RU2467162C1 - Method of developing methane-coal well - Google Patents
Method of developing methane-coal well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2467162C1 RU2467162C1 RU2011127522/03A RU2011127522A RU2467162C1 RU 2467162 C1 RU2467162 C1 RU 2467162C1 RU 2011127522/03 A RU2011127522/03 A RU 2011127522/03A RU 2011127522 A RU2011127522 A RU 2011127522A RU 2467162 C1 RU2467162 C1 RU 2467162C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coal
- methane
- gas
- buffer gas
- well
- Prior art date
Links
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 88
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 88
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 80
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 40
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 25
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 6
- GMACPFCYCYJHOC-UHFFFAOYSA-N [C].C Chemical compound [C].C GMACPFCYCYJHOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 238000013022 venting Methods 0.000 claims description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 8
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа и может быть использовано в процессе освоения метаноугольных скважин.The invention relates to the field of natural gas production and can be used in the process of developing methanol wells.
Наиболее существенное различие между метаноугольной и газовой скважинами обусловлено тем, что природный газ (угольный метан) находится в продуктивном угольном пласте не в свободном, а в сорбированном состоянии. Для того чтобы обеспечить возможность добычи угольного метана, необходимо предварительно перевести его из сорбированного состояния в свободное. С этой целью в метаноугольной скважине принимают меры для снижения величины противодавления на продуктивный пласт, которое должно быть меньше, чем давление начала десорбции газа из угля. Для снижения высоты столба жидкости в стволе скважины над продуктивным пластом, как правило, используют погружной насос.The most significant difference between methanol and gas wells is due to the fact that natural gas (coal methane) is not in a free, but in a sorbed state in a productive coal seam. In order to ensure the possibility of producing coal methane, it is necessary to first transfer it from the sorbed state to the free one. To this end, measures are taken in a methane-coal well to reduce the amount of back pressure on the reservoir, which should be less than the pressure at which gas desorption from coal begins. To reduce the height of the liquid column in the wellbore above the reservoir, as a rule, use a submersible pump.
Характерной особенностью скважин для добычи угольного метана является также необходимость стимуляции газоотдачи продуктивного угольного пласта после его вторичного вскрытия (перфорации). В подавляющем большинстве случаев в метаноугольных скважинах выполняется гидравлический разрыв продуктивного угольного пласта, а образовавшиеся в нем искусственные трещины закрепляются проппантом, который нагнетается в пласт вместе с технологической (несущей) жидкостью.A characteristic feature of wells for the extraction of coal methane is also the need to stimulate the gas recovery of a productive coal seam after its secondary opening (perforation). In the vast majority of cases, in coal wells, hydraulic fracturing of the productive coal seam is performed, and the artificial cracks formed in it are fixed by proppant, which is injected into the seam together with the process (carrier) fluid.
Известен способ освоения метаноугольной скважины, согласно которому в эксплуатационную колонну после перфорации продуктивного угольного пласта и проведения стимуляции его газоотдачи с помощью лифтовой колонны спускают погружной насос. Устье скважины герметизируют, после чего осуществляют вызов притока пластового флюида путем постепенного снижения уровня жидкости в стволе скважины с помощью погружного насоса. В начальный период откачки жидкости погружной насос размещают в эксплуатационной колонне выше интервала перфорации, чтобы избежать всасывания различных твердых примесей, поступающих в ствол скважины из продуктивного пласта. После очистки забоя метаноугольной скважины от скопившихся твердых примесей погружной насос устанавливают в эксплуатационной колонне ниже интервала перфорации [1].A known method of developing a methane-coal well, according to which a submersible pump is lowered into the production casing after perforating a productive coal seam and stimulating its gas recovery using an elevator casing. The wellhead is sealed, after which a flow of formation fluid is called by gradually lowering the liquid level in the wellbore using a submersible pump. In the initial period of pumping fluid, the submersible pump is placed in the production string above the perforation interval to avoid the absorption of various solid impurities entering the wellbore from the reservoir. After cleaning the bottom of the methane coal well from accumulated solid impurities, the submersible pump is installed in the production casing below the perforation interval [1].
К недостаткам указанного способа следует отнести низкую эффективность откачки газожидкосной смеси, поступающей в ствол метаноугольной скважины из продуктивного угольного пласта. Кроме того, необходимость одновременного плавного снижения уровня жидкости в затрубном пространстве и поддержания в нем заданной величины устьевого давления газа затрудняет надежность и управляемость процессом освоения метаноугольной скважины. Указанные обстоятельства в значительной степени увеличивает продолжительность и стоимость работ, связанных с освоением метаноугольной скважины.The disadvantages of this method include the low efficiency of pumping a gas-liquid mixture entering the methane-well bore from a productive coal seam. In addition, the need for a simultaneous smooth decrease in the fluid level in the annulus and maintaining a predetermined wellhead gas pressure in it complicates the reliability and controllability of the development of a methane-gas well. These circumstances significantly increase the duration and cost of work associated with the development of methane wells.
Наиболее близким к заявленному способу по технической сущности (т.е. прототипом) можно считать способ освоения метаноугольной скважины, который включает перфорацию эксплуатационной колонны и продуктивного угольного пласта, выполнение гидравлического разрыва последнего для стимуляции газоотдачи, спуск лифтовой колонны, к нижнему концу которой присоединен погружной насос, в эксплуатационную колонну, перфорированную в интервале продуктивного угольного пласта, размещение погружного насоса ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, герметизацию устья метаноугольной скважины, снижение уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, и поддержание указанного уровня с помощью погружного насоса при одновременном нагнетании буферного газа под избыточным давлением в затрубное пространство метаноугольной скважины, вызов притока пластового флюида путем стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины [2].The closest to the claimed method according to its technical nature (i.e., a prototype) can be considered a method for developing a methane-coal well, which includes perforation of a production string and a productive coal seam, performing hydraulic fracturing of the latter to stimulate gas recovery, lowering the lift column, to which the submersible is connected pump, into the production casing, perforated in the interval of the productive coal seam, placing the submersible pump below the perforation interval of the production the bottoms, sealing the mouth of the methane hole, lowering the liquid level in the annulus of the methane hole to a mark below the perforation interval of the production string, and maintaining the indicated level with the help of a submersible pump while injecting buffer gas under excess pressure into the annulus of the methane hole, causing formation inflow fluid by bleeding the excess pressure of the buffer gas from the annulus of a methane-coal well [2].
К недостаткам известного способа следует отнести сложность в управлении процессом освоения метаноугольной скважины, обусловленную необходимостью одновременного снижения столба жидкости в затрубном пространстве и нагнетания в него буферного газа при условии, что суммарное давление буферного газа и столба жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины должно быть меньше, чем давление начала десорбции угольного метана в продуктивном пласте.The disadvantages of this method include the difficulty in managing the process of developing a methane-gas well, due to the need to simultaneously reduce the liquid column in the annulus and injecting buffer gas into it, provided that the total pressure of the buffer gas and liquid column in the annulus of the methane-hole is less than pressure of the start of desorption of coal methane in the reservoir.
Технический результат - повышение эффективности процесса освоения метаноугольной скважины за счет упрощения технологии его выполнения, сокращения продолжительности, а также улучшения условий работы погружного насоса.The technical result is an increase in the efficiency of the process of developing a coal mine by simplifying the technology for its implementation, reducing the duration, as well as improving the working conditions of the submersible pump.
Технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе освоения метаноугольной скважины, включающем перфорацию эксплуатационной колонны в интервале продуктивного угольного пласта, выполнение гидравлического разрыва последнего для стимуляции газоотдачи, спуск лифтовой колонны с погружным насосом в эксплуатационную колонну, размещение погружного насоса ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, герметизацию устья метаноугольной скважины, снижение уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, при одновременном нагнетании буферного газа под избыточным давлением в затрубное пространство метаноугольной скважины, прекращение нагнетания буферного газа в затрубное пространство метаноугольной скважины при снижении уровня жидкости до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, поддержание указанного уровня жидкости с помощью погружного насоса после прекращения нагнетания буферного газа и вызова притока пластового флюида путем стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины, после выполнения гидравлического разрыва продуктивного угольного пласта, перед спуском лифтовой колонны с погружным насосом осуществляют промывку эксплуатационной колонны, после чего по установившемуся в ней уровню жидкости определяют исходную величину противодавления на продуктивный угольный пласт, которую поддерживают в процессе снижения уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины и одновременного нагнетания в него буферного газа, при этом вызов притока пластового флюида осуществляют с контролем изменения качественного или качественного и количественного состава буферного газа на устье метаноугольной скважины, причем по изменению качественного или качественного и количественного состава буферного газа судят о начале поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта, после чего темп стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины уменьшают.The technical result is achieved due to the fact that in the proposed method for the development of a methane-coal well, which includes perforating the production string in the interval of the productive coal seam, performing hydraulic fracturing of the latter to stimulate gas recovery, lowering the elevator string with the submersible pump into the production string, placing the submersible pump below the production perforation interval columns, pressurization of the mouth of the methane-well, decrease in the liquid level in the annulus of the methane well to a mark below the perforation interval of the production string, while injecting buffer gas under excess pressure into the annular space of the methanol hole, stopping the injection of buffer gas into the annulus of the coal mine while lowering the fluid level to a mark below the perforation interval of the production string, maintaining the specified liquid level using a submersible pump after stopping the injection of buffer gas and causing inflow of pl of astovy fluid by bleeding the excess pressure of the buffer gas from the annular space of a coal mine, after hydraulic fracturing of the productive coal seam, before running the lift column with a submersible pump, the production casing is flushed, after which the initial backpressure on the productive coal seam is established in it which is supported in the process of lowering the liquid level in the annulus of the methane hole and simultaneous injection of buffer gas into it, while the influx of formation fluid is controlled by monitoring the changes in the qualitative or qualitative and quantitative composition of the buffer gas at the mouth of a methane-gas well, and the change in the qualitative or qualitative and quantitative composition of the buffer gas is used to judge the beginning of coal methane production from productive coal formation, after which the rate of bleeding of the excess pressure of the buffer gas from the annulus of the methane-hole is reduced.
В конкретных случаях в качестве буферного газа используют нейтральный (инертный) газ, например азот или диоксид углерода, или смесь природного газа, например угольного метана с нейтральным газом, причем буферный газ, который стравливают из затрубного пространства метаноугольной скважины, в зависимости от его качественного или качественного и количественного состава направляют в факельную линию или в шлейф.In specific cases, a neutral (inert) gas, for example nitrogen or carbon dioxide, or a mixture of natural gas, for example carbon methane with a neutral gas, is used as a buffer gas, moreover, the buffer gas that is vented from the annulus of a methane-gas well, depending on its quality or qualitative and quantitative composition sent to the flare line or to the train.
Рекомендуется задавать темп стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины при вызове притока пластового флюида до начала поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта не более 0,3 МПа/сут, а после начала поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта - уменьшать указанный темп в 2-3 раза.It is recommended to set the rate of venting of the excess pressure of the buffer gas from the annular space of the methane-coal well when the influx of formation fluid before the start of coal methane from the productive coal seam starts is not more than 0.3 MPa / day, and after the start of the flow of coal methane from the productive coal seam to reduce the indicated rate 2-3 times.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
После завершения работ, связанных с перфорацией эксплуатационной колонны в интервале продуктивного угольного пласта, выполняют гидравлический разрыв последнего с целью стимуляции газоотдачи. Эксплуатационную колонну перед спуском в нее лифтовой колонны с погружным насосом тщательно промывают, чтобы удалить остатки технологической жидкости и твердые механические примеси (частицы проппанта, угля, цементного камня и т.д.), которые скапливаются в стволе и на забое после разрядки скважины в процессе осуществления гидравлического разрыва продуктивного угольного пласта. Для промывки эксплуатационной колонны предпочтительно использовать пластовую воду, откачиваемую из близлежащей метаноугольной скважины, которая эксплуатирует тот же продуктивный угольный пласт. При ее отсутствии можно использовать техническую воду (в случае если пластовая вода является пресной или слабоминерализованной).After completion of work related to the perforation of the production string in the interval of the productive coal seam, hydraulic fracturing of the latter is performed to stimulate gas recovery. The production casing is thoroughly washed before the elevator casing with the submersible pump is lowered to remove residual process fluid and solid mechanical impurities (particles of proppant, coal, cement stone, etc.) that accumulate in the wellbore and downhole after the discharge of the well during implementation of hydraulic fracturing of a productive coal seam. For flushing the production casing, it is preferable to use formation water pumped out from a nearby methane well that operates the same productive coal seam. In its absence, you can use industrial water (in the case if the produced water is fresh or slightly saline).
После промывки, перед спуском лифтовой колонны с погружным насосом, по установившемуся в эксплуатационной колонне уровню жидкости (пластовой или технической воды) рассчитывают величину гидростатического давления, которым уравновешивается пластовое давление, т.е. определяют исходную величину противодавления на вскрытый продуктивный угольный пласт.After washing, before lowering the elevator string with a submersible pump, the hydrostatic pressure value, which balances the reservoir pressure, is calculated according to the liquid level (formation or process water) established in the production string; determine the initial value of back pressure on the opened productive coal seam.
Затем в скважину на лифтовой колонне спускают погружной насос, который размещают ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны. Технические характеристики погружного насоса по напору должны обеспечивать возможность его надежной работы при выбранной глубине подвески в эксплуатационной колонне, а по производительности должны соответствовать максимальной величине прогнозируемого водопритока. После размещения погружного насоса в эксплуатационной колонне устье метаноугольной скважины герметизируют.Then, a submersible pump is lowered into the well on the elevator string, which is placed below the perforation interval of the production string. The technical characteristics of the submersible pump in terms of pressure should ensure the possibility of its reliable operation at the selected suspension depth in the production casing, and in terms of performance should correspond to the maximum value of the predicted water inflow. After placing the submersible pump in the production casing, the mouth of the methane-gas well is sealed.
Откачку жидкости из эксплуатационной колонны с помощью погружного насоса осуществляют одновременно с закачкой буферного газа под избыточным давлением в затрубное пространство метаноугольной скважины. Необходимо следить за тем, чтобы исходная величина противодавления на продуктивный угольный пласт сохранялась на протяжении всего процесса снижения уровня жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины до отметки, которая расположена ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны. При указанном снижении уровня жидкости исходная величина противодавления на продуктивный угольный пласт обеспечивается за счет суммарного воздействия столба жидкости, находящегося над ним, и газовой «пружины» в затрубном пространстве метаноугольной скважины. С этой целью необходимо оперативно отслеживать текущие значения как высоты столба жидкости над продуктивным угольным пластом, так и устьевого давления буферного газа в затрубном пространстве метаноугольной скважины.Liquid is pumped out of the production casing with the help of a submersible pump simultaneously with the injection of buffer gas under excess pressure into the annular space of the methane-gas well. It is necessary to ensure that the initial value of back pressure on the productive coal seam is maintained throughout the entire process of lowering the liquid level in the annular space of a methane-coal well to a mark that is located below the perforation interval of the production string. With the indicated decrease in the liquid level, the initial value of backpressure on the productive coal seam is ensured due to the total effect of the liquid column located above it and the gas "spring" in the annular space of the methane-gas well. For this purpose, it is necessary to quickly monitor the current values of both the height of the liquid column above the productive coal seam and the wellhead pressure of the buffer gas in the annular space of the methane coal well.
Контроль за положением уровня жидкости в эксплуатационной колонне можно осуществлять, например, с помощью размещенного на устье метаноугольной скважины эхолота-уровнемера. Если же погружной насос оборудован забойным манометром с проводным каналом связи, то проблема контроля уровня жидкости в эксплуатационной колонне, а также его поддержания на заданной отметке в значительной степени упрощается.Monitoring the position of the liquid level in the production casing can be carried out, for example, using an echo sounder-gauge located at the mouth of a methane-gas well. If the submersible pump is equipped with a downhole pressure gauge with a wired communication channel, then the problem of monitoring the liquid level in the production casing, as well as maintaining it at a given mark, is greatly simplified.
Контроль за величиной давления буферного газа в затрубном пространстве метаноугольной скважины в процессе его нагнетания или стравливания можно осуществлять с помощью устьевого манометра.Monitoring the value of the buffer gas pressure in the annular space of a methane-coal well during its injection or bleeding can be carried out using a wellhead pressure gauge.
В качестве буферного газа, который закачивается в затрубное пространство метаноугольной скважины, можно использовать либо нейтральный (инертный) газ, например азот или диоксид углерода, либо смесь нейтрального газа с природным газом, например с угольным метаном. С точки зрения безопасности выполняемых работ предпочтение следует отдавать нейтральному газу.As a buffer gas, which is pumped into the annular space of a methane-gas well, one can use either a neutral (inert) gas, for example nitrogen or carbon dioxide, or a mixture of a neutral gas with natural gas, for example, coal methane. From the point of view of the safety of work, preference should be given to neutral gas.
После того как уровень жидкости в затрубном пространстве метаноугольной скважины будет снижен до отметки, которая расположена ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, нагнетание буферного газа следует прекратить. В дальнейшем (т.е. в процессе освоения и эксплуатации скважины) достигнутый уровень жидкости необходимо поддерживать за счет оперативного управления производительностью погружного насоса.After the liquid level in the annular space of a methane-coal well is reduced to a mark that is located below the perforation interval of the production string, the injection of buffer gas should be stopped. In the future (i.e., during the development and operation of the well), the achieved fluid level must be maintained through the operational control of the performance of the submersible pump.
Достаточно очевидно, что для улучшения условий работы погружного насоса целесообразно как можно быстрее снизить уровень жидкости в эксплуатационной колонне до отметки, расположенной ниже интервала перфорации. При этом пластовый флюид (газожидкостная смесь, состоящая из угольного метана и пластовой воды), поступающий из продуктивного пласта в ствол метаноугольной скважины, под действием сил гравитации разделяется на жидкую и газовую составляющие. В результате этого на прием погружного насоса поступает дегазированная пластовая вода.It is quite obvious that to improve the operating conditions of the submersible pump, it is advisable to reduce the liquid level in the production casing as soon as possible to a mark located below the perforation interval. In this case, the formation fluid (a gas-liquid mixture consisting of coal methane and formation water), coming from the reservoir into the methane-well bore, is divided into liquid and gas components by gravity. As a result, degassed produced water is received at the submersible pump.
Вызов притока пластового флюида достигается путем постепенного уменьшения противодавления на продуктивный угольный пласт за счет плавного стравливания буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины. Выбор оптимального темпа снижения величины противодавления на продуктивный угольный пласт должен осуществляться перед началом освоения метаноугольной скважины. Плавное стравливание буферного газа из затрубного пространства метаноугольной скважины осуществляется с помощью устьевого регулируемого дросселя.The challenge of formation fluid inflow is achieved by gradually reducing the back pressure on the productive coal seam due to the smooth bleeding of the buffer gas from the annular space of the methane-coal well. The choice of the optimal rate of decrease in the back pressure on the productive coal seam should be carried out before the development of the methane-coal well. Smooth bleeding of the buffer gas from the annular space of the methane-hole is carried out using a wellhead adjustable throttle.
Согласно результатам анализа практического опыта добычи угольного метана, не следует допускать резкого снижения величины противодавления на продуктивный угольный пласт, т.к. это чревато негативными последствиями. Величину противодавления на продуктивный угольный пласт рекомендуется плавно снижать в две стадии: до начала поступления угольного метана из продуктивного угольного пласта (т.е. до начала десорбции угольного метана) с темпом не более 0,3 МПа/сут, а затем (т.е. после начала десорбции угольного метана) уменьшить темп в 2-3 раза.According to the results of the analysis of practical experience in the production of coal methane, one should not allow a sharp decrease in the back pressure on the productive coal seam, since it is fraught with negative consequences. The backpressure on the productive coal seam is recommended to be gradually reduced in two stages: before the start of coal methane production from the productive coal bed (i.e., before the start of carbon methane desorption) at a rate of not more than 0.3 MPa / day, and then (i.e. after the start of carbon methane desorption) reduce the rate by 2–3 times.
Поступление угольного метана из продуктивного угольного пласта (т.е. начало процесса десорбции угольного метана в продуктивном угольном пласте) достаточно просто можно определить на устье при помощи газоанализатора, регистрирующего изменение качественного или качественного и количественного состава буферного газа, который стравливается из затрубного пространства метаноугольной скважины. Возможен также отбор проб буферного газа на устье с последующим проведением их анализа.The intake of coal methane from a productive coal seam (i.e., the beginning of the process of desorption of coal methane in a productive coal seam) can be quite easily determined at the mouth using a gas analyzer that records the change in the qualitative or qualitative and quantitative composition of the buffer gas that is etched from the annular space of a coal mine . Sampling of buffer gas at the mouth is also possible, followed by analysis.
Если в качестве буферного газа используется нейтральный газ, то начало десорбции угольного метана в продуктивном угольном пласте можно определить по появлению и постепенному увеличению количественного показателя - концентрации угольного метана в буферном газе.If neutral gas is used as a buffer gas, the onset of carbon methane desorption in a productive coal seam can be determined by the appearance and gradual increase in a quantitative indicator - the concentration of coal methane in the buffer gas.
Если же буферный газ представляет собой смесь природного и нейтрального газов, то начало десорбции угольного метана в продуктивном угольном пласте можно определить как по изменению количественного показателя (концентрации метана или нейтрального газа в буферном газе), так и по изменению качественного показателя (состава газовой смеси буферного газа).If the buffer gas is a mixture of natural and neutral gases, then the start of desorption of coal methane in a productive coal seam can be determined both by a change in the quantitative indicator (concentration of methane or neutral gas in the buffer gas) and by a change in the qualitative indicator (composition of the buffer gas mixture gas).
В зависимости от состава буферного газа, стравливаемого из затрубного пространства метаноугольной скважины, он может быть направлен с устья скважины в факельную линию или в шлейф.Depending on the composition of the buffer gas, which is drained from the annular space of a methane-gas well, it can be directed from the wellhead to a flare line or to a plume.
К примеру, буферный газ, преимущественно состоящий из нейтрального газа, следует направлять в факельную линию. В шлейф буферный газ целесообразно направлять после того как содержание (концентрация) метана в нем приблизится к величине, характерной для природного газа, добываемого из скважин на данном метаноугольном месторождении. Как правило, содержание метана в указанном газе составляет от 90% (объемных) и выше.For example, a buffer gas, predominantly composed of neutral gas, should be directed to the flare line. It is advisable to send buffer gas to the loop after the methane content (concentration) in it approaches the value characteristic of natural gas produced from wells in a given methane field. Typically, the methane content in said gas is between 90% (volume) and higher.
Постепенное снижение величины противодавления на продуктивный угольный пласт продолжают до тех пор, пока в нем не начнет активно развиваться процесс десорбции угольного метана. Интенсивность упомянутого процесса с течением времени нарастает, поэтому в определенный момент (по достижению расчетной производительности метаноугольной скважины по газу) этап освоения метаноугольной скважины считается завершенным, после чего начинается этап ее эксплуатации.A gradual decrease in the back pressure on the productive coal seam is continued until the process of desorption of coal methane begins to actively develop in it. The intensity of the process increases over time, therefore, at a certain point (upon reaching the estimated productivity of a methane-coal well in gas), the stage of development of a methane-coal well is considered to be completed, after which the stage of its operation begins.
Источники информацииInformation sources
1. «A Guide To Coalbed Mehtane Operations», Chapters 6 and 7. Prepared by Gas Research Institute, USA, 1992, s.6-14, 6-15, 7-3, 7-4.1. “A Guide To Coalbed Mehtane Operations”, Chapters 6 and 7. Prepared by Gas Research Institute, USA, 1992, s.6-14, 6-15, 7-3, 7-4.
2. Патент РФ №2288350, Е21В 43/00, опубл. 27.11.2006 г. (прототип).2. RF patent No. 2288350, ЕВВ 43/00, publ. November 27, 2006 (prototype).
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011127522/03A RU2467162C1 (en) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | Method of developing methane-coal well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011127522/03A RU2467162C1 (en) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | Method of developing methane-coal well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2467162C1 true RU2467162C1 (en) | 2012-11-20 |
Family
ID=47323264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011127522/03A RU2467162C1 (en) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | Method of developing methane-coal well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2467162C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2663889C1 (en) * | 2017-07-25 | 2018-08-13 | Владимир Тимофеевич Хрюкин | Method of production of hydrocarbon gas from multiplate methano-deposit fields |
| CN114562233A (en) * | 2022-03-11 | 2022-05-31 | 重庆大学 | Coal bed gas mining drilling method based on interaction of superheated liquid flash boiling porous jet plumes |
| CN116411885A (en) * | 2021-12-31 | 2023-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | A coalbed methane well drainage gas recovery method and its application |
| RU2829283C1 (en) * | 2023-12-22 | 2024-10-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method for development of multi-hole coal-methane well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4687061A (en) * | 1986-12-08 | 1987-08-18 | Mobil Oil Corporation | Stimulation of earth formations surrounding a deviated wellbore by sequential hydraulic fracturing |
| RU2288350C2 (en) * | 2004-12-27 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Method for completion of methane-coal well |
| RU2288349C2 (en) * | 2004-12-27 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Method for finishing a methane-coal well |
| RU2301322C1 (en) * | 2005-10-13 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Plant for methane-and-coal hole development and produced gas conditioning |
| RU2382176C1 (en) * | 2008-08-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Underground equipment with device for cleaning of settling well of methane-coal hole during its development and maintenance |
| RU2388900C1 (en) * | 2008-12-01 | 2010-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Connections of wellhead and surface equipment of coal-methanol wells for accumulation of non-purified gas |
-
2011
- 2011-07-06 RU RU2011127522/03A patent/RU2467162C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4687061A (en) * | 1986-12-08 | 1987-08-18 | Mobil Oil Corporation | Stimulation of earth formations surrounding a deviated wellbore by sequential hydraulic fracturing |
| RU2288350C2 (en) * | 2004-12-27 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Method for completion of methane-coal well |
| RU2288349C2 (en) * | 2004-12-27 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Method for finishing a methane-coal well |
| RU2301322C1 (en) * | 2005-10-13 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" (ОАО "Газпром") | Plant for methane-and-coal hole development and produced gas conditioning |
| RU2382176C1 (en) * | 2008-08-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Underground equipment with device for cleaning of settling well of methane-coal hole during its development and maintenance |
| RU2388900C1 (en) * | 2008-12-01 | 2010-05-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Connections of wellhead and surface equipment of coal-methanol wells for accumulation of non-purified gas |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2663889C1 (en) * | 2017-07-25 | 2018-08-13 | Владимир Тимофеевич Хрюкин | Method of production of hydrocarbon gas from multiplate methano-deposit fields |
| CN116411885A (en) * | 2021-12-31 | 2023-07-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | A coalbed methane well drainage gas recovery method and its application |
| CN114562233A (en) * | 2022-03-11 | 2022-05-31 | 重庆大学 | Coal bed gas mining drilling method based on interaction of superheated liquid flash boiling porous jet plumes |
| CN114562233B (en) * | 2022-03-11 | 2023-12-12 | 重庆大学 | A drilling method for coalbed methane production using superheated liquid flash boiling porous jet plume interaction |
| RU2829283C1 (en) * | 2023-12-22 | 2024-10-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method for development of multi-hole coal-methane well |
| RU2836335C1 (en) * | 2024-04-16 | 2025-03-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method of increasing water and gas flow rate of horizontal coal-methane wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6672392B2 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| CN105569613B (en) | A coalbed methane extraction method for medium and high rank coal | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2467162C1 (en) | Method of developing methane-coal well | |
| CN114198071A (en) | Injection-production process for prolonging service life of coal bed gas production well group by injecting carbon dioxide | |
| CN109372474B (en) | A kind of coal bed gas and sandstone gas are the same as well flow string and recovery method | |
| US8708039B2 (en) | Producing gas and liquid from below a permanent packer in a hydrocarbon well | |
| CN104632195B (en) | A water-seeking pipe string and method for a gas-lift-aided horizontal well | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| CN203626820U (en) | A gas-lift flow-assisted horizontal well water-seeking string | |
| RU2768835C1 (en) | Method, device and system for extraction of residual oil contained in pores of oil reservoir using pressure varied with low frequency | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2598256C1 (en) | Method for hydrodynamic tests of exploitation well formation (versions) | |
| RU2011135865A (en) | METHOD FOR INSULATING FLOOR WATER FLOW IN DEPTH AND HORIZONTAL WELLS | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| RU2288350C2 (en) | Method for completion of methane-coal well | |
| RU2555718C1 (en) | Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation | |
| RU2380528C1 (en) | Oil or gas condensate field development method | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
| RU2256103C1 (en) | Method of operation of horizontal well ejector multifunctional formation tester | |
| RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
| RU2471975C2 (en) | Oil producing well development and operation method | |
| EA201501090A1 (en) | METHOD OF OIL PRODUCTION | |
| RU2793113C1 (en) | Method of extracting a packer from a well |