, and methane recovery for pressure gradient 4.6 MPa (base case) is 35.66%. Injection pressure and production pressure did not give an important effect on methane recovery, but the pressure difference did. Methane recovery for base case (reservoir thickness 55 m), methane recovery is 35.66%. Methane recovery for each reservoir thickness 10 m and 20 m are 87.96% and 81.88%. Methane recovery for base case (injection spacing 110 m), methane recovery is 35.66%. Methane recovery for injection spacing 55 m and 30 m are 78.41% and 80.11%. Some researcher found that methane recovery on ECBM process was mostly affected by engineering design, such as well pattern, well location, gas injection concentration, and injection pressure (above or below carbon dioxide critical pressure) for best carbon sequestration integration. Therefore, further study that optimize the best engineering design is needed to be done.

Deskripsi Alternatif :

Carbon Capture and Storage (CCS) dapat diintegrasikan untuk Enhance Coal Bed Methane (ECBM) atau peningkatan perolehan CBM lanjut dengan menginjeksikan karbon dioksida ke dalam reservoir CBM. Aliran gas yang terjadi di dalam reservoir CBM dapat digambarkan dalam tiga tahap. Pertama, gas dari celah akan mengalir akibat perubahan tekanan setelah proses pengurangan air. Selama gas mengalir akibat gradien tekanan, gas dari matriks akan mulai terdesorpsi karena perbedaan konsentrasi. Gas ini berdifusi keluar dari matriks menuju cleat untuk kemudian diproduksi di sumur produksi.


Menurut Ozdemir, 2004, secara geometri aliran CBM dapat dimodelkan sebagai aliran kartesian atau silinder. Penelitian ini menurunkan model matematika silinder dengan menggunakan persamaan momentum dan neraca massa setelah proses dewatering CBM. Aliran yang akan disimulasikan dalam fracture adalah metana dan karbon dioksida yang mengalir sesuai hukun Darcy. Akumulasi massa dari matriks batubara akibat difusi akan digambarkan oleh hukum Ficks. Gas yang mengalir diasumsikan sebagai gas nyata.


Model yang mewakili mekanisme Enhance Coal Bed Methane (ECBM) selama penginjeksian karbon dioksida dapat dibangun dengan flexPDE versi 5. Aliran gas tersebut bergantung pada hukum Darcy dan difusi (hukum Fick). Selama 10 tahun simulasi, perolehan metana untuk reservoir dengan permeabilitas masing-masing 5 mD, 8mD, 10 mD, 25 mD, dan 50 mD adalah 35.66%, 49.35%, 61.43%. 77.23%, dan 76.87 %. Perolehan metana untuk reservoir dengan perbedaan tekanan injeksi dan tekanan produksi masing-masing 2 MPa, 3MPa, 4 MPa, dan 4.6 MPa adalah 11.93%, 24.50%, 26.63%, dan 35.66%. Tekanan injeksi dan tekanan produksi diset dibawah tekanan kritik karbon dioksida sehingga pada kasus ini perbedaan tekanan lebih berpengaruh dibandingkan set point dari tekanan injeksi dan produksi. Perolehan metana untuk reservoir dengan ketebalan masing-masing 10 m, 20 m, dan 55 m adalah 35.66%, 81.88%, dan 87.96%. Perolehan metana untuk jarak injeksi masing-masing 110 m, 55 m, dan 30 m adalah 35.66%, 78.41%, dan 80.11%. Sebagian besar peneliti menyebutkan bahwa integrasi CCS untuk peningkatan perolehan metana selama proses ECBM sangat dipengaruhi oleh desain engineering seperti pola injeksi, letak sumur, konsentrasi gas, dan tekanan injeksi (di bawah atau diatas critical point karbon dioksida). Oleh karena itu, perlu dilakukan penelitian selanjutnya untuk mengaplikasikan desain-desain tersebut.

Beri Komentar ?#(0) | Bookmark

PropertiNilai Properti
ID PublisherJBPTITBPP
OrganisasiS
Nama KontakUPT Perpustakaan ITB
AlamatJl. Ganesha 10
KotaBandung
DaerahJawa Barat
NegaraIndonesia
Telepon62-22-2509118, 2500089
Fax62-22-2500089
E-mail Administratordigilib@lib.itb.ac.id
E-mail CKOinfo@lib.itb.ac.id

Print ...

Kontributor...

  • Pembimbing : Dr. Ir. Utjok W.R. Siagian; Dr. Retno Gumilang Dewi, Editor: PKL-SMK

File PDF...