СПОСОБ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДОСТУПА В УГОЛЬНЫЙ ПЛАСТ

Настоящее изобретение главным образом имеет отношение к добыче ископаемых из подземных месторождений, а более конкретно касается создания способа обеспечения доступа к подземным месторождениям с поверхности земли.

Подземные месторождения угля содержат существенные количества газообразного метана, добыча которого ведется уже много лет. Однако имеются существенные проблемы, которые тормозят интенсивную разведку и использование залежей газообразного метана в угольных пластах. Самой главной проблемой при добыче газообразного метана из угольных пластов является то, что пласты имеют большую площадь, простирающуюся до нескольких тысяч акров, но малую глубину, составляющую от нескольких дюймов до нескольких метров. Таким образом, несмотря на то, что угольные пласты часто залегают относительно близко от поверхности, пробуренные до угольного месторождения вертикальные скважины для добычи газообразного метана позволяют осуществлять сбор газа только в небольшом радиусе вокруг скважины. Более того, для угольного месторождения не подходят методы гидравлического разрыва пласта и другие методы, которые часто используют для увеличения добычи газообразного метана из скальных формаций. В результате, несмотря на то, что газ легко добывать из угольного пласта при помощи вертикальной скважины, объем этой добычи ограничен. Кроме того, угольные пласты часто содержат грунтовые воды, которые нужно отводить из угольного пласта для получения метана.

Уже было предложено использовать горизонтальное бурение для увеличения длины скважины в угольном пласте и повышения за счет этого экстракции газа (см., например, Калинин А.Г. и др. "Бурение наклонных и горизонтальных скважин", Москва, Недра, 1997). Однако при проведении такого горизонтального бурения необходимо применять наклонные скважины, создающие трудности при удалении увлеченной воды из угольного пласта. Надо сказать, что наиболее эффективный метод откачки воды из подземной скважины при помощи штангового скважинного насоса не очень хорошо работает в горизонтальных или наклонных скважинах.

Дополнительной проблемой при добыче газа из угольных пластов является нарушение баланса ("недобалансировка") условий бурения, вызванное пористостью угольного пласта. Как при вертикальной, так и при горизонтальной операциях бурения с поверхности земли, используют промывочную жидкость (буровой раствор) для удаления выбуренной породы из ствола скважины на поверхность. Промывочная жидкость оказывает гидростатическое давление на пласт, которое при превышении собственного гидростатического давления в пласте приводит к потере в нем промывочной жидкости. Это приводит к увлечению в пласт мелких буровых твердых частиц ("мелочи"), которые закупоривают поры, трещины и разломы, необходимые для добычи газа.

Указанные трудности в добыче газообразного метана из угольного месторождения с поверхности привели к тому, что производят удаление газообразного метана, который необходимо удалять ранее начала добычи угля, при помощи подземных методов. Несмотря на то, что подземные методы добычи позволяют легко удалять воду из угольного пласта и устраняют указанное нарушение баланса условий бурения, они могут обеспечить только ограниченный доступ к угольному пласту, открытому для проведения текущих операций добычи. При проходке длинных забоев (лав) используют, например, подземные буровые установки, позволяющие бурить горизонтальные отверстия из камеры, из которой в настоящее время ведут добычу, в соседнюю камеру (выработку), добычу из которой будут вести позднее. Подземные буровые установки не позволяют обеспечивать свободный доступ к таким горизонтальным отверстиям и поэтому ограничивают область эффективного дренажа. Кроме того, дегазация следующей камеры во время проходки текущей камеры ограничивает имеющееся для дегазации время. Поэтому приходится бурить множество горизонтальных отверстий, необходимых для удаления газа в течение ограниченного промежутка времени. Более того, при высоком содержании газа или при его миграции по угольному пласту, разработка месторождения должна быть прекращена или приостановлена до тех пор, пока не будет проведена надлежащая дегазация следующей камеры. Такое замедление добычи увеличивает расходы, связанные с дегазацией угольного пласта.

Настоящее изобретение касается создания способа обеспечения доступа к подземным месторождениям с поверхности земли, которые существенно снижают или устраняют недостатки и проблемы, присущие известным ранее способам и системам.

В соответствии с первым вариантом осуществления настоящего изобретения, предложен способ бурения скважины в угольном пласте, включающий подачу насосом содержащего жидкость промывочного раствора вниз бурильной колонны, для бурения буровой коронкой главным образом горизонтального ствола скважины в пласте угля; и снижение в нисходящей скважине давления, оказываемого промывочным раствором в главным образом горизонтальном стволе скважины.

В соответствии с другим вариантом предложен способ образования скважины в угольном пласте, включающий бурение скважины, имеющей главным образом горизонтальный ствол, в угольном пласте, с использованием содержащего жидкость промывочного раствора; и снижение давления в нисходящей скважине в достаточной мере для того, чтобы режимы бурения не были выше сбалансированных для бурения главным образом горизонтального ствола.

В соответствии с еще одним вариантом предложен способ бурения в угольном пласте в режимах ниже сбалансированных, включающий бурение главным образом горизонтального ствола в пласте угля и, во время бурения ствола, подачу насосом раствора, содержащего жидкость и выбуренную породу, из ствола скважины на поверхность.

В соответствии с еще одним вариантом предложен способ доступа в подземный угольный пласт с поверхности, включающий бурение главным образом горизонтального ствола скважины в пласте угля; и во время бурения главным образом горизонтального ствола скважины в пласте угля, снижение гидростатического давления, оказываемого содержащими жидкость промывочными растворами на пласт угля.

В соответствии с еще одним вариантом предложен способ обеспечения доступа в подземный угольный пласт с поверхности, включающий бурение через ствол скважины, имеющий радиусный участок, главным образом горизонтального ствола скважины в пласте угля; бурение через ствол скважины, имеющий радиусный участок, и через главным образом горизонтальный ствол скважины, множества боковых стволов скважины в пласте угля; и во время бурения главным образом горизонтального ствола скважины и множества боковых стволов скважины в пласте угля, использование промывочного раствора, содержащего пену.

Среди технических преимуществ настоящего изобретения следует указать предусмотрение усовершенствованного способа для обеспечения доступа к подземному месторождению с поверхности земли. В частности, производят бурение горизонтальной дренажной схемы в заданной зоне из сочлененной поверхностной скважины, что позволяет обеспечить доступ к зоне с поверхности земли. Дренажная схема пересекается скважиной с вертикальной полостью, из которой можно эффективно удалять и/или добывать при помощи вставного штангового насоса увлеченную воду, углеводороды и другие отводимые из зоны флюиды. Это позволяет производить эффективную добычу и доставку на поверхность газа, нефти и других флюидов из пласта, имеющего низкое давление или малую пористость.

Другим техническим преимуществом настоящего изобретения является предусмотрение усовершенствованных способа для проведения бурения в имеющих низкое давление пластах. В частности, используют забойный насос или газлифт для уменьшения гидростатического давления, приложенного к промывочным жидкостям, которые используют для удаления бурового шлама (выбуренной породы) в ходе операций бурения. За счет этого бурение может производиться в пластах со сверхнизкими давлениями без риска потери промывочных жидкостей (бурового раствора), что могло бы приводить к закупорке пласта.

Указанные ранее и другие преимущества и характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания, данного в качестве примера, не имеющего ограничительного характера и приведенного со ссылкой на чертежи, на которых аналогичные элементы имеют одинаковые позиционные обозначения.

На фиг.1 показано поперечное сечение, иллюстрирующее формирование горизонтальной дренажной схемы в подземной зоне через сочлененную поверхностную (идущую с поверхности) скважину, которая пересекает скважину с вертикальной полостью, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения.

На фиг.2 показано поперечное сечение, иллюстрирующее формирование горизонтальной дренажной схемы в подземной зоне через сочлененную поверхностную скважину, которая пересекает скважину с вертикальной полостью, в соответствии с другим вариантом настоящего изобретения.

На фиг.3 показано поперечное сечение, иллюстрирующее добычу флюидов из горизонтальной дренажной схемы в подземной зоне через вертикальный ствол скважины, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения.

На фиг.4 приведен вид сверху, на котором показана перистая дренажная схема для обеспечения доступа к залежам в подземной зоне, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения.

На фиг.5 приведен вид сверху, на котором показана перистая дренажная схема для обеспечения доступа к залежам в подземной зоне, в соответствии с другим вариантом настоящего изобретения.

На фиг.6 приведен вид сверху, на котором показана четырехугольная перистая дренажная схема для обеспечения доступа к залежам в подземной зоне, в соответствии с еще одним вариантом настоящего изобретения.

На фиг.7 приведен вид сверху, на котором показано совмещение перистой дренажной схемы с камерами угольного пласта для дегазации и подготовки угольного пласта к проведению операций разработки месторождения, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения.

На фиг.8 показана блок-схема способа подготовки угольного пласта к проведению операций разработки месторождения, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения.

На фиг.9A-C приведены поперечные сечения, на которых показано установочное устройство в полости скважины, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.1, на которой показана комбинация полости и сочлененной скважины для обеспечения доступа в подземную зону с поверхности земли, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения. В этом варианте подземной зоной является угольный пласт. Следует иметь в виду, что при использовании сдвоенной скважинной системы в соответствии с настоящим изобретением может быть обеспечен доступ и в другие подземные зоны, имеющие низкое давление, сверхнизкое давление и низкую пористость, что позволяет удалять и/или добывать воду, углеводороды и другие находящиеся в указанной зоне флюиды, а также производить обработку находящихся в указанной зоне минералов ранее проведения операций разработки месторождения.

Вновь обратимся к рассмотрению фиг.1, на которой показана главным образом вертикальная скважина 12, которая идет с поверхности земли 14 в заданный угольный пласт 15. Эта главным образом вертикальная скважина 12 проникает в угольный пласт 15, пересекает его и продолжается ниже угольного пласта 15. Указанная главным образом вертикальная скважина имеет соответствующую обсадную колонну 16, которая заканчивается над уровнем угольного пласта 15.

Каротаж вертикальной скважины 12 проводят в ходе бурения или после него, что позволяет определить точную вертикальную глубину залегания угольного пласта 15. В результате этого, при проведении последующих операций бурения невозможно пропустить угольный пласт и нет необходимости в использовании технических средств для локализации угольного пласта 15 в ходе бурения. В главным образом вертикальной скважине 12 на уровне угольного пласта 15 формируют полость расширенного диаметра 20. Как это будет описано далее более подробно, полость расширенного диаметра 20 образует соединение (стык) для пересечения вертикальной скважины сочлененной скважиной, причем эта полость позволяет образовать главным образом горизонтальную дренажную схему в угольном пласте 15. Полость расширенного диаметра 20 служит также для сбора флюидов, откачиваемых из угольного пласта 15 в ходе операций добычи.

В соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения полость расширенного диаметра 20 имеет радиус, составляющий около 8 футов, и вертикальный размер, который равен вертикальному размеру угольного пласта 15 или превышает его. Полость расширенного диаметра 20 создают с использованием соответствующих технологий подземного расширения ствола скважины и соответствующего оборудования. Вертикальный участок главным образом вертикальной скважины 12 продолжается ниже полости расширенного диаметра 20 и образует отстойник 22 указанной полости 20.

Сочлененная скважина 30 идет с поверхности земли 14 до полости расширенного диаметра 20 главным образом вертикальной скважины 12. Сочлененная скважина 30 содержит главным образом вертикальный участок 32, главным образом горизонтальный участок 34 и изогнутый участок 36, соединяющий между собой указанные вертикальный и горизонтальный участки 32 и 34. Горизонтальный участок 34 лежит главным образом в горизонтальной плоскости угольного пласта 15 и пересекает полость расширенного диаметра 20 главным образом вертикальной скважины 12.

Сочлененная скважина 30 у поверхности 14 смещена на достаточное расстояние относительно главным образом вертикальной скважины 12, что позволяет производить бурение изогнутой по большому радиусу секции 36 и любой желательной горизонтальной секции 34 ранее их пересечения с полостью расширенного диаметра 20. Для создания изогнутого участка 36 с радиусом 100-150 футов сочлененная скважина 30 должна быть смещена на расстояние около 300 футов относительно главным образом вертикальной скважины 12. Такое пространственное расположение позволяет выбрать угол наклона изогнутого участка 36 таким образом, чтобы снизить трение в скважине 30 при проведении операций бурения. В результате будет обеспечен максимальный доступ к сочлененной бурильной колонне, вводимой через ствол сочлененной скважины 30.

Бурение сочлененной скважины 30 производят с использованием сочлененной бурильной колонны 40, которая содержит соответствующий забойный двигатель и буровую коронку (буровое долото) 42. В сочлененной бурильной колонне 40 предусмотрено устройство измерения в ходе бурения (MWD) 44, которое позволяет управлять ориентацией и направлением ствола скважины, проходку которого ведут при помощи двигателя и буровой коронки 42. Главным образом вертикальный участок 32 сочлененной скважины 30 крепят при помощи соответствующей обсадной колонны 38.

После успешного пересечения полости расширенного диаметра 20 сочлененной скважиной 30 бурение продолжают через полость 20 с использованием сочлененной бурильной колонны 40 и соответствующего устройства для горизонтального бурения, что позволяет получить главным образом горизонтальную дренажную схему 50 в угольном пласте 15. Главным образом горизонтальная дренажная схема 50 и другие аналогичные стволы скважины включают в себя наклонные, волнистые или идущие под углом к горизонтали участки в угольном пласте 15 или в другой подземной зоне. При проведении операции проходки могут быть использованы каротажные устройства с гамма-излучением и другие обычные средства измерения для управления направлением ориентации буровой коронки, так чтобы удержать дренажную схему 50 внутри границ угольного пласта 15 и обеспечить главным образом равномерный охват (перекрытие) желательной области внутри угольного пласта 15. Более подробная информация относительно дренажной схемы может быть получена из дальнейшего описания, проведенного со ссылкой на фиг.4-7.

В ходе процесса бурения дренажной схемы 50, промывочная жидкость или "грязь" нагнетается через сочлененную бурильную колонну 40 и циркулирует снаружи от бурильной колонны 40 в непосредственной близости от буровой коронки 42, где она используется для размывания пласта и для удаления выбуренной породы. Выбуренная порода увлекается промывочной жидкостью, которая течет вверх через кольцевое пространство между бурильной колонной 40 и стенками ствола скважины и достигает поверхности земли 14, где выбуренную породу удаляют из промывочной жидкости, а жидкость после этого используют повторно. В ходе описанной обычной операции бурения получают стандартную колонну бурового раствора (промывочной жидкости), которая имеет вертикальную высоту, равную глубине скважины 30, при этом гидростатическое давление в скважине соответствует глубине скважины. Так как угольный пласт может быть пористым и может иметь трещины, то он может не выдерживать такое гидростатическое давление, даже если в угольном пласте 15 имеется пластовая вода. Таким образом, если на угольный пласт 15 воздействует полное гидростатическое давление, то в результате может происходить потеря промывочной жидкости и увлеченной выбуренной породы в пласте. Такую ситуацию именуют "перебалансированной" операцией бурения, при этом гидростатическое давление флюида в скважине превышает способность пласта выдерживать такое давление. Потеря промывочной жидкости с выбуренной породой в пласте не только приводит к экономическим потерям за счет потерянной промывочной жидкости, которую приходится пополнять, но и приводит к закупорке пор в угольном пласте 15, которые нужны для дренажа из угольного пласта газа и воды.

Для предотвращения условий перебалансировки при формировании дренажной схемы 50 предусмотрены воздушные компрессоры 60, которые обеспечивают циркуляцию сжатого воздуха вниз через главным образом вертикальную скважину 12 и назад вверх через сочлененную скважину 30. Циркулирующий воздух будет подмешиваться к промывочной жидкости в кольцевом пространстве вокруг сочлененной бурильной колонны 40 и будет создавать пузырьки во всей колонне бурового раствора (промывочной жидкости). Это эффективно снижает гидростатическое давление бурового раствора и уменьшает забойное давление в такой степени, что не происходит перебалансировки условий бурения. Аэрация бурового раствора уменьшает забойное давление до величины около 150-200 фунтов на квадратный дюйм (psi). За счет этого можно производить бурение имеющих низкое давление угольных пластов и других подземных зон без существенной потери бурового раствора и без загрязнения им указанных зон.

Можно также производить циркуляцию пены, которая представляет собой смесь сжатого воздуха с водой, вниз через сочлененную бурильную колонну 40, совместно с буровым раствором, для того, чтобы производить аэрацию бурового раствора в кольцевом пространстве в ходе бурения сочлененной скважины 30 и, по желанию, в ходе бурения дренажной схемы 50. При бурении дренажной схемы 50 при помощи бурового долота с пневмоударником или при использовании забойного двигателя с воздушным приводом, в буровой раствор также поступает сжатый воздух или пена. В этом случае сжатый воздух или пена, которые используются для приведения в действие долота или забойного двигателя, выходят в непосредственной близости от буровой коронки 42. Однако больший объем воздуха, который может быть направлен вниз через главным образом вертикальную скважину 12, позволяет производить более сильную аэрацию бурового раствора, чем это обычно возможно за счет воздуха, подаваемого через сочлененную бурильную колонну 40. На фиг.2 показаны способ и система для бурения дренажной схемы 50 в угольном пласте 15, в соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения. В этом варианте главным образом вертикальную скважину 12, полость расширенного диаметра 20 и сочлененную скважину 32 располагают и формируют в соответствии с ранее описанным для фиг.1.

На фиг.2 показано, что после пересечения полости расширенного диаметра 20 сочлененной скважиной 30 в полости расширенного диаметра 20 устанавливают насос 52 для откачки бурового раствора и выбуренной породы на поверхность 14 через главным образом вертикальную скважину 12. Это устраняет трение воздуха и флюида, поднимающихся вверх через сочлененную скважину 30, и снижает забойное давление практически до нуля. В результате может быть обеспечен доступ с поверхности в угольные пласты и другие подземные зоны, имеющие сверхнизкие давления, составляющие менее 150 МПа. Кроме того, при этом устраняется риск соединения воздуха с метаном в скважине.

На фиг.3 показана добыча флюидов из горизонтальной дренажной схемы 50 в угольном пласте 15 в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения. В этом варианте после бурения главным образом вертикальной и сочлененной скважин 12 и 30, а также желательной дренажной схемы 50, извлекают сочлененную бурильную колонну 40 из сочлененной скважины 30 и сочлененную скважину запечатывают. Для различных описанных здесь ниже перистых структур запечатывание сочлененной скважины 30 может быть произведено на главным образом горизонтальном участке 34. В противном случае сочлененная скважина 30 может оставаться не запечатанной.

Вновь обратимся к рассмотрению фиг.3, на которой показан забойный насос 80, расположенный на выходе из главным образом вертикальной скважины 12 в полости расширенного диаметра 22. Полость расширенного диаметра 20 образует резервуар для накопления флюидов, что позволяет производить прерывистое нагнетание без вредных эффектов гидростатического напора, создаваемого за счет накопления флюидов в скважине.

Забойный насос 80 соединен с поверхностью 14 при помощи насосно-компрессорной колонны 82 и может быть приведен в действие при помощи насосных штанг 84, идущих вниз внутри колонны 82 скважины 12. Насосные штанги 84 могут совершать возвратно-поступательное движение за счет привода от подходящих установленных на поверхности средств, таких как балансир 86, что позволяет приводить в действие забойный насос 80. Забойный насос 80 используют для удаления воды и увлеченной выбуренной породы из угольного пласта 15 через дренажную схему 50. После вывода воды па поверхность производят ее обработку для отделения от метана, который может быть растворен в воде, а также для удаления увлеченной мелочи (мелкой выбуренной породы). После откачки достаточного объема воды из угольного пласта 15, на поверхность 14 может поступать чистый газ из угольного пласта через кольцевое пространство главным образом вертикальной скважины 12 вокруг насосно-компрессорной колонны 82, который отводят при помощи труб, соединенных с устьем скважины. На поверхности метан обрабатывают, сжимают и подают по трубопроводам для использования в качестве топлива, что само по себе известно. Забойный насос 80 может работать непрерывно или по мере необходимости для удаления воды, отводимой из угольного пласта 15 в полость расширенного диаметра 22.

На фиг.4-7 показаны главным образом горизонтальные дренажные схемы 50 для обеспечения доступа к угольному пласту 15 или к другой подземной зоне, выполненные в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения. В этом варианте дренажные схемы представляют собой перистые дренажные схемы, имеющие центральную диагональ, а также главным образом симметричные и соответствующим образом смещенные боковые участки, отходящие от каждой из сторон диагонали. Перистая схема напоминает расположение прожилков в листке или построение пера птицы, причем аналогичные главным образом параллельные вспомогательные дренажные отверстия (отводы) расположены на одинаковом расстоянии друг от друга на противоположных сторонах от оси. Такая перистая дренажная схема с центральным отверстием (скважиной) и с симметричными расположенными на одинаковом расстоянии друг от друга с каждой стороны от оси вспомогательными дренажными отверстиями, представляет собой однородную схему для дренажа флюидов из угольного или другого подземного пласта. Как это будет объяснено здесь ниже более подробно, перистая схема обеспечивает главным образом равномерный охват квадратной, четырехугольной или сетчатой области и может быть совмещена с длинными забоями (лавами) для приготовления угольного пласта 15 для проведения операций добычи. Само собой разумеется, что это указание не имеет ограничительного характера и в соответствии с настоящим изобретением могут быть использованы и другие дренажные схемы.

Перистая и другие подходящие дренажные схемы, бурение которых производится с поверхности земли, позволяют обеспечивать доступ к подземным пластам. Дренажная схема может быть использована для равномерного вывода и/или ввода флюидов, а также для других видов обработки подземных залежей. В случае не угольных месторождений дренажная схема может быть использована для инициации сжигания на месте нахождения, для проведения операций "huff-puff” с применением пара в случае тяжелой сырой нефти, а также для добычи углеводородов из пористых месторождений.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.4, на которой показана перистая дренажная схема 100 в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения. В этом варианте перистая дренажная схема 100 обеспечивает доступ к главным образом квадратной области 102 подземной зоны. Для обеспечения равномерного доступа к более широкому подземному району совместно с этой дренажной схемой могут быть использованы несколько дренажных схем 60.

На фиг.4 показана полость расширенного диаметра 20, которая ограничивает первый угол области 102. Перистая дренажная схема 100 включает в себя главным образом горизонтальную основную скважину 104, которая простирается по диагонали через область 102 до удаленного угла 106 области 102. Преимущественно над областью 102 располагаются главным образом вертикальная и сочлененная скважины 12 и 30, таким образом, что диагональная скважина 104 пробурена вверх по наклону угольного пласта 15. Это облегчает сбор воды и газа из области 102. Проходку диагональной скважины 104 производят с использованием сочлененной бурильной колонны 40, причем скважина 104 выходит из расширенной полости 20 соосно с сочлененной скважиной 30.

От противоположных сторон диагональной скважины 104 отходит множество боковых скважин (отводов) 110, идущих до периферии 112 области 102. Боковые скважины могут зеркально отражать друг друга на противоположных сторонах диагональной скважины 104 или же могут быть смещены друг относительно друга вдоль диагональной скважины 104. Каждая из боковых скважин 110 имеет изогнутый по радиусу участок 114, отходящий от диагональной скважины 104, и удлиненный участок 116, образованный после достижения изогнутым участком 114 желательной ориентации. Для обеспечения равномерного охвата квадратной области 102 пары боковых скважин 110 главным образом равномерно распределены на каждой стороне диагональной скважины 104 и идут от диагонали 64 под углом около 45 градусов. Боковые скважины 110 укорачиваются по длине по мере удаления от полости расширенного диаметра 20 для облегчения бурения боковых скважин 110.

Перистая дренажная схема 100, которая содержит единственную диагональную скважину 104 и 5 пар боковых скважин 110, позволяет производить дренаж угольного пласта площадью около 150 акров. В случае необходимости проведения дренажа меньших площадей или при другой форме угольного пласта, например, при его узкой и длинной форме, а также в случае определенной топографии поверхности земли или подземной топографии, могут быть использованы альтернативные перистые дренажные схемы, полученные за счет изменения угла боковых скважин 110 с диагональной скважиной 104 и изменения ориентации боковых скважин 110. Альтернативно, боковые скважины 120 могут быть пробурены только с одной стороны диагональной скважины 104 с образованием половины перистой схемы.

Проходку диагональной скважины 104 и боковых скважин 110 производят путем бурения через полость расширенного диаметра 20 с использованием сочлененной бурильной колонны 40 и соответствующего оборудования для горизонтального бурения. При проведении операции проходки могут быть использованы каротажные устройства с гамма-излучением и другие обычные средства измерения для управления направлением ориентации буровой коронки, так чтобы удержать дренажную схему внутри границ угольного пласта 15 и обеспечить надлежащую расстановку и ориентацию диагональной и боковых скважин 104 и 110.

В соответствии с особым вариантом осуществления настоящего изобретения бурение диагональной скважины 104 производят с наклоном в каждой из множества точек введения боковых отводов 108. После завершения проходки диагонали 104 производят смещение назад сочлененной бурильной колонны 40 в каждую из последовательных точек 108, из которых производят бурение боковых скважин 110 на каждой из сторон диагонали 104. Следует иметь в виду, что перистая дренажная схема 100 в соответствии с настоящим изобретением может быть образована и иным подходящим образом.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.5, на которой показана перистая дренажная схема 120 в соответствии с другим вариантом настоящего изобретения. В этом варианте перистая дренажная схема 120 использована для дренажа главным образом прямоугольной области 122 угольного пласта 15. Перистая дренажная схема 120 содержит основную диагональную скважину 124 и множество боковых скважин 126, которые сформированы аналогично диагональной и боковым скважинам 104 и 110 фиг.4. Однако в случае главным образом прямоугольной области 122 боковые скважины 126 на первой стороне диагонали 124 имеют более пологий угол, в то время как боковые скважины 126 на противоположной стороне диагонали 124 имеют более крутой угол, чтобы совместно обеспечить равномерный охват области 12.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.6, на которой показана четырехсторонняя перистая дренажная схема 140 в соответствии с другим вариантом настоящего изобретения. В этом варианте четырехсторонняя перистая дренажная схема 140 включает в себя 4 отдельные перистые дренажные схемы 100, каждая из которых служит для дренажа одного из квадрантов района 142, перекрываемого перистой дренажной схемой 140.

Каждая из перистых дренажных схем 100 содержит диагональную скважину 104 и множество боковых скважин 110, отходящих от диагональной скважины 104. В четырехстороннем варианте каждую из диагональных и боковых скважин 104 и 110 бурят из общей сочлененной скважины 141. Это позволяет более компактно разместить эксплуатационное оборудование на поверхности и обеспечить более широкий охват дренажной схемой, а также снизить объем бурового оборудования и работ.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.7, на которой показано совмещение перистых дренажных схем 100 с подземными структурами угольного пласта, для дегазации и подготовки угольного пласта для проведения операций добычи, в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. В этом варианте добычу в угольном пласте 15 ведут с использованием лавы (длинного забоя). Следует иметь в виду, что настоящее изобретение может быть использовано для дегазации угольных пластов и для других видов добычи.

На фиг.7 показаны угольные камеры 150, которые отходят в продольном направлении от лавы 152. В соответствии с практикой добычи с использованием лавы, добычу в каждой из камер 150 ведут от удаленного се конца в сторону лавы 152, причем кровлю шахты разрушают и обрушивают в камеру по завершении процесса добычи. Перед началом разработки камер 150 производят бурение с поверхности перистых дренажных схем 100 в камерах 150 для дегазации камер 150. Каждую из перистых дренажных схем 100 совмещают с лавой 152 и сеткой камер 150 для охвата участков одной или нескольких камер 150. За счет этого может быть проведена дегазация с поверхности области шахты с учетом подземных структур и ограничений.

На фиг.8 показана блок-схема способа подготовки угольного пласта 15 для проведения операций добычи, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения. В этом варианте подготовку начинают с операции 160 идентификации областей дренажа и дренажных схем 50 для этих областей. Преимущественно указанные области совмещают с сеткой плана горных работ для данного района. Для оптимального перекрытия указанного района могут быть использованы перистые структуры (дренажные схемы) 100, 120 и 140. Следует иметь в виду, что и другие подходящие дренажные схемы могут быть использованы для дегазации угольного пласта 15.

При проведении операции 162 производят бурение с поверхности 14 через угольный пласт 15 главным образом вертикальной скважины 12. Затем, при проведении операции 164, используют забойное каротажное оборудование для точной идентификации местоположения угольного пласта в главным образом вертикальной скважине 12. При проведении операции 166 формируют полость расширенного диаметра 22 в главным образом вертикальной скважине 12, в местоположении угольного пласта 15. Как уже было упомянуто ранее, полость расширенного диаметра 20 может быть образована при помощи подземных средств расширение ствола скважины и других известных технологий.

Затем, при проведении операции 168, производят бурение сочлененной скважины 30 до пересечения с полостью расширенного диаметра 22. При проведении операции 170 производят бурение через сочлененную скважину 30 основной диагональной скважины 104 для перистой дренажной схемы 100 в угольном пласте 15. После формирования основной диагональной скважины 104 при проведении операции 172 производят бурение боковых скважин 110 для перистой дренажной схемы 100. Как уже было упомянуто здесь ранее, боковые точки введения могут быть образованы в диагональной скважине 104 при ее формировании для облегчения бурения боковых скважин 110.

При проведении операции 174 производят запечатывание сочлененной скважины 30. Затем, при проведении операции 176, производят очистку расширенной диагональной полости 22 для подготовки к установке забойного эксплуатационного (добычного) оборудования. Полость расширенного диаметра 22 может быть очищена путем нагнетания сжатого воздуха через главным образом вертикальную скважину 12, или при помощи других подходящих технологий. При проведении операции 176 производят установку эксплуатационного оборудования в главным образом вертикальной скважине 12. Указанное эксплуатационное оборудование включает в себя шланговый скважинный насос, идущий вниз в полость 22 для удаления воды из угольного пласта 15. Удаление воды приводит к снижению давления в угольном пласте и позволяет газообразному метану диффундировать и подниматься по кольцевому пространству главным образом вертикальной скважины 12.

При проведении операции 180 производят при помощи шлангового насоса откачку на поверхность воды, которая собирается в полости 22 при помощи дренажной схемы 100. Откачку воды производят непрерывно или прерывисто, в зависимости от ее количества в полости 22. При проведении операции 182 производят непрерывный сбор на поверхности газообразного метана, диффундирующего из угольного пласта 15. Наконец, при проведении последней операции 184, определяют, завершена ли добыча газа из угольного пласта 15. В соответствии с одним из вариантов, решение о прекращении добычи газа принимают при превышении заданной стоимости добычи. В соответствии с другим вариантом, добычу газа продолжают до снижения уровня газа в угольном пласте 15 до заданного остаточного уровня. Если добыча газа не завершена, то от операции 184 возвращаются к операциям 180 и 182, при проведении которых продолжают удалять воду и добывать газ из угольного пласта 15. После завершения добычи от операции 184 переходят к операции 186, при проведении которой извлекают эксплуатационное оборудование.

Затем, при проведении операции 188, определяют, следует ли производить дополнительную подготовку угольного пласта 15 для проведения разработки месторождения. При положительном решении от операции 188 переходят к операции 190, при проведении которой в угольный пласт 15 накачивают воду и другие добавки, для повторной гидрации угольного пласта, что необходимо для снижения уровня запыленности, повышения эффективности добычи и улучшения качества добываемого продукта.

При отрицательном решении от операции 188 переходят к операции 192, при проведении которой производят разработку угольного пласта 15. Извлечение угля из пласта приводит к разрушению и обрушению кровли выработанной камеры по завершении процесса добычи. Обрушение кровли создает газ из завала, который может быть собран при проведении операции 194 через главным образом вертикальную скважину 12. Поэтому не требуются дополнительные операции бурения для сбора газа из завала отработанного угольного пласта. Эта операция 194 приводит к завершению процесса эффективной дегазации угольного пласта с поверхности земли. Предложенный способ обеспечивает симбиозную зависимость с шахтой, что позволяет удалять нежелательный газ ранее проведения добычи и производить повторную гидрацию угольного пласта до его разработки..

На фиг.9A-9C показаны схемы развертывания (ввода в действие) полостного погружного насоса 200, в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения. Обратимся к рассмотрению фиг.9A, на которой показан полостной погружной насос 200, который содержит скважинный участок 202 и устройство для выбора положения в полости 204. Скважинный участок 202 имеет впуск 206 для всасывания и перекачки флюида, который содержится в полости 20, к поверхности вертикальной скважины 12.

В этом варианте устройство для выбора положения в полости 204 соединено с возможностью вращения со скважинным участком 202, что позволяет производить вращение (поворот) устройства для выбора положения 204 относительно скважинного участка 202. Для обеспечения возможности вращения может быть использован, например, штифт, ось или другое подходящее устройство (не обязательно показанное на чертежах), позволяющее соединять устройство для выбора положения в полости 204 со скважинным участком 202 с возможностью вращения устройства для выбора положения 204 вокруг оси 208 относительно скважинного участка 202. Таким образом, устройство для выбора положения в полости 204 может быть соединено со скважинным участком 202 между одним концом 210 и другим концом 212 устройства для выбора положения в полости 204, таким образом, что оба конца 210 и 212 могут совершать поворот относительно скважинного участка 202.

Устройство для выбора положения в полости 204 также содержит участок противовеса 214, позволяющий контролировать положение концов 210 и 212 относительно скважинного участка 202, при отсутствии поддержки. Например, устройство для выбора положения в полости 204 выступает в виде консоли на оси 208 относительно скважинного участка 202. Участок противовеса 214 расположен между осью 208 и концом 210, таким образом, что вес или масса это участка 214 балансирует устройство для выбора положения в полости 204 в ходе его развертывания и выдвижения полостного погружного насоса 200 относительно вертикальной скважины 12 и полости 20.

В рабочем положении устройство для выбора положения в полости 204 развернуто в вертикальной скважине 12, а конец 210 и участок противовеса 214 находятся во втянутом положении, при этом конец 210 и участок противовеса 214 являются смежными со скважинным участком 202. При движении полостного погружного насоса 200 вниз в вертикальной скважине 12, в направлении, указанном стрелкой 216, длина устройства для выбора положения в полости 204 препятствует движению поворота этого устройства 204 относительно скважинного участка 202. Например, масса участка противовеса 214 может удерживать этот участок 214 и конец 212 в контакте с вертикальной стенкой 218 вертикальной скважины 12, когда полостной погружной насос 200 перемещается вниз в вертикальной скважине 12.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.9В, на которой показано, что при перемещении полостного погружного насоса 200 вниз в вертикальной скважине 12, участок противовеса 214 вызывает поворот устройства для выбора положения в полости 204 относительно скважинного участка 202, когда устройство для выбора положения в полости 204 выходит из вертикальной скважины 12 в полость 20. Когда устройство для выбора положения в полости 204 выходит из вертикальной скважины 12 в полость 20, тогда участок противовеса 214 и конец 212 теряют опору, которая создавалась вертикальной стенкой 218 в вертикальной скважине 12, и поэтому участок противовеса 214 автоматически поворачивает устройство для выбора положения в полости 204 относительно скважинного участка 202. При этом участок противовеса 214 побуждает конец 210 совершать поворот относительно вертикальной скважины 12 или выходить из нее наружу, в направлении, указанном стрелкой 220. Кроме того, конец 212 устройства для выбора положения в полости 204 выдвигается или поворачивается наружу относительно вертикальной скважины 12, в направлении, указанном стрелкой 222.

Длина устройства для выбора положения в полости 204 выбрана таким образом, что его концы 210 и 212 теряют опору в вертикальной скважине 12, когда устройство для выбора положения в полости 204 выходит из вертикальной скважины 12 в полость 20, что позволяет участку противовеса 214 вызывать поворот конца 212 относительно скважинного участка 202, с проходом над кольцевым участком 224 отстойника 22. Таким образом, устройство для выбора положения в полости 204 выходит из вертикальной скважины 12 в полость 20 и участок противовеса 214 вызывает поворот конца 212 по стрелке 222, причем при дальнейшем перемещении вниз полостного погружного насоса 200 конец 212 входит в контакт с горизонтальной стенкой 226 полости 20.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.9С, на которой показано, что дальнейшее перемещение вниз полостного погружного насоса 200 и вход конца 212 в контакт с горизонтальной стенкой 226 полости 20 приводит к дополнительному повороту устройства для выбора положения в полости 204 относительно скважинного участка 202. При этом наличие контакта конца 212 с горизонтальной стенкой 226 в сочетании с движением вниз полостного погружного насоса 200 побуждает конец 210 совершать поворот относительно вертикальной скважины 12, в направлении, указанном стрелкой 228, до тех пор, пока участок противовеса 214 не входит в контакт с горизонтальной стенкой 230 полости 20. После того, как участок противовеса 214 и конец 212 устройства для выбора положения в полости 204 упираются в горизонтальные стенки 226 и 230 полости 20, дальнейшее движение вниз полостного погружного насоса 200 становится невозможным, что приводит к точной установке впуска 206 в заданном местоположении в полости 20.

Так как впуск 206 может занимать различное положение вдоль скважинного участка 202, то может быть выбрано его точное местоположение в полости 20, когда устройство для выбора положения в полости 204 упираются в дно полости 20. За счет точной установки впуска 206 в полости 20 исключается забор осадка или других материалов из отстойника 22 и устраняются помехи для течения газа, которые могли бы быть вызваны нахождением впуска 20 в узкой скважине. Кроме того, впуск 206 может быть установлен в полости 20 таким образом, чтобы обеспечивать максимальный отвод флюида из полости 20.

При проведении обратной операции, перемещение вверх полостного погружного насоса 200 приводит к выходу из контакта с соответствующими горизонтальными стенками 226 и 230 участка противовеса 214 и конца 212. При потери опоры в полости 20 устройством для выбора положения в полости 204, масса этого устройства 204, расположенная между концом 212 и осью 208, побуждает поворачиваться устройство для выбора положения в полости 204, в направлении, противоположном направлению, указанному стрелками 220 и 222 на фиг.9В. Кроме того, участок противовеса 214 совместно с массой устройства 204, расположенной между концом 212 и осью 208, побуждает устройство для выбора положения в полости 204 совмещаться с вертикальной скважиной 12. Таким образом, происходит автоматическое совмещение устройства для выбора положения в полости 204 с вертикальной скважиной 12, когда полостной погружной насос 200 выводят из полости 20. Кроме того, движение вверх полостного погружного насоса 200 может быть использовано для удаления из полости 20 и из вертикальной скважины 12 устройства для выбора положения в полости 204.

Таким образом, настоящее изобретение позволяет обеспечить более высокую надежность, чем известные ранее системы и способы, за счет установки впуска 206 полостного погружного насоса 200 в заданном местоположении в полости 20. Кроме того, полостной погружной насос 200 может быть эффективно извлечен из полости 20 без применения дополнительных устройств фиксации и совмещения, что облегчает вывод полостного погружного насоса 200 из полости 20 и вертикальной скважины 12.

Несмотря на то, что были описаны предпочтительные варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят однако за рамки приведенной далее формулы изобретения.