RU2323327C1 - Method for methane recovery from coal seam - Google Patents
Method for methane recovery from coal seam Download PDFInfo
- Publication number
- RU2323327C1 RU2323327C1 RU2006134445/03A RU2006134445A RU2323327C1 RU 2323327 C1 RU2323327 C1 RU 2323327C1 RU 2006134445/03 A RU2006134445/03 A RU 2006134445/03A RU 2006134445 A RU2006134445 A RU 2006134445A RU 2323327 C1 RU2323327 C1 RU 2323327C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbon dioxide
- gas
- well
- liquid carbon
- methane
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано при извлечении метана из газоносных угольных пластов, преимущественно некондиционных, а также из газоносных углепородных формаций.The invention relates to the field of mining and can be used in the extraction of methane from gas-bearing coal seams, mainly substandard, as well as from gas-bearing coal-bearing formations.
Известен способ извлечения метана из угольного пласта, включающий бурение скважин с поверхности, их обустройство, нагнетание в пласт рабочего агента в виде жидкости под давлением, образующим трещины в пласте. В дальнейшем после осушения зоны обработки из скважины извлекают метан [1].A known method of extracting methane from a coal seam, including drilling wells from the surface, equipping them, injecting a working agent into the formation in the form of a liquid under pressure, forming cracks in the formation. Subsequently, after draining the treatment zone, methane is extracted from the well [1].
Недостатком аналога является низкие дебиты промысловых скважин и длительные сроки их освоения вследствие значительных затрат времени на осушение пласта и низкую интенсивность диффузионного перемещения метана из монолитных угольных матриц в каналы фильтрации.A disadvantage of the analogue is the low production rates of production wells and the long development time due to the significant time spent on draining the formation and the low intensity of the diffusion movement of methane from monolithic coal matrices to the filtration channels.
Известен способ извлечения метана из угольного пласта, включающий бурение скважин с поверхности, их обустройство, нагнетание полученного из дымовых газов жидкого диоксида углерода в пласт, в котором его преобразуют в газообразное состояние [2].A known method of extracting methane from a coal seam, including drilling wells from the surface, equipping them, injecting liquid carbon dioxide obtained from flue gases into the formation, in which it is converted to a gaseous state [2].
В известном способе реализуют физический эффект перехода жидкого диоксида углерода в газ внутри угольного пласта путем подачи в пласт горячего газа с температурой, обеспечивающей переход жидкого диоксида углерода в газообразное состояние. Данный способ характеризуется более короткими сроками освоения промысловых скважин вследствие отсутствия необходимости осушения пласта и более высокой производительностью извлечения метана за счет использования в качестве рабочего агента диоксида углерода для интенсификации съема метана из скважины. Этот способ взят нами в качестве прототипа.In the known method, the physical effect of the transition of liquid carbon dioxide into a gas inside the coal seam is realized by supplying hot gas to the formation with a temperature ensuring the transition of liquid carbon dioxide to a gaseous state. This method is characterized by shorter periods of development of production wells due to the absence of the need to drain the formation and higher productivity of methane extraction due to the use of carbon dioxide as a working agent to enhance methane removal from the well. This method is taken by us as a prototype.
Недостатком прототипа является наличие в продуктивных газах углекислого газа и азота, что снижает его потребительские качества и требует выполнения дополнительной энергоемкой технологической операции - сепарации углекислого газа, выброс которого в атмосферу ухудшает экологию окружающей среды.The disadvantage of the prototype is the presence of carbon dioxide and nitrogen in the productive gases, which reduces its consumer qualities and requires an additional energy-intensive technological operation - the separation of carbon dioxide, the emission of which into the atmosphere worsens the environment.
Кроме того, при использовании дымовых газов промышленных объектов, расположенных на удалении от места дегазации угольного пласта, возникает необходимость нагрева газов, что также связано со значительными энергетическими затратами. Задачей изобретения является повышение качества продуктивного газа при низких энергетических затратах и защиты окружающей среды за счет утилизации дымовых газов.In addition, when using flue gases of industrial facilities located at a distance from the place of degassing of the coal seam, there is a need to heat the gases, which is also associated with significant energy costs. The objective of the invention is to improve the quality of the productive gas at low energy costs and protect the environment through the disposal of flue gases.
Это достигается тем, что в способе извлечения метана из угольного пласта, включающем бурение скважин с поверхности, их обустройство, нагнетание полученного из дымовых газов жидкого диоксида углерода в пласт, в котором его преобразуют в газообразное состояние, подачу жидкого диоксида углерода через нагнетательную скважину в пласт осуществляют под напором газообразного азота, полученного также из дымовых газов путем их сепарации сжатием, а преобразование жидкого диоксида углерода в газообразное состояние в пласте осуществляют путем сброса газа из нагнетательной скважины, понижая его давление до величины, при которой происходит фазовый переход жидкого диоксида углерода в газообразное состояние, при этом при сбросе газа из скважины одновременно осуществляют сепарацию дымовых газов на жидкий диоксид углерода и азот с последующей аккумуляцией диоксида углерода и повышением давления азота в сепараторе до величины, обеспечивающей распространение диоксида углерода в пласте, далее цикл повторяют до получения заданного объема метана из промысловой скважины.This is achieved by the fact that in a method for extracting methane from a coal seam, including drilling wells from the surface, arranging them, injecting liquid carbon dioxide from flue gases into the formation, in which it is converted to a gaseous state, supplying liquid carbon dioxide through the injection well to the formation carried out under the pressure of gaseous nitrogen, also obtained from flue gases by separation by compression, and the conversion of liquid carbon dioxide into a gaseous state in the formation is carried out by gas wasp from an injection well, reducing its pressure to a value at which a phase transition of liquid carbon dioxide to a gaseous state occurs, while flue gases are separated into liquid carbon dioxide and nitrogen at the same time as gas is discharged from the well, followed by accumulation of carbon dioxide and increasing pressure nitrogen in the separator to a value that ensures the spread of carbon dioxide in the reservoir, then the cycle is repeated until a specified volume of methane is obtained from the production well.
На фиг.1 схематически показано устройство для реализации способа извлечения метана из угольного пласта.Figure 1 schematically shows a device for implementing a method of extracting methane from a coal seam.
На фиг.2 (а, б) показаны изменения давлений в сепараторе и пласте в течение времени.Figure 2 (a, b) shows the pressure changes in the separator and reservoir over time.
Способ извлечения метана из угольного пласта осуществляют следующим образом.A method of extracting methane from a coal seam is as follows.
С дневной поверхности бурят нагнетательную и промысловую скважины 1, 2 до пересечения с угольным пластом 3 с последующим их обустройством (см. фиг.1). При масштабной реализации технологии бурят ряды нагнетательных и промысловых скважин. От источника дымовых газов, например тепловой электростанции (не показана), по трубе 4 дымовые газы поступают в компрессор 5 и далее в сепаратор 6, снабженный системой охлаждения 7, например, в виде полого теплообменника, через который пропускают хладагент. В сепараторе 6 при температуре, равной 75,27°С (критическая температура диоксида углерода) и ниже, и давлении P1, равном 3,04 МПа (критическое давление диоксида углерода) и более, происходит разделение дымовых газов на газообразный азот - N2 и жидкий диоксид углерода - СО2 в течение времени Δt1 (см. фиг.2, а). Сжиженный диоксид углерода из сепаратора 6 перетекает через переходную магистраль с задвижкой 8 в гидроаккумулятор 9, а избыток азота через задвижку 10 сбрасывают в атмосферу, поддерживая необходимые термодинамические условия разделения в сепараторе 6 дымовых газов на жидкий диоксид углерода и газообразный азот. После заполнения гидроаккумулятора 9 жидким диоксидом углерода, что фиксируют уровнемером (не показан), путем перекрытия задвижки 10 повышают давление в сепараторе 9 до необходимой величины Р2, фиксируемой манометром (не показан), в течение времени Δt2. В угольном пласте в течение времени (Δt1+Δt2) действует начальное пластовое давление Р0 (см. фиг.2, б). Затем открывают задвижку 11 и осуществляют подачу жидкого диоксида углерода из гидроаккумулятора 9 в скважину 1 под напором газообразного азота в течение времени Δt3. При этом давление в сепараторе 6 понижается до величины Р3, а в угольном пласте 3 давление возрастает от первоначальной величины пластового давления Р0 до максимального значения P01. При этом под давлением газообразного азота в течение времени Δt3 диоксид углерода продавливают в пласт 3, вызывая в нем рост макро- и микротрещин. После стабилизации давления в скважине 1, что фиксируют манометром 12, перекрывают выход гидроаккумулятора 9 задвижкой 11 и в течение времени Δt4 осуществляют сброс газа из скважины 1, открыв задвижку 13. Процесс сброса газа из скважины 1 осуществляют до понижения его давления до величины Р02, при которой происходит фазовый переход жидкого диоксида углерода в газообразное состояние. Это давление фиксируют на устье скважины посредством манометра 12, учитывая при этом поправку на давление столба газа в скважине. В качестве дополнительного контроля за процессом фазового перехода диоксида углерода определяют его содержание в выходящих газах на устье скважины с помощью анализатора газов (не показан). В случае появления в составе сбрасываемых газов диоксида углерода, что свидетельствует о выходе его из пласта, скважину перекрывают на время Δt5 - перед очередным циклом нагнетания в пласт диоксида углерода. Образованный в процессе фазового перехода газообразный диоксид углерода обладает более высокой проникающей способностью по сравнению с жидкой фазой и более полно заполняет объемное пространство угля в пласте, включая микро- и макропоры. При этом реализуется процесс адсорбции диоксида углерода на поверхности пор в угле, что в свою очередь сопровождается десорбцией метана и переходом его из молекулярно связанного состояния в угле в газообразное состояние. Таким образом, на этой стадии происходит объемное замещение молекулярно связанного метана в угле диоксидом углерода, что сопровождается повышением концентрации свободного метана в пласте. Насыщение угля диоксидом углерода также приводит к объемному разупрочнению угля и увеличению его приемистости на следующих циклах закачки жидкого диоксида углерода. В то же время при насыщении угля диоксидом углерода реализуется физический эффект увеличения объема угля (набухание), что приводит к закрытию каналов проницаемости в направлении нагнетательной скважины 1. Поэтому поток свободного метана под действием разности давлений преимущественно движется в направлении наибольшей проницаемости к промысловой скважине 2. При сбросе газа из скважины одновременно осуществляют сепарацию дымовых газов на жидкий диоксид углерода и азот, понижая давление газов в сепараторе 6 до величины Р1, оптимальной для процесса сепарации, в течение времени Δt6, и далее в течение времени Δt7 продолжают этот процесс.From the day surface, injection and production wells 1, 2 are drilled to the intersection with the coal seam 3 with their subsequent arrangement (see figure 1). With the large-scale implementation of the technology, rows of injection and production wells are drilled. From a flue gas source, such as a thermal power plant (not shown), through a pipe 4, flue gases enter a compressor 5 and then to a
Затем в течение времени Δt8 аналогично предшествующему режиму путем перекрытия задвижки 10 повышают давление в сепараторе 9 до максимальной величины Р2, обеспечивающей продавливание диоксида углерода в пласт. Далее цикл повторяют, а количество циклов и длительность извлечения метана из угольного пласта 3 через промысловую скважину 2 определяют исходя из требуемого качества и количества продуктивного газа, а также необходимого объема захоронения парниковой части дымовых газов - диоксида углерода в угольном пласте 3. При каждом следующем цикле нагнетания диоксида углерода и сброса газов из скважины происходит дальнейшее увеличение площади распространения диоксида углерода по пласту 3 и выделение из него свободного метана. Поток свободного метана под действием разности давлений перемещается от нагнетательной скважины 1 по направлению к промысловой скважине 2 и через некоторое время начинает истекать из ее устья.Then, over a period of time Δt 8, similarly to the previous mode, by closing the gate 10, the pressure in the separator 9 is increased to a maximum value of P 2 , which ensures the forcing of carbon dioxide into the formation. Next, the cycle is repeated, and the number of cycles and the duration of methane extraction from the coal seam 3 through the production well 2 is determined on the basis of the required quality and quantity of productive gas, as well as the required amount of burial of the greenhouse part of the flue gas - carbon dioxide in the coal seam 3. For each next cycle carbon dioxide injection and gas discharge from the well, there is a further increase in the area of carbon dioxide distribution in the formation 3 and the release of free methane from it. The flow of free methane under the action of the pressure difference moves from the injection well 1 towards the production well 2 and after a while begins to flow out of its mouth.
Данный способ извлечения метана из угольного пласта характеризуется низкими затратами энергии, поскольку для реализации фазового перехода диоксида углерода из жидкости в газ не требуется дополнительная тепловая энергия, так как используется самоуправляемый режим понижения давления среды в пласте за счет сброса из нагнетательной скважины 1 отработанного газа. Способ характеризуется высоким качеством промыслового газа, поскольку в угольный пласт 3 закачивают преимущественно диоксид углерода, который остается в сорбированном состоянии в пласте, а отработанный газ, преимущественно азот, как балласт сбрасывают из нагнетательной скважины 2. Таким образом, в пласте 3 остается преимущественно метан, десорбированный по всему объему угля. Газообразный метан под действием градиента давлений перемещается к промысловой скважине. Вследствие сброса газов из нагнетательной скважины и сорбирования диоксида углерода в пласте исходящая из промысловой скважины струя содержит метан высокой концентрации, что определяет высокие потребительские качества газа.This method of extracting methane from a coal seam is characterized by low energy costs, since the implementation of the phase transition of carbon dioxide from liquid to gas does not require additional thermal energy, since a self-controlled mode of lowering the pressure of the medium in the formation due to the discharge of exhaust gas from the injection well 1 is used. The method is characterized by high quality of production gas, since carbon dioxide is predominantly injected into the coal seam 3, which remains in the sorbed state in the seam, and the exhaust gas, mainly nitrogen, is discharged from the injection well 2 as ballast. Thus, methane remains in the seam 3, desorbed over the entire volume of coal. Under the influence of a pressure gradient, methane gas moves to the production well. Due to the discharge of gases from the injection well and sorption of carbon dioxide in the formation, the jet emanating from the production well contains methane of high concentration, which determines high consumer qualities of the gas.
Кроме того, большим преимуществом способа является высокая степень насыщения объема угольного пласта диоксидом углерода, что создает дополнительные преимущества при решении совместной задачи извлечения метана и захоронения большого количества парниковых газов, что особенно актуально в регионах, где действуют крупные тепловые электростанции, выделяющие дымовые газы в результате сжигания углеводородного топлива.In addition, the great advantage of the method is the high degree of saturation of the volume of the coal seam with carbon dioxide, which creates additional advantages when solving the joint problem of methane extraction and the burial of a large amount of greenhouse gases, which is especially important in regions where large thermal power plants emit flue gases as a result burning hydrocarbon fuels.
Пример реализации. В Кемеровской области (Кузнецкий угольный бассейн), в г. Осинники, на удалении 2 км от тепловой электростанции имеются газоносные угольные пласты, разработка которых подземным способом экономически не эффективна или невозможна по технологическим причинам. Некондиционный угольный пласт мощностью 1,5 м залегает на глубине 700 м. Газоносность пласта 20 нм3/т. В данных условиях разработанный способ извлечения метана из угольных пластов позволяет обеспечить тепловую электростанцию энергоресурсом в виде угольного метана и одновременно решить экологическую задачу надежного захоронения парниковых газов в недрах.Implementation example. In the Kemerovo region (Kuznetsk coal basin), in the city of Osinniki, at a distance of 2 km from the thermal power station there are gas-bearing coal seams, the development of which by underground mining is not economically efficient or impossible for technological reasons. The substandard coal seam with a thickness of 1.5 m lies at a depth of 700 m. The gas content of the seam is 20 nm 3 / t. Under these conditions, the developed method for the extraction of methane from coal seams makes it possible to provide a thermal power plant with energy in the form of coal methane and at the same time solve the environmental problem of reliable burial of greenhouse gases in the bowels.
Для реализации способа бурят ряды нагнетательных и промысловых скважин. Расстояние между скважинами в ряду принимают 150 м, а между рядами нагнетательных и промысловых скважин - 200 м.To implement the method, rows of injection and production wells are drilled. The distance between the wells in a row is 150 m, and between the rows of injection and production wells - 200 m.
С тепловой электростанции по трубопроводу к нагнетательной скважине доставляют дымовые газы с объемным содержанием диоксида углерода 12%. Объемный расход дымовых газов, подаваемых к нагнетательной скважине, составляет 500 нм3/мин. Следовательно, объемный расход диоксида углерода составляет 60 нм3/мин.From a thermal power plant, flue gases with a volumetric content of carbon dioxide of 12% are delivered through a pipeline to an injection well. The volumetric flow rate of flue gases supplied to the injection well is 500 nm 3 / min. Therefore, the volumetric flow rate of carbon dioxide is 60 nm 3 / min.
Для получения диоксида углерода используют сепаратор емкостью 20 м3. Емкость аккумулятора для жидкого диоксида углерода составляет 5 м3. Дымовые газы компрессором подают в сепаратор с рекуперативным теплообменником, в котором на стадии сепарации поддерживают давление P1=5-6 МПа и температуру 50-70°С. Для этого через полость теплообменника посредством вентилятора пропускают воздух с температурой окружающей среды. Регулировку давления газа в сепараторе осуществляют посредством открытия или закрытия механической заслонки. В указанных условиях заполнение гидроаккумулятора жидким диоксидом углерода произойдет в течение Δt1=130 мин. После этого заслонку в гидроаккумуляторе перекрывают. Компрессор позволяет повысить давление в гидроаккумуляторе в течение Δt2=20 мин до Р2=25 МПа, при этом все конструктивные элементы технологической схемы, начиная от сепаратора, включая гидроаккумулятор, нагнетательную скважину и промежуточные трубопроводы выдерживают нагрузку с трехкратным запасом прочности. Затем открывают заслонку на выходе из гидроаккумулятора. В течение Δt3=5 мин в процессе адиабатического расширения азота и заполнения им объема гидроаккумулятора и полости скважины, давление в сепараторе понижается до величины 16 МПа, что достаточно для проникновения диоксида углерода в пласт. После полного проникновения диоксида углерода в пласт и частичного заполнения его азотом давление в сепараторе будет составлять Р3=9,0 МПа, а в пласте с учетом давления столба сжатого азота около P01=9,8 МПа. Далее, после установления стационарного режима, что фиксируется манометром, заслонку гидроаккумулятора закрывают, а заслонку на выходе из скважины открывают. Регулируя открытие заслонки на устье скважины, осуществляют сброс из нее газа, преимущественно азота, в течение Δt4=30 минут, понижая давление на устье скважины до 2,5 МПа. При этом давление жидкости и газа в пласте, с учетом давления столба газа в скважине, составляет Р02=2,7 МПа, что меньше критического давления фазового перехода жидкого диоксида углерода в газ. Температура газа в скважине с учетом его расширения составляет не более 30°С. При появлении в исходящей струе вместе с азотом углекислого газа скважину закрывают на время Δt5=120 мин перед очередным циклом закачки жидкого диоксида углерода. В сепараторе в течение времени Δt6=10 мин сначала понижают давление газа до рациональной по условиям сепарации величины Р1=5-6 МПа, а затем Δt7=120 мин продолжают процесс сепарации. Далее, так же, как в предшествующем режиме, в течение Δt8=20 мин повышают давление в сепараторе до максимальной величины Р2=25 МПа. Далее цикл повторяют.To obtain carbon dioxide, a separator with a capacity of 20 m 3 is used . The battery capacity for liquid carbon dioxide is 5 m 3 . Flue gases are fed by a compressor to a separator with a recuperative heat exchanger, in which, at the stage of separation, a pressure P 1 = 5-6 MPa and a temperature of 50-70 ° C are maintained. For this, air with an ambient temperature is passed through the cavity of the heat exchanger by means of a fan. The gas pressure in the separator is adjusted by opening or closing the mechanical damper. Under these conditions, the accumulator is filled with liquid carbon dioxide within Δt 1 = 130 min. After that, the shutter in the accumulator is closed. The compressor allows you to increase the pressure in the accumulator for Δt 2 = 20 min to P 2 = 25 MPa, while all the structural elements of the technological scheme, starting from the separator, including the accumulator, injection well and intermediate pipelines withstand the load with a three-fold safety factor. Then open the shutter at the outlet of the accumulator. During Δt 3 = 5 min in the process of adiabatic expansion of nitrogen and filling it with the volume of the accumulator and the cavity of the well, the pressure in the separator decreases to 16 MPa, which is sufficient for the penetration of carbon dioxide into the formation. After the complete penetration of carbon dioxide into the formation and its partial filling with nitrogen, the pressure in the separator will be P 3 = 9.0 MPa, and in the formation, taking into account the pressure of the compressed nitrogen column, about P 01 = 9.8 MPa. Further, after the establishment of the stationary mode, which is fixed by a manometer, the damper valve is closed, and the damper at the exit from the well is opened. By adjusting the opening of the shutter at the wellhead, they discharge gas, mainly nitrogen, from it for Δt 4 = 30 minutes, lowering the pressure at the wellhead to 2.5 MPa. The pressure of the liquid and gas in the reservoir, taking into account the pressure of the gas column in the well, is P 02 = 2.7 MPa, which is less than the critical pressure of the phase transition of liquid carbon dioxide into gas. The gas temperature in the well, taking into account its expansion, is not more than 30 ° C. When carbon dioxide appears in the outflowing stream along with nitrogen, the well is closed for a time Δt 5 = 120 min before the next injection cycle of liquid carbon dioxide. In the separator, for a time Δt 6 = 10 min, first lower the gas pressure to a value P 1 = 5-6 MPa, which is rational under the conditions of separation, and then Δt 7 = 120 min, continue the separation process. Further, in the same way as in the previous mode, during Δt 8 = 20 min, the pressure in the separator is increased to a maximum value of P 2 = 25 MPa. Next, the cycle is repeated.
Количество десорбированного метана, которое можно извлечь из пространства между нагнетательной и двумя промысловыми скважинами, расположенными вдоль линии по разные стороны от нагнетательной, составляет порядка 4,3 млн.нм3.The amount of desorbed methane, which can be extracted from the space between the injection and two production wells located along the line on opposite sides of the injection, is about 4.3 million nm 3 .
Количество диоксида углерода, которое при этом будет адсорбировано угольным пластом, составляет 23,2 тыс.т.The amount of carbon dioxide, which will be adsorbed by the coal seam, is 23.2 thousand tons.
Время работы нагнетательной скважины, необходимое для захоронения заданной массы диоксида углерода, составляет 150 суток.The injection well operating time required for the burial of a given mass of carbon dioxide is 150 days.
Метан в промысловую скважину начинает поступать с некоторой задержкой, связанной с низкой скоростью фильтрации метана. Примерно через месяц после начала освоения нагнетательной скважины появляется первый метан в промысловой скважине. В зависимости от проницаемости угольного пласта дебит скважины составляет 2...5 нм3/мин чистого метана, при этом весь десорбированный метан выйдет из скважины в течение до 4 лет.Methane begins to flow into the production well with some delay associated with the low methane filtration rate. About a month after the start of development of the injection well, the first methane appears in the production well. Depending on the permeability of the coal seam, the flow rate of the well is 2 ... 5 nm 3 / min of pure methane, while all desorbed methane will leave the well within up to 4 years.
Удельные затраты энергии на единицу объема извлеченного метана в виде отношения затрат энергии на работу компрессора и теплообмннника (суммарная мощность 500 кВт) к объему извлекаемого метана составляют около 0,42 кВт·ч/нм3, что в несколько раз меньше удельных энергозатрат на интенсификацию извлечения метана при использовании тепловых методов воздействия на массив. Дополнительным и существенным технико-экономическим фактором является экологический эффект, обеспеченный надежным захоронением парникового диоксида углерода в некондиционном угольном пласте.The specific energy consumption per unit volume of the recovered methane in the form of the ratio of the energy consumed for the compressor and the heat exchanger (total power 500 kW) to the volume of recovered methane is about 0.42 kWh / nm 3 , which is several times less than the specific energy consumption for the intensification of extraction methane using thermal methods of impact on the array. An additional and significant technical and economic factor is the environmental effect provided by the reliable disposal of greenhouse carbon dioxide in an substandard coal seam.
Источники информацииInformation sources
1. Сластунов С.В. Заблаговременная дегазация и добыча метана из угольных месторождений. - М.: Изд-во МГГУ. 1996. с.56-60.1. Slastunov S.V. Advance degassing and extraction of methane from coal deposits. - M.: Publishing House of Moscow State University. 1996.p. 56-60.
2. Патент РФ №2278978, кл. Е21F 7/00 от 14.12.2004 (прототип).2. RF patent No. 2278978, cl. E21F 7/00 from 12/14/2004 (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006134445/03A RU2323327C1 (en) | 2006-09-28 | 2006-09-28 | Method for methane recovery from coal seam |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006134445/03A RU2323327C1 (en) | 2006-09-28 | 2006-09-28 | Method for methane recovery from coal seam |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2323327C1 true RU2323327C1 (en) | 2008-04-27 |
Family
ID=39453139
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006134445/03A RU2323327C1 (en) | 2006-09-28 | 2006-09-28 | Method for methane recovery from coal seam |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2323327C1 (en) |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA013445B1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-04-30 | Открытое Акционерное Общество "Белгорхимпром" (Оао "Белгорхимпром") | Coalfield underground mining and method therefor |
| CN102094671A (en) * | 2011-02-27 | 2011-06-15 | 山东新矿赵官能源有限责任公司 | Three-dimensional gas extraction method for coal seams with low-permeability and low possibility of gas extraction |
| CN102094670A (en) * | 2010-12-17 | 2011-06-15 | 中国神华能源股份有限公司 | Method for replacing mine goaf gas with carbon dioxide |
| CN102116170A (en) * | 2011-01-27 | 2011-07-06 | 中国矿业大学 | Method for determining grid type layer-through drilling intervals of floor roadway |
| RU2583029C1 (en) * | 2015-02-02 | 2016-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for disposal of co2 (versions) |
| CN106194244A (en) * | 2016-08-04 | 2016-12-07 | 重庆大学 | Lower permeability seam liquid phase CO2phase transformation fracturing is anti-reflection grid type gas pumping method |
| RU2636988C1 (en) * | 2016-09-28 | 2017-11-29 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of extracting oil, gas, condensate from well |
| RU2652049C1 (en) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Method of gasocyclic injection of liquid carbon dioxide under supercritical conditions in the oil producing well |
| CN109236355A (en) * | 2018-10-30 | 2019-01-18 | 河南能源化工集团研究总院有限公司 | The safe and efficient method for restoring ventilation of high concentration gas closed roadway |
| CN111075501A (en) * | 2019-12-30 | 2020-04-28 | 煤炭科学技术研究院有限公司 | Low-permeability coal seam bottom suction roadway high-pressure nitrogen injection displacement rapid stripe outburst elimination device and method |
| CN113062706A (en) * | 2021-04-06 | 2021-07-02 | 中南大学 | Coal seam gas extraction system and method |
| CN113107485A (en) * | 2021-05-08 | 2021-07-13 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | Fracturing trigger and gas extraction method based on liquid nitrogen phase change segmented fractured coal seam |
| CN114293962A (en) * | 2021-12-30 | 2022-04-08 | 中国矿业大学 | Closed-loop system for permeability increase of gas extraction utilization and reinjection coal seam and working method |
| CN115931949A (en) * | 2022-10-11 | 2023-04-07 | 中国矿业大学 | Method for improving coal bed gas recovery ratio by quantitatively evaluating gas injection |
-
2006
- 2006-09-28 RU RU2006134445/03A patent/RU2323327C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA013445B1 (en) * | 2008-07-14 | 2010-04-30 | Открытое Акционерное Общество "Белгорхимпром" (Оао "Белгорхимпром") | Coalfield underground mining and method therefor |
| CN102094670A (en) * | 2010-12-17 | 2011-06-15 | 中国神华能源股份有限公司 | Method for replacing mine goaf gas with carbon dioxide |
| CN102094670B (en) * | 2010-12-17 | 2013-03-20 | 中国神华能源股份有限公司 | Method for replacing mine goaf gas with carbon dioxide |
| CN102116170A (en) * | 2011-01-27 | 2011-07-06 | 中国矿业大学 | Method for determining grid type layer-through drilling intervals of floor roadway |
| CN102116170B (en) * | 2011-01-27 | 2013-01-02 | 中国矿业大学 | Method for determining grid type layer-through drilling intervals of floor roadway |
| CN102094671A (en) * | 2011-02-27 | 2011-06-15 | 山东新矿赵官能源有限责任公司 | Three-dimensional gas extraction method for coal seams with low-permeability and low possibility of gas extraction |
| RU2583029C1 (en) * | 2015-02-02 | 2016-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for disposal of co2 (versions) |
| CN106194244A (en) * | 2016-08-04 | 2016-12-07 | 重庆大学 | Lower permeability seam liquid phase CO2phase transformation fracturing is anti-reflection grid type gas pumping method |
| RU2636988C1 (en) * | 2016-09-28 | 2017-11-29 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method of extracting oil, gas, condensate from well |
| RU2652049C1 (en) * | 2017-05-17 | 2018-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Method of gasocyclic injection of liquid carbon dioxide under supercritical conditions in the oil producing well |
| CN109236355A (en) * | 2018-10-30 | 2019-01-18 | 河南能源化工集团研究总院有限公司 | The safe and efficient method for restoring ventilation of high concentration gas closed roadway |
| CN111075501A (en) * | 2019-12-30 | 2020-04-28 | 煤炭科学技术研究院有限公司 | Low-permeability coal seam bottom suction roadway high-pressure nitrogen injection displacement rapid stripe outburst elimination device and method |
| CN113062706A (en) * | 2021-04-06 | 2021-07-02 | 中南大学 | Coal seam gas extraction system and method |
| CN113107485A (en) * | 2021-05-08 | 2021-07-13 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | Fracturing trigger and gas extraction method based on liquid nitrogen phase change segmented fractured coal seam |
| CN113107485B (en) * | 2021-05-08 | 2022-04-08 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | Fracturing trigger and gas extraction method based on liquid nitrogen phase change segmented fractured coal seam |
| CN114293962A (en) * | 2021-12-30 | 2022-04-08 | 中国矿业大学 | Closed-loop system for permeability increase of gas extraction utilization and reinjection coal seam and working method |
| CN115931949A (en) * | 2022-10-11 | 2023-04-07 | 中国矿业大学 | Method for improving coal bed gas recovery ratio by quantitatively evaluating gas injection |
| CN115931949B (en) * | 2022-10-11 | 2024-03-22 | 中国矿业大学 | Method for quantitatively evaluating gas injection to improve coalbed methane recovery ratio |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2323327C1 (en) | Method for methane recovery from coal seam | |
| US9453399B2 (en) | Method and apparatus for using pressure cycling and cold liquid CO2 for releasing natural gas from coal and shale formations | |
| AU2013317409B2 (en) | Method for joint-mining of coalbed gas and coal | |
| EP2631422A2 (en) | Method of conjugated hydrocarbon gas extraction and storage CO2 in horizontal wellbores | |
| US8839875B2 (en) | Method and apparatus for sequestering CO2 gas and releasing natural gas from coal and gas shale formations | |
| US7467660B2 (en) | Pumped carbon mining methane production process | |
| US4183405A (en) | Enhanced recoveries of petroleum and hydrogen from underground reservoirs | |
| US9057249B2 (en) | CO2 storage in organic-rich rock formation with hydrocarbon recovery | |
| WO2014044200A1 (en) | Method for fracture communication, passage processing, and underground gasification of underground carbon-containing organic mineral reservoir | |
| RU2443857C1 (en) | Method to produce hydrogen during underground coal gasification | |
| CN114575800B (en) | Flue gas in-situ deep supercritical sealing and storing method | |
| CN116575900B (en) | In-situ coal partition controllable gasification hydrogen production and CO 2 Sealing and storing integrated method | |
| CN106522914B (en) | Underground gasification furnace parking and burned out area restoration processing method for coal underground gasifying technology | |
| RU2694328C1 (en) | Method for intensification of extraction of gaseous hydrocarbons from nonconventional low-permeable gas-bearing formations of shale plays/formations and a technological complex for its implementation | |
| RU2441980C2 (en) | Underground coal gasification technique | |
| CN104533368B (en) | Application and system of in-situ combustion flue gas in oil reservoir exploitation | |
| CN107575185A (en) | A kind of method in underground using the effect extraction coal bed gas that colds and heat succeed each other | |
| CN102102536B (en) | Method for storing gas by using abandoned tunnel | |
| CN106089171A (en) | A kind of utilization burns the method that coal seam auxiliary makes seam exploiting coal bed methane | |
| Ouyang et al. | Coupling amino acid injection and slow depressurization with hydrate swapping exploitation: An effective strategy to enhance in-situ CO2 storage in hydrate-bearing sediment | |
| WO2013082636A1 (en) | Exploitation of carbonaceous deposits | |
| US12098621B2 (en) | Quenching and/or sequestering process fluids within underground carbonaceous formations, and associated systems and methods | |
| CN108086958A (en) | Gas hydrates frost well cementation hydrogen-oxygen displacement harmonic extraction method | |
| AU7160900A (en) | Process for production of methane and other hydrocarbons from coal | |
| CN117085456B (en) | Device and method for capturing flue gas in well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140929 |