DE19817110A1 - Verfahren zur chemisch induzierten Erhöhung der Permeabilität einer unterirdischen Kohleformation - Google Patents
Verfahren zur chemisch induzierten Erhöhung der Permeabilität einer unterirdischen KohleformationInfo
- Publication number
- DE19817110A1 DE19817110A1 DE19817110A DE19817110A DE19817110A1 DE 19817110 A1 DE19817110 A1 DE 19817110A1 DE 19817110 A DE19817110 A DE 19817110A DE 19817110 A DE19817110 A DE 19817110A DE 19817110 A1 DE19817110 A1 DE 19817110A1
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- coal
- coal formation
- borehole
- formation
- gaseous
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims description 126
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 123
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 122
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 79
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 44
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 37
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 13
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims 1
- 239000003701 inert diluent Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 2
- 101150082072 14 gene Proteins 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 210000004072 lung Anatomy 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000011946 reduction process Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C1/00—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/006—Production of coal-bed methane
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/17—Interconnecting two or more wells by fracturing or otherwise attacking the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Fertilizing (AREA)
Description
Diese Erfindung betrifft ein Verfahren, mit dem die
Bildung von Treibkeilen in unterirdischen Kohleforma
tionen gefördert und dadurch die relative Permeabilität
vorhandener Treibkeile für sowohl Wasser als auch Gas
durch chemische Behandlungen verbessert werden sollen.
Die Bildung leitfähiger und aneinander angrenzender
Treibkeilsysteme in einem Kohleflöz wird besser, wenn
die Kohlematrix mit einem oxydativen Gas in Kontakt ge
bracht wird. Die Bildung hoch leitfähiger Treibkeil
systeme ermöglicht die effektive und zeitgerechte Ent
wässerung der Kohleformation, eine erhöhte Methanper
meabilität und Produktion sowie eine Steigerung der
letztendlich gewonnenen Methanmenge. Die Erfindung ist
besonders gut auf Kohlegas erzeugende Bereiche anwend
bar, wo die Produktion durch eine unzureichende Treib
keilentwicklung eingeschränkt ist. Die Bildung des
Treibkeilsystems erleichtert auch die Fertigstellung
von Bohrlöchern durch Hohlraumbildung.
In unterirdischen Kohleformationen findet man
erhebliche Mengen an Methangas.
Man hat bereits verschiedene Verfahren eingesetzt, um
die Methanförderung aus den Kohleformationen effizien
ter zu machen.
Das einfachste Verfahren ist das Drucksenkungsverfah
ren, bei dem ein Bohrloch von der Oberfläche in die
Kohleformation gebohrt und das Methan daraus abgezogen
wird, indem man den Druck verringert und dadurch be
wirkt, daß das Methan aus der Kohleformation desorbiert
wird und durch das Bohrloch an die Oberfläche strömt.
Dieses Verfahren ist ineffizient, weil Kohleformationen
im allgemeinen nicht sehr porös sind und das Methan
sich normalerweise nicht in den Poren der Kohleforma
tionen befindet, sondern auf die Kohle absorbiert wird.
Man kann zwar durch dieses Verfahren Methan aus Kohle
formationen erzeugen, aber die Methanausbeute ist
relativ gering.
In einigen Kohleformationen reicht die natürliche Per
meabilität aus, um das in situ vorhandene Wasser zu
entfernen und die Methangewinnung zu verbessern. In
solchen Formationen stellen die während der Kohlebett
diagenese entwickelten Treibkeilsysteme Kanäle zur Ver
fügung, durch die Wasser und Methan zu den Produktions
bohrlöchern wandern und entfernt werden können. Diese
Entfernung von Wasser oder "Entwässerung" der Kohlefor
mationen zieht Wasser aus den Kanälen ab und macht es
möglich, daß Methan schneller durch die Kanäle und zum
Produktionsbohrloch strömt.
Viele Kohleformationen haben keine weitentwickelten
Treibkeilsysteme oder Treibkeilsysteme, die noch nicht
vollständig entwickelt sind. Diese Kohleformationen
sind für Wasser und Gas nur gering permeabel und geben
Wasser oder Gas nur sehr langsam ab. Im Ergebnis füllt
das Wasser die Kanäle, und die Gewinnung von Methan aus
solchen Kohleformationen mit annehmbarer Geschwindig
keit ist schwierig oder unmöglich. Solche wasserhalti
gen Kohleformationen mit geringer Wasserpermeabilität
können entweder mit Wasser gesättigt oder nicht ganz
mit Wasser gesättigt sein. Es scheint, daß Kohleforma
tionen mit besser entwickelten Treibkeilsystemen in der
geologischen Vergangenheit der Einwirkung eines diffu
sionsfähigen oxidierenden Fluids irgendeines Typs aus
gesetzt waren, während es bei Kohleformationen mit
weniger entwickelten Treibkeilsystemen keine Hinweise
gibt, daß sie in der geologischen Vergangenheit der
Einwirkung eines oxidierenden Fluids ausgesetzt waren.
Folglich hat man sich ständig bemüht, Verfahren zu ent
wickeln, mit denen die Auswirkungen der Bedingungen in
Kohleformationen mit besser entwickelten Treibkeil
systemen während der geologischen Vergangenheit nach
vollzogen werden können.
