促進甲烷水化物分解以及提取甲烷氣體的系統的製作方法

2023-07-06 12:18:26 1

專利名稱：促進甲烷水化物分解以及提取甲烷氣體的系統的製作方法
技術領域：
本發明涉及甲烷水化物的提取系統。
背景技術：
由最近的研究、調查結果報告可知，在日本的周邊海域，可能埋藏達到國內燃 氣消費量100年的甲烷水化物。甲烷水化物豐富蘊藏在深海的海底下，並作為在甲烷以 及水達到較高壓力時固化埋藏的潛在資源。由於在現有技術中，其生產率較低，因此，難以以經濟方式提取。但是，以廉 價生產方式的研發和生產特性的最適合化實現為前提，期望能夠發現作為將來能源的出路。作為從甲烷水化物獲取甲烷氣體的手段，迄今提出了減壓法和加熱法，另外， 作為基本概念，還研究了將兩者組合併用的方法。減壓法是指降低甲烷水化物層的壓力，並保持甲烷水化物處於分解區域，從而 獲取分解的甲烷氣體的技術(例如，參見專利文獻1)。該技術由使地層減壓的手段和回 收甲烷氣體的手段構成。由於減壓法無需人工熱源，因此，不會消耗燃料。(實際採 用地層間的自然傳熱)，另外，由於無需用於加熱的坑井，因此，能夠大幅度削減挖掘費 用。但是，在單純的減壓法的技術中，存在著很多如甲烷水化物氣化所必需的潛熱的供 給速度緩慢，出砂、出水較大，生產流體的再水化物化或結冰危險性，生產特性變化較 大且生產設施的利用效率惡化等在實現商業化上形成障礙的特點。另外，所研究的一般的加熱法為將熱水壓入海底下的甲烷水化物層並使甲烷水 化物分解以獲取甲烷氣體的方法。(例如參見專利文獻2)。在該技術中，例如，在平臺上設置熱水製造裝置來加熱海水，通過壓入井將熱 能壓入甲烷水化物層。但是，為了製造熱水，需消耗大量的燃料，另外，為了通過壓入 井向甲烷水化物層配給熱能，必需大量的開採投資。雖然當前最受期待的甲烷氣體獲取方法為單純減壓法，但是，在該手法中存在 以下應解決的課題。(1)為減壓度的強化為唯一的生產促進手段，強力減壓作為絕對要件。因此，存 在海底面的下沉、裂縫、氣體洩漏的危險。(2)由於伴隨強減壓的出砂、出水危險性較高，因此，研發整個系統的經濟負擔 較大。(3)由於潛熱的供給不足，因此，存在著產生生產率的急劇降低或地質以及生產 流道的再水化或結冰的嚴重生產障礙的擔憂。(4)由於在強減壓條件下過度吸取水，因此，水處理成本上升，並且，促進甲烷 水化物層的壓實且地層的浸透率低下。(5)生產特性曲線的形狀惡化，甲烷水化物開採中佔據過半的水下成本不可避免
會增大。
(6)在減壓法特有的生產特性曲線中，回收率難以改善。專利文獻1 特開2006-45128號公報專利文獻2 特開2005-21324號公報

發明內容
甲烷水化物開採的最大困難在於經濟性的低下。雖然與經濟性相關的最大敏感 因素在於生產率，但是，當前構成有力生產方法的單純減壓法難以大幅度改善生產率。在減壓法中妨礙生產率改善的主要原因在於潛熱供給不足。根據相平衡曲線中 的壓力和溫度的關係，在僅依賴減壓法的方法中由於潛熱的供給速度緩慢，因此，甲烷 水化物層的地層溫度低下。因此，不能避免生產率的急劇降低及生產流體的再水化或流 道的結冰危險。另一方面，熱水壓入法式的加熱法存在需要大量燃料、以及將溫水壓入甲烷水 化物層的技術困難性以及成本高的問題。本發明是為消除上述減壓法和加熱法的弱點，克服甲烷水化物開採中經濟上和 技術上的困難作出的。即，一方面，通過抑制作為減壓法的特徵的高水平的出砂、出 水，使生產率正常化，預防生產流道的再水化或結冰，從而壓縮開發費用，另一方面， 通過消除熱水壓入式的加熱法的特徵，即大量燃料的消耗，能夠大幅度提高經濟性。