(12) OPIS PATENTOWY (19) PL (11) (13) B1

Transkrypt

1 RZECZPOSPOLITA POLSKA Urząd Patentowy Rzeczypospolitej Polskiej (12) OPIS PATENTOWY (19) PL (11) (13) B1 (21) Numer zgłoszenia: (22) Data zgłoszenia: (86) Data i numer zgłoszenia międzynarodowego: , PCT/US95/12716 (87) Data i numer publikacji zgłoszenia międzynarodowego: , WO96/10683, PCT Gazette nr 16/96 (51) IntCl6: E21B 43/00 (54)Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji (30) Pierwszeństwo: ,US,08/ (73) Uprawniony z patentu: AMOCO CORPORATION, Chicago, US (43) Zgłoszenie ogłoszono: BUP 20/96 (72) Twórca wynalazku: Rajen Puri, Aurora, US (45) O udzieleniu patentu ogłoszono: WUP 11/99 (74) Pełnomocnik: Szlagowska-Kiszko Teresa, POLSERVICE PL B1 ( 5 7 ) 1. Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiw ania m etanu ze stałej w ęglow ej podziem nej form acji, znam ienny tym, ze najpierw w etapie a) wstrzykuje się gazow y płyn desorbujący do form acji przez odwiert, zbierając dane o natężeniu wstrzykiwania, po czym w etapie b) odbiera się przepływ pow rotny na odwiercie produkując płyn zawierający w strzykiw any gazow y płyn desorbujący i metan, następnie w etapie c) otrzym uje się dane o natężeniu produkcji i składzie chem icznym płynu produkow anego w etapie b), oraz w etapie d) określa się co najm niej je d n ą z poniższych charakterystyk polepszonego odzyskiw ania m etanu dla form acji otaczającej odw iert stosując dane otrzym ane w etapach a) 1 c), przy czym charakterystyki polepszonego odzyskiw ania m etanu w ybiera się z grupy obejm ującej efektyw ną przepuszczalność, charakterystyczny czas dyfuzji dla azotu, charakterystyczny czas dyfuzji dla metanu, charakterystyczny czas dyfuzji dla w strzykiw a- nego gazowego płynu desorbującego, zależn ą od naprężeń przepuszczalność, w zględną przepuszczalność, zdolność przepływ ow ą rezerw uaru, połączenie w sposób um ożliwiający przepływ pierw szego odw iertu z niewęglow ą podziem ną form acją, i ich kom binacje. FIG. 1

2 Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji Zastrzeżenia patentowe 1. Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji, znamienny tym, że najpierw w etapie a) wstrzykuje się gazowy płyn desorbujący do formacji przez odwiert, zbierając dane o natężeniu wstrzykiwania, po czym w etapie b) odbiera się przepływ powrotny na odwiercie produkując płyn zawierający wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący i metan, następnie w etapie c) otrzymuje się dane o natężeniu produkcji i składzie chemicznym płynu produkowanego w etapie b), oraz w etapie d) określa się co najmniej jedną z poniższych charakterystyk polepszonego odzyskiwania metanu dla formacji otaczającej odwiert stosując dane otrzymane w etapach a) i c), przy czym charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu wybiera się z grupy obejmującej efektywną przepuszczalność, charakterystyczny czas dyfuzji dla azotu, charakterystyczny czas dyfuzji dla metanu, charakterystyczny czas dyfuzji dla wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego, zależną od naprężeń przepuszczalność, względną przepuszczalność, zdolność przepływową rezerwuaru, połączenie w sposób umożliwiający przepływ pierwszego odwiertu z nie węglową podziemną formacją, i ich kombinacje. 2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że etap d) obejmuje dopasowanie numerycznego symulatora rezerwuaru do danych otrzymanych w etapach a) i c). 3. Sposób według zastrz. 2, znamienny tym, że stała węglowa podziemna formacja stanowi pokład węgla, a w etapie dopasowania d) obejmującego kolejne etapy da), db) i dc) w etapie da) uzyskuje się wartości efektywnej przepuszczalności, stanu otoczenia odwiertu i ciśnienia rezerwuaru w oparciu o dane otrzymane w etapach a) i c) dla złoża węgla, w etapie db) wprowadza się wartości otrzymane w etapie da) do numerycznego symulatora rezerwuaru, oraz w etapie dc) koryguje się właściwości rezerwuaru zawarte w symulatorze w celu dopasowania symulatora do danych otrzymanych w etapie a) i c). 4. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że ponadto w etapie e) uzyskuje się dane ciśnienia z obszaru odwiertu w pobliżu złoża węgla, w czasie przeprowadzania etapu b). 5. Sposób według zastrz. 4, znamienny tym, że poprawione właściwości rezerwuaru obejmują charakterystyczny czas dyfuzji dla wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego, a numeryczny symulator rezerwuaru dopasowuje się do danych ciśnienia otrzymanych w etapie e). 6. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że poprawione właściwości rezerwuaru obejmują charakterystyczny czas dyfuzji dla wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego, a numeryczny symulator rezerwuaru dopasowuje się do danych składu chemicznego płynu otrzymanych w etapie c). 7. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że poprawione właściwości rezerwuaru obejmują efektywną przepuszczalność, a numeryczny symulator rezerwuaru dopasowuje się do danych wstrzykiwania otrzymanych w etapie a). 8. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że jako wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący stosuje się tlen. 9. Sposób według zastrz. 3, znamienny tym, że w ramach etapu da) prowadzi się etap daa) w którym zamyka się odwiert, następnie etap dab) w którym mierzy się szybkość zmian ciśnienia w odwiercie w pobliżu złoża węgla w etapie daa), po czym etap dac) w którym stosując szybkość zmian ciśnienia zmierzoną podczas etapu dab) określa się efektywną przepuszczalność, stan otoczenia odwiertu i ciśnienie rezerwuaru dla złoża węgla otaczającego odwiert. 10. Sposób według zastrz. 9, znamienny tym, że etapy daa) i dab) prowadzi się przed etapem a).

3 Sposób według zastrz. 9, znamienny tym, że etapy daa) i dab) prowadzi się po etapie a), a przed etapem b). 12. Sposób według zastrz. 9, znamienny tym, że zmiana ciśnienia zmierzona w etapie dab) jest dodatnia. 13. Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze złoża węgla, znamienny tym, że w etapie a) wstrzykuje się gazowy płyn desorbujący do formacji przez odwiert penetrujący pokład węgla, zbierając dane o natężeniu wstrzykiwania, w etapie b) odbiera się przepływ powrotny na odwiercie produkując płyn zawierający wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący i metan, w etapie c) otrzymuje się dane o natężeniu produkcji i składzie chemicznym płynu produkowanego w etapie b), oraz w etapie d) otrzymuje się dane o ciśnieniu z regionu odwiertu penetrującego pokład węgla, w czasie etapu b), a następnie w etapie e) dokonuje się dopasowania numerycznego symulatora rezerwuaru do danych otrzymanych w etapach a), c) i d) w celu określenia co najmniej jednej z poniższych charakterystyk polepszonego odzyskiwania metanu dla złoża węgla, przy czym charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu wybiera się z grupy obejmującej efektywną przepuszczalność, charakterystyczny czas dyfuzji dla azotu, charakterystyczny czas dyfuzji dla metanu, charakterystyczny czas dyfuzji dla wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego, zależną od naprężeń przepuszczalność, względną przepuszczalność, zdolność przepływową rezerwuaru, i ich kombinacje, po czym w etapie f) osiąga się opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu stosując charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu określone w etapie e). 14. Sposób według zastrz. 13, znamienny tym, że gazowy płyn desorbujący wstrzykiwany w etapie a) zawiera od około 20 do 22% objętościowych tlenu od około 78 do 80% objętościowych azotu. 15. Sposób według zastrz. 14, znamienny tym, że ponadto w etapie g) mierzy się stosunek ilości tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego zawartych w gazowym płynie desorbującym wstrzykiwanym w etapie a), następnie w etapie h) mierzy się stosunek ilości tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego zawartych w płynach z przepływu powrotnego z etapu b), oraz w etapie i) określa się, czy odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową formacją, porównując stosunki zmierzone w etapach g) i h). 16. Sposób według zastrz. 15, znamienny tym, że stosunek zmierzony w etapie h) jest mniejszy niż 1/10 stosunku zmierzonego w etapie g), wskazując na to, że odwiert nie jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową podziemną formacją. 17. Sposób według zastrz. 15, znamienny tym, że stosunek zmierzony w etapie h) jest mniejszy niż 1/50 stosunku zmierzonego w etapie g), wskazując na to, że odwiert nie jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową podziemną formacją. 18. Sposób według zastrz. 13, znamienny tym, że płyn wstrzykuje się do formacji co najmniej w dwu etapach, przy czym w każdym kolejnym etapie stosuje się wyższe ciśnienie wstrzykiwania. 19. Sposób według zastrz. 13, znamienny tym, że ponadto w etapie g) przewiduje się polepszone natężenie odzyskiwania metanu dla złoża węgla stosując opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu określony w etapie f). 20. Sposób według zastrz. 13, znamienny tym, że ponadto w etapie g) opracowuje się technikę ulepszonego odzyskiwania metanu dla formacji stosując opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu z etapu f), oraz w etapie h) odzyskuje się metan z formacji stosując technikę ulepszonego odzyskiwania metanu. 21. Sposób według zastrz. 20, znamienny tym, że przy opracowywaniu techniki ulepszonego odzyskiwania metanu dla formacji w etapie ga) określa się natężenie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego i ciśnienie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do złoża węgla w celu odzyskania metanu z formacji.

4 Sposób według zastrz. 21, znamienny tym, że przy opracowywaniu techniki ulepszonego odzyskiwania metanu dla formacji ponadto w etapie gb) określa się skład chemiczny wykorzystywanego gazowego płynu desorbującego, oraz w etapie gc) określa się odstępy pomiędzy otworami i rozmieszczenie otworów w celu najefektywniejszego odzyskania metanu ze złoża węgla. 23. Sposób według zastrz. 21, znamienny tym, że złoże węgla zawiera więcej niż jeden pokład węgla, które to pokłady są co najmniej częściowo rozdzielone przez zasadniczo niewęglowe formacje, a przy opracowywaniu techniki ulepszonego odzyskiwania metanu dla formacji ponadto w etapie gb) określa się, do którego pokładu węgla wstrzykuje się gazowy płyn desorbujący stosując opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu z etapu f). 24. Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze złoża węgla, znamienny tym, że w etapie a) wstrzykuje się powietrze do złoża przez odwiert, zbierając dane o natężeniu i składzie chemicznym powietrza, w etapie b) odbiera się przepływ powrotny na odwiercie produkując gazowy płyn, w etapie c) otrzymuje się dane o natężeniu produkcji i składzie chemicznym płynu produkowanego w etapie b), oraz w etapie d) określa się, czy odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową podziemną formacją na podstawie danych z etapów a) i c). 25. Sposób według zastrz. 24, znamienny tym, że ponadto w etapie e) mierzy się natężenie produkcji wody z odwiertu przed etapem a), w etapie f) mierzy się natężenie produkcji wody z odwiertu w etapie b), oraz w etapie g) określa się, czy woda i gaz są segregowane w pionowych strefach w złożu węgla przez porównanie natężenia produkcji wody z etapu e) z natężeniem produkcji wody zmierzonym w etapie f). 26. Sposób według zastrz. 24, znamienny tym, że ponadto w etapie e) dodatkowo określa się co najmniej jedną z właściwości rezerwuaru dla złoża węgla, przy czym właściwości rezerwuaru wybiera się z grupy obejmującej ciśnienie rezerwuaru, gęstość usypową złoża węgla, maksymalną zdolność sorpcyjną złoża węgla dla metanu, maksymalną zdolność sorpcyjną złoża węgla dla azotu, maksymalną zdolność sorpcyjną złoża węgla dla tlenu, ciągłość rezerwuaru, niejednorodność rezerwuaru, anizotropię rezerwuaru, ciśnienie niszczące formacji, zawartość zaadsorbowanego metanu w formacji i ich kombinacje. 27. Sposób według zastrz. 26, znamienny tym, że etap e) obejmuje etap dopasowania numerycznego symulatora rezerwuaru do danych z etapów a) i c). 28. Sposób według zastrz. 27, znamienny tym, że do złoża węgla wstrzykuje się dostateczną objętość powietrza, aby promień poszukiwania był od około 5 do 100 większy niż efektywny promień odwiertu. 29. Sposób według zastrz. 28, znamienny tym, że wstrzykuje się dostateczną objętość powietrza, aby promień poszukiwania wynosił co najmniej 0,5% odległości pomiędzy odwiertem i najbliższym sąsiadującym odwiertem. 30. Sposób według zastrz. 28, znamienny tym, że wstrzykuje się dostateczną objętość powietrza, aby promień poszukiwania wynosił co najmniej 1% odległości pomiędzy odwiertem i najbliższym sąsiadującym odwiertem. 31. Sposób według zastrz. 28, znamienny tym, że wstrzykuje się dostateczną objętość powietrza, aby promień poszukiwania wynosił od około 1 do 10% odległości pomiędzy odwiertem i najbliższym sąsiadującym odwiertem. 32. Sposób według zastrz. 26, znamienny tym, że ponadto w etapie f) otrzymuje się dane o natężeniu produkcji i składzie chemicznym płynu produkowanego w najbliższym sąsiadującym odwiercie penetrującym złoże węgla, oraz w etapie e) dopasowuje się numeryczny symulator rezerwuaru do danych z etapów a), c) i f).

5 Sposób według zastrz. 32, znamienny tym, że ponadto w etapie g) wstrzykuje się gaz znacznikowy do złoża węgla przez odwiert, w etapie h) mierzy się czas, jaki zużywa gaz znacznikowy na wydostanie się w najbliższym sąsiadującym odwiercie, oraz w etapie i) stosuje się czas zmierzony w etapie h) do określenia charakterystycznego czasu przepływu dla regionu w okolicy odwiertu i najbliższego sąsiadującego odwiertu. 34. Sposób według zastrz. 33, znamienny tym, że ponadto w etapie j) określa się charakterystyczny czas dyfuzji stosując charakterystyczny czas przepływu z etapu i) i skład chemiczny z etapu f). * * * Przedmiotem wynalazku jest sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji. Przedmiotem wynalazku są ogólnie sposoby odzyskiwania metanu ze stałych węglowych podziemnych formacji, takich jak pokłady węgla. Dokładniej przedmiotem wynalazku są sposoby określania jakości rezerwuaru stałej węglowej podziemnej formacji. Przedmiotem wynalazku są także sposoby określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji. Przez pojęcie rezerwuar w dalszej części opisu wynalazku oraz w treści zastrzeżeń patentowych należy rozumieć przestrzeń zajmowana przez porowate formacje geologiczne, głównie skalne stanowiące podziemne naturalne złoże gazu. Stałe węglowe podziemne formacje, takie jak pokłady węgla, zawierają znaczące ilości gazu ziemnego. Taki gaz ziemny składa się głównie z metanu, zwykle w ilości 90 do 90% objętościowych. Główna część metanu jest zaabsorbowana w substancji węglowej formacji. Poza metanem w złożu węglowym lub na jego powierzchni mogą znajdować się mniejsze ilości innych związków, takich jak woda, azot, dwutlenek węgla i cięższe węglowodory. Światowe rezerwy metanu w stałych węglowych podziemnych formacjach są ogromne, a więc opracowano techniki ułatwiające odzyskiwanie metanu z takich formacji. Zgodnie ze stanem techniki metan odzyskiwano najpierw ze stałych węglowych podziemnych formacji obniżając ciśnienie formacji. Przy sposobach opartych na obniżaniu ciśnienia w miarę obniżania ciśnienia zbiornika obniża się ciśnienie cząstkowe metanu w spękaniach. Powoduje to desorpcję metanu z miejsc związania i dyfuzję do spękań. Po przedostaniu się do systemu spękań metan przepływa do odwiertu wydobywczego. Ciśnienie formacji spada w miarę wydobywania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji. Zwykle natężenie wydobycia metanu spada z czasem w miarę spadku ciśnienia rezerwuaru formacji. Dla złóż węgla sądzi się, że techniki pierwotnego obniżania ciśnienia są w stanie odzyskać ekonomicznie około 35 do 70% oryginalnego metanu ze złoża. Szybkość odzyskiwania metanu z formacji i procent całości metanu odzyskanego z formacji techniką pierwotnego obniżania ciśnienia zależy, od właściwości rezerwuaru formacji. Przewidywanie ilości metanu zawartego w stałej węglowej podziemnej formacji, spodziewanego natężenia wydobycia i spodziewanego procentu odzyskania metanu jest trudne, czasochłonne i kosztowne. Zwykle otrzymuje się z formacji próbki rdzenia w celu określenia właściwości rezerwuaru formacji, w tym ilości metanu zawartego w formacji, oraz określenia grubości i pionowego rozmieszczenia substancji węglowej. Niestety, stałe węglowe podziemne formacje, takie jak pokłady węgla, są zwykle bardzo heterogenne i mogą wykazywać znaczną anizotropię zarówno w kierunku poziomym, jak i pionowym. Substancja węglowa układa się często w oddzielne warstwy, oddzielone łupkiem lub piaskowcem. Próbki rdzenia często nie dają godnych zaufania ocen jakości rezerwuaru. Pilotowe pełnoskalowe odwierty produkcyjne, często stosowane w celu lepszego ocenienia potencjału wydobycia metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji techniką pierwotnego obniżania ciśnienia, mogą kosztować kilka milionów dolarów i wymagają kilku miesięcy lub lat do określenia potencjału wydobycia metanu z konkretnej stałej węglowej podziemnej formacji.

6 W przeszłości stosowano testy ze spadkiem ciśnienia w celu określenia właściwości odwiertu, przepuszczalności rezerwuaru, ciśnienia rezerwuaru w rejonie pokładu węgla otaczającego odwiert. W tych typach testów do odwiertu do wstrzykiwania wstrzykuje się zwykle wodę. Podaje się ją przez określony czas, następnie zamyka się odwiert do wstrzykiwania. W czasie okresu zamknięcia odwiertu do wstrzykiwania mierzy się ciśnienie w głównym odwiercie. Dane z przebiegu spadku ciśnienia można zanalizować w celu określenia stanu okolicy odwiertu, przepuszczalności i ciśnienia rezerwuaru. Jednak, jak podano powyżej, stałe węglowe podziemne formacje zwykle wykazują znaczną niejednorodność i anizotropię, której nie wykaże standardowy test spadku ciśnienia. Tak więc takie testy zwykle nie dają dość informacji, aby w dostateczny sposób opisać typową stałą węglową podziemną formację. Odzyskiwanie metanu technikami pierwotnego obniżania ciśnienia może nie być zadowalające dla wielu stałych węglowych podziemnych formacji. W celu polepszenia wydobycia metanu ze stałych węglowych podziemnych formacji opracowano techniki pozwalające na wydobycie procentowo większej ilości metanu z formacji z wyższą wydajnością niż w przypadku technik obniżania ciśnienia. Jedna z takich technik wykorzystuje wstrzykiwanie desorbującego gaz płynu, takiego jak azot, zubożone w tlen powietrze, powietrze, gaz spalinowy lub dowolny inny gaz zawierający co najmniej 50% objętościowych azotu. Wstrzykiwany desorbujący gaz płyn zmniejsza często we ciśnienie metanu w szczelinach i powoduje desorpcję z miejsc związania do spękań. Inna z takich technik wykorzystuje wstrzykiwanie desorbującego gaz płynu, zawierającego co najmniej 50% objętościowych dwutlenku węgla. Płyn zawierający dwutlenek węgla korzystnie adsorbuje się w miejscach związania metanu i zmusza metan do desorcji z tych miejsc i dyfuzji do spękań. Po dotarciu do spękań metan przemieszcza się do otworu wydobywczego. Dodatkowe korzyści wynikające z obu powyższych technik wynikają z podwyższania przez gazowy płyn desorbujący ciśnienia formacji, dzięki czemu możliwe jest szybsze wydobywanie metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji w porównaniu z technikami pierwotnego obniżania ciśnienia. Stosowanie gazowego płynu desorbującego pozwala na wydobycie większej procentowo ilości metanu w porównaniu z technikami pierwotnego obniżania ciśnienia. Metody wykorzystujące wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący dla polepszenia wydobycia metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji są niekiedy nazywane technikami ulepszonego odzyskiwania metanu. Chociaż techniki ulepszonego odzyskiwania metanu polepszają wydobycie metanu z formacji, wymagają jednak dużej pracy przy projektowaniu i wykorzystaniu. Ponadto szybsze wydobycie i dodatkowa ilość wydobytego metanu dzięki polepszonemu odzyskiwaniu metanu mogą nie usprawiedliwić zwiększonych kosztów związanych z wdrożeniem techniki na danej formacji. W celu stwierdzenia, czy techniki ulepszonego odzyskiwania metanu, są właściwe dla danej stałej węglowej podziemnej formacji, należy przewidzieć dokładnie wydobycie metanu z formacji takimi technikami. Niestety, właściwości rezerwuaru określane z samego typowego testu spadku ciśnienia nie dają dość informacji, aby dokładnie przewidzieć wydobycie metanu przy zastosowaniu technik ulepszonego odzyskiwania metanu. Podobnie jak w przypadku technik pierwotnego obniżania ciśnienia, pełnoskalowa produkcyjna instalacja pilotowa stosująca techniki ulepszonego odzyskiwania metanu może kosztować kilka milionów dolarów i wymagać kilku miesięcy lub lat badań. Pożądany jest więc sposób określania właściwości rezerwuaru stałej węglowej podziemnej formacji. Ponadto pożądany jest względnie szybki i tani sposób przewidywania szybkości wydobycia metanu i procentu metanu ze złoża, jaki można odzyskać ze stałej węglowej podziemnej formacji technikami ulepszonego odzyskiwania metanu. W niniejszym opisie następujące terminy mają poniższe znaczenie: (a) powietrze odnosi się do dowolnej mieszaniny gazowej zawierającej co najmniej 15% objętościowych tlenu i co najmniej 60% objętościowych azotu. Powietrze oznacza zwykle mieszaninę atmosferyczną gazów znajdującą się w miejscu odwiertu i zawierającą od około 20 do 22% objętościowych tlenu i 78 do 80% objętościowych azotu;

7 (b) substancja węglowa odnosi się do stałej substancji węglowej, która, jak się uważa, powstaje z termicznej i biogenicznej degradacji materii organicznej. Termin substancja węglowa w szczególności wyklucza węglany i inne minerały, które mogą powstawać w innych rodzajach procesów; (c) charakterystyczny czas przepływu oznacza czas wymaga przez cząsteczkę gazowego nieadsorbującego płynu, takiego jak hel, do przemieszczenia się przez układ spękań stałej węglowej podziemnej formacji od miejsca w formacji niedaleko odwiertu do wstrzykiwania do miejsca niedaleko odwiertu produkcyjnego; (d) charakterystyczny czas dyfuzji dla stałej węglowej podziemnej formacji jest czasem koniecznym dla 67% gazowego płynu do desorpcji lub adsorpcji na węglowym złożu formacji; (e) spękania lub układ spękań odnosi się do naturalnego układu spękań w stałej podziemnej formacji węglowej; (f) złoże węgla oznacza pojedynczy pokład węgla lub wiele pokładów z możliwością przepływu pomiędzy nimi płynu; (g) pokłady węgla są formacjami węglowymi zawierającymi od 50 do 100% wagowych organicznej substancji; (h) efektywna przepuszczalność jest miarą oporu stawianego przez formację ruchowi przez nią gazowych płynów. Efektywna przepuszczalność będzie się zmieniała wraz z różnymi ciśnieniami w porach i miejscem w formacji. Efektywna przepuszczalność obejmuje efekty przepuszczalności zależnej od naprężeń i efekty względnej przepuszczalności; (i) zależność efektywnej przepuszczalności jest opisem, w jaki sposób efektywna przepuszczalność waha się w zależności od ciśnienia w porach i jak zmienia się z nasyceniem wodą formacji. Zależność ta jest ważna, ponieważ ciśnienie w porach i nasycenie wodą może się zmieniać wraz ze wstrzykiwaniem gazowego płynu desorbującego do formacji; (j) gaz spalinowy oznacza mieszaninę gazową powstającą ze spalania węglowodoru w powietrzu. Dokładny skład chemiczny gazu spalinowego zależy od wielu czynników, w tym między innymi spalanego węglowodoru, stosunku tlen/paliwo przy spalaniu i temperatury spalania; (k) ciśnienie niszczące formacji i ciśnienie niszczące oznacza ciśnienie konieczne do otwarcia formacji i rozprzestrzeniania się indukowanego pęknięcia przez formację; (1) połowiczna długość spękań oznacza odległość, zmierzoną wzdłuż spękania, od odwiertu do czubka spękania; (m) gazowy płyn desorbujący obejmuje dowolny płyn lub mieszaninę płynów, zdolną do zmuszenia metanu do desorpcji ze stałej węglowej podziemnej formacji; (n) początkowe ciśnienie rezerwuaru jest ciśnieniem rezerwuaru występującym w odwiercie w czasie jego ukończenia w stałej węglowej podziemnej formacji; (o) K oznacza efektywną przepuszczalność formacji pod początkowym ciśnieniem rezerwuaru; (p),,kf oznacza efektywną przepuszczalność formacji pod danym ciśnieniem w porach; (q) ciśnienie w porach jest ciśnieniem w przestrzeniach porów układu spękań. Ciśnienie w porach może się zmieniać w formacji i może się zmieniać w miarę wprowadzania i odprowadzania płynów z formacji; (r) zdolność przepływowa rezerwuaru jest miarą natężenia przepływu, które można osiągnąć w stałej węglowej podziemnej formacji. Zdolność przepływowa rezerwuaru jest iloczynem efektywnej przepuszczalności i wysokości lub grubości formacji. Dla odwiertu do wstrzykiwania zdolność przepływowa rezerwuaru powinna uwzględniać zależność od naprężeń przepuszczalności w formacji, ponieważ efektywna przepuszczalność w regionie w pobliżu odwiertu będzie się zmieniać w miarę zmian ciśnienia w porach przy wstrzykiwaniu gazowego płynu desorbującego; (s) ciśnienie rezerwuaru oznacza ciśnienie na powierzchni produkcyjnej formacji w czasie zamknięcia odwiertu. Ciśnienie rezerwuaru może się wahać w formacji. Ciśnienie rezerwuaru może się też zmieniać w czasie w związku z powstawaniem płynów w formacji i/lub wstrzykiwaniem gazowego płynu desorbującego do formacji;

8 (t) stała podziemna formacja węglowa oznacza dowolną stałą, zawierającą metan substancję położoną pod ziemią. Sądzi się, że takie zawierające metan substancje powstają przez termiczną i biogeniczną degradację substancji organicznych. Stałe podziemne formacje węglowe obejmują między innymi złoża węglowe i inne formacje węglowe, takie jak łupki antracytowe, węglowe lub dewońskie; (u) sorpcja odnosi się do procesu trzymania gazu w substancji węglowej, takiej jak węgiel, zawierającej mikropory. Gaz zwykle jest trzymany w węglu w postaci fazy skondensowanej lub podobnej do cieczy lub też jest związany chemicznie z węglem; (v) zasięg odnosi się do regionu formacji stykającego się z płynem wprowadzonym do formacji. Zasięg formacji mierzy się jako procent formacji stykającej się z płynem. Łączny zasięg jest iloczynem zasięgu powierzchniowego i w pionie; (w) odstępy odwiertów lub odstępy oznaczają odległość w linii prostej pomiędzy poszczególnymi otworami dwu oddzielnych odwiertów. Odległość mierzy się od miejsca przecięcia otworów z formacją; (x) stan okolicy odwiertu jest miarą względnych uszkodzeń regionu formacji otaczającego odwiert. Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji, charakteryzuje się według wynalazku tym, że najpierw w etapie a) wstrzykuje się gazowy płyn desorbujący do formacji przez odwiert, zbierając dane o natężeniu wstrzykiwania, po czym w etapie b) odbiera się przepływ powrotny na odwiercie produkując płyn zawierający wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący i metan, następnie w etapie c) otrzymuje się dane o natężeniu produkcji i składzie chemicznym płynu produkowanego w etapie b), oraz w etapie d) określa się co najmniej jedną z poniższych charakterystyk polepszonego odzyskiwania metanu dla formacji otaczającej odwiert stosując dane otrzymane w etapach a) i c), przy czym charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu wybiera się z grupy obejmującej efektywną przepuszczalność, charakterystyczny czas dyfuzji dla azotu, charakterystyczny czas dyfuzji dla metanu, charakterystyczny czas dyfuzji dla wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego, zależną od naprężeń przepuszczalność, względną przepuszczalność, zdolność przepływową rezerwuaru, połączenie w sposób umożliwiający przepływ pierwszego odwiertu z niewęglową podziemną formacją, i ich kombinacje. Korzystnie etap d) obejmuje dopasowanie numerycznego symulatora rezerwuaru do danych otrzymanych w etapach a) i c). Korzystnie stała węglowa podziemna formacja stanowi pokład węgla, a w etapie dopasowania d) obejmującego kolejne etapy da), db) i dc) w etapie da) uzyskuje się wartości efektywnej przepuszczalności, stanu otoczenia odwiertu i ciśnienia rezerwuaru w oparciu o dane otrzymane w etapach a) i c) dla złoża węgla, w etapie db) wprowadza się wartości otrzymane w etapie da) do numerycznego symulatora rezerwuaru, oraz w etapie dc) koryguje się właściwości rezerwuaru zawarte w symulatorze w celu dopasowania symulatora do danych otrzymanych w etapie a) i c). Korzystnie ponadto w etapie e) uzyskuje się dane ciśnienia z obszaru odwiertu w pobliżu złoża węgla, w czasie przeprowadzania etapu b). Korzystnie poprawione właściwości rezerwuaru obejmują charakterystyczny czas dyfuzji dla wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego, a numeryczny symulator rezerwuaru dopasowuje się do danych ciśnienia otrzymanych w etapie e). Korzystnie poprawione właściwości rezerwuaru obejmują charakterystyczny czas dyfuzji dla wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego, a numeryczny symulator rezerwuaru dopasowuje się do danych składu chemicznego płynu otrzymanych w etapie c). Korzystnie poprawione właściwości rezerwuaru obejmują efektywną przepuszczalność, a numeryczny symulator rezerwuaru dopasowuje się do danych wstrzykiwania otrzymanych w etapie a). Korzystnie jako wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący stosuje się tlen.

9 Korzystnie w ramach etapu da) prowadzi się etap daa) w którym zamyka się odwiert, następnie etap dab) w którym mierzy się szybkość zmian ciśnienia w odwiercie w pobliżu złoża węgla w etapie daa), po czym etap dac) w którym stosując szybkość zmian ciśnienia zmierzoną podczas etapu dab) określa się efektywną przepuszczalność, stan otoczenia odwiertu i ciśnienie rezerwuaru dla złoża węgla otaczającego odwiert. Korzystnie etapy daa) i dab) prowadzi się przed etapem a). Korzystnie etapy daa) i dab) prowadzi się po etapie a), a przed etapem b). Korzystnie zmiana ciśnienia zmierzona w etapie dab) jest dodatnia. Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze złoża węgla, odznacza się według wynalazku tym, że w etapie a) wstrzykuje się gazowy płyn desorbujący do formacji przez odwiert penetrujący pokład węgla, zbierając dane o natężeniu wstrzykiwania, w etapie b) odbiera się przepływ powrotny na odwiercie produkując płyn zawierający wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący i metan, w etapie c) otrzymuje się dane o natężeniu produkcji i składzie chemicznym płynu produkowanego w etapie b), oraz w etapie d) otrzymuje się dane o ciśnieniu z regionu odwiertu penetrującego pokład węgla, w czasie etapu b), a następnie w etapie e) dokonuje się dopasowania numerycznego symulatora rezerwuaru do danych otrzymanych w etapach a), c) i d) w celu określenia co najmniej jednej z poniższych charakterystyk polepszonego odzyskiwania metanu dla złoża węgla, przy czym charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu wybiera się z grupy obejmującej efektywną przepuszczalność, charakterystyczny czas dyfuzji dla azotu, charakterystyczny czas dyfuzji dla metanu, charakterystyczny czas dyfuzji dla wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego, zależną od naprężeń przepuszczalność, względną przepuszczalność, zdolność przepływową rezerwuaru, i ich kombinacje, po czym w etapie f) osiąga się opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu stosując charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu określone w etapie e). Korzystnie gazowy płyn desorbujący wstrzykiwany w etapie a) zawiera od około 20 do 22% objętościowych tlenu od około 78 do 80% objętościowych azotu. Korzystnie ponadto w etapie g) mierzy się stosunek ilości tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego zawartych w gazowym płynie desorbującym wstrzykiwanym w etapie a), następnie w etapie h) mierzy się stosunek ilości tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego zawartych w płynach z przepływu powrotnego z etapu b), oraz w etapie i) określa się, czy odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową formacją, porównując stosunki zmierzone w etapach g) i h). Korzystnie stosunek zmierzony w etapie h) jest mniejszy niż 1/10 stosunku zmierzonego w etapie g), wskazując na to, że odwiert nie jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową podziemną formacją. Korzystnie stosunek zmierzony w etapie h) jest mniejszy niż 1/50 stosunku zmierzonego w etapie g), wskazując na to, że odwiert nie jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową podziemną formacją. Korzystnie płyn wstrzykuje się do formacji co najmniej w dwu etapach, przy czym w każdym kolejnym etapie stosuje się wyższe ciśnienie wstrzykiwania. Korzystnie ponadto w etapie g) przewiduje się polepszone natężenie odzyskiwania metanu dla złoża węgla stosując opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu określony w etapie f). Korzystnie ponadto w etapie g) opracowuje się technikę ulepszonego odzyskiwania metanu dla formacji stosując opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu z etapu f), oraz w etapie h) odzyskuje się metan z formacji stosując technikę ulepszonego odzyskiwania metanu. Korzystnie przy opracowywaniu techniki ulepszonego odzyskiwania metanu dla formacji w etapie ga) określa się natężenie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego i ciśnie-

10 nie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do złoża węgla w celu odzyskania metanu z formacji. Korzystnie przy opracowywaniu techniki ulepszonego odzyskiwania metanu dla formacji ponadto w etapie gb) określa się skład chemiczny wykorzystywanego gazowego płynu desorbującego, oraz w etapie gc) określa się odstępy pomiędzy otworami i rozmieszczenie otworów w celu najefektywniejszego odzyskania metanu ze złoża węgla. Korzystnie złoże węgla zawiera więcej niż jeden pokład węgla, które to pokłady są co najmniej częściowo rozdzielone przez zasadniczo niewęglowe formacje, a przy opracowywaniu techniki ulepszonego odzyskiwania metanu dla formacji ponadto w etapie gb) określa się, do którego pokładu węgla wstrzykuje się gazowy płyn desorbujący stosując opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu z etapu f). Sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze złoża węgla, charakteryzuje się według wynalazku tym, że w etapie a) wstrzykuje się powietrze do złoża przez odwiert, zbierając dane o natężeniu i składzie chemicznym powietrza, w etapie b) odbiera się przepływ powrotny na odwiercie produkując gazowy płyn, w etapie c) otrzymuje się dane o natężeniu produkcji i składzie chemicznym płynu produkowanego w etapie b), oraz w etapie d) określa się, czy odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową podziemną formacją na podstawie danych z etapów a) i c). Korzystnie ponadto w etapie e) mierzy się natężenie produkcji wody z odwiertu przed etapem a), w etapie f) mierzy się natężenie produkcji wody z odwiertu w etapie b), oraz w etapie g) określa się, czy woda i gaz są segregowane w pionowych strefach w złożu węgla przez porównanie natężenia produkcji wody z etapu e) z natężeniem produkcji wody zmierzonym w etapie f). Korzystnie ponadto w etapie e) dodatkowo określa się co najmniej jedną z właściwości rezerwuaru dla złoża węgla, przy czym właściwości rezerwuaru wybiera się z grupy obejmującej ciśnienie rezerwuaru, gęstość usypową złoża węgla, maksymalną zdolność sorpcyjną złoża węgla dla metanu, maksymalną zdolność sorpcyjną złoża węgla dla azotu, maksymalną zdolność sorpcyjną złoża węgla dla tlenu, ciągłość rezerwuaru, niejednorodność rezerwuaru, anizotropię rezerwuaru, ciśnienie niszczące formacji, zawartość zaadsorbowanego metanu w formacji i ich kombinacje. Korzystnie etap e) obejmuje etap dopasowania numerycznego symulatora rezerwuaru do danych z etapów a) i c). Korzystnie do złoża węgla wstrzykuje się dostateczną objętość powietrza, aby promień poszukiwania był od około 5 do 100 większy niż efektywny promień odwiertu. Korzystnie wstrzykuje się dostateczną objętość powietrza, aby promień poszukiwania wynosił co najmniej 0,5% odległości pomiędzy odwiertem i najbliższym sąsiadującym odwiertem. Korzystnie wstrzykuje się dostateczną objętość powietrza, aby promień poszukiwania wynosił co najmniej 1% odległości pomiędzy odwiertem i najbliższym sąsiadującym odwiertem. Korzystnie wstrzykuje się dostateczną objętość powietrza, aby promień poszukiwania wynosił od około 1 do 10% odległości pomiędzy odwiertem i najbliższym sąsiadującym odwiertem. Korzystnie ponadto w etapie i) otrzymuje się dane o natężeniu produkcji i składzie chemicznym płynu produkowanego w najbliższym sąsiadującym odwiercie penetrującym złoże węgla, oraz w etapie e) dopasowuje się numeryczny symulator rezerwuaru do danych z etapów a), c) i f). Korzystnie ponadto w etapie g) wstrzykuje się gaz znacznikowy do złoża węgla przez odwiert, w etapie h) mierzy się czas, jaki zużywa gaz znacznikowy na wydostanie się w najbliższym sąsiadującym odwiercie, oraz w etapie

11 i) stosuje się czas zmierzony w etapie h) do określenia charakterystycznego czasu przepływu dla regionu w okolicy odwiertu i najbliższego sąsiadującego odwiertu. Korzystnie ponadto w etapie j) określa się charakterystyczny czas dyfuzji stosując charakterystyczny czas przepływu z etapu i) i skład chemiczny z etapu f). Odkryto niespodziewanie, że można wykorzystać prosty test wstrzykiwania i zwrotnego przepływu w połączeniu z technikami modelowania rezerwuaru, takimi jak symulacja numeryczna, w celu określenia właściwości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji. W wynalazku gazowy płyn desorbujący, zawierający korzystnie co najmniej 50% objętościowych azotu, wstrzykuje się do formacji przez odwiert ze znanym natężeniem. Po wprowadzeniu żądanej ilości płynu odwiert korzystnie zamyka się i mierzy się wartości ciśnienia na odwiercie. Następnie pozwala się na wypłynięcie co najmniej części wstrzykniętego płynu przez odwiert na powierzchnię. Skład chemiczny płynu wypływającego przez odwiert obserwuje się w funkcji czasu. Jedną lub kilka z poniższych danych zebranych w czasie testu można wykorzystać wraz z technikami modelowania rezerwuaru w celu określenia właściwości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji: szybkości wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego, składu chemicznego płynu wypływającego z odwiertu, odpowiedzi ciśnieniowej odwiertu po zamknięciu, ciśnienia na odwiercie w czasie wstrzykiwania i spływu powrotnego, natężenia powrotnego przepływu płynu do odwiertu, składu chemicznego wstrzykiwanego płynu i objętości płynu, który mógł być poprzednio wytworzony przez formację i odebrany z odwiertu. Korzystnie, właściwości rezerwuaru i charakterystykę polepszonego odzyskiwania metanu określa się przez dopasowanie numerycznego symulatora rezerwuaru, modelującego formację, do danych zmierzonych w czasie okresu wstrzykiwania, okres przepływu powrotnego i dowolnego okresu produkcyjnego. Charakterystykę polepszonego odzyskiwania metanu formacji można użyć do opracowania opisu rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu dla stałej węglowej podziemnej formacji. Charakterystyka polepszonego odzyskiwania metanu i opis rezerwuaru pomogą przy otrzymywaniu rządowej akceptacji dla projektu i ułatwią wprowadzenie w życie projektów produkcyjnych korzystających z polepszonych technik odzyskiwania metanu. W ramach wynalazku dostarczono sposób przewidywania charakterystyki zachowania się odwiertu i ekonomicznej dopuszczalności odzyskiwania metanu ze stałych węglowych podziemnych formacji stosując technikę pierwotnego obniżania ciśnienia lub techniki ulepszonego odzyskiwania metanu. Określono co najmniej część charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu takiej formacji. Opracowano opisu rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu, który można wykorzystać do przewidywania polepszonego natężenia wydobycia metanu z formacji. Zastosowano opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu do przewidywania procentu całkowitej ilości metanu w złożu, który można opłacalnie wydobyć z takiej formacji stosując techniki ulepszonego odzyskiwania metanu. Określono warunki pracy projektu produkcyjnego, takie jak ciśnienie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do stałej węglowej podziemnej formacji, natężenie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do formacji dla danego ciśnienia wstrzykiwania, odstępy pomiędzy odwiertem do wstrzykiwania i produkcyjnym, i korzystny skład chemiczny wstrzykiwanego płynu. Przedmiot wynalazku jest uwidoczniony w przykładzie wykonania na rysunku, na którym fig. 1 przedstawia wykres stosunku przepuszczalności (Kf/K i) względem ciśnienia w porach dla badanego w wynalazku złoża węglowego. Wykres pokazuje zależność przepuszczalności związanej z naprężeniami, wykazywaną przez węgiel, fig. 2 stanowi diagram ilustrujący pole z 11 odwiertami w skorupie ziemskiej. Odwierty 1 do 3, 5 do 7 i 9 do 11 są połączone w sposób umożliwiający przepływ ze stałą węglową

12 podziemną formacją zawierającą węgiel. Odwierty 4 i 8 nie łączą się ze stałą węglową podziemną formacją, fig. 3 przedstawia dopasowania porównujący przedwtryskowego okresu pierwotnego odzyskiwania metanu ze zmniejszaniem ciśnienia ze stałej węglowej podziemnej formacji, fig. 4 przedstawia wykres dopasowania okresu wstrzykiwania powietrza i następnego okresu zamknięcia tego samego odwiertu z fig. 3, fig. 5 przedstawia wykres dopasowania okresu przepływu powrotnego dla tego samego odwiertu z fig. 3 i 4, fig. 6 przedstawia wykres dopasowania zawartości procentowej azotu w płynie odzyskiwanym podczas okresu przepływu powrotnego, fig. 7 przedstawia wykres przewidywanego natężenia wstrzykiwania azotu i związanego z nim ciśnienia na dnie odwiertu do wstrzykiwania, stosowanego przy odzyskiwaniu metanu w układzie dziewięciu odwiertów pokazanym na fig. 10, fig. 8 przedstawia wykres przewidywanego ulepszonego natężenia wydobycia metanu, przewidywanego natężenia wydobycia metanu przy pierwotnym zmniejszaniu ciśnienia, oraz przewidywanego natężenia odzyskiwania azotu z tego samego układu dziewięciu odwiertów, jak na fig. 10, fig. 9 przedstawia wykres kumulatywnego wydobycia metanu z tego samego układu dziewięciu odwiertów, jak na fig. 10, zarówno dla metanu wydobywanego przy pierwotnym zmniejszaniu ciśnienia, jak i technikami ulepszonego odzyskiwania metanu oraz fig. 10 stanowi diagram ilustrujący układ 9 odwiertów, stosowany do odzyskiwania metanu ze złoża węgla. Chociaż symulatory mogły przyjmować dane wejściowe właściwości rezerwuaru takie jak przepuszczalność, porowatość i czas dyfuzji, fachowcy nie doceniali tego, że dane polowe z testu wstrzykiwania/przepływu powrotnego można wykorzystywać w połączeniu z technikami modelowania rezerwuaru do określania jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu stałej węglowej podziemnej formacji. Ponadto nikt nie zdawał sobie sprawy, z tego, że dane numeryczne symulatora można dopasować do danych polowych z testu wstrzykiwania/przepływu powrotnego otrzymując szybki, tani i dokładny sposób określania jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu formacji, oraz opracowania dokładnego opisu rezerwuaru formacji. Jak powiedziano powyżej, w ramach wynalazku uzyskano ulepszony sposób określania właściwości rezerwuaru stałej węglowej podziemnej formacji. Jest to względnie szybki i tani sposób określania i/lub weryfikacji takich właściwości rezerwuaru jak porowatość, efektywna przepuszczalność, ciśnienie zbiornika, gęstość usypowa formacji, maksymalna pojemność sorpcyjna formacji dla metanu, maksymalna pojemność sorpcyjna formacji dla azotu i/lub innych gazów wiążących się z substancją węglową formacji, spójność rezerwuaru, niejednorodność rezerwuaru i dowolna anizotropia rezerwuaru, ciśnienie niszczące formacji i zawartość zaadsorbowanego metanu w formacji w standardowych metrach sześciennych na kilogram. Te właściwości rezerwuaru są niekiedy dalej określane jako "jakość rezerwuaru stałej węglowej podziemnej formacji. Przedmiotem wynalazku jest sposób określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu stałej węglowej podziemnej formacji. Poza właściwościami rezerwuaru opisującymi jego jakość, charakterystyka polepszonego odzyskiwania metanu obejmuje także między innymi: zdolność wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego, zdolność przepływową rezerwuaru, zależność przepuszczalności od naprężeń ze zmianą ciśnienia w porach, wieloskładnikowy charakterystyczny czas dyfuzji dla gazowego płynu desorbującego lub charakterystyczne stałe czasowe dyfuzji dla indywidualnych gazów takich jak metan lub azot, charakterystyczny czas przepływu w formacji, zależność efektywnej przepuszczalności, połowiczną długość spękań związanych z odwiertem do wstrzykiwania lub produkcyjnym, zależność względnej przepuszczalności i inne właściwości rezerwuaru wpływające na techniczną i/lub ekonomiczną dopuszczalność stosowania technik ulepszonego odzyskiwania metanu ze stałej węglowej podziemnej formacji.

13 Opracowano też sposób określania, czy konkretny odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglowymi formacjami, takimi jak piaskowiec, w których tlen nie ulega znaczącej sorpcji. Należy zauważyć, że odwiert może być połączony w sposób umożliwiający przepływ z formacją piaskowca nawet wtedy, gdy odwiert nie penetruje piaskowca. Np. piaskowiec może znajdować się o kilka metrów od odwiertu, ale na tyle blisko, że znaczna ilość gazowego płynu desorbującego wstrzykiwanego tam może wędrować przez piaskowiec pomijając większość stałej węgłowej podziemnej formacji. Określenie, czy odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z formacjami takimi jak piaskowiec może być szczególne ważne, gdy rozważa się, czy odwiert można stosować jako odwiert do wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do stałej węglowej podziemnej formacji. Jeśli odwiert do wstrzykiwania jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z piaskowcem, znaczna ilość gazowego płynu desorbującego wstrzykiwanego tam może pomijać stałą węglową podziemną formację i ginąć bezpowrotnie. Jak stwierdzono wyżej, techniki ulepszonego odzyskiwania metanu mogą być technicznie złożone i trudne do wprowadzenia na formacji. Zyski ekonomiczne z projektów produkcyjnych stosujących takie techniki mogą być wrażliwe na charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu danej formacji i sposób stosowania techniki ulepszonego odzyskiwania metanu na danej formacji. W celu pełnej oceny stałej węglowej podziemnej formacji i określenia, czy można na niej stosować techniki ulepszonego odzyskiwania metanu, należy określić jak najwięcej charakterystyk polepszonego odzyskiwania metanu z formacji. Jedna z metod analizy, jaką można zastosować do określania jakości rezerwuaru i/lub charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu formacji, jest dopasowanie, za pomocą numerycznego symulatora rezerwuaru, do danych rzeczywistych otrzymanych w czasie wstrzykiwania, przepływu powrotnego i/lub produkcji. Jako pierwszy krok w dopasowaniu wprowadza się do symulatora estymowane wartości różnych parametrów rezerwuaru, takich jak stan okolicy odwiertu, ciśnienie rezerwuaru, i przepuszczalność rezerwuaru. Wartości stanu okolicy odwiertu, ciśnienia rezerwuaru, i przepuszczalności rezerwuaru otrzymuje się korzystnie z procesu wzrostu ciśnienia lub testy spadku wykonanego na odwiercie. W czasie procedury dopasowania parametry rezerwuaru, takie jak przepuszczalność, poprawia się systematycznie aż do uzyskania dopasowania pomiędzy wyjściem z symulatora rezerwuaru i danymi rzeczywistymi. Szczegółowy opis symulacji rezerwuaru, z sugestiami co do prowadzenia dopasowania zawiera Reservoir Simulation, wyd. C.C. Mattar i R. L. Dalton, seria monografii H. L. Doherty'ego tom 13, Society of Petroleum Engineers (Richardson, Texas, 1990). Określenie charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu formacji będzie także pomocne przy opracowywaniu opisu rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu w formacji. Gdy stosuje się techniki dopasowania, opis rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu zawarty w numerycznym symulatorze rezerwuaru jest rozwijany i uaktualniany jednocześnie z określaniem jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu. Uaktualniany numeryczny symulator rezerwuaru można stosować do planowania projektu produkcyjnego wykorzystującego techniki ulepszonego odzyskiwania metanu. Przy planowaniu projektu produkcyjnego należy określić rozstaw odwiertów, korzystny układ odwiertów do wstrzykiwania i produkcyjnych, ciśnienie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego, korzystny chemiczny skład wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego i ciśnienie pracy odwiertu lub odwiertów produkcyjnych, a także przewidywane natężenie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego, przewidywane łączne natężenia odzyskiwania płynów, przewidywane natężenia odzyskiwania metanu, przewidywane natężenia wytwarzania wody, procent początkowej zawartości metanu przewidywanego do wydobycia, skład chemiczny płynu wytwarzanego w odwiercie produkcyjnym w funkcji czasu przy różnych scenariuszach projektu produkcyjnego, oraz urządzenia powierzchniowe, takie jak urządzenia do wstrzykiwania, oczyszczania i przetwarzania wody, konieczne przy różnych scenariuszach projektu produkcyjnego. Określając precyzyjnie zapotrzebowanie instalacji projektowej można wydajnie zastosować techniki ulepszonego odzyskiwania metanu w sposób dogodny i tani.

14 Odwiert i wstrzykiwanie gazowego płynu desorbującego Do wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do stałej węglowej formacji można stosować różne typy odwiertów. Odwiert może być dowolnego typu, jeśli tylko penetruje formację i może transportować gazowy płyn desorbujący pod ciśnieniem do formacji. Np. odwiert może być odwiertem badawczym, rdzeniowym wykonanym dla pobrania próbek z formacji lub produkującym, wykorzystywanym przedtem lub nie do wytwarzania metanu z formacji metodą pierwotnego obniżania ciśnienia. Część odwiertu penetrująca stałą węglową podziemną formację może być całkowicie otwarta lub orurowana z perforacją w pobliżu formacji, aby umożliwić przepływ płynu pomiędzy formacją i odwiertem. Korzystne jest stosowanie odwiertu wykończonego orurowaniem i perforacją, jeśli ma się do czynienia z kilkoma pokładami węgla oddzielonymi od siebie w pionie. Pozwoli to na wstrzykiwanie gazowego płynu desorbującego niezależnie do każdego pokładu. Wstrzykiwanie gazowego płynu desorbującego niezależnie do każdego pokładu ułatwia określenie jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu poszczególnych pokładów. Korzystnymi gazowymi płynami desorbującymi są płyny zawierające azot jako główny składnik. Przykłady takich płynów obejmują azot, gaz spalinowy, powietrze i powietrze zubożone w tlen. Najkorzystniejsze płyny to płyny zawierające od 5 do 25% objętościowych tlenu, takie jak powietrze i powietrze zubożone w tlen. Stosowanie gazowego płynu desorbującego zawierającego tlen ułatwia określanie anizotropii rezerwuaru i jego niejednorodności w formacji. Stosowanie gazowego płynu desorbującego zawierającego tlen ułatwi także określenie, czy dany odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglową formacją, taką jak piaskowiec, w którym tlen nie sorbuje się znacząco. Przed rozpoczęciem wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego korzystnie jest zamknąć odwiert. Pozwala to na stabilizację ciśnienia w rejonie odwiertu. Czas osiągania stabilizacji zależy od właściwości rezerwuaru danej formacji i stanu odwiertu. Dla typowego odwiertu dostateczne będzie zamknięcie na dwa do trzech tygodni. W czasie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego należy korzystnie obserwować ciśnienie w odwiercie w pobliżu formacji i natężenie wstrzykiwania. Ciśnienie w odwiercie można obserwować umieszczając przetwornik ciśnienia na dole odwiertu przy formacji lub alternatywnie mierząc ciśnienie wstrzykiwania na powierzchni i uwzględniając wysokość kolumny cieczy w odwiercie nad formacją. Wstrzykiwanie gazowego płynu desorbującego korzystnie prowadzi się etapowo, w każdym etapie podwyższając ciśnienie wstrzykiwania. Każdy etap powinien trwać tak długo, aby natężenie wstrzykiwania ustalało się w przybliżeniu. Ustalając czas trwania każdego z etapów korzystnie jest ze względów ekonomicznych ograniczyć go w każdym etapie do mniej niż dwu tygodni, korzystniej do mniej niż tygodnia. Sądzi się, że podzielenie wstrzykiwania na etapy z własnymi ciśnieniami wymusza dokładniejsze dopasowanie do danych otrzymanych w czasie wstrzykiwania. Z kolei dzięki temu dokładniej określi się charakterystykę polepszonego odzyskiwania metanu formacji. Ponadto przy stosowaniu więcej niż jednego ciśnienia wstrzykiwania można skonstruować dokładniejszy wykres natężenia wstrzykiwania względem ciśnienia wstrzykiwania. Wykres ten wraz z przewidywanym natężeniem odzyskiwania metanu dla danego natężenia wstrzykiwania pomoże określić, jakie jest optymalne ciśnienie wstrzykiwania. Ogólnie im wyższe jest ciśnienia wstrzykiwania, tym większe koszty sprężania związane z wstrzyknięciem metra sześciennego gazowego płynu desorbującego do formacji. Wykres natężenia wstrzykiwania względem ciśnienia wstrzykiwania można więc zastosować do określania względnego kosztu wstrzykiwania metra sześciennego gazowego płynu desorbującego i spodziewanego maksymalnego natężenia wstrzykiwania dla każdego z ciśnień. Jest to ważne spostrzeżenie, ponieważ koszt sprężania gazowego płynu desorbującego jest znaczną częścią ogólnych kosztów związanych z projektem produkcyjnym wykorzystującym techniki ulepszonego odzyskiwania metanu. Wzrost natężenia wstrzykiwania otrzymywany dla danego wzrostu ciśnienia wstrzykiwania jest zależny co najmniej w części od zależnej od naprężeń przepuszczalności wykazy

15 wanej przez formację. Zależna od naprężeń przepuszczalność opisuje zmianę efektywnej przepuszczalności zachodzącej w formacji, gdy zmienia się ciśnienie w porach formacji. Dla ciśnień wstrzykiwania poniżej ciśnienia niszczącego formacji sądzi się, że zależna od naprężeń przepuszczalność spowoduje wzrost stosunku przepuszczalności (Kf/K i, jak pokazuje fig. 1. To z kolei spowoduje wzrost skutecznej przepuszczalności formacji. Wzrost skutecznej przepuszczalności formacji ze wzrostem ciśnienia w porach pozwala na wstrzykiwanie większych objętości gazowego płynu desorbującego do formacji, niż można się spodziewać w oparciu o stosowane ciśnienie wstrzykiwania. Jak widać z fig. 1, na koniec osiąga się punkt, w którym stosunek przepuszczalności wzrasta bardzo niewiele dla danego ciśnienia w porach. Tak więc na koniec przyrostowy wzrost natężenia wstrzykiwania uzyskiwany dla przyrostowej zmiany ciśnienia powinien się zacząć zmniejszać. Ogólnie, dla technik ulepszonego odzyskiwania metanu natężenie odzyskiwania metanu jest proporcjonalne do natężenia wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego. Spowodowane to jest faktem, że ze wzrostem natężenia wstrzykiwania dostępna jest większa ilość molekuł płynu dla zmuszenia metanu do desorpcji do spękań. Ponadto ze wzrostem ciśnienia wstrzykiwania ciśnienie w porach w formacji wzrośnie i w pobliżu odwiertu, i w końcu w całej formacji. Ten wzrost ciśnienia w porach spowoduje wzrost efektywnej przepuszczalności formacji. Powoli to na zwiększenie ilości wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego do formacji i zwiększenie ilości metanu w jednostce czasu wędrującego przez formację do odwiertu produkcyjnego. Dzięki temu ze wzrostem ciśnienia wstrzykiwania rośnie natężenie wstrzykiwania i efektywna przepuszczalność, co spowoduje zwiększenie natężenia polepszonego odzyskiwania metanu. Jednak sądzi się, że na koniec dochodzi się do punktu, w którym przyrostowe zwiększenie natężenia odzyskiwania metanu osiągalne dla danego przyrostowego wzrostu ciśnienia wstrzykiwania nie usprawiedliwia ekonomicznie dodatkowych kosztów sprężania związanych z przyrostowym wzrostem ciśnienia wstrzykiwania i natężenia wstrzykiwania wymaganego do zwiększenia natężenia natężenia odzyskiwania metanu. Krokowe natężenie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego będzie pomagać w osiąganiu bardziej dokładnego określenia zależności przepuszczalności zależnej od naprężeń od ciśnienia w porach dla formacji, a więc pomoże w określeniu optymalnego ciśnienia wstrzykiwania dla danego projektu produkcyjnego. Wstrzykiwanie gazowego płynu desorbującego wstrzymuje się po wprowadzeniu żądanej ilości płynu do formacji. W jednym z wariantów wynalazku korzystne jest wstrzykiwanie dostatecznej ilości gazowego płynu desorbującego, aby długość promienia poszukiwania wynosiła co najmniej 0,5% odległości pomiędzy odwiertem, do którego wstrzykuje się płyn, a najbliższym odwiertem, korzystniej co najmniej 1% odległości, a w pewnych sytuacjach od 1 do 10%. Promień poszukiwania określa się obliczając teoretyczne rozmiary obszaru sondowanego przez wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący. Ogólnie, ze wzrostem promienia poszukiwania rośnie obszar sondowany przez wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący. Ze wzrostem tego regionu rośnie pewność, że określone właściwości rezerwuaru dokładnie opisują formację. Jednak rozmiar promienia poszukiwania jest w praktyce ograniczony kosztem związanym ze wzrostem promienia poszukiwania. W celu jego podwojenia trzeba czterokrotnie powiększyć ilość stosowanego gazowego płynu desorbującego. Tak więc istnieje praktyczna ekonomiczna granica rozmiaru promienia poszukiwania. Przy jego obliczaniu zakłada się, że promień definiuje objętość kształtu cylindrycznego, z centrum na osi pionowej odwiertu, jednorodnie sondowaną gazowym płynem desorbującym. Równanie poniżej można stosować do obliczania promienia poszukiwania. K = efektywna przepuszczalność formacji w milidarcy Ø = porowatość formacji Ct = łączna ściśliwość układu w P a-1 t = czas okresu wstrzykiwania w godzinach

16 Jak widać z równania, rozmiar promienia poszukiwania zależy od efektywnej przepuszczalności formacji, porowatości obszaru, lepkości płynu w formacji, łącznej ściśliwości formacji i czasu trwania okresu wstrzykiwania. Należy zauważyć, że lepkość stosowana do obliczania promienia poszukiwania jest lepkością wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego. Także zależna od naprężeń przepuszczalność formacji może spowodować, że efektywna przepuszczalność w pobliżu odwiertu różni się od efektywnej przepuszczalności w oddaleniu od odwiertu. Tak więc do obliczania promienia poszukiwania stosuje się średnią efektywną przepuszczalność formacji. Pełniejszą dyskusję promienia poszukiwania i sposób jego obliczania można znaleźć w Advances in Weil Test Analysis, str. 19, R. C. Earlougher jr. wyd. 2, Society of Petroleum Engineers Monograph nr 5 (1977). Należy zauważyć, że jeśli formacja wykazuje jakąkolwiek niejednorodność i anizotropię, obszar penetrowany przez gazowy płyn desorbujący może nie być równomiernie rozłożony wokół odwiertu, a więc gazowy płyn desorbujący może sondować obszar w dużej odległości poza promieniem poszukiwania. W innym wariancie wynalazku w czasie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do formacji nie istnieje sąsiedni odwiert, ale co najmniej jeden dodatkowy odwiert, do stosowania sposobu według wynalazku, będzie wywiercony w przyszłości. W tym wariancie korzystnie jest wstrzykiwać dostateczną objętość gazowego płynu desorbującego, aby długość promienia poszukiwania wynosiła co najmniej 0,5% odległości pomiędzy odwiertem, do którego wstrzykuje się płyn, a najbliższą okolicą, gdzie planuje się wiercenie odwiertu do wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego, korzystnie co najmniej 1% odległości, a w pewnych sytuacjach od 1 do 10% odległości. W trzecim wariancie wynalazku wykorzystuje się zdolność gazowego płynu desorbującego do sondowania obszarów formacji w dużej odległości poza promieniem poszukiwania. W tym wariancie wynalazku wstrzykuje się dość gazowego płynu desorbującego, aby spowodować odpowiedź w jednym lub kilku z najbliższych odwiertów. Odpowiedź może obejmować zmianę ciśnienia w odwiercie, zmianę natężenia odzyskiwania metanu i/lub zmianę składu chemicznego płynów wydobywanych w sąsiednich odwiertach. Obserwuje się korzystnie odpowiedź w co najmniej jednym sąsiednim odwiercie. Dane otrzymane z obserwacji sąsiedniego odwiertu można zastosować do określania jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu dla obszaru formacji pomiędzy odwiertem do wstrzykiwania i odwiertem sąsiednim. Na przykład dla konkretnej formacji charakterystyczny czas dyfuzji i charakterystyczny czas przepływu składników gazowych wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego można określić mierząc skład chemiczny płynu wydobywanego z sąsiedniego otworu. Przy określaniu charakterystycznego czasu przepływu korzystnie jest dodać nieadsorbujący gaz znacznikowy, taki jak hel, do wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego. Czas, jaki zabierze helowi dotarcie do sąsiedniego odwiertu, daje informację dostateczną do określenia charakterystycznego czasu przepływu dla gazów dla przebycia odległości pomiędzy odwiertem do wstrzykiwania i sąsiednim. Zgrubne przybliżenie charakterystycznego czasu dyfuzji dla składników gazowych gazowego płynu desorbującego można określić porównując czas potrzebny gazowemu składnikowi do osiągnięcia sąsiedniego odwiertu z czasem potrzebnym nieadsorbowanemu gazowi znacznikowemu do osiągnięcia tego samego odwiertu. Dokładniejsze określenie charakterystycznego czasu dyfuzji można uzyskać wprowadzając to zgrubne przybliżenie otrzymane dla charakterystycznego czasu dyfuzji do numerycznego symulatora rezerwuaru. Charakterystyczny czas dyfuzji jest tam poprawiany aż do uzyskania dopasowania przewidywanych i rzeczywistych danych składu chemicznego i/lub natężeń odzyskiwania płynu mierzonych na sąsiednim odwiercie. Alternatywnie charakterystyczny czas dyfuzji otrzymany na podstawie eksperymentów na próbce rdzenia lub z literatury można wprowadzić do numerycznego symulatora rezerwuaru, dopasowywanego następnie przez poprawianie charakterystycznego czasu dyfuzji aż do uzyskania dopasowania przewidywanych i rzeczywistych danych składu chemicznego i natężeń odzyskiwania płynu mierzonych na sąsiednim odwiercie.

17 Jeśli płyn desorbujący wstrzykiwany do formacji zawiera tlen, pomiar względnego stężenia gazowego tlenu w czasie w płynach odzyskiwanych z sąsiedniego otworu pozwala na określenie procentowej zawartości substancji węglowej zawartej w warstwach podpowierzchniowych, przez które przemieszał się wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący. Jak opisano poniżej, substancja węglowa, taka jak węgiel, z łatwością sorbuje gazowy tlen, a substancje niewęglowe nie czynią tego. Ilość tlenu sorbowanego w danym obszarze formacji zależy od procentowej zawartości substancji węglowej tworzącej formację. Względny procent substancji węglowej w formacji można obliczyć z gęstości usypowej. W celu określenia zdolności sorpcyjnej formacji wobec tlenu określa się empirycznie lub literaturowo zdolność sorpcyjną substancji węglowej bez minerałów. Szacowanej wartości gęstości usypowej formacji pomiędzy odwiertem do wstrzykiwania i sąsiednim używa się do przewidywania zdolności sorpcyjnej formacji. Przewidzianą wartość zdolności sorpcyjnej wraz z informacją dotyczącą stężenia tlenu we wstrzykiwanym gazowym płynie desorbującym i dotyczącą odległości przebywanej przez gazowy płyn desorbujący w drodze pomiędzy odwiertem do wstrzykiwania i sąsiednim można stosować do przewidywania stężenia tlenu spodziewanego w płynach odbieranych z sąsiedniego odwiertu. Ogólnie, jeśli płyn odbierany z sąsiedniego odwiertu zawiera więcej tlenu, niż przewidziano, wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący przemieszczał się przez obszary podpowierzchniowe zawierające mniej procentowo substancji węglowej, niż oceniano (to jest o wyższej gęstości usypowej, niż oceniano). Zdolność formacji do sorpcji tlenu można też zastosować do określenia względnego procentu substancji węglowej w obszarze pomiędzy odwiertem do wstrzykiwania i jednym odwiertem sąsiadującym w porównaniu do względnego procentu substancji węglowej w obszarze pomiędzy odwiertem do wstrzykiwania i innym odwiertem sąsiadującym. Korelując dane odpowiedzi z kilku odwiertów sąsiadujących, można określić niejednorodność formacji, w odniesieniu do względnego procentu substancji węglowej. Następnie, czas zużywany przez gazowy tlen do osiągnięcia odwiertu sąsiadującego jest wskaźnikiem, czy gazowy płyn desorbujący ominął stałą podziemną węglową formację. Np., jeśli wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący zawierający tlen ominął większość stałej podziemnej węglowej formacji i wędrował przez niewęglową formację złożoną z substancji, takich jak piaskowiec, wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący powinien osiągnąć odwiert sąsiadujący względnie wcześnie; i w takim czasie, stosunek tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego w płynie odzyskiwanym z odwiertu sąsiadującego będzie zasadniczo niezmieniony względem stosunku tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego zawartych w gazowym płynie desorbującym wstrzykiwanym do odwiertu. Dzieje się tak, ponieważ tlen nie jest selektywnie sorbowany przez piaskowiec tak jak przez węgieł i inne substancje węglowe. Ważne jest określenie, czy takie drogi istnieją aby projekty produkcyjne wykorzystujące techniki ulepszonego odzyskiwania metanu można było zaprojektować tak, aby zapobiegać wchodzeniu wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego do takich niewęglowych obszarów. Zmniejsza to ilość stosowanego gazowego płynu desorbującego i polepsza wydajność desorbującą wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego. Jeśli można uzyskać dostateczną ilość danych z odwiertów sąsiadujących, ułatwiających określenie jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu formacji, okres powrotnego przepływu może nie być konieczny. We wszystkich wariantach wynalazku, korzystnie jest, aby promień poszukiwania miał wartość od 5 krotnie do 100 krotnie większą niż efektywny promień odwiertu. Zagwarantuje to, że ilość substancji węglowej w promieniu poszukiwania jest na tyle duża, że substancja węglowa zawarta w efektywnym promieniu odwiertu nie wpłynie nadmiernie na określenie jakości rezerwuaru i określenie charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu formacji. Efektywny promień odwiertu korzystnie określa się mierząc odpowiedź ciśnieniową odwiertu w czasie po zamknięciu odwiertu, jak opisano poniżej. Po zakończeniu wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego, odwiert korzystnie zamyka się i mierzy odpowiedź ciśnieniową odwiertu. Dane odpowiedzi ciśnieniowej odwiertu

18 otrzymane w czasie zamknięcia wraz z danymi otrzymanymi w czasie wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego, takimi jak: ciśnienie odwiertu przed zamknięciem, szybkość wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego i ilość gazowego płynu desorbującego wstrzykiwania do formacji, można użyć do obliczenia stanu okolicy odwiertu, ciśnienia rezerwuaru, efektywnego promienia odwiertu, i efektywnej przepuszczalności formacji. Jeśli odwiert nie jest zamknięty, wartości stanu okolicy odwiertu, ciśnienia rezerwuaru, efektywnego promienia odwiertu, i efektywnej przepuszczalności można otrzymać z literaturowych odnośników, lub testów ze spadkiem ciśnienia lub wzrostem ciśnienia prowadzonych albo przed wstrzykiwaniem gazowego płynu desorbującego, albo po okresie powrotnego przepływu. Wartości stanu okolicy odwiertu, ciśnienia rezerwuaru, efektywnego promienia odwiertu, i efektywnej przepuszczalności stosuje się w czasie procedury dopasowania do pomocy w określaniu jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu z formacji. Odwiert korzystnie otwiera się ponownie i pozwala się płynowi na powrotny przepływ przez odwiert ze stałej podziemnej węglowej formacji po okresie wstrzykiwania lub po okresie zamknięcia, jeśli go dokonano. W czasie tego okresu przepływu powrotnego obserwuje się natężenie wydobycia płynu i skład chemiczny wytwarzanego płynu. Dodatkowo korzystnie obserwuje się ciśnienie w odwiercie w pobliżu formacji. Sposób implementacji wynalazku może się zmieniać w zależności od charakterystyki stałej podziemnej węglowej formacji, na której go zastosowano. Gazowy płyn desorbujący można wstrzykiwać tylko do jednego odwiertu penetrującego stałą podziemną węgłową formację, lub można go wstrzykiwać odrębnie do więcej niż jednego odwiertu penetrującego formację. Ponieważ stałe podziemne węglowe formacje są zwykle bardzo niejednorodne, często jest korzystne wykorzystanie sposobu na więcej niż jednym odwiercie w celu ułatwienia określania ciągłości rezerwuaru i niejednorodności rezerwuaru formacji. Może być szczególnie ważne wstrzykiwanie gazowego płynu desorbującego do więcej niż jednego odwiertu, gdy sposób ma być zastosowany na stałych podziemnych węglowych formacjach, z których metan nie był odzyskiwany w przeszłości. Właściwości rezerwuaru otrzymane z każdego odwiertu można korelować, aby określić horyzontalną niejednorodność formacji, anizotropię formacji, oraz rozmiar i ciągłość rezerwuaru. Informacja pomoże w projektowaniu procesu produkcyjnego wykorzystującego właściwe miejsce dla odwiertów produkcyjnych i/lub do wstrzykiwania, optymalne odstępy pomiędzy odwiertami dla techniki pierwszorzędowego zmniejszania ciśnienia lub techniki ulepszonego odzyskiwania metanu. W jednym z wariantów wynalazku celem jest określanie horyzontalnej niejednorodności stałej podziemnej węglowej formacji. Przykładowo, zgodnie z fig. 2, zilustrowano obszar na powierzchni ziemi. Pod powierzchnią ziemi znajduje się formacja zawierająca węgiel. Badawcze odwierty 1-11 wierci się w ziemi w pokazanych miejscach. Wynalazek wykorzystuje się na każdym odwiercie do określenia właściwości rezerwuaru w promieniu poszukiwania każdego odwiertu. Właściwości rezerwuaru dla każdego odwiertu koreluje się następnie określając horyzontalną niejednorodność formacji i ciągliwość rezerwuaru formacji. Korelacja pokazuje, że stała węglowa podziemna formacja wykazuje wysoki stopień anizotropii, jak opisano powyżej. Zgodnie z fig. 2, najwyższa przepuszczalność w obszarze pomiędzy i wokół odwiertów 5-7 jest zorientowana równolegle do hipotetycznej linii L narysowanej przez odwierty 5, 6 i 7, i jest 2 do 10 razy większa od najwyższej przepuszczalności w obszarze penetrowanym przez odwierty 1, 2, 3, 9, 10 i 11. Najwyższa przepuszczalność w obszarach penetrowanych przez odwierty 1, 2, 3, 9, 10 i 11 jest zorientowana prostopadle do linii H narysowanej przez odwierty 5, 6 i 7. Wynalazek pokazuje także, że odwierty 4 i 8 nie są połączone w sposób umożliwiający przepływ z formacją węglową. Sądzi się, że w takiej sytuacji odwierty do wstrzykiwania powinny być umieszczone w formacji w obszarach penetrowanych przez odwierty 5 i 7, że odwierty produkcyjne powinny być umieszczone w formacji w obszarach penetrowanych przez odwierty 1, 2, 3, 6, 9, 10 i 11, i że odwierty 4 i 8 powinny zostać zatkane i pozostawione lub użyte jako odwierty obserwacyjne do kontroli przecieków z formacji węglowej do podziemnych obszarów penetrowanych przez odwierty 4 i 8.

19 Wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący będzie względnie szybko nasycał obszar pomiędzy odwiertami 5 i 6 i obszar pomiędzy odwiertami 6 i 7. W tym czasie z odwiertu 6 będzie wydobywany metan i gazowy płyn desorbujący. Po wydajnym wypłukaniu metanu z tych obszarów, odwiert 6 albo się zamyka, albo przekształca w odwiert do wstrzykiwania. Ponieważ gazowy płyn desorbujący wstrzykuje się do obszaru pomiędzy odwiertami 5 i 7, odwierty 5, 7, i 6, jeśli się je stosuje, ulegną przyłączeniu. Spowoduje to nasycenie przez gazowy płyn desorbujący obszaru pomiędzy odwiertami 5-7 i 1-3 oraz obszaru pomiędzy 5-7 i W czasie tego okresu, metan i dowolny gazowy płyn desorbujący będzie wytwarzany z odwiertów 1-3 i W innym wariancie, wynalazku celem jest określanie, czy odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z formacją piaskowca leżącą powyżej lub poniżej pokładu węgla. W tym wariancie, powietrze lub dowolny inny płyn gazowy zawierający tlen wstrzykuje się do odwiertu, a następnie później odbiera się powrotny jego przepływ z odwiertu na powierzchnię. Obserwuje się łączne natężenie przepływu powrotnego płynu i skład chemiczny powrotnego płynu. Jak przedyskutowano wyżej, odkryto, że substancja węglowa zawarta w stałych podziemnych węglowych formacjach, takich jak węgiel, jest zdolna do sorpcji wielkich ilości tlenu. Sądzi się, że większość tlenu jest chemicznie sorbowana na substancji węglowej, i że nie jest uwalniana z węgla w okresie powrotnego przepływu. Ilość tlenu, która może się chemicznie sorbować na węglu, można określić empirycznie. Wartość tę można wprowadzić do numerycznego symulatora rezerwuaru, który następnie można użyć do obliczenia stężenia tlenu, którego można się spodziewać w przepływie powrotnym z odwiertu. Jeśli płyn wypływający powrotnie z odwiertu zawiera większe stężenie tlenu niż spodziewane, wskazuje to, że odwiert może być połączony w sposób umożliwiający przepływ z piaskowca lub innego typu niewęglową formacją, niechętnie sorbującą tlen chemicznie. Tak więc mierząc stężenie tlenu w powrotnym płynie można określić, czy odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ piaskowcem i/lub łupkami nie zawierającymi znaczącego procentu substancji węglowej. Przy określaniu stężenia tlenu, którego można się spodziewać w płynie powrotnym, ważne jest branie pod uwagę czasu zamknięcia odwiertu pomiędzy okresem wstrzykiwania i okresem powrotnego przepływu. Sądzi się, że ogólnie im dłuższe zamknięcie odwiertu, tym niższe stężenie tlenu w płynie powrotnym. Dla pokładów węgla zawierających pomiędzy 70 i 100% wagowych substancji węglowej, stosunek tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego odzyskiwanych w czasie okresu powrotnego przepływu ma spodziewaną wartość mniejszą niż 1/10 stosunku tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego w gazowym płynie desorbującym wstrzykiwanym w czasie okresu wstrzykiwania. Dla pokładów węgla zawierających wysoki procent wagowy substancji węglowej i o wysokiej maksymalnej zdolności sorpcyjnej dla tlenu, stosunek tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego odzyskiwanych w czasie powrotnego przepływu ma spodziewaną wartość mniejszą niż 1/50 stosunku tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego w gazowym płynie desorbującym wstrzykiwanym w czasie okresu wstrzykiwania. Ogólnie, dla pokładów węgla, stosunek tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego odzyskiwanych w czasie powrotnego przepływu ma spodziewaną wartość pomiędzy 1/10 i 1/50 stosunku tlenu do innych składników wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego w gazowym płynie desorbującym wstrzykiwanym w czasie okresu wstrzykiwania. Jeśli odwiert ma być zastosowany jako odwiert do wstrzykiwania w projekcie produkcyjnym stosującym techniki ulepszonego odzyskiwania metanu, może być ważne izolowanie niewęglowych formacji z odwiertu do wstrzykiwania metodą upakowania odwiertu lub inną techniką znaną fachowcom. Określenie, czy odwiert jest połączony w sposób umożliwiający przepływ z niewęglowymi formacjami, takimi jak piaskowiec może być też ważne, gdy odwiert wykazuje względnie duże natężenia wydobycia wody, nie zmniejszające się w czasie. Odwierty penetrujące pokłady węgla często na początku produkują wodę. Jednak ze względu na to, że układ spękań pokładów węgla zwykle zawiera względnie małą ilość przestrzeni porów, natężenie produkcji

20 wody ogólnie zmniejsza się znacząco po kilku latach produkcji, zwykle do około połowy początkowego natężenia produkcji wody po jednym roku do dwu lat. Jeśli stwierdza się, stosując wynalazek, że odwiert łączy się z piaskowcem, woda może przepływać z piaskowca. W tej sytuacji, piaskowiec można izolować od odwiertu w sposób opisany powyżej lub można wykonać nowy odwiert penetrujący tylko pokład węgla, a stary odwiert można zamknąć i porzucić. Odcięcie się od wypływu wody może być bardzo ważne, ponieważ ze względu na koszt i trudności manipulacji oraz pozbywania się wydobywanej wody. W kolejnym wariancie, wynalazek wykorzystuje się na stałej podziemnej węglowej formacji zawierającej kilka pokładów węglowych. Pokłady węglowe są pionowo przecinane warstwami piaskowca lub łupku. W tej sytuacji, ważne jest indywidualne określenie jakości rezerwuaru i/łub charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu każdego z głównych pokładów węglowych indywidualnie. W tym wariancie wynalazku, korzystnie wierci się odwiert penetrujący wszystkie główne pokłady węgla. Odwiert wykańcza się perforacjami w orurowaniu odwiertu w sąsiedztwie każdego z głównych pokładów węglowych. Stosuje się opakowanie odwiertu, toteż gazowy płyn desorbujący można wstrzykiwać i przyjmować powrotnie indywidualnie z każdego głównego pokładu węglowego. W tym aspekcie, korzystne jest zamknięcie odwiertu po wstrzykiwaniu gazowego płynu desorbującego do każdego głównego pokładu węglowego i mierzenie spadku ciśnienia zachodzącego w czasie. Jakość rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu określa się dla każdego głównego pokładu przez dopasowanie numerycznego symulatora rezerwuaru do danych otrzymanych z okresu wstrzykiwania, zamknięcia i powrotnego przepływu. Decyzja co do rodzaju schematu odzyskiwania metanu stosowanego dla danej formacji będzie zależała od jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu określonej dla każdego pokładu. Np., jeśli pokład ma efektywną przepuszczalność kilkakrotnie większą od innych pokładów, ale niewielką zawartość zaadsorbowanego metanu, może być korzystne izolowanie tego pokładu od wstrzykiwanego gazowego płynu desorbującego i odzyskiwanie metanu z tego pokładu technikami zmniejszania ciśnienia. W ten sposób metan będzie odzyskiwany z pewnych pokładów technikami ulepszonego odzyskiwania, a z innych pokładów technikami zmniejszania ciśnienia. Wstrzykując gazowy płyn desorbujący do jednego lub wielu pokładów węglowych, można przybliżać wielkość pionowej segregacji wody i gazu w pokładzie węglowym lub pomiędzy pokładami węglowymi. Dla odwiertu produkującego wodę przed okresem wstrzykiwania, natężenie produkcji wody we wczesnym okresie powrotnego przepływu będzie początkowo bardzo niskie i powoli wzrośnie w czasie, jeśli nasycenie gazem i wodą pojedynczego pokładu, lub wielu pokładów, jest jednorodne. Uważa się to za wynik względnie równomiernego nasycania wstrzykiwanym gazowym płynem desorbującym pokładów węglowych i wypychania wody z pokładów do obszaru odwiertu. Jeśli gaz i woda są rozdzielone w różnych, odległych w pionie strefach, natężenie produkcji wody we wczesnym okresie powrotnego przepływu będzie podobne, a zapewne wyższe niż natężenie produkcji wody przed wstrzykiwaniem gazowego płynu desorbującego do pokładu lub pokładów. Jest to wynik korzystnego wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do stref o dużym nasyceniu gazem, dzięki ich dużej przepuszczalności dla gazu, podczas gdy strefy nasycone wodą pozostają względnie nietknięte przez wstrzykiwany gazowy płyn desorbujący. Modelowanie i analiza danych produkcji wody przed i po wstrzykiwaniu gazowego płynu desorbującego do formacji ułatwi określenie, czy istnieje segregacja gazu i wody w jednym pokładzie węglowym i/lub pomiędzy pokładami węglowymi. Pozwala to na stworzenie ściślejszego opisu rezerwuaru formacji. Jak i przy innych wariantach wynalazku, i w tym przypadku stosuje się numeryczny symulator rezerwuaru do analizy danych. W tym wariancie numeryczny symulator rezerwuaru dopasowuje się do danych produkcji wody w celu stworzenia ściślejszego opisu rezerwuaru formacji. Określenie jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu Korzystną procedurą wykorzystywaną do określania jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu jest dopasowanie numerycznego symulatora, do da-

21 nych otrzymanych z okresów wstrzykiwania, przepływu powrotnego, i/lub produkcji. W czasie procedury dopasowania przybliżone wartości różnych właściwości rezerwuaru wprowadza się do opisu rezerwuaru używanego przez numeryczny symulator. W miarę prowadzenia procedury właściwości rezerwuaru, takie jak przepuszczalność lub porowatość, zmienia się do uzyskania dopasowania pomiędzy wyjściem symulatora rezerwuaru i porównywanymi danymi rzeczywistymi. Uaktualniony i polepszony opis rezerwuaru otrzymuje się w wyniku procedury dopasowania. Jeśli określa się charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu, opis rezerwuaru określa się nazwą opisu rezerwuaru o polepszonej charakterystyce odzyskiwania metanu. W czasie procedury dopasowania bierze się korzystnie pod uwagę zależną od naprężeń przepuszczalność wykazywaną przez formację, w miarę wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do formacji i jego powrotnego przepływu. Także numeryczny symulator rezerwuaru korzystnie uwzględnia charakterystyczny czas dyfuzji różnych gazów w formacji. Sądzi się, że włączenie obu tych czynników w opis rezerwuaru ułatwia dokładniejsze określenie właściwości rezerwuaru formacji. Ponadto czynniki te powinny być wzięte pod uwagę, gdy stosuje się numeryczny symulator rezerwuaru do przewidywania natężeń odzyskiwania metanu osiąganych technikami ulepszonego odzyskiwania metanu z pokładu węgla lub jakiejś innej stałej podziemnej węglowej formacji. Przykładem dostępnego w handlu numerycznego symulatora rezerwuaru uwzględniającego charakterystyczny czas dyfuzji różnych gazów w pokładzie węgła jest SIMED II - Multicomponent Coalbed Gas Simulator, który jest symulatorem rezerwuaru metanu ze złoża węgla, dostępnym z Centre for Petroleum Engineering, University of New South Wales, Australian Petroleum Cooperative Research Center. Charakterystyczny czas dyfuzji można wprowadzać do symulatora bezpośrednio lub można go uwzględnić wprowadzając wartość dyfuzyjności lub stałych dyfuzji do numerycznego symulatora rezerwuaru. Zależną od naprężeń przepuszczalność można uwzględnić w sposób przedyskutowany poniżej. Przykład wykonania wynalazku Przykład pokazuje, w jaki sposób dane otrzymane z okresu produkcji, wstrzykiwania, zamknięcia i powrotnego przepływu można użyć do określania charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu z formacji zawierającej co najmniej jeden pokład węgla. Pilotowy test wynalazku przeprowadzono na polu metanu w złożu węgla umieszczonym w San Juan Basin stanu Nowy Meksyk. W teście tym zastosowano pojedynczy odwiert do wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego do bogatych formacji węglowych. Odwiert wywiercono do głębokości 906,78 metra (m). Łączna grubość pokładu węgla, badanego w wynalazku, wynosiła około 16,76 m. Badany węgiel znajduje się w dwu głównych odcinkach, jednym pomiędzy 837,29 i 866,85 m poniżej powierzchni i innym pomiędzy 866,85 m i 874,78 m poniżej powierzchni. Odwiert wykończono ururowaniem perforowanym w obszarach sąsiadujących z dwoma głównymi odcinkami węgla. Odwiert był początkowo poddany wodnej obróbce szczelinowej, do której użyto kg piasku 40/40 i 20/40 mesh. Kumulatywna produkcja metanu z odwiertu przed wstrzykiwaniem gazowego płynu desorbującego wynosiła 1,81 miliona standardowych metrów sześciennych (MMSCM) gazu. Ten początkowy okres produkcji przedstawia fig. 3. Odstęp pomiędzy odwiertem pilotowym i najbliższym odwiertem sąsiadującym wynosiła 1138 m, co odpowiada łącznej powierzchni drenowanej m2 dla badanego odwiertu. Odwiert zamknięto na około 19 dni przed rozpoczęciem wstrzykiwania gazowego płynu desorbującego w celu zbliżenia się do stabilizacji ciśnienia w odwiercie w pobliżu formacji. Odpowiedź ciśnieniową odwiertu w czasie tego okresu pokazano na fig. 3, obszar 20 i fig. 4, obszar 21. Gazowy płyn desorbujący użyty w tym przykładzie był powietrzem z miejsca odwiertu i zawierał od 20 do 22% objętościowych tlenu i od 78 do 80% objętościowych azotu. Założono, że powietrze spowoduje taką samą odpowiedź ciśnieniowa jak azot, a więc całą objętość powietrza wstrzykiwanego do złoża węgla modelowano jako wstrzykiwanie azotu w numerycznym symulatorze rezerwuaru.

22 Gazowy płyn desorbujący wstrzykiwano w etapach, jak pokazuje fig. 4. W czasie pierwszego etapu, powietrze wstrzykiwano z natężeniem około 22,653 tysięcy standardowych metrów sześciennych dziennie (MSCM/dobę) pod ciśnieniem wstrzykiwania na dole około paskali (Pa). Po 5 dniach zwiększono natężenie wstrzykiwania powietrza do około MSCM/dobę pod ciśnieniem wstrzykiwania na dole od około do Pa. Wstrzykiwanie powietrza zakończono po około 12 dniach przy wyższym natężeniu wstrzykiwania. Odwiert zamknięto po zakończeniu wstrzykiwania i obserwowano odpowiedź spadku ciśnienia, jak ilustruje fig. 4. Po około 30 dniach odwiert ponownie otwarto i pozwolono na przepływ powrotny pod stałym wstecznym ciśnieniem na powierzchnię. W okresie powrotnego przepływu, obserwuje się ciśnienie na dnie odwiertu i skład chemiczny płynu powrotnego, jak zilustrowano na fig. 5 i 6. Dla odwiertu pilotowego suma procent objętościowych metanu w płynie powrotnym plus procent objętościowych azotu w płynie powrotnym wynosiła 100%. Przez około 60 pierwszych dni okresu powrotnego przepływu, płyn wypuszczano do atmosfery, następnie odprowadzano płyn z odwiertu do rurociągu odbiorczego. W czasie testu pilotowego około m2 było sondowanych wstrzykiwanym powietrzem. Tak więc około 1% objętościowych całego obszaru drenowanego dostępnego z odwiertu pilotowego było sondowanych powietrzem w czasie procedury. Zanalizowano odpowiedź spadku ciśnienia w okresie zamknięcia po wstrzykiwaniu otrzymując wartości efektywnej przepuszczalności (k) pokładu węgla otaczającego odwiert, połowiczną długość spękania (xf), czynnik stanu okolicy odwiertu i ciśnienia rezerwuaru na początku okresu powrotnego przepływu. Wartość przepuszczalności pokładu węgla można alternatywnie określić z laboratoryjnych eksperymentów desorpcji. Powyżej podane wartości wraz z parametrami wymienionymi w tabeli 1 wprowadza się do numerycznego symulatora rezerwuaru, który dopasowuje się do danych otrzymanych z okresów produkcji przed wstrzykiwaniem, wstrzykiwania i przepływu powrotnego. Tabela 1: Modelowe parametry wejściowe Ø porowatość (%) 0,2 k, horyzontalna przepuszczalność (md) 0,35 h, grubość rezerwuaru (metry) 16,76 Cw, ściśliwość wody (P a-1) 2,068 x 10-2 Pw gęstość wody przy Pa (kg/m3) 956 µw, lepkość wody (cp) 1,0 rw, promień odwiertu (m) 0,0701 s, stan okolicy odwiertu -5,2 rweff, efektywny promień odwiertu (m) 12,10 p1 początkowe ciśnienie rezerwuaru (Pa) Pb, gęstość usypowa (gm/cm3) 1,53 V mch4, maks, zdolność sorpcyjna-metan (m3/kg) 0, bch4, stała Langmuira - metan (P a-1) 2,016 x 10-6 V mn2, maks. zdolność sorpcyjna - azot (m3/kg) 0, bn2, stała Langmuira - azot (P a-1) 1,0646 x 10-7 L, warstwy 1 cf, ściśliwość skały (P a-1) 1,3938 x 10-7 r, promień poszukiwania (m) 71,02 Wartości dla Vmi b powyżej pochodzą z empirycznych izoterm dla metanu i azotu wolnych od substancji mineralnej uzyskanych dla węgla fizycznie podobnego do węgla badanego w teście pilotowym. Wartości początkowego ciśnienia rezerwuaru (p1), grubości rezerwuaru (h) i gęstości usypowej (gm/cm3) otrzymano z zapisów z okresu początkowego wykończenia odwiertu. Wartość ściśliwości skały otrzymano z doświadczeń desorpcji prowadzonymi na węglu fizycznie podobnych do znajdowanych w miejscu testu. Numeryczny symulator rezerwuaru użyty w tym przykładzie był złożonym symulatorem typu rozszerzonej izotermy adsorpcyjnej Langmuira.

23 Symulator jest w stanie przyjmować wartości związane z właściwościami skały, płynu, względną przepuszczalnością i zależną od naprężeń przepuszczalnością. W tym przykładzie, rezerwuar modelowano jako jednoodwiertowy, jednowarstwowy, promieniowy model z logarytmiczną siatką. W przykładzie użyto jednej warstwy dla uproszczenia procedury dopasowania. Opis rozszerzonej izotermy adsorpcyjnej Langmuira i sposobu jej stosowania przedstawiono w L. E. Arri, i in., Modeling Coalbed Methane Production with Binary Gas Sorption SPE 24363, str , (1992), opublikowane przez Society of Petroleum Engineers. W czasie procedury dopasowania, efektywną przepuszczalność poprawiano aż do uzyskania dopasowania pomiędzy danymi przewidywanymi i rzeczywistymi. Jak przedyskutowano wyżej, efektywna przepuszczalność wynika z zależnej od naprężeń przepuszczalności wykazywanej przez węgiel i względnej przepuszczalności występującej w węglu. Obie te zależności można uwzględnić w tabelach danych w symulatorze. W przykładzie, natężenie produkcji wody w czasie testu było małe i było niewiele danych rzeczywistych dotyczących przeszłej produkcji wody. Tak więc względna przepuszczalność istniejąca w węglu nie została wzięta pod uwagę. Efektywną przepuszczalność poprawiono, aby uwzględniała, jak zależna od naprężeń przepuszczalność wykazywana przez węgiel jest powodowana przez ciśnienie w porach. Figura 1 pokazuje zarówno teoretyczną, jak i dopasowaną zależną od naprężeń przepuszczalność dla węgla. Zależna od naprężeń przepuszczalność zależy od wynikowych naprężeń zamykających wywieranych na węgiel, równych naprężeniom podziemnym minus ciśnienie w porach, w tym przykładzie. Fig. 1 opracowano dla pokładu węgla znajdującego się około 853 m poniżej powierzchni ziemi. Ponieważ podziemne naprężenie pozostaje stałe, fig. 1 pokazuje zmiany w efektywnej przepuszczalności zachodzące wraz ze zmianami ciśnienia w porach. Fig. 1 wykreśla stosunek przepuszczalności (Kf/Ki) względem ciśnienia w porach, gdzie Kf oznacza efektywną przepuszczalność dla danego ciśnienia w porach i K1 oznacza efektywną przepuszczalność występującą przy początkowym ciśnieniu rezerwuaru. Teoretyczna zależna od naprężeń przepuszczalność zilustrowana krzywą 25 została określona empirycznie z pomiaru spadku przepuszczalności w próbce rdzenia, zachodzącego przy wzroście wypadkowego ciśnienia zgniatającego próbkę. Teoretyczną zależną od naprężeń przepuszczalność wprowadzono do symulatora jako tabelę danych w części symulatora obejmującej właściwości skały. Zależną od naprężeń przepuszczalność poprawiano następnie aż do dopasowania do danych zebranych w czasie produkcji przed wstrzykiwaniem i w okresie wstrzykiwania powietrza. Dopasowaną wartość zależnej od naprężeń przepuszczalności ilustruje dopasowana krzywa 27. Rozbieżność pomiędzy teoretyczną krzywą 25 i dopasowana krzywą 27 w czasie produkcji przed wstrzykiwaniem i w okresie wstrzykiwania powietrza jest prawdopodobnie wynikiem nieuwzględnienia przez symulator względnej przepuszczalności wykazywanej w czasie przez formację. Jak pokazuje dopasowana krzywa 27, stosunek przepuszczalności wzrasta wykładniczo ze wzrostem ciśnienia w porach, aż w końcu ciśnienie osiąga część spłaszczoną krzywej. Dopasowana krzywa 29 ilustruje dopasowaną, zależną od naprężeń przepuszczalność wykazywaną przez formację w czasie okresu przepływu powrotnego. Jak widać z dopasowanej krzywej 29, zależna od naprężeń przepuszczalność wykazuje histerezę, w której stosunek przepuszczalności jest większy na koniec okresu powrotnego przepływu niż przed okresem wstrzykiwania powietrza. Figura 6 pokazuje procent objętościowy azotu zawartego w płynie produkowanym w okresie powrotnego przepływu. Sądzi się, że różnica pomiędzy rzeczywistą i przewidywaną zawartością azotu pojawia się, ponieważ numeryczny symulator rezerwuaru użyty w tym przykładzie nie był w stanie uwzględnić charakterystycznego czasu dyfuzji. Symulator stosował założenie, że charakterystyczny czas dyfuzji wynosi zero. Lub, innymi słowy, że azot i metan adsorbują i desorbują natychmiast. Ponadto sądzi się, że różnica pokazana na fig. 5 pomiędzy przewidywanym i rzeczywistym ciśnieniem w dole odwiertu we wczesnym okresie powrotnego przepływu także powstaje ze względu na niezdolność symulatora do uwzględnienia charakterystycznego czasu dyfuzji. Wskutek tego symulator przewiduje wyższe ciśnienie

24 azotu desorbującego z węgla, niż istotnie występuje we wczesnym okresie powrotnego przepływ u. Tak przedyskutowano poniżej, brak uwzględnienia charakterystycznego czasu dyfuzji cząsteczek metanu i gazowego płynu desorbującego będzie powodował zmniejszenie dokładności przewidywania przyszłych polepszonych natężeń odzyskiwania metanu. Jak przedstawiono wyżej, opis rezerwuaru zawarty w numerycznym symulatorze rezerwuaru jest uaktualniany w miarę postępowania procedury dopasowania. Numeryczny symulator rezerwuaru, z uaktualnionym opisem rezerwuaru, można stosować do przewidywania spodziewanej produkcji z formacji stosując pierwotne zmniejszanie ciśnienia lub technik ulepszonego odzyskiwania metanu. Figury od 7 do 9 pokazują natężenia produkcji metanu i azotu przewidywane dla projektu produkcyjnego odzyskującego metan z formacji analizowanej w teście pilotowym. W projekcie produkcyjnym stosuje się dziewięć odwiertów, rozrzuconych na m2 i rozstawionych w sposób pokazany na fig. 10. Dla polepszonego schematu odzyskiwania metanu, centralny odwiert jest odwiertem do wstrzykiwania, a otaczające 8 odwiertów odwiertami produkcyjnymi. Dla schematu pierwotnego obniżania ciśnienia, wszystkie 9 odwiertów to odwierty produkcyjne. Dla polepszonego schematu odzyskiwania założono, że azot będzie wstrzykiwany do formacji z natężeniem MSCM/dobę z ciśnieniem na dnie odwiertu do wstrzykiwania Pa. Odwiert do wstrzykiwania miał zakładany wskaźnik stanu okolicy odwiertu - 4,75. Ciśnienia na dnie odwiertów produkcyjnych w modelu wynosiły Pa. Odwierty produkcyjne miały zakładany wskaźnik stanu okolicy odwiertu -4,4. Jak widać z fig. 8, przewidywane natężenie dla polepszonego odzyskiwania metanu jest niższe niż przewidywane natężenie dla pierwotnego obniżania ciśnienia dla pierwszych kilku lat produkcji. Niższa produkcja wynika z faktu, że centralny odwiert do wstrzykiwania nie wytwarza metanu według polepszonego schematu odzyskiwania, a więc, początkowe natężenie dla polepszonego odzyskiwania metanu będzie niższe niż natężenie dla pierwotnego obniżania ciśnienia. Sądzi się, że rzeczywiste maksimum natężenia dla polepszonego odzyskiwania metanu będzie niższe niż przewidywane przez symulator i że to maksymalne natężenia zajdzie szybciej, niż to pokazuje fig. 8. Jest to spowodowane niezdolnością stosowanego w tym przykładzie numerycznego symulatora rezerwuaru, do uwzględnienia charakterystycznych czasów dyfuzji dla metanu i azotu. Sądzi się także, że azot będzie się w rzeczywistości przebijał do odwiertów produkcyjnych wcześniej niż przewiduje symulator. Tu także sądzi się, że jest to wynik niezdolności symulatora do uwzględnienia charakterystycznych czasów dyfuzji. Dostępność dokładnego opisu rezerwuaru ułatwia ocenę technicznie sensowności odzyskiwania metanu ze stałej podziemnej węglowej formacji. Stosując numeryczny symulator rezerwuaru można z dużą pewnością przewidywać natężenie odzyskiwania metanu, procent objętościowy gazowego płynu desorbującego wydobywany z odwiertu produkcyjnego, natężenie produkcji wody i łączną objętość gazu i wody spodziewaną do uzyskania z formacji. Informacje dotyczące przyszłego zachowania odwiertu i pola pozwalają na szczegółową analizę ekonomiczną w celu zapewnienia dopuszczalności przemysłowej odzyskiwania metanu na bazie konkretnego proponowanego projektu produkcyjnego stosując albo pierwotnie zmniejszanie ciśnienia, albo techniki ulepszonego odzyskiwania metanu. Jak widać z przykładu i powyższego opisu, wynalazku zapewnia nowy sposób stosowania danych otrzymanych z testu wstrzykiwania/przepływu powrotnego w powiązaniu z technikami symulacji rezerwuaru, w celu szybkiego i skutecznego określenia jakości rezerwuaru i charakterystyki polepszonego odzyskiwania metanu ze stałej podziemnej węglowej formacji. Pozwala on także na szybkie i tanie opracowanie opisu rezerwuaru dla formacji, który można użyć do przewidywania przemysłowej dopuszczalności odzyskiwania metanu z takiej formacji. Należy zauważyć w związku z powyższym opisem, że dla fachowca będą oczywiste liczne zmiany, alternatywy i modyfikacje. Niniejszy opis należy traktować jako ilustracyjny, tylko dla celów wskazania fachowcom sposobu realizacji wynalazku. Można dokonywać różnych zmian i korzystać z innych substancji niż opisane w zgłoszeniu. Należy więc rozumieć, że można dokonywać różnych modyfikacji, zmian, wybierać alternatywy nie odchodząc od ducha i zakresu wynalazku zdefiniowanego w załączonych zastrzeżeniach.