EA015158B1 - Способ гидравлического разрыва газоносного угольного пласта - Google Patents
Способ гидравлического разрыва газоносного угольного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA015158B1 EA015158B1 EA200870377A EA200870377A EA015158B1 EA 015158 B1 EA015158 B1 EA 015158B1 EA 200870377 A EA200870377 A EA 200870377A EA 200870377 A EA200870377 A EA 200870377A EA 015158 B1 EA015158 B1 EA 015158B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- coal
- permeability
- coal seam
- fracturing
- fracture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 78
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 33
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 30
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 18
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical group O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 48
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 24
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 20
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 13
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 8
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims description 7
- RXYPXQSKLGGKOL-UHFFFAOYSA-N 1,4-dimethylpiperazine Chemical compound CN1CCN(C)CC1 RXYPXQSKLGGKOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N sulfur trioxide Chemical compound O=S(=O)=O AKEJUJNQAAGONA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 5
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 5
- XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N Fluoroform Chemical compound FC(F)F XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 4
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 4
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- DDMOUSALMHHKOS-UHFFFAOYSA-N 1,2-dichloro-1,1,2,2-tetrafluoroethane Chemical compound FC(F)(Cl)C(F)(F)Cl DDMOUSALMHHKOS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- RFCAUADVODFSLZ-UHFFFAOYSA-N 1-Chloro-1,1,2,2,2-pentafluoroethane Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)Cl RFCAUADVODFSLZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 4-(3,5-dimethylphenyl)-1,3-thiazol-2-amine Chemical compound CC1=CC(C)=CC(C=2N=C(N)SC=2)=C1 MGWGWNFMUOTEHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004340 Chloropentafluoroethane Substances 0.000 claims description 3
- 239000004338 Dichlorodifluoromethane Substances 0.000 claims description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- KWYHDKDOAIKMQN-UHFFFAOYSA-N N,N,N',N'-tetramethylethylenediamine Chemical compound CN(C)CCN(C)C KWYHDKDOAIKMQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910018503 SF6 Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 150000003973 alkyl amines Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000004982 aromatic amines Chemical class 0.000 claims description 3
- 235000019406 chloropentafluoroethane Nutrition 0.000 claims description 3
- AFYPFACVUDMOHA-UHFFFAOYSA-N chlorotrifluoromethane Chemical compound FC(F)(F)Cl AFYPFACVUDMOHA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- PXBRQCKWGAHEHS-UHFFFAOYSA-N dichlorodifluoromethane Chemical compound FC(F)(Cl)Cl PXBRQCKWGAHEHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000019404 dichlorodifluoromethane Nutrition 0.000 claims description 3
- 229940087091 dichlorotetrafluoroethane Drugs 0.000 claims description 3
- LIWAQLJGPBVORC-UHFFFAOYSA-N ethylmethylamine Chemical compound CCNC LIWAQLJGPBVORC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- WMIYKQLTONQJES-UHFFFAOYSA-N hexafluoroethane Chemical compound FC(F)(F)C(F)(F)F WMIYKQLTONQJES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000003951 lactams Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 claims description 3
- SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N sulfur hexafluoride Chemical compound FS(F)(F)(F)(F)F SFZCNBIFKDRMGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229960000909 sulfur hexafluoride Drugs 0.000 claims description 3
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 claims description 3
- TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N tetrafluoromethane Chemical compound FC(F)(F)F TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- CYRMSUTZVYGINF-UHFFFAOYSA-N trichlorofluoromethane Chemical compound FC(Cl)(Cl)Cl CYRMSUTZVYGINF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940029284 trichlorofluoromethane Drugs 0.000 claims description 3
- AJDIZQLSFPQPEY-UHFFFAOYSA-N 1,1,2-Trichlorotrifluoroethane Chemical compound FC(F)(Cl)C(F)(Cl)Cl AJDIZQLSFPQPEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 claims description 2
- NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N monofluoromethane Natural products FC NBVXSUQYWXRMNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 21
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 17
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 52
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 49
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 47
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 45
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 45
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 44
- 230000008569 process Effects 0.000 description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 4
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 4
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 3
- 230000035485 pulse pressure Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002879 Lewis base Substances 0.000 description 2
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 2
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001570 bauxite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229960004424 carbon dioxide Drugs 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N dimethylformamide Substances CN(C)C=O ZMXDDKWLCZADIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008034 disappearance Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 2
- 150000007527 lewis bases Chemical class 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 229960003753 nitric oxide Drugs 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 2
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 2
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- VDZOOKBUILJEDG-UHFFFAOYSA-M tetrabutylammonium hydroxide Chemical compound [OH-].CCCC[N+](CCCC)(CCCC)CCCC VDZOOKBUILJEDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 102100037399 Alanine-tRNA ligase, cytoplasmic Human genes 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 101000879354 Homo sapiens Alanine-tRNA ligase, cytoplasmic Proteins 0.000 description 1
- 240000007049 Juglans regia Species 0.000 description 1
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 1
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000003034 coal gas Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 238000013270 controlled release Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- UMNKXPULIDJLSU-UHFFFAOYSA-N dichlorofluoromethane Chemical compound FC(Cl)Cl UMNKXPULIDJLSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 thinners Substances 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 235000012431 wafers Nutrition 0.000 description 1
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- 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
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
- Turbine Rotor Nozzle Sealing (AREA)
- Rotary Pumps (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Приведено описание способа интенсификации добычи газа из угольных пластов с помощью модификатора проницаемости, такого как агент набухания угля, закачиваемый в угольные пласты через скважину для уменьшения проницаемости угольных пластов до обработки в виде гидравлического разрыва.
Description
Настоящее изобретение относится к способам для улучшения добычи газа, освобождаемого из угольных пластов и т.п. Настоящее изобретение относится к способам гидравлического разрыва газоносного угольного пласта с помощью закачивания жидкости с агентом набухания или смесью агентов набухания.
Уровень техники изобретения
Подземные угольные пласты содержат значительное количество природного газа, в основном в виде метана. Такие газоносные пласты обычно называют газоносными пластами для добычи метана угольных пластов (СВМ). Для эффективной добычи газа из газоносных пластов СВМ используют один или более способов интенсификации добычи газа, чтобы увеличить производительность.
Наиболее обычные способы интенсификации добычи СВМ включают направленное бурение параллельно основанию пласта, создание каверны в угольном пласте или гидравлический разрыв угольного пласта.
Направленное бурение включает наклон бурильной колонны из условия, чтобы бурение было не вертикальным, но было параллельным угольному пласту. Так как ствол скважины направлен вдоль формации, большая площадь ствола скважины контактирует с угольным пластом и, таким образом, возможен больший отбор газа.
Способ завершения кавернообразования создает одну или более каверну в угольном пласте. Задачей является уменьшение степени повреждения окружающей структуры, которое может произойти во время бурения, для создания улучшенной зоны проницаемости вне пустотной области и для уменьшения гидравлического сопротивления вблизи ствола скважины, которое является результатом сходимости потока в поле течения, направленного радиально внутрь. Обычно завершение кавернообразования выполняют цикличным образом в законченных скважинах, не закрепленных обсадными трубами (при отсутствии обсадных труб поперек продуктивного интервала), таким образом, обработку обычно называют циклированием кавернообразования, как описано, например, в Ра1тег, Ι.Ό., Мауог, М.Т, 8рй1ег, ТЬ., 8е1б1е, ТР. и νοίζ, В.Р. 1993Ь. ОрепНо1е сауйу сотр1е!юи8 ίη соа1Ьеб теШапе \ге1к ίη Не 8ап ίιιαη Вакш. 1оигпа1 оГ Ре!го1еит Тесйио1о§у, 45(11): 1072-1080 (ноябрь).
Для создания давления вблизи зоны ствола скважины наиболее часто используют сжатый воздух. Эти газы могут быть вспенены для уменьшения их видимого движения в сети кливажей и удерживания их в области вблизи ствола скважины, где они наиболее эффективны. Давление снижают как можно быстрее, забучивая зону вблизи ствола скважины и образуя ее вне ствола скважины, создавая довольно большую каверну, окружающую ствол скважины. Процедура уменьшает скин-эффект ствола скважины.