本發明能夠消除減壓法引起的許多障礙。另外，能夠以經濟的成本利用無盡的 地熱能量。本發明是為解決上述障礙或問題作出的，其提供了一種提取甲烷氣體的系統， 其特徵在於，由以下(a) (d)構成(a)從深部含水層汲取熱介質的加熱井該加熱井為提取地熱能量並將地熱能量供給至甲烷水化物層的坑井，所述的提 取地熱能量是從海底向下挖掘1,000 1,500m左右，汲取因深部含水層的地熱使溫度上 升的熱介質，例如，溫水或熱水。(b)提取甲烷氣體的生產井該生產井接收地熱能量的供給，提取通過甲烷水化物的分解生成的甲烷氣體， 為了防止砂侵入坑內，在甲烷水化物層上部的位置處安裝質量良好的篩網。(c)使結束熱交換的熱介質回流至深部含水層的回流井該回流井與加熱井相同，從海底向下挖掘1,000 1,500m左右。其目的在於提 取在分解界面附近結束熱交換而冷卻的水，並使其回流至深部含水層。(d)將熱介質供給至甲烷水化物的分解界面的裝置該裝置是從深部含水層提取上述溫水或熱水等熱介質後將該地熱能量供給至甲 烷水化物層的裝置，例如，由泵裝置、流量調節裝置等構成，並設有各種計量器具和控 制裝置。在以上的本發明的提取甲烷氣體系統中，如果在生產井中結合使用減壓法，則 能夠促進生產率。減壓手段由分離器(氣體、水、砂的分離裝置)和增壓泵(用於促進 減壓的裝置)等的海底生產系統構成。與單純的減壓法相比，由於提高了熱能的供給速 度，因此，能夠緩和減壓度。上述加熱井可以是從上述生產井的下端延伸設置至深部含水層的坑井。
還有上述回流井可以是從上述生產井的下端延伸設置至深部含水層的坑井。由 此能夠將坑井數減半，並顯著壓縮總開採費用。本發明將無盡存在於地下的地熱作為熱源利用。因此，本發明無需特別的燃料 等，能夠長期穩定地將地熱能量供給甲烷水化物層，通過供給充分的熱量，能夠實現甲 烷水化分解界面的擴大和分解促進。與熱水壓入式的加熱法相比較，本發明不但無需熱水製造裝置和龐大的燃料 費，而且也無需從海上平臺至各個坑井的加熱管線。因此，本發明無需與平臺中的熱水 製造和輸送至坑井相關的大量設備負擔。另外，本發明可以結合使用減壓法和加熱法的部分有利功能，並且，在確保2 系統的生產控制手段的情況下，在甲烷水化物下部的分解界面有效地進行熱交換，可以 促進在廣闊區域中同時分解。因此，能夠實現生產特性曲線的正常化，提高回收率並改 善平均日產量。其中任意一種救濟經濟性的效果均較高。在這種情況下，由於通過加熱能夠促進甲烷水化物的分解，因此，可以降低結 合使用的減壓法的減壓度。由於通過減壓度的降低能夠提高水的地層內殘存率，因此，減少了水處理成 本。另外，還能緩和地層的壓實現象，抑制浸透率的惡化。雖然出砂、出水為減壓度的 函數，但是，通過減壓度的緩和，能夠減輕出砂、出水引起的對生產裝置的負擔，從而 可以大幅度縮小水下系統的設計規格。因此，能夠期待設施建設費的顯著削減。在本發明中，通過將從深部含水層獲得的地熱能量長時間連續供給至甲烷水化 物層，從而能夠抑制通過甲烷水化物層、坑底以及生產系統的生產流體的溫度降低，並 且，還可以減輕再水化物化以及結冰對策的費用。


圖1是本發明實施例的甲烷氣體生產系統的概念圖；圖2是地層、流體溫度條件的例子的示意圖表；圖3是表示深度與地層溫度關係的圖表；圖4是加熱坑井與回流坑井之間的溫水的循環路徑的平面示意圖；圖5是表示相平衡曲線的關係的圖表；圖6是表示實施例的相平衡曲線的關係的圖表；圖7是表示日產量的歷年變化的圖表；圖8是表示層厚與生產率的關係的圖表。
