CN115124990B - 一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法 - Google Patents
一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115124990B CN115124990B CN202210713417.7A CN202210713417A CN115124990B CN 115124990 B CN115124990 B CN 115124990B CN 202210713417 A CN202210713417 A CN 202210713417A CN 115124990 B CN115124990 B CN 115124990B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- coal seam
- clean
- coal
- nutrient
- working solution
- 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.)
- Active
Links
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 title claims abstract description 117
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 90
- 239000012224 working solution Substances 0.000 title claims abstract description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000005065 mining Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims abstract description 197
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims abstract description 51
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 34
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 31
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229940041514 candida albicans extract Drugs 0.000 claims abstract description 8
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000012138 yeast extract Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000012137 tryptone Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical group [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 28
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 23
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 20
- MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N cocamidopropyl betaine Chemical compound CCCCCCCCCCCC(=O)NCCC[N+](C)(C)CC([O-])=O MRUAUOIMASANKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 229940073507 cocamidopropyl betaine Drugs 0.000 claims description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 15
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 14
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 13
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 239000002802 bituminous coal Substances 0.000 claims description 12
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- DAJSVUQLFFJUSX-UHFFFAOYSA-M sodium;dodecane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCS([O-])(=O)=O DAJSVUQLFFJUSX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical group Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical group [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 claims description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 5
