Выбор оптимального заканчивания скважин для разработки метаноугольных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ян Ин

• Ян Ин
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Ян Ин

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ СПОСОБОВ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МУП

1.1 Изучение опыта применения разных способов заканчивания скважин для добычи МУП

1.2 Исследование особенностей применения способов заканчивания скважин для добычи МУП

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИЗУЧАЕМОГО ОБЪЕКТА

2.1 Общие сведения о месторождении

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика участка QD

2.3 Тектоника

2.4 Гидрогеологическая характеристика

2.5 Угленосные свиты и угленосность

2.6 Качественные характеристики угля

2.7 Характеристика угольных пластов

2.8 Обоснование совместной разработки угольных пластов на участке QD

2.9 Определение исходных условий трехмерной гидродинамической модели

ГЛАВА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗМЕРА КАВЕРНЫ И ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН С

КАВИТАЦИЕЙ НА УЧАСТКЕ QD

3.1 Разработка алгоритма расчета размера каверны при заканчивании скважин с кавитацией

3.2 Определение площади и формы зон дренирования скважины

3.3 Анализ влияния размера каверны на эффективность разработки

3.4 Выводы к главе

ГЛАВА 4. ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГРП ДЛЯ ДОБЫЧИ МУП НА УЧАСТКЕ QD

4.1 Обоснование выбора жидкости разрыва для участка QD

4.2 Выбор проппанта

4.3 Моделирование ГРП на исследуемом участке QD

4.4 Анализ эффективности проведения ГРП и перспективы дальнейшего его применения для добычи МУП на участке QD

4.5 Выводы к главе

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

5.1 Оптимизация параметров и-образной скважины

5.2 Оптимизация параметров перистой скважины

5.3 Оценка эффективности применения горизонтальных скважин для исследуемого участка QD

5.4 Выводы к главе

ГЛАВА 6. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МУП НА УЧАСТКЕ QD

6.1 Обоснование разделения участка QD на зоны для выбора оптимального заканчивания скважин

6.2 Расчет экономических показателей разработки

6.3 Анализ чувствительности эффективности разработки к параметрам угольных пластов

6.4 Оценка степени риска применения способов заканчивания скважин

6.5 Выбор оптимального заканчивания скважин для участка QD

6.6 Выводы к главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Литература

Приложение

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В последние годы в Китае быстрый рост энергопотребления вызван развитием экономики страны, что привело к увеличению импорта энергоносителей, а также серьезным экологическим проблемам. В связи с этим, представляя один из самых перспективных чистых источников энергии, метан угольных пластов (МУП) играет одну из важнейших ролей в энергетической стратегии Китая, который обладает огромными запасами угля. Добыча МУП в промышленных масштабах имеет большое социальное, экономическое и экологическое значение. В соответствии с «Планом по добыче метана угольных пластов на 13-ю пятилетку (2016-2020 гг.) Китая» объем добычи метана скважинными методами к 2020 году будет достигнут 10 млрд м3 в год, 83% из которого будет сконцентрировано в угольных бассейнах Ordos и Qinshui.

Однако, скважина, добывающая МУП, обычно характеризуется низким дебитом. Выбор способов заканчивания скважин важен и делается в зависимости от различных геологических и пластовых условий. В мировой практике для добычи МУП применяют различные способы заканчивания скважин, каждый из которых имеет как практические преимущества, так и ограничивающие его применение недостатки. Правильный выбор обеспечивает повышение эффективности разработки.

К настоящему времени недостаточно глубоко изучен вопрос выбора оптимального заканчивания скважин для разработки метаноугольных месторождений. Ранее либо изучали этот вопрос только на качественном уровне, либо рассмотрели только влияние проницаемости и мощности угольных пластов на показатели разработки и учли далеко не все факторы, влияющие на эффективность заканчивания. Поэтому выбор оптимального заканчивания скважин для добычи МУП носит несистемный характер. Актуальность предлагаемой работы обусловлена необходимостью формирования комплексного подхода к выбору оптимального заканчивания скважин для добычи МУП, позволяющего учитывать не только экономические, но и технологические показатели разработки

месторождений и риски, возникающие при заканчивании скважин.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Выбор оптимального заканчивания скважин для разработки метаноугольных месторождений»

Цель работы

Разработка методики выбора оптимального способа заканчивания скважин для повышения эффективности разработки метаноугольных месторождений (на примере участка QD бассейна Qinshui Китая).

Основные задачи исследований

1. Изучение опыта в странах, где ведется промышленная добыча МУП, и анализ особенностей применения разных способов заканчивания скважин для разработки метаноугольных месторождений.

2. Разработка алгоритма определения размера каверн в шести параметрических скважинах, пробуренных на исследуемом участке QD бассейна Qinshui.

3. Определение геометрических параметров трещин, создаваемых в угольных пластах при гидроразрыве пласта (ГРП) на участке QD.

4. Обоснование рекомендаций по применению U-образных и перистых скважин для добычи метана на участке QD.

5. Изучение влияния тектонических структур на добычу МУП на исследуемом участке и определение зависимости дебитов газа от расстояния забоя скважины до разлома.

6. Анализ чувствительности эффективности разработки месторождений к различным параметрам угольных пластов и выполнение экономической оценки эффективности разработки при применении разных способов заканчивания скважин.

7. Разработка комплексного подхода к выбору оптимального заканчивания скважин для добычи МУП.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе анализа и обобщения существующих научных публикаций по рассматриваемой тематике, моделирования ГРП с помощью симулятора FracproPT (Pinnacle), трехмерного гидродинамического моделирования разработки метаноугольных месторождений с

применением программного обеспечения Eclipse (Schlumberger). При оценке степени риска, возникающего при применении разных способов заканчивания скважин, использовалась программа «FreeFta» для проведения анализа дерева отказов для идентификации и анализа рисков. При расчетах технологических параметров и экономических показателей разработки использовалась программа Microsoft Excel.

Научная новизна

1. Разработан алгоритм, позволяющий определить размер каверны при заканчивании скважин с кавитацией для добычи МУП. Предложенный алгоритм на исследуемом участке дает сходные результаты с промысловыми данными, получаемыми от соседнего участка этого бассейна с помощью каротажа.

2. Разработан подход к оптимизации параметров U-образных и перистых скважин для добычи метана на участке QD на основе многовариантного трехмерного гидродинамического моделирования разработки, позволяющий сформулировать рекомендации по проектированию U-образных и перистых скважин для добычи МУП.

3. Согласно расчетам, выполненным на гидродинамических моделях, определено влияние различных параметров угольных пластов на эффективность разработки. Построенная в результате анализа чувствительности диаграмма позволяет быстро упорядочить параметры пласта по степени их влияния при применении различных способов заканчивания скважин, что является особо важным для проведения выбора способов заканчивания.

4. Выявлено влияние тектонических структур на распределение метаноносности угольных пластов по площади исследуемого участка, и на примере рассматриваемого участка впервые установлена зависимость средних за весь период разработки дебитов газа от расстояния забоев скважин до разлома, позволяющая оптимизировать схему размещения скважин.

Основные защищаемые положения

1. Разработанный алгоритм расчета радиуса каверны при заканчивании скважин с кавитацией для добычи МУП.

2. Выполнение анализа особенностей применения разных способов заканчивания скважин и предложенный подход к оптимизации параметров и-образных и перистых скважин для добычи МУП на исследуемом участке.

3. Оценка влияния различных параметров угольных пластов на эффективность разработки и построение лепестковой диаграммы для отображения результатов анализа чувствительности для всех способов заканчивания скважин.

4. Методика разделения участка месторождения на отдельные зоны для проведения выбора способов заканчивания скважин на основании произведений плотности ресурсов метана на проницаемость угольных пластов и с учетом влияния тектонических структур на добычу МУП. Оценка влияния тектонических структур на распределение метаноносности угольных пластов по площади исследуемого участка и определение минимального расстояния от забоев скважин до разлома для рентабельной добычи метана.

5. Комплексный подход к выбору оптимального заканчивания скважин для разработки метаноугольных месторождений на основании многовариантного трехмерного гидродинамического моделирования, экономической оценки разработки месторождений и оценки степени риска применения способов заканчивания скважин.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Предложен алгоритм расчета диаметра каверны при заканчивании скважин с кавитацией, который позволяет оценить ожидаемый размер каверны в зависимости от механических свойств пород, фильтрационных емкостных свойств и начального напряженного состояния пород.

2. Обоснованы оптимальные параметры и-образной и перистой скважин, полученные результаты могут быть использованы для проектирования заканчивания горизонтальных скважин для добычи МУП.

3. Предложен комплексный подход к выбору оптимального заканчивания скважин для добычи МУП на основе совокупного учета следующих факторов: экономические, технологические показатели разработки месторождений, риски, возникающие при заканчивании скважин.

4. Разработанный подход к выбору оптимального заканчивания скважин может использоваться специалистами нефтегазовой отрасли для прикладного применения в подобных задачах при проектировании заканчивания скважин для добычи МУП.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах: XII всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», (Москва, 12-14 февраля 2018

г.); 72-я международная молодежная научная конференция «Нефть и газ - 2018», (Москва, 23-26 апреля 2018 г.); Научный семинар факультета разработки нефтяных и газовых месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, 24 сентября 2018 г.); VIII международный научно-практический семинар «Добыча метана из угольных отложений. Проблемы и перспективы», (Москва, 11 апреля 2019 г.); Международная научно-практическая конференция «Новые идеи в геологии нефти и газа -2019», (Москва, 23-24 мая 2019 г.).

Публикации

По теме диссертации автором опубликовано 7 печатных работ, в том числе 3 статьи в ведущих научных рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ, и 4 доклада на научных конференциях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 183 наименования. Работа изложена на 220 страницах, включая 84 рисунка, 54 таблицы.

Благодарности

Автор выражает благодарность, признание и глубочайшее уважение своему научному руководителю, к.т.н, доц. Хайдиной М.П. за стратегическое направление в работе, за ценные рекомендации, плодотворные консультации, высокий профессионализм, и постоянное внимание. Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений,

д.т.н., профессору Ермолаеву А.И. за организационную помощь и наставления.

Автор выражает признательность д.г.-м.н., профессору Якушеву В.С. и всем членам кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина за помощь, профессиональные рекомендации и поддержку в работе над диссертацией.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ СПОСОБОВ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ ДОБЫЧИ МУП

Разведка и добыча метана угольных пластов (МУП) ведутся уже давно и накоплен большой опыт. Исследования тектонического строения угольных пластов, разработка методов бурения и заканчивания скважин для добычи МУП и прогноза продуктивности скважины проводились учеными из разных стран [1-6]. Для добычи МУП используются различные способы заканчивания скважин. Некоторые из этих методов представляют собой модификации традиционных нефтегазовых технологий, но имеются и принципиально новые, в которых специально учтены уникальные свойства угольных пластов, например, породы-коллекторы органического происхождения, специфические механические свойства угля (низкая прочность, неустойчивость, высокая хрупкость), наличие в угольной породе естественных трещин (кливажей) и т.д. Выбор оптимального заканчивания скважин является важным моментом, который в большой степени способствует успешной разработке метаноугольных месторождений.

1.1 Изучение опыта применения разных способов заканчивания скважин для добычи МУП

В современной нефтегазовой промышленности интерес к разведке и разработке запасов нетрадиционных источников углеводородов возрастает. Добыча МУП имеет большое социальное и экономическое значение, и в связи с этим во многих странах занимаются его добычей [7], в том числе в США, Канаде, Австралии, Китае, России и Индии. Эти страны занимают 38,2% общей площади суши Земли. В настоящее время добыча МУП в промышленных масштабах ведется в США, Австралии, Канаде и Китае.

В США впервые начали добывать метан из угольных пластов еще в 1970-х годах. Эта страна до сих пор является самой успешной в этой отрасли. При этом используются различные методы заканчивания скважин для добычи МУП [8]. Так как большинство угольных бассейнов там характеризуется слабо тектонической раздробленностью и высокой проницаемостью пласта [9], скважины, законченные разными способами, как правило, обладают высоким дебитом. Например, в

бассейне Powder River наиболее перспективным способом заканчивания скважин является расширение открытого забоя скважины; в бассейнах Black Warrior и Raton успешно применяется гидроразрыв пласта (ГРП); в бассейнах Appalachian и Arkoma - горизонтальные скважины (в том числе и перистые скважины ); а в бассейне San Juan дебиты газа при применении метода заканчивания скважин с кавитацией (пневмо-гидродинамическое воздействие на угольный пласт с кавернообразованием) составляет десятки тысяч метров кубических в сутки [10].

Разведку МУП начали в Австралии в 1976 году, и осуществили его коммерческую добычу в 2006 году [11]. Угольные пласты здесь обладают большой метаноносностью, большим диапазоном водонасыщенности, и высокими местными напряжениями горных пород. Выбор способов заканчивания скважин для добычи МУП проведен исходя из вышеуказанных характеристик местных углей, с учетом имеющегося опыта США. В Австралии (Queensland) в конце 1990-х годов были разработаны U-образные скважины из-за отсутствия опыта проведения ГРП. Дебит газа, с применением U-образных скважин, составляет более 28000 м3 в сутки [9]. На участках Fairview и Spring Gully угольного бассейна Bowen Австралии достигли коммерческого успеха при использовании метода заканчивания скважин с кавитацией. На месторождении Peat был получен хороший результат с использованием ГРП.

В 1980-х годах Канада начала разведку МУП, однако эта отрасль развивалась медленно до 2000 года, когда государство стало стимулировать эти проекты [12]. Угольные пласты здесь характеризуются низкой метаноносностью (1-10 м3/т), низкой проницаемостью (0,1-10 мД) и низкой водонасыщенностью (5%). Основные проекты находятся в Западно-Канадском осадочном бассейне, где на разрабатываемых площадках Mannville и British Columbia исходя из характеристик местных углей используются горизонтальные скважины (в том числе перистые скважины), а в Horseshoe Canyon пластах - ГРП.

Технологии и методы бурения и заканчивания скважин для добычи МУП в Китае начали развиваться с 1990-х гг., и в настоящее время коммерческая добыча находится еще на начальной стадии [13]. Различные способы заканчивания

скважин здесь были протестированы. Традиционная технология заканчивания скважины при необсаженном забое и расширение забоя скважины не получили широкого применения. Самыми крупными угольными бассейнами по ресурсам метана в Китае являются Ордос (расположенный в провинции Shanxi и автономном районе Внутренней Монголии) и Qinshui (расположенный в провинции Shanxi). Доля ресурсов метана в этих угольных бассейнах составляет 37,5% от общего объема ресурсов МУП в Китае. В бассейнах Qinshui, Ордос и угольных пластах Северо-Китайского нефтегазоносного бассейна был протестирован метод заканчивания скважины с кавитацией. Однако конечная газоотдача, частота проведения очистки скважин, срок службы скважин и экономическая целесообразность данного метода еще нуждаются в дальнейшем изучении.

В Китае ГРП проводится на разных участках бассейна Qinshui и в СевероКитайском нефтегазоносном бассейне с положительным результатом, где самый большой дебит скважины составляет 16000 м3 в сутки [14]. В последние годы горизонтальные скважины применялись в различных бассейнах и показали свою большую перспективность. Хотя их применение сопряжено с рядом технических рисков, наиболее распространенными среди которых являются обвалы стенок скважин.

Следует отметить, что даже в одном и том же бассейне оптимальный способ заканчивания скважины для добычи МУП может быть разным и не единственным на различных участках и в разные периоды времени. Например, на участке Fairway бассейна San Juan самым успешным является способ заканчивания с кавитацией, а на участке Nonfairway этот метод оказался неэффективным (на участке Fruitland этого бассейна самый эффективный способ - ГРП, а на участке North fairway -горизонтальные скважины). В последние годы горизонтальные скважины все больше применяются в различных угольных бассейнах Китая благодаря развитию этой технологии и ее удешевлению.

Условия применения способа заканчивания скважин и связанные с ним технические сложности, в значительной степени, предопределяют частоту его использования. В этой работе рассмотрены следующие способы заканчивания

скважин: 1) вертикальные скважины без кавернообразования и без проведения ГРП, 2) вертикальные скважины с кавитацией, 3) вертикальные скважин с применением ГРП, 4) и-образные скважины, 5) перистые скважины. После анализа более 300 опубликованных статей из разных стран (60% на английском, 30% на китайском, 10% на русском языке) автором было определено, что 70% из общего количества публикаций посвящено ГРП. Частота использования разных способов заканчивания скважин показана на рисунке 1.1.

■ Гидроразрыв угольных пластов

■ Заканчивали е с кавитацией Горизонтальные скважины

Расширение открытого забоя скважины

Рисунок 1.1 Частота использования разных способов заканчивания Как видно из рисунка, что в мировой практике наиболее часто используется ГРП, так как этот метод наиболее универсален, и применяется в различных горногеологических условиях. Заканчивание скважин с кавитацией как современная и уникальная для добычи МУП технология предъявляет высокие требования к геологическим и пластовым условиям, поэтому реже, и только при благоприятных горно-геологических условиях применяются методы кавернообразования и расширения открытого забоя скважины. В настоящее время все чаще используются горизонтальные скважины, поскольку для добычи МУП они имеют незаменимые преимущества перед другими способами заканчивания скважин.

По сравнению с традиционными газовыми месторождениями, разработка метаноугольных сопровождается более высокой степенью неопределенности и рисков. Опыт разных стран в области добычи МУП показывает, что в разных угольных пластах геологические условия их залегания и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) сильно отличаются, эффективность и экономическая

целесообразность применения методов заканчивания могут оказаться неопределенным и изменчивым. В связи с этим, необходимо разработать комплексный подход к выбору оптимального заканчивания скважин для разработки метаноугольных месторождений в зависимости от особенностей и условий залегания.

1.2 Исследование особенностей применения способов заканчивания скважин для добычи МУП

Коммерческую добычу МУП впервые начали в США еще в 1970-х годах, и в истории более 40-летней добычи МУП использовались различные способы заканчивания скважин. Эти методы включают открытый ствол, создание каверны, ГРП, вскрытие нескольких пластов вертикальной скважиной, различные горизонтальные скважины и т.д. Способ заканчивания открытым стволом не получил широкого применения. 1.2.1 Заканчивание скважин с кавитацией

Технология заканчивания скважин с кавитацией начала применяться в 1980-х годах в США. Создание каверн в необсаженном стволе скважины в целевых угольных пластах представляет собой современный и уникальный для добычи МУП метод заканчивания скважин. Схема заканчивания с кавитацией показана на рисунке 1.2.

^ Обсадные трубы

Цементый камень

Трещины \ J 1 1 Угольный пласт /

ш 1 1 1 Е 1 1 1 1 1 1 Е 1 1 К. Ш

1 Предварительно перфорированная колонна

/ Каверна

Рисунок 1.2 Заканчивание скважины с кавитацией

По своим физическим свойствам угольные пласты сильно отличаются от традиционных коллекторов газа. Породы угольных пластов характеризуются низкой механической прочностью и развитой системой природных трещин, что делает возможным намеренное кавернообразование в угольных пластах при заканчивании скважин. В результате применения этой технологии увеличивается эффективный радиус ствола скважины, удаляются возможные повреждения продуктивного пласта при его вскрытии бурением, и ствол скважины эффективно связывается с системой кливажей. Некоторые авторы [15-17] также считают, что при создании каверн определенным способом (пневмо-гидродинамическим воздействием) в угольном пласте может создаться большое количество разнонаправленных, само-расклинивающихся трещин на удалении от ствола скважины. Вследствие этого, дебит газа в скважину может многократно повыситься, поэтому заканчивание скважин с кавитацией также считается эффективной технологией интенсификации притока газа к скважине.

Наиболее успешно этот способ заканчивания скважин применяется в бассейнах San Juan США и Bowen Австралии. В угольном бассейне Qinshui Китая также успешно проводилась операция кавернообразования. Дебиты газа, с применением этого способа заканчивания, на некоторых площадях бассейна San Juan, которые характеризуются высоким пластовым давлением, высокой проницаемостью и большой мощностью пласта, оказываются значительно больше, чем дебиты газа при использовании других технологий, таких как гидроразрыв.

В настоящее время в зависимости от конкретных геологических условий и физико-механических свойств углей применяются четыре основных способа создания каверны [18, 19], которые приведены ниже в порядке убывания частоты использования:

• Пневмо-гидродинамический способ (естественный или искусственный)

Заканчивание скважин с кавитацией для добычи МУП также называется методом пневмо-гидродинамического воздействия на угольные пласты с образованием в них каверн (с кавернообразованием) ("cavitation completion" или "open-hole cavity completion"), так как пневмо-гидродинамический способ создания

каверны является наиболее распространенным. "Cavitation" (кавитация или кавернообразование) является процессом, при котором создаются каверны большого диаметра в угольных пластах.

Суть этого способа заключается в циклическом закрытии и открытии устья скважины (естественный способ), при котором происходит соответственно нарастание и падение пластового давления в пространстве вокруг скважины. В отличие от естественного способа, при котором давление возрастает за счет пластовой энергии, суть искусственного способа заключается в периодически повторяющихся циклах введения (инъекции) воздуха или водо-воздушной смеси в интервал необсаженного ствола скважины, за которым следует стремительное сбрасывание давления. Перед процессом создания каверны скважина пробурена до кровли продуктивного пласта на расстоянии примерно 5 метров, обсажена и цементирована, затем пласт вскрывается, как правило, в режиме депрессии. В ходе создания каверн происходят резкие изменения пластового давления в пространстве вокруг скважины, и при каждом стремительном падении пластового давления (в период сброса давления) угли с низкой прочностью обрушиваются и падают в ствол скважины за счет разрушения сдвигом, увеличивается радиус ствола скважины и образуется каверна в целевом угольном пласте.

• Механический способ

Данный способ основан на механическом дроблении угольных пород. Сначала продуктивный пласт полностью вскрывается бурением, потом спускается расширитель в скважину. В заданном интервале продуктивного пласта расширитель открывается гидравлически, и создается каверна вращением расширителя.

• Гидравлический способ (струя)

При этом способе создание каверн осуществляется гидравлической струей газа и воды, выбрасываемых под большим давлением через насадку из специального гидравлического инструмента. Уголь в результате сильного удара струи разрушается и отделяется от стенок скважины, и затем выносится на поверхность земли циркуляцией бурового раствора. Этот способ использовался в нескольких

бассейнах с разной степенью успешности. В бассейне Рюеапсе США, где успешно применили этот способ, дебиты газа увеличивались в 5 раз [20]. • Физико-химический способ

Физико-химический способ основан на растворении органических веществ углей. После вскрытия продуктивного пласта бурением в скважину закачивается щелочной раствор. При его контакте с угольными породами растворяются органические вещества углей, вследствие чего механическая прочность пород резко уменьшается, и угольные частицы падают в ствол скважины, а затем выносится на поверхность земли промывкой скважины.

Когда операция кавернообразования успешно выполнена, и образуемые каверны устойчивы, то крайне важно, чтобы дальше не было никаких резких изменений пластового давления. Даже после сдачи скважины в эксплуатацию при добыче МУП необходимо постепенно и плавно понижать забойное давление, чтобы предотвратить дальнейшие перемещение угольной крошки и обрушение угольных пород.

В таблице 1. 1 приведены достоинства и недостатки вышеуказанных способов создания каверны. Для заканчивания скважин с кавитацией на участках южной части бассейна Qinshui некоторыми авторами [17, 21, 22] рекомендуется пневмо-гидродинамический способ создания каверны, при котором для нарастания пластового давления следует вводить в ствол скважин водо-воздушную смесь (т.е. вышеупомянутый искусственный способ), так как давление в угольных пластах на этих участках низкое.

В этой работе рассматривается способ заканчивания скважин с кавитацией и эффективность его применения при условии различной метаноносности на участке QD бассейна Qinshui. Интерес к применению такого способа заканчивания на этом участке обусловлен следующими геометрическими и геологическими параметрами угольных пластов этого участка:

1) Горные породы, перекрывающие или подстилающие угольные пласты, представлены известняками и аргиллитами с устойчивой толщиной, имеют высокую прочность, и при создании каверн они не разрушаются.

Таблица 1.1 Сравнительные характеристики разных способов

создания каверн

Способы создания каверн Достоинства Недостатки

Пневмо- гидродинамический Большой радиус каверны; возможность создания разнонаправленных, саморасклинивающихся трещин. Высокие технические требования; высокая стоимость; геометрически не ровная форма образуемой каверны.

Механический Простая процедура операции кавернообразования; геометрически более ровный ствол скважины в интервале продуктивного пласта; большая устойчивость образуемой каверны. Высокие требования к инструментам для создания каверн.

Гидравлический Простота процедуры. Радиус каверн, как правило, меньше 0,35 м.

Физико-химический Высокая скорость создания каверн; низкая стоимость операции кавернообразования. Относительно узкое применение (для углей с показателем отражения витринита менее 0,6 %); эффективность применения нуждается в изучении.

2) Большая и устойчивая толщина угольных пластов способствует формированию больших каверн и большой площади контакта стенок скважины с продуктивным пластом после создания каверн. Площадь стенки скважины определяется по формуле

, (1.1) где: Н - длина интервала продуктивного пласта (толщина); R - радиус скважины.

Так как радиус каверны намного больше радиуса ствола скважины, в результате получится большая площадь стенки скважины.

3) Развитая система кливажей и трещин создает необходимые каналы для закачки и выпуска жидкости на стадии увеличения и сброса пластового давления.

4) Высокая метаноносность также считается необходимым условием для проведения успешного кавернообразования.

Однако по данным мирового опыта применения этого способа заканчивания, он особенно эффективен при наличии высокой проницаемости и высокого пластового давления, а если эти условия не выполняются, то эффективность его применения нуждается в изучении.

1.2.2 ГРП при разработке метаноугольных месторождений

Особенности ГРП в угольных пластах

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ян Ин, 2020 год

Литература

1. Maricic N., Mohaghegh S.D., Artun E. A Parametric Study on the Benefits of Drilling Horizontal and Multilateral Wells in Coalbed Methane Reservoirs. 2005. SPE 96018-MS.

2. Wold M., Davidson S.C., Wu B., Choi S.K., et al. Cavity Completion For Coalbed Methane Stimulation - An Integrated Investigation And Trial In The Bowen Basin, Queensland. 1995. SPE 30733-MS.

3. Heo W., Choi J.H., Lee W.S., Lee D.S. Hydraulic Fracturing Design for Coalbed Methane in Barito Basin, Indonesia. International Society for Rock Mechanics. 8th Asian Rock Mechanics Symposium. 2014.

4. Кешаварц А., Бадалян А. Стимуляция нетрадиционных месторождений методом закачки фракционированного проппанта. 2015. SPE 176712-RU.

5. Yang J., Dou W., Zhang Z., Huang Y., et al. Discussion On CBM Horizontal Well Completion. National Natural Gas Annual Conference. Kun Ming, China. 2013.

6. Zhang Y. Numerical Simulation of Hydraulic Fracturing in CBM Vertical Wells. Journal of Oil and Gas Technology (J. JPI). 2006. 28(3). p. 352-354.

