CN110005382A - 一种煤层气液态co2与活性水协同压裂工艺方法 - Google Patents
一种煤层气液态co2与活性水协同压裂工艺方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN110005382A CN110005382A CN201910303770.6A CN201910303770A CN110005382A CN 110005382 A CN110005382 A CN 110005382A CN 201910303770 A CN201910303770 A CN 201910303770A CN 110005382 A CN110005382 A CN 110005382A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- active water
- fracturing
- pressure
- pressure break
- injection
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 62
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 58
- 239000003245 coal Substances 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 49
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 title claims abstract description 24
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 38
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 24
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 8
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 17
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000000855 fungicidal effect Effects 0.000 description 1
- 239000000417 fungicide Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/164—Injecting CO2 or carbonated water
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
本发明提供一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，包括如下步骤：1)向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力；2)向油管注入氮气清洗压裂管道；3)向油管注入液态CO2进行压裂；4)向油管注入氮气清洗压裂管道；5)向油管注入活性水压裂液A进行压裂；6)向油管注入活性水压裂液B进行压裂。该方法先后注入液态CO2和活性水进行压裂，具备两种压裂方式的优点，增强煤储层压裂改造效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种非常规储层的压裂技术，尤其涉及一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，属于储层改造技术研究领域。
背景技术
煤层气(CBM)又称煤层瓦斯，是在成煤过程中形成并赋存于煤层中的一种非常规天然气。煤层气以甲烷为主要成分，在煤层中以吸附在煤表面、游离于煤孔隙中以及溶解于煤层水中三种方式赋存，其中大部分(70％～95％)吸附在煤岩孔隙内表面上。煤层气作为一种极有潜力的非常规油气资源，其勘探开发不仅可以缓解国家能源紧缺问题，还有助于减少煤矿瓦斯事故，具有极其重要的社会和经济意义。
我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量为36.81×1012m3，与常规天然气资源量(35×1012m3)相当，约占世界煤层气总资源的13％，紧随俄罗斯和加拿大位居世界第三位，开发利用前景广阔。我国煤层具有低压、低渗、低饱和、高变质程度的“三低一高”地质特征，煤层气井自然产能低，需要采取增产改造措施才能获得工业产能，而水力压裂是煤层气增产的首选方法和主要措施。据统计，美国90％以上的煤层气井是由水力压裂改造的，我国产气量在1000m3/d以上的煤层气井几乎都是通过水力压裂改造而获得。
目前普遍运用于煤层气的活性水压裂技术虽然具有低成本、安全、可操作性强、工艺适用范围广等优点，但其对储层伤害高、返排难、造缝单一等缺点突出，使得储层改造效果不佳。同活性水压裂相比，液态二氧化碳压裂具有破岩效率高、压裂缝网复杂、储层伤害小、返排容易、可置换出煤层中甲烷等众多优点，但其也存在滤失大、缝内压力低、改造裂缝宽度小、支撑剂携带和铺置困难、成本较高等缺点。若全程采用液态二氧化碳压裂，则提高施工成本，增加施工风险。因此，如何同时利用活性水压裂低成本、高安全和二氧化碳压裂低伤害、高返排的优点，增强储层的压裂改造效果、提高煤层气井产量是本领域亟待解决的技术问题。
发明内容
针对上述问题，本发明提供一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，该方法通过先注入液态CO2进行造缝增能，后注入活性水进行携砂和扩缝，从而结合两种压裂方式的优点，补足各自的不足，达到提高裂缝复杂程度、提升压裂液返排效率、增强压裂增产改造效果的目的。该方法适用于煤层气这类低压、低渗透非常规储层的压裂增产改造。
本发明提供一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，包括如下步骤：
1)步骤S101：向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力；
2)步骤S102：向油管注入氮气清洗压裂管道；
3)步骤S103：向油管注入液态CO2进行压裂；
4)步骤S104：向油管注入氮气清洗压裂管道；
5)步骤S105：向油管注入活性水压裂液A进行压裂；
6)步骤S106：向油管注入活性水压裂液B进行压裂；
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述压裂过程分为先注入的液态CO2压裂和后注入的活性水压裂两个核心部分，且顺序不可颠倒。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，依据目标储层破裂压力、油管壁厚、油管尺寸及油管抗内压强度，确定所述保持油套环空压力的大小。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述活性水压裂液A为煤层气常用的活性水压裂液。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述活性水压裂液B包括活性水压裂液A和支撑剂。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述支撑剂为陶粒或者石英砂。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，所述支撑剂的浓度为200～600kg/m3。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S101所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～6000sm3。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S102所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～4000sm3。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S103所述注入液态CO2排量为2～4m3/min，注入液量为50～300m3，注入压力低于56MPa。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S104所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～4000sm3。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S105所述注入活性水A排量为4-10m3/min，注入液量为100～500m3，注入压力低于56MPa。
如上所述的一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其中，步骤S106所述注入活性水B排量为4-10m3/min，注入液量为150～500m3，注入压力低于56MPa。
本发明的实施至少具有以下优势：
1.本发明的煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，不仅具有液态CO2压裂缝网复杂程度高、造缝效果好、储层污染小、返排率高等优点，还具有活性水压裂工艺简单成熟、安全性高、成本低等优点，综合优势明显，有效提高煤层气储层改造效果。
2.本发明的煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，区别于混合式注入CO2压裂，先注入液态CO2，CO2与岩石接触时间更长，作用范围更广，改造效果更佳。
附图说明
图1为本发明一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法的流程图。
具体实施方式
下面将结合实施例，对本发明进行详细说明。
图1为本发明一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法的流程图。如图1所示，本发明方法包括如下步骤：
步骤S101：向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力。
先打开封隔器反循环阀，套管注入氮气，反循环顶替油套环空液体，顶替结束后关闭封隔器循环阀。
其中，油套环空中液体不耐低温，后续注入液态CO2时会使其凝固结冰，导致油管外压力降低，使油管存在损坏的风险，严重时会引发施工事故，故需要用氮气将油套环空中液体驱替。
驱替结束后，继续注入氮气保持油套环空压力，维护油管安全。氮气压力大小需要依据目标储层破裂压力、油管壁厚、油管尺寸及油管抗内压强度等确定共同确定。
步骤S102：向油管注入氮气清洗压裂管道。
其中，采用高排量向油管注入氮气，清洗油管中液体，防止低温的液态CO2使油管中液体结冰，从而增大施工压力，影响压裂作业。
步骤S103：向油管注入液态CO2进行压裂。
其中，液态CO2的摩擦阻力很高，井口压力较大，施工时需注意井口装置压力限制要求。
其中，液态CO2进入地层会受热膨胀，占据优势孔隙和微裂隙，压裂后部分液态CO2气化并回流到井筒，有利于抑制含水饱和度的上升，消除裂缝面周围相对渗透率的损害，同时也有利于提高压裂后洗井排液速度和返排率。
步骤S104：向油管注入氮气清洗压裂管道。
其中，采用高排量向油管注入氮气，顶替清洗油管中的液态CO2，为注入活性水压裂做好准备。
步骤S105：向油管注入活性水压裂液A进行压裂。
其中，活性水压裂液A为煤层气压裂常用活性水压裂液，主要成分有清水、降阻剂、杀菌剂等。
采用高排量向油管注入活性水压裂液A，使得液态CO2压裂造成的裂缝进一步扩展变宽，为支撑剂输送铺置做准备。
步骤S106：向油管注入活性水压裂液B进行压裂。
其中，活性水压裂液B由活性水压裂液A和支撑剂组成。煤层气常用支撑剂为陶粒和石英砂，陶粒为40-70目，石英砂为70-140目。
其中，注入完活性水压裂液B后，需注入一段顶替液，防止支撑剂在井筒中堆积，堵塞储层。
至此，完成整个煤层气液态CO2与活性水协同压裂施工过程。本发明方法中，
CO2先进入煤层，占据孔隙空间，增加煤层能量，置换煤层甲烷，为后续活性水压裂开辟复杂裂缝通道，增强整体改造效果。
Claims (13)
1.一种煤层气液态CO2与活性水协同压裂工艺方法，其特征在于，包括如下步骤：
1)步骤S101：向套管注入氮气驱替油套环空内液体并保持油套环空压力；
2)步骤S102：向油管注入氮气清洗压裂管道；
3)步骤S103：向油管注入液态CO2进行压裂；
4)步骤S104：向油管注入氮气清洗压裂管道；
5)步骤S105：向油管注入活性水压裂液A进行压裂；
6)步骤S106：向油管注入活性水压裂液B进行压裂。
2.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，所述压裂过程分为先注入的液态CO2压裂和后注入的活性水压裂两个核心部分，且顺序不可颠倒。
3.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，依据目标储层破裂压力、油管壁厚、油管尺寸及油管抗内压强度，确定所述保持油套环空压力的大小。
4.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，所述活性水压裂液A为煤层气常用的活性水压裂液。
5.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，所述活性水压裂液B包括活性水压裂液A和支撑剂。
6.根据权利要求5所述的压裂设计方法，其特征在于，所述支撑剂为陶粒或者石英砂。
7.根据权利要求6所述的压裂设计方法，其特征在于，所述支撑剂的浓度为200～600kg/m3。
8.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，步骤S101所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～6000sm3。
9.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，步骤S102所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～4000sm3。
10.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，步骤S103所述注入液态CO2排量为2～4m3/min，注入液量为50～300m3，注入压力低于56MPa。
11.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，步骤S104所述注入氮气排量为180-300sm3/min，注入气量为2000～4000sm3。
12.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，步骤S105所述注入活性水A排量为4-10m3/min，注入液量为100～500m3，注入压力低于56MPa。
13.根据权利要求1所述的压裂设计方法，其特征在于，步骤S106所述注入活性水B排量为4-10m3/min，注入液量为150～500m3，注入压力低于56MPa。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910303770.6A CN110005382B (zh) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | 一种煤层气液态co2与活性水协同压裂工艺方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910303770.6A CN110005382B (zh) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | 一种煤层气液态co2与活性水协同压裂工艺方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN110005382A true CN110005382A (zh) | 2019-07-12 |
| CN110005382B CN110005382B (zh) | 2021-08-06 |
Family
ID=67172223
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910303770.6A Active CN110005382B (zh) | 2019-04-16 | 2019-04-16 | 一种煤层气液态co2与活性水协同压裂工艺方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN110005382B (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110735622A (zh) * | 2019-11-27 | 2020-01-31 | 太原理工大学 | 一种超临界co2和水复合压裂开采煤层气的方法和装置 |
| CN112377166A (zh) * | 2020-12-14 | 2021-02-19 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏氮气辅助二氧化碳压裂与开发一体化方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4042029A (en) * | 1975-04-25 | 1977-08-16 | Shell Oil Company | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs |
| WO2010030263A1 (en) * | 2008-09-15 | 2010-03-18 | Denyse Claire Dubrucq | Harvesting hydrocarbons from coal, shale, peat and landfill seams |
| CN103256025A (zh) * | 2013-05-22 | 2013-08-21 | 赵昱 | 一种复合井网式煤层气开采方法 |
| CN104564000A (zh) * | 2014-11-18 | 2015-04-29 | 河南方舟新能源股份有限公司 | 煤层气井活性水-氮气泡沫复合压裂增产方法 |
| CN105888641A (zh) * | 2016-04-08 | 2016-08-24 | 北京纽荷瑞晨能源技术有限公司 | 一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法 |
| CN106837268A (zh) * | 2017-02-14 | 2017-06-13 | 四川洁能锐思石油技术有限公司 | 控水注气采油一体化增产方法 |
| CN108278936A (zh) * | 2018-01-24 | 2018-07-13 | 西安科技大学 | 井下煤层液态二氧化碳致裂增渗***及方法 |
| CN108729897A (zh) * | 2018-05-22 | 2018-11-02 | 中国石油大学(北京) | 一种二氧化碳–滑溜水间歇式混合压裂设计方法 |
-
2019
- 2019-04-16 CN CN201910303770.6A patent/CN110005382B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4042029A (en) * | 1975-04-25 | 1977-08-16 | Shell Oil Company | Carbon-dioxide-assisted production from extensively fractured reservoirs |
| WO2010030263A1 (en) * | 2008-09-15 | 2010-03-18 | Denyse Claire Dubrucq | Harvesting hydrocarbons from coal, shale, peat and landfill seams |
| CN103256025A (zh) * | 2013-05-22 | 2013-08-21 | 赵昱 | 一种复合井网式煤层气开采方法 |
| CN104564000A (zh) * | 2014-11-18 | 2015-04-29 | 河南方舟新能源股份有限公司 | 煤层气井活性水-氮气泡沫复合压裂增产方法 |
| CN105888641A (zh) * | 2016-04-08 | 2016-08-24 | 北京纽荷瑞晨能源技术有限公司 | 一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法 |
| CN106837268A (zh) * | 2017-02-14 | 2017-06-13 | 四川洁能锐思石油技术有限公司 | 控水注气采油一体化增产方法 |
| CN108278936A (zh) * | 2018-01-24 | 2018-07-13 | 西安科技大学 | 井下煤层液态二氧化碳致裂增渗***及方法 |
| CN108729897A (zh) * | 2018-05-22 | 2018-11-02 | 中国石油大学(北京) | 一种二氧化碳–滑溜水间歇式混合压裂设计方法 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110735622A (zh) * | 2019-11-27 | 2020-01-31 | 太原理工大学 | 一种超临界co2和水复合压裂开采煤层气的方法和装置 |
| CN112377166A (zh) * | 2020-12-14 | 2021-02-19 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏氮气辅助二氧化碳压裂与开发一体化方法 |
| CN112377166B (zh) * | 2020-12-14 | 2021-11-09 | 西南石油大学 | 一种页岩油藏氮气辅助二氧化碳压裂与开发一体化方法 |
| US11371328B1 (en) | 2020-12-14 | 2022-06-28 | Southwest Petroleum University | Integrated method for nitrogen-assisted carbon dioxide fracturing and development of shale oil reservoirs |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN110005382B (zh) | 2021-08-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102913221B (zh) | 一种低渗储层的体积改造工艺 | |
| US11408264B2 (en) | Volumetric fracturing method of temporarily plugging and diverting through functional slick water with oil displacement agent injected simultaneously | |
| CN107905844B (zh) | 盐矿老腔全采动空间注气排卤方法 | |
| CN102733789B (zh) | 深层稠油油藏厚砂岩储层层内水力分段压裂施工增产方法 | |
| CN112878978B (zh) | 一种煤炭地下气化的超临界水压裂增效制氢方法 | |
| CN107255027A (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN106761606B (zh) | 对称式布缝的异井异步注co2采油方法 | |
| CN105604534A (zh) | 用于煤层气储层增产的水力波及压裂工艺方法 | |
| CN110671145A (zh) | 一种大采宽厚煤层开采复合注浆方法 | |
| CN103590801A (zh) | 一种煤层气水平井氮气泡沫压裂开采技术 | |
| CN107654215B (zh) | 一种把煤层气井改造为煤系气井的方法 | |
| CN106761612B (zh) | 拉链式布缝的双压裂水平井异井异步注水采油方法 | |
| CN104879159A (zh) | 一种松软煤层回采工作面增透抽采瓦斯的装置及其方法 | |
| CN102678092A (zh) | 一种井上下联合施工煤与煤层气共采的方法 | |
| CN112240182B (zh) | 非常规油藏采收率提高方法及*** | |
| CN107246254A (zh) | 一种煤系气u型井钻进及开发方法 | |
| CN110005382A (zh) | 一种煤层气液态co2与活性水协同压裂工艺方法 | |
| CN104265254A (zh) | 深层超稠油多段塞注油溶性降粘剂和液态co2采油工艺方法 | |
| CN114542164A (zh) | 一种深部煤层流态化煤与煤层气共采及co2储集一体化方法 | |
| CN111894530A (zh) | 一种海底可燃冰充填开采装置及其开采方法 | |
| CN114135265B (zh) | 一种海上油田低渗储层低成本高效改造工艺方法 | |
| CN114876438A (zh) | 一种充填式煤原位制氢的煤炭开采方法 | |
| CN104612649A (zh) | 低压低渗透储层煤层气井化学增透压裂增透增产方法及其设备 | |
| CN113187456A (zh) | 一种用于老井增能集团重复压裂的工艺流程 | |
| CN105715245A (zh) | 低渗低压煤层气储层氮气饱和水力压裂工艺 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |