Спосіб дегазації вугільних родовищ

1 Спосіб дегазації вугільних родовищ, що включає буріння свердловини з поверхні, кріплення п обсадними трубами, перфорацію обсадної колони в кожному інтервалі пдрообробки, почергове нагнітання порції робочої рідини в кожний інтервал, починаючи від вибою свердловини, ІЗОЛЯЦІЮ кожного інтервалу ізолюючим пристроєм і відкачування з обробленого масиву робочої рідини і газу, який відрізняється тим, що пдрообробку виконують у режимі гідророзриву в герметично закритій свердловині, а як ізолюючий пристрій, який ВІДДІЛЯЄ оброблений інтервал від необробленого, використовують пакерний пристрій, що складається з верхнього і нижнього пакерів, які опускають в свердловину на насосно-компресорних трубах (НКТ), оснащених отвором із зворотним клапаном, при цьому отвір розташований між верхнім і нижнім пакерами і через нього нагнітається робоча рідина для утворення тріщин в міцних породах, переважно пісковиках, які залягають у покрівлі або ПІДОШВІ вугільного пласта 2 Спосіб за п 1, який відрізняється тим, що в робочу рідину, що нагнітають в утворену тріщину, додають розклинюючий матеріал у вигляді частинок міцних порід, переважно кварцевого піску або пропанту, та легких, переважно скляних, синтетичних або алюмосилікатних мікросфер Корисна модель відноситься до гірничої промисловості і може бути використана при поштервальному пдророзчленуванні вугільних і породних пластів при дегазації масивів Відомий спосіб пдрообробки порід, що містить буріння свердловини з поверхні, встановлення в ній колони, яка складається з комплектів нагнітальних труб, поштервальне нагнітання порцій рідини при відступному порядку обробки інтервалів від вибою свердловини до и устя і ІЗОЛЯЦІЮ інтервалів порід, що обробляються, роздільними елементами, встановленими в колоні нагнітальних труб, при цьому при встановленні колони на початку кожного комплекта нагнітальних труб встановлюють патрубок з перекритими отворами, а перед нагнітанням порції рідини здійснюють закачування в затрубний простір поліконденсованої псевдопластичної рідини, а ІЗОЛЯЦІЮ обробленого інтервалу роздільним елементом здійснюють одночасно з розкриттям отворів патрубка у наступному інтервалі, який обробляють, і нагнітанням в нього робочої рідини [Авторське свідоцтво СРСР № 1201524, кл E21F7/00, опубліковане ЗО 12 85 ] До недоліків відомого способу відноситься не можливість зберігання після гідророзриву тріщин для виходу газів упродовж тривалого часу, через низьку МІЦНІСТЬ вугільної речовини пласта, при цьому заповнення тріщини розклинюючим матеріалом не дає позитивного ефекту через те, що вугільна речовина менш міцна і обволікає тверді частинки заповнювача, перешкоджає просуванню вуглеводневих газів через тріщину Найбільш близьким, за техничною суттю до корисної моделі, що заявляється, є спосіб поінтервальної пдрообробки масиву гірських порід, який містить буріння свердловини з поверхні, кріплення м обсадними трубами, перфорацію обсадної колони в кожному інтервалі пдрообробки, почергово нагнітання порції робочої рідини в кожний інтервал, починаючи від вибою свердловини, ІЗОЛЯЦІЮ кожного раніше обробленого інтервалу від необробленого ізолюючим пристроєм, утворення гідравлічного зв'язку уздовж стовбура свердловини між обробленими інтервалами і відкачку із обробленого масиву робочої рідини та газу, при цьому перфорацію наступного інтервалу обробки здійснюють перед ІЗОЛЯЦІЄЮ раніше обробленого інтервалу, а для ізоляції використовують посадочне сідло із за ю 00 С4 11285 глушкою, яке опускають на трубах або штангах, утворену тріщину додають розклинюючий маближня з яких до заглушки виконана перфороватеріал у вигляді суміші частинок міцних порід, пеною, а утворення гідравлічного зв'язку здійснюють реважно кварцевого піску або пропанта та легких, після закінчення пдрообробки кожного інтервалу переважно скляних, синтетичних або алюмошляхом витягання заглушки [Авторське свідоцтво силікатних мікросфер СРСР № 1548469, кл E21F7/20, опубліковане Суть корисної моделі пояснюється креслення07 03 90 ] ми, де на фіг 1 зображена схема обробки першого Недоліками відомого способу є низька МІЦНІСТЬ від вибою інтервалу пдрообробки, фіг 2 - схема вугільного пласта, яка не гарантує ефективну гаобробляння наступного (другого) інтервалу зовіддачу і приводить до швидкої закупорки пдрообробки, фіг 3 - схема обробки третього тріщин, при цьому заповнення тріщин більш інтервалу міцними частинками розклинюючого матеріалу Спосіб виконують на пробуреній свердловині (пісок, пропант і інше) не дає позитивного ефекту 1, яка перетинає вугільний пласт 2 і пісковик З, через те, що вугільна речовина пласта, яка менш свердловину 1 закріплюють обсадною колоною 4, міцна, обволікає тверді частинки заповнювача і в якій виконують отвори 5, устя свердловини герперешкоджає просуванню вуглеводневих газів метизують противикидним обладнанням (превенчерез тріщину, недостатня КІЛЬКІСТЬ витягнутих тором) 6, через який опускають в свердловину 1 вуглеводнів з вуглепородного масиву, велика трупакерний пристрій 7, що складається з верхнього 8 домісткість і низька безпека ведення гірничих та нижнього 9 пакерів, пристрій 7 опускають на робіт насосно-компресорних трубах (НКТ) 10, в яких виконаний отвір 11, із зворотним клапаном (не В основу корисної моделі поставлене завданпоказаний), утворена тріщина 12 у вугільноня удосконалення способу дегазації вугільних ропородному масиві довищ, в якому виконання пдрообробки пдророзривом в герметично закритій свердловині, Спосіб полягає у тому, що пдророзриву використання пакерного пристрою, що склапідлягають одночасно вугільні пласти і МІЦНІ гірські дається з верхнього і нижнього пакерів і породи, наприклад, пласти ПІСКОВИКІВ, ЩО розтавідокремлює оброблений інтервал від необроблешовані поряд з вугільним пластом При цьому розного, опускання пакера в свердловину на насосноглядаються декілька варіантів розташування компресорних трубах (НКТ), постачених отвором із міцних порід з вугільними пластами, у тому числі зворотним клапаном, розташованим між пакерами, а) вугільний пласт і пласт пісковика знизу, через який нагнітають робочу рідину з наступною б) вугільний пласт і пласт пісковика зверху, добавкою до неї розклинюючого матеріалу для в) вугільний пласт і пласти ПІСКОВИКІВ зверху і заповнення тріщини, що забезпечує збільшення знизу, дебіту свердловини при вилученні вуглеводнів з г) вугільний пласт зверху і знизу пласта вуглепородного масиву, цим забезпечується пісковика збільшення КІЛЬКОСТІ витягнутих вуглеводнів з вугУ всіх випадках проводять пдророзрив лепородного масиву, зменшення трудомісткості, ПІСКОВИКІВ і вугільних пластів Тріщину в пісковику підвищення техніки безпеки ведення гірничих заповнюють твердим матеріалом (кварцевий пісок, робіт пропант і інше), внаслідок чого вона залишається постійно відкритою і сполучається з вугільним (ми) Поставлене завдання вирішується тим, що в пластом (ами) в площині їх суміжної межі, що дозспособі дегазації вугільних родовищ, який містить воляє перетікати до тріщини вуглеводневим газам буріння свердловини з поверхні, кріплення м обз вугільних пластів садними трубами, перфорацію обсадної колони в кожному інтервалі пдрообробки, почергово Після проведення пдророзриву із свердловини нагнітання порції робочої рідини в кожний відкачується робоча рідина, яка приймає участь в інтервал, починаючи від вибою свердловини, пдророзриві, внаслідок чого утворюється депресія ІЗОЛЯЦІЮ кожного інтервалу ізолюючим пристроєм і в тріщинах та масивах ПІСКОВИКІВ І вугільних відкачування з обробленого масиву робочої рідини пластів, що примикають до поверхонь тріщини і газу, згідно з корисною моделлю передбачені З'являються умови для вільного перетікання вугнаступні ВІДМІНИ леводневих газів з вугільного (них) пласта (їв) і розсіяної вугільної речовини в тріщину, яка утвопдрообробку виконують в режимі рюється при пдророзриві і сполучається з порожпдророзриву в герметично закритій свердловині, ниною свердловини - в якості ізолюючого пристрою, що ВІДДІЛЯЄ оброблений інтервал від необробленого, викориЗапропонованим способом можуть бути обстовують пакерний пристрій, який складається з роблені всі розкриті свердловиною сполучення верхнього і нижнього пакерів, вугільних пластів і ПІСКОВИКІВ, ЩО приводить до підсумовування об'ємів вуглеводневих газів, які - пакерний пристрій опускають в свердловину виділяються в свердловину на насосно-компресорних трубах (НКТ), - в НКТ виконаний отвір, який постачений звоСпосіб виконується наступним чином ротним клапаном і розташований між верхнім і На вугільному родовищі з осадочними нижнім пакерами, гірськими породами карбонових відкладень бурять - через отвір нагнітають робочу рідину для свердловину 1, яка перетинає усю карбонову товутворення тріщин в міцних породах грунту, перещу, у тому числі вугільні пласти 2 і пісковики З важно пісковиках, які залягають в покрівлі і ПІДОШВІ Закріплюють свердловину 1 обсадною колоною 4, вугільного пласта яку цементують для утворення герметичності між шарами порід З'єднують (розкривають) внутрішню Крім того, в робочу рідину, що нагнітають в 11285 порожнину свердловини з усіма наміченими для гідродинамічної обробки інтервалами І, II, III, які містять пісковики і вугільні пласти, одним з відомих способів виконують отвори 5 в обсадній колоні 4 кумулятивним, пдроструминним або іншим Устя свердловини 1 герметизують противикидним обладнанням (превентором) 6 для забезпечення герметичності свердловини 1 під час підйому пакерного пристрою 7 після проведення пдророзриву чергового інтервалу Через превентор 6 опускають пакерний пристрій 7 на насосно-компресорних трубах 10 до нижнього розкритого продуктивного інтервалу І і герметизують його знизу нижнім 9 і зверху верхнім 8 пакерами для запобігання зв'язку з порожниною свердловини над та під пакерним пристроєм 7 (фіг 1) Для утворення тріщини 12 в наміченому інтервалі проводять пдророзрив вугільного пласта 2 і пюковика 3 шляхом нагнітання рідини насосно-компресорними трубами 10, через отвір 11, який постачений зворотним клапаном Для заповнення і закріплення тріщини 12, а також щоб вона не зімкнулась після зняття тиску, в робочу рідину, яку нагнітають, додають кварцевий пісок, пропант або інший матеріал, призначений для цієї мети, наприклад, суміш, яка складається з кварцевого піску або пропанта і скляних, синтетичних або алюмосилікатних мікросфер Висока ЩІЛЬНІСТЬ кварцевого піску і пропанта, яка досягає 2,5-2,6, приводить до їхнього осаджування в вертикальних і нахилених тріщинах, які утворюються в породах при пдророзриві Як наслідок, тріщина виявляється частково заповненою розклинюючим матеріалом, в основному в и нижній частині 3 метою рівномірного заповнення всього об'єму тріщини або, принаймні більшої її частини, розклинюючий матеріал готують у вигляді суміші кварцевого піску або пропанта з більш легким матеріалом - скляним або синтетичним, або алюмосилікатними мікросферами При заповненні тріщини пдророзриву робочою рідиною, яка містить розклинюючий матеріал у вигляді кварцевого піску або пропанта з такими мікросферами, його розподіл за висотою тріщини буде більш рівномірним, що призведе до більш повного заповнення н об'єму, а отже тріщина буде більш продуктивною з газовіддачі Для оптимального розподілу розклинюючого матеріалу за висотою тріщини об'єм суміші повинен містити 60-70% кварцевого піску або пропанта і 30-40% скляних, синтетичних або алюмосилікатних мікросфер 6 Після обробки інтервалу І, його розгермитизовують, розкріплюючи пакерний пристрій 7, при цьому тиск в свердловині зберігається внаслідок наявності на усті свердловини превентора 6 Пакерний пристрій піднімають уверх до рівня наступного продуктивного інтервалу II і герметизують його знизу і зверху, для запобігання зв'язку з порожниною свердловини 1 над і під пакерним пристроєм 7 (фіг 2) Наявність герметичного ізолюючого пристрою, у вигляді превентора 6 на усті свердловини 1, запобігає витисканню рідини з обробленого інтервалу І, що сприяє рівномірному зниженню напруг в обробленому масиві порід інтервалу Після герметизації пакером інтервалу II повторюють описану вище операцію пдророзриву і закріплення тріщини 12 піском, пропантом або іншим матеріалом, у тому числі сумішшю, яка складається з кварцевого піску або пропанта і синтетичних, скляних або алюмосилікатних мікросфер Операцію пдророзриву повторюють на інтервалі III і по черзі на всіх наступних розкритих перфорацією інтервалах Після закінчення обробки останього інтервалу проводять вистоювання закритої свердловини до зниження і стабілізації в тріщинах тиску, що свідчить про зниження напруженого стану в масивах оброблених інтервалів Потім випускають надлишок рідини з свердловини 1 для зниження тиску на усті свердловини 1 до атмосферного, витягають пакерний пристрій 7 з свердловини 1 і демонтують превентор 6 Свердловину 1 обладнують відомим пристроєм для відкачування надлишкової рідини з неї Уводять в експлуатацію оброблені інтервали послідовно, у міру відкачки рідини і зниження п рівня При зниженні рівня рідини в свердловині 1 нижче самого нижнього обробленого інтервалу вуглеводневі гази витягаються одночасно з усіх інтервалів Приклад реалізації способу Спосіб реалізується на свердловині № 1 пілотного проекту дегазації вугільного родовища Південо-Донбаської площі на території Донбасу Свердловина 1, що пробурена до глибини 1200 м, перетинає 32 вугільних пласта і 16 шарів ПІСКОВИКІВ, у тому числі 6 геологічних структур в інтервалі глибин від 660 м до 1053 м, які містять вугільні пласти і пісковики в різних варіантах ЛІТОЛОГІЧНИХ сполучень В таблиці №1 приведені показники геологічних структур, які обробляються Таблиця №1 №№ з/п Інтервал глибин, М 1 665,16669,80 2 710,45746,65 Літологічна будова геологічної структури Вугільний пласт І ПІСКОВИКИ В ЙОГО покрівлі і ПІДОШВІ Вугільний пласт І ПІСКОВИК В ЙОГО ПІДОШВІ Вугільний пласт Товщина, Синоніміка м С15 ~ 2В Сю 0,85 0,67 0,73 Пісковик Товщина, Синоніміка м 19,5 C15SC-17 C11HSC15 4,3 _ о~ 2В СдоСю 38,2 Потужність інтервалу, м 24,64 38,67 11285 8 Продовження табл № 1 Літологічна буВугільний пласт Інтервал дова геологічної Товщина, глибин, М Синоніміка структури м Вугільні пласти і 869,223 ПІСКОВИК МІЖ НИ0,59 С4 882,39 №№ з/п 3 Пісковик Товщина, Синоніміка м Потужність інтервалу, м С4 SC4 11,85 13,17 C^SCa' 4,0 10,35 d2Sci3 5,7 Ci u Sc^ 7,2 dSCi 11,4 МИ 935,95946,30 4 Вугільний пласт І ПІСКОВИКИ В ЙОГО покрівлі і ПІДОШВІ 3 С1 0,65 Вугільний пласт 5 961,22980,09 6 1033,941053,45 І ПІСКОВИКИ В ЙОГО покрівлі і ПІДОШВІ 3 С1 0,27 Вугільний пласт І ПІСКОВИКИ В його покрівлі і Ьб Sb6 1 5 ь 0,96 ПІДОШВІ Після закінчення буріння свердловину 1 закріплюють обсадною колоною 4, яка складається із труб нафтового сортаменту Д=146 мм Затрубний простір цементують для роз'єднування ЛІТОЛОГІЧНИХ шарів розкритих порід На усті свердловини 1 монтують превентор 6 Потім З використанням кумулятивних зарядів, послідовно перфорують у вигляді отворів 5 обсадну колону 4 в межах перелічених в таблиці № 1 інтервалів ПІСКОВИКІВ і вугільних пластів ЩІЛЬНІСТЬ розташу вання кумулятивних отворів 12 - 20 на 1 м довжини труби обсадної колони 4 Довжина ділянки перфорації розраховується для кожного інтервалу окремо, але дорівнює не менш ніж 60% товщини пісковика, відраховуючи від вугільного пласта Після закінчення процесу перфорації в свердловину 1, через превентор 6, опускають на насосно-компресорних трубах (НКТ) 10 пакерний пристрій 7, який складається з нижнього 9 і верхнього 8 гідравлічних пакерів, розташованих один від одного на відстані 39 м, тобто на відстані, яка дорівнює потужності найбільшого інтервалу №2, що оброблюється Ділянка НКТ 10 між верхнім 8 і нижнім 9 пакерами пакерного пристрою 7 має отвір 11, який постачений зворотним клапаном для проходження рідини при пдророзриві Пакерний пристрій 7 опускають до нижнього інтервалу (інтервал № 6) і встановлюють так, щоб пакери 8,9 пакерного