EA000054B1 - Способ добычи метана - Google Patents
Способ добычи метана Download PDFInfo
- Publication number
- EA000054B1 EA000054B1 EA199700009A EA199700009A EA000054B1 EA 000054 B1 EA000054 B1 EA 000054B1 EA 199700009 A EA199700009 A EA 199700009A EA 199700009 A EA199700009 A EA 199700009A EA 000054 B1 EA000054 B1 EA 000054B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- coal
- well
- methane
- oxidizing agent
- aqueous solution
- Prior art date
Links
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 88
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 17
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 84
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 22
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical class OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical class [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical class [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000001301 oxygen Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 16
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 claims description 12
- 230000007017 scission Effects 0.000 claims description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 11
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 6
- WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N hypochlorite Chemical compound Cl[O-] WQYVRQLZKVEZGA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 14
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N hypochlorous acid Chemical class ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000002184 metal Chemical class 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
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 101100460584 Chaetomium thermophilum (strain DSM 1495 / CBS 144.50 / IMI 039719) NOC1 gene Proteins 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019093 NaOCl Inorganic materials 0.000 description 1
- 101100022229 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) MAK21 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100313929 Schizosaccharomyces pombe (strain 972 / ATCC 24843) tip1 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007844 bleaching agent Substances 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
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- -1 etc.) Chemical compound 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000037361 pathway Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N sodium hypochlorite Chemical compound [Na+].Cl[O-] SUKJFIGYRHOWBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Description
Настоящее изобретение относится к способам добычи метана из подземных угольных отложений путем химической стимуляции формирования кливаж-структуры в угольном отложении с целью увеличения эффективности добычи метана из указанного угольного отложения.
В подземных каменноугольных отложениях находятся значительные объемы газообразного метана.
С целью более эффективного извлечения метана из угольных отложений используются разнообразные технологические приемы.
Простейшей технологией является технология разгерметизации, при которой с поверхности в тело угольного отложения бурится скважина и метан извлекается из буровой скважины за счет снижения давления, что вызывает десорбцию (высвобождение) метана из угольного отложения и его истечение через скважину на поверхность. Этот метод неэффективен, поскольку каменноугольные отложения обычно не представляют собой чрезвычайно пористые структуры и метан обычно находится не в порах угольного отложения, а абсорбируется на самом угле. Хотя добыча метана из угольных отложений и может осуществляться таким методом, такая добыча метана малоэффективна из-за малой скорости истечения метана.
В некоторых угольных отложениях их естественная проницаемость (пористость) достаточна, чтобы позволить осуществить удаление присутствующей в месторождении воды с целью повышения объема извлечения метана. В таких отложениях кливаж-структуры, сформировавшиеся в ходе диагенеза угольного пласта, обеспечивают наличие путей прохода (просачивания), через которые вода и метан перемещаются к добывающей скважине для их извлечения. Такое удаление воды или обезвоживание (дренирование) угольных отложений обеспечивает удаление воды из упомянутых путей прохода и позволяет потоку метана проходить через эти пути к добывающей скважине более эффективно.
Многие угольные отложения не имеют сколько-либо развитых кливаж-структур, либо имеющиеся в них кливаж-структуры не полностью развиты. Такие угольные отложения имеют низкую водопроницаемость и не отдают содержащуюся в них воду с достаточно высокой скоростью. Как результат, вода заполняет пути прохода, и извлечение метана из таких угольных отложений затруднено или невозможно с эффективными объемами добычи.
Как следствие, непрерывные усилия направлены на разработку способов извлечения метана из таких угольных отложений с более высокими показателями эффективности. В соответствии с настоящим изобретением, эффективность извлечения метана из водосодержащих подземных угольных отложений повышается за счет выполнения, по меньшей мере, одной скважины с поверхности в тело угольного отложения; нагнетания в указанное угольное отложение водного раствора окислителя; выдерживания указанного водного раствора окислителя в угольном отложении в течение заданного времени для стимуляции формирования или расширения кливаж-структуры в указанном угольном отложении; и получения из указанного угольного отложения метана с повышенными показателями эффективности добычи.
Водный раствор окислителя может содержать гипохлорит, соли металлов хлорноватистой кислоты, перекись водорода, озон, кислород и их комбинации.
Эффективность добычи метана из водосодержащих подземных угольных отложений, через которые проходят, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и, по меньшей мере, одна добывающая скважина, повышается путем:
а) нагнетания водного раствора окислителя в угольное отложение через нагнетательную скважину; и
б) добычи метана из угольного отложения через добывающую скважину с повышенными показателями эффективности.
На фиг. 1 показана схема скважины, проходящей с поверхности в тело подземного угольного отложения; на фиг.2 показана схема скважины, проходящей с поверхности в тело подземного угольного отложения, имеющего разрыв; на фиг.3 показана схема, иллюстрирующая нагнетательную скважину и добывающую скважину, проходящую с поверхности в тело подземного угольного отложения; на фиг.4 показана схема, иллюстрирующая нагнетательную скважину и добывающую скважину, проходящую с поверхности в тело подземного угольного отложения, имеющего разрыв, выполненный со стороны нагнетательной скважины; на фиг.5 представлена общая схема 5-позиционной компоновки нагнетательной и добывающих скважин.
На фиг.1 показано угольное отложение 10, в тело которого с поверхности 1 2 проходит буровая скважина 14. Буровая скважина 14 включает в себя обсадную трубу 16, устанавливаемую в буровой скважине 1 4 с помощью цемента 18. В альтернативном варианте обсадная труба 1 6, проходящая в или через тело угольного отложения 1 0, может иметь сквозные отверстия в зоне угольного пласта, обеспечивающее прохождение жидкости из обсадной трубы 1 6 в угольное отложение. Буровая скважина 1 4 проходит в тело угольного отложения 1 0 и включает в себя эксплутационные трубы 20 и пакер 22. Пакер (тампон) 22 устанавливается для предотвращения тока среды между внешней поверхностью эксплутационных труб 20 и внутренней поверхностью обсадной трубы 1 6. Буровая скважина 1 4 также включает в себя оборудование 24, предназначенное для нагнетания газово3 го или жидкостного потока в угольное отложение 10 или для извлечения газового или жидкостного потока из угольного отложения 10.
При практическом использовании настоящего изобретения водный раствор окислителя нагнетается, как показано стрелкой 26, через эксплутационные трубы 20 в угольное отложение 10, как показано стрелкой 28. Зоны воздействия показаны (округленно) поз.30. Водный раствор окислителя нагнетается в угольное отложение 10 на заданное время с целью увеличения или стимуляции формирования кливажструктуры в угольном отложении 1 0. Водный раствор окислителя нагнетается в течение периода времени и в количестве, которые достаточны для повышения проницаемости угольного отложения 10 в зонах 30. По завершении заданного периода времени или после нагнетания заданного объема водного раствора окислителя скважину закрывают на период времени, который может превышать 24 ч. Обычно скважину закрывают на срок, достаточный для возврата давления в буровой скважине до величины давления в отложении, после чего скважину выдерживают закрытой в течение дополнительно 1 2 ч. Период выстаивания скважины в закрытом состоянии позволяет водному раствору окислителя просочиться в тело угольного отложения 1 0 и окислить компоненты указанного отложения 1 0 с целью расширения кливаж-структуры в угольном отложении 1 0. По истечении периода выдержки скважины в закрытом состоянии вода из угольного отложения 1 0 с метаном извлекается с целью дренирования угольного отложения в зонах 30. Термин дренирование (обезвоживание), используемый здесь, не подразумевает полного удаления воды из угольного отложения 1 0, но скорее подразумевает удаление воды в объеме, достаточном для того, чтобы в кливаж-структуре угольного отложения 1 0 открылись пути прохода таким образом, чтобы метан мог быть извлечен через указанные проходы из угольного отложения 1 0.