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 5
- 239000006174 pH buffer Substances 0.000 claims description 3
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 claims description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 abstract description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract 1
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 abstract 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 abstract 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 abstract 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 abstract 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 abstract 1
- 229910000403 monosodium phosphate Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 235000019799 monosodium phosphate Nutrition 0.000 abstract 1
- AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M sodium dihydrogen phosphate Chemical compound [Na+].OP(O)([O-])=O AJPJDKMHJJGVTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 62
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 8
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 8
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 6
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 5
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 4
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 4
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 3
- 230000004083 survival effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012258 culturing Methods 0.000 description 2
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 2
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 2
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 239000002068 microbial inoculum Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 235000016709 nutrition Nutrition 0.000 description 1
- 230000035764 nutrition Effects 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000012216 screening Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- 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
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
- Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
Abstract
本发明涉及一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法。清洁营养基工作液包括清洁压裂液、营养液和水；清洁压裂液包括粘弹性表面活性剂、粘弹性激活剂和反离子助剂；营养液包括碳酸氢钠、磷酸二氢钠、氯化铵、氯化钙、硫酸镁、醇类、酵母提取物和胰蛋白胨。本发明还提供了一种清洁营养基工作液开采煤层气的方法，如下：将清洁营养基工作液注入煤层中，使清洁压裂液对煤层进行全面增透；开展焖井工作，通过营养液与煤层中的原位微生物相接触，使原位微生物改造煤层；监测到甲烷气体含量超过30%时，抽采煤层气。本发明解决外源微生物引入导致的环境污染，以及营养液注入范围小、压裂液改造煤层孔裂隙闭合快、导流能力差、煤层气产量低等问题。
Description
技术领域
本发明涉及煤层气开采技术领域，具体涉及一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法。
背景技术
煤层气(主要成分为甲烷)是一种储藏于煤层中的非常规天然气，是一种低碳、清洁能源。与其他化石能源相比，产生相同热值的情况，CH4燃烧产生的温室气体CO2是最少的，CH4燃烧效率高且几乎没有污染物质产生。所以开发和利用煤层气对改善温室效应和环境污染问题具有重要意义。
煤层气主要是由煤层中存在的微生物将煤体降解转化产生的。当前我国煤矿资源整合和安全开采，永久性关闭煤矿数量在逐年增加。而这些关闭的矿井储存着大量的煤和煤层气资源。
近年来，在煤层气开采中，自微生物增产煤层气的方法提出后，国内外很多学者都致力于改良现阶段的增产技术，如CN 101922287公开了利用培养液培育激活煤层菌群，使井下甲烷菌群转化为甲烷的方法；CN 102559772公开了利用发酵罐发酵培养增产煤层气的微生物，将发酵液(外源微生物和营养液)注入煤层增产煤层气的方法；CN 102559772公开了利用原位电刺激沉积层中的微生物，然后从地层中抽采煤层气的方法；CN 105063093公开了利用筛选、驯化、富集混合菌剂注入煤层生产煤层气等的方法。
其中，利用培养液培育激活煤层菌群和利用外源微生物注入煤层增产煤层气的应用比较广泛。但仍然存在不足之处，具体包括：1)外源菌在实际煤层环境下生存率无法控制； 2)外源菌引入对当地环境可能造成污染，破坏生态；3)各功能菌群数量难以平衡导致甲烷菌产气效率低，不能持续产气；4)微生物将煤降解转化为煤层气过程缓慢，导致发展速度受到制约。
另外，烟煤占我国煤碳资源总量50％以上，微生物所能利用的养分较少，现有技术很难实现利用微生物增产煤层气。再则，我国大多数煤层是低透气性煤层，单纯将培养液注入煤层会使得培养液聚集，不能有效向周围扩散，导致作用范围小、产气量和产气速率非常缓慢。并且，煤层由于透气性差和松软的特点，即使使用压裂液压裂后裂缝的导流能力依旧较差，从而会使得抽采速率快速下降，导致煤层气抽采效率低下。因此，能否有效解决以上问题是利用微生物高效增产煤层气的关键。
发明内容
本发明的目的在于提供一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法，以解决现有技术中，利用外源微生物注入煤层增产煤层气，存在外源微生物的生存率无法控制和影响生态环境的问题，还可以解决外源微生物的营养液在低透气煤层中易聚集，不能有效向周围扩散，导致外源微生物的作用范围小、产气量和产气速率缓慢的问题，以及压裂液压裂后裂缝的导流能力依旧差的问题。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
一种清洁营养基工作液，包括清洁压裂液、营养液和水；
所述清洁压裂液包括浓度为4～25g/L的粘弹性表面活性剂、0～10g/L的粘弹性激活剂和 10～35g/L的反离子助剂；
所述营养液包括浓度为0.1～2g/L的NaHCO3、1～3g/L的NaH2PO4、0.5～5g/L的NH4Cl、 0.1～3g/L的CaCl2、0.1～2g/L的MgSO4·7H2O、1～25g/L的醇类、0.5～10g/L的酵母提取物和1～10g/L的胰蛋白胨。
优选的，所述粘弹性表面活性剂包括十六烷基三甲基氯化铵(CTAC)、十八烷基三甲基氯化铵(STAC)、椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)和十二烷基磺酸钠(SDS)中的一种或多种；
所述粘弹性激活剂为水杨酸钠(Nasal)；
所述反离子助剂为氯化钾；
所述醇类为一元醇，所述一元醇包括甲醇、乙醇和丙醇中的一种或多种。
其中，一元醇能促进微生物降解煤，将煤转化为绿色产物，同时还能作为中间底物促进甲烷生成，且价格低廉。
优选的，所述清洁营养基工作液还包括pH缓冲液，所述pH缓冲液为盐酸或氢氧化钠溶液，浓度为1mol/L。
其中，pH缓冲剂的作用在于调节清洁压裂液的pH值，使得清洁营养基工作液注入煤层后，与煤层中的液体混合后的pH值在7左右，从而有效保证了目标煤层中原位微生物的生长。
本发明还提供了一种清洁营养基工作液开采煤层气的方法，包括以下步骤：
S1、选取目标煤层，采用水力化压裂技术将清洁营养基工作液注入目标煤层中，使清洁营养基工作液中的清洁压裂液对目标煤层进行全面增透，形成煤体裂隙网络；
S2、开展焖井工作，通过清洁营养基工作液中的营养液与目标煤层中的原位微生物相接触，使原位微生物改造目标煤层，以增加目标煤层的孔裂隙、强化裂隙形态和强度；
S3、监测到甲烷气体含量超过30％时，抽采煤层气，即可。
优选的，包括以下步骤：
S1、对煤层进行地质探测，以非构造区且坚固性系数f>0.3的煤层作为目标煤层；
根据目标煤层的煤体变质程度、煤层温度和pH值，选取相应的清洁营养基工作液，根据水力化压裂技术要求，开展钻井工艺，然后采用水力化压裂技术将清洁营养基工作液注入目标煤层中；
S2、开展焖井工作，并使流动通道为开启状态和原位微生物快速发酵繁殖，然后往井中注入二氧化碳，为原位微生物提供养料，同时驱替甲烷；
当监测到甲烷气体含量达到30％以上时，安装抽采煤层气***，抽采煤层气，即可。
其中，非构造区包括非褶皱、非断层区。
优选的，所述S1中，水力化压裂技术为水力化体积压裂技术；
目标煤层包括低阶煤层和高阶煤层，所述低阶煤层包括褐煤和亚煤，所述高阶煤层包括烟煤。
其中，水力化体积压裂技术，在地质探测时，需获取煤层厚度、煤层产状参数来选取水力化体积压裂技术的具体参数。
水力化体积压裂技术的施工工艺主要为：1.首先从地面到压裂目标煤层钻取垂直主井； 2.从垂直主井处的目标煤层布置辐射形压裂分支井，长度为100m～150m，形成压裂面；3. 对于煤层厚度d>8m特厚煤层，纵向上需布置多层压裂面，从而形成体积压裂。其中压裂面层数k≈(d-2)/1.5+1，d为煤层厚度，压裂面距离上下顶底板大于0.5～1m。
优选的，当目标煤层为高阶煤层，煤层温度≦50℃时，以十六烷基三甲基氯化铵(CTAC)、水杨酸钠和氯化钾作为清洁压裂液，煤层温度>50℃时，以十八烷基三甲基氯化铵(STAC)、椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)、水杨酸钠和氯化钾作为清洁压裂液；
当目标煤层为低阶煤层时，以椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)、十二烷基磺酸钠(SDS)和氯化钾作为清洁压裂液。
优选的，所述S1中，开展钻井工艺中，需采用高钢级套管，并用水泥来封固套管和井壁以加强固井工艺，使清洁压裂液在套管中流通。确保焖井工作的成功。
优选的，所述S2中，低阶煤层的焖井时间为25～60天，高阶煤层的焖井时间为40～90 天；
在焖井过程中每隔5～8天，需向目标煤层中补注清洁营养基工作液，以维持清洁营养基工作液在裂缝中的压力，使裂缝一直处于打开状态，并使原位微生物与营养液充分接触繁殖。
其中，在焖井过程中，每隔5-8天(实际天数根据观测井下压力值确定)需向目标煤层补注清洁营养基工作液维持清洁营养基工作液在裂缝中的压力，保证了裂缝一直处于打开状态，使得清洁营养基工作液向周围煤体扩散，从而扩大作用范围，同时保证了原位微生物与营养液充分接触繁殖，使煤转化为甲烷，且通过矿化作用在裂缝面和煤体中形成矿物结晶。
优选的，所述S2中，抽采煤层气***包含抽放管、流量计和阀门，通过观察流量计来反映煤层气的流量。
本发明的有益效果：
1)本发明的清洁营养基工作液通过选用粘弹性表面活性剂、粘弹性激活剂和反离子助剂作为清洁压裂液，同时加入营养液制成清洁营养基工作液，然后利用水力化压裂技术注入煤层中，利用粘弹性表面活性剂的粘度高、摩阻低、湿润性好、清洁无污染、造缝效果好的特性，对目标煤层进行全面增透，形成煤体大范围裂隙网络，保证了煤层气的顺利抽采；同时，通过无外源微生物的营养液与煤层中的原位微生物充分接触，为原位微生物提供快速繁殖的养分和场所，提高了煤炭转化煤层气的效率，且原位微生物快速繁殖改造煤层，增加了煤层孔裂隙并强化裂隙形态、强度和渗流能力，从而提高了导流能力，通过清洁压裂液与营养液对煤层改造的双向耦合，大大提高了煤层气的产量。解决了利用外源微生物注入煤层增产煤层气，存在外源微生物的生存率无法控制和影响生态环境的问题，还解决了外源微生物的营养液在低透气煤层中易聚集，不能有效向周围扩散，导致外源微生物的作用范围小、产气量低和产气速率缓慢的问题，以及现有压裂液压裂后裂缝的导流能力依旧差、现有压裂液改造煤层孔裂隙闭合快的问题；
2)本发明的清洁营养基工作液用于开采煤层气，经过试验表明，清洁营养基工作液改造煤层后，煤层的平均孔面积得到了大幅度增加，且煤层的渗透率得到了明显提升，从而证明了本发明的清洁营养基工作液能够很好的改造煤层，增加煤层气抽采效果，同时对煤层中的原位微生物降解转化具有显著的效果，在煤层开采技术领域，具有推广应用价值。
附图说明
图1为本发明的清洁营养基工作液开采煤层气的结构示意图；
图2为不同压裂液压裂煤层后的煤层CT扫描图；
图3为不同压裂液渗透率的对比图；
其中，图1中，1-清洁营养基压裂液；2-压裂车；3-气液分离装置；4-储气罐；5-水平压裂井；6-微裂缝。
具体实施方式
以下将参照附图和优选实施例来说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书中所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点与功效。本发明还可以通过另外不同的具体实施方式加以实施或应用，本说明书中的各项细节也可以基于不同观点与应用，在没有背离本发明的精神下进行各种修饰或改变。应当理解，优选实施例仅为了说明本发明，而不是为了限制本发明的保护范围。
实施例1
一种清洁营养基工作液，包括清洁压裂液、营养液、水和pH缓冲液；
清洁压裂液包括浓度为4～25g/L的粘弹性表面活性剂、1～10g/L的粘弹性激活剂和 10～35g/L的反离子助剂；
营养液包括浓度为0.1～2g/L的NaHCO3、1～3g/L的NaH2PO4、0.5～5g/L的NH4Cl、0.1～3g/L的CaCl2、0.1～2g/L的MgSO4·7H2O、1～25g/L的醇类、0.5～10g/L的酵母提取物和1～10g/L的胰蛋白胨；
pH缓冲液为盐酸或氢氧化钠溶液，浓度为1mol/L；
粘弹性表面活性剂包括十六烷基三甲基氯化铵(CTAC)、十八烷基三甲基氯化铵(STAC)、椰油酰胺丙基甜菜碱(CAB)和十二烷基磺酸钠(SDS)中的一种或多种；
粘弹性激活剂为水杨酸钠(Nasal)；
反离子助剂为氯化钾；
醇类为一元醇，所述一元醇包括甲醇、乙醇和丙醇中的一种或多种。
实施例2
如图1所示，一种清洁营养基工作液开采煤层气的方法，包括以下步骤：
S1、选取国内某非构造煤层，该煤层为烟煤，煤层厚度为3m，倾角为10°，坚固性系数f为0.7，透气性较差，煤层温度30℃；
由于煤层厚度d＜4m，所以水力化压裂技术要求为：体积压裂布置压裂面为一层，压裂钻孔N的个数设置为8，相邻压裂钻孔的角度为θ＝360°/8＝45°，钻孔长度为23m；
煤层为高阶煤的烟煤，煤层温度≦50℃，选取的清洁营养基工作液的成分及浓度为：8g/L CTAC、4g/L Nasal、12g/L KCl、0.2g/L NaHCO3、1.3g/L NaH2PO4、1g/L NH4Cl、0.1g/L CaCl2、0.2g/L MgSO4·7H2O、18g/L乙醇、5g/L酵母提取物、8g/L胰蛋白胨，其余为纯水；
根据水力化体积压裂技术要求，开展钻井工艺，然后采用水力化体积压裂技术将清洁营养基工作液1通过压裂车2注入目标煤层中；
其中，开展钻井工艺中，需采用高钢级套管，并用多添加剂水泥来封固套管和井壁以加强固井工艺，使清洁压裂液在套管中流通。确保焖井工作的成功；
S2、清洁营养基工作液注入完成之后，开展焖井工作，并使流动通道为开启状态和原位微生物快速发酵繁殖，当焖井时间约达到所需焖井时间的四分之三时，往井中注入二氧化碳，为产气阶段原位微生物提供养料，同时驱替甲烷提高产气效率；
其中，焖井时间为40～90天；在焖井过程中，每隔5～8天需向目标煤层中补注清洁营养基工作液，以维持清洁营养基工作液在裂缝中的压力，使裂缝一直处于打开状态，并使原位微生物与营养液充分接触繁殖；
通过气体监测***，当监测到甲烷气体含量达到30％以上时，安装抽采煤层气***，采用排液采气的方式抽采煤层气，返排气液在气液分离装置3分离，煤层气储存于储气罐4 中，用于流向市场。
实施例3
如图1所示，一种清洁营养基工作液开采煤层气的方法，包括以下步骤：
S1、选取国内某非构造煤层，该煤层为烟煤，煤层厚度为5m，倾角为10°，坚固性系数f为0.6，透气性较差，煤层温度55℃；
由于煤层厚度d>4m，所以水力化压裂技术要求为：压裂布置多层压裂面 k＝(5-2)/1.5+1＝3，每层压裂钻孔N的个数设置为10，相邻压裂钻孔的角度为θ＝360°/10＝36°，钻孔长度为20m；
煤层为高阶煤的烟煤，煤层温度>50℃，选取的清洁营养基工作液的成分及浓度为：8g/L STAC、1g/L CAB、3g/L Nasal、12g/L KCl、0.2g/L NaHCO3、1.3g/L NaH2PO4、1g/LNH4Cl、 0.1g/L CaCl2、0.2g/L MgSO4·7H2O、20g/L乙醇、6g/L酵母提取物、9g/L胰蛋白胨，其余为纯水；
根据水力化压裂技术要求，开展钻井工艺，然后采用水力化压裂技术将清洁营养基工作液1通过压裂车2注入目标煤层中；
其中，开展钻井工艺中，需采用高钢级套管，并用多添加剂水泥来封固套管和井壁以加强固井工艺，使清洁压裂液在套管中流通。确保焖井工作的成功；
S2、清洁营养基工作液注入完成之后，开展焖井工作，并使流动通道为开启状态和原位微生物快速发酵繁殖，当焖井时间约达到所需焖井时间的四分之三时，往井中注入二氧化碳，为产气阶段原位微生物提供养料，同时驱替甲烷提高产气效率；
其中，焖井时间为40～90天；在焖井过程中，每隔5～8天需向目标煤层中补注清洁营养基工作液，以维持清洁营养基工作液在裂缝中的压力，使裂缝一直处于打开状态，并使原位微生物与营养液充分接触繁殖；
通过气体监测***，当监测到甲烷气体含量达到30％以上时，安装抽采煤层气***，采用排液采气的方式抽采煤层气，返排气液在气液分离装置3分离，煤层气储存于储气罐4 中，用于流向市场。
实施例4
如图1所示，一种清洁营养基工作液开采煤层气的方法，包括以下步骤：
S1、选取国内某非构造煤层，该煤层为低阶煤，煤层厚度为5m，倾角为10°，坚固性系数f为0.6，透气性较差，煤层温度55℃；
由于煤层厚度d>4m，所以水力化压裂技术要求为：压裂布置多层压裂面 k＝(5-2)/1.5+1＝3，每层压裂钻孔数设置为9，相邻压裂钻孔的角度为θ＝360°/9＝40°,钻孔长度为20m；
煤层为低阶煤，煤层温度>50℃，选取的清洁营养基工作液的成分及浓度为：17.5g/L CAB、6g/L SDS、32g/L KCl、0.2g/L NaHCO3、1.3g/L NaH2PO4、1g/L NH4Cl、0.1g/LCaCl2、 0.2g/L MgSO4·7H2O、10g/L乙醇、3g/L酵母提取物、6g/L胰蛋白胨，其余为纯水；
根据水力化压裂技术要求，开展钻井工艺，然后采用水力化压裂技术将清洁营养基工作液1通过压裂车2注入目标煤层中；
其中，开展钻井工艺中，需采用高钢级套管，并用多添加剂水泥来封固套管和井壁以加强固井工艺，使清洁压裂液在套管中流通。确保焖井工作的成功；
S2、清洁营养基工作液注入完成之后，开展焖井工作，并使流动通道为开启状态和原位微生物快速发酵繁殖，当焖井时间约达到所需焖井时间的四分之三时，往井中注入二氧化碳，为产气阶段原位微生物提供养料，同时驱替甲烷提高产气效率；
其中焖井时间为40～90天；在焖井过程中，每隔5～8天需向目标煤层中补注清洁营养基工作液，以维持清洁营养基工作液在裂缝中的压力，使裂缝一直处于打开状态，并使原位微生物与营养液充分接触繁殖；
通过气体监测***，当监测到甲烷气体含量达到30％以上时，安装抽采煤层气***，采用排液采气的方式抽采煤层气，返排气液在气液分离装置3分离，煤层气储存于储气罐4 中，用于流向市场。
对照实施例1
本对照实施例中，除了将清洁营养基工作液替换为去离子水之外，其余与实施例2相同。
对照实施例2
本对照实施例中，除了将清洁营养基工作液的成分和配比替换为0.8g/L CTAC、0.2g/L Nasal和1.0g/L KCl之外，其余与实施例2相同。
对照实施例3
本对照实施例中，除了将清洁营养基工作液的成分和配比替换为0.2g/LNaHCO3、1g/L NH4Cl、1.3g/L NaH2PO4、0.5g/L KCl、0.2g/L MgSO4·7H2O、0.1g/L CaCl2·2H2O、0.5g/L酵母提取物、1mol/L HCl和NaOH之外，其余与实施例2相同。
将实施例2中通过清洁营养基工作液压裂后的煤层和对照实施例1中通过去离子水压裂后的煤层进行CT扫描，结果如图2所示。
图2中的①图为去离子水压裂后的煤层CT扫描图，②为清洁营养基工作液压裂后的煤层CT扫描图，通过对比分析可知，采用去离子水压裂后的煤层没有明显的裂缝，而采用清洁营养基工作液压裂后的煤层有明显的裂缝，且裂缝较大。
同时，将图2中的②图与图1结合分析可知，本发明的清洁营养基工作液用于压裂煤层后，水平压裂井5的周围有较多微裂缝6，裂缝连通性较好，不仅为煤层气抽采提供了有效的流动通道，还使清洁营养基工作液中的营养液成分大范围的与煤层和原位微生物接触，且较好的润湿性可以使营养液与煤体接触更为充分，从而为原位微生物发酵繁殖提供了充足的底物，从而大大提高了煤炭转化煤层气的效率。
渗透率试验
为了分析清洁营养基工作液改造煤层的效果，以实施例1中的清洁压裂液、营养液和清洁营养基工作液作为压裂液进行渗透率进行测试。具体为：选用直径25mm，高度50mm的圆柱煤样，将煤样分别置于三种压裂液中浸泡40天，使用渗透率测量仪测试煤样的渗透率。测试结果均以去离子水作为参比。结果如图3所示。
图3煤样的渗透变化率为煤样在压裂液中的渗透率相比于煤样在去离子水中的渗透率。从图3中分析可知，单独采用清洁压裂液作为压裂液时，煤样的渗透率变化率在50％左右，单独采用营养液作为压裂液时，煤样的渗透率变化率在3-4倍，而采用清洁营养基工作液作为压裂液时，渗透率在5-6倍，从而证明了清洁压裂液与营养液混合后处理煤层，对煤层的渗透率具有协同增效的效果。
本发明的清洁营养基工作液中的清洁压裂液具有粘度高，滤失小，润湿性好造缝效果佳等特点。经过实验表明，只将清洁营养基工作液中的清洁压裂液用于压裂烟煤，相比于去离子水用于压裂烟煤，平均孔面积增加3-4倍，平均孔径增大2-3倍，只采用营养液应用于烟煤，为原位微生物提供营养，相比于去离子水用于压裂烟煤，煤层中的总孔容增加约26％，孔隙度增加约42％，渗透率增加3-4倍，应力敏感系数降低约31％，而采用清洁营养基工作液压裂烟煤，平均孔面积增加了10倍以上，渗透率增加了约5-6倍，从而证明了清洁营养基工作液中的清洁压裂液和营养液具有协同增效的作用，不仅能很好的改造煤层，且营养液对煤炭生物降解转化的效果非常显著。从而为有效解决微生物高效增产煤层气提供了可靠参考，有效促进了清洁能源的开发利用。同时，经过实验表明，将本申请中的清洁营养基工作液应用于松软煤层中时，可形成复杂的裂隙网络，同时伴随着大量微裂隙，实现了瓦斯抽采纯量提高26.1％，抽采浓度保持在70％以上，且有效抽采时间增加，表明清洁营养基工作液能够很好改造煤层，增加煤层气抽采效果。
以上实施例仅是为充分说明本发明而所举的较佳的实施例，本发明的保护范围不限于此。本技术领域的技术人员在本发明基础上所作的等同替代或变换，均在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种清洁营养基工作液，其特征在于，包括清洁压裂液、营养液和水；
所述清洁营养基工作液包括浓度为4~25g/L的粘弹性表面活性剂、0~10g/L的粘弹性激活剂和10~35g/L的反离子助剂；
所述营养液包括浓度为0.1~2g/L的NaHCO3、1~3g/L的NaH2PO4、0.5~5g/L的NH4Cl、0.1~3g/L的CaCl2、0.1~2g/L的MgSO4·7H2O 、1~25g/L的醇类、0.5~10g/L的酵母提取物和1~10g/L的胰蛋白胨。
2.根据权利要求1所述的清洁营养基工作液，其特征在于，所述粘弹性表面活性剂包括十六烷基三甲基氯化铵（CTAC）、十八烷基三甲基氯化铵（STAC）、椰油酰胺丙基甜菜碱（CAB）和十二烷基磺酸钠（SDS）中的一种或多种；
所述粘弹性激活剂为水杨酸钠；
所述反离子助剂为氯化钾；
所述醇类为一元醇，所述一元醇包括甲醇、乙醇和丙醇中的一种或多种。
3.根据权利要求1所述的清洁营养基工作液，其特征在于，所述清洁营养基工作液还包括pH缓冲液，所述pH缓冲液为盐酸或氢氧化钠溶液，浓度为1mol/L。
4.采用如权利要求1至权利要求3任一所述的清洁营养基工作液开采煤层气的方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、选取目标煤层，采用水力化压裂技术将清洁营养基工作液注入目标煤层中，使清洁营养基工作液中的清洁压裂液对目标煤层进行全面增透，形成煤体裂隙网络；
S2、开展焖井工作，通过清洁营养基工作液中的营养液与目标煤层中的原位微生物相接触，使原位微生物改造目标煤层，以增加目标煤层的孔裂隙、强化裂隙形态和强度；
S3、监测到甲烷气体含量超过30%时，抽采煤层气，即可。
5.根据权利要求4所述的开采煤层气的方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、对煤层进行地质探测，以非构造区且坚固性系数f>0.3的煤层作为目标煤层；
根据目标煤层的煤体变质程度、煤层温度和pH值，选取相应的清洁营养基工作液，根据水力化压裂技术要求，开展钻井工艺，然后采用水力化压裂技术将清洁营养基工作液注入目标煤层中；
S2、开展焖井工作，并使流动通道为开启状态和原位微生物快速发酵繁殖，然后往井中注入二氧化碳，为原位微生物提供养料，同时驱替甲烷；
当监测到甲烷气体含量达到30%以上时，安装抽采煤层气***，抽采煤层气，即可。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述S1中，水力化压裂技术为水力化体积压裂技术；
目标煤层包括低阶煤层和高阶煤层，所述低阶煤层包括褐煤和亚煤，所述高阶煤层包括烟煤。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，当目标煤层为高阶煤层，煤层温度≦50℃时，以十六烷基三甲基氯化铵（CTAC）、水杨酸钠和氯化钾作为清洁压裂液，煤层温度>50℃时，以十八烷基三甲基氯化铵（STAC）、椰油酰胺丙基甜菜碱（CAB）、水杨酸钠和氯化钾作为清洁压裂液；
当目标煤层为低阶煤层时，以椰油酰胺丙基甜菜碱（CAB）、十二烷基磺酸钠（SDS）和氯化钾作为清洁压裂液。
8.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述S1中，开展钻井工艺中，需采用高钢级套管，并用水泥来封固套管和井壁以加强固井工艺，使清洁压裂液在套管中流通。
9.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述S2中，低阶煤层的焖井时间为25~60天，高阶煤层的焖井时间为40~90天；
在焖井过程中每隔5~8天，需向目标煤层中补注清洁营养基工作液，以维持清洁营养基工作液在裂缝中的压力，使裂缝一直处于打开状态，并使原位微生物与营养液充分接触繁殖。
10.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述S2中，抽采煤层气***包含抽放管、流量计和阀门，通过观察流量计来反映煤层气的流量。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210713417.7A CN115124990B (zh) | 2022-06-22 | 2022-06-22 | 一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210713417.7A CN115124990B (zh) | 2022-06-22 | 2022-06-22 | 一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115124990A CN115124990A (zh) | 2022-09-30 |
| CN115124990B true CN115124990B (zh) | 2023-05-23 |
Family
ID=83379525
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210713417.7A Active CN115124990B (zh) | 2022-06-22 | 2022-06-22 | 一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115124990B (zh) |
Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7556094B1 (en) * | 2005-10-31 | 2009-07-07 | University Of Wyoming | Method for converting coal to biogenic methane |
| WO2010124208A1 (en) * | 2009-04-23 | 2010-10-28 | The Regents Of The Univeristy Of California | A tracer method to estimate rates of methane generation through augmentation or biostimulation of the sub-surface |
| CN101922287A (zh) * | 2010-07-21 | 2010-12-22 | 肖栋 | 利用地下煤层微生物制取天然气的方法 |
| CN102559772A (zh) * | 2012-02-16 | 2012-07-11 | 北京科技大学 | 一种利用外源微生物增产煤层气方法 |
| CN102900411A (zh) * | 2012-10-29 | 2013-01-30 | 河南理工大学 | 一种煤储层的生物增透方法 |
| CN104884568A (zh) * | 2012-12-19 | 2015-09-02 | 联邦科学技术研究组织 | 用于提高来源于含碳物质的生物甲烷生产的营养组合物、方法和*** |
| CN105063093A (zh) * | 2015-08-07 | 2015-11-18 | 河南理工大学 | 一种利用微生物制取煤层气的方法 |
| CN105927199A (zh) * | 2016-05-30 | 2016-09-07 | 重庆交通大学 | 一种强化松软煤层水力裂缝导流能力的方法 |
| CN110242255A (zh) * | 2019-06-19 | 2019-09-17 | 太原理工大学 | 一种注热分解与微生物降解联合增产煤层气的方法 |
| CN110382662A (zh) * | 2017-03-03 | 2019-10-25 | 轨迹石油Ip有限责任公司 | 用于在压裂井中对聚合物进行微生物增强消化的组合物和方法 |
| CN113738322A (zh) * | 2021-09-01 | 2021-12-03 | 中国矿业大学 | 一种利用产氢产乙酸菌改变煤渗透率的方法 |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7343972B2 (en) * | 2004-05-13 | 2008-03-18 | Baker Hughes Incorporated | System stabilizers and performance enhancers for aqueous fluids gelled with viscoelastic surfactants |
| US20140202684A1 (en) * | 2013-01-24 | 2014-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | In-situ acid stimulation of carbonate formations with acid-producing microorganisms |
-
2022
- 2022-06-22 CN CN202210713417.7A patent/CN115124990B/zh active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7556094B1 (en) * | 2005-10-31 | 2009-07-07 | University Of Wyoming | Method for converting coal to biogenic methane |
| WO2010124208A1 (en) * | 2009-04-23 | 2010-10-28 | The Regents Of The Univeristy Of California | A tracer method to estimate rates of methane generation through augmentation or biostimulation of the sub-surface |
| CN101922287A (zh) * | 2010-07-21 | 2010-12-22 | 肖栋 | 利用地下煤层微生物制取天然气的方法 |
| CN102559772A (zh) * | 2012-02-16 | 2012-07-11 | 北京科技大学 | 一种利用外源微生物增产煤层气方法 |
| CN102900411A (zh) * | 2012-10-29 | 2013-01-30 | 河南理工大学 | 一种煤储层的生物增透方法 |
| CN104884568A (zh) * | 2012-12-19 | 2015-09-02 | 联邦科学技术研究组织 | 用于提高来源于含碳物质的生物甲烷生产的营养组合物、方法和*** |
| CN105063093A (zh) * | 2015-08-07 | 2015-11-18 | 河南理工大学 | 一种利用微生物制取煤层气的方法 |
| CN105927199A (zh) * | 2016-05-30 | 2016-09-07 | 重庆交通大学 | 一种强化松软煤层水力裂缝导流能力的方法 |
| CN110382662A (zh) * | 2017-03-03 | 2019-10-25 | 轨迹石油Ip有限责任公司 | 用于在压裂井中对聚合物进行微生物增强消化的组合物和方法 |
| CN110242255A (zh) * | 2019-06-19 | 2019-09-17 | 太原理工大学 | 一种注热分解与微生物降解联合增产煤层气的方法 |
| CN113738322A (zh) * | 2021-09-01 | 2021-12-03 | 中国矿业大学 | 一种利用产氢产乙酸菌改变煤渗透率的方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Chemical and bioassay assessment of waters related to hydraulic fracturing at a tight gas production site;Ann-Hélène FaberMark P. J. A. AnnevelinkAnnemarie P. van Wezel;Science of The Total Environment;第第690页卷;第636-646页 * |
| 沁水盆地寿阳区块煤层气排采动态成因机理及排采对策;康永尚;张兵;鱼雪;王金;姜杉钰;叶建平;张守仁;天然气地球科学;第第28卷卷(第第01期期);第116-126页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115124990A (zh) | 2022-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Hematpur et al. | Review of underground hydrogen storage: Concepts and challenges. | |
| CN112922599B (zh) | 一种煤炭制氢的生物-高温气化联采方法 | |
| CN101922287B (zh) | 利用地下煤层微生物制取天然气的方法 | |
| US20040033557A1 (en) | Method of generating and recovering gas from subsurface formations of coal, carbonaceous shale and organic-rich shales | |
| CN102852497B (zh) | 一种低渗透油田复合微生物采油方法 | |
| CN108220196B (zh) | 一种微生物复合菌群处理石油污染黏土地基的方法 | |
| CN101699026A (zh) | 一种低渗透油藏微生物采油方法 | |
| CN102926728A (zh) | 用于海上油田内源微生物激活与外源微生物强化采油方法 | |
| Rathi et al. | Evaluating indigenous diversity and its potential for microbial methane generation from thermogenic coal bed methane reservoir | |
| CN111734358B (zh) | 一种冻土区可燃冰综合开采方法 | |
| CN104373094A (zh) | 一种低渗透油藏微生物采油复合制剂及其使用方法 | |
| WO2008042888A2 (en) | Methods and systems for stimulating biogenic production of natural gas in the subsurface | |
| CN102900411A (zh) | 一种煤储层的生物增透方法 | |
| Tanner et al. | Microbially enhanced oil recovery from carbonate reservoirs | |
| CN107058451A (zh) | 利用微生物复合菌剂降解转化低阶煤以增产煤层气的方法 | |
| CN105756637B (zh) | 一种利用煤层有益内源微生物提高煤层气采收率的方法 | |
| CN109779587B (zh) | 一种环保型的生物采油方法 | |
| CN115124990B (zh) | 一种清洁营养基工作液及其开采煤层气的方法 | |
| CN103232966B (zh) | 耐中高温产胞外水不溶性多糖原生质体融合工程菌及其应用 | |
| CN215369806U (zh) | 一种用于二氧化碳地质封存协同煤层气生物增产的*** | |
| CN105567204A (zh) | 一种利用微生物菌群提高白云岩储层中原油采收率的方法 | |
| Nazina et al. | Regulation of geochemical activity of microorganisms in a petroleum reservoir by injection of H 2 O 2 or water-air mixture | |
| CN102168049B (zh) | 一种生产破胶酶的菌株及其应用 | |
| CN112796720A (zh) | 一种应用微生物提高低渗透油藏采收率的方法 | |
| CN110630232B (zh) | 一种通过小眼井投加微生物菌液提高稠油采收率的方法 |
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 |