Par la suite, nous étudions l’évolution spatio-temporelle de paramètres clés dans le gisement de charbon sous l’effet multi-champs à différents niveaux de CO.₂ temps d’injection, comme le montrent la Figure 7, la Figure 8 et la Figure 9. La Figure 7 illustre l’évolution de la pression du méthane dans le gisement de charbon à différents niveaux de CO₂ temps d’injection (temps d’extraction = 10 j, 100 j, 500 j et 2000 j). Comme le montre la figure 7, au fur et à mesure de l’avancement du projet, le méthane de houille est progressivement extrait du puits sous l’influence du CO.₂ déplacement. Les zones de basse pression sont concentrées autour du puits d’extraction.

La figure 8 représente la répartition du CO₂ contenu dans le gisement de charbon à différents niveaux de CO₂ temps d’injection. Comme l’illustre la figure 8, sous l’influence de la haute pression présente au niveau du puits d’injection, le CO₂ se diffuse progressivement dans le gisement de charbon et devient séquestré. Les zones de haute pression sont majoritairement situées à proximité du puits d’injection. Par rapport à la pression du CBM, l’évolution du CO₂ la pression est moins intense. Notamment, bien que ce modèle concorde avec l’expérience en ingénierie et soit évident, notre modèle numérique rend compte de manière unique de la contribution de la rugosité de fracture dans le CO.₂-Projets ECBM, un détail non capturé quantitativement dans les modèles publiés précédemment. De plus, les résultats de la figure 8 fournissent de nouvelles informations sur le CO₂ séquestration géologique et extraction propre. Nous explorerons quantitativement cette contribution dans nos recherches ultérieures.

Par la suite, nous examinons la distribution spatio-temporelle de la contrainte du gisement de charbon à différents niveaux de CO₂ les temps d’injection, comme le montre la figure 9. L’analyse précise de l’évolution des contraintes des gisements de houille sous l’influence de multiples facteurs est cruciale pour évaluer la sécurité des projets d’extraction de méthane de houille. Bien que la pression du CO₂ dans le gisement de charbon augmente et la pression du CBM diminue en raison de l’effet combiné du CO₂ injection et production de CBM, la figure 9 révèle que les zones à forte contrainte dans le gisement de charbon sont principalement concentrées autour du puits d’injection. Cela indique que le CO₂ L’injection a un impact plus significatif sur les changements de contrainte des gisements de charbon que la production de CBM.

De plus, nous menons une étude quantitative sur la contribution de la rugosité de fracture dans le CO₂-Projets ECBM, axés sur son impact sur le CO₂ injection, production de CBM et caractéristiques des gisements de charbon. Dans un premier temps, nous explorons l’influence du paramètre innovant de quantification de la rugosité de fracture.
ξ
proposé dans cette étude sur les pressions des gaz du CO₂ et CBM au cours des différentes étapes de l’extraction, comme illustré dans les figures 10 et 11. La valeur de référence pour
ξ
est dérivé de la référence [35]et nous explorons les variantes de
ξ
dans le même ordre de grandeur. La figure 10 montre l’évolution de la pression résiduelle du gaz méthane au point de surveillance (voir figure 6, située en (50, 50)) sous différents temps d’extraction et
ξ
. Comme l’indique la figure 10, la pression résiduelle du CBM diminue avec le temps quelle que soit la valeur du paramètre de rugosité.
ξ
. Parallèlement à la durée d’extraction, la pression résiduelle de méthane augmente progressivement avec l’augmentation de
ξ
. Un plus haut
ξ
entraîne une baisse plus lente de la pression du méthane en raison de l’extraction. Comme l’explique la section 3, un plus grand
ξ
implique des fractures plus grossières des gisements de charbon, ce qui rend par conséquent la perméation du gaz plus difficile. Par conséquent, avec une plus grande rugosité, l’extraction du CBM devient plus difficile, ce qui entraîne une plus grande quantité de gaz restant dans le gisement de charbon et, par conséquent, une pression de gaz résiduel plus élevée.

La figure 11 illustre l’influence de ξ sur le CO₂ pression dans la couche de charbon à différents niveaux de CO₂ intervalles d’injection. Comme l’indique la figure 11, le CO₂ la pression au point de surveillance augmente progressivement avec une injection prolongée. Cette tendance est constante sous différents degrés de rugosité de fracture, caractérisés quantitativement par ξ. Notamment, à intervalles de production équivalents, un ξ conduit à une diminution du CO₂ pression à l’intérieur du gisement de charbon. Les sections précédentes expliquent qu’une augmentation ξ est en corrélation avec une rugosité plus prononcée dans les fractures des gisements de charbon, empêchant ainsi le CO₂ pénétration. Par conséquent, à paramètres identiques, un ξ facilite une plus grande quantité de CO₂ injection. Il existe donc une relation inverse entre ξ et Cie₂ pression. Il est important de noter que ces résultats offrent également de nouvelles perspectives sur le CO₂ stratégies de séquestration.