Erfindungsgemäß kann die Fördergeschwindigkeit von
Methan aus von mindestens einem Bohrloch durchdrungenen
unterirdischen Kohleformationen dadurch gesteigert
werden, daß man ein gasförmiges Oxidationsmittel in die
Kohleformation injiziert, das gasförmige Oxidations
mittel für eine ausgewählte Zeit in der Kohleformation
beläßt, um die Bildung oder Verbesserung eines Treib
keilsystems in der Kohleformation zu stimulieren, die
Gaspermeabilität der Kohleformation zu erhöhen und
Methan mit erhöhter Geschwindigkeit aus der Kohleforma
tion zu fördern.
Das gasförmige Oxidationsmittel kann Ozon, Sauerstoff
und Kombinationen davon enthalten.
Die Fördergeschwindigkeit von Methan und die Gaspermea
bilität unterirdischer, von mindestens einem
Injektionsbohrloch und mindestens einem Produktions
bohrloch durchdrungenen Kohleformationen kann dadurch
erhöht werden, daß man
- a) durch das Injektionsbohrloch ein gasförmiges Oxidationsmittel in die Kohleformation injiziert;
- b) das gasförmige Oxidationsmittel für eine ausge wählte Zeit in der Kohleformation beläßt, um die Bildung von Treibkeilen in der Kohleformation zu stimulieren, und
- c) aus der Kohleformation mit erhöhter Geschwindig keit Methan fördert.
Die Fertigstellung von ein Kohleflöz durchdringenden
Bohrlöchern wird dadurch erleichtert, daß man ein gas
förmiges Oxidationsmittel in die das Bohrloch umgebende
Kohleformation injiziert, ehe man Fluids und Partikulä
re Kohle aus der Kohleformation durch das Bohrloch
fördert, um einen Hohlraum in der Kohleformation um das
Bohrloch zu bilden.
Die Erfindung wird jetzt anhand bevorzugter Ausfüh
rungsformen und mit Hilfe der Begleitzeichnungen im
einzelnen beschrieben.
Von diesen Zeichnungen ist
Fig. 1 ein schematisches Diagramm eines eine unterir
dische Kohleformation von der Oberfläche durchdringen
den Bohrlochs;
Fig. 2 ein schematisches Diagramm eines eine unterir
dische Kohleformation von der Oberfläche durchdringen
den Bohrlochs, wobei die Kohleformation aufgebrochen
ist;
Fig. 3 ein schematisches Diagramm eines eine unterir
dische Kohleformation von der Oberfläche durchdringen
den Injektionsbohrlochs und eines Produktionsbohrlochs;
Fig. 4 ein schematisches Diagramm eines eine unterir
dische Kohleformation von der Oberfläche durchdringen
den Injektionsbohrlochs und eines Produktionsbohrlochs,
wobei die Kohleformation aus dem Injektionsbohrloch
aufgebrochen wurde, und
Fig. 5 eine schematische Darstellung eines 5-Punkt-
Injektions- und Produktionsbohrlochmusters.
In der Erörterung der Zeichnungen werden durchgängig
die gleichen Bezugszahlen verwendet, um die gleichen
oder ähnliche Komponenten zu beschreiben.
In Fig. 1 ist eine Kohleformation 10 zu sehen, die von
der Oberfläche 12 aus von einem Bohrloch 14 durchdrun
gen wird. Das Bohrloch 14 umfaßt eine Verrohrung 16,
die im Bohrloch 14 durch Zement 18 in Position gehalten
wird. Selbstverständlich können in den Zeichnungen gar
nicht oder nur teilweise verrohrte Bohrlöcher nicht
substituiert werden, solange das Bohrloch 14 verrohrt
ist.
Die Verrohrung 16 sollte sich in oder durch die Kohle
formation 10 erstrecken, wobei die Verrohrung 16 in das
Kohleflöz reichende Perforationen aufweisen sollte, um
einen Austausch von Fluids zwischen der Kohleformation
und der Verrohrung zu ermöglichen. Das Bohrloch 14
reicht in die Kohleformation 10 und umfaßt einen Rohr
strang 20 und eine Tamponage 22. Die Tamponage 22 ist
so angeordnet, daß sie den Fluß zwischen dem äußeren
Durchmesser des Rohrstrangs 20 und dem inneren Durch
messer der Verrohrung 16 verhindert. Das Bohrloch 14
enthält auch eine Vorrichtung 24, die so ausgelegt ist,
daß sie einen gasförmigen oder flüssigen Strom in die
Kohleformation 10 injizieren oder einen gasförmigen
oder flüssigen Strom aus der Kohleformation 10 fördern
kann.
Bei der Durchführung der Erfindung wird ein gasförmiges
Oxidationsmittel, wie durch den Pfeil 26 gezeigt, durch
den Rohrstrang 20, wie durch die Pfeile 28 gezeigt, in
die Kohleformation 10 injiziert. Die behandelten Zonen
werden durch die Kreise 30 bezeichnet. Das gasförmige
Oxidationsmittel wird für eine ausgewählte Zeit und in
einer Menge in die Kohleformation 10 injiziert, die als
ausreichend gilt, um die Bildung eines leitfähigen,
kontinuierlichen Treibkeilsystems in der Kohleformation
10 zu verbessern oder stimulieren. Nach einer ausge
wählten Zeit oder nachdem eine ausgewählte Menge des
gasförmigen Oxidationsmittels injiziert wurde, kann das
Bohrloch für eine gewisse Zeit, die bis zu oder mehr
als 24 Stunden betragen kann, verschlossen werden.
Alternativ kann während der Injektion des gasförmigen
Oxidationsmittels ein ausreichend langer Zeitraum, in
dem ein Oxidationsmittel in der Kohleformation vorhan
den ist, verstrichen sein.
Typischerweise bleibt das Bohrloch verschlossen, bis
der Druck darin wieder dem der Kohleformation ent
spricht, und anschließend bis zu weiteren 12 Stunden.
Diese Verschlußzeit ermöglicht die Migration des Oxi
dationsmittels in die Kohleformation 10, um Komponenten
der Kohleformation 10 zu oxidieren, und dadurch das
Treibkeilsystem und die Gaspermeabilität in der Kohle
formation 10 zu verbessern bzw. zu erhöhen. Nach der
Verschlußzeit können Wasser, Methan oder beide aus der
Kohleformation 10 gewonnen werden, um diese in den
Zonen 30 zu entwässern und Methan zu erzeugen. Der hier
verwendete Begriff "Entwässern" bedeutet nicht die
vollständige Entfernung von Wasser aus der Kohleforma
tion 10, sondern vielmehr die Entfernung von genügend
Wasser aus der Kohleformation 10, um Kanäle im Treib
keilsystem in der Kohleformation 10 zu öffnen, so daß
Methan durch die Kanäle aus der Kohleformation 10
erzeugt werden kann.
Das gasförmige Oxidationsmittel enthält ein aus der
Gruppe Ozon, Sauerstoff und Kombinationen davon ausge
wähltes Oxidationsmittel. Von diesen wird Ozon bevor
zugt. Wenn Ozon verwendet wird, kann die Konzentration
bis zu 10 Vol.-% des gasförmigen Oxidationsmittelge
mischs betragen.
Wenn Sauerstoff verwendet wird, kann die Konzentration
geeigneterweise bis zu etwa 50 Vol.-% des gasförmigen
Oxidationsmittelgemischs betragen, wobei eine Konzen
tration von bis zu etwa 30 Vol.-% bevorzugt und eine
Konzentration zwischen etwa 23 und etwa 35 Vol.-%
erwünscht ist. Das sauerstoffhaltige gasförmige Oxida
tionsmittelgemisch kann Luft sein, ist jedoch vorzugs
weise mit Sauerstoff angereicherte Luft, die Sauerstoff
in den vorstehend angegebenen Konzentrationen enthält.
Die Oxidationsmittel können in gasförmigen Oxidations
mittelgemischen in Kombination mit den vorstehend
erörterten Bereichen verwendet werden.
Vorzugsweise werden die Oxidationsmittel in den erwähn
ten gasförmigen Oxidationsmittelgemischen verwendet, um
Brände im Bohrloch oder Kohleflöz zu vermeiden sowie
eine Vergasung oder Verflüssigung von Kohle nahe des
Bohrlochs o.a. zu umgehen. Es ist die Absicht der
Anmelderin, die Struktur der Kohleformation physika
lisch zu verändern, um die Bildung von Treibkeilen und
eines Treibkeilsystems in der Kohleformation zu stimu
lieren, um die Permeabilität der Formation für Gas und
Flüssigkeiten unter gleichzeitiger Vermeidung von
Verbrennungsprozessen zu erhöhen. Das Aufbringen des
gasförmigen Oxidationsmittelgemisches auf die Oberflä
che der Kohleformationen, zu denen man über natürliche
Risse, künstlich erzeugte Risse, andere bereits vorhan
dene Wege in der Kohleformation u. a. gelangt, ermög
licht den Zugang zu den Kohlemaceralen zur Beeinflus
sung der Maceralzusammensetzung, Maceralstruktur und
Bindung zwischen Maceralflächen, wodurch die Bildung
von Treibkeilen und eines Treibkeilsystems angeregt und
die Permeabilität der Kohle erhöht wird. Diese Behand
lung führt nicht zur Entfernung von Kohle aus der
Kohleformation oder zu deren Verbrennung. Vielmehr wird
die Kohlestruktur durch Schaffung der Treibkeile und
eines Treibkeilsystems so modifiziert, daß die Permea
bilität der Kohleformation erhöht und diese Ziele
erreicht werden können, ohne daß Kohle aus der Forma
tion entfernt bzw. vergast oder auf andere Weise physi
kalisch zerstört wird.
In der in Fig. 1 gezeigten Ausführungsform verwendet
man für die Injektion des gasförmigen Oxidationsmittels
ein einziges Bohrloch, um die Bildung eines Treibkeil
systems chemisch zu verbessern oder anzuregen und die
Permeabilität für Gas und Flüssigkeit in den Zonen 30
zu erhöhen, wodurch die Geschwindigkeit der Methan
förderung aus der Kohleformation 10 gesteigert wird.
Der hier verwendete Begriff "gesteigert" bezeichnet
eine Veränderung gegenüber der unbehandelten Kohlefor
mation.
In Fig. 2 ist eine ähnliche Ausführungsform gezeigt.
Allerdings ist die Kohleformation 10 hier durch Risse
32 aufgebrochen. Das Bohrloch wird im Grunde genauso
betrieben wie in Fig. 1 mit dem Unterschied, daß die
Kohleformation 10 zuvor aufgebrochen wurde oder durch
ein Fluid aufgebrochen wird, das zumindest während
eines Teils des Aufbruchvorgangs eine Lösung des
gasförmigen Oxidationsmittelgemischs enthalten kann.
Wenn die Kohleformation 10 ausreichend impermeabel ist,
kann es beispielsweise wünschenswert sein, eine her
kömmliche Brechanwendung als anfängliches Anregungs
verfahren einzusetzen und dann erst das gasförmige
Oxidationsmittel einzuleiten. Das gasförmige Oxida
tionsmittel verbessert die Permeabilität der Treibkeile
sowie die Permeabilität in den Bereichen, mit denen der
Kontakt über das Aufbrechen erfolgt. In solchen Fällen
kann das Bohrloch wie bereits erörtert verschlossen
werden, und die gasförmigen Oxidationsmittel werden aus
den vorstehend angeführten Substanzen ausgewählt. Die
Risse in der Kohleformation 10 werden üblicherweise vor
der Injektion des gasförmigen Oxidationsmittels gebil
det. Selbstverständlich kann das gasförmige Oxidations
mittel auch über, unter oder in der Aufbruchzone in die
Kohleformation injiziert werden.
In Fig. 3 durchdringen ein Injektionsbohrloch 34 und
ein Produktionsbohrloch 36 die Kohleformation 10 von
der Oberfläche 12. Das Injektionsbohrloch 34 ist in
einiger Entfernung vom Produktionsbohrloch 36 angeord
net, wobei der Abstand durch die Eigenschaften der
jeweiligen Kohleformation u. a. bestimmt wird. Erfin
dungsgemäß wird das vorstehend beschriebene gasförmige
Oxidationsmittel, wie durch den Pfeil 26 und die Pfeile
28 gezeigt, durch das Injektionsbohrloch 34 in die
Kohleformation 10 injiziert, um die Zonen 30 zu behandeln,
die sich im allgemeinen in Richtung des Umfangs
vom Injektionsbohrloch erstrecken, sich jedoch bevor
zugt in Richtung eines oder mehrerer nahegegelegener
Produktionsbohrlöcher erstrecken.
Das Produktionsbohrloch 36 ist so positioniert, daß
Wasser, Methan oder beides aus der Kohleformation 10
abgezogen werden können. Die Förderung von Fluids aus
dem Produktionsbohrloch 36 bewirkt eine Migration des
gasförmigen Oxidationsmittels zum Produktionsbohrloch
36. Vorzugsweise wird das gasförmige Oxidationsmittel
solange eingespritzt, bis die erwünschte Zunahme der
Permeabilität oder ein Ansteigen im Volumen der erzeug
ten Fluids erreicht ist. Die Steigerung der Permeabili
tät oder des Volumens von aus dem Produktionsbohrloch
36 erzeugten Fluids ist ein Zeichen für die Bildung
oder Verbesserung von Treibkeilen in der Kohleformation
10 mit einer daraus resultierenden Zunahme in der
Permeabilität, so daß zusätzliche Fluidmengen wie durch
die Pfeile 38 gezeigt durch das Produktionsbohrloch 36
und eine Leitung 40 aus der Kohleformation 10 abgezogen
werden können. Die Pfeile 38 zielen aus beiden Richtun
gen auf das Produktionsbohrloch 36, um der Tatsache
Rechnung zu tragen, daß Fluids weiterhin mit geringerer
Geschwindigkeit aus den unbehandelten Teilen der Kohle
formation 10 gewonnen werden.
Die in Fig. 4 gezeigte Ausführungsform ist ähnlich wie
die in Fig. 3 mit dem Unterschied, daß die Kohlefor
mation 10 durch Risse 32 aufgebrochen wurde. Die Risse
32 in der in Fig. 2 gezeigten Ausführungsform können
praktisch jede Reichweite haben. In der in Fig. 4 ge
zeigten Ausführungsform dagegen reichen die Risse 32
vorzugsweise höchstens halb bis zum Produktionsbohrloch
36. Wenn sich die Risse 32 ganz bis zum Bohrloch 36 er
strecken, wird es schwierig, irgendeinen Fluid- oder
Gasantrieb zwischen dem Injektionsbohrloch 34 und dem
Produktionsbohrloch 36 zu verwenden. Die Verwendung
eines gasförmigen Oxidationsmittels mit den Rissen 32
wurde bereits vorstehend erörtert.
In Fig. 5 ist eine 5-Punkt-Bohrlochanordnung gezeigt.
Solche Bohrlochanordnungen eignen sich für die Durch
führung der Erfindung und können in einem sich wieder
holenden Muster in einem weiten Bereich verwendet
werden. Solche Anordnungen sind Fachleuten bekannt und
werden nur kurz erörtert. In der in Fig. 5 gezeigten
Anordnung wird das gasförmige Oxidationsmittel durch
das Injektionsbohrloch 34 injiziert, um die Zonen 30 zu
behandeln und die Förderung von Fluids und Methan aus
den Produktionsbohrlöchern 36 zu steigern. Wenn die
erwünschte Treibkeilbildung bzw. die Erhöhung der Per
meabilität erreicht ist, was sich durch die beschleu
nigte Förderung von Fluids aus den Produktionsbohrlö
chern 36 oder zu einer ausgewählten Zeit zeigt, kann
die Injektion des gasförmigen Oxidationsmittels ge
stoppt und das Bohrloch 34 in ein Produktionsbohrloch
umgewandelt werden. Dann würde die Förderung aus diesem
Bereich durch die ursprünglichen Produktionsbohrlöcher
und das umgewandelte Injektionsbohrloch erfolgen. In
den Bereichen mit verbesserter Treibkeilbildung steigen
die Methanproduktionsgeschwindigkeiten und letztendlich
auch die Methanförderung.
In vielen Fällen werden Bohrlöcher in Kohleformationen
durch "Hohlraumbildung" im Kohleflöz fertigstellt,
wobei um das Bohrloch herum ein Hohlraum entsteht.
Solche Fertigstellungstechniken sind in US-A-5,417,286
"Method for Enhancing The Recovery of Methane from a
Solid Carbonaceous Subterranean Formation" (Verfahren
zur Verbesserung der Methanförderung aus einer festen
kohlehaltigen unterirdischen Formation), das am 23. Mai
1995 Ian D. Palmer und Dan Yee erteilt wurde, sowie SPE
24906 "Openhole Cavity Completions in Coalbed Methane
Wells in the San Juan Basin" (Fertigstellung von Hohl
räumen in unverschalten Bohrlöchern in Methanbohrlöchern
in Kohleflözen im San Juan Becken) , das vom 4. bis
7. Oktober 1992 von I.D. Palmer, M.J. Mavor, J.P.
Seidle, J.L. Spitler und R.F. Volz vorgestellt wurde
US-A-5,417,286 wird hiermit in seiner Gesamtheit in
diese Anmeldung einbezogen. In einigen Fällen können
sich in der durch das Bohrloch durchdrungenen Kohlefor
mation nicht ohne weiteres Hohlräume bilden, wenn aus
der Kohleformation Fluids gefördert werden. In diesen
Fällen kann man das gasförmige Oxidationsmittel inji
zieren, um Treibkeile in der solche Bohrlöcher umgeben
den Kohleformation zu entwickeln. Dadurch wird die
Kohleformation geschwächt und die Hohlraumbildung er
leichtert.
Das erfindungsgemäße Verfahren eignet sich auch zur
Vorbehandlung bei Gasinjektionsbehandlungen, mit denen
die Methanförderung aus der Kohleformation 10 ver
bessert werden soll. Die Verwendung von Kohlendioxid,
entweder allein oder mit anderen Gasen, um die Methan
förderung aus Kohleformationen zu erhöhen, ist allge
mein bekannt. Ähnlich ist Fachleuten die Verwendung
inerter Gase wie Stickstoff, Argon u. a. zur Entfernung
von zusätzlichen Methanmengen aus Kohleformationen
durch Erhöhung des Drucks in der Formation bekannt.
Dann sinkt nämlich der Methanpartialdruck in der Atmo
sphäre des Kohleflözes, und zusätzliches Methan kann
gefördert werden. Der Einsatz solcher Verfahren ver
langt, daß die Formation für Gas permeabel ist, das in
oder durch sie strömt, damit das Methan gewonnen werden
kann. Das erfindungsgemäße Verfahren verbessert die
Permeabilität von Kohleformationen und kann vor einer
Gasspülung oder einer Gasdesorptionsbehandlung einge
setzt werden, um die Methangewinnung zu steigern.
Nachdem die Erfindung anhand bestimmter bevorzugter
Ausführungsformen beschrieben wurde, wird darauf hinge
wiesen, daß die erörterten Ausführungsformen lediglich
beispielhaft sind, die Erfindung jedoch nicht ein
schränken, und daß viele Abwandlungen und Variationen
ebenfalls im Rahmen der Erfindung liegen. Viele solcher
Variationen und Abwandlungen können für Fachleute
aufgrund der vorstehenden Beschreibung bevorzugter Aus
führungsformen auf der Hand liegen und wünschenswert
sein.
Claims (14)
1. Verfahren zur Methangewinnung aus unterirdischen,
von mindestens einem Bohrloch durchdrungenen
Kohleformationen, bei dem man
- a) ein gasförmiges Oxidationsmittel in die Koh leformation injiziert;
- b) mindestens einen Teil des gasförmigen Oxida tionsmittels für eine ausgewählte Zeit in der Kohleformation beläßt, um die Bildung von Treibkeilen in der Kohleformation zu stimu lieren, und
- c) aus der Kohleformation mit erhöhter Geschwin digkeit Methan fördert.
2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem man das gasför
mige Oxidationsmittel durch ein Bohrloch in die
Kohleformation injiziert, das Bohrloch für einen
ausgewählten Zeitraum verschließt und anschließend
aus dem Bohrloch mit erhöhter Geschwindigkeit
Methan fördert.
3. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die unterirdi
sche Kohleformation mit mindestens einem Injek
tionsbohrloch und mindestens einem Produktions
bohrloch durchdrungen ist und man das gasförmige
Oxidationsmittel durch das Injektionsbohrloch in
die Kohleformation injiziert und das Methan aus
der Kohleformation durch das Produktionsbohrloch
fördert.
4. Verfahren zur Fertigstellung eines eine unterir
dische Kohleformation durchdringenden Bohrlochs,
bei dem man im wesentlichen
- a) ein gasförmiges Oxidationsmittel durch das Bohrloch in die Kohleformation injiziert;
- b) Fluids und partikuläre Kohle aus der Kohleformation durch das Bohrloch fördert und dadurch einen Hohlraum in der Kohleformation um das Bohrloch bildet.
5. Verfahren nach Anspruch 4, bei dem die Fluids und
die partikuläre Kohle dadurch aus dem Bohrloch ge
fördert werden, daß dieses für eine Verschlußzeit
verschlossen wird, damit der Druck darin steigen
kann, und es anschließend für einen Förderzeitraum
öffnet, um einen Strom aus Fluids und partikulärer
Kohle aus der Kohleformation durch das Bohrloch zu
ermöglichen.
6. Verfahren nach Anspruch 5, bei dem zur Ausbildung
des Hohlraums eine Vielzahl von Verschluß- und
Förderzeiten eingesetzt wird.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 4 bis 7, bei
dem man ein Fluid während eines Injektionszeit
raums in die Kohleformation injiziert, um den
Druck in der Kohleformation um das Bohrloch herum
zu erhöhen, und anschließend das Bohrloch für
einen Förderzeitraum öffnet, um den Strom von
Fluids und partikulärer Kohle aus der Kohleforma
tion durch das Bohrloch zu ermöglichen.
8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei
dem das gasförmige Oxidationsmittel Ozon, Sauer
stoff oder eine Kombination davon enthält.
9. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem das gasförmige
Oxidationsmittel etwa 100 Vol.-% Ozon oder mit
einem inerten gasförmigen Verdünner verdünntes
Ozon enthält, um ein gasförmiges Oxidationsmittel
gemisch herzustellen.
10. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem das gasförmige
Oxidationsmittel Sauerstoff ist und der Sauerstoff
mit einem inerten Verdünner verdünnt wird, um ein
23 bis 35 Vol.-% Sauerstoff enthaltendes gasförmi
ges Oxidationsmittelgemisch herzustellen.
11. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem das gasförmige
Oxidationsmittel Luft ist.
12. Verfahren nach Anspruch 8, bei dem das gasförmige
Oxidationsmittel mit Sauerstoff angereicherte Luft
ist.
13. Verfahren nach Anspruch 12, bei die mit Sauerstoff
angereicherte Luft mindestens etwa 30 Vol.-%
Sauerstoff enthält.
14. Verfahren nach Anspruch 12, bei dem die mit Sauer
stoff angereicherte Luft mindestens etwa 50 Vol.-%
Sauerstoff enthält.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/846,994 | 1997-04-30 | ||
US08/846,994 US5865248A (en) | 1996-01-31 | 1997-04-30 | Chemically induced permeability enhancement of subterranean coal formation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE19817110A1 true DE19817110A1 (de) | 1998-11-05 |
DE19817110B4 DE19817110B4 (de) | 2007-07-26 |
Family
ID=25299518
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE19817110A Expired - Fee Related DE19817110B4 (de) | 1997-04-30 | 1998-04-17 | Verfahren zur chemisch induzierten Erhöhung der Permeabilität einer unterirdischen Kohleformation |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5865248A (de) |
CN (1) | CN1311143C (de) |
AU (1) | AU735679B2 (de) |
CA (1) | CA2236243C (de) |
DE (1) | DE19817110B4 (de) |
EA (1) | EA000849B1 (de) |
GB (1) | GB2326658B (de) |
PL (1) | PL188377B1 (de) |
UA (1) | UA49853C2 (de) |
ZA (1) | ZA983627B (de) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5967233A (en) * | 1996-01-31 | 1999-10-19 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions |
US5964290A (en) * | 1996-01-31 | 1999-10-12 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of cleat formation in a subterranean coal formation |
US5944104A (en) * | 1996-01-31 | 1999-08-31 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with gaseous oxidants |
US6244338B1 (en) * | 1998-06-23 | 2001-06-12 | The University Of Wyoming Research Corp., | System for improving coalbed gas production |
AU775661B2 (en) * | 2000-02-25 | 2004-08-12 | Schlumberger Technology B.V. | Foaming agents for use in coal seam reservoirs |
US7051809B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-05-30 | Conocophillips Company | Burn assisted fracturing of underground coal bed |
WO2008116896A2 (en) * | 2007-03-28 | 2008-10-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of interconnecting subterranean boreholes |
EP2233690A1 (de) * | 2009-03-13 | 2010-09-29 | BP Alternative Energy International Limited | Flüssigkeitseinspritzung |
US20120043084A1 (en) * | 2010-08-18 | 2012-02-23 | Next Fuel, Inc. | System and method for enhancing coal bed methane recovery |
CN102278099A (zh) * | 2011-07-08 | 2011-12-14 | 辽宁工程技术大学 | 超声激励煤体强解增渗实验装置 |
WO2013086557A1 (en) * | 2011-12-15 | 2013-06-20 | Linc Energy Ltd | Ucg channel |
Family Cites Families (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US538845A (en) * | 1895-05-07 | Emanuel a | ||
US3856084A (en) * | 1973-06-07 | 1974-12-24 | Continental Oil Co | An improved blind borehole back-reaming method |
US4032193A (en) * | 1974-03-28 | 1977-06-28 | Shell Oil Company | Coal disaggregation by basic aqueous solution for slurry recovery |
US3952802A (en) * | 1974-12-11 | 1976-04-27 | In Situ Technology, Inc. | Method and apparatus for in situ gasification of coal and the commercial products derived therefrom |
US4043395A (en) * | 1975-03-13 | 1977-08-23 | Continental Oil Company | Method for removing methane from coal |
US3999607A (en) * | 1976-01-22 | 1976-12-28 | Exxon Research And Engineering Company | Recovery of hydrocarbons from coal |
GB1492238A (en) * | 1976-06-23 | 1977-11-16 | Moskov Gor Inst | Method for reducing gas and dust emission from a coal sea |
NL181941C (nl) * | 1977-09-16 | 1987-12-01 | Ir Arnold Willem Josephus Grup | Werkwijze voor het ondergronds vergassen van steenkool of bruinkool. |
NL7800005A (nl) * | 1978-01-02 | 1979-07-04 | Stamicarbon | Werkwijze voor het in situ winnen van methaan uit zich op grote diepte bevindende koollagen. |
US4424863A (en) * | 1981-10-06 | 1984-01-10 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery by waterflooding |
US4537252A (en) * | 1982-04-23 | 1985-08-27 | Standard Oil Company (Indiana) | Method of underground conversion of coal |
US4662439A (en) * | 1984-01-20 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Method of underground conversion of coal |
US4747642A (en) * | 1985-02-14 | 1988-05-31 | Amoco Corporation | Control of subsidence during underground gasification of coal |
US4662443A (en) * | 1985-12-05 | 1987-05-05 | Amoco Corporation | Combination air-blown and oxygen-blown underground coal gasification process |
US4765407A (en) * | 1986-08-28 | 1988-08-23 | Amoco Corporation | Method of producing gas condensate and other reservoirs |
US4762543A (en) * | 1987-03-19 | 1988-08-09 | Amoco Corporation | Carbon dioxide recovery |
US4756367A (en) * | 1987-04-28 | 1988-07-12 | Amoco Corporation | Method for producing natural gas from a coal seam |
US4973453A (en) * | 1988-02-05 | 1990-11-27 | Gtg, Inc. | Apparatus for the production of heavier hydrocarbons from gaseous light hydrocarbons |
US4833170A (en) * | 1988-02-05 | 1989-05-23 | Gtg, Inc. | Process and apparatus for the production of heavier hydrocarbons from gaseous light hydrocarbons |
US4883122A (en) * | 1988-09-27 | 1989-11-28 | Amoco Corporation | Method of coalbed methane production |
US4913237A (en) * | 1989-02-14 | 1990-04-03 | Amoco Corporation | Remedial treatment for coal degas wells |
US5048328A (en) * | 1989-02-24 | 1991-09-17 | Amoco Corporation | Method of determining the porosity and irreducible water saturation of a coal cleat system |
US4993491A (en) * | 1989-04-24 | 1991-02-19 | Amoco Corporation | Fracture stimulation of coal degasification wells |
US5014788A (en) * | 1990-04-20 | 1991-05-14 | Amoco Corporation | Method of increasing the permeability of a coal seam |
US5099921A (en) * | 1991-02-11 | 1992-03-31 | Amoco Corporation | Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean formations |
US5085274A (en) * | 1991-02-11 | 1992-02-04 | Amoco Corporation | Recovery of methane from solid carbonaceous subterranean of formations |
US5133406A (en) * | 1991-07-05 | 1992-07-28 | Amoco Corporation | Generating oxygen-depleted air useful for increasing methane production |
US5332036A (en) * | 1992-05-15 | 1994-07-26 | The Boc Group, Inc. | Method of recovery of natural gases from underground coal formations |
GB9319696D0 (en) * | 1993-09-23 | 1993-11-10 | Petroleum Recovery Inst | Process of well stimulation by chemically removing pyrobitu-men from subterranean formation for oil fields |
US5416286A (en) * | 1993-10-19 | 1995-05-16 | Dixon, Jr.; Alfred R. | High amperage, high efficiency electrical slide switch assembly with plug and socket contacts |
US5388645A (en) * | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
US5388643A (en) * | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using pressure swing adsorption separation |
US5388640A (en) * | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
US5388641A (en) * | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for reducing the inert gas fraction in methane-containing gaseous mixtures obtained from underground formations |
US5566755A (en) * | 1993-11-03 | 1996-10-22 | Amoco Corporation | Method for recovering methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
US5388642A (en) * | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using membrane separation of oxygen from air |
US5419396A (en) * | 1993-12-29 | 1995-05-30 | Amoco Corporation | Method for stimulating a coal seam to enhance the recovery of methane from the coal seam |
US5417286A (en) * | 1993-12-29 | 1995-05-23 | Amoco Corporation | Method for enhancing the recovery of methane from a solid carbonaceous subterranean formation |
US5439054A (en) * | 1994-04-01 | 1995-08-08 | Amoco Corporation | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation |
US5501273A (en) * | 1994-10-04 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Method for determining the reservoir properties of a solid carbonaceous subterranean formation |
US5669444A (en) * | 1996-01-31 | 1997-09-23 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of coal cleat formation |
-
1997
- 1997-04-30 US US08/846,994 patent/US5865248A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-04-17 DE DE19817110A patent/DE19817110B4/de not_active Expired - Fee Related
- 1998-04-28 PL PL98326044A patent/PL188377B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1998-04-29 ZA ZA983627A patent/ZA983627B/xx unknown
- 1998-04-29 GB GB9809172A patent/GB2326658B/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-04-29 UA UA98042207A patent/UA49853C2/uk unknown
- 1998-04-29 EA EA199800351A patent/EA000849B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-04-29 CA CA002236243A patent/CA2236243C/en not_active Expired - Fee Related
- 1998-04-29 AU AU63700/98A patent/AU735679B2/en not_active Ceased
- 1998-04-30 CN CNB981087531A patent/CN1311143C/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2326658B (en) | 2002-02-13 |
EA000849B1 (ru) | 2000-06-26 |
GB9809172D0 (en) | 1998-07-01 |
EA199800351A1 (ru) | 1998-10-29 |
PL188377B1 (pl) | 2005-01-31 |
CA2236243C (en) | 2003-01-07 |
CA2236243A1 (en) | 1998-10-30 |
UA49853C2 (uk) | 2002-10-15 |
US5865248A (en) | 1999-02-02 |
AU735679B2 (en) | 2001-07-12 |
GB2326658A (en) | 1998-12-30 |
CN1311143C (zh) | 2007-04-18 |
CN1203308A (zh) | 1998-12-30 |
ZA983627B (en) | 1999-02-04 |
DE19817110B4 (de) | 2007-07-26 |
PL326044A1 (en) | 1998-11-09 |
AU6370098A (en) | 1998-11-05 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE19703448C2 (de) | Chemisch herbeigeführte Anregung der Kohle-Rissausbildung | |
DE2823000C2 (de) | Verfahren zum Gewinnen von Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte | |
US5967233A (en) | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions | |
CN1117207C (zh) | 从通过至少一口井穿透的地下煤层生产甲烷的方法 | |
DE3633020A1 (de) | Verbessertes mehrstufiges verfahren zur rissbildung in kohlefloezen | |
DE19817110B4 (de) | Verfahren zur chemisch induzierten Erhöhung der Permeabilität einer unterirdischen Kohleformation | |
DE3023144C2 (de) | ||
DE3416388A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von kohlenwasserstoffen aus einer unterirdischen gesteinsformation | |
US5944104A (en) | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with gaseous oxidants | |
DE1232535B (de) | Verfahren zur Erdoelgewinnung | |
DE2303654A1 (de) | Behandlungsfluessigkeit zur verwendung in bohrloechern durch unterirdische formationen | |
DE2543743A1 (de) | Verfahren zur behandlung von kohlenkanaelen bei untertagevergasung | |
EP0678347A1 (de) | Verfahren zur Herstellung einer Barriere | |
DE19842424B4 (de) | Chemisch induzierte Stimulationen unterirdischer, kohlenstoffhaltiger Formationen mit gasförmigen Oxidationsmitteln | |
DE2817658A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von erdoel mittels waermeeinwirkung | |
DE3441993A1 (de) | Verfahren zur untertagevergasung einer folge von flach und geneigt gelagerten kohlenfloezen | |
AT216994B (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Formation | |
WO2015036317A1 (de) | Verfahren zur erdölgewinnung aus einer unterirdischen formation | |
DE2933037A1 (de) | Verfahren zur herstellung vertikaler, linearer bruchstellen in einer unterirdischen, produzierenden formation | |
DE1583005C (de) | Flüssigkeit zum Verfestigen unkonsoh dierter Sandformationen | |
DE2629841A1 (de) | Verfahren zur verminderung der gas- und staubausscheidung aus kohlenfloezen | |
DE222706C (de) | ||
DD143170A1 (de) | Verfahren zur verhinderung des absandens loser oder teilweise verfestigter sandsteine | |
DE1583005B (de) | Flüssigkeit zum Verfestigen unkonsoh dierter Sandformationen | |
DE2602720A1 (de) | Verfahren zur gewinnung von rohoel |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8110 | Request for examination paragraph 44 | ||
8364 | No opposition during term of opposition | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |