PL222247B1 - Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO₂ w odwiertach poziomych - Google Patents
Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO₂ w odwiertach poziomychInfo
- Publication number
- PL222247B1 PL222247B1 PL398228A PL39822812A PL222247B1 PL 222247 B1 PL222247 B1 PL 222247B1 PL 398228 A PL398228 A PL 398228A PL 39822812 A PL39822812 A PL 39822812A PL 222247 B1 PL222247 B1 PL 222247B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- gas
- shale
- deposit
- wells
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 63
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 66
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 4
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 230000006837 decompression Effects 0.000 abstract 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 abstract 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 78
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 39
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 35
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 12
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 6
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005469 granulation Methods 0.000 description 1
- 230000003179 granulation Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000003755 preservative agent Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 239000010454 slate Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- 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
- E21B43/006—Production of coal-bed methane
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- 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
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
-
- 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
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
- Y02P90/70—Combining sequestration of CO2 and exploitation of hydrocarbons by injecting CO2 or carbonated water in oil wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Description
Przedmiotem wynalazku jest sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO2 w odwiertach poziomych. Sposób znajduje zastosowanie przy wydobyciu węglowodorów gazowych dając jednocześnie możliwości tworzenia w ich miejsce podziemnych magazynów CO2. Zgłaszany wynalazek kwalifikowany jest w dziedzinie górnictwa i zastosowania nowych technologii wydobywczych.
Ze względu na charakter skał, w których występują nagromadzone węglowodory, złoża dzieli się na konwencjonalne oraz niekonwencjonalne. Wydobycie gazu niekonwencjonalnego jest technicznie trudniejsze i droższe. Wśród niekonwencjonalnych złóż gazu można wyróżnić: gaz w łupkach (shale gas), gaz uwięziony w izolowanych porach skalnych (tight gas), gaz z pokładów węgla (coalbed methane) oraz hydraty gazowe. Obecny poziom zaawansowania technologicznego pozwala na wydobywanie gazu ze źródeł niekonwencjonalnych na skalę przemysłową. Problematyka ta stała się aktualna szczególnie obecnie, ponieważ obserwuje się dążenie do pozyskiwania energii ze źródeł niekonwencjonalnych. Według wyliczeń Energy Information Administration, wydobycie gazu z łupków do
2030 roku będzie wynosiło 7% światowej produkcji gazu ziemnego. W gaz łupkowy szczególnie za3 sobny jest nasz kraj, który według szacunków Wood Mackenzie, określa jego zasoby na 1,4 bln m3.
Natomiast według szacunków Advanced Resources International zasoby te mogą wynosić nawet 3 bln m . Rzetelne informacje o rzeczywistej bazie zasobowej będą dostępne prawdopodobnie za 4-5 lat, gdy zostaną zrealizowane prace poszukiwawczo - rozpoznawcze w ramach udzielonych przez Ministerstwo Środowiska koncesji.
Rozwój wydobycia gazu z łupków stał się możliwy dzięki obniżeniu kosztów technologii wykonywania odwiertów poziomych oraz szczelinowania hydraulicznego. Obecna technika wiercenia otworów poziomych polega na początkowym odwierceniu pionowego odcinka otworu wiertniczego, a następnie po osiągnięciu zakładanej głębokości na zmianie trajektorii na poziomą i wierceniu w wybranej warstwie skalnej.
Szczelinowanie hydrauliczne polega na wtłoczeniu do wybranej sekcji otworu wiertniczego cieczy pod bardzo wysokim ciśnieniem, składającej się z nośnika (głównie wody) z dodatkiem materiałów wypełniających szczeliny (głównie piasku o odpowiednio dobranej granulacji i wytrzymałości mechanicznej) oraz dodatków chemicznych (głównie celem poprawienia lepkości). Ciecz pod ciśnieniem tworzy szczeliny w strukturach skalnych, natomiast piasek wypełnia i podtrzymuje szczeliny tworząc nowe drogi migracji gazu do otworu. Do jednego otworu podczas zabiegu szczelinowania średnio wtłacza się od 7,5 do 11,3 min litrów płynu szczelinującego oraz od 450 do 680 ton piasku.
Innym znanym sposobem odzyskiwania gazu naturalnego ze złóż jest wydobywanie podziemne. Gaz metanowy może być usuwany z podziemnych kopalni przed i podczas wydobywania np. węgla za pomocą systemów odgazowywania. Gaz może być wentylowany lub odzyskany ze względu na swoją zawartość energetyczną. Poprzez odgazowanie można odzyskać 50-60% metanu z kopalni, pozostały gaz jest uwalniany do atmosfery. W podziemnym górnictwie, gaz metanowy jest często uwalniany do szybów kopalnianych, a następnie wypuszczany do atmosfery.
Kolejną stosowaną metodą odzyskiwania gazu naturalnego ze złóż jest wydobywanie powierzchniowe. Podczas wydobywania powierzchniowego, metan jest zazwyczaj uwalniany do atmosfery podczas usuwanie warstw skały przykrywającej, chociaż dla tego typu uwalniania żadne metody kontroli emisji nie są obecnie wykorzystywane. Teoretycznie, w kopalniach powierzchniowych można prowadzić wstępne odgazowywania i odzyskiwanie. Jednakże niska zawartość gazu w większości kopalni powierzchniowych w porównaniu z kopalniami podziemnymi sprawia, iż efektywne wydobycie nie było technicznie wykonalne ani rentowne. Nawet, jeśli systemy odgazowujące nie są wykorzystywane, kopalnie nadal emitują znaczne ilości metanu poprzez systemy wentylacyjne. Opracowywane są technologie, które utleniałyby katalitycznie niskie koncentracje metanu w powietrzu wentylującym, wytwarzając ciepło użytkowe, jako produkt uboczny. Metan odzyskiwany poprzez odgazowywanie może być wykorzystywany do wtryskiwania do gazociągu, wytwarzania mocy, lokalnego użytku w węglowych urządzeniach osuszających, albo sprzedawane pobliskim obiektom przemysłowym lub handlowym. Obecnie większość odzyskiwanego metanu z kopalni węglowych jest sprzedawana poprzez gazociągi.
Inny sposób został przedstawiony w patencie amerykańskim nr 7,264,049, dotyczącym metody in situ gazyfikacji węgla, zaproponowano proces in situ dla gazyfikacji węgla przy użyciu gazów skroPL 222 247 B1 plonych i spalania kerosenu w celu uwolnienia ciepła. Proces in situ dla gazyfikacji węgla i wytwarzania hydratów gazowych odbywa się poprzez układ pęknięć ukształtowanych poprzez wstrzykiwanie skroplonych gazów do poziomego odwiertu i umożliwienie im odparowania. Powoduje to zapłon węgla, a uwalniane w ten sposób gazy są odzyskiwane z pękniętych formacji. Istotą tego sposobu jest tworzenie dużych systemów pęknięć, aby przeprowadzić w złożu procesy cieplne. Sposób ten jest używany w złożach węgla, lecz nie ma specjalnego zastosowania do złóż łupków gazowych.
Kolejny patent US nr 4,374,545 dotyczący procesu kruszenia dwutlenkiem węgla i aparatury opisuje metodę kruszenia w podziemnej formacji skalnej, w której wykonano odwiert pionowy bez odwiertów bocznych do wprowadzenia dwutlenku węgla do złoża. Skroplony CO2 i chemiczny środek podtrzymujący zostają wpompowywane do formacji przez rurę odwiertu, aby wywołać pęknięcia w formacji i aby te pęknięcia pozostały otwarte za pomocą środka podtrzymującego. Wstrzyknięty sprężony ciekły dwutlenek węgla jest wystawiony na działanie wyższych temperatur, co sprawia, ze następuje jego przemiana fazowa w gaz, co wywołuje dalsze kruszenie tej skały. Wadą tej metody jest użycie środków podtrzymujących i substancji chemicznych, które mogą wpłynąć niekorzystnie na środowisko naturalne.
Natomiast patent „US 2011/0209882 Al” dotyczy metody i urządzenia do sekwestracji gazu CO2 i uwalniania naturalnego gazu (CH4) z podziemnych złóż węgla lub łupków gazonośnych przy użyciu CO2 wyłapanego z gazu powstałego ze spalania węgla w przewodzie kominowym siłowni i przetworzonego do postaci schłodzonego, ciekłego i sprężonego CO2 i wstrzykiwania go dla stworzenia pęknięć w złożu i absorbowania go przez węgiel lub łupek i desorpcji CH4. Nie używa się tu dużych objętości wody, toksycznych dodatków do wody i piasku do uzupełniania złoża. W patencie tym sprężony do ciśnienia 4000 psi pompą kriogeniczną ciekły i schłodzony do temperatury -40F CO2 zostaje wpompowany do pionowego odwiertu rurą wykonaną z wysoko wytrzymałej stali, uprzednio schłodzoną ciekłym azotem. W celu kontroli temperatury CO2 w rurze umieszczone są termopary. Końcówka rury w odwiercie pionowym ma zmniejszoną średnice i małe otworu na obwodzie. Przez otwory te ciekły CO2 jest wstrzykiwany w złoże węgla lub łupka tworząc ścieżki poziome. Gwałtowny wzrost temperatury gazu powoduje jego gwałtowny wzrost ciśnienia, co powoduje powstanie pęknięć w strukturze skały. Rozwój pęknięć może dochodzić do 300 m w poziomie w różnych kierunkach jednocześnie. Po wpompowaniu CO2 do określonego maksymalnego cienienia odwiert zostaje zamknięty zaworem. Proces reagowania i rozprężania CO2 w skale trwa około 2 tygodnie. Po tym czasie zostaje otwarty poprzez zawór drugi oddzielny sąsiadujący odwiert, przez który zostaje uwolniony gaz CH4 wypchnięty z popękanej skały przez cięższy CO2. Następnie cały proces powtarza się kilkukrotnie. Proponuje się stosować kilka odwiertów wprowadzających CO2 do złoża i oddzielny odwiert odprowadzający wydzielony CH4. Wadą tego rozwiązania jest użycie wielu odwiertów pionowych do przeprowadzenia jednego procesu wydobycia oraz mały zakres szczelinowania skały za pomocą jedynie sprężonego CO2.
Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych (np. gazu łupkowego) i magazynowania CO2 lub innego gazu cięższego od CH4 z poziomych odwiertów małośrednicowych wykonanych w pojedynczym odwiercie pionowym - według zgłaszanego wynalazku będzie polegał na odzyskiwaniu węglowodoru gazowego poprzez wpompowanie w te odwierty ciekłego sprężonego i schłodzon ego CO2, co powoduje wniknięcie CO2 w skałę i jego przemianę fazową pod wpływem panującej w złożu temperatury i intensywne spękanie skały, absorpcję CO2 i jednoczesną desorpcję węglowodoru gazowego. Proces odzysku węglowodorów gazowych zachodzi przez ten sam główny odwiert pionowy, przez który podawano z powierzchni odpowiednio przygotowany CO2. Może być samoistny lub prowadzony podciśnieniowo. Wykorzystując ten sposób można wydobywać np. gaz łupkowy przy jednoczesnym tworzeniu podziemnych zbiorników CO2.
Istota wynalazku polega na tym, że najpierw zostaje odpowiednio przygotowany odwiert pionowy (1) w złożu łupka gazowego (2) znajdującego się pomiędzy pokładami litej skały (3). Z odwiertu pionowego (1) wyprowadzone są promieniowo na obwodzie odwiertu głównego, małośrednicowe odwierty (4a, 4b, 4c) na kilku poziomach. Łupek w odwiertach (4a) umieszczonych na jednym z poziomów może być wstępnie perforowany (5) (rozkruszony) przy użyciu różnych technik niszczenia skał.
W następnym etapie boczne odwierty (4b, 4c) zostają zamknięte, przy użyciu czopów lub mini zaworów sterowanych z powierzchni (6b, 6c), Z powierzchni poprzez odwiert główny (1) wprowadza się elastyczne lub półelastyczne rury (7) (w ilości odpowiadającej ilości niezaczopowanych odwiertów bocznych) o małej średnicy, które są izolowane lub wykonane z materiału wysoko izolacyjnego,
PL 222 247 B1 bądź też wymagają wstępnego schłodzenia. Rury (7) zostają wprowadzone do odwiertów bocznych (4a). Następnie przez nie zostaje wprowadzony do złoża łupka gazonośnego (2) za pomocą pompy kriogenicznej ciekły sprężony i schłodzony CO2. Podczas podawania CO2 rury (7) są stopniowo wyciągane z odwiertów bocznych (4a) w celu dokładnego wypełnienia wszystkich szczelin na całej długości tego odwiertu. Proces podawania CO2 kończy się w momencie całkowitego wyciągnięcia rury (7) z odwiertu bocznego (4a). Cały proces podawania CO2 wymaga stałej kontroli temperatury i ciśnienia w odwiertach (1) i (4a), co powoduje konieczność umieszczenia w nich zestawów odpowiednich czujników. Po zakończeniu tego etapu odwierty (4a) również zostają zamknięte czopem lub mini zaworem sterowanym z powierzchni (6a) (co powoduje powstanie konstrukcji samonośnej). W złożu łupka (2) rozpoczyna się proces rozprężania CO2 oraz jego przemiany fazowej pod wpływem panującej w złożu temperatury, co powoduje intensywne spękanie łupka, absorpcję CO2 i jednoczesną desorpcję gazu łupkowego. Proces ten trwa zwykle około 2 tygodni. Wstępna perforacja, która może być dokonana w bocznych odwiertach, do których wprowadza się CO2, pozwala na zintensyfikowanie i rozszerzenie tworzących się spękań. Przy zamkniętych ujściach odwiertów bocznych zostają umieszczone w złożu czujniki ciśnienia, które pozwalają na kontrolę procesów zachodzących w łupku. Powstałe w złożu łupka gazonośnego (2) intensywne pęknięcia (5a) umożliwiają uwolnienie gazu łupkowego wypchniętego przez cięższy CO2. Odwierty boczne (4b, 4c) zostają otwarte i uwolniony gaz, będący pod wysokim ciśnieniem wydobywa się na powierzchnie poprzez odwiert pionowy (1). Proces odzysku gazu z odwiertu może zachodzić samoistnie lub być prowadzony podciśnieniowo.
Proponowany sposób można modyfikować wykonując wiele zestawów odwiertów poziomych takich jak 4a, 4b, 4c i przeprowadzać procesy stopniowo, przez zamykanie i otwieranie oraz wypełnianie ciekłym CO2 kolejnych odwiertów takich jak 6a, 6b, 6c. Rozmieszczenie i ilość odwiertów poziomych na jednej głębokości jest dostosowana do struktury przestrzennej złoża. Najkorzystniejsze jest prowadzenie serii takich procesów z dołu złoża do góry. Można go również wykorzystać do magazynowania gazu cieplarnianego CO2 po wyeksploatowaniu złoża gazu łupkowego poprzez zamknięcie złoża gazu na stałe poprzez zaczopowanie otworu na odpowiedniej wysokości lub zamknięcie z możliwością wykorzystania tego złoża do dalszej eksploatacji. Zamiast CO2 w procesie można stosować inny gaz cięższy od wydobywanego węglowodoru. Sposób może być stosowany w różnych rodzajach skał gazonośnych lub o strukturze porowatej.
Proponowany sposób wydobycia węglowodorów gazowych jest o wiele bardziej korzystny z punktu widzenia ochrony środowiska. Sposób nie wymaga stosowania dużych ilości wody, chemicznych do niej domieszek i piasku do uzupełniania eksploatowanego złoża. Inną cechą korzystną w porównaniu z poprzednimi rozwiązaniami jest możliwość wykorzystania tylko jednego odwiertu pionowego (mogą być już istniejące) z odwiertami poziomymi do przeprowadzenia całego procesu wydobywczego. Uzyskuje się tu duży obszar kruszenia skał w złożu w porównaniu z innymi metodami, co powoduje wzrost opłacalności ekonomicznej pojedynczego odwiertu. Sposób wypierania gazu łupkowego jest bardzo efektywny, proces absorpcji i desorpcji odbywa się na poziomie cząsteczkowym gazów.
Węgiel lub łupek mogą zaabsorbować objętościowo dwa razy więcej CO2 niż metan. Ta właściwość może zostać wykorzystana do otrzymywania tzw. czystej energii (uzyskanej w obiegu zamkniętym) tzn. spalania metanu w bliskiej odległości od złoża celem otrzymania np. energii elektrycznej i ponownego wtłaczania uzyskanego w tym procesie CO2 do pokładu złoża łupków. Można, więc stwierdzić, iż proponowane krajowe rozwiązanie, sposób wydobycia gazu łupkowego z poziomych odwiertów małośrednicowych przy użyciu ciekłego CO2 w pojedynczym odwiercie jest korzystne zarówno z punktu widzenia ekonomii, jak i ochrony środowiska naturalnego.
Wynalazek został przedstawiony w przykładach, z których fig. 1 przedstawia przygotowanie poziomych odwiertów małośrednicowych, które mogą być wstępnie perforowane, przy użyciu ciekłego CO2 w pojedynczym odwiercie pionowym, fig. 2 prezentuje kolejny etap, kiedy to poziome odwierty zostają zamknięte. Z kolei fig. 3a i fig. 3b przedstawiają przekrój poprzeczny przez odwiert pionowy w wersjach z dyskiem czopującym lub bez, natomiast fig. 4 prezentuje etap, kiedy odwierty poziome zostają otwarte, co powoduje uwolnienie ze złoża wypchniętego przez CO2 gazu łupkowego będącego pod dużym ciśnieniem.
Claims (5)
1. Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO2 w odwiertach poziomych, znamienny tym, że dokonuje się odwiertu pionowego (1) w złożu łupka gazowego (2) znajdującego się pomiędzy pokładami litej skały (3), z którego wyprowadza się promieniowo poziome małośrednicowe odwierty (4a, 4b, 4c) usytuowane na kilku głębokościach, następnie złoże łupkowe w odwiertach umieszczonych na jednym z poziomów (4a) jest wstępnie ewentualnie perforowane (5) (rozkruszane) przy użyciu różnych technik niszczenia skał; w dalszej kolejności poziome odwierty (4b, 4c) zamyka się przy użyciu czopów lub mini zaworów sterowanych z powierzchni (6b, 6c), do których poprzez odwiert główny (1) wprowadza się elastyczne lub półelastyczne rury o małej średnicy (7) (w ilości odpowiadającej ilości niezaczopowanych odwiertów bocznych); rury (7) zostają wprowadzone do odwiertów bocznych (4a), następnie przez nie zostaje wprowadzony do złoża łupka gazonośnego (2) za pomocą pompy kriogenicznej ciekły sprężony i schłodzony CO2, w czasie którego stopniowo wyciągane są z odwiertów bocznych (4a) w celu dokładnego wypełnienia wszystkich szczelin na całej długości tego odwiertu, cały proces podawania CO2 kończy się w momencie całkowitego wyciągnięcia rury (7) z odwiertu bocznego (4a), jednocześnie w trakcie podawania CO2 ciągle kontroluje się temperaturę i ciśnienia w odwiertach (1) i (4a), co powoduje konieczność umieszczenia w nich zestawów odpowiednich czujników; po zakończeniu tego etapu odwierty (4a) również zostają zamknięte czopem lub mini zaworem sterowanym z powierzchni w rurze pionowej (6a) (co powoduje powstanie konstrukcji samonośnej); w złożu łupka (2) rozpoczyna się proces rozprężania CO2 oraz jego przemiany fazowej pod wpływem panującej temperatury, co powoduje intensywne spękanie, absorpcję CO2 i jednoczesną desorpcję gazu łupkowego, która trwa zwykle około 2 tygodni; wstępna perforacja, która może być dokonana w bocznych odwiertach, do których wprowadza się CO2, pozwala na zintensyfikowanie i rozszerzenie tworzących się spękań, przy zamkniętych ujściach odwiertów bocznych zostają umieszczone w złożu czujniki ciśnienia, które pozwalają na kontrolę procesów zachodzących w łupku; powstałe w złożu łupka gazonośnego (2) pęknięcia (5) umożliwiają uwolnienie gazu łupkowego wypchniętego przez cięższy CO2 odwierty boczne (4b, 4c) zostają otwarte i uwolniony gaz, będący pod wysokim ciśnieniem wydobywa się na powierzchnie poprzez odwiert pionowy (1), proces odzysku gazu z odwiertu może zachodzić samoistnie lub być prowadzony podciśnieniowo.
2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że wloty odwiertów poziomych (4a, 4b, 4c) są zamykane, bądź otwierane wewnątrz odwiertu głównego w odpowiednich momentach procesu za pomocą czopów lub mini zaworów (6a, 6b, 6c) sterowanych z powierzchni, przy czym rozmieszczenie i ilość odwiertów poziomych na jednej głębokości jest dostosowana do struktury przestrzennej złoża.
3. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że można go modyfikować wykonując wiele zestawów odwiertów poziomych (4a, 4b, 4c...) i przeprowadzać procesy stopniowo, przez zamykanie i otwieranie oraz wypełnianie CO2 kolejnych odwiertów, jednak najbardziej ekonomiczne jest prowadzenie serii takich procesów z dołu złoża do góry.
4. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że można go wykorzystać do magazynowania gazu cieplarnianego CO2 po wyeksploatowaniu złoża gazu łupkowego poprzez zamknięcie złoża gazu na stałe poprzez zaczopowanie otworu na odpowiedniej wysokości lub zamknięcie z możliwością wykorzystania tego złoża do dalszej eksploatacji.
5. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że zamiast CO2 w procesie można stosować inny gaz cięższy od wydobywanego węglowodoru, natomiast sposób według wynalazku może być stosowany w różnych rodzajach skał gazonośnych, a także tych o strukturze porowatej.
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PL398228A PL222247B1 (pl) | 2012-02-24 | 2012-02-24 | Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO₂ w odwiertach poziomych |
EP13461507.9A EP2631422A3 (en) | 2012-02-24 | 2013-02-25 | Method of conjugated hydrocarbon gas extraction and storage CO2 in horizontal wellbores |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PL398228A PL222247B1 (pl) | 2012-02-24 | 2012-02-24 | Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO₂ w odwiertach poziomych |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
PL398228A1 PL398228A1 (pl) | 2013-09-02 |
PL222247B1 true PL222247B1 (pl) | 2016-07-29 |
Family
ID=48047952
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PL398228A PL222247B1 (pl) | 2012-02-24 | 2012-02-24 | Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO₂ w odwiertach poziomych |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP2631422A3 (pl) |
PL (1) | PL222247B1 (pl) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10801315B2 (en) | 2015-10-28 | 2020-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable isolation devices with data recorders |
Families Citing this family (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105350948B (zh) * | 2014-08-22 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 页岩气水平井分段压裂方法和页岩气水平井完井方法 |
CN104790934A (zh) * | 2015-04-03 | 2015-07-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种煤层气水平井开发工艺 |
CN105804716B (zh) * | 2016-05-12 | 2019-05-17 | 中国矿业大学(北京) | 一种***致裂抽采页岩气的方法及激裂弹 |
CN107542443B (zh) * | 2016-06-29 | 2019-11-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种页岩气直探井压裂方法 |
CA3036529A1 (en) | 2016-09-12 | 2018-03-15 | Schlumberger Canada Limited | Attaining access to compromised fractured production regions at an oilfield |
WO2018129136A1 (en) * | 2017-01-04 | 2018-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Reservoir stimulation comprising hydraulic fracturing through extnded tunnels |
US11203901B2 (en) | 2017-07-10 | 2021-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Radial drilling link transmission and flex shaft protective cover |
WO2019014161A1 (en) | 2017-07-10 | 2019-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | CONTROLLED PIPE RELEASE |
CN107288614A (zh) * | 2017-07-18 | 2017-10-24 | 贵州大学 | 一种页岩气含气测试用的试验台设备 |
CN108301809A (zh) * | 2018-02-09 | 2018-07-20 | 中国石油化工股份有限公司临汾煤层气分公司 | 一种煤层气井动态调整泵挂排采方法 |
CN110295878B (zh) * | 2018-03-21 | 2023-03-28 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 用于在致密油油藏中执行压裂和提高石油采收率的方法 |
CN108825194B (zh) * | 2018-04-17 | 2020-08-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种二氧化碳无水加砂压裂方法 |
CN108279283B (zh) * | 2018-05-03 | 2023-08-11 | 华北理工大学 | 煤自燃过程中对多组分气体吸附解吸特性的测定装置 |
CN109209306B (zh) * | 2018-09-12 | 2021-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 超低渗致密油藏水平井注co2异步吞吐补充能量的方法 |
US11193332B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slider compensated flexible shaft drilling system |
CN109838218B (zh) * | 2019-03-05 | 2021-03-16 | 西南石油大学 | 一种模拟多段压裂水平气井闷井后开采的实验装置和方法 |
CN110031603B (zh) * | 2019-05-10 | 2023-10-03 | 四川省科源工程技术测试中心有限责任公司 | 页岩解吸气实时监控装置 |
CN110965964B (zh) * | 2019-12-16 | 2021-10-12 | 临沂矿业集团菏泽煤电有限公司 | 一种特厚煤层瓦斯抽采方法 |
CN113464121B (zh) * | 2021-05-12 | 2023-08-25 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | 一种随钻方位伽马地质导向钻进轨迹确定方法 |
CN114278257B (zh) * | 2021-12-24 | 2023-12-15 | 中海石油(中国)有限公司 | 海上油田开采与超临界二氧化碳封存的同步装置与方法 |
CN114412430B (zh) * | 2022-01-24 | 2022-09-27 | 中国矿业大学 | 一种液态二氧化碳循环致裂煤层气储层增透装置及方法 |
CN114719455B (zh) * | 2022-05-07 | 2023-04-07 | 中国矿业大学 | 一种基于不同相态co2的定向层位式地热强化开采方法 |
US11867026B2 (en) | 2022-05-16 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Cooling drilling fluid |
CN115182712B (zh) * | 2022-07-20 | 2023-06-13 | 中国长江三峡集团有限公司 | 一种干热岩地热与页岩气合采***及其建造方法 |
CN115234200B (zh) * | 2022-08-01 | 2023-05-09 | 中国矿业大学 | 一种非常规天然气储层甲烷原位定点燃爆压裂方法 |
US20240068341A1 (en) * | 2022-08-29 | 2024-02-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Phase Control For Subterranean Carbon Capture, Utilization And Storage |
US11834926B1 (en) | 2022-09-21 | 2023-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Super-cooling injection fluid |
CN116771318B (zh) * | 2023-08-25 | 2023-11-07 | 大庆信辰油田技术服务有限公司 | 一种二氧化碳压裂用分段注入工具 |
CN117868755A (zh) * | 2023-10-10 | 2024-04-12 | 中国矿业大学 | 海洋天然气水合物储层合采装置及合采方法 |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4410216A (en) * | 1979-12-31 | 1983-10-18 | Heavy Oil Process, Inc. | Method for recovering high viscosity oils |
CA1134258A (en) | 1981-09-28 | 1982-10-26 | Ronald S. Bullen | Carbon dioxide fracturing process |
US4982786A (en) * | 1989-07-14 | 1991-01-08 | Mobil Oil Corporation | Use of CO2 /steam to enhance floods in horizontal wellbores |
US6615917B2 (en) * | 1997-07-09 | 2003-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled injection wells |
US7264049B2 (en) | 2004-05-14 | 2007-09-04 | Maguire James Q | In-situ method of coal gasification |
GB2436576B (en) | 2006-03-28 | 2008-06-18 | Schlumberger Holdings | Method of facturing a coalbed gas reservoir |
WO2011081665A1 (en) | 2009-12-28 | 2011-07-07 | Enis Ben M | Sequestering co2 and releasing natural gas from coal and gas shale formations |
-
2012
- 2012-02-24 PL PL398228A patent/PL222247B1/pl unknown
-
2013
- 2013-02-25 EP EP13461507.9A patent/EP2631422A3/en not_active Withdrawn
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US10801315B2 (en) | 2015-10-28 | 2020-10-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable isolation devices with data recorders |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2631422A2 (en) | 2013-08-28 |
PL398228A1 (pl) | 2013-09-02 |
EP2631422A3 (en) | 2015-10-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
PL222247B1 (pl) | Sposób sprzężonego wydobycia węglowodorów gazowych i magazynowania CO₂ w odwiertach poziomych | |
US10655441B2 (en) | Stimulation of light tight shale oil formations | |
US8740310B2 (en) | Mining method for co-extraction of non-combustible ore and mine methane | |
US4185693A (en) | Oil shale retorting from a high porosity cavern | |
US20080112760A1 (en) | Method of storage of sequestered greenhouse gasses in deep underground reservoirs | |
US20110048005A1 (en) | Loop geothermal system | |
US20040200618A1 (en) | Method of sequestering carbon dioxide while producing natural gas | |
CN108868706B (zh) | 定向钻进超临界二氧化碳致裂置换开采天然气水合物方法 | |
US7493951B1 (en) | Under-balanced directional drilling system | |
WO2012092404A1 (en) | Method and apparatus for using pressure cycling and cold liquid co2 for releasing natural gas from coal and shale formations | |
CN102493795A (zh) | 液化氮气在油气层内气化压裂方法 | |
US20140041867A1 (en) | Enhanced oil recovery initiated with zero emission in-situ combustion | |
US20230016334A1 (en) | Systems and methods for carbon dioxide sequestration injection | |
US20150152719A1 (en) | Enhanced Secondary Recovery of Oil and Gas in Tight Hydrocarbon Reservoirs | |
Foroozesh et al. | A simulation study on CO2 sequestration in saline aquifers: trapping mechanisms and risk of CO2 leakage | |
US20150192002A1 (en) | Method of recovering hydrocarbons from carbonate and shale formations | |
CN116575900A (zh) | 一种原位煤体分区可控气化制氢及co2封存一体化方法 | |
RU2394159C1 (ru) | Способ дегазации газоносных рудных и угольных месторождений при разработке полезного ископаемого | |
US20150218886A1 (en) | Penetrating A Subterranean Formation | |
US20140318773A1 (en) | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas | |
Fang et al. | Gas mixture enhance coalbed methane recovery technology: pilot tests | |
AU2010210306B2 (en) | Recovery or storage process | |
US20240110464A1 (en) | Method and systems for subsurface carbon capture | |
RU2382879C1 (ru) | Способ подземной газификации | |
CN115492557A (zh) | 深部不可采煤层co2封存及煤层气负压抽采装置及方法 |