Указанный водный раствор может содержать окислитель, выбираемый из группы, состоящей из гипохлорита, солей металлов хлорноватистой кислоты, перекиси водорода, озона, кислорода и их комбинаций. Обычно окислитель используется в концентрациях, составляющих менее 10 об.% водного раствора окислителя. При использовании перекиси водорода концентрация предпочтительно составляет до 1 0 об.% раствора, более предпочтительно от 5 до 10 об.%. При использовании гипохлорита концентрация составляет до 5,0 об.%.
В варианте реализации изобретения, показанном на фиг. 1 , единичная скважина используется для нагнетания водного раствора окислителя с целью химического расширения или стимуляции формирования кливаж-структуры в зонах 30 с результирующим высвобождением содержащейся в отложении воды и, соответственно, с повышением показателей эффективности добычи метана из угольного отложения 1 0.
На фиг.2 показан аналогичный вариант реализации изобретения, за исключением того, что угольное отложение 10 имеет разрывы 32. Работа скважины принципиально аналогична вышеизложенной для фиг.1, за исключением того, что в угольном отложении 10 предварительно выполнены разрывы, либо это отложение получает разрывы под воздействием жидкости, которая может включать в себя водный раствор окислителя в ходе, по меньшей мере, части операции выполнения разрывов. Например, может быть предпочтительным использование обычных средств формирования разрывов, если угольное отложение 1 0 в значительной степени непроницаемо, в качестве исходной методики стимуляции с последующим использованием водного раствора окислителя в качестве промывной среды второго эшелона. Эта вторичная промывочная среда увеличивает проницаемость кливаж-структуры по всем участкам, контактирующим с зоной разрыва. В таких случаях скважину предпочтительно закрывают, как изложено выше, и окислитель подбирают из группы окислителей, рассмотренных ранее. Разрывы формируются в угольном отложении 1 0 до нагнетания раствора окислителя. Раствор окислителя может включать в себя жидкость для формирования разрывов, если это нужно.
На фиг.3 показано как нагнетательная скважина 34 и добывающая скважина 36 проходят с поверхности 1 2 в тело угольного отложения 10. Нагнетательная скважина 34 находится относительно добывающей скважины 36 на расстоянии удаления, определяемом характеристиками конкретного угольного отложения и т. п. В соответствии с настоящим изобретением водный раствор окислителя, описанный выше, нагнетается в тело угольного отложения 10 через нагнетательную скважину 34, как показано стрелками 26 и 28, для воздействия на зоны 30, которые могут простираться от нагнетательной скважины 34 в целом в периферическом направлении, но обычно и предпочтительно в направлении к близлежащей добывающей скважине (скважинам). Добывающая скважина 36 рассчитана на извлечение воды и метана из угольного отложения 10. Извлечение воды и метана через добывающую скважину 36 вызывает миграцию водного раствора окислителя по направлению к добывающей скважине 36. Предпочтительно, нагнетание водного раствора окислителя продолжается до выявления увеличенного объема воды в добывающей скважине 36, либо до выявления в добывающей скважине 36 хвостов нагнетаемых веществ, указывающих на присутствие в добывающей скважине 36 некоторого количества водного раствора окислителя. Увеличение объема воды, извлекаемой из добывающей скважины 36, свидетельствует о формировании или расширении кливаж5 структур в угольном отложении 10, ведущих к увеличению проницаемости, благодаря чему дополнительные объемы воды высвобождаются для извлечения из угольного отложения 10, как показано стрелками 38, через добывающую скважину 36 и трубопровод 40. Стрелки 38 показаны направленными к добывающей скважине 36 с обоих направлений в том плане, что вода будет извлекаться с меньшим объемом и из необрабатываемых частей угольного отложения
10.
Вариант осуществления изобретения, показанный на фиг.4, аналогичен показанному на фиг.3, за исключением того, что угольное отложение 10 имеет разрывы 32. Показанные на фиг.2 разрывы 32 могут иметь по сути любую протяженность. Напротив, в варианте осуществления, представленном на фиг.4, разрывы 32 предпочтительно простираются не более, чем на половину расстояния до добывающей скважины 36. Очевидно, что если разрывы 32 будут полностью достигать добывающей скважины 36, будет трудно использовать жидкостный или газовый напор любого типа между нагнетательной скважиной 34 и добывающей скважиной 36. Предпочтительно, чтобы разрывы простирались не более, чем на половину величины расстояния удаления между нагнетательной скважиной 34 и добывающей скважиной 36. Использование водного раствора окислителя при наличии разрывов 32 осуществляется как изложено выше.
Водный раствор окислителя представляет собой раствор гипохлорита (НОС1), солей металлов хлорноватистой кислоты (например NaOCl и т.п.), перекиси водорода (H2O2), озона (O3) или насыщенную кислородом (O2) воду. Из указанных окислителей предпочтительными являются растворы гипохлорита, пероксида водорода и озона, поскольку их легче получать в относительно высоких объемах, требуемых для практических технологических целей. Из них предпочтительными являются перекись водорода и озон, поскольку они обуславливают ввод в угольное отложение 1 0 только водорода и кислорода. Хотя гипохлорит, представляющий собой бытовой отбеливатель, выпускается промышленно в больших объемах с концентрацией до 5,0 об.%, присутствие хлора в некоторых угольных отложениях может представить определенные проблемы.
Пригодны концентрированные перекиси водорода и озона до 10 об.%, хотя предпочтительны растворы, содержащие менее 5,0 об.%.
На фиг.5 показана пятипозиционная компоновка скважины. Такие компоновки расположения скважин удобны в практическом использовании настоящего изобретения и могут использоваться с повторяющимся характером на большой площади. Такие схемы расположения скважин хорошо известны специалистам в данной области и рассматриваются здесь лишь вкратце. В схеме, показанной на фиг.5, водный раствор окислителя нагнетается через нагнетательную скважину 34 для воздействия на зоны 30 с целью повышения объема извлечения воды и метана из добывающих скважин 36. При прорыве водного раствора окислителя, о чем свидетельствует возрастание объема извлечения воды и метана из добывающих скважин 36, нагнетание водного раствора окислителя прекращается и нагнетательная скважина 34 может быть переведена в режим добывающей скважины. Вся площадь затем дренируется через исходные добывающие скважины и преобразованную нагнетательную скважину. Зоны с увеличенным формированием кливаж-структур ускоряют процесс дренирования и увеличивают объемы добычи метана и полноту извлечения метана.
Способ по настоящему изобретению также полезен в качестве средства предобработки при воздействии на угольное отложение нагнетанием газа с целью увеличения извлечения метана из угольного отложения 1 0. Использование двуокиси углерода как в чистом виде, так и совместно с другими газами для увеличения добычи газа из угольных отложений хорошо известно в практике. Аналогичным образом, специалистам в данной области хорошо известно использование инертных газов, таких как азот, аргон и т. п., для извлечения дополнительных объемов метана из угольных отложений путем повышения давления в отложении и высвобождения таким образом дополнительного количества метана, так как парциальное давление метана в атмосфере в угольном пласте уменьшается. Использование таких технологических способов требует, чтобы отложение было проницаемым для газового потока, проходящего в само отложение или сквозь него, чтобы таким образом извлечение метана было возможным. Способ по настоящему изобретению повышает проницаемость угольных отложений и может использоваться перед задействованием продувки газом или газовой десорбционнной обработки для повышения объема извлечения метана.
Следует отметить, что некоторые предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения приведены в качестве иллюстративного материала и не имеют ограничительного характера и что возможно осуществление многих вариантов и модификаций, не выходящих за пределы объема защиты настоящего изобретения. Многие из таких вариантов и модификаций могут представиться очевидными и приемлемыми для специалистов в данной области после рассмотрения вышеприведенного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Claims (11)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ добычи метана из водосодержащего подземного угольного отложения, в котором выполнена, по меньшей мере, одна скважи7 на, включающий в себя: а) нагнетание в угольное отложение водного раствора окислителя; б) выдерживание указанного водного раствора окислителя в угольном отложении в течение заданного периода времени для расширения или стимуляции формирования кливаж-структуры в угольном отложении; и в) извлечение метана из угольного отложения.
- 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанный водный раствор окислителя нагнетается в угольное отложение через одну предусмотренную скважину, затем эта скважина закрывается на заданный период времени, и затем метан извлекается через ту же скважину.
- 3. Способ по пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в угольном отложении до нагнетания в него водного раствора окислителя выполняются разрывы, отходящие от указанной скважины.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что указанный водный раствор окислителя включает в себя жидкую среду для выполнения разрывов, нагнетаемую в режиме формирования разрывов с целью выполнения разрывов в указанном угольном отложении.
- 5. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что указанный водный раствор окислителя выдерживается в угольном отложении в течение, по меньшей мере, 24 ч.
- 6. Способ добычи метана из водосодержащего подземного угольного отложения, в котором выполнена, по меньшей мере, одна нагнетательная скважина и, по меньшей мере, одна добывающая скважина, включающий в себя: а) нагнетание водного раствора окислителя в указанное угольное отложение через указанную нагнетательную скважину и б) извлечение метана из указанного зольного отложения через указанную добывающую скважину.
- 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что указанный водный раствор окислителя нагнетается в угольное отложение до извлечения из добывающей скважины воды в увеличенном объеме.
- 8. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что используют водный раствор окислителя, выбираемого из пероксида водорода, озона, кислорода и их комбинаций.
- 9. Способ по п.8, отличающийся тем, что в качестве окислителя используют водный раствор пероксида водорода или озона.
- 10. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что указанный водный раствор окислителя содержит примерно до 10 об.% окислителя.
- 11. Способ по любому из пп. 1 -1 0, отличающийся тем, что указанный водный раствор окислителя содержит примерно до 5 об.% окислителя.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/594,725 US5669444A (en) | 1996-01-31 | 1996-01-31 | Chemically induced stimulation of coal cleat formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA199700009A1 EA199700009A1 (ru) | 1997-09-30 |
| EA000054B1 true EA000054B1 (ru) | 1998-04-30 |
Family
ID=24380122
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA199700009A EA000054B1 (ru) | 1996-01-31 | 1997-01-29 | Способ добычи метана |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5669444A (ru) |
| CN (1) | CN1082605C (ru) |
| AU (1) | AU1241297A (ru) |
| CA (1) | CA2196369C (ru) |
| DE (1) | DE19703448C2 (ru) |
| EA (1) | EA000054B1 (ru) |
| GB (1) | GB2309719B (ru) |
| IN (1) | IN191373B (ru) |
| PL (1) | PL185041B1 (ru) |
| UA (1) | UA45348C2 (ru) |
| ZA (1) | ZA97789B (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2689012C1 (ru) * | 2018-02-19 | 2019-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ добычи газа на месторождениях гидратов |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5865248A (en) * | 1996-01-31 | 1999-02-02 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced permeability enhancement of subterranean coal formation |
| US5964290A (en) * | 1996-01-31 | 1999-10-12 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of cleat formation in a subterranean coal formation |
| US5967233A (en) * | 1996-01-31 | 1999-10-19 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions |
| US5944104A (en) * | 1996-01-31 | 1999-08-31 | Vastar Resources, Inc. | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with gaseous oxidants |
| DE19842407B4 (de) * | 1997-09-22 | 2008-04-10 | Vastar Resources, Inc., Houston | Chemisch induzierte Stimulation der Schlechtenbildung in einer unterirdischen Kohleformation |
| US6708764B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Cdx Gas, L.L.C. | Undulating well bore |
| US6681855B2 (en) | 2001-10-19 | 2004-01-27 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for management of by-products from subterranean zones |
| US6454000B1 (en) | 1999-11-19 | 2002-09-24 | Cdx Gas, Llc | Cavity well positioning system and method |
| US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
| US6662870B1 (en) | 2001-01-30 | 2003-12-16 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for accessing subterranean deposits from a limited surface area |
| US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
| US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
| US7025154B2 (en) | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
| US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
| US6679322B1 (en) | 1998-11-20 | 2004-01-20 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
| US6598686B1 (en) | 1998-11-20 | 2003-07-29 | Cdx Gas, Llc | Method and system for enhanced access to a subterranean zone |
| US6425448B1 (en) | 2001-01-30 | 2002-07-30 | Cdx Gas, L.L.P. | Method and system for accessing subterranean zones from a limited surface area |
| DE60121423T2 (de) * | 2000-02-25 | 2007-02-15 | Sofitech N.V., Uccle | Schaummittel zur verwendung in kohleflözen |
| US6412556B1 (en) | 2000-08-03 | 2002-07-02 | Cdx Gas, Inc. | Cavity positioning tool and method |
| US6591903B2 (en) | 2001-12-06 | 2003-07-15 | Eog Resources Inc. | Method of recovery of hydrocarbons from low pressure formations |
| US6725922B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-04-27 | Cdx Gas, Llc | Ramping well bores |
| US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
| CN100347402C (zh) * | 2002-12-13 | 2007-11-07 | 石油大学(北京) | 煤层气的热力开采方法 |
| CN100351491C (zh) * | 2002-12-13 | 2007-11-28 | 石油大学(北京) | 煤层气的热力开采方法 |
| US7051809B2 (en) * | 2003-09-05 | 2006-05-30 | Conocophillips Company | Burn assisted fracturing of underground coal bed |
| US20050082058A1 (en) * | 2003-09-23 | 2005-04-21 | Bustin Robert M. | Method for enhancing methane production from coal seams |
| US7185702B2 (en) * | 2005-02-25 | 2007-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for the in-situ thermal stimulation of hydrocarbons using peroxide-generating compounds |
| US7681639B2 (en) * | 2008-06-17 | 2010-03-23 | Innovative Drilling Technologies LLC | Process to increase the area of microbial stimulation in methane gas recovery in a multi seam coal bed/methane dewatering and depressurizing production system through the use of horizontal or multilateral wells |
| US8727000B2 (en) * | 2008-07-28 | 2014-05-20 | Forbes Oil And Gas Pty. Ltd. | Method of liquefaction of carbonaceous material to liquid hydrocarbon |
| WO2010027455A1 (en) * | 2008-09-04 | 2010-03-11 | Ciris Energy, Inc. | Solubilization of algae and algal materials |
| US20110203792A1 (en) * | 2009-12-15 | 2011-08-25 | Chevron U.S.A. Inc. | System, method and assembly for wellbore maintenance operations |
| IN2012DN06285A (ru) | 2009-12-18 | 2015-09-25 | Ciris Energy Inc | |
| CN102162351A (zh) * | 2011-03-15 | 2011-08-24 | 彭仁田 | 过氧化氢应用于稠油稀释 |
| CN105422067B (zh) * | 2015-12-29 | 2017-11-28 | 中国石油大学(华东) | 活性水驱替开采煤层气的方法 |
| CN107165613B (zh) * | 2017-07-07 | 2023-03-14 | 新疆国利衡清洁能源科技有限公司 | 一种煤炭地下气化矿井式气化炉安全保障系统及实施方法 |
| CN107325851A (zh) * | 2017-08-25 | 2017-11-07 | 太原理工大学 | 一种以液化煤为原料提高生物甲烷产量的方法 |
| CN109779594A (zh) * | 2019-01-31 | 2019-05-21 | 中国科学技术大学 | 压裂工艺、制氢装置 |
| CN114856499A (zh) * | 2022-05-12 | 2022-08-05 | 重庆大学 | 原位氧化生成二氧化碳提高煤层气井产量方法 |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4032193A (en) * | 1974-03-28 | 1977-06-28 | Shell Oil Company | Coal disaggregation by basic aqueous solution for slurry recovery |
| US4043395A (en) * | 1975-03-13 | 1977-08-23 | Continental Oil Company | Method for removing methane from coal |
| NL7800005A (nl) * | 1978-01-02 | 1979-07-04 | Stamicarbon | Werkwijze voor het in situ winnen van methaan uit zich op grote diepte bevindende koollagen. |
| US4440651A (en) * | 1980-09-08 | 1984-04-03 | Standard Oil Company | Use of peroxide in waterflood oil recovery |
| 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 |
| US4883122A (en) * | 1988-09-27 | 1989-11-28 | Amoco Corporation | Method of coalbed methane production |
| 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 |
| 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 |
| US5388642A (en) * | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Coalbed methane recovery using membrane separation of oxygen from air |
| US5388645A (en) * | 1993-11-03 | 1995-02-14 | Amoco Corporation | Method for producing methane-containing gaseous mixtures |
| 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 |
-
1996
- 1996-01-31 US US08/594,725 patent/US5669444A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-01-29 GB GB9701833A patent/GB2309719B/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-01-29 EA EA199700009A patent/EA000054B1/ru not_active IP Right Cessation
- 1997-01-30 IN IN177CA1997 patent/IN191373B/en unknown
- 1997-01-30 UA UA97010369A patent/UA45348C2/uk unknown
- 1997-01-30 PL PL97318207A patent/PL185041B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1997-01-30 AU AU12412/97A patent/AU1241297A/en not_active Abandoned
- 1997-01-30 CA CA002196369A patent/CA2196369C/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-01-30 DE DE19703448A patent/DE19703448C2/de not_active Expired - Fee Related
- 1997-01-30 ZA ZA97789A patent/ZA97789B/xx unknown
- 1997-01-30 CN CN97102507A patent/CN1082605C/zh not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2689012C1 (ru) * | 2018-02-19 | 2019-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ добычи газа на месторождениях гидратов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ZA97789B (en) | 1998-07-30 |
| UA45348C2 (uk) | 2002-04-15 |
| DE19703448A1 (de) | 1997-08-07 |
| CA2196369A1 (en) | 1997-08-01 |
| DE19703448C2 (de) | 2000-02-17 |
| CN1082605C (zh) | 2002-04-10 |
| PL185041B1 (pl) | 2003-02-28 |
| US5669444A (en) | 1997-09-23 |
| EA199700009A1 (ru) | 1997-09-30 |
| GB2309719B (en) | 1999-07-21 |
| IN191373B (ru) | 2003-11-29 |
| GB9701833D0 (en) | 1997-03-19 |
| PL318207A1 (en) | 1997-08-04 |
| CA2196369C (en) | 2002-07-23 |
| AU1241297A (en) | 1997-08-07 |
| GB2309719A (en) | 1997-08-06 |
| CN1165236A (zh) | 1997-11-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA000054B1 (ru) | Способ добычи метана | |
| US5964290A (en) | Chemically induced stimulation of cleat formation in a subterranean coal formation | |
| US5967233A (en) | Chemically induced stimulation of subterranean carbonaceous formations with aqueous oxidizing solutions | |
| US3708206A (en) | Process for leaching base elements, such as uranium ore, in situ | |
| EP0027678B1 (en) | Method for recovering methane from coal seams | |
| US6651741B2 (en) | Method of increasing productivity of oil, gas and hydrogeological wells | |
| PL187840B1 (pl) | Sposób zwiększenia odzysku metanu z podziemnego pokładu węglistego | |
| US5865248A (en) | Chemically induced permeability enhancement of subterranean coal formation | |
| RU2127807C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| SU1500792A1 (ru) | Способ дегазации угольного пласта | |
| SU933952A1 (ru) | Способ эксплуатации нефт ной скважины | |
| RU2100584C1 (ru) | Способ повышения продуктивности нефтяной скважины | |
| RU2145381C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2189442C2 (ru) | Способ очистки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
| AU720919B2 (en) | Increasing the rate of production of methane from subterranean coal and carbonaceous formations | |
| RU2109790C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта | |
| SU972145A1 (ru) | Способ гидравлической обработки высокогазоносного угольного пласта | |
| RU2070281C1 (ru) | Способ разработки газовых залежей месторождений при водонапорном режиме | |
| RU2136873C1 (ru) | Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта | |
| RU2093671C1 (ru) | Способ обработки горных пород в скважине | |
| CA2450399A1 (en) | Method of and system for increasing productivity of oil, gas and hydrogeological wells | |
| UA72565C2 (en) | Method for spirit-acid bed processing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |