Внедрение ударно-вращательного способа бурения и эффективных методов геолого-промысловых исследований при разведке метаноугольных месторождений (2014)
Представлен научно-практический подход, базирующийся на комплексном внедрении технологии ударно-вращательного бурения скважин на площадях Кузнецкого угольного бассейна с последующим проведением гидродинамических исследований фильтрационных характеристик угольных пластов на неустановившихся режимах фильтрации пластового флюида. Предложенный комплекс позволяет обеспечить эффективность геологоразведочных работ, повысить качество получения данных геолого- промысловых характеристик пластов для последующего выбора объектов при подсчете запасов метана угольных пластов.
Добыча метана угольных пластов – шаг к комплексной разработке угольных месторождений (2012)
Приведена краткая характеристика метаноугольных месторождений, указаны необходимые геологические, технологические и экономические условия их разработки, а также отличительные особенности эксплуатации скважин для добычи метана угольных пластов (МУП). Освещен мировой опыт промышленной добычи МУП. Приведены данные минерально-сырьевой базы МУП мира и России. Раскрыт потенциал угольных басссейнов и месторождений России как базы для развертывания широкомасштабной добычи МУП. На примере опытной комплексной разработки месторождений Кузбасса показаны перспективность и целесообразность заблаговременного извлечения метана из угольных пластов.
Методические подходы к построению геолого-гидродинамических моделей для оценки снижения газоносности угольных пластов при проектировании заблаговременной дегазации шахтных полей (2022)
Аннотация: При добыче угля одной из основных проблем высокопроизводительной и безопасной разработки газоносных угольных пластов является проблема поддержания безопасной концентрации метана в атмосфере горных выработок. Одним из направлений повышения безопасности и эффективности рационального комплексного освоения угольных месторождений является заблаговременная дегазация шахтных полей скважинами, пробуренными с поверхности. Для проектирования заблаговременной дегазации шахтных полей возможно применение трехмерных геолого-фильтрационных моделей, позволяющих детально описывать процессы миграции флюида в пласте. Геолого-гидродинамические модели позволяют оценивать снижение газоносности угольных пластов при отборе метана из угольных пластов во времени. Продолжительность заблаговременной дегазации определяется временем достижения планируемых уровней остаточной газоносности угольных пластов в контуре горных работ до начала их разработки. Ключевым вопросом в улучшении качества моделей и повышении эффективности их использования является разработка методики построения геолого-гидродинамических моделей. В настоящей работе предложена методика построения геолого-гидродинамических моделей для контроля снижения уровней газоносности угольных пластов при заблаговременной дегазации шахтных полей скважинами, пробуренными с поверхности. Анализ полученных результатов подтверждает возможность применения геолого-гидродинамической модели для анализа состояния выработки по газу проектного пласта на участках заблаговременной дегазации. Гидродинамическая модель (ГДМ) позволяет определить скорости снижения газоносности, остаточные запасы метана в угольных пластах, застойные зоны, наиболее продуктивные пропластки в геологическом разрезе. Применение геолого-гидродинамических моделей с учетом представленной методики дает не только качественную, но и количественную характеристику объекта и детальное изменение его геолого-промысловых характеристик во времени, что позволит дополнительно контролировать процесс ведения очистных работ.
К выбору оптимальной стратегии начальной стадии освоения скважины, пробуренной в угольном пласте (2023)
Аннотация: В настоящей работе теоретически рассмотрена начальная стадия освоения метаноугольной скважины, когда давление в скважине выше, чем давление начала десорбции метана. Эта стадия относительно просто и надежно может быть смоделирована с помощью численного решения уравнения переноса. Численный анализ поля давления в угольном пласте проводится с учетом изменения трещиноватой пористости и проницаемости пласта при понижении давления. В сочетании с полевыми данными по давлению и дебиту воды, полученными на начальном этапе освоения скважины, численное моделирование может уточнить свойства угольного резервуара и выбрать оптимальную стратегию дальнейшего освоения скважины. Abstract: This paper theoretically examines the initial stage of development of a coal-methane well, when the pressure in the well is higher than the pressure at the beginning of methane desorption. This stage can be relatively simply and reliably modeled using a numerical solution of the transport equation. Numerical analysis of the pressure field in a coal seam is carried out taking into account changes in fractured porosity and permeability of the formation with decreasing pressure. In combination with field data on water pressure and flow rate obtained at the initial stage of well development, numerical modeling can clarify the properties of a coal reservoir and select the optimal strategy for further development of the well. For citation: Shishlyaev V. V., Shvachko E. V., Vasiliev A. N., Pimenov V. P. Towards the selection of the optimalstrategy for the initial stage of development of a well drilled in a coal seam. Scientific journal of the Russian gassociety. 2023;5(41):40-49. (In Russ.). EDN HVXKWM
Приближенное численное моделирование добычи метана из угольного пласта (2024)
Аннотация: Важным этапом разработки метаноугольных месторождений является выбор наиболее перспективных пластов в угленосном разрезе, предварительная оценка дебитов газа и продолжительности добычи. Эффективным способом решения этих задач является численное моделирование процесса добычи метана, который зависит от очень многих параметров: газоносности пласта, параметров изотермы Ленгмюра, характерного времени десорбции метана, трещинной пористости, проницаемости и сжимаемости угольного пласта, зависимости пористости и проницаемости от давления, размеров области дренирования и способа интенсификации притока (горизонтальная скважина, трещина ГРП). На предварительном этапе необходимо провести численное моделирование очень большого количества провести численное моделирование очень большого количества вариантов задачи, что сложно сделать с помощью трехмерных гидродинамических симуляторов. В данной статье приведены результаты разработки приближенных 1D и 2D моделей добычи метана из угольных пластов с помощью вертикальных, горизонтальных скважин, а также с помощью трещины ГРП, которые могут быть использованы в инженерных приложениях. Проведено сравнение моделей добычи газа с помощью горизонтальной скважины и трещины ГРП, скважины с эффективным радиусом и трещины ГРП. Показано, что комбинация 1D и 2D моделей может быть использована для приближенного моделирования трехмерного (в общем случае) течения флюидов в угольном пласте. Разработана приближенная модель основной стадии добычи метана из угольного пласта. Показано, что задача может быть сведена к решению уравнения для распределения давления в резервуаре. В этом случае дебит газа и продолжительность основной стадии добычи определяются скоростью фильтрации газа, выделившегося при дегазации угля, газоносностью и изотермой Ленгмюра. Abstract: An important stage in the development of methane-coal deposits is the selection of the most promising seams in the coal-bearing section, a preliminary assessment of gas flow rates and production duration. An effective way to solve these problems is numerical modeling of the methane extraction process, which depends on many parameters: gas content of the formation, parameters of the Langmuir isotherm, characteristic time of methane desorption, fracture porosity, permeability and compressibility of the coal seam, dependence of porosity and permeability on pressure, dimensions of the drainage area and inflow stimulation method (horizontal well, hydraulic fracture). At the preliminary stage, it is necessary to carry out numerical modeling of a very large number of variants of the problem, which is difficult to do using three-dimensional hydrodynamic simulators. This article presents the results of the development of approximate 1D- and 2D-models of methane production from coal seams using vertical, horizontal wells, as well as using hydraulic fractures, which can be used in engineering applications. A comparison was made of gas production models using a horizontal well and a hydraulic fracture, a well with an effective radius and a hydraulic fracture. It is shown that a combination of 1D- and 2D-models can be used for approximate modeling of three-dimensional (in the general case) fluid flow in a coal seam. An approximate model of the main stage of methane production from a coal seam has been developed. It is shown that the problem can be reduced to solving an equation for pressure distribution in a tank. In this case, the gas flow rate and the duration of the main stage of production are determined by the filtration rate of the gas released during coal degassing, gas content and the Langmuir isotherm. For citation: Shishlyaev V. V., Shvachko E. V., Vasiliev A. N., Pimenov V. P. Аpproximate numerical modeling ofmethane production from coal seam. Scientific Journal of the Russian Gas Society. 2024;2(44):38-48. (In Russ.). EDN AITWIL
Цифровой двойник скважин - инструмент оптимизации процесса проектирования и строительства (2024)
Аннотация: При освоении углеводородных месторождений используется множество типов различающихся по масштабу покрытия цифровых двойников: отдельного нефтегазопромыслового оборудования, всего процесса строительства объекта или месторождения. Цифровой двойник скважины - это виртуальный аналог реального объекта, воспроизводящий его состояние в разные моменты жизненного цикла. Виртуальный аналог представляет собой структурированный массив данных, полученных в период проектирования, бурения, освоения и эксплуатации скважины. Качественное наполнение цифрового двойника объективной информацией позволяет повысить эффективность производственных процессов и достоверность прогнозов режимов работы скважины. В статье рассмотрены вопросы внедрения цифровых двойников в качестве инструмента оптимизации процесса проектирования и строительства скважин для достижения проектного уровня дебита углеводородов и его сохранения на протяжении жизненного цикла скважины с учетом задачи снижения (минимизации) капитальных затрат. Решение проблемы состоит в максимальной синхронизации технико-технологических процессов разработки и проектов строительства скважин. При проектировании работ, а также формировании и развитии цифрового двойника объекта предлагается использование отечественного программного комплекса «Проектирование скважин». Программное обеспечение позволяет проводить оперативную корректировку режимов бурения, сопоставление проектных решений с показателями бурения в реальном времени и, как следствие, пополнение цифровой модели фактическими данными.