RU2707825C1 - Coal bed degassing intensification method - Google Patents
Coal bed degassing intensification method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2707825C1 RU2707825C1 RU2019112393A RU2019112393A RU2707825C1 RU 2707825 C1 RU2707825 C1 RU 2707825C1 RU 2019112393 A RU2019112393 A RU 2019112393A RU 2019112393 A RU2019112393 A RU 2019112393A RU 2707825 C1 RU2707825 C1 RU 2707825C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- production
- coal
- zone
- methane
- wells
- Prior art date
Links
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 80
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 238000007872 degassing Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 87
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 78
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 18
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 15
- 230000003245 working effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000005204 segregation Methods 0.000 claims description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 2
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000007418 data mining Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N furosemide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC(C(O)=O)=C1NCC1=CC=CO1 ZZUFCTLCJUWOSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21C—MINING OR QUARRYING
- E21C41/00—Methods of underground or surface mining; Layouts therefor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21C—MINING OR QUARRYING
- E21C45/00—Methods of hydraulic mining; Hydraulic monitors
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Solid Fuels And Fuel-Associated Substances (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для дегазации угольных пластов с целью повышения безопасности работ в шахтах, а также для добычи метана из угольных пластов с последующим использованием его в промышленности.The present invention relates to the mining industry and can be used for the degassing of coal seams in order to increase the safety of work in mines, as well as for the extraction of methane from coal seams with its subsequent use in industry.
Известен "Способ гидроразмыва горных пород" (Патент РФ №2014457 опубл. 1994.06.15) путем подачи прерывистой струи жидкости под давлением, причем прерывание струи жидкости осуществляют с частотой, равной резонансной частоте колебаний разрабатываемых пород.The well-known "Method of hydraulic washing of rocks" (RF Patent No. 2014457 publ. 1994.06.15) by applying a discontinuous stream of liquid under pressure, and the interruption of a stream of liquid is carried out with a frequency equal to the resonant vibration frequency of the developed rocks.
Данный способ позволяет производить эффективное ослабление разрабатываемого горного массива. Недостатком указанного способа, по мнению авторов, является то, что, размыв породы пульсирующей струей жидкости осуществляется только в непосредственной близости от призабойной зоны, а создание трещин в толще пласта с отдачей содержащегося в ней метана не происходит.This method allows for the effective attenuation of the developed mountain range. The disadvantage of this method, according to the authors, is that the erosion of the rock by a pulsating stream of liquid is carried out only in the immediate vicinity of the bottomhole zone, and the formation of cracks in the thickness of the formation with the return of the methane contained in it does not occur.
Известен способ интенсификации добычи природного газа из угольных пластов (Патент РФ №2343275 опубл. 2009.01.10), включающий создание полости в угольном пласте посредством циклического увеличения и снижения давления жидкости в скважине и воздействия на пласт низкочастотными импульсами давления высокой амплитуды при увеличении давления жидкости в скважине.A known method of intensifying the production of natural gas from coal seams (RF Patent No. 2343275 publ. 2009.01.10), including creating a cavity in the coal seam by cyclically increasing and decreasing the pressure of the liquid in the well and exposing the formation to low-frequency pulses of high pressure pressure with increasing liquid pressure in well.
Данный способ позволяет производить ослабляющее воздействие на отрабатываемый пласт в целом на значительном расстоянии от пробуренной скважины. Это техническое решение авторы рассматривают в качестве аналога.This method allows for a weakening effect on the produced formation as a whole at a considerable distance from the drilled well. The authors consider this technical solution as an analog.
Однако при приложении медленно нарастающего давления обычно формируется одиночная трещина, развивающаяся в зоне наименьшей прочности. При снятии давления трещина такого типа, как правило, смыкается, и увеличения проницаемости пласта не происходит. Кроме того, источники вибровоздействия, при расположении их на глубине залегания пласта вследствие ограничения размеров, не могут иметь достаточную для его эффективного ослабления мощность.However, when slowly increasing pressure is applied, a single crack usually forms, developing in the zone of least strength. When relieving pressure, a fracture of this type closes, as a rule, and formation permeability does not increase. In addition, the sources of vibration, when located at a depth of bed due to size limitations, cannot have enough power to effectively weaken it.
Так же известен способ "СПОСОБ ДОБЫЧИ УГОЛЬНОГО МЕТАНА ИЗ НЕРАЗГРУЖЕННЫХ ПЛАСТОВ" (Патент РФ №2211323 опубл. 27.08.2003., Бюл. №24), при котором осуществляют бурении добычных скважин, создание зоны добычи угольного метана инициирующими скважинами с формированием полостей и трещин гидроразрыва путем нагнетания жидкости под давлением в породы почвы и кровли пласта, присоединяют инициирующие скважины, полости и трещины гидроразрыва, составляющие единую гидродинамическую систему, к пульсирующим гидродинамическим источникам и вибровоздействии путем нагнетания в соответствующую гидродинамическую систему рабочей жидкости в пульсирующем режиме. При этом добычные скважины бурят вертикально за контуром зоны добычи угольного метана и вскрывают эту зону горизонтальными участками добычных скважин. Выше названный способ позволяет эффективно ослабить угольный пласт в зоне добычи метана и обеспечить высокий уровень его извлечения. Это техническое решение авторы то же рассматривают в качестве аналога.Also known is the method "METHOD FOR PRODUCING COAL METHANE FROM UNLOADED BEDS" (RF Patent No. 2211323 publ. 08/27/2003., Bull. No. 24), in which production wells are drilled, the coal methane production zone is created by initiating wells with the formation of cavities and cracks fracturing by injecting fluid under pressure into the soil and roof of the formation, connect the initiating wells, cavities and fractures that make up a single hydrodynamic system to pulsating hydrodynamic sources and vibration m injection into the corresponding hydrodynamic system of the working fluid in a pulsating mode. At the same time, production wells are drilled vertically beyond the contour of the coal methane production zone and open this zone with horizontal sections of production wells. The above method allows you to effectively weaken the coal seam in the zone of methane production and to ensure a high level of its extraction. The authors consider this technical solution as an analogue.
Существенными недостатками данного способа, по мнению авторов, являются большой объем буровых работ и заиливание зоны добычи по мере релаксации напряжений в массиве горных пород ее окружающих.Significant disadvantages of this method, according to the authors, are the large volume of drilling and siltation of the production zone as the stresses in the rock mass surrounding it relax.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату, по мнению авторов является способ увеличения проницаемости угольного пласта описанный в работе М.В. Павленко и А.В. Агаркова (М.В. Павленко, А.В. Агарков "Повышение проницаемости угольного пласта при вибровоздействии через скважину с поверхности" Проблемы разработки угольных шахт, 2000 г. УДК 534:622.014:658.589). Согласно положениям, изложенным в данной работе и подтвержденным экспериментально, в угольный пласт с поверхности бурят скважину, заливают ее жидкостью, по мере заполнения имеющихся в данном пласте пор и трещин жидкостью производят ее долив в скважину, а после стабилизации уровня столба жидкости в скважине производят вибровоздействие на нее посредством поршня опущенного в скважину и связанного с генератором вибро колебаний. В связи с тем, что при применении вибровоздействия трещины, образуемые в угольном пласте в процессе его гидрорасчленения не смыкаются, интенсивность метаноотделения после снятия нагрузки будет высокой.The closest to the proposed invention in terms of technical nature and the achieved result, according to the authors is a way to increase the permeability of the coal seam described in the work of M.V. Pavlenko and A.V. Agarkova (M.V. Pavlenko, A.V. Agarkov "Increasing the permeability of a coal seam during vibration exposure through a borehole from a surface" Problems of development of coal mines, 2000. UDC 534: 622.014: 658.589). According to the provisions set forth in this paper and confirmed experimentally, a well is drilled into a coal seam from the surface, poured with liquid, as the pores and cracks in the layer are filled with liquid, it is added to the well, and after stabilization of the level of the liquid column in the well, vibration is produced on it by means of a piston lowered into the well and associated with a generator of vibrational vibrations. Due to the fact that when vibration exposure is applied, cracks formed in the coal seam during its hydraulic separation do not close, the intensity of methane separation after unloading will be high.
Данный способ рассматривается авторами в качестве прототипа. Однако данный метод не позволяет в полной мере раскрыть имеющиеся в угольном пласте трещины, так как давление водяного столба в скважине может быть недостаточно для этого, а понижение уровня жидкости в скважине при вибро колебаниях происходит неравномерно. Кроме того при интенсивном вибровоздействии жидкость заполняет прежде всего наиболее широкие уже существующие трещины и не исключен прорыв жидкости в горные выработки в близи зоны дегазации, что является крайне нежелательным.This method is considered by the authors as a prototype. However, this method does not allow to fully reveal the cracks in the coal seam, since the pressure of the water column in the well may not be enough for this, and the decrease in the level of the liquid in the well during vibration fluctuates unevenly. In addition, with intense vibration exposure, the liquid fills, first of all, the widest already existing cracks and the breakthrough of the liquid into the mine workings in the vicinity of the degassing zone is not excluded, which is extremely undesirable.
Технический результат предлагаемого способа состоит в создании и раскрытии в угольном пласте системы трещин позволяющих эффективно удалять угольный метан из добычной зоны для последующего его использования при минимальных объемах буровых работ и обеспечении более безопасной отработки угольного пласта вблизи зоны дегазации.The technical result of the proposed method consists in the creation and disclosure of a system of cracks in a coal seam that allows efficient removal of coal methane from the production zone for its subsequent use with minimal drilling work and ensuring safer mining of the coal seam near the degassing zone.
Технический результат достигается бурением вертикальных добычных скважин непосредственно в дегазируемый пласт в центре зоны подготовки, созданием зоны добычи угольного метана, нагнетанием в зону добычи угольного метана жидкости под давлением, формированием трещин гидрорасчленения, герметизацией системы подачи жидкости, пульсирующим воздействием на жидкость в зоне добычи угольного метана через добычные скважины, откачкой жидкости и последующей добычей угольного метана, а так же за счет того, что на жидкость, закачанную в угольный пласт сначала оказывают давление, необходимое для образования трещин гидрорасчленения, а после начального гидрорасчленения угольного пласта снижают его до рабочих значений, производят непрерывный долив жидкости в добычные скважины через односторонние клапаны в объеме раскрытия трещин образованных в процессе его гидрорасчленения, производят выдержку жидкости в отрабатываемой зоне добычи угольного метана, при этом время начала пульсирующего воздействия на жидкость, закачиваемую в добычных скважинах, определяют исходя из стабилизации ее уровня в данных добычных скважинах.The technical result is achieved by drilling vertical production wells directly into a degassed formation in the center of the preparation zone, by creating a coal methane production zone, injecting liquid under pressure into the coal methane production zone, forming hydraulic fractures, sealing the fluid supply system, and pulsating exposure to the liquid in the coal methane production zone through production wells, pumping liquid and subsequent production of coal methane, as well as due to the fact that the liquid pumped into coal seam First, the pressure necessary for the formation of hydraulic separation cracks is applied, and after the initial hydraulic separation of the coal seam, it is reduced to operating values, the fluid is continuously added to production wells through one-way valves in the volume of opening the cracks formed during its hydraulic separation, and the fluid is held in the mining zone coal methane, while the time of the beginning of the pulsating effect on the fluid injected into the production wells is determined on the basis of stabilization e level data mining wells.
Кроме того, технический результат достигается, установлением границы зоны безопасности горных выработок прилегающих к формируемой зоне добычи угольного метана, размещением устройств контроля трещиноватости угольного пласта в данных горных выработках и прекращением проведения его гидрорасчленения, либо прекращением вибровоздействия на жидкость в системе скважина-пласт в случае, если изменения параметров его трещиноватости переходят установленные границы зоны безопасности данных горных выработок.In addition, the technical result is achieved by setting the boundary of the mine workings safety zone adjacent to the formed coal methane production zone, by placing devices for monitoring the fracture of the coal seam in these mine workings and by discontinuing its hydraulic separation, or by terminating vibration exposure to the liquid in the well-formation system, if changes in the parameters of its fracture exceed the established boundaries of the safety zone of these mine workings.
Так же технический результат достигается за счет того, что пульсирующее воздействие на жидкость, закачиваемую в угольный пласт, производят, как в группах скважин зоны добычи угольного метана одновременно, так и в отдельных добычных скважинах, если стабилизации уровня жидкости в них наступила позже, чем в большинстве скважин формируемой зоны добычи угольного метана.The technical result is also achieved due to the fact that the pulsating effect on the fluid injected into the coal seam is performed both in groups of wells in the coal methane production zone at the same time and in individual production wells if stabilization of the liquid level in them occurs later than in most of the wells of the coal methane production zone being formed.
А так же, технический результат достигается, тем, что в случае, если раскрытие трещин в зоне воздействия части добычных скважин меньше, чем в зоне воздействия других добычных скважин данной добычной зоны угольного метана, то производят повторное пульсирующее воздействие на жидкость в данных добычных скважинах.And also, the technical result is achieved in that if the opening of cracks in the impact zone of part of the production wells is less than in the zone of influence of other production wells of this production zone of coal methane, then a repeated pulsating effect on the liquid in these production wells is performed.
Изобретение поясняется чертежом, где на Фиг. 1 показано расположение добычных скважин и добычных зон относительно имеющихся горных выработок, на Фиг. 2 показана принципиальная схема формирования добычной зоны угольного метана согласно предлагаемому способу, а на Фиг. 3 показан график гидродинамики угольного пласта в период его подготовки к дегазации, гидрорасчленения и пульсирующего воздействия на него через добычную скважину, отражающий порядок действий согласно предлагаемому способу.The invention is illustrated by the drawing, where in FIG. 1 shows the location of production wells and production zones relative to existing mine openings; FIG. 2 shows a schematic diagram of the formation of a coal methane mining zone according to the proposed method, and FIG. 3 shows a graph of the hydrodynamics of a coal seam during its preparation for degassing, hydraulic separation and pulsating effects on it through a production well, reflecting the procedure according to the proposed method.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
В пределах выемочного участка шахтного поля 1 между смежными конвейерными штреками 2 с поверхности 3 бурят добычные скважины 4, забой скважины при этом располагается в толще дегазируемого пласта 5. Расстояния между скважинами 4 выбирают с таким расчетом, чтобы зоны гидрорасчленения 6 дегазируемого пласта 4 перекрывали друг друга, но не захватывали близлежащие горные выработки.Within the excavation section of the
Устье скважин 4 герметизируют при помощи заглушки 8 и соединяют трубопроводами 9 с магистральными трубопроводами для подачи и откачки жидкости (на Фиг. 1 и 2 не показаны), которые обслуживают несколько скважин 4. Над устьем каждой из скважин 4 располагают двигатель 10 связанный с поршнем, помещенным в верхнюю часть скважины 4 через шток, редуктор и эксцентрики (на Фиг. 1 и 2 не показаны), которые могут быть изолированы от двигателя 10. Шток, при этом пропущен через заглушку 8 с использованием сальников (на Фиг. 1 и 2 не показаны). Трубопровод 9 соединяется со скважиной 4 ниже места расположения поршня и имеет в своем составе обратный клапан 12 и насос высокого давления 11. Для установки насоса 11, редукторов и эксцентриков может быть использована передвижная или разборная платформа 13.The
Дальнейший порядок действий по дегазации угольного пласта 5 отражен графике гидродинамики угольного пласта в период его подготовки к дегазации, гидрорасчленения и пульсирующего воздействия на него через добычную скважину (Фиг. 3), где на оси абсцисс показано время производства операций согласно предлагаемому способу, а на оси ординат количество жидкости подаваемое в систему скважина-пласт в течении данного времени. График отражает процессы происходящие в каждой отдельной скважине.The further procedure for the degassing of the
Во первых, после обустройства добычной скважины 4 выше указанным образом, производят ее заливку жидкостью через трубопровод 9 при помощи насоса 11. Заливку производят постепенно с временными промежутками необходимыми для "набухания" пласта 5. В качестве жидкости используют техническую воду, откачиваемую из разрабатываемой шахты. Заливку жидкости производят до тех пор, пока добычная скважина 4 не будет заполнена до установленного в ней поршня (на Фиг. 2 не показан). Данный этап на Фиг. 3 обозначен буквами АБ, график изменения объема жидкости при этом носит ступенчатый характер. Для разных скважин он может быть выполнен как совместно, так и раздельно в зависимости от различных производственных факторов. Уровень жидкости при этом расположен выше поверхности 3, а сама жидкость находится под давлением выше атмосферного и удерживается в скважине 4 за счет наличия обратного клапана 12.Firstly, after equipping the production well 4 with the aforementioned method, it is filled with liquid through the
После завершения заливки скважин к жидкости в системе скважина-пласт прикладывают максимальное давление, способствующее гидрорасчленению и раскрытию имеющихся в нем природных и техногенных трещин с формированием зоны гидрорасчленения 6 вокруг добычных скважин 4, для чего используется насос 11. На Фиг. 3 эта часть данного этапа обозначена буквами БВ. Завершение данного этапа характеризуется резким понижением уровня жидкости в скважине 4 и необходимостью доливки ее в систему скважина-пласт, для чего так же используется насос 11 и трубопровод 9. На Фиг. 3 эта часть данного этапа обозначена буквами ВГ.After completion of well filling, the maximum pressure is applied to the liquid in the well-formation system, which promotes hydraulic separation and the opening of natural and technogenic fractures in it with the formation of a
Окончание данного этапа для каждой скважины 4 определяют индивидуально по показаниям приборов контроля трещиноватости угольного пласта (на Фиг. 1 и 2 не показаны) установленными в выработках сопряженных с формируемой добычной зоной. Для этого прекращают проведение гидрорасчленения угольного пласта 5 через соответствующую скважину 4 или группу скважин или во всех скважинах одновременно, если зона гидрорасчленения угольного пласта выходит за пределы формируемой зоны добычи угольного метана и переходит границы установленной зоны безопасности горных выработок 7.The end of this stage for each
На следующем этапе, давление, оказываемое на жидкость в добычных скважинах, снижают и после восстановления уровня жидкости в скважинах 4 при помощи трубопровода 9, насоса 11 и обратного клапана 12, производят выдержку жидкости в системе скважина-пласт для стабилизации ее уровня в добычных скважинах. При необходимости жидкость в скважины 4 доливают с тем, чтобы ее уровень достигал уровня установленного в ней поршня (на Фиг. 2 не показан). После стабилизации жидкости в системе скважина-пласт и установления ее заданного уровня в скважинах 4 на нее производят пульсирующее воздействие. При этом пульсирующее воздействие на систему скважина-пласт производят не одновременно, а поочередно группами скважин, по мере их готовности, а в случае, если стабилизации уровня жидкости в какой либо из скважин 4 наступила позже, чем в большинстве скважин формируемой зоны добычи угольного метана, то индивидуально для данной скважины. Использование данного приема позволяет сократить время подготовки формируемой зоны добычи угольного метана, а кроме того наличие разницы во времени производства пульсирующего воздействия на жидкость в системе скважина-пласт снижает риск прорыва жидкости из формируемой добычной зоны в сопряженные с ней горные выработки 2. Момент производства пульсирующего воздействия для конкретной скважины 4 показан на Фиг. 3 как 
В случае если в результате проведения геофизического зондирования выявлено, что раскрытие трещин в зоне воздействия части добычных скважин меньше, чем в зоне воздействия других добычных скважин данной добычной зоны, то возможно проведение повторного пульсирующего воздействия на жидкость в данных скважинах. Решение о повторном пульсирующем воздействии принимается для каждой скважины индивидуально.If as a result of geophysical sounding it was found that the opening of cracks in the impact zone of part of the production wells is less than in the zone of influence of other production wells of this production zone, it is possible to conduct repeated pulsating effects on the liquid in these wells. The decision on the repeated pulsating effect is made individually for each well.
Проведение пульсирующего воздействия способствует дополнительному раскрытию трещин образованных в следствии проведения гидрорасчленения пласта 5 и препятствует их закрытию после снижения давления в нем после откачки жидкости из системы скважина-пласт. По завершению процесса пульсирующего воздействия вокруг каждой скважины 4 формируется зона вибровоздействия 16, включающая зону гидрорасчленения 6 и характеризующаяся общим ослаблением угольной толщи. На Фиг. 3 данный этап обозначен буквами ГД и характеризуется плавным повышением количества жидкости подаваемой в систему скважина-пласт в единицу времени. Данный процесс так же контролируется приборами контроля трещиноватости угольного пласта 5.Carrying out a pulsating effect contributes to the additional opening of cracks formed as a result of hydraulic fracturing of the
В целях обеспечения максимального сохранения раскрытия трещин и последующего выхода метана жидкость в добычной зоне некоторое время продолжают выдерживать под давлением, определяемым, как рабочее давление. Уровень жидкости в системе скважина-пласт при этом стабилен. На Фиг. 3 данный этап обозначен буквами ДЕ.In order to ensure maximum preservation of crack opening and subsequent methane output, the liquid in the production zone continues to withstand for some time under pressure, defined as the working pressure. The fluid level in the well-reservoir system is stable. In FIG. 3, this stage is indicated by the letters DE.
После откачки жидкости из добычной зоны, скважины подключают к системе сбора метана шахты при помощи временных трубопроводов (на Фиг. 1 и 2 не показаны).After pumping out the liquid from the production zone, the wells are connected to the mine methane collection system using temporary pipelines (not shown in Figs. 1 and 2).
Пример осуществления способа.An example implementation of the method.
Во время проведения экспериментальных работ по дегазации угольного пласта на поле шахты "Комсомольская" ОАО "Воркутауголь" проводимых согласно методике изложенной в работе М.В. Павленко и А.В. Агаркова (М.В. Павленко, А.В. Агарков "Повышение проницаемости угольного пласта при вибровоздействии через скважину с поверхности" Проблемы разработки угольных шахт, 2000 г. УДК 534:622.014:658.589) были получены данные позволяющие оценить степень раскрытия трещин после проведении пульсирующего воздействия на жидкость находящуюся в системе скважина-пласт.During experimental work on the degassing of a coal seam on the field of the Komsomolskaya mine of Vorkutaugol OJSC, carried out according to the method described in M.V. Pavlenko and A.V. Agarkova (M.V. Pavlenko, A.V. Agarkov "Increasing the permeability of a coal seam under vibration exposure through a borehole from the surface" Problems of development of coal mines, 2000. UDC 534: 622.014: 658.589) data were obtained to evaluate the degree of crack opening after pulsating effect on the fluid located in the well-formation system.
Эффективность пульсирующего воздействия при этом оценивалась на основании скорости падения уровня жидкости в добычной скважине. Были так же построены графики гидродинамики угольного пласта в период проведения вибровоздействия и динамики поглощения жидкости угольным пластом в момент его проведения.The effectiveness of the pulsating effect was evaluated on the basis of the rate of decline of the liquid level in the production well. The graphs of hydrodynamics of a coal seam during the period of vibration exposure and the dynamics of fluid absorption by a coal seam at the time of its conduct were also plotted.
Для проведения более наглядного сравнения предлагаемого способа и прототипа "График гидродинамики пласта в период вибровздействия для скважины №4447 поля шахты "Комсомольская" ОАО "Воркутауголь"" был преобразован в график гидродинамики угольного пласта в период его подготовки к дегазации, гидрорасчленения и пульсирующего воздействия на него через добычную скважину, отражающий порядок действий согласно предлагаемому способу на основании данных о величинах фильтрации жидкости в угольном пласте в пределах данного участка выше упомянутого шахтного поля, где вместо фиксации падения уровня жидкости в добычной скважине используется показатель заполнения объема системы скважина-пласт в течении времени. Полученный в результате этого график приведен на Фиг. 3.To conduct a more visual comparison of the proposed method and prototype, the “Scheme of reservoir hydrodynamics during vibration exposure for well No. 4447 of the Komsomolskaya mine field of OJSC Vorkutaugol” was converted into a graph of the hydrodynamics of a coal seam during its preparation for degassing, hydraulic separation and pulsating effects on it through a production well reflecting the procedure according to the proposed method based on data on the values of fluid filtration in a coal seam within a given area, the above of the mine field, where instead of fixing the falling liquid level in the production wells used filling volume indicator system well-formation over time. The resulting graph is shown in FIG. 3.
Из данных, показанных на Фиг. 3 видно, что при заливке добычной скважины в один прием, количество жидкости, которое изначально заполняет систему скважина-пласт несколько меньше, чем, если проводить ее в несколько этапов за счет наличия фильтрации жидкости в уже имеющиеся в угольном пласте трещины и поры. Для данной скважины расчетный объем жидкости составлял 376,8 м3. Фактически первоначально в скважину было залито 375 м3 жидкости (точка V1п на Фиг. 3). Расчетное количество жидкости заливаемой в данную скважину согласно предлагаемому способу учитывая известный коэффициент начальной фильтрации угольного пласта (Ко=0,029 м3) составит 378,48 м3 (точка V1 на Фиг. 3), то есть будет заполнена не только добычная скважина, но и часть прилегающих к ней естественных трещин и пор угольного пласта. Время заливки жидкости при этом будет равно приблизительно 120 часам или 5 этапов с выдержкой каждого в течении суток.From the data shown in FIG. Figure 3 shows that when filling a production well in one go, the amount of fluid that initially fills the well-formation system is slightly less than if it is carried out in several stages due to the presence of fluid filtration into cracks and pores already existing in the coal seam. For this well, the calculated fluid volume was 376.8 m 3 . In fact, initially 375 m 3 of fluid was poured into the well (point V 1p in Fig. 3). The estimated amount of fluid poured into this well according to the proposed method, taking into account the known coefficient of the initial filtration of the coal seam (K o = 0.029 m 3 ) will be 378.48 m 3 (point V 1 in Fig. 3), that is, not only the production well will be filled, but also part of the adjacent natural cracks and pores of the coal seam. In this case, the liquid filling time will be approximately 120 hours or 5 stages with each holding for 24 hours.
После полного заполнения добычной скважины проводится гидрорасчленение угольного пласта. В случае предлагаемого способа и в случае прототипа действия по его проведению не отличаются друг от друга. Расчетный объем раскрытия трещин в добычной зоне данной скважине составляющий 62,8 м3 был достигнут в случае использования прототипа и общий объем жидкости в системе скважина-пласт составил 437,8 м3 (точка V3п на Фиг. 3). Такое же допущение было сделано и для предлагаемого способа, соответственно общий объем жидкости в системе скважина-пласт составил 441,28 м3 (точка V3 на Фиг. 3), то есть разница в объеме составила 3,48 м3.After the filling of the production well is complete, hydraulic segregation of the coal seam is carried out. In the case of the proposed method and in the case of the prototype, the actions for its implementation do not differ from each other. The estimated volume of crack opening in the production zone of this well of 62.8 m 3 was achieved in the case of using the prototype and the total volume of fluid in the well-formation system was 437.8 m 3 (point V 3p in Fig. 3). The same assumption was made for the proposed method, respectively, the total volume of fluid in the well-reservoir system was 441.28 m 3 (point V 3 in Fig. 3), that is, the difference in volume was 3.48 m 3 .
Согласно способу, описанному в прототипе, предлагается после проведения гидрорасчленения проводить выдержку жидкости в системе скважина-пласт. На скважине, рассматриваемой в качестве примера, время выдержки составило 68 часов по прошествии которых в добычную скважину было долито около 1,8 м3 жидкости для достижения ее первоначального уровня и на жидкость в системе жидкость-пласт было проведено пульсирующее воздействие. Согласно предлагаемому способу долив жидкости в добычную скважину осуществляют непрерывно посредством насоса высокого давления и одностороннего клапана. Давление в добычной скважине при этом поддерживают выше атмосферного, а время начала пульсирующего воздействия определяют исходя из стабилизации объема жидкости поступающей в скважину. Сигналом этого является снижение объема жидкости поступающей в систему скважина-пласт при постоянном давлении ее подачи, отражаемое на Фиг. 3 как точка перегиба графика гидродинамики системы скважина-пласт и обозначенной 
Пульсирующее воздействие согласно прототипу осуществлялось в течении 0,5 часа с амплитудой от 6 до 3 см в несколько этапов. Пульсирующее воздействие было прекращено после того как прекратился процесс поглощения жидкости угольным пластом 5. Основанием считать данный процесс завершенным является стабилизации уровня жидкости в добычной скважине. Общее количество жидкости поступившей в систему скважина-пласт за время проведения пульсирующего воздействия составило 0,47 м3. Согласно предлагаемому способу пульсирующее воздействие происходит аналогичным образом, но резкого повышения расхода жидкости не происходит, так как ее количество в данный момент больше, чем в момент производства пульсирующего воздействия согласно прототипу. В результате этого мелкие фракции угля присутствующие в трещинах образованных при гидрорасчленении не вымываются, а более интенсивно меняют свое положение внутри трещин и после снятия давления в системе скважина-пласт вероятность закрытия трещин снижается. Кроме того разница в объеме жидкости в системе скважина пласт сохраняется и следовательно объем образованных трещин в зоне добычи угольного мета согласно предлагаемому способу так же выше.The pulsating effect according to the prototype was carried out for 0.5 hours with an amplitude of 6 to 3 cm in several stages. The pulsating effect was stopped after the process of liquid absorption by the coal seam stopped 5. The basis for considering this process complete is stabilization of the liquid level in the production well. The total amount of fluid entering the well-reservoir system during the pulsating effect was 0.47 m 3 . According to the proposed method, the pulsating effect occurs in a similar way, but a sharp increase in fluid flow does not occur, since its amount is currently greater than at the time of production of the pulsating effect according to the prototype. As a result of this, the fine fractions of coal present in the cracks formed during hydraulic separation do not wash out, but change their position inside the cracks more intensively and after the pressure is removed in the well-formation system, the probability of crack closure is reduced. In addition, the difference in the volume of fluid in the wellbore system is preserved and, consequently, the volume of formed cracks in the coal mining zone of meta according to the proposed method is also higher.
Из сказанного видно, что использование предлагаемого способа, позволяют достичь заявляемого технического результата, а признаки, характеризующие данное изобретение необходимы и достаточны для его реализации.From the foregoing it can be seen that the use of the proposed method allows to achieve the claimed technical result, and the signs characterizing the invention are necessary and sufficient for its implementation.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019112393A RU2707825C1 (en) | 2019-04-23 | 2019-04-23 | Coal bed degassing intensification method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019112393A RU2707825C1 (en) | 2019-04-23 | 2019-04-23 | Coal bed degassing intensification method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2707825C1 true RU2707825C1 (en) | 2019-11-29 |
Family
ID=68836296
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019112393A RU2707825C1 (en) | 2019-04-23 | 2019-04-23 | Coal bed degassing intensification method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2707825C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2798244C1 (en) * | 2023-01-26 | 2023-06-20 | Акционерное общество "СУЭК-Кузбасс" | Method of hydraulic separation of the coal seam |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2097568C1 (en) * | 1995-07-26 | 1997-11-27 | Владимир Владиславович Колмаков | Method of degassing worked-out spaces of mine fields |
| RU2175060C1 (en) * | 2000-03-13 | 2001-10-20 | Кузбасский государственный технический университет | Method of control over state of rock mass |
| RU2211323C2 (en) * | 2000-12-28 | 2003-08-27 | Институт проблем комплексного освоения недр РАН | Method of coal methane recovery from unrelieved seams |
| US20070193737A1 (en) * | 2006-02-22 | 2007-08-23 | Matthew Miller | Method of intensification of natural gas production from coal beds |
| RU78523U1 (en) * | 2007-05-07 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | HOLEING RETURN VALVE |
| WO2012058025A1 (en) * | 2010-10-27 | 2012-05-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for fracture stimulation by cyclic formation settling and displacement |
| AU2007231243B2 (en) * | 2006-03-28 | 2012-08-23 | Schlumberger Technology B.V. | Method of fracturing a coalbed gas reservoir |
| RU2566883C1 (en) * | 2014-04-16 | 2015-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Method of hydraulic treatment of coal bed |
-
2019
- 2019-04-23 RU RU2019112393A patent/RU2707825C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2097568C1 (en) * | 1995-07-26 | 1997-11-27 | Владимир Владиславович Колмаков | Method of degassing worked-out spaces of mine fields |
| RU2175060C1 (en) * | 2000-03-13 | 2001-10-20 | Кузбасский государственный технический университет | Method of control over state of rock mass |
| RU2211323C2 (en) * | 2000-12-28 | 2003-08-27 | Институт проблем комплексного освоения недр РАН | Method of coal methane recovery from unrelieved seams |
| US20070193737A1 (en) * | 2006-02-22 | 2007-08-23 | Matthew Miller | Method of intensification of natural gas production from coal beds |
| RU2343275C2 (en) * | 2006-02-22 | 2009-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds |
| AU2007231243B2 (en) * | 2006-03-28 | 2012-08-23 | Schlumberger Technology B.V. | Method of fracturing a coalbed gas reservoir |
| RU78523U1 (en) * | 2007-05-07 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | HOLEING RETURN VALVE |
| WO2012058025A1 (en) * | 2010-10-27 | 2012-05-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for fracture stimulation by cyclic formation settling and displacement |
| RU2566883C1 (en) * | 2014-04-16 | 2015-10-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Method of hydraulic treatment of coal bed |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2798244C1 (en) * | 2023-01-26 | 2023-06-20 | Акционерное общество "СУЭК-Кузбасс" | Method of hydraulic separation of the coal seam |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2343275C2 (en) | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US8061427B2 (en) | Well product recovery process | |
| US2970645A (en) | Producing multiple fractures in a well | |
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| US3743017A (en) | Use of fluidic pressure fluctuation generator to stimulate underground formations | |
| RU2324811C1 (en) | Method of well productivity improvement (versions) | |
| RU2298650C1 (en) | Coal formation hydraulic processing method | |
| RU2682409C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
| US20110259593A1 (en) | Method of over-pressured well fracturing with periodic shock waves | |
| RU2707825C1 (en) | Coal bed degassing intensification method | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2258803C1 (en) | Production bed treatment method | |
| RU2188322C1 (en) | Method of hydraulic treatment of coal seam | |
| RU2659292C1 (en) | Method of efficient management of hard-to-break roof in mechanized faces | |
| RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| CZ73695A3 (en) | Process of extracting hydrocarbons from underground formations | |
| RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2584191C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2196878C2 (en) | Method of shutoff of water inflow over cementing annular space in operation of oil and gas wells | |
| RU2555977C1 (en) | Hydrocarbon stimulation production technique | |
| RU2447278C2 (en) | Method of hydraulic fracturing of bed | |
| SU1652519A1 (en) | Method of formation hydrofracturing | |
| RU2121559C1 (en) | Method of performing repair jobs in development well |