7. Yu X. Database Construction of Topic Literature Information Resources on Coal Bed Methane Exploit. Journal of Jincheng Institute of Technology. 2016. 6(1). p. 52-54.

8. Caballero J. Drilling and Completion Technique Selection Methodology for Coalbed Methane Wells. International Petroleum Technology Conference. 2013. IPTC-17153-MS.

9. Cao Y., Long S., Li X., Hu X., et al. The Enlightenment from Comparative Studies of the Coalbed Methane (CBM) Development at Home and Abroad. Xinjiang Petroleum Geology. 2014. 35(1). p. 109-113.

10. Копытов А.И., Войтов М.Д., Тагиев С.М. Современные методы добычи метана из угольных пластов. Вестник Кузбасского государственного технического университета. 2016. 114(2). С. 35-40.

11. Yan X., Hao H. The Status of CBM Development and Utilization Abroad. Oil Forum. 2007. 6. p. 24-30.

12. Li X. Present world - wide status of exploitation and utilization of coal - seam methane. Coal Processing & Comprehensive Utilization. 2006. 6. p. 41-45.

13. Liang X. Thinking on the Development of Coalbed Methane Industry in Shanxi China. Productivity Research. 2015. 2. p. 80-83.

14. Li Y., Wang Y., Zhang L., Yang B. Evaluation of CBM well Openhole Completion in Panzhuang Block. CBM Academic Conference. Jiangxi, China. 2008.

15. Palmer I., Khodaverdian M., Vaziri H., Wang X. Mechanics of Openhole Cavity Completions In Coalbed Methane Wells. American Rock Mechanics Association. 1996. ARMA-96-1089.

16. Shi J.Q., Durucan S., Sinka I.C. Key parameters controlling coalbed methane cavity well performance. International Journal of Coal Geology. 2002. 49(1). p. 19-31.

17. Chen T., Wang Z., Yang G. Valuation of Create Ways for CBM Cavity Completion. Science Technology and Engineering. 2012. 12(33). p. 8832-8835.

18. Wan J., Shen R., Chen T., Wang Q. Analysis of Building Cavity Technology of CBM Completion. Journal of Chongqing University of Science and Technology (Natural Science Edition). 2015. 17(2). p. 73-76.

19. Wang L. Experimental Study on Rock Breaking by Water Jet for Cavity Building in Coal Bed Methane Well. Exploration Engineering(Rock & Soil Drilling and Tunneling). 2016. 43(8). p. 1-5.

20. Holditch S.A. Completions Technology - Applications Different for Coalbed Gas, in American Oil & Gas Reporter (December). 1989. p. 15.

21. Huang Y. Application of Well Caving Completion Technology in CBM Drilling in Shouyang Area. Coal Geology of China. 2008. 20(2). p. 61-64.

22. Li X., Wang Z., Wan X., Zhang J. Numerical Experiments of Gas Injection Pressurization for CBM Open Hole Cavity Completion. Petroleum Drilling Techniques. 2012. 40(2). p. 14-19.

23. McDaniel B.W. Hydraulic Fracturing Techniques Used for Stimulation of Coalbed Methane Wells. 1990. SPE 21292-MS.

24. Barree R.D., Mukherjee H. Determination of Pressure Dependent Leakoff and Its Effect on Fracture Geometry. 1996. SPE 36424-MS.

25

26

27

28

29

30

31

32

33

34

35

36

37

38

Cleary M.P., Johnson D.E., Kogsboll H.H., Owens K.A., et al. Field Implementation of Proppant Slugs To Avoid Premature Screen-Out of Hydraulic Fractures With Adequate Proppant Concentration. 1993. SPE 25892-MS. Lehman L.V., Brumley J.L. Etiology of Multiple Fractures. 1997. SPE 37406-MS. Stadulis J.M. Development of a Completion Design to Control Screenouts Caused by Multiple Near-Wellbore Fractures. 1995. SPE 29549-MS.

Li A., Jiang H. Hydraulic fracturing practice and coalbed fracture model selection for coal-bed gas wells in China. Natural Gas Industry. 2004. 24(5). p. 91-95. Doe T.W., Boyce G. Orientation of hydraulic fractures in salt under hydrostatic and non-hydrostatic stresses. International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts. 1989. 26(6). p. 605-611. Badri M., Dare D., Rodda J., Thiesfield G., et al. Keys to the Successful Application of Hydraulic Fracturing in an Emerging Coalbed Methane Prospect - An Example from the Peat Coals of Australia. 2000. SPE 64493-MS.

Jeffrey R.G., Vlahovic W., Doyle R.P., Wood J.H. Propped Fracture Geometry of Three Hydraulic Fractures in Sydney Basin Coal Seams. 1998. SPE 50061-MS. Kilstrom K., van Gijtenbeek K., Tjoonk R., Palmer I. Minimizing Multiple Fractures in Coalbed Methane Fracturing Operations. 1998. SPE 39987-MS. Baoping; Z. Near-wellbore Effects in Hydraulic Fracturing. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering. 2004. 23(12). p. 2476-2479.

Zeng Y. Application of Sand-slug Technology in Deviated Well Fracturing in Zhongyuan Oil Field. Natural Gas Industry. 2004. 24(9). p. 60-63. Qiao L. Drilling technology of multi-branch horizontal well in CBM Reservoirs. Acta Petrolei Sinica. 2007. 28(3). p. 112-115.

Li W., Wang S. China coalbed methane exploration and development. Xuzhou: China University of Mining & Technology Publishing House. 2003. p. 331-335. Suhy T.E. Plugging and Abandoning Multilateral Horizontal CBM Wells For Safe Mine-Through Operations. 2009. SPE 125734-MS.

Zhang H. Study on the Adaptability of the U-Shape Wells on Developing the Coalbed Methane. Sino-Global Energy. 2011. 16(12). p. 33-36.

39. Singh S.K. Examining the technology of cbm multiple-lateral horizontal well. Unconventional Gas Asia Summit. New Delhi, India. 18-19 April. 2013.

40. Ян И., Хайдина М.П., Ван Х. Анализ особенностей эксплуатации и эффективности применения U-образной скважины для добычи метана из угольных пластов. Газовая промышленность. 2019. 2. p. 44-50.

41. Wang L. Discussion on Drilling and Completing Technology of CBM U-Shaped Wells. Journal of Henan Science and Technology. 2013. 18. p. 39-40.

42. Thomson S., Lukas, A and MacDonald, D, Maximising coal seam methane extraction through advanced drilling technologies. The 2nd Australian Coal Seam and Mine Methane Conference. Sydney. 19-20 February. 2003. p. 13.

43. Xian B. Study on Drilling and Extraction Technologies for High Steep Structure Coalbed Methane with U-shape Slant Well. Exploration Engineering. 2010. 37(8). p. 1-5.

44. Фрайя Х., Омер Э., Пулик Т., Джардон М. Новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин. Нефтегазовое обозрение. 2003. Весна. С. 44-67.

45. Keim S.A., Luxbacher K.D., Karmis M. A numerical study on optimization of multilateral horizontal wellbore patterns for coalbed methane production in Southern Shanxi Province, China. International Journal of Coal Geology. 2011. 86(4). p. 306317.

46. Xian B. Coal Prediction, Trajectory Control and Completion Technology of Directional Drilling to Plume Branch Well for Coalbed Methane. Well Testing. 2010. 19(4). p. 44-48.

47. Gao D. Research on design models of multi-lateral well structure for coal-bed methane. Acta Petrolei Sinica. 2007. 28(6). p. 113-117.

48. Mou Q. Research on U-Shaped Horizontal CBM Well Technologies Used in the Panzhuang Area. Coal Geology of China. 2014. 26(11). p. 53-56.

49. Shao L., Xiao Z. Palaeogeography and coal accumulation for coal measures of the Carboniferous -Permian in Qinshui Basin, southeastern Shanxi Province. Journal of Palaeogeography. 2006. 8(1). p. 43-52.

50. Qin Y., Zhang Z. Source apportionment of produced-water and feasibility discrimination of commingling CBM production from wells in Southern Qinshui Basin. Journal of China Coal Society. 2014. 39(9). p. 1892-1898.

51. Lu X., Huang W., Tang X., Ao W., et al. Impact of Limestone of No.15 Coal Seam Roof on the Coal Bed Methane Exploitation, Southern Qinshui Basin. Geoscience. 2012. 26(3). p. 518-526.

52. Wei M., Ju Y. Chemical characteristics and origin of produced waters from coalbed gas field in the southern of Qinshui Basin. Journal of China Coal Society. 2015. 40(3). p. 629-635.

53. Wang M., Niu Y., Liu J., Wang B. Hydration Characters of Produced Water from CBM Wells in South of Qinshui Basin and Its Experimental Analysis. Zhongzhou Coal. 2016. 2. p. 119-121.

54. Gao X., Wang Y., Zhang C., Tao C. Study on impact of limestone features of coal seam roof on gas content of coal reservoir. Coal Science and Technology. 2017. 45(5). p. 164-169.

55. Zhang X., Tong D. The effects of pay formation combination on productivity of coalbed methane well in Qinshui basin. Journal of China Coal Society. 2007. 32(2). p. 272-275.

56. Huang Z., Zou C. Coalbed Methane Reservoir Evaluation from Wireline Logs in TS District, Southern Qinshui Basin. Geoscience. 2012. 26(6). p. 1275-1282.

57. Huang Z., Zou C., Yang Y., Zhang G., et al. Coalbed Methane Reservoir Evaluation from Wireline Logs in TS District,Southern Qinshui Basin. Geoscience. 2012. 26(6). p. 1276-1282.

58. Van Bergen F., Pagnier H., Krzystolik P. Field experiment of enhanced coalbed methane-CO2 in the upper Silesian basin of Poland. Environmental Geosciences. 2006. 13(3). p. 201-224.

59. Guo W. Basic characteristics and key factors of gas accumulation in Yanchuannan coalbed gas field. Petroleum Geology and Experiment. 2015. 37(3). p. 341-346.

60. Zhang P. Characteristics of Main Reservoir Parameters Influencing CBM Development in China. Natural Gas Geoscience. 2007. 18(16). p. 880-884.

61. Guo G., Liu Y., Lyv Y. Preliminary exploration and development prospects on deep coalbed methane in China. Clean Coal Technology. 2015. 21(1). p. 125-128.

62. Gao Y. Fracturing Technology for a V-Shaped Horizontal Well Cluster in the Yanchuannan CBM Field. Petroleum Drilling Techniques. 2016. 44(3). p. 83-87.

63. Wang C., Wu C., Ou Z., Jiang W., et al. Factors controlling the accumulation research of CBM enrichment of No. 16 coal seam in the Shaopu coal mining of Zhina coalfield on the west of Guizhou Province. Journal of China Coal Society. 2011. 36(9). p. 14861489.

64. Qin Y., Ye J. Relationship of coal reservoir thickness and its permeability and gas-bearing property. Coal Geology & Exploration. 2000. 28(1). p. 24-27.

65. Li Z., Zhou W. Genetic Analysis on the Abnormal Pressure of the Gas Reservoirs in the Coal Layers in China. Journal of Mineralogy and Petrology. 2004. 24(4). p. 8788.

66. Ahmed T.H., Centilmen A., Roux B.P. A Generalized Material Balance Equation for Coalbed Methane Reservoirs. 2006. SPE 102638-MS.

67. Сторонский Н.М. Нетрадиционные ресурсы метана угленосных толщ. Рос. хим. ж. 2008. 6. С. 63-72.

68. Hou R. The Feature and Measurement Methods of Porosity and Relative Permeability of Coal Reservoir. Experimental Petroleum Geology. 1996. 18(3). p. 331-336.

69. Xu H., Zhang S., Leng X., Tang D., et al. Analysis of pore system model and physical property of coal reservoir in the Qinshui Basin. Chinese Science Bulletin. 2005. 50(Supplement 1). p. 52-58.

70. Tao S., Wang Y. Pore and Fracture Systems and Their Contribution to the Permeability of Coal Reservoirs in Southern Qinshui Basin. Geological Journal of China Universities. 2012. 18(3). p. 522-527.

71. Lu X., Huang W., Li Y., Zhang S., et al. Pore structure of deep coal seam in southern Qinshui basin. Journal of Northeast Petroleum University. 2015. 39(3). p. 41-49.

72. An S., Sang S., Li Y., Li M., et al. Study on Pore Fractal Characteristics of High-rank Coal Reservoirs in Southern Qinshui Basin. Coal Geology of China. 2011. 23(2). p. 18-21.

73. Zhang S., Tang D., Wang M. Main Control Factor Affecting Pore Differential Development of the Coal Reservoirs in Qinshui Basin. Natural Gas Industry. 2005. 25(1). p. 1-4.

74. Sun H., Luo T. Study on Pore Structure Characteristics of Coal Reservoir Based on Mercury Capillary Pressure Curve. National Symposium on Coalbed Methane. Su Zhou, China. 2010.

75. Palmer I. Permeability changes in coal: Analytical modeling. International Journal of Coal Geology. 2009. 77(1). p. 119-126.

76. Palmer I. Coalbed methane wells are cheap, but permeability can be expensive! Energy Tribune. 2008. p. 10-13.

77. Fu L., Shen R., Qu P., Yang H. The Selection of Drilling & Completion Methods Based on the Permeability in Coal Seam. China Coalbed Methane. 2010. 7(5). p. 4347.

78. Fu L., Shen R. Selection of CBM drilling & completion methods by hierarchical analysis. Oil Drilling & Production Technology. 2011. 33(4). p. 10-14.

79. Mazumder S., Jiang J., Sharma V., Sugiarto I. Production Data Analysis of CBM Wells in Surat Basin. 2013. SPE 167076-MS.

80. Queensland's petroleum and coal seam gas 2015-16. Queensland Department of Natural Resources and Mines. 2017.

81. Gatens M. Coalbed Methane Development: Practices and Progress in Canada. 2005. Petroleum Society of Canada. PETSOC-05-08-WPC2.

82. Palmer I. Coalbed methane completions: A world view. International Journal of Coal Geology. 2010. 82. p. 184-195.

83. Li X., Wang Z., Zhang J., Wang K., et al. Optimization of Branch Spacing for Multilateral Horizontal Well in CBM Reservoirs. Science Technology and Engineering. 2012. 12(8). p. 1885-1888.

84. Li Y., Tang D. Characteristics of Structural Controlled Coalbed Methane in East Margin of Ordos Basin. Coal Science and Technology. 2014. 42(6). p. 112-116.

85. Ouyang Y., Sun B., Wang B., Tian W., et al. CBM sealing system and its relationship with CBM enrichment. Natural Gas Industry. 2016. 36(10). p. 19-27.

86. Wang S. CBM development well type for steep seam in Fukang Baiyanghe mining area,Xinjiang. Journal of China Coal Society. 2014. 39(9). p. 1914-1918.

87. Palmer I., Mansoori J. How Permeability Depends on Stress and Pore Pressure in Coalbeds: A New Model. 1998. SPE 52607-PA.

88. Harpalani S., Schraufnagel R.A. Influence of Matrix Shrinkage and Compressibility on Gas Production From Coalbed Methane Reservoirs'. 1990. SPE 20729-MS.

89. Gray I. Reservoir Engineering in Coal Seams: Part 1-The Physical Process of Gas Storage and Movement in Coal Seams. 1987. SPE 12514-PA.

90. Fu X., Qin Y. Physical and numerical simulations of permeability of coal reservoirs in central and southern part of the Qinshui Basin, Shanxi. Scientia Geologica Sinica. 2003. 38(2). p. 221-229.

91. Paul S., Chatterjee R. Determination of in-situ stress direction from cleat orientation mapping for coal bed methane exploration in south-eastern part of Jharia coalfield, India. International Journal of Coal Geology. 2011. 87(2). p. 87-96.

92. Ji T., Yang D. Geological Condition Evaluation of CBM in Qinshui Basin. Coal Geology of China. 2007. 19(5). p. 28-30, 61.

93. Ворошилов В.Г. Изотермическое исследование сорбционных свойств угольного пласта К12 на участке Талдыкудукский Карагандинского угольного бассейна. Проблемы геологии и освоения недр. Томск, Россия. 2017. С. 155-156.

94. Mora C.A., Wattenbarger R.A., McKetta S. Comparison of Computation Methods for CBM Performance. 2009. Petroleum Society of Canada. PETS0C-09-04-42.

95. Mavor M.J., Vaughn J.E. Increasing Coal Absolute Permeability in the San Juan Basin Fruitland Formation. 1998. SPE 39105-PA.

96. Li J., Liu F. Desorption characteristics of coalbed methane reservoirs and affecting factors. Petroleum Exploration and Development. 2008. 35(1). p. 52-58.

97. Thakur P., Schatzel S., Aminian K. Coal Bed Methane: From Prospect to Pipeline (1st Edition). Elsevier. 2014, p. 440.

98. Li Z., Kang Y., Jiang S., Zhang B., et al. Analysis on major factors affected to adsorption time of high rank coal in Qinshui Basin. Coal Science and Technology. 2017. 45(2). p. 115-121.

99. Liu Y., Yang K. Adsorption characteristics of coal reservoirs in key block of Qinshui Basin and its influencing factors. Clean Coal Technology. 2014. 20(1). p. 49-53.

100. Li X., Si S. Coalbed gas desorption characteristics of coal reservoir in China. Coal Geology & Exploration. 2004. 32(2). p. 27-29.

101. Ma J., Wang B. Adsorption Property of High-rank Coal. Natural Gas Technology. 2008. 2(6). p. 31-34.

102. Sun Lidong Z.Y. Research on Effect of Pressure, Geo-temperature and Stress Fields on Permeability of Coalbed-gas-bearing Seams in Qinshui Basin. Journal of Shandong University of Science and Technology. 2007. 26(3). p. 12-14, 31.

103. Reeves S., Gonzalez R. Measurement and Prediction of Single- and Multi-Component Methane, Carbon Dioxide and Nitrogen Isotherms for U.S. Coals. Internationale Coalbed Methane Symposium. 2005.

104. Peng L., Qiao L., Gong M., Gong Y. Factors affecting the production performance of coalbed methane wells with multiple-zone. Journal of China Coal Society. 2014. 39(10). p. 2060-2067.

105. Дияшев P.H. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984. — 208 с.

106. Huang H., Sang S., Miao Y., Song H., et al. Drainage control of single vertical well with multi-hydraulic fracturing layers for coalbed methane development. Journal of China Coal Society. 2014. 39(Supp. 2). p. 422-431.

107. Ni X., Su X., Li G. Feasibility of Multi-layer Drainage for No 3 and No 15 Coal Seams in the Fanzhuang Area. Natural Gas Geoscience. 2010. 21(1). p. 144-149.

108. Xiong T., Sun G., Chi B., Sun P. Feasibility Study of Separate Layer Fracturing and Multi-layer Drainage for CBM in Sange Area, Eastern Margin of Ordos Basin. Coal Geology of China. 2013. 25(12). p. 52-54.

109. Xie X., Li X., Chen Z., Qin X., et al. Research on the feasibility of layered fracture and commingled water drainage & gas production for No.2 and No.10 coal seams in Yanchuannan area. Reservoir Evaluation and Development. 2011. 1(3). p. 65-69.

110. Huang L., Hu Q., Guo Y., Zhou J. Discussion on the feasibility of multi-layer combined gas production in Shouyang Block, Qinshui Basin. Natural Gas Technology

and Economy. 2017. 11(2). p. 21-25.

111. Xie X., Zhang W. Factor Analysis of Combining Production of Coal Bed Methane in Baiyanghe Block. Science and Technology of West China. 2014. 13(3). p. 29-31.

112. Zhang S., Guo H. Individual Pressure Fracturing and Combined Mining Technology of Coal Bed Methane Wells in Panzhuang Mine and Application. Coal Engineering. 2014. 46(5). p. 51-56.

113. Закиров Р.Х. Роль геолого-гидродинамического моделирования при проектировании разработки нефтяных месторождений. Геотехнефтегаз. 2009. 4(32). С. 34-36.

114. Бахтий Н.С., Абдулина М.В. Гидродинамическое моделирование с использованием программного обеспечения «Техсхема». Тюменское отделение «СургутНИПИнефть», ОАО «Сургутнефтегаз». 2016. — 273 с.

115. Садыгов Б.М. Гидродинамическое моделирование как одна из эффективных технологий при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Интеллектуальные технологии и техника в производстве и промышленности. Омск, Россия. 18 октября. 2017. С. 84-90.

116. Аль-Джубори А., Джонстон Ш., Бойер Ч., Ламберт С.У. Метан угольных пластов - чистая энергия для всего мира. Нефтегазовое Обозрение. 2009. 21(2). С. 4-17.

117. Li D., Zhang S. Effect simulation of horizontal well fracturing through strata based on coal seam permeability anisotropy test. Acta Petrolei Sinica. 2015. 36(8). p. 988994.

118. Wang H., Shi X., Ganghuyage, Tang Y. Characteristics of fillings in cracks of seam and influences to seam permeability. Coal Science & Technology. 2016. 44(9). p. 115121.

119. Zhang Y., Meng Z., Liu H., Yang Y. Dynamic model for bottomhole flowing pressure in initial stage of CBM wells drainage and its application. Coal Geology & Exploration. 2016. 44(2). p. 29-33.

120. Wu C., Zhang X., Liu Q. Typical indexes analysis of different drainage phases for CBM U-shaped well in southern Shizhuang Block of Qinshui Basin. Coal Science

and Technology. 2015. 43(2). p. 123-126.

121. Hu Y., Zhang S., Gao Z., Li D., et al. Optimization of hole bottom fluid pressure drop system in CBM wells based on Fuzzy Mathematical Method. Coal Science & Technology. 2015. 43(3). p. 64-67,72.

122. Rao M., Jiang S. Analysis on Drainage Techniques of Coalbed Methane Well. China Coalbed Methane. 2010. 7(1). p. 22-25.

123. Liu S., Zhang X., Yuan W., Tian X. Regularity of coal powder production and concentration control method during CBM well drainage. Journal of China Coal Society. 2012. 37(Supp. 2). p. 412-415.

124. Clarkson C.R., Bustin M. Coalbed Methane: Current Evaluation Methods, Future Technical Challenges. 2010. SPE 131791-MS.

125. Yuan Z., Liu P. Experiment research of change law and control factor on gas phase permeability of coal. The 6th National Natural Gas Reservoir High Efficiency Development Technology Seminar. Beijing, China. 2015. p. 214-219.

126. Ayers W.B. Coalbed gas systems, resources, and production and a review of contrasting cases from the San Juan and Powder River Basins. AAPG Bulletin. 2002. 86(11). p. 1853-1890.

127. Sun J. Coalbed methane exploration and gathering in Qinshui. National Coalbed Methane Symposium. 2013. p. 1-9.

128. Jaeger J.C., Cook N.G.W., Zimmerman R.W. Fundamentals of Rock Mechanics (4th Ed). Blackwell Publishing. 2014, p. 216-221.

129. Jin Y., Chen M. Petroleum Related Rock Mechanics. China University Of Petroleum. 2007. p. 60-62.

130. Зотеев О.В. Геомеханика. Екатеринбург: УГГУ, ИГД УРО РАН. 2003. 252 c.

131. Lou Y., Jin Y. Rock Mechanics in Petroleum Engineering. Petroleum Industry Press. 2006. p.191.

132. Рахманкулов Р.Р. Разрушение горных пород методом скалывания по поверхностям элементарных призм. Научное сообщество студентов XXI столетия. Тенические Науки: сб. ст. по мат. XX междунар. студ. науч.-практ. конф. № 5(20). г. Новосибирск, Россия. 2014.

133. Meng Z., Tian Y., Li G. Characteristics of In-Situ Stress Field in Southern Qinshui Basin and Its Research Significance. Journal of China Coal Society. 2010. 35(6). p. 975-981.

134. Meng Z., Tian Y., Li G. Relationship and Control Mechanism of Coal Reservoir Permeability and Geostress in Southern Qinshui Basin. Progress in Natural Science. 2009. 19(10). p. 1142-1148.

135. Zhang W., Li M., Jiang Z. Study of Criteria for Judging Collapse Failure of CBM Well Sidewall. China Coalbed Methane. 2011. 8(6). p. 37-41.

136. Zhao Y., Zhang S., Liu B., He J. Optimum technology of horizontal well drilling layer in coal reservoir. Coal Science and Technology. 2017. 45(3). p. 147-153.

137. Cheng Y., Cheng L., Li H., Han Z., et al. Research on testing methods of biot coefficient in reservoir with different permeability and its influencing factors. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering. 2015. 34(2). p. 3998-4004.

138. Zhu Z. Experimentation and Application of Open-Hole Cavity Completion in Baode CBM Block. Coal Geology of China. 2013. 25(12). p. 75-78.

139. Li H., Zhang X. Cavity-Perforated Casing Completing Technology for CBM Well. China Coalbed Methane. 2012. 9(2). p. 13-17.

140. Xu Y., Li Y., Xia W., Zhang X. CBM Cave Completion Technology. Exploration Engineering(Rock & Soil Drilling and Tunneling). 2017. 44(5). p. 7-30.

141. Palmer I.D., Mavor M.J., Seidle J.P., Spitler J.L., et al. Openhole Cavity Completions in Coalbed Methane Wells in the San Juan Basin. 1993. SPE 24906-PA.

142. Mavor M.J., Robinson J.R. Analysis of Coal Gas Reservoir Interference and Cavity Well Tests. 1993. SPE 25860-MS.

143. Zhang X., Tong D. Effect of roof aquifers on the coalbed methane well pattern productivity. Journal of China Coal Society. 2009. 34(5). p. 645-649.

144. Wang G. Analysis on Key Factors Influencing Production Characteristics of Coalbed Methane Wells - A Case from Panhe Area in the South of Qinshui Basin. Coalbed Methane Symposium. Jiangxi, China. 2008.

145. Salmachi A., Bonyadi M.R., Sayyafzadeh M., Haghighi M. Identification of potential locations for well placement in developed coalbed methane reservoirs. International

Journal of Coal Geology. 2014. 131(Supplement C). p. 250-262.

146. Chaianansutcharit T., Chen H., Teufel L.W. Impacts of Permeability Anisotropy and Pressure Interference on Coalbed Methane (CBM) Production. 2001. SPE 71069-MS.

147. Wicks D.E., Schwerer F.C., Militzer M.R., Zuber M.D. Effective Production Strategies for Coalbed Methane in the Warrior Basin. 1986. SPE 15234-MS.

148. Gash B.W., Volz R.F., Potter G., Corgan J.M. The effects of cleat orientation and confining pressure on cleat porosity, permeability and relative permeability in coal. SPWLA/SCA Symposium. Society of Core Analysts (SCA). Oklahoma City. 1992. p. 14.

149. Pashin J.C., McIntyre M.R., Clark P.E., Esposito R.A. Southeastern Regional carbon sequestration Partnership (SECARB) phase II. SECARB Black Warrior Test Site, Blue Creek Field, Tuscaloosa County, Alabama: Final Report: 101. 2010.

150. Xu N., Weatherstone P., Alam N., Lin X. Value Optimisation of Future Coal Seam Gas Field Developments Using Horizontal Wells. 2015. SPE 176904-MS.

151. Li T. Evaluation on Influence Factors of Comprehensive Filtration Lost Coefficient in Coal Bed Methane Fracturing. Coal Science and Technology. 2013. 41(3). p. 8183.

152. Purl R., Evanoff J.C., Brugler M.L. Measurement of Coal Cleat Porosity and Relative Permeability Characteristics. 1991. SPE 21491-MS.

153. Puri R., King G.E., Palmer I.D. Damage to Coal Permeability During Hydraulic Fracturing. 1991. SPE 21813-MS.

154. Армстронг К., Кард Р., Наваррет Р., Нельсон З. Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономических показателей скважин. Нефтегазовое обозрение. 1999. Весна. С. 46-63.

155. Казакова Л.В., Мокрушин А.А., Хмелев В.Ф., Макатров А.К. Эффективная очистка проппантной упаковки и стенок скважины после гидроразрыва пласта в процессе ее освоения. Бурение и Нефть. 2014. 3. С. 40-42.

156. Wang X., Ding Y., Li Z., Duan Y. A Study on Influence of Different Fracture Fluid to Hydraulic Fracturing in Coal Reservoir. Well Testing. 2009. 18(2). p. 1-4.

157. Guan B., Liu Y., Liu P., Liang L., et al. Present situation and development of coalbed

methane fracturing fluid. Coal Science and Technology. 2016. 44(5). p. 11-17.

158. Gao X. Evaluation of Fracturing-Fluid Damage for Permeability in Coal Seam, Liulin Area, Ordos Basin. Natural Gas Exploration and Development. 2016. 39(4). p. 53-56.

159. Jin X., Lan Z., Lan C., Wang W., et al. Fracturing Technology of Coalbed Methane in Qinshui Basin. SPE Unconventional Resources Conference and Exhibition-Asia Pacific. 2013. SPE 167108-MS.

160. Xia R. Optimization of hydraulic fracturing parameters for CBM wells in north Shizhuang. Coal Engineering. 2016. 48(9). p. 42,36-38.

161. Liang L., Cong L., Lu Y., Liu P. Study and application of fracturing fluid for gas well in coal-bed formation. Drilling Fluid & Completion Fluid. 2001. 18(2). p. 23-26.

162. Zhao Y., Zhang S., Xiao F., He J., et al. Experimental Study on Long-term Flow Conductivity of Fractured Fractures in Different Types of Reservoirs. Science Technology and Engineering. 2017. 17(11). p. 192-197.

163. Zhang S., Mou S., Zhang J., Wang L. Experimental Evaluation of Long-term Conductivity of Fracturing in Coal Beds. Acta Geologica Sinica. 2008. 82(10). p.

1444-1449.

164. Gao Y., Liu H. Research & Application of Integral Coalbed Methane Fracturing Technology in Yanchuan South Block. China Coalbed Methane. 2012. 9(6). p. 16-21.

165. Wu X. Study on hydraulic fracturing technology of low rank coal seam in Binchang mining area. Master's thesis, China Coal Research Institute CCRI, Xi An. 2015. p. 124.

166. Guo J., Lu Q., Zeng F. A productivity prediction model for a fractured well with wedge-shaped fractures. Acta Petrolei Sinica. 2013. 34(2). p. 346-352.

167. Wang J., Liu D. Derivation and Analysis of Production Formula of Fractured Horizontal Wells in Low Permeability Gas Reservoirs. Liaoning Chemical Industry. 2016. 45(3). p. 349-351, 355.

168. Zhao X., Jiang B., Xu Q., Liu J., et al. Well pattern design and deployment for coalbed methane development. Petroleum Exploration and Development. 2016. 43(1). p. 8490.

169. Cheng W. Study on Well Pattern Arrangement and Optimization in CBM

Experimental and Testing Zone in Yanchuan South. China Coalbed Methane. 2012. 9(4). p. 25-28.

170. Li P., Lu J., Zhang L., Tan Y., et al. Coalbed Methane Reservoir Development Scheme of Qinduan Block. Unconventional Oil & Gas. 2015. 2(4). p. 45-52.

171. Bi Y., Xian B. Fiber reinforced plastic screen pipe completion technology of coalbed methane horizontal well. Coal Science and Technology. 2016. 44(5). p. 106-111.

172. Zhao Y., Zhijun S., Hao S., Li J., et al. Application of U-type Horizontal Well in Panzhuang Coalbed Methane Exploration and Development. International Symposium on Technology for Safe and Efficient Mining of Coal Mines. Xi An, China. 2011. p. 317-322.

173. Schoenfeldt H.v., Zupanik J., Wight D.R., Stevens S.H. Unconventional Drilling Methods for Unconventional. Reservoirs in the US and Overseas. International Coalbed Methane Symposium, University of Alabama, Tuscaloosa, Alabama, USA. 2004. p. 3-7.

174. Wight D. Unconventional plays: enhancing performance with new technologies. Summer NAPE expo. 2005.

175. Tian Z., Qiao L., Su Y. Optimum design and feld practice of multi-branch horizontal CBM well ZHP01-1. Oil Drilling & Production Technology. 2010. 32(2). p. 26-29.

176. Liu R., Liu F., Zhou W., Li J., et al. Factors affecting single well productivity of coal reservoirs in Qinshui Basin. Natural Gas Industry. 2008. 28(7). p. 30-33,38.

177. Analysis of the current market situation of China's coalbed methane industry in 2018 and related policies. Electronic resource. URL: http://zhengce.chinabaogao.com/nengyuan/2018/041633003H018.html (Reference date: 16.04.2018).

178. Cao Y., Wang X. Economic evaluation of CBM gas development projects. Natural Gas Industry. 2011. 31(3). p. 103-106.

179. Kong L., Luan X., Du M., Shang S., et al. Economic analysis of CBM ground development projects of typical exploration blocks and discussion on support policies for CBM sustainable development in China. Natural Gas Industry. 2017. 37(3). p. 116-126.

180. Su C., Zhang J., Zhu W. Improved methodology of economic evaluation of coalbed methane based on discounted cash flow analysis. Journal of China University of Mining and Technology. 2018. 47(3). p. 631-638.

181. Dai Y., Li S., Xia L., Li J., et al. A CBM development well type optimization method based on the long-run marginal cost. Natural Gas Industry. 2018. 38(7). p. 113-119.

182. Zhang D. Mechanism of production increasing of coalbed gas for the pinnate horizontal well and sensitivity effect of parameters on gas production. Chinese Science Bulletin. 2005. 20(Supp.). p. 163-170.

183. Zhou R., Yang J., Wang Y., Chen X., et al. Sensitivity analysis on influencing factors of CBM single well production in south Qinshui basin. China Coalbed Methane. 2016. 13(5). p. 22-26.

Приложение 1

Рисунок 1 Геометрия трещины ГРП в скважине П2 в пласте S

Рисунок 2 Геометрия трещины ГРП в скважине П2 в пласте SW

Рисунок 3 Геометрия трещины ГРП в скважине П3 в пласте S

Рисунок 4 Геометрия трещины ГРП в скважине П3 в пласте SW

Профиль Ширины(с м) Концентрация Проппанта в Трещине (кг/м2)

Г\Ю(т) 25 25 | 1 2 а 6 70 80 90 100 110 120 1 »0 1 0

750 760 770 780 790 ■ Полудлина Трещины (м) 116,4 99,0

Полудлина (м)

полная высота фещины (м) 25,1 21,3 0,732

м)

Усредненная закрепленная ширина (см)

ельная Концентрация Проппанта в Трещине (кг/м2) 3,82

Безразмерная Проводимость Трещины 2,997

| 1

ч| ••

800 11 ||

К ОН Ц гн тр а ди я п ро п 1а нт а (к г/ м 2)

0 025 05 0.75 1 125 15 175 2 225 25 275 1 115 15 115 < (й 44 475 5 525 55 575 в 425 «5 475 7 725 75 775 в 625 65 675 9 925 95 475 И

Рисунок 5 Геометрия трещины ГРП в скважине П4 в пласте S

Профиль Ширины(см) Концентрация Проппанта в Трещине (кг/м2)

П/0(т) 2.5 0 2.5 III1 10 2 70 80 90 1 00 110 1 20 130 1 0

108,9 93,6 18,6 16,0 1,088 5,22 5,470

Полудлина (м)

850 Эффективная Закрепленная

Полная Высота Трещины (м) Эффективная Закрепленная Высота (м) Усредненная Закрепленная Ширина (см) Удельная Концентрация Проппанта в Трещине (кг/м2) Безразмерная Проводимость Трещины

860

880

А

ц 890 1/ 1 N >

920 - Концентрация Проппанта (кг/м2) 0 425 45 075 1 125 15 1.75 2 225 25 173 1 125 15 175 4 425 45 4.75 5 525 55 575 6 625 65 0.75 7 725 75 775 4 в 1.5 171 в в.Я 9 9.75 10

Рисунок 6 Геометрия трещины ГРП в скважине П4 в пласте SW

Рисунок 7 Геометрия трещины ГРП в скважине П5 в пласте S

Рисунок 8 Геометрия трещины ГРП в скважине П5 в пласте SW

Рисунок 9 Геометрия трещины ГРП в скважине П6 в пласте S

Рисунок 10 Геометрия трещины ГРП в скважине П6 в пласте SW

Приложение 2

Ниже приведен технико-экономический анализ эффективности применения базового варианта заканчивания скважин в зоне № 5.

Таблица 1 Показатели бурения скважин и разработки месторождения

Годы Дебит скважины, м3/сут Добыча, тыс.м3/г Ввод добывающих скв. из бурения Экспл. фонд скв.

Газ Воды Газ Воды

1 0,00 0,00 0,00 0,00 0 0

2 993,95 3,78 13780,16 102,57 67 67

3 1341,90 2,69 33934,80 85,89 17 84

4 1461,02 2,01 39565,28 62,22 0 84

5 1468,80 1,56 40792,19 46,90 0 84

6 1423,89 1,26 39932,21 37,33 0 84

7 1357,04 1,04 38097,33 30,31 0 84

8 1280,24 0,88 36034,00 25,54 0 84

9 1198,91 0,76 33800,06 21,85 0 84

10 1118,98 0,66 31563,83 18,98 0 84

11 1044,65 0,59 29466,23 16,79 0 84

12 973,71 0,53 27477,32 15,09 0 84

13 906,17 0,48 25118,91 13,44 0 84

14 844,77 0,45 23417,10 12,38 0 84

15 788,43 0,41 21855,13 11,47 0 84

16 737,42 0,38 20441,37 10,66 0 84

Итого 455275,9 511,4

Таблица 2 График строительства обустройства промысла

График строительства, % от полной стоимости

Годы Установка подготовки газа Газопровод Компрессорные станции Резервуарный парк и промбаза

1 50%

2 20% 60% 50% 25%

3 30% 40% 25%

4 50% 50%

Таблица 3 Количество скважин при разных вариантах заканчивания в соответствующих зонах, шт.

Зона Базовый С кавитацией ГРП и-образные Перистые

и-образные ГРП Перистые ГРП

№ 1 65 65 48 13 0 5 7

№ 3 52 52 38 10 1 4 5

№ 4 70 70 51 14 0 6 2

№ 5 84 84 62 16 3 7 4

№ 6 89 89 65 17 3 8 0

Таблица 4.1 Капитальные вложения в разведку, бурение скважин

Годы Фонд скважин, шт. Сстроительство скважин, тыс. юань

Бурение добывающих скв. Бурение разведочных скв. Перевод разведочных скважин в действующий фонд Добывающий фонд скважин Выбытие скважин Добывающие скважины Разведочные скв. Оборудование для газодобычи (добывающих скв.) Оборудование для (Перевод разведочных скважин) Итого ООС Итого с ООС

1 0 1 0 0 0 0 2480 0 0 2480 248 2728

2 66 4 1 67 0 108900 9920 3960 60 122840 12284 135124

3 13 0 4 84 0 21450 0 780 240 22470 2247 24717

4 0 0 0 84 0 0 0 0 0 0 0 0

5 0 0 0 84 0 0 0 0 0 0 0 0

6 0 0 0 84 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого 79 5 5 130350 12400 4740 300 147790 14779 162569

Таблица 4.2 Капитальные вложения в обустройство месторождения

Обустройство промысла, тыс. юань

Годы Установка подготовки газа и воды Газопровод Компрессорные станции Резервуарный парк и промбаза Автодорожное строительство Итого (1) Прочие объекты Итого (2) ООС Итого с ООС Итого капитальных вложений

1 0 0 5943 0 3752 9696 484 10180 1018 11198 13926

2 3200 6922 5943 233 0 16298 814 17113 1711 18825 153949

3 4800 4614 0 233 0 9648 482 10130 1013 11143 35860

4 8000 0 0 466 0 8466 423 8889 888 9778 9778

5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Итого 16000 11537.37 11886.98 932.3124 3752.557 44109.22 2205.461 46314.68 4631.468 50946.15 213515.1

Таблица 5.1 Расчет амортизации основных фондов, налога на имущество, тыс. юань

Бурение и обустройство скважин Обустройство промысла Разведочные скважины й

Годы Капитальные вложения Капитальные вложения с ООС Основные фонды Амортизация Капитальные вложения Капитальные вложения с ООС Основные фонды Амортизация Капитальные вложения Капитальные вложения с ООС Основные фонды Амортизация Итого капитальных вложени Итого ОФ Итого амортизации Накопленная амортизация Налог на имущество

1 0 0 0 0 10181 11199 4900 1400 2480 2728 1228 273 13927 6127 1673 1673 0

2 112860 124146 55866 12415 17114 18825 17335 3753 9980 10978 7259 1371 153949 80460 17538 19211 0

3 22230 24453 116528 14860 10130 11143 27870 5146 240 264 11496 1397 35860 155894 21403 40614 0

4 0 0 113895 14860 8889 9778 32574 6368 0 0 10231 1397 9778 156700 22625 63239 0

5 0 0 99035 14860 0 0 31095 6368 0 0 8834 1397 0 138964 22625 85864 0

6 0 0 84175 14860 0 0 24727 6368 0 0 7437 1397 0 116338 22625 108489 0

7 0 0 69315 14860 0 0 18358 6368 0 0 6040 1397 0 93713 22625 131114 0

8 0 0 54455 14860 0 0 11990 6368 0 0 4643 1397 0 71088 22625 153740 0

9 0 0 39595 14860 0 0 6322 4968 0 0 3246 1397 0 49163 21225 174965 0

10 0 0 24735 14860 0 0 2530 2615 0 0 1849 1397 0 29114 18872 193837 0

11 0 0 9875 14860 0 0 611 1222 0 0 588 1124 0 11075 17206 211043 0

12 0 0 1223 2445 0 0 0 0 0 0 13 26 0 1236 2472 0 0

Таблица 5.2 Расчет амортизации эксплуатационного бурения, тыс. юань

Годы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

2 12414,6 12414,6 12414,6 12414,6 12414,6 12414,6 12414,6 12414,6 12414,6 12414,6 0,0

3 2445,3 2445,3 2445,3 2445,3 2445,3 2445,3 2445,3 2445,3 2445,3 2445,3

4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Таблица 5.3 Расчет амортизации разведочного бурения, тыс. юань

Годы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 272,8 272,8 272,8 272,8 272,8 272,8 272,8 272,8 272,8 272,8 0,0 0,0

2 1097,8 1097,8 1097,8 1097,8 1097,8 1097,8 1097,8 1097,8 1097,8 1097,8 0,0

3 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4

4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Таблица 5.4 Расчет амортизации обустройства промысла, тыс. юань

Годы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 1399,9 1399,9 1399,9 1399,9 1399,9 1399,9 1399,9 1399,9 0,0 0,0 0,0 0,0

2 2353,2 2353,2 2353,2 2353,2 2353,2 2353,2 2353,2 2353,2 0,0 0,0 0,0

3 1392,9 1392,9 1392,9 1392,9 1392,9 1392,9 1392,9 1392,9 0,0 0,0

4 1222,3 1222,3 1222,3 1222,3 1222,3 1222,3 1222,3 1222,3 0,0

Итого ON Ul - о чо 00 ON Ul - Годы

45528 2044 2186 2342 2512 2748 2947 3156 3380 3603 3810 3993 4079 3957 3393 1378 о Затраты на добычу газа

30640 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 00 -fs» о 2100 4200 8400 6700 о Затраты на добычу воды

36422 1635 1748 1873 2010 2198 2357 2525 2704 2883 3048 3195 3263 3165 2715 1102 о Технологическая подготовка газа

м ON Ul ON ON 00 00 чо - Ul чо ю Ul о Затраты на утилизацию воды

18211 00 00 00 -fs» чо 1005 1099 1179 1263 1352 1441 1524 1597 1632 1583 1357 Ul о Сбор и транспорт газа

24860 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1680 1340 о Обслуживание скважин

31075 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 2100 1675 о Капитальный ремонт скважин

1000 ON ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ ON UJ C-N Обслуживание газопровода

13860 13860 о О о о О о О о о о О о О о о Ликвидация скважин

87010 5880 5880 5880 5880 5880 5880 5880 5880 5880 5880 5880 5880 5880 5880 4690 о Зарплата

12181 00 ю 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ 00 bJ ON о Льготы для сотрудников

28886 2892 1538 1572 1610 1662 1705 1752 1801 1850 1896 1937 2082 2266 2563 1755 C-N Административные расходы

329929 32641 18116 18528 19100 19582 20091 20634 21176 21678 22126 23725 25747 29017 19962 C-N чо Итого

ю On

н

S» g*

К

а &

On

hd s» о

л

П)

н о а

п> 43 S»

а к о я м Е х

со

й 43

н №

S

р я №

Таблица 7 Выручка предприятия

Годы Дебит скважины, м3/сут*скв Добыча, тыс.м3/г Выручка от реализации газа, млн. юань

Газ Вода Газ Вода

1 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

2 993,95 3,78 13780,16 102,57 21,73

3 1341,90 2,69 33934,80 85,89 53,52

4 1461,02 2,01 39565,28 62,22 62,39