Диссертация (1172988), страница 32
Текст из файла (страница 32)
34(5). p. 645-649.144. Wang G. Analysis on Key Factors Influencing Production Characteristics of CoalbedMethane Wells - A Case from Panhe Area in the South of Qinshui Basin. CoalbedMethane Symposium. Jiangxi, China. 2008.145. Salmachi A., Bonyadi M.R., Sayyafzadeh M., Haghighi M. Identification of potentiallocations for well placement in developed coalbed methane reservoirs. International202Journal of Coal Geology. 2014. 131(Supplement C). p. 250-262.146. Chaianansutcharit T., Chen H., Teufel L.W. Impacts of Permeability Anisotropy andPressure Interference on Coalbed Methane (CBM) Production.
2001. SPE 71069-MS.147. Wicks D.E., Schwerer F.C., Militzer M.R., Zuber M.D. Effective ProductionStrategies for Coalbed Methane in the Warrior Basin. 1986. SPE 15234-MS.148. Gash B.W., Volz R.F., Potter G., Corgan J.M. The effects of cleat orientation andconfining pressure on cleat porosity, permeability and relative permeability in coal.SPWLA/SCA Symposium. Society of Core Analysts (SCA). Oklahoma City.
1992. p.14.149. Pashin J.C., McIntyre M.R., Clark P.E., Esposito R.A. Southeastern Regional carbonsequestration Partnership (SECARB) phase II. SECARB Black Warrior Test Site,Blue Creek Field, Tuscaloosa County, Alabama: Final Report: 101. 2010.150. Xu N., Weatherstone P., Alam N., Lin X.
Value Optimisation of Future Coal SeamGas Field Developments Using Horizontal Wells. 2015. SPE 176904-MS.151. Li T. Evaluation on Influence Factors of Comprehensive Filtration Lost Coefficientin Coal Bed Methane Fracturing. Coal Science and Technology. 2013. 41(3). p. 8183.152. Purl R., Evanoff J.C., Brugler M.L. Measurement of Coal Cleat Porosity and RelativePermeability Characteristics. 1991. SPE 21491-MS.153. Puri R., King G.E., Palmer I.D.
Damage to Coal Permeability During HydraulicFracturing. 1991. SPE 21813-MS.154. Армстронг К., Кард Р., Наваррет Р., Нельсон З. Усовершенствованные рабочиежидкости для ГРП и улучшение экономических показателей скважин.Нефтегазовое обозрение. 1999. Весна. С. 46–63.155. Казакова Л.В., Мокрушин А.А., Хмелев В.Ф., Макатров А.К. Эффективнаяочистка проппантной упаковки и стенок скважины после гидроразрыва пластав процессе ее освоения. Бурение и Нефть. 2014.
3. С. 40-42.156. Wang X., Ding Y., Li Z., Duan Y. A Study on Influence of Different Fracture Fluid toHydraulic Fracturing in Coal Reservoir. Well Testing. 2009. 18(2). p. 1-4.157. Guan B., Liu Y., Liu P., Liang L., et al. Present situation and development of coalbed203methane fracturing fluid. Coal Science and Technology. 2016. 44(5). p. 11-17.158. Gao X.
Evaluation of Fracturing-Fluid Damage for Permeability in Coal Seam, LiulinArea, Ordos Basin. Natural Gas Exploration and Development. 2016. 39(4). p. 53-56.159. Jin X., Lan Z., Lan C., Wang W., et al. Fracturing Technology of Coalbed Methane inQinshui Basin. SPE Unconventional Resources Conference and Exhibition-AsiaPacific. 2013. SPE 167108-MS.160. Xia R.
Optimization of hydraulic fracturing parameters for CBM wells in northShizhuang. Coal Engineering. 2016. 48(9). p. 42,36-38.161. Liang L., Cong L., Lu Y., Liu P. Study and application of fracturing fluid for gas wellin coal-bed formation. Drilling Fluid & Completion Fluid. 2001. 18(2). p. 23-26.162. Zhao Y., Zhang S., Xiao F., He J., et al. Experimental Study on Long-term FlowConductivity of Fractured Fractures in Different Types of Reservoirs.
ScienceTechnology and Engineering. 2017. 17(11). p. 192-197.163. Zhang S., Mou S., Zhang J., Wang L. Experimental Evaluation of Long-termConductivity of Fracturing in Coal Beds. Acta Geologica Sinica. 2008. 82(10). p.1444-1449.164. Gao Y., Liu H. Research & Application of Integral Coalbed Methane FracturingTechnology in Yanchuan South Block. China Coalbed Methane.
2012. 9(6). p. 16-21.165. Wu X. Study on hydraulic fracturing technology of low rank coal seam in Binchangmining area. Master's thesis, China Coal Research Institute CCRI, Xi An. 2015. p.124.166. Guo J., Lu Q., Zeng F. A productivity prediction model for a fractured well withwedge-shaped fractures. Acta Petrolei Sinica. 2013. 34(2). p. 346-352.167. Wang J., Liu D. Derivation and Analysis of Production Formula of FracturedHorizontal Wells in Low Permeability Gas Reservoirs.
Liaoning Chemical Industry.2016. 45(3). p. 349-351, 355.168. Zhao X., Jiang B., Xu Q., Liu J., et al. Well pattern design and deployment for coalbedmethane development. Petroleum Exploration and Development. 2016. 43(1). p. 8490.169. Cheng W. Study on Well Pattern Arrangement and Optimization in CBM204Experimental and Testing Zone in Yanchuan South.
China Coalbed Methane. 2012.9(4). p. 25-28.170. Li P., Lu J., Zhang L., Tan Y., et al. Coalbed Methane Reservoir Development Schemeof Qinduan Block. Unconventional Oil & Gas. 2015. 2(4). p. 45-52.171. Bi Y., Xian B. Fiber reinforced plastic screen pipe completion technology of coalbedmethane horizontal well. Coal Science and Technology. 2016. 44(5). p. 106-111.172. Zhao Y., Zhijun S., Hao S., Li J., et al. Application of U-type Horizontal Well inPanzhuang Coalbed Methane Exploration and Development.
InternationalSymposium on Technology for Safe and Efficient Mining of Coal Mines. Xi An,China. 2011. p. 317-322.173. Schoenfeldt H.v., Zupanik J., Wight D.R., Stevens S.H. Unconventional DrillingMethods for Unconventional. Reservoirs in the US and Overseas. InternationalCoalbed Methane Symposium, University of Alabama, Tuscaloosa, Alabama, USA.2004. p. 3-7.174. Wight D.
Unconventional plays: enhancing performance with new technologies.Summer NAPE expo. 2005.175. Tian Z., Qiao L., Su Y. Optimum design and feld practice of multi-branch horizontalCBM well ZHP01-1. Oil Drilling & Production Technology. 2010. 32(2). p.
26-29.176. Liu R., Liu F., Zhou W., Li J., et al. Factors affecting single well productivity of coalreservoirs in Qinshui Basin. Natural Gas Industry. 2008. 28(7). p. 30-33,38.177. Analysis of the current market situation of China's coalbed methane industry in 2018andrelatedpolicies.Electronicresource.URL:http://zhengce.chinabaogao.com/nengyuan/2018/041633003H018.html(Referencedate: 16.04.2018).178. Cao Y., Wang X. Economic evaluation of CBM gas development projects. NaturalGas Industry. 2011. 31(3). p.
103-106.179. Kong L., Luan X., Du M., Shang S., et al. Economic analysis of CBM grounddevelopment projects of typical exploration blocks and discussion on support policiesfor CBM sustainable development in China. Natural Gas Industry. 2017. 37(3). p.116-126.205180.
Su C., Zhang J., Zhu W. Improved methodology of economic evaluation of coalbedmethane based on discounted cash flow analysis. Journal of China University ofMining and Technology. 2018. 47(3). p. 631-638.181. Dai Y., Li S., Xia L., Li J., et al. A CBM development well type optimization methodbased on the long-run marginal cost. Natural Gas Industry. 2018. 38(7). p. 113-119.182. Zhang D. Mechanism of production increasing of coalbed gas for the pinnatehorizontal well and sensitivity effect of parameters on gas production. ChineseScience Bulletin. 2005. 20(Supp.).
p. 163-170.183. Zhou R., Yang J., Wang Y., Chen X., et al. Sensitivity analysis on influencing factorsof CBM single well production in south Qinshui basin. China Coalbed Methane. 2016.13(5). p. 22-26.206Приложение 1Рисунок 1 Геометрия трещины ГРП в скважине П2 в пласте SРисунок 2 Геометрия трещины ГРП в скважине П2 в пласте SW207Рисунок 3 Геометрия трещины ГРП в скважине П3 в пласте SРисунок 4 Геометрия трещины ГРП в скважине П3 в пласте SW208Рисунок 5 Геометрия трещины ГРП в скважине П4 в пласте SРисунок 6 Геометрия трещины ГРП в скважине П4 в пласте SW209Рисунок 7 Геометрия трещины ГРП в скважине П5 в пласте SРисунок 8 Геометрия трещины ГРП в скважине П5 в пласте SW210Рисунок 9 Геометрия трещины ГРП в скважине П6 в пласте SРисунок 10 Геометрия трещины ГРП в скважине П6 в пласте SW211Приложение 2Ниже приведен технико-экономический анализ эффективности применениябазового варианта заканчивания скважин в зоне № 5.Таблица 1 Показатели бурения скважин и разработки месторожденияГоды12345678910111213141516ИтогоДебит скважины,ВводДобыча, тыс.м3/гЭкспл.3м /сутдобывающихфонд скв.скв.
из буренияГазВодыГазВоды0,000,000,000,0000993,953,78 13780,16 102,5767671341,902,69 33934,8085,8917841461,022,01 39565,2862,220841468,801,56 40792,1946,900841423,891,26 39932,2137,330841357,041,04 38097,3330,310841280,240,88 36034,0025,540841198,910,76 33800,0621,850841118,980,66 31563,8318,980841044,650,59 29466,2316,79084973,710,53 27477,3215,09084906,170,48 25118,9113,44084844,770,45 23417,1012,38084788,430,41 21855,1311,47084737,420,38 20441,3710,66084455275,9511,4Таблица 2 График строительства обустройства промыслаГоды1234График строительства, % от полной стоимостиУстановкаКомпрессорные РезервуарныйГазопроводподготовки газастанциипарк и промбаза50%20%60%50%25%30%40%25%50%50%000000Оборудование длягазодобычи(добывающих скв.)06784848484Разведочные скв.01400050 2480108900 9920214500000000130350 12400039607800004740Добывающиескважины1400005Выбытие скважинПеревод разведочныхскважин вдействующий фонд0661300079Cстроительство скважин, тыс.
юаньДобывающий фондскважинБурение разведочныхскв.Годы123456ИтогоБурение добывающихскв.Фонд скважин, шт.Итого с ООС6552708489ООС№1№3№4№5№6ИтогоБазовыйОборудование для(Перевод разведочныхскважин)Зона212Таблица 3 Количество скважин при разных вариантах заканчивания в соответствующих зонах, шт.U-образныеПеристыеС кавитациейГРПU-образныеГРППеристыеГРП654813057523810145705114062846216374896517380Таблица 4.1 Капитальные вложения в разведку, бурение скважин02480248272860 122840 12284 135124240 22470 2247 24717000000000000300 147790 14779 162569213Таблица 4.2 Капитальные вложения в обустройство месторожденияИтого капитальныхвложенийИтого с ООСООСИтого (2)Прочие объектыИтого (1)АвтодорожноестроительствоРезервуарный парк ипромбазаКомпрессорныестанцииГазопроводГодыУстановка подготовкигаза и водыОбустройство промысла, тыс.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