пристрою 7 були зверху і знизу перфорованої ділянки обсадної труби На поверхні до НКТ 10 приєднують обладнання для виконання пдророзриву Після розкріплення пакерів 8, 9 пакерного пристрою 7, 15,55 BioSb51 18,87 3,0 19,51 відбувається герметизація перфорованої ділянки отворами 5 обсадної колони 4 від решти порожнини свердловини, в інтервалі № 6 через перфораційні отвори 5 нагнітають робочу рідину для утворення тріщини 12 в пісковику і вугільному пласті Далі нагнітання продовжують з додаванням в робочу рідину кварцевого піску або пропанта, скляних, синтетичних або алюмосилікатних мікросфер для закріплення утвореної тріщини в розкритому стані Після закінчення процесу пдророзриву НКТ 10 роз'єднують з обладнанням пдророзриву, тиск в них на усті свердловини 1 знижується до атмосферного, і пакери пакерного пристрою 7 переводять в стан, який дозволяє вільно пересувати їх уздовж свердловини При цьому рідина, яка знаходилась під тиском в тріщині 12 пдророзриву, не може надійти в порожнину свердловини внаслідок герметизації устя свердловини 1 превентором 6 Пакерний пристрій 7 піднімають до рівня інтервалу №5 і герметизують його, розкріплюючи верхній 8 і нижній 9 пакери пакерного пристрою 7 вище і нижче перфорованої ділянки обсадної колони інтервалу №5 Далі операції по пдророзриву повторюють аналогічно операціям, які описані для інтервалу №6 Усі наступні інтервали (№№4,3,2,1) обробляються аналогічно, з послідовним зніманням, пересуванням і встановленням пакерного пристрою7 В таблиці №2 наведений розрахунок часу для обробки усіх шести інтервалів з підготовчими і заключними операціями Таблиця №2 №№ з/п Найменування операції 1 2 Установлення превентора Кумулятивна перфорація шести інтервалів Спуск пакерного пристрою в свердловину і Установлення в інтервалі № 6 Пдророзрив інтервалу № 6 Підйом пакерного пристрою і установлення в Інтервалах №№5 -1 3 4 5 Тривалість операції, година 48 6 х 4 = 24 6 3 2x5=10 11285 10 Продовження табл №2 №№ з/п Найменування операції 6 7 Пдророзрив інтервалів №№ 5-1 Підйом пакерного пристрою із свердловини ВІДСТІЙ свердловини для релаксації напруження в тріщинах усіх інтервалів Відкриття свердловини для зняття залишкового тиску і демонтаж превентора Разом 8 9 Для порівняння наводиться технологія способу дегазації з використанням технології пдророзриву пластів (прототип) згідно з якою з поверхні бурять свердловину за допомогою стандартних бурового обладнання та інструмента, після чого виконують кріплення стовбура свердловини обсадними трубами і, після спуску в свердловину обсадної колони, здійснюють тампонаж затрубного простору відомим способом портладцементом Виконують перфорацію обсадної колони в інтервалі №6, нагнітають в цей інтервал робочу рідину, при цьому перфорацію здійснюють відомим способом, наприклад, кумулятивним перфоратором, який спускають у свердловину на кабелі або трубах, а нагнітання робочої рідини здійснюють за допомогою насосних агрегатів Після закінчення нагнітання робочої рідини в інтервал №6, свердловину залишають закритою і витримують упродовж двох діб для релаксації напруги в обробленому пласті Після відкриття свердловини кумулятивний перфоратор опускають і виконують перфорацію обсадної колони в інтервалі №5 Потім встановлюють посадочне сідло, яке з'являє собою прохідний пакер, через наскрізний отвір якого може бути в подальшому пропущений насос для відкачки робочої рідини Прохідний пакер доставляють на трубах до зони його встановлення, приводять в дію за допомогою вибуху заряду в спеціальній камері Сам пакер, після вибуху заряду, з'являє собою наскрізну муфту з притиснутими до стінок обсадних труб кінцями, після чого спускають заглушку на колоні труб, яка сідає в сідло, перекриваючи прохідний переріз і, тим самим, ізолює раніше оброблений інтервал від необробленого На першій трубі є перфораційні отвори, через які надходить свердловинна рідина до внутрішнього простору колони в період и спуску в Тривалість операції, година 3 x 5 = 15 4 48 8 166 свердловину, а при нагнітанні виникає можливість подачі рідини не тільки затрубним простором, але і внутрішньоколонним, що забезпечує зниження гідравлічних втрат Розміри і конструкція заглушки повинні забезпечувати в СІДЛІ щільну ІЗОЛЯЦІЮ, вільну посадку і и видаляння Проводять нагнітання робочої рідини в інтервал №5, після закінчення якого із свердловини піднімають на поверхню труби з заглушкою, внаслідок чого відкривається прохідний переріз сідла, що забезпечує гідравлічний зв'язок між першим і другим інтервалами пдрообробки та порожниною свердловини Далі здійснюють перфорацію обсадної колони по черзі в інтервалах пдрообробки №4, №3, №2 і №1 з повторенням процесів ведення робіт, що описані вище, в кожному інтервалі пдрообробки Після розриву усіх інтервалів опускають насоснокомпресорні труби (НКТ) і свердловину промивають, опускають глибинний насос, відкачують воду і витягають газ Технологічна перерва між пдророзривами двох сусідніх інтервалів триває 4-5 діб Через те, що простоювання техніки для пдророзриву обходиться дорожче, ніж проведення пдророзриву, п кожного разу відсилають Ураховуючи те, що в Україні є тільки один комплект обладнання для пдророзриву в Долинському тампонажному управлінні ВАТ "Укрнафта", яке знаходиться на відстані 1500 км від Донбасу, то пробіг техніки від м Долина до Донбасу обходиться недешево, а також не завжди вдається п заполучити для обробки чергового інтервалу В таблиці №3 наводиться розрахунок часу для виконання робіт за описаною технологією (прототип) при обробці шести інтервалів з підготовчими і заключними операціями Таблиця №3 №№ з/п Найменування операцій 1 Кумулятивна перфорація інтервалу №6 Спуск вибухового прохідного пакера в свердловину і встановлення в інтервалі №6 Пдророзрив інтервалу №6 ВІДСТІЙ свердловини після пдророзриву Спуск заглушки і встановлення и в СІДЛІ Разом для обробки штервалу№6 Кумулятивна перфорація інтервалу №5 Спуск на трубах посадочного сідла і підйом труб Спуск на трубах заглушки і встановлення п ВСІДЛІ Пдророзрив інтервалу №5 2 3 4 5 6 7 8 9 Тривалість операції, годин 4 6 3 48 6 67 4 11 6 3 11285 11 №№ з/п 10 11 12-17 18-23 24-29 30-35 40 41 12 Продовження табл №3 Тривалість операції, годин 48 6 78 78 78 78 78 6 9 472 Найменування операцій ВІДСТІЙ свердловини після пдророзриву Підйом заглушки Разом для обробки інтервалу №5 Теж для інтервалу №4 Теж для інтервалу №3 Теж для інтервалу №2 Теж для інтервалу №1 Спуск НКТ для промивання свердловини Промивання свердловини і підйом НКТ Разом Таким чином, при використанні запропонованої корисної моделі продуктивність праці збільшується в 2,8 рази (472 166 » 2,8), а виконання пдророзриву з доданням розклинюючого матеріалу для заповнення тріщин, який складається з суміші кварцевого піску або пропанта і синтетичних, скляних або алюмосилікатних мікросфер сприяє більш повному заповненню об'єму тріщин розклинюючим матеріалом Використання запропонованого способу дегазації дозволить зберігати тривалий час тріщини після пдророзриву в пісковику і мати канал, який постійно сполучається з вугільним пластом для Фіг. 1 транспортування вуглеводневого газу з вугільного пласта, а отже збільшити об'єм газу, що витягнутий з інтервалу, а також герметично закрита превентором свердловина дозволяє зберегти тиск в ній і по черзі здійснювати операції герметизації і розгерметизації інтервалів пакерним пристроєм, який вільно переміщується в свердловині, що знаходиться під тиском, і дозволяє за один спуск пакерного пристрою в свердловину виконувати пдророзрив декількох інтервалів і знизити трудомісткість дегазації вуглепородного масиву вугільних родовищ Фіг. 2 --W.J л-.- л'. .. і .•'.-,'•'-?V-..v: ••v.v: '.'V,v •>•':;' [^|Шц , gygffli Фіг.З Комп'ютерна верстка М. Кпюкін Підписне Тираж 26 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул. Урицького, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП "Український інститут промислової власності", вул. Глазунова, 1, м. Київ - 42, 01601