De plus, nos recherches examinent la contribution du paramètre de rugosité de fracture ξ aux propriétés de perméabilité de la couche de charbon. Les figures 12 et 13 présentent l’évolution de la perméabilité et de la porosité des veines de charbon sous différentes conditions. ξ valeurs. La figure 11 examine spécifiquement la perméabilité des veines de charbon lors de variations de CO₂ intervalles d’injection et sous différents ξ-rugosité de fracture induite. Il apparaît qu’à mesure que l’extraction progresse, la perméabilité des veines de charbon sous différentes conditions ξ les valeurs augmentent progressivement, influencées par une confluence de facteurs, notamment la réduction des contraintes in situ, les effets de dilatation thermique et la contraction des veines de charbon induite par la pression du gaz. Il est important de noter qu’à intervalles d’extraction constants, un ξ engendre une perméabilité accrue des veines de charbon. Cela corrobore également la précision de notre modèle, postulant qu’un niveau inférieur ξindiquant moins de rugosité dans les fractures, entraîne une perméabilité accrue des veines de charbon.

La figure 13 illustre l’évolution de la porosité des veines de charbon sous différents temps d’extraction et ξ valeurs, révélant une augmentation uniforme de la perméabilité des veines de charbon à ξ niveaux à mesure que l’extraction progresse. De plus, à intervalles d’extraction similaires, un ξ induit une plus grande porosité des veines de charbon. Cette observation valide en outre l’exactitude du modèle présenté dans cette étude.

Le CO₂-Le processus ECBM est influencé par une multitude de facteurs, notamment les caractéristiques différentielles d’adsorption des gaz, les effets de la pression et de la température, les altérations de la structure de fracture et la dynamique des échanges gazeux. Le méthane présent dans les veines de charbon est physiquement adsorbé dans la structure poreuse du charbon, tandis que le dioxyde de carbone présente une plus forte affinité et peut remplacer le méthane dans ces pores. Lorsque le CO₂ est injecté dans le gisement de charbon, il adhère préférentiellement à la surface du charbon, déplaçant le méthane précédemment adsorbé. Comme le démontrent les figures 12 et 13, les changements dans la rugosité de la fracture affectent directement la porosité et la perméabilité. Par conséquent, analyser quantitativement l’impact de la rugosité de la fracture sur l’intensité d’adsorption-désorption dans le CO₂-Le processus ECBM est essentiel pour évaluer avec précision l’efficacité de l’extraction.

Par conséquent, nous avons exploré l’influence de différents paramètres de rugosité de fracture sur la teneur en méthane à l’état adsorbé et sur la teneur en CO.₂ volume d’adsorption, comme illustré sur la Figure 14 et la Figure 15. La Figure 14 révèle l’évolution du volume d’adsorption du méthane sur différentes périodes d’extraction et sous diverses conditions. ξ valeurs. Cela indique que le volume d’adsorption du méthane diminue progressivement en raison du CO₂ compétition au fil du temps, passant d’un état adsorbé à un état libre et étant produit lors de l’extraction. Aux mêmes intervalles d’extraction, un ξ entraîne une adsorption accrue du méthane. Quand ξ augmente de 0,2 à 0,8, la teneur en méthane à l’état adsorbé après 3000 jours d’extraction augmente de 24,6%, avec une augmentation maximale de 30,2% de l’adsorption du méthane. Un meilleur ξ implique une surface de fracture plus complexe, rendant la production de gaz plus difficile. Par conséquent, une pression résiduelle de méthane plus élevée dans la veine de charbon est observée, ce qui entraîne une moindre désorption du méthane à l’état libre.

La figure 15 montre l’évolution du CO₂ adsorption sous différents CO₂ intervalles d’injection et variables ξ valeurs. La figure indique que le CO₂ L’adsorption augmente progressivement au cours du processus d’extraction sous différentes conditions. ξ les niveaux. Avec d’autres paramètres constants, une augmentation de ξ entraîne une réduction du CO₂ adsorption. Comme mentionné précédemment, une augmentation de ξ rend la percolation des gaz plus difficile ; et, comme le montre la figure 11, un plus petit ξ conduit à une plus grande quantité de CO₂ pression. Naturellement, une augmentation de la quantité de CO₂ la teneur en charbon dans la couche de charbon entraîne une adsorption accrue. Quand ξ diminue de 0,8 à 0,2, le CO₂ l’adsorption après 3000 jours d’extraction augmente de 20,8 %, avec une augmentation maximale de 23,5 %.