Циклическое кавернообразование использует несколько механизмов для связи ствола скважины с системой трещиноватости угольного пласта. Эти механизмы включают создание физической каверны в угольных пластах необсаженного участка (вплоть до 10 футов в диаметре); распространение саморасклинивающихся вертикальных растягивающихся трещин, которые продолжаются на расстояние до 200 футов от ствола скважины (параллельно направлению максимального напряжения и перпендикулярно минимальному главному напряжению); и создание зоны разрушения вследствие касательного напряжения, которое улучшает проницаемость в направлении, перпендикулярном направлению наименьшего напряжения, как описано, например, в КНобауепап, М. и МсЬеииаи. 1993. Сауйу сотр1ейои8: а кЛбу оГ тесНапктк апб арр11саЬ1111у. Ргосеебшдк оГ Ле 1993 1п1егпа(1опа1 Соа1Ьеб МеЛапе 8утро§шт (Университет Алабамы/Таскалуса), р. 89-97.
Кавернообразование завершают приложением давления к скважине, используя сжатый воздух или пену и затем резко спуская давление. Зоны угольного пласта под избыточным давлением создают скачок давления в стволе скважины (регулируемый выброс), и результирующее напряжение вызывает смещение осколков угля и переносит осколки вверх по скважине. Эти циклы давления и продувки повторяют много раз за период, состоящий из часов или дней, и повторяемое периодическое разрушение вследствие касательного напряжения в угольной формации дает эффект, который продолжается вбок от ствола скважины, как описано, например, в КаЫ1, А. и ΜηκκζΓ Ό. 1984. Сауйу кйекк-гейеГ теЛоб 1о 8бти1а1е бетеЛапайоп Ьоге1ю1е8. 8РЕ Рарег Ыо. 12843, Ргосеебшдк, 1984, 8РЕ ипсопуепбопа1 Оак Весоуегу 8утро8шт (Питсбург).
Разрыв является другим важным способом для улучшения добычи СВМ. Как описано, например, в Но1бйсй, 8.А. 1990. Сошр1е!юп шеЛобк ш соа1 кеат гекегуопк. 8РЕ 20670, Ргосеебшдк 65'1' 8РЕ Аппиа1 Тес11шса1 СопГегепсе (Новый Орлеан), р. 533, обычно гидравлический разрыв выполняют в обсаженных перфорированных законченных скважинах, обычно когда проницаемость угля меньше 20 мД. Существует очень много вариантов гидравлического разрыва угольных формаций, но в грубом приближении технологии включают закачивание жидкости в формацию при достаточном давлении для инициации и распространения гидравлического разрыва, заполнение разрыва расклинивающим наполнителем продолжением закачивания жидкости с большим содержанием расклинивающего наполнителя и затем промывку обработки, так чтобы расклинивающий наполнитель заполнял разрыв, но не ствол скважины. Океп и др. описывают некоторые дополнительные соображения по поводу разрыва метаноносных угольных пластов, Океп, Τ.Ν., ВгегЛе, О. и Ргег^ек Т.: 1тргоуетеп1 Ргосеккек Гог Соа1Ьеб Ыа!ига1 Оак Сотр1е1юп апб 8ί^ши1аί^οи, 8РЕ 84122, 8РЕ Аппиа1 ТесНшса1 СопГегепсе апб ЕхЫЬйюп, Денвер (5-8 октября 2003 г.).
- 1 015158
Традиционная технология гидравлического разрыва рассмотрена во многих литературных источниках, также при применении к угольным породам. Направленное бурение нельзя рассматривать как технологию интенсификации добычи в чистом виде. Следует заметить, что как разрыв (либо традиционный разрыв, либо кавернообразование), так и направленное бурение просто увеличивают размер угольного пласта, который находится в непосредственном контакте со стволом скважины, и до сих пор еще не был найден технологический способ для увеличения исходной пористости формации.
Ра1тег, Ι.Ό., Мауот, М.Т. 8рй1ет, ЕЬ., 8е1б1е, 1.Р. и νοίζ, К.Р. 1993Ь. Орсп1ю1с еауйу сошр1ейоиз ίη соа1Ьеб теЛаие \уе11з ίη Ле 8аи Лаи Вазш. 1оигиа1 οί Ре1то1еит Тесйио1оду, 45(11): 1072-1080 (ноябрь).
Но1бйсй, 8.А. 1990. Сотр1ейои теЛобз ίη соа1 зеат гезегуопз. 8РЕ 20670, Ртосеебшдз 6511' 8РЕ Аиииа1 Тес11шса1 СопГегепсе (Новый Орлеан), р. 533.
Ра1тег, Ι.Ό., ЬатЬей, 8.XV. и 8рй1ег, ЕЬ. 1993а. Соа1Ьеб теЛаие \те11 сотр1ейоиз аиб зйти1айоиз. Глава 14 в ААРС 8шб1ез ш Сео1оду 38, р. 303-341.
О1зеи, Τ.Ν., ВгегЛе, С. и Ргегиек Т.: 'ТтргоуетеШ Ргосеззез Гог Соа1Ьеб №1й.1га1 Саз Сотр1ейои аиб 8йти1айои, 8РЕ 84122, 8РЕ Аиииа1 Тес11шса1 СоиГегеисе аиб ЕхЛЫйои, Денвер (5-8 октября 2003 г.).
Кйобауепаи, М. и МсЕеииаи. 1993. Сауйу сошр1ейоиз: а зШбу оГ тесйашзтз аиб арр11саЬН1(у. Ргосеебшдз оГ Ле 1993 Iηΐе^ηаί^οηа1 Соа1Ьеб МеЛаие 8утрозшт (Университет Алабамы/Таскалуса), р. 89-97 или вышеупомянутая статья КаЫ1, А. и Маззζ^, Ό. 1984.
Утечка жидкости для гидроразрыва пласта через сеть кливажей во время процесса разрыва является главным ограничением современных способов гидравлического разрыва в газоносных пластах СВМ. Эффективность жидкости для гидроразрыва пласта является простым отношением объема созданного разрыва в конце накачки к общему объему жидкости, закачанной для создания разрыва. По понятным причинам низкая эффективность жидкости для гидроразрыва является нежелательной. Дорогая и растраченная напрасно утекшая жидкость может существенно уменьшить проницаемость сети кливажей и аннулировать эффект интенсификационной обработки. Кроме того, вследствие различных рабочих ограничений (например, максимального давления закачивания, максимальной скорости закачивания, стоимости и т.д.) низкая эффективность жидкости ограничивает длину разрыва, которая может быть достигнута.
Жидкости для гидроразрыва, закачанные в газоносные пласты СВМ, создают сложный разрыв, состоящий из нескольких главных каналов и многочисленных второстепенных каналов. Второстепенные каналы могут быть частью сети кливажей. Большая утечка жидкости для гидроразрыва через сеть кливажей уменьшает как скорость роста основного разрыва, так и максимальную длину разрыва. Закачивание суспензии для разрыва при более высокой скорости течения может компенсировать потери от утечки, но утекшая жидкость может задержаться в кливажах, блокируя путь, через который жидкости газоносного пласта могут течь из газоносного пласта в ствол скважины. В обычной практике отверстие кливажа может быть слишком маленьким для вхождения расклинивающего наполнителя и удерживания им от смыкания кливажей. В последнее время были разработаны жидкости для гидроразрыва, которые безвредны для кливажей. При утечке в сеть кливажей они свободны от макромолекул, которые создают неподвижные пробки в кливажах. Таким образом, так как они свободны от полимеров и нерастворимых твердых тел, безвредный фильтрат легко извлекается из кливажей, когда скважину вводят в эксплуатацию. О1зеи и др. описывают такую жидкость для гидроразрыва.
Также известно использование жидкостей на водной основе с обезвоживающими средствами и расклинивающим наполнителем. Наличие воды в пористой среде уменьшает пропускную способность этой среды для других несмешивающихся флюидов, таких как нефть или газ. В случае газоносных пластов СВМ вода из закачанных гидравлических жидкостей для разрыва может просочиться в сеть кливажей и отрицательным образом повлиять на поверхностные свойства (главным образом смачиваемость) угольного пласта. Эти изменения могут иметь следствием уменьшенное обезвоживание и привести к миграции угольной мелочи, которая может закупорить кливажи. Патент США № 5229017, выданный №тепск и Нтке1, описывает химикаты, такие как бутоксилированные гликоли, которые впитываются в поверхности угля, делая их гидрофобными. Гидрофобная поверхность угля сохраняет исходные поверхностные свойства угля и препятствует повторному смачиванию и повторному поглощению поверхностноактивного вещества, присутствующего в жидкости для гидроразрыва. Этими поверхностно-активными веществами снабжают жидкость для гидроразрыва, и они приводят к более быстрому обезвоживанию угля и выходу жидкости для гидроразрыва из разрыва.
Другая известная технология пытается управлять утечкой в кливажах. Например, патент США № 5474129 описывает процесс использования закачанных газов для выполнения кавернообразования. Воду с пенообразующим веществом добавляют к газу для создания пены в скважине. Пена уменьшает скорость утечки газа из скважины через сеть кливажей. Вместо этого газ задерживается в области вблизи скважины, где он адсорбируется в расположенный вблизи скважины уголь. После сброса давления захваченный газ расширяется и разрушает угольную ткань и содействует процессу кавернообразования. Этот патент упомянут, так как он устанавливает роль кливажей в проводящих жидкостях вдали от источника. Вспененные жидкости для гидроразрыва часто используют в газоносных пластах СВМ для управления утечкой, уменьшения гидростатического напора в стволе скважины в конце обработки (и улучшения выхода жидкости для гидроразрыва) и для уменьшения количества повреждающих полиме
- 2 015158 ров, которые попадают в сеть кливажей.
Способы улучшения добычи метана угольных пластов являются продуманной улучшенной технологией добычи. Улучшенная технология добычи включает заполнение газоносного пласта СВМ газами, которые адсорбируются в уголь более сильно, чем метан и, таким образом, смещают метан или более легкие углеводороды из микропористой структуры угля. Несколько статей описывают различные аспекты данной технологии, включая
Еийои, Р.Е., Ратеи1е, С.А., Кодегк, В.А.: А ЬаЬогаЮгу ΙηνοκΙίβαΙίοη οί Еикаисей Кесоуегу οί МеШаие Ггот Соа1 Ьу СагЬои Эюх1йе 1и)ес!юи, 8РЕ/ЭОЕ 8930, 1980 8РЕ/ЭОЕ 8утрокшт ои иисоиуеи!юиа1 Сак Кекегуоик, Питсбург (18-21 мая 1980 г.);
СкаЬаск, И, Могдаи, Ό. и Уее, Ό.: 8отр1юи ЕтеуегыЬШйек апй М1х1ите Сотрокйюиа1 Векагюг Эиппд Еикаисей Соа1 Вей МеЛаие Кесоуету Ргосеккек, 8РЕ 35622, Сак Тескио1оду СоиГегеисе, Калгари (28 апреля - 1 мая 1996 г.);
Ζ1π.ι, 1., 1еккеи, К., Коуксек, А.К. и Огг, Е.М.: Аиа1уйса1 Ткеогу оГ Соа1Ьей Ме!каие Кесоуету Ьу Сак 1и)ес!юи, 8РЕ 1оита1, р г.. 371-379 (декабрь 2003) или
Сотики, Е.В., 11к1ск, 8.А., Вготка1, С.8., 8атк, ν.Ν., Ейект, Т. и 8тйк, Ό.Η.: Ма!пх 8кпикаде аий 8^еШид ЕГГес1к ои Есоиоткк оГ Еикаисей Соа1Ьей МеШаие Ргойисйои аий СО2 8едиек!та!юи ш Соа1, 8РЕ 97963, 2005 8РЕ Еак!ети К.едюиа1 Меейид, Моргантаун (14-16 сентября 2005 г.).
Использование гидравлического разрыва сжиженным газом с расклинивающим наполнителем со смесью углекислого газа и азота или только углекислого газа, в общем, опубликовано и используется, например, в Канаде или Восточных Соединенных Штатах для интенсификации скважин с близповерхностным газом. Сообщают, что жидкий СО2 или пены/эмульсии, созданные смесями СО2 и азота, являются безвредными, так как жидкость испарится, и производятся после обработки. Описания известных способов могут быть найдены, например, в
ЫШек, А.Т. и Кшд, 8.К: 8аий ЕтасШтшд \νί11ι Ыс.|шй СагЬои Эюх1й, 8РЕ 11341, 8РЕ Ртойисйои Тескио1оду 8утрокшт, Хоббс (8-9 ноября 1982 г.);
Уокк А.В., Махха, К.Ь. и Сект, 1.В.: СО2/8аий РгасШппд ш Эе-уошаи 8ка1ек, 8РЕ 26925, представленная на 8РЕ Еак!ети К.едюиа1 Меейид, Питсбург (2-4 ноября 1993 г.);
Махха, К.Ь.: Ыс.|шй-Ргее СО2/8аий 8йти1айоик: Аи Оуейоокей Тескио1оду - Ртойисйои Ирйа!е, 8РЕ 72383, 8РЕ Еак!ети К.едюиа1 Меейид, Кантон (17-19 октября 2001 г.) и
СатЬе11, 8.М., Еаискйй, Ν.Κ. и Агио1й, Э.Ь.: Ыс.|шй СО2 аий 8аий 8кти1а!юик ш Не Ье^к 8ка1е, 8аи 1иаи Вакт, №\ν Мехко: А Саке 8!ийу, 8РЕ 60317, 8РЕ Коску Моии!аш К.едюиа1/Ьоте - РегтеаЬйку Кекегуокк 8утрокшт аий ЕхЫЬйюи, Денвер (12-15 марта 2000 г.).
После завершения соответствующей буровой скважины(скважин) одним из вышеупомянутых способов должно иметь место обезвоживание для уменьшения давления в формации. Падение давления, в свою очередь, содействует освобождению метана из угольного пласта в кливажи. Если кливажи обладают достаточно высокой проницаемостью, т. е. взаимосвязанностью, тогда метан потечет из угольного пласта в ствол скважины и может быть извлечен.
В патенте США № 6412559 описан процесс интенсификации и улучшения добычи метана в газоносных пластах. Процесс использует более сильно адсорбирующийся газ (8АС, более сильно по сравнению с метаном, такой как углекислый газ или Η2δ), который утолщает формацию во время процесса разрыва, ключевым элементом данного процесса является повторяемое закачивание 8АС и этапы остановки после интенсификационной обработки. Этапы остановки могут длиться от 1 дня до 1 года. Главной причиной использования 8АС является содействие улучшенной добыче метана угольных пластов, так как 8АС предпочтительно адсорбируется углем и смещает адсорбированный метан. Разрыв используют в начале повторяемых закачивания 8АС и этапов остановки для улучшения приемистости 8АС, т.е. этап разрыва необходим для уменьшения наружного слоя ствола скважины и допускает улучшенное закачивание СО2.
В опубликованной заявке на патент США 20050082058 реакцию заданного газа с углем используют для вызова усадки в угольной матрице, таким образом уменьшая эффективное напряжение и улучшая поровый объем разрыва. Этот увеличенный поровый объем разрыва увеличивает проницаемость угольного пласта и в результате увеличивает выделение метана. Также он допускает перемещение расклинивающего наполнителя внутри угольных пластов для сохранения открытых разрывов в областях, окружающих расклиненный разрыв, таким образом допуская улучшенную систему разрыва для более эффективного взаимодействия как с естественной системой разрыва, так и со стволом скважины и содействуя добыче метана.
В патенте США № 5014788 описан способ улучшения добычи с помощью введения газа набухания в угольный пласт, который после освобождения генерирует неравномерные разрывы вследствие напряжения. Особое внимание в известном способе уделяют относительно быстрому уменьшению давления.
- 3 015158
Сущность изобретения
Задачи изобретения достигаются способами, изложенными в приложенных независимых пунктах формулы изобретения.
Изобретение представляет новый способ гидравлического разрыва для угольных пластов или метаноносных угольных пластов. Новый способ включает этап предварительной обработки формации модификатором проницаемости, который изменяет физические свойства формации и увеличивает эффективность жидкости для гидроразрыва. Более высокая эффективность жидкости приводит к большей протяженности разрыва в угольном газоносном пласте, меньшему повреждению сети кливажей и более высокой производительности воды (во время обезвоживания) и газа (во время добычи). Данное изобретение является новым способом улучшения эффективности существующего гидравлического разрыва и интенсификационных обработок скважины с метаном угольных пластов. Данный способ можно объединить с другими известными способами для технологий разрыва газоносного пласта СВМ или интенсификации СВМ, упомянутых выше.
Конкретно, на начальных этапах обработки в виде гидравлического разрыва в формацию закачивают модификатор проницаемости, который утолщает формацию, делая угольные пласты менее проницаемыми. Закачанные впоследствии жидкости будут иметь более высокую эффективность при генерации разрывов, и вероятность их утечки в угольную формацию будет меньше. Они смогут продолжить гидравлический разрыв дальше от ствола скважины. Более длинный разрыв, в свою очередь, сделает возможной добычу большего участка угольного пласта из одной скважины, что экономно и привлекательно с экологической точки зрения одновременно. Давление, при котором обычно закачивают модификатор проницаемости, ниже или равно давлению гидравлического разрыва формации. Тем не менее также может быть предпочтительно закачивание модификатора при давлении выше давления разрыва или изначально при более низком давлении для утолщения близлежащего ствола скважины и затем, позже, при давлении выше давления разрыва, чтобы инициировать и продолжить разрыв.
Утолщение, вызванное модификатором проницаемости, предпочтительно является временным. Подходящим компонентом модификатора является, например, углекислый газ. Другие компоненты включают углекислый газ, оксид азота, гексафторид серы, сероводород, диоксид серы, диоксид азота, триоксид серы, трихлорфторметан, дихлордифторметан, хлортрифторметан, тетрафторметан, монофтордихлорметан, фтороформ, 1,1,2-трихлор-1,2,2-трифторэтан, дихлортетрафторэтан, гексафторэтан, хлорпентафторэтан и их комбинации. Другая группа модификаторов или агентов набухания может быть выбрана из молекул-доноров оснований Льюиса с высокой основностью, такие как алкиламины, ароматические амины, первичные, вторичные или третичные амины или молекулы с несколькими аминогруппами, лактамы, амиды, мочевина и ее производные, более конкретно, например, пиридин, аммиак, метиламин, бутиламин, тетраметил этилендиамин, 1,4-диметилпиперазин, этилметиламин,
Ν-метилпирролидон, Ν-метилпиридон, мочевина, Ν,Ν-диметилформамид и подобные молекулы.
Закачанную жидкость используют для утолщения формации в начале интенсификационной обработки для улучшения эффективности жидкости для гидроразрыва. В предпочтительных воплощениях последующие закачивания или более длительные периоды остановки не требуются.
В варианте изобретения предусмотрена послеинтенсификационная промывка с использованием жидкости, которая аннулирует утолщение, вызванное агентом набухания. Более предпочтительной может быть замена этой послеинтенсификационной промывки добавлением подходящего агента для исчезновения набухания с замедленным механизмом освобождения к исходному агенту набухания, чтобы гарантировать, что все области, находящиеся в контакте с агентом набухания, также контактируют с агентом для исчезновения набухания.
Эти и другие признаки изобретения, предпочтительные воплощения и их варианты и дополнительные преимущества изобретения будут оценены и поняты специалистами в данной области техники из подробного описания и чертежей, последующих ниже.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 показывает этапы обработки СВМ согласно примеру изобретения.
Фиг. 2 показывает блок-схему, суммирующую этапы согласно примеру изобретения.
Режимы(ы) выполнения изобретения
Изобретение предлагает предварительную обработку скважины перед гидравлическим разрывом одного или более подземных угольных пластов. До разрыва закачивают жидкость со скоростью и давлением, которые меньше скорости и давления гидравлического разрыва. Жидкость предназначена для утолщения угольного пласта и предотвращения утечки жидкости для гидроразрыва в сеть кливажей угольного пласта. Это имеет двойной эффект защиты кливажей от повреждения жидкостями для гидроразрыва и, что более важно, улучшения эффективности процесса распространения разрыва, что приводит к более протяженным гидравлическим разрывам.
Более полный перечень этапов способа согласно примеру изобретения показан поэтапно, как изображено на фиг. 1 и блок-схеме на фиг. 2, и перечислен вместе с возможными вариантами и изменениями в дальнейшем.
- 4 015158
Фиг. 1А показывает скважину 10, пробуренную в угольном пласте 11. Скважина показана с обсадными трубами 101, но изобретение в равной степени применимо к необсаженным или открытым скважинам. Контрольно-измерительная аппаратура 12 поверхностного потока включает нагнетательную колонну 120 и клапаны 122 для закачивания жидкостей через устье 102 скважины и дополнительную колонну 122, включающую клапаны, штуцеры и т.п. для подъема жидкостей из устья 102 скважины. Дополнительное наземное оборудование, такое как контейнеры, насосы, устройства текущего контроля и управляемые устройства, опущены на чертеже для ясности. До обработки согласно изобретению угольный пласт 11 может включать более или менее развитую сеть разрывов или кливажей 111, как проиллюстрировано. Следует заметить, что для ясности разрывы и сеть кливажей начерчены не в масштабе.
В качестве первого этапа (проиллюстрирован в виде этапа 21 на блок-схеме фиг. 2) предложена предварительная обработка перед разрывом посредством закачивания модификатора проницаемости, такого как жидкость набухания, предпочтительно при скорости и давлении, которые ниже скорости и давления гидравлического разрыва. Жидкостью может быть любая жидкость, выбранная из группы, состоящей из углекислого газа, оксида азота, гексафторида серы, сероводорода, диоксида серы, диоксида азота, триоксида серы, трихлорфторметана, дихлордифторметана, хлортрифторметана, тетрафторметана, монофтордихлорметана, фтороформа, 1,1,2-трихлор-1,2,2-трифторэтана, дихлортетрафторэтана, гексафторэтана, хлорпентафторэтана и их комбинаций, при скорости разрыва для создания геометрии разрыва (или некоторой части геометрии разрыва). Могут быть использованы другие составы, которые утолщают уголь и уменьшают проницаемость кливажей, такие как метанол или амины, как упоминается ниже.
Предварительная обработка может быть улучшена добавлением безвредных добавок, снижающих водоотдачу, таких как пластинки или волокна из полимолочной кислоты или поливинилового спирта, которые гидролизируются в присутствии воды. Альтернативно, может быть (совместно) закачана жидкость на водной основе с безвредными добавками, снижающими водоотдачу, такими как пластинки или волокна из полимолочной кислоты или поливинилового спирта.
После предварительной обработки модификатором проницаемости скважина может быть закрыта до обработки гидравлическим разрывом, чтобы допустить адсорбцию агента набухания. В случае СО2 это может быть медленным процессом. Альтернативно, основную процедуру разрыва начинают сразу после завершения предварительной обработки перед разрывом.
В идеальном случае сеть разрывов, как показано на фиг. 1А, уменьшена для предоставления более твердого торца 112, как показано на фиг. 1В, на этапе разрыва. В связи с этим вероятность и величина утечки в формацию во время разрыва уменьшается.
Следующие процессы для гидравлического разрыва (этап 22 на фиг. 2) могут включать любую из пяти стадий, состоящих из предварительной промывки, предварительной подбивки, подбивки, обработки гидросмесью и конечной обработки промывкой.
При основной обработке в процессе гидравлического разрыва жидкость для гидроразрыва закачивают при давлениях и скоростях, которые выше давлений и скоростей разрыва, согласно хорошо известной практике процессов гидравлического разрыва.
Жидкости для гидроразрыва, по существу, известны и могут содержать любую комбинацию жидкости-носителя, расклинивающих наполнителей, материала, снижающего водоотдачу, разжижителей, стабилизаторов, инкапсулированных химикатов и других известных агентов для жидкостей для гидроразрыва. Подходящими жидкостями-носителями являются вода, азот, СО2, вспененный или возбужденный (комбинация воды и газа), загущенная нефть, вязкая вода (с синтетическими или натуральными полимерами со сшивателями или без них или вязкоупругими ПАВ). Примеры некоторых из этих жидкостей могут быть найдены в большом количестве литературы, такой как вышеприведенная литература, или, например, в хорошо известном справочнике Кекегуош 8йши1а1юп, 3-е изд., ЕсоиотМек, М.1. и Νοίΐο. К.С., (редакторы), 1о1ш ^йеу&8оик (2000). Расклинивающие наполнители могут включать песок, песок с полимерным покрытием, боксит, керамику и боксит или керамику, покрытые полимерным покрытием, и другие гранулированные материалы и композиты, такие как пластики с высокой плотностью, размолотая скорлупа грецких орехов, покрытая полимерным покрытием, и т.д. Другие расклинивающие материалы являются твердыми веществами с высоким отношением геометрических размеров, аналогично твердым веществам, приведенным в патенте США № 6725930. Диапазон материалов, снижающих водоотдачу, чрезвычайно широк и может также включать песок, полимерные материалы, такие как гуаровая смола или смолы, или волокнистые материалы.
Жидкость для гидроразрыва может содержать агенты набухания, как и на первоначальной стадии, в качестве дополнительного компонента.
- 5 015158
Основной этап гидравлического разрыва может быть изменен для лучшего удовлетворения требованию извлечения газа угольного пласта, например, приложением периодических колебаний давления или импульсов во время обработки в виде разрыва, чтобы забучить или разбить поверхность разрыва для предотвращения выравнивания и закрытия разрыва. В этом случае в скважину до уровня перспективного пласта может быть опущен генератор пульсовых колебаний давления. Рабочие характеристики генератора можно улучшить его погружением в скважину вместе с несжимаемой жидкостью для эффективного соединения формации с генератором пульсовых колебаний давления и передачи импульсов давления формации.
В некоторых случаях может быть предпочтительно обеспечение инструмента транспортировки для жидкости для гидроразрыва со специальной компоновкой низа бурильной колонны (ВНА) с распределителем потока, что допускает, таким образом, прохождение двух потоков с поверхности в подземную формацию. Один поток питает инструмент и поддерживает накачку, а другой поток предназначен для боковых путей потока и сохраняет открытым разрыв. Такую ВНА используют для управления высокой скоростью течения и генерацией импульсов во время накачки. Там, где поток загружен расклинивающим наполнителем, может потребоваться обеспечение вышеупомянутого распределителя потока с фильтром для расклинивающего наполнителя для защиты инструмента от образования пробки.
Когда колебания давления выполняют во время стадии предварительной подбивки или стадии подбивки, генератор пульсовых колебаний давления работает таким образом, что создает импульсы давления с требуемой частотой и амплитудой. При колебании давления во время стадии обработки гидросмесью рабочее время может быть ограничено временем загрузки фильтра.
Вышеприведенные этапы могут быть дополнительно изменены, например использованием волокон в жидкости для частичного отклонения разрыва (дендритный разрыв) или периодическим закачиванием закупоривающих материалов для остановки роста конца разрыва в одном направлении. Обработка в виде гидравлического разрыва может быть также продолжена для создания новых путей разрыва.
Результат гидравлического разрыва показан на фиг. 1С. Разрыв 113 открыт в угольном пласте 11.
После процесса гидравлического разрыва все инструменты для разрыва могут быть удалены и может быть установлено эксплуатационное оборудование, требуемое для начала добычи (этап 24 на фиг. 2) из газоносного угольного пласта.
Изобретение дополнительно предполагает необязательный этап отмены утолщения формации (этап 23 на фиг. 2). Этого можно достигнуть химической обработкой, такой как изменение показателя рН, чтобы вызвать усадку, используя, например, десорбцию СО2; нагревом или охлаждением формации посредством закачивания охлаждающего вещества или нагретой жидкости; или закачиванием более сильно адсорбирующегося материала, который дает усадку формации и может освободить ранее адсорбировавшийся агент набухания; или любой комбинацией вышеперечисленного. В качестве примера жидкость с кислотой или предшественником кислоты могут быть закачаны после обработки или, если изменение показателя рН задержано, одновременно с агентом набухания.
В результате будет открыто или заново открыто большее количество разрывов и кливажей 111, как показано на фиг. 1Ό, для увеличения проницаемости угольного пласта 11.
Результаты вышеприведенных способов могут быть частично получены из построения модели влияния модификатора проницаемости на формацию.
Как показано, углекислый газ имеет отличное от метана поведение. Разница заключается в том, что уголь имеет более высокую сорбционную емкость для СО2, чем для метана. Это означает, что в угольной матрице может храниться большее количество углекислого газа, чем метана, при условии одинаковых температуры и давления, что приводит к большему объемному напряжению. Более высокое напряжение затем приводит непосредственно к уменьшенной пористости, которая, в свою очередь, приводит к меньшей эффективной проницаемости. Явление, называемое дифференциальным набуханием, известно в области угольной промышленности. Очевидно, что для целей данного изобретения такое поведение может быть выгодным, если его применить на нужной стадии в процессе гидравлического разрыва.
Для оценки магнитуды изменения может быть использовано основное уравнение для усадки угольной матрицы с дополнительным членом для учета дифференциального набухания.
Используя модель СОМЕТ, имеющуюся в наличии в промышленности, поведение набухания может быть, таким образом, смоделировано как
где С - концентрация газа газоносного пласта, безразмерная величина;
С, - начальная концентрация газа газоносного пласта, безразмерная величина; ст - сжимаемость усадки матрицы;
ср - сжимаемость объема поры;
Р - давление поры газоносного пласта;
Р; - начальное давление поры газоносного пласта;
φ - пористость системы разрыва, десятичная дробь;
- 6 015158 φ1 - начальная пористость системы разрыва, десятичная дробь;
С|.: - коэффициент дифференциального набухания, безразмерная величина;
с! - общая концентрация газа газоносного пласта, безразмерная величина.
Это уравнение выражает фундаментальное изменение пористости угля из-за снижения давления в результате истощения пласта вследствие десорбции метана. Коэффициент дифференциального набухания определяется в лабораторных исследованиях. Отношение к/к1 пористость/проницаемость, используемое для определения изменения эффективной проницаемости вследствие изменения объема поры, на который влияет увеличенная общая концентрация газа (углекислого газа), равно
Реко!, ЬЭ. и Рссус5. 8.К. показали в Мобейпд Соа1 Ма!пх 811ппкаде апб Э|ГГсгсп!1а1 8\\'е11тд \νί!1ι СО2 1п)сс!1оп Гог Епйапсеб Соа1Ьеб Ме!йапе Кесоуету апб СатЬоп 8ес.|ие5!га!юп ЛррНсайопк, Тор1са1 Керой, И8 ЭОЕ Керой До. ΌΕ-ΕΌ26-00ΝΤ40924, ноябрь 2002 г., что эффективная проницаемость может быть уменьшена на 90% вследствие присутствия углекислого газа с метаном при начальных условиях газоносного пласта.
В результате, исходное закачивание углекислого газа или другого агента набухания в новую скважину увеличит общее содержание газа и вызовет дифференциальное набухание угольной матрицы. Это приводит к более благоприятным условиям для интенсификационной обработки в виде гидравлического разрыва. Более низкая эффективная проницаемость означает, что управление утечкой жидкости для гидроразрыва может быть намного проще, что имеет следствием менее сложное и более предсказуемое поведение гидравлического разрыва и приводит к увеличенному проникновению разрыва в газоносный пласт. Увеличенная длина будет контактировать с большей площадью газоносного пласта и предусматривает возможность дренажа большего объема газа из одной скважины. Также можно ожидать, что меньшая утечка значительно уменьшит повреждение угольного пласта в результате взаимодействия жидкости для гидроразрыва с поверхностными свойствами угля и образование водного барьера в кливажах, которые являются трубопроводом для диффузионного газа из угольной матрицы в поток, текущий в разрыв и затем в скважину.
Когда обработку применяют к скважине, которая уже была в эксплуатации или подвергалась обработке для улучшения эксплуатации, метан уже десорбировался из угольного пласта и углекислый газ закачан в качестве способа вторичной добычи. Более крупные молекулы углекислого газа имеют более высокое сродство к поверхности угля и могут замещать метан при уменьшенных давлениях газоносного пласта. В этом случае углекислый газ будет по-прежнему уменьшать эффективную проницаемость матрицы. Метан все еще может эффективно десорбироваться, так как уголь по большей части обезвожен. Обработка в виде гидравлического разрыва в это время будет по-прежнему более эффективной для заново пробуренных скважин по тем же упомянутым причинам. В этом случае гидравлический разрыв будет увеличивать эффективный радиус ствола скважины и приведет к улучшенному выполнению закачивания для углекислого газа. Гидравлический разрыв наиболее вероятно воздействует на новую для десорбции метана область, которая будет использовать преимущества уменьшенного давления газоносного пласта и новых соединений, создаваемых обработкой в виде гидравлического разрыва. Остальная часть газоносного пласта будет извлекать выгоду из улучшенной приемистости углекислого газа вследствие обработки в виде гидравлического разрыва.
Вторым преимуществом могут быть улучшенные условия для закачивания углекислого газа для секвестрации.
Хотя вышеприведенный пример демонстрирует свои преимущества, углекислый газ может быть не самым эффективным модификатором проницаемости или агентом набухания для получения этих результатов и преимуществ.
Скорость набухания угля может быть дополнительно увеличена повышением температуры, а также добавлением растворителей с высокой валентностью и хелатными свойствами. Из экспериментов с углем известно, что предварительная обработка кислотой, такой как НС1, за которой следует амин, такой как этилендиамин или пиридин, увеличивает скорость набухания по сравнению с необработанными предварительно угольными пластами. Из подобных экспериментов известно, что тетрабутиламмония гидроксид, этанол или тетрагидрофуран могут действовать как эффективные агенты набухания. Также возможно использование богатых электронами донорных молекул или основания Льюиса с высокой валентностью, таких как алкиламины, ароматические амины, первичные, вторичные или третичные амины, молекулы с несколькими функциями амина, лактамы, амиды, мочевина и ее производные. Конкретными примерами возможных агентов набухания являются пиридин, аммиак, метиламин, бутиламин, тетраметил этилендиамин, 1,4-диметилпиперазин, этилметиламин, Ν-метилпирролидон, Ν-метилпиридон, мочевина или Ν,Ν-диметилформамид.
Хотя экологический фактор может исключить определенные вышеприведенные составы из использования в открытой среде, известны нетоксичные, но химически близкородственные составы. Как в случае углекислого газа, эффективность набухания и адсорбции аминов оказывается менее зависимой от
- 7 015158 типа угля, чем от исходного содержания влаги в угле.
СО2 может быть также закачан вместе с амином в скважину, что приведет к увеличенному набуханию. Другим предложением является закачивание концентрированного раствора мочевины, который является продуктом конденсации аммиака и СО2. При повышенных температурах и в комбинации с НС1 мочевина разлагается на аммиак и СО2, что может быть способом десорбции материала из угля.
Хотя акцент настоящего изобретения сделан на улучшение добычи СВМ, очевидно, что некоторые этапы могут быть использованы в других приложениях гидравлического разрыва.
Claims (8)
1. Способ гидравлического разрыва угольного пласта, включающий следующие этапы:
подача модификатора проницаемости, который является набухающим агентом для угля, в угольный пласт через ствол скважины, пересекая упомянутый подземный угольный пласт, для уменьшения проницаемости угольного пласта перед обработкой гидравлическим разрывом и последующее осуществление обработки угольного пласта гидравлическим разрывом после уменьшения его проницаемости, отличающийся тем, что модификатор проницаемости подают под давлением выше давления разрыва угольного пласта.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что модификатор проницаемости уменьшает проницаемость кливажа.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что модификатор проницаемости выбирают из группы, состоящей из углекислого газа, оксида азота, гексафторида серы, сероводорода, диоксида серы, диоксида азота, триоксида серы, трихлорфторметана, дихлордифторметана, хлортрифторметана, тетрафторметана, монофтордихлорметана, фтороформа, 1,1,2-трихлор-1,2,2-трифторэтана, дихлортетрафторэтана, гексафторэтана, хлорпентафторэтана, молекул-доноров оснований Льюиса с высокой основностью, первичных, вторичных или третичных аминов, алкиламинов, ароматических аминов, молекул с несколькими аминогруппами, лактамов, амидов, мочевины и ее производных, пиридина, аммиака, метиламина, бутиламина, тетраметилэтилендиамина, 1,4-диметилпиперазина, этилметиламина, Ν-метилпирролидона, Ν-метилпиридона, Ν,Ν-диметилформамида и их комбинаций.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что модификатор проницаемости включает добавки, снижающие водоотдачу.
5. Способ по п.1, дополнительно включающий этап обработки скважины периодическими или непериодическими импульсами давления.
6. Способ по п.1, дополнительно включающий этап обработки скважины кислотой или предшественником кислоты для уменьшения эффекта модификатора проницаемости.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что этап гидравлического разрыва включает закачивание жидкости для гидроразрыва, несущей расклинивающие наполнители.
8. Способ по п.1, включающий этап закачивания жидкостей при температурах, отличных от температуры окружающей среды.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0606133A GB2436576B (en) | 2006-03-28 | 2006-03-28 | Method of facturing a coalbed gas reservoir |
| PCT/GB2007/000316 WO2007110562A1 (en) | 2006-03-28 | 2007-01-31 | Method of fracturing a coalbed gas reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200870377A1 EA200870377A1 (ru) | 2009-04-28 |
| EA015158B1 true EA015158B1 (ru) | 2011-06-30 |
Family
ID=36384285
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200870377A EA015158B1 (ru) | 2006-03-28 | 2007-01-31 | Способ гидравлического разрыва газоносного угольного пласта |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7819191B2 (ru) |
| EP (1) | EP1999340B1 (ru) |
| CN (1) | CN101410588A (ru) |
| AT (1) | ATE472041T1 (ru) |
| AU (1) | AU2007231243B2 (ru) |
| CA (1) | CA2646698C (ru) |
| DE (1) | DE602007007305D1 (ru) |
| EA (1) | EA015158B1 (ru) |
| GB (1) | GB2436576B (ru) |
| PL (1) | PL1999340T3 (ru) |
| WO (1) | WO2007110562A1 (ru) |
Families Citing this family (82)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7757770B2 (en) * | 2007-02-27 | 2010-07-20 | Conocophillips Company | Method of stimulating a coalbed methane well |
| NZ581898A (en) * | 2007-05-23 | 2012-05-25 | Univ Wyoming | Reversible removal of carbon dioxide using carbon-rich sorbent filters |
| US9074454B2 (en) * | 2008-01-15 | 2015-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | Dynamic reservoir engineering |
| US20090308599A1 (en) * | 2008-06-13 | 2009-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of enhancing treatment fluid placement in shale, clay, and/or coal bed formations |
| US7980311B2 (en) | 2009-02-18 | 2011-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Devices, systems and methods for equalizing pressure in a gas well |
| US8127835B2 (en) | 2009-02-18 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Integrated cable hanger pick-up system |
| US8177526B2 (en) | 2009-02-18 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Gas well dewatering system |
| US8082991B2 (en) | 2009-02-19 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring and control system for a gas well dewatering pump |
| GB0910859D0 (en) * | 2009-06-24 | 2009-08-05 | Tamacrest Ltd | Carbon capture and storage using minimal offshore structures |
| US9845427B2 (en) | 2009-10-20 | 2017-12-19 | Self-Suspending Proppant Llc | Proppants for hydraulic fracturing technologies |
| US8511390B2 (en) | 2009-12-23 | 2013-08-20 | Bp Corporation North America Inc. | Rigless low volume pump system |
| CA2791645C (en) | 2010-03-05 | 2016-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Co2 storage in organic-rich rock formation with hydrocarbon recovery |
| EP2402554A1 (en) | 2010-06-30 | 2012-01-04 | Welltec A/S | Fracturing system |
| CN101949300A (zh) * | 2010-09-14 | 2011-01-19 | 侯英翔 | 充气法治理采煤生产过程中产生的瓦斯及其它有害气体 |
| CN102094612B (zh) * | 2010-12-21 | 2013-03-20 | 山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司 | 煤层气井活性水压裂工艺 |
| CN102155253B (zh) * | 2011-01-26 | 2013-02-27 | 吕晓琳 | 基于重复频率冲击波的地面抽采煤层气井改造方法 |
| CN102155187A (zh) * | 2011-03-22 | 2011-08-17 | 上海宏睿油气田径向井技术服务有限公司 | 一种水力喷射径向钻孔治理煤层底板岩溶水的方法 |
| CN102720473A (zh) * | 2011-03-31 | 2012-10-10 | 中联煤层气有限责任公司 | 开采煤层气的方法 |
| RU2481472C2 (ru) * | 2011-06-01 | 2013-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная компания "ТехСервис" (ООО "НПК "ТехСервис") | Способ обработки метаносодержащего угольного пласта через скважины с поверхности |
| US20140000891A1 (en) | 2012-06-21 | 2014-01-02 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| US9297244B2 (en) | 2011-08-31 | 2016-03-29 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing comprising a coating of hydrogel-forming polymer |
| US9868896B2 (en) | 2011-08-31 | 2018-01-16 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| RU2602250C2 (ru) | 2011-08-31 | 2016-11-10 | Селф-Саспендинг Проппант Ллс | Самосуспендирующиеся проппанты для гидравлического разрыва пласта |
| PL222247B1 (pl) | 2012-02-24 | 2016-07-29 | Wojskowa Akad Tech | Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO₂ w odwiertach poziomych |
| CN103306712B (zh) * | 2012-03-06 | 2014-12-31 | 辽宁工程技术大学 | 煤层气驻波开采方法 |
| CN102536305B (zh) * | 2012-03-06 | 2014-03-26 | 中国矿业大学 | 一种注温度和压力耦合作用下的氮气增透抽采瓦斯的方法 |
| US20130255942A1 (en) * | 2012-03-29 | 2013-10-03 | Edward C. Wanat | Accelerated Coalbed Methane Dewatering Using CO2 Injection |
| RU2621239C2 (ru) * | 2012-04-19 | 2017-06-01 | Селф-Саспендинг Проппант Ллс | Самосуспендирующиеся проппанты для гидравлического разрыва |
| CN102654049B (zh) * | 2012-05-28 | 2015-04-29 | 中国矿业大学 | 多孔线性控制水力致裂方法 |
| WO2013192634A2 (en) * | 2012-06-21 | 2013-12-27 | Self-Suspending Proppant Llc | Self-suspending proppants for hydraulic fracturing |
| CN102767389B (zh) * | 2012-08-02 | 2014-10-08 | 周春雷 | 抽放瓦斯及注浆用封孔器 |
| US8985213B2 (en) * | 2012-08-02 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Micro proppants for far field stimulation |
| CN102852509B (zh) * | 2012-09-04 | 2014-12-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 高阶煤煤层气储层压裂的方法 |
| EA201590646A1 (ru) * | 2012-09-27 | 2015-09-30 | Винтерсхол Хольдинг Гмбх | Способ добычи природного газа и конденсата природного газа из подземного газоконденсатного месторождения |
| CN103195467B (zh) * | 2013-04-02 | 2015-02-25 | 重庆市能源投资集团科技有限责任公司 | 一种水力压裂与注浆固化相结合的石门揭煤方法 |
| CN103206238A (zh) * | 2013-04-02 | 2013-07-17 | 贵州大学 | 低透气性突出煤层的瓦斯防治方法 |
| CN104165046B (zh) * | 2013-05-31 | 2017-10-03 | 微能地质科学工程技术有限公司 | 用于快速并均匀的sagd启动的增强方法 |
| CN104373099A (zh) * | 2013-08-14 | 2015-02-25 | 微能地质科学工程技术有限公司 | 在地下多孔岩层中使用两口相邻井的目标定向断裂布置 |
| CA2923800C (en) * | 2013-10-22 | 2018-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore fluids comprising hydrated inorganic oxide materials and associated methods |
| US9932521B2 (en) | 2014-03-05 | 2018-04-03 | Self-Suspending Proppant, Llc | Calcium ion tolerant self-suspending proppants |
| CN103953285B (zh) * | 2014-04-10 | 2016-08-17 | 河南理工大学 | 顺层水力冲孔方法 |
| CA2888027A1 (en) | 2014-04-16 | 2015-10-16 | Bp Corporation North America, Inc. | Reciprocating pumps for downhole deliquification systems and fluid distribution systems for actuating reciprocating pumps |
| CN104453803B (zh) * | 2014-09-30 | 2017-10-10 | 贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心 | 一种复合煤成气藏多层合采方法及结构 |
| WO2016093690A1 (en) * | 2014-12-12 | 2016-06-16 | Schlumberger Technology B.V. | Method for treating coalbed methane formation |
| CN105986795B (zh) * | 2015-02-10 | 2018-09-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | 煤层气水平井煤层改造方法 |
| CN104675430A (zh) * | 2015-03-04 | 2015-06-03 | 山西潞安环保能源开发股份有限公司 | 高硫化氢煤层巷道掘进超前注碱工艺及碱液配方 |
| CN105003294B (zh) * | 2015-07-30 | 2017-09-29 | 山东科技大学 | 一种基于水热耦合压裂煤体石门揭煤方法 |
| CN105003296A (zh) * | 2015-08-10 | 2015-10-28 | 华北理工大学 | 一种处理低透气性煤层瓦斯排放的方法 |
| EP3368738A1 (en) * | 2015-08-12 | 2018-09-05 | Prostim Labs, LLC | System and method for permanent storage of carbon dioxide in shale reservoirs |
| US20170267909A1 (en) * | 2016-03-17 | 2017-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Methods and Materials for Improving Wellbore Stability in Laminated Tight Carbonate Source-Rock Formations |
| CN107023284A (zh) * | 2017-06-05 | 2017-08-08 | 贵州大学 | 一种静态膨胀剂注入系统及注入方法 |
| CN107165609B (zh) * | 2017-07-11 | 2023-06-09 | 国家安全生产监督管理总局信息研究院 | 一种可视化煤层气逸散模拟装置及其使用方法 |
| CN108316916B (zh) * | 2018-01-15 | 2021-03-26 | 河南理工大学 | 不同煤储层条件下的排采压降控制模拟试验方法 |
| CN108361010A (zh) * | 2018-02-12 | 2018-08-03 | 安徽理工大学 | 一种高瓦斯煤层“十”字型水力压裂增透方法 |
| CN108643873A (zh) * | 2018-05-09 | 2018-10-12 | 重庆科技学院 | 一种用于压气井修井后复产方法 |
| CN108868871B (zh) * | 2018-05-18 | 2024-03-29 | 河南能源化工集团研究总院有限公司 | 水力冲孔后应力快速平衡方法 |
| RU2691029C1 (ru) * | 2018-07-02 | 2019-06-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Мурманский государственный технический университет" (ФГБОУ ВО "МГТУ") | Способ оценки количества приповерхностного газа в газовой ловушке |
| CN109138960B (zh) * | 2018-08-13 | 2019-11-08 | 中国石油大学(北京) | 一种压裂液及压裂方法 |
| CN108952663B (zh) * | 2018-08-15 | 2019-10-18 | 中国石油大学(北京) | 采用间歇压裂方式产生复杂缝网的现场压裂方法 |
| US11713415B2 (en) | 2018-11-21 | 2023-08-01 | Covia Solutions Inc. | Salt-tolerant self-suspending proppants made without extrusion |
| CN109458166B (zh) * | 2018-12-04 | 2020-11-20 | 山东理工大学 | 一种煤层中co2制剂高压致裂瓦斯增透与置换方法 |
| CN109653787B (zh) * | 2019-01-25 | 2024-05-03 | 安徽理工大学 | 一种高承压水高瓦斯煤层群协调抽采卸压方法 |
| CN109779610B (zh) * | 2019-02-01 | 2022-09-06 | 西安闪光能源科技有限公司 | 基于可控冲击波技术的增透钻孔有效作用半径测定方法 |
| RU2707825C1 (ru) * | 2019-04-23 | 2019-11-29 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский технологический университет "МИСиС" | Способ интенсификации дегазации угольного пласта |
| CN110147638B (zh) * | 2019-06-05 | 2023-07-18 | 东北石油大学 | 煤层脉动压裂裂缝起裂和延伸压力预测方法 |
| CN110439498B (zh) * | 2019-08-08 | 2021-09-28 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种采用可延迟吸水膨胀堵漏剂的中深井堵漏方法 |
| CN110792426A (zh) * | 2019-10-09 | 2020-02-14 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种可视化动态裂缝自支撑压裂工艺研究实验装置 |
| CN110761764B (zh) * | 2019-10-11 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种液态二氧化碳压裂方法 |
| CN110965964B (zh) * | 2019-12-16 | 2021-10-12 | 临沂矿业集团菏泽煤电有限公司 | 一种特厚煤层瓦斯抽采方法 |
| CN111075419A (zh) * | 2019-12-18 | 2020-04-28 | 山西蓝焰煤层气集团有限责任公司 | 一种用于低产煤层气直井的挤注增透解堵工艺 |
| CN111535790B (zh) * | 2020-04-22 | 2022-03-29 | 山东科技大学 | 一种煤层静态膨胀致裂增透设备和方法 |
| CN111648818A (zh) * | 2020-07-06 | 2020-09-11 | 西安科技大学 | 一种瓦斯抽采钻孔多功能物理模拟实验装置及使用方法 |
| CN112588096B (zh) * | 2020-11-05 | 2023-02-21 | 太原理工大学 | 气雾化碱性流体治理井下采煤生产工作面硫化氢气体装置 |
| CN112412415B (zh) * | 2020-11-05 | 2022-11-04 | 河南理工大学 | 水力冲孔、冷冻致裂和注热激励协同增透促抽方法 |
| CN112504936B (zh) * | 2020-11-30 | 2021-12-03 | 中国地质大学（北京） | 一种模拟研究深部煤层气渗透率试验装置及其试验方法 |
| CN112963136A (zh) * | 2021-03-10 | 2021-06-15 | 四川省煤田地质工程勘察设计研究院 | 一种低渗透煤系气储层多次加砂压裂方法 |
| CN113445559B (zh) * | 2021-07-20 | 2023-07-28 | 江苏徐工工程机械研究院有限公司 | 工程车辆的破松物料的系统和工程车辆 |
| CN114412430B (zh) * | 2022-01-24 | 2022-09-27 | 中国矿业大学 | 一种液态二氧化碳循环致裂煤层气储层增透装置及方法 |
| US11866642B1 (en) * | 2022-07-21 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for regenerating solvents and sequestering carbon dioxide |
| CN115355004B (zh) * | 2022-09-20 | 2024-03-19 | 山东理工大学 | 煤层冲击地压钻孔赤泥浆改性与强化卸压方法 |
| CN115898346A (zh) * | 2022-11-23 | 2023-04-04 | 中国矿业大学(北京) | Co2-n2混合状态气体驱替煤层瓦斯的装置及方法 |
| CN116990189B (zh) * | 2023-09-28 | 2023-12-05 | 西南石油大学 | 煤层碳封存潜力评价测试方法及系统 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4283089A (en) * | 1980-06-12 | 1981-08-11 | Conoco, Inc. | Pretreatment for fracturing coal seams |
| US5014788A (en) * | 1990-04-20 | 1991-05-14 | Amoco Corporation | Method of increasing the permeability of a 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 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1491080A1 (ru) | 1987-12-10 | 2000-04-10 | Институт Геотехнической Механики Ан Усср | Способ извлечения угля из пласта |
| US5229017A (en) | 1990-03-01 | 1993-07-20 | Dowell Schlumberger Incorporated | Method of enhancing methane production from coal seams by dewatering |
| US5474129A (en) | 1994-11-07 | 1995-12-12 | Atlantic Richfield Company | Cavity induced stimulation of coal degasification wells using foam |
| US6412559B1 (en) * | 2000-11-24 | 2002-07-02 | Alberta Research Council Inc. | Process for recovering methane and/or sequestering fluids |
| US6725930B2 (en) | 2002-04-19 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Conductive proppant and method of hydraulic fracturing using the same |
| US20050082058A1 (en) | 2003-09-23 | 2005-04-21 | Bustin Robert M. | Method for enhancing methane production from coal seams |
| US7165617B2 (en) | 2004-07-27 | 2007-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosified treatment fluids and associated methods of use |
| US7178610B2 (en) | 2004-08-11 | 2007-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean treatment fluids comprising polyoxazoline compositions and methods of use in subterranean formations |
| US7726399B2 (en) * | 2004-09-30 | 2010-06-01 | Bj Services Company | Method of enhancing hydraulic fracturing using ultra lightweight proppants |
-
2006
- 2006-03-28 GB GB0606133A patent/GB2436576B/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-01-31 EA EA200870377A patent/EA015158B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-01-31 CA CA2646698A patent/CA2646698C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-01-31 PL PL07705080T patent/PL1999340T3/pl unknown
- 2007-01-31 EP EP07705080A patent/EP1999340B1/en not_active Not-in-force
- 2007-01-31 CN CNA2007800112950A patent/CN101410588A/zh active Pending
- 2007-01-31 AU AU2007231243A patent/AU2007231243B2/en not_active Ceased
- 2007-01-31 WO PCT/GB2007/000316 patent/WO2007110562A1/en active Application Filing
- 2007-01-31 DE DE602007007305T patent/DE602007007305D1/de active Active
- 2007-01-31 AT AT07705080T patent/ATE472041T1/de not_active IP Right Cessation
- 2007-03-07 US US11/683,245 patent/US7819191B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4283089A (en) * | 1980-06-12 | 1981-08-11 | Conoco, Inc. | Pretreatment for fracturing coal seams |
| US5014788A (en) * | 1990-04-20 | 1991-05-14 | Amoco Corporation | Method of increasing the permeability of a 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 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2007231243A1 (en) | 2007-10-04 |
| CA2646698A1 (en) | 2007-10-04 |
| EA200870377A1 (ru) | 2009-04-28 |
| EP1999340A1 (en) | 2008-12-10 |
| WO2007110562A1 (en) | 2007-10-04 |
| US20070227732A1 (en) | 2007-10-04 |
| GB2436576B (en) | 2008-06-18 |
| GB0606133D0 (en) | 2006-05-03 |
| EP1999340B1 (en) | 2010-06-23 |
| ATE472041T1 (de) | 2010-07-15 |
| PL1999340T3 (pl) | 2010-12-31 |
| GB2436576A (en) | 2007-10-03 |
| AU2007231243B2 (en) | 2012-08-23 |
| DE602007007305D1 (de) | 2010-08-05 |
| US7819191B2 (en) | 2010-10-26 |
| CA2646698C (en) | 2014-09-09 |
| CN101410588A (zh) | 2009-04-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA015158B1 (ru) | Способ гидравлического разрыва газоносного угольного пласта | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US5014788A (en) | Method of increasing the permeability of a coal seam | |
| US5358047A (en) | Fracturing with foamed cement | |
| US8061427B2 (en) | Well product recovery process | |
| US6412559B1 (en) | Process for recovering methane and/or sequestering fluids | |
| US11008842B2 (en) | Methods for hydraulic fracturing | |
| US9840899B2 (en) | Three-phase method for injecting carbon dioxide into oil reservoirs | |
| US9328600B2 (en) | Double hydraulic fracturing methods | |
| US10968727B2 (en) | Treating a formation with a chemical agent and liquefied natural gas (LNG) de-liquefied at a wellsite | |
| US10704373B2 (en) | Storing and de-liquefying liquefied natural gas (LNG) at a wellsite | |
| AU745665B2 (en) | Chemically induced stimulations of subterranean carbonaceous formations with gaseous oxidants | |
| US5865248A (en) | Chemically induced permeability enhancement of subterranean coal formation | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| CA2518692A1 (en) | Well product recovery process | |
| RU2217464C1 (ru) | Способ блокирования продуктивного пласта | |
| Zhao et al. | Performance Improvement of CO2-EOR By Production Control in a Heterogeneous 3D Model: Experimental and Numerical Simulation | |
| RU2576424C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва угольного пласта | |
| Denney | Fluidic Oscillation With Acid Stimulation Improves Gas-Well Productivity | |
| Hegazy et al. | Fluidic Oscillation Technique in Conjunction with Acid Stimulation Improves Gas Wells Productivity | |
| CA2815410A1 (en) | Steam anti-coning/cresting technology (sact) remediation process |
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 BY KG MD TJ TM |
|
| QB4A | Registration of a licence in a contracting state | ||
| 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): AZ KZ RU |