CC BY
18АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ Ы-ОБРАЗНОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ
УДК 622.279.5
Ян Ин, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» (Москва, РФ), yyainngg@126.com
М.П. Хайдина, к.т.н., доцент, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина», mmp2003@inbox.ru
Ван Хэнян, ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина», 445662985@qq.com
В статье рассмотрены проблемы добычи метана из угольных пластов с применением и-образной горизонтальной скважины и проведен анализ особенностей ее эксплуатации. Выполнено гидродинамическое моделирование разработки метаноугольного месторождения Киншуи (Китай). В качестве критериев оценки эффективности работы и-образной скважины выбраны следующие показатели: момент начала добычи метана, максимальный дебит газа, момент достижения максимального дебита газа и накопленные добычи газа и воды. Установлена зависимость эффективности применения и-образной скважины от разных факторов: направления и длины горизонтального участка скважины, анизотропии и угла наклона угольного пласта. Детально изучены различия во времени начала добычи метана для разных гидродинамических моделей и их причины.
Проанализирована эффективность применения вертикальных скважин по сравнению с и-образной. Рассмотрено распределение водонасыщенности в системе кливажа угольных пластов с разными углами наклона в разные периоды разработки. Выявлена закономерность изменения удельной добычи газа на единицу длины горизонтального участка с увеличением его длины и определена оптимальная длина горизонтального участка скважины для исследуемого объекта. Установлена зависимость эффективности обезвоживания угольного пласта от угла его наклона. В результате проведенных исследований обоснованы рекомендации по размещению вертикальной составляющей и горизонтального участка и-образной скважины. Полученные результаты позволяют сделать вывод об эффективности применения Ы-образных скважин для разработки метаноугольных месторождений и сформулировать рекомендации по их проектированию.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МЕТАН УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ, U-ОБРАЗНАЯ СКВАЖИНА, ОБЕЗВОЖИВАНИЕ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА, СИСТЕМА КЛИВАЖА, АНИЗОТРОПИЯ ПЛАСТА, УГОЛ НАКЛОНА ПЛАСТА, ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ.
В последние годы в связи с возрастающим интересом к нетрадиционным ресурсам в нефтегазовом секторе проблема добычи метана из угольных пластов (МУП) становится все актуальнее [1]. Несмотря на то, что добыча МУП с помощью обычных вертикальных скважин ведется уже много лет, продуктивность скважин часто оказывается низкой. В связи с этим в последние годы горизонтальные скважины для добычи
МУП привлекают к себе все больше внимания.
Одним из видов горизонтальных скважин для добычи МУП является и-образная скважина, которая представляет собой модификации традиционных нефтегазовых технологий и сочетание обычных горизонтальных скважин и метода заканчивания скважин с кавитацией. и-образная скважина состоит из вертикальной и горизонтальной составляющих, обра-
зуя сдвоенную скважинную систему [2]. Устоявшегося термина пока не существует, поэтому термин «и-образная скважина» следует считать условным, возможно, в других источниках подобная скважина названа иначе.
и-образные скважины были разработаны в Австралии в конце 1990-х гг. из-за отсутствия опыта проведения гидроразрыва пласта [3]. Дебиты газа и-образ-ных скважин составляют более
Yang Ying, Federal State Autonomous Educational Institution of Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russian Federation), yyainngg@126.com M.P. Khaydina, Candidate of Sciences (Engineering), Associate Professor, Federal State Autonomous Educational Institution of Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)", mmp2003@inbox.ru
Wang Hengyang, Federal State Autonomous Educational Institution of Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)", 445662985@qq.com
Analysis of the operation and efficiency of the U-shaped well for coalbed methane production
The paper describes the problems of coalbed methane production using a U-shaped horizontal well and analyzes
the characteristics of its operation. Hydrodynamic modeling of the development of Qinshui coalbed methane reservoir
in China has been performed. The following indicators were chosen as criteria for evaluating the performance of a U-shaped well:
the start methane production moment, the maximum gas flow rate, the reaching maximum gas flow rate moment
and the accumulated gas and water production. The dependence of the efficiency of the U-shaped well on various factors was
established: the direction and length of the horizontal section, anisotropy and the tilt angle of the coal seam. Differences
in the start time of methane production for different hydrodynamic models and their causes are studied in detail.
It has been analyzed the effectiveness of vertical wells compared with the U-shaped one. The distribution of water saturation
in the cleat system of coal seams with different tilt angles in different periods of development is considered. The regularity
of the specific gas production per unit horizontal section length with increase in its length and the optimal horizontal well
length for the study object is determined. The dependence of the coal seam dewatering efficiency on its tilt angle is established.
As a result of the research, recommendations on the placement of the vertical well and the horizontal section of a U-shaped well
are also substantiated. The results obtained in this article make it possible to judge the effectiveness of the use
of U-shaped wells for coalbed methane production and to provide recommendations for their design.
KEYWORDS: COALBED METHANE, U-SHAPED WELL, COAL SEAM DEWATERING, CLEAT SYSTEM, RESERVOIR ANISOTROPY, RESERVOIR TILT ANGLE, HYDRODYNAMIC MODELS.
Отстойник Filterbed
Рис. 1. Схема U-образной скважины для добычи МУП
Fig. 1. Scheme of the U-shaped well for the coal seam methane production
28 000 м3/сут [4]. На рис. 1 показано поперечное сечение, которое иллюстрирует схему и-об-разной скважины. Вертикальная составляющая цементируется над кровлей угольного пласта, затем проникает в угольный пласт, пересекает его, продолжается ниже угольного пласта (примерно на 50 м [2, 5]) и образует отстойник.
Отстойник в вертикальной скважине служит для установки эксплуатационного оборудования и сбора воды, откачиваемой из угольного пласта, а также для осаждения и очистки угольной мелочи во время добычи метана. После этого каверна расширенного диаметра создается в угольном пласте механическим способом. Диаметр каверны, как правило, составляет около 0,5 м, ее вертикальный размер примерно равен толщине угольного пласта.
Расстояние между устьями горизонтальной скважины и вертикальной составляет 500-1000 м, чтобы производить бурение изогнутой направляющей части ра-
нее пересечения двух скважин в заданной каверне (соединении) в угольном пласте. Такое пространственное смещение позволяет выбрать угол наклона изогнутой направляющей части таким образом, чтобы снизить коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении горизонтального участка. Для бурения горизонтальной составляю-
щей используются современные управляемые роторные системы, которые позволяют управлять ориентацией и направлением горизонтального участка ствола скважины так, чтобы удержать его в заданном положении внутри угольного пласта и пересекать вертикальную составляющую в каверне. После успешного пересечения скважин бурение гори-
1 2
Рис. 2. Варианты размещения вертикальной составляющей U-образной скважины:
a) вариант 1; б) вариант 2; 1 - горизонтальная составляющая; 2 - вертикальная составляющая
Fig. 2. Variants for placing the vertical component of a U-shaped well: a) variant 1;
b) variant 2; 1 - horizontal component; 2 - vertical component
зонтального участка в угольном пласте продолжается через каверну до запланированной длины.
Каверна большого размера создается в первую очередь для плавного пересечения горизонтальной составляющей с вертикальной, а также для сбора пластовой воды. Важно отметить, что наиболее эффективным методом обезвоживания угольных пластов является использование штангового скважинного насоса, который не рекомендуется применять в горизонтальных или наклонных скважинах.
При применении и-образной скважины откачка на поверхность пластовой воды, которая движется по горизонтальному участку скважины и собирается в каверне и отстойнике, производится с помощью штангового скважинного насоса в вертикальной составляющей. Вначале угольная система находится в равновесии и часто содержит грунтовые воды [6], поэтому промышленная добыча метана в большинстве случаев сопровождается необходимостью обезвоживания пласта, чтобы снизить пластовое давление и вызвать десорбцию метана из угля.
Движение газа в матрице, т. е. в угле, вызвано градиентом концентрации метана, который создается, как правило, за счет непрерывной откачки пластовых вод. Уголь сорбирует метан, поэтому матрица имеет низкую
проницаемость, поток воды и газа осуществляется только через систему естественных трещин (кливажей). Процесс откачки воды может занять от нескольких дней до нескольких месяцев, что в значительной мере зависит от способа заканчивания скважин.
Через конкретный промежуток времени от начала удаления пластовых вод начинается десорбция метана. Десорбированный метан поднимается вверх в основном по кольцевому пространству вертикальной составляющей. В большинстве случаев темп откачки воды постоянно убывает, а темп добычи газа постепенно растет по мере увеличения депрессии и через некоторое время достигает максимального значения,а затем плавно снижается в течение мно -гих лет. Данный момент достиже -ния максимального дебита газа выступает важным показателем, так как затем темп добычи газа начинает снижаться. На максимальный дебит скважины, момент его достижения и накопленную добычу газа и воды влияют не только характеристики угольных пластов, но и параметры скважины.
В настоящей статье выявлена зависимость эффективности работы и-образной скважины от параметров скважин (направления и длины горизонтального участка) и характеристик угольного пласта (анизотропии и угла
наклона пласта). Среди этих факторов контролируемыми являются направление и длина горизонтального участка.
Проведено моделирование на секторных гидродинамических моделях, выполненных в программном продукте ECLIPSE [7], имеющем дополнительные опции для моделирования разработки метаноугольных месторождений [8]. Исходные данные моделируемого объекта взяты из бассейна Киншуи (Китай). В моделях проведены расчеты работы U-образной скважины в течение 15-летнего периода разработки. Во время инициализации заданы разные значения давления в опорных точках для различных моделей, чтобы модели с разны-ми углами наклона пласта имели одинаковые запасы газа в начале моделирования. Полученные результаты расчетов показывают, что время откачки воды, момент начала добычи метана, момент достижения максимального дебита газа, накопленная добыча газа и воды существенно зависят от параметров скважины.
РАСПОЛОЖЕНИЕ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ
В связи с наклоном угольных пластов существуют два вариан -та размещения вертикальной составляющей (рис. 2). В варианте 1 горизонтальный участок пробурен по нисходящему направлению угольного пласта и вертикальная составляющая находится в нижней части наклонного пласта. В варианте 2 горизонтальный участок пробурен по восходящему направлению пласта.
На рис. 3 показаны кривые работы U-образных скважин при разных вариантах размещения вертикальной составляющей в угольном пласте с углом наклона 15°. Результаты моделирования показывают, что при варианте 1 момент начала добычи метана и момент достижения максимального дебита газа наступают быстрее и максимальный
t— - /
/ ^ У
/
f У
____"
1000 2000 3000 4000 Число дней с начала эксплуатации Number of days since the start of operation
Дебит газа Gas flow rate
— Вариант 1 Variant 1
— Вариант 2 Variant 2
— 3 вертикальные скважины
3 vertical wells
Рис. 3. Дебиты газа по вариантам размещения вертикальной составляющей и суммарный дебит газа трех вертикальных скважин
Fig. 3. Gas flow rates by variants of placement of the vertical component and the total gas flow rate of three vertical wells
m <5 со
1= s
1000 2000 3000 4000 5000
Число дней с начала эксплуатации Number of days since the start of operation
Дебит газа Gas flow rate
— Вариант 1 Variant 1
— Вариант 2 Variant 2
Рис. 4. Дебиты газа при двух вариантах размещения горизонтального участка Fig. 4. Gas flow rates for the two options of horizontal section placement
дебит и накопленная добыча газа намного больше по сравнению с вариантом 2.
При бурении горизонтальной скважины по нисходящему направлению пласта эффективным участком для обезвоживания газоносного угольного пласта является наклонный участок АВ (см. рис. 2). В процессе обезвожи -вания вода из угольного пласта под действием силы тяжести легко движется по наклонному участку АВ к забою В по вертикальной составляющей, далее с помощью насоса поднимается на поверхность земли. Такая дренажная схема способствует быстрому удалению пластовой воды за счет гравитационного воздействия. Чем быстрее идет процесс обезвоживания, тем скорее метан пе -реходит в свободное состояние и быстрее начинается добыча газа. Таким образом, можно сказать, что вариант 1 больше подходит для добычи МУП в бассейне Кин -шуи. Этот вариант использован для дальнейшего исследования.
Из рис. 3 видно, что все кривые дебита и-образной скважины имеют одинаковую тенденцию изменения. Темп роста дебита газа изменяется дважды (см. рис. 3, цифры 1 и 2 возле овальных кон -туров). Первое изменение происходит вскоре после начала добы -чи метана. Причина уменьшения темпа роста дебита газа заключается в том, что в это время перепад давления распространяется в вышележащий пласт. В нижележащий пласт, где расположен горизонтальный участок скважины, поступает пластовая вода из вышележащего пласта, поэтому замедляются падение давления и уменьшение водонасыщенности в нижележащем пласте. Время протекания данного процесса в большой степени зависит от величины вертикальной проницаемости пласта. Практическое значение этого явления важно, поскольку все пласты в определенной степени неоднородны и скорости распространения перепада давления
в разные стороны могут сильно различаться, что приводит к десорбции метана в разное время. Темп роста дебита газа зависит от границы изучаемой области.
На рис. 3 также показаны результаты моделирования разработки с применением трех вертикальных скважин в одних и тех же геолого-физических условиях. Результаты расчетов показывают, что при применении вертикальных скважин процесс обезвоживания занимает значительно больше времени. Дебит газа одной и-образной скважины существенно превышает суммар-
ный дебит газа трех вертикальных скважин в первые 7 лет разработки.
АНИЗОТРОПИЯ УГОЛЬНОГО ПЛАСТА
Система кливажа в угольных пластах имеет ярко выраженную направленность, что приводит к анизотропии проницаемости пласта. Плотность, высота, ширина, пересечение между собой трещин кливажа и направление кливажа зависят от глубины залегания и степени углефикации [4]. Чтобы изучить влияние направления горизонтального участка и-образной скважины относи-
га ш го
1000 2000 3000 4000 Ниш дней с начала эксплуатации Number of days since the start of operation
Длина
горизонтального участка,м Length of horizontal section, m
- 700 M
m
- 800 M
m
- 900 M
m
- 1000 м
m
- 1100 м
m
Рис. 5. Зависимость дебитов газа и времени начала добычи газа от длины горизонтального участка U-образной скважины
Fig. 5. Dependence of gas flow rates and the time of gas production start on the length of the horizontal section of the U-shaped well
54
го
с с о rvl 52
о = О ш .ь ъ 50
со го О) о *х с СО
"о ш с ш CJ ш 46
со с 44
ш
42
............
................. ""S
]0 600 800 1000 1200 14
Длина горизонтального участка, м Length of the horizontal section, m
Рис. 6. Изменение удельной добычи газа на единицу длины горизонтального участка с увеличением его длины
Fig. 6. Change in specific gas production per unit length of horizontal section with the increase in its length
14000
12 000
& га 10 000
z Е 8000
го" ш
£ 1— VO 1 ^ 6000
1=1 ся га сэ 4000
2000
Угол наклона пласта, " Reservoir tilt angle, ° -0 -10 -15 -20 -25 30
1000 2000 3000 4000 5000
Число дней с начала эксплуатации Number of days since the start of operation
Рис. 7. Зависимость дебитов газа от угла наклона угольного пласта Fig. 7. Dependence of the gas flow rate from the angle of the coal seam
тельно направления главного кливажа на работу скважины, в статье рассмотрены два варианта размещения скважины: направление горизонтального участка перпендикулярно главному кливажу и параллельно ему. Полученные результаты расчетов представлены на рис. 4.
В варианте 2 в начальный пери -од дебит воды меньше и, соответственно, процесс обезвоживания идет медленно. Горизонтальный участок расположен перпендикулярно вторичному кливажу, поэтому проницаемость пласта по направлению горизонтальной составляющей больше, а проницаемость в перпендикулярном направлении к скважине меньше, что препятствует движению флюидов к горизонтальному участку. В результате проводится быстрое обезвоживание эллипсоидальной области, в которой находится го -ризонтальный участок, движение пластовой воды затрудняется, т. е. вода не успевает попасть в призабойную зону скважины, чтобы поддерживать давление. При этом варианте размещения скважины давление в эллипсоидальной области стремительно снижается, быстро выделяется небольшой объем метана и начинается добыча газа. Но в целом в варианте 1 быстрее идет процесс обезвоживания и наступает момент максимального дебита газа, и накопленная добыча газа больше, тогда как в варианте 2 затруднено не только движение воды к горизонтальному участку, но и движение газа. Таким образом, рекомендуется вариант 1 размещения скважины, который использован для дальнейшего исследования.
ДЛИНА ГОРИЗОНТАЛЬНОГО УЧАСТКА и-ОБРАЗНОЙ СКВАЖИНЫ
Для изучения влияния длины горизонтального участка на эффективность работы и-образной скважины в данной работе проводилось численное модели-
Угол наклона пласта, '
— Накопленная добыча газа -•- Накопленная добыча воды Cumulative gas production Cumulative water production
Рис. 8. Зависимость накопленной добычи газа и воды за 15-летний период разработки от угла наклона угольного пласта
Fig. 8. Dependence of cumulative production of gas and water over 15 years of development on the angle of inclination of the coal seam
Рис. 9. Распределение водонасыщенности в системе кливажа в пластах с различными углами наклона в разные периоды разработки Fig. 9. Distribution of water saturation in the cleat system in the beds with different angles of inclination in different periods of development
рование разработки с горизонтальным участком длиной 600, 700, 800, 900, 1000, 1100 и 1200 м. Результаты расчетов показаны на рис. 5. Из анализа полученных результатов следует, что дебит скважины напрямую зависит от длины горизонтального ствола. С увеличением длины горизонтального участка моменты начала добычи газа и достижения максимального дебита газа наступают быстрее. Дебиты и накоп-
ленная добыча газа и воды возрастают за счет увеличения площади контакта стенок скважины с продуктивным пластом. В поздний период разработки дебит газа скважины с большой длиной горизонтального участка становится меньше.
В данной работе введем понятие удельной добычи газа на единицу длины горизонтального участка, значение которого равно отношению накопленной добы-
чи газа к длине горизонтального участка. Результаты расчетов показаны на рис. 6. С увеличением длины горизонтального участка удельная добыча газа уменьшается, особенно когда длина горизонтального участка превышает 1000 м (см. рис. 6). С экономической точки зрения, при отсутствии ограничения во времени для добычи МУП эффективность дренирования всего коллектора прямо пропорциональна длине скважины, но бурение скважин большой длины дороже и из-за этого нецелесообразно. К тому же потери давления на горизонтальном участке скважины и риск обвала стенок ствола возрастают с увеличением протяженности горизонтального участка. Таким образом, существует оптимальная длина, выход за пределы которой не приведет к увеличению прибыли. С учетом полученных результатов моделирования и опыта применения и-образной скважины в бассейне Киншуи, установлена оптимальная длина горизонтального участка - 1000 м.
УГОЛ НАКЛОНА УГОЛЬНОГО ПЛАСТА
Большинство метаноугольных месторождений мира приурочены к складчатым структурам, практически все угольные пласты имеют определенный угол наклона. Для исследования влияния угла наклона пласта на работу и-образной скважины в работе рассмотрены следующие варианты угла: 0, 5, 10, 15, 20, 25, 30°. Дебиты газа и накопленная добыча газа и воды представлены на рис. 7 и 8. При крутых углах наклона пластов гравитационное воздействие способствует быстрому удалению воды, высокой скорости десорбции и диффузии метана в ранний период разработки. Моменты начала добычи газа и достижения максимального дебита газа наступают быстро. Максимальные дебиты и накопленная добыча газа с увеличением угла наклона сначала возрастают,
потом уменьшаются. Накопленная добыча воды уменьшается при увеличении угла наклона. Для полного понимания данного явления проанализировано распределение водонасыщенности в системе кливажа угольных пластов с разными углами наклона в разные периоды разработки (рис. 9).
Угол наклона пластов оказывает значительное влияние на распределение водонасыщенности в системе кливажа наклонных пластов (см. рис. 9). По мере разработки месторождения большинство пластовых вод откачано в течение первых трех лет, и примерно в это же время достигаются максимальные дебиты газа. После крупномасштабного обезвоживания пласты с большим углом наклона (например, 25 и 30°) начинают терять преимущество и дебиты газа становятся меньше по сравнению с другими вариантами.
На поздней стадии разработки снижающееся пластовое давление достигает такой величины, что гравитационное разделение газа и воды в системе кливажа
начинает играть большую роль, вследствие чего пластовые воды накапливаются в нижней части наклонного пласта. Чем сильнее угол наклона, тем больше накапливается воды. Накопление пластовых вод, с одной стороны, может поддержать определенное давление в нижней части пласта, что препятствует дальнейшей десорбции метана из этой части, а с другой, накопленные воды увеличивают водонасыщенность в этой части и, следовательно, уменьшают проницаемость по газу. Поэтому в поздний период разработки при больших углах наклона пластов дебиты газа и воды становятся меньше. Кроме того, при отсутствии ограничения во времени, чем меньше угол наклона пласта, тем больше накоплен -ная добыча воды и газа. Вместе с тем определенный угол наклона пластов (15-20°) способствует быстрому дренированию коллектора и экономически целесообразной разработке.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведен анализ особенностей эксплуатации и-образной
скважины для разработки ме-таноугольных месторождений; выполнены оценки влияния разных факторов на эффективность применения и-образной скважины и установлена оптимальная длина горизонтального участка скважины для бассейна Киншуи (Китай).
Выявлено, что эффективность разработки и-образной скважиной существенно превышает эффективность разработки при применении вертикальных скважин. Применение и-образной скважины занимает значительно меньше времени для обезвоживания угольного пласта. При использовании и-образных скважин следует пробурить горизонтальный участок по нисходящему направлению пласта и по направлению, перпендикулярному главному кливажу. При углах наклона угольных пластов 15-20° достигается максимальная эффективность применения и-образных скважин. Полученные результаты позволяют сформулировать рекомендации по проектированию и-образных скважин для добычи МУП. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Васильев А.Н., Шишляев В.В., Голубцов Р.В. Организационные мероприятия по оптимизации процесса строительства скважин для добычи метана из угольных пластов // Газовая промышленность. 2012. № S672. С. 9-11.
2. Wang L., Li Y. Discussion on Drilling and Completing Technology of CBM U-Shaped Wells // Journal of Henan Science and Technology. 2013. № 9. P. 39-40.
3. Thomson S., Lukas A., MacDonald D. Maximising Coal Seam Methane Extraction through Advanced Drilling Technologies // The 2nd Australian Coal Seam and Mine Methane Conference. Sydney, 2003. P. 1-14.
4. Cao Y., Long S., Li X., Hu X. The Enlightenment from Comparative Studies of the Coalbed Methane (CBM) Development at Home and Abroad // Xinjiang Petroleum Geology. 2014. Vol. 35. Iss. 1. P. 109-113.
5. Xian B., Xia B., Zhang Y., Bao Q. Study on Drilling and Extraction Technologies for High Steep Structure Coalbed Methane with U-shape Slant Well // Exploration Engineering. 2010. Vol. 37. Iss. 8. P. 1-9.
6. Maricic N., Mohaghegh S.D., Artun E. A Parametric Study on the Benefits of Drilling Horizontal and Multilateral Wells in Coalbed Methane Reservoirs // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, 2005. SPE-96018-MS.
7. Обзор ECLIPSE [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://eclipse.download-windows.org (дата обращения: 07.02.2019).
8. Аль-Джубори А., Джонстон Ш., Бойер Ч. и др. Метан угольных пластов: чистая энергия для всего мира // Нефтегазовое обозрение. 2009. Т. 21. № 2. С. 4-17.
REFERENCES
1. Vasiliev A.N., Shishlyaev V.V., Golubtsov R.V. Organizational Measures to Optimize the Construction of Wells for the Extraction of Methane from Coal Beds. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2012, No. S672, P. 9-11. (In Russian)
2. Wang L., Li Y. Discussion on Drilling and Completing Technology of CBM U-Shaped Wells. Journal of Henan Science and Technology, 2013, No. 9, P. 39-40.
3. Thomson S., Lukas A., MacDonald D. Maximising Coal Seam Methane Extraction through Advanced Drilling Technologies. The 2nd Australian Coal Seam and Mine Methane Conference. Sydney, 2003, P. 1-14.
4. Cao Y., Long S., Li X., Hu X. The Enlightenment from Comparative Studies of the Coalbed Methane (CBM) Development at Home and Abroad. Xinjiang Petroleum Geology, 2014, Vol. 35, Iss. 1, P. 109-113.
5. Xian B., Xia B., Zhang Y., Bao Q. Study on Drilling and Extraction Technologies for High Steep Structure Coalbed Methane with U-shape Slant Well. Exploration Engineering, 2010, Vol. 37, Iss. 8, P. 1-9.
6. Maricic N., Mohaghegh S.D., Artun E. A Parametric Study on the Benefits of Drilling Horizontal and Multilateral Wells in Coalbed Methane Reservoirs. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, 2005, SPE-96018-MS.
7. Review ECLIPSE [Electronic source]. Access mode: http://eclipse.download-windows.org (access date: February 7, 2019). (In Russian)
8. Al-Jubori A., Johnston S., Boyer Ch., et al. Coalbed Methane: Clean Energy for the Whole World. Oilfield Review Summer, 2009, Vol. 21, No. 2, P. 4-13.