具體實施例方式如果水深1,000m，海底溫度4°C，地溫梯度為3 4°C/100m，則預計海底以 下1 ,OOOm的地溫為34 44 °C。無導管(riser-less)的挖掘作業的深度極限為海底面 以下1,500m左右。由於在其附近，通常地層壓力較低，因此，可以考慮使用無導管 (riser-less)的低壓旋轉BOP。在挖掘至該深度以下的情況時，從安全方面考慮，必需正 規的BOP以及導管(riser)，因此，挖掘成本會大大提高。從經濟角度上講可以使用的深 部含水層的極限深度為海底面以下1,500m左右。
因此，在海底面以下1,000m 1,500m的範圍內對可利用的深部含水層進行比較 研究，選擇地熱能量供給能力最高的砂層。雖然挖掘費用會隨深度而變化，但是，由於 地溫梯度與挖掘費用的深度梯度會抵消，因此，其間對經濟性造成的差異很小。另外，深部含水層的層厚越厚，就越容易確保熱介質的流量，並且，還能夠增 大熱量供給量。能夠利用的熱介質的水罐基本是越大越好。本發明通過安裝在加熱井上的泵汲取該深部含水層的溫水，並將其供給至甲烷 水化物層下部的分解界面附近。泵選取廉價的單相式井下泵即可。雖然甲烷水化物層的初期浸透率較低，但是，在固體甲烷水化物結構消失後會 達到高浸透性。因此，若將甲烷水化物層的下部達到分解條件區後的砂層實際用作熱交 換流道，則會減輕熱介質流動的動力。甲烷水化物層的下端處於原來分解界面線的條件 下。若浸透率沒有改善至絕對浸透率的水準，則通過減壓法先行進行分解界面的甲 烷水化物分解。若界面的分解開始，浸透變化至絕對浸透率的水準，則能夠確保熱交換 流道。通過實際實驗等預見在甲烷水化物層下部的分解界面附近存在浸透性較高的砂 層，主要的不可靠性在於斷層與流動阻力的不均勻性。根據與基礎鑽探和常規石油氣體開採相關的基礎知識，甲烷水化物層下部的分 解界面附近的絕對浸透率在水平方向達到200md Id。泥層的絕對浸透率為數μ d 0.7md。可預想甲烷水化物層為砂泥疊層，水難以流向上層。若在設定的壓力範圍內難以使熱介質循環，則固體甲烷水化物結構完全消失， 為了確保界面附近的透水性而起動泵。因此，可以在泵中安裝差動式壓力開關。以水深1,000m的情況為例，若利用減壓法，在海底面以下300m附近的甲烷水 化物富集層的溫度在14°C左右，即使不減壓，大概在16°C進入分解區域。通過安裝在回 流井中的泵，使結束熱交換的熱介質回流至深部砂層。以此方式，能夠避免在甲烷水化 物層發生水的聚集，並且，能夠避免作為潛在事故因素的地層的壓力上升。以後面所述的方式簡化加熱井和回流井的結構。在坑內不設置配管。插入的裝 置類型採用了使用鋼絲繩的一次升降作業(一個行程)即可實現回收以及修理的結構。因 此，代替昂貴的挖掘用海上鑽井平臺，在業務用小型船上即可實現整修作業。甲烷水化物層通過分解產生自由的甲烷氣體和水。最初，雖然乳狀液佔據大部 分，但是，隨著時間的流逝，通過地質的不均勻性、微小裂縫、小斷層等的介入促進重 力控制。由於在產出水和砂時，會顯著提高成本，因此，為了避免這種情況，抑制減壓 法的減壓度、促進地層內以及坑底中的氣體和水的重力分離是有效的。雖然難以在強減壓的條件下僅選擇生產氣體，但是，通過減小減壓度，能夠明 顯地改善生產流體的氣水比。因此，能夠期望大幅度抑制出砂、出水量。出砂、出水量 的削減對於壓縮以水下成本為中心的開採成本是非常有效的。另外，通過向分解界面直接供給深部的地熱能量，能夠加快分解界面的擴大， 使生產率在時間上實現正常化，並且，可以改善回收率。另外，由於生產流體的溫度升 高，因此，能夠減輕甲烷水化物層或流道的水化物化或結冰危險性。另一方面，可以預料通過甲烷水化物的分解，能夠稍微提高甲烷水化物層的層壓。由於通過壓入熱水的加熱法，使壓入水存儲在甲烷水化物層內，因此，能夠更顯著 地升高地層層壓。因此，密封層的損傷危險性會增大。另外，會阻礙減壓效果。因此， 會增大生產水的量，壓制經濟性。由於本發明的系統謀求實現熱介質在地層內的循環，將甲烷水化物層下部的砂 層用作熱交換流道，因此，能夠使損壞密封層的危險性降至最小。雖然在分解氣體的流動中，各種條件均會產生影響，但是，降低生產流體的氣 水比或水砂比是與經濟性的改善直接相聯繫的。以此為目的，應將生產氣體用的篩網 設置在甲烷水化物層的上部，將熱介質的循環孔口設置在下部。為了實現生產成本的改 善，氣體與水的分離不充分的中間層(乳狀液)的生產是不理想的。因此，甲烷氣體的入 口與熱介質的循環孔口的位置在可能的範圍內上下分離，從而能夠進一步抑制減壓度。通過結合使用加熱和減壓實現的甲烷水化物分解率的改善，能夠增大生產井的 平均日產量以及提高回收率。另外，生產率的正常化和出砂、出水量的減小使生產系統 的設計規格的簡化成為可能，並且，在壓縮設施建設費上是極具效果的。本發明通過這 些協同效果，能夠期待大幅度地改善經濟性。下面，將根據附圖，對本發明的實施例進行說明。圖1表示在本發明的甲烷水化物開採中甲烷氣體生產系統的概念圖。在甲烷水 化物層的頂部500的下方，存在甲烷水化物層100、甲烷水化物不飽和層200、深部含水 層 300。圖1中右側的坑井10為豎直集成了生產井20和加熱井30的坑井。該坑井貫穿 存在於甲烷水化物層100下方的甲烷水化物不飽和層200，並從下方的深部含水層300抽 取熱介質。通過豎直集成生產井20和加熱井30，能夠防止挖掘費用的提高。該坑井10 在必要部分的地層間隙中形成水泥注入部11，並實現穩定化。生產井20在上部設置氣體輸入篩網12，在中間設置填充物13。氣體輸入篩網 12設置在甲烷水化物層100的上部，並確保壓力差以收集甲烷水化物層100內的分解氣 體，並使其在坑井10上升以在海上回收。填充物13隔離生產氣體和熱介質的流道。加熱井30從深部含水層300汲取熱介質，並將其連續供給至甲烷水化物層100 的分解界面105。因此，應在加熱井30內設置汲取用泵31等。甲烷水化物層內的未分解區域(固相)101通過加熱，從坑井的周邊部101，103 順次分解，並形成甲烷氣體與水的分解相。此處，由於重力原因，水和砂慢慢分解減少 且甲烷氣體形成主體的生產流體通過設置在生產井上部的氣體輸入篩網，被導入氣體的 回收管線。雖然地層內的熱介質的流動受到地層壓力、地層梯度、溫度、壓力差、重力、 浸透率等支配，但是，其如箭頭34所示，在甲烷水化物層下部的透水層104中流動，並 直接加熱位於未分解區域(固相)101下方的甲烷水化物分解界面105。圖1中左側所示的坑井10在上部設置生產井20，在其下部設置回流井40。生 產井20的結構和功能與上述相同。環流井40以從甲烷水化物層100的下端到達深部含 水層300的方式設置，在通過甲烷水化物層分解界面105附近的過程中，使結束熱交換的 熱介質回流至深部含水層300。通過泵41的工作，例如，環流井40的下端附近的地層壓 上升大約3MPa左右。因此，在深部含水層300中產生壓力梯度，水以箭頭33所示的方向流動。冷卻的熱介質在經深部含水層300的流動中吸收足夠的地熱能量，溫度再次上 升至接近原來的地熱溫度。深部含水層300的流體壓力大致處於固有的地層壓力條件下。之後，通過壓力 差的發生，熱介質一邊存儲熱能，一邊流入加熱井30的貯存槽35內。通過上述泵31抽 取貯存在貯存槽35內的熱介質並從甲烷水化物層分解界面105附近的孔口 36排出。在甲烷水化物層下部的分解界面105附近排出的熱介質流過具有高浸透率的砂 層104。該熱介質以泵31的上升壓力作為主要的動力源，以箭頭34所示的方向流動。 泵31、41的升高壓力根據條件而不同，例如預計達到3MPa左右。在流經甲烷水化物層100下部的砂層104的途中，在熱介質與甲烷水化物層之間 進行熱交換。通過環流井40的泵41吸取釋放出熱能的熱介質。因此，能夠在泵32，41 之間確保6MPa左右的壓力差。將由泵32，41形成的壓力差作為主要動力，長期持續進 行熱介質在深部含水層300與甲烷水化物層100之間的循環。由於在本發明上述實施例的甲烷氣體回收系統中，是以使熱介質在地下循環的 循環迴路為基本方式的，因此，深部含水層300與甲烷水化物層100之間的壓力差不會擴大。由於不進行如熱水壓入式的加熱法那樣的強制溫水壓入，因此，能夠避免地層 水的積累。因此，減小了引起地層壓力上升的危險性，從而降低了密封損壞的危險性。 因此，在提高安全性的同時，可以減輕海底面的下沉和收縮對策的費用。本發明的甲烷氣體回收系統在理論上可以結合使用減壓和加熱。因此，與以往 的單獨減壓法相比，由於可以減輕減壓度，因此，能夠減小出砂、出水的危險性。通過 甲烷水化物的分解縮小甲烷水化物未分解區域101。但是，由減壓實現的分解界面的進行 難以在未分解區域101的中央附近實現。分解面的分解先行進行的部分構成未分解區域 101的上方與下方的周圍的區域102，103附近。由於在上端部的區域102中，潛熱的供 給量較小，因此，分解速度緩慢。在以往的減壓法中，在促進甲烷水化物分解中必需的潛熱供給能力在下部界面 105附近是不足的。在本發明的甲烷氣體回收系統中，以人工方式使深部的地熱溫水在該 潛熱供給能力不足的下部界面105附近循環，並利用地層之間較高的溫度差，進行直接 熱交換。圖1中右側的生產井20與左側的生產井20相比，通過略微減弱減壓度，可以降 低氣水比。另外，由於該坑井位於地熱循環水的上遊側，因此，熱能的供給量更大。由 於減壓度與熱交換效果的大小相抵消，因此，說明左右坑井的生產率是近似的。在本發明的甲烷氣體回收系統中，通過使熱介質在地層內循環，從而直接將地 熱能量供給至甲烷水化物的分解界面，其能否實現在一定程度上依賴於熱介質的流量及 其流動性。因此，在可能的範圍內對能否確保在甲烷水化物分解中必需的熱介質的循環量 進行了研究。將地質條件看作是均勻的，採用達西法則。採用了圓柱的集油(集水)能力的計算式採用以下公式。計算式Q= 2xPI xkxhxlOOx Δ Ρ/1.03323/ μ /LN (re/rw)此處，PlO: π、k:絕對浸透率=300mdrcy、h 儲存器厚度=17.6m，ΔΡ 壓差=3MPa、μ 粘性=l.OOcp、re:儲存器半徑=180m、rw 坑井半徑=17.8cm。
結果，對泵的集水能力計算為大約1202m3/d。另一方面，為了確保特定的日產量，進行必需的熱量以及流量計算。結果，在坑井的生產率為4萬m3/d，分解界面附件的熱交換前與交換後的溫度 差為20°C，熱效率為100%，對加熱法的分解依賴度為20%時，計算出必需的熱介質量 為大約254m3/day/Well。假設將整個系統的熱效率看作30%的情況下，則必需的熱介質 量為大約 846m3/day/well。通過上述計算以及其它的計算結果，可以充分解釋循環保持生產率所必需的地 熱能。如果假設將坑井的生產率設在4萬m3/day以下，則能夠進一步減少必需的熱量， 餘力增大。設置在加熱井上的泵只限於透水性良好的深部帶水層，從而不存在確保熱介質 量的障礙。作為熱源，也易於採用多個深部砂層。另外，最新的井下泵具有使熱介質在底層內循環所必需的升高壓力和排出力， 任一種均說明其存在100%左右的餘力。圖2為表示利用深部地熱的本發明的甲烷氣體回收系統的機械構造與地層、流 體溫度條件的例子的示意圖表。由於在現階段尚不能夠進行實踐證實，因此，該圖表是 基於基礎知識製作的。在縱軸上標出了甲烷水化物層100、甲烷水化物不飽和層200、深部含水層300 的深度，以橫軸為溫度，其是地溫梯度線610以及本發明的甲烷氣體分解、回收系統的 熱循環線示意圖(601 608)。若水深為1,000m，則預計地溫梯度線610在從海底至深部帶水層300的區域。 因此，期望在深部含水層300附近，具有43°C的地溫。通過泵，從(點601)深部含水層 汲取熱介質，並向甲烷水化物層下部的分解界面附近的砂層110輸送的過程是用線602表 示，在其終點603的熱介質的溫度達到40°C。點603表示到達甲烷水化物的分解之前時 的熱介質溫度，如線604所示，在通過分解界面附近時，溫度降低至20°C左右，並放出 熱介質溫度差20°C (400C- 20°C )左右的熱能，達到終點605。通過設置在回流井中的 泵等，經過線606的過程，使降溫至該20°C的熱介質回流至深部含水層。溫度差20°C不 是絕對條件，在計算上，即使30%的熱效率仍能滿足分解所必需的熱量。隨後，該熱介質如線608所示，在經過深部含水層300的流動中，吸收地熱，再 次恢復至地熱43°C (點601)左右。地熱根據場所而存在差異。在深部含水層300的厚 度較薄的情況下或者在希望增加熱能的情況下，最好利用稍微深一些的深部含水層。雖然在圖2中示意性地表示了熱介質的一維流動，但是，其實際上形成的是呈 放射狀等的2維流動。因此，熱交換的時間變化略微複雜。曲線620定性顯示了在通過單純減壓法持續生產時的地溫變化。由於潛熱供給 速度緩慢，因此，伴隨分解，地層溫度低下。曲線630預測通過本發明的甲烷氣體回收 系統形成的生產中的地層流體溫度，如果伴隨分解，在甲烷水化物層中吸收潛熱以上的 地熱能量，則會使地溫略微上升。通過泵送流量可以控制左右生產率的分解界面附近的 流體溫度。圖3為顯示在南海洋面預計的深度和地層溫度的關係的圖表。雖然調查尚不充分，這些數值因場所而存在些差異，但是，推測在廣闊領域的地溫梯度為;TC 4 0C /100m。推測深度和壓力的關係大致呈線性的關係，並顯示了直至深度1,3500m附近均 處於正常壓力的地層條件下。雖然在南海洋面確實因位置而存在差異，但在水深1,000m附近，存在直達 1,100m的泥層，在其下存在含有甲烷水化物的砂泥相互疊置地層，預計甲烷水化物富集 層的下端在1,350m附近，推測甲烷水化物富集側下端的地層溫度達到14°C左右。另外，根據甲烷水化物平衡曲線，推測甲烷水化物富集層下端的分解界面溫度 為16°C左右。因此，推定在甲烷水化物富集層下端的地層溫度與界面溫度之差為大約 2°C左右。因此，能夠說明如果無需採用燃料就能供給40°C左右的溫水，並在分解界 面附近能夠有效地進行熱交換，則極為廉價的結合法成立。根據圖3說明在水深1,000m時，從海底下1,000m以下深度的含水層比較容易確 保40°C以上的溫水。(在海底溫度4°C，地溫梯度4°C/IOOm時，海底下1,000m的含水 層的溫度在計算上為大約44°C。)雖然如果繼續溫水的強制壓入，則地層壓力升高，但是，由於通過以本發明的 地層內循環方式為基礎的生產手段不必強制壓入高壓力的流體，因此，能夠消除壓力在 甲烷水化物層的儲存。如果含水層的浸透率是充分的，則期望通過單相式井下泵能夠實 現緩慢的溫水循環。圖4是從圖1所示的加熱井30的頂部、通過甲烷水化物層分解界面附近到達環 流井20下部的熱介質移動路徑的平面示意圖。在圖4中，以平面方式均等地布置這些 坑井，並以正方形簡便地表示回收甲烷氣體的甲烷水化物層的平面面積。熱介質的平面 上的流動方向是受坑井位置、溫度梯度、各向異性、地層傾斜、地層的物理性的壓力梯 度、重力、滲透率等因素左右，但是，可以使地熱能傳遞至甲烷水化物分解界面附近的 砂層。應考慮無論以哪一種方式布置這些坑井，如箭頭所示，熱介質是沿地層面以大 致放射狀流動。圖5為表示在單純減壓法中，預計的甲烷水化物層的深度、壓力、溫度與相平 衡曲線的關係的圖表。縱軸以對數刻度表示了深度，在橫軸上繪製溫度，從而描繪了甲 烷水化物的相平衡曲線702。曲線702的左下側採用了斜線的區域為甲烷水化物的固相區域。曲線702右上 側的區域為甲烷氣體區域，低於o°c的低溫側的區域為甲烷氣體和水以及冰的混合區域， 高於0°c的高溫側的區域為甲烷氣體與水的混合區域。另外，在縱軸上，除了深度以外， 還增加了壓力刻度。例如，深度1,000m的甲烷水化物層的溫度為14°C左右，若減壓至3MPa左右， 則形成點710的狀態，從而能夠以氣體回收。但是，由於潛熱的供給速度較慢，因此， 在不能保持良好生產率的情況下，伴隨溫度下降，達到點711。因此，妨礙了氣化，從而 生產率顯著降低。在單純減壓法中，雖然初期的生產率良好，但是，伴隨時間的流逝，潛熱供給 量會降低。雖然在生產開始初期，從甲烷水化物上部以及與甲烷水化物層形成相互疊置 地層的泥層也能夠供給潛熱，但是，由於在它們中不存在再生產的可能，因此，在繼續生產時，潛熱不足會非常明顯。雖然在生產結束之前均能保持從甲烷水化物層下部的潛熱供給，但是，由於傳 遞速度較慢，因此，地層溫度降低，分解界面的溫度壓力條件接近相平衡曲線的分界 線。因此，不可避免生產率急劇降低。所以，生產特性的形狀惡化，成為設施利用效率 低下以及建設費上升的原因。圖6表示基於採用本發明的甲烷氣體回收系統時的相平衡曲線的圖表，並以與 圖5相同的方式設定了刻度。在本發明中，通過利用泵獲得深部的地熱能量並直接供給 至甲烷水化物的分解界面，從而能夠在達到7MPa左右的減壓下保持生產。由於能夠連 續供給充分的潛熱，因此不會引起溫度低下，從而能夠預防急劇的生產濾降低。穩定的生產水平的保持是通過調節地熱能量的供給速度進行的，通過緩和減壓 度能夠抑制最大生產量。即，通過確保2系統的生產率調節手段，能夠確保生產率的正 常化。因此，在可以顯著降低生產設施的設計的同時，能夠實現出產、出水量的削減。圖7為比較了通過坑底壓一定的減壓法預計的日產量的歷年變化801，與通過利 用深部地熱的本生產系統期望的日產量的歷年變化811的圖表。縱向軸表示坑井的日產 量，橫軸表示生產年數。雖然在坑底壓一定的減壓法中，如線801所示，在生產初期日 產量急劇增加，但是，即使在坑底壓一定的情況下繼續進行強減壓，仍會急速減少日產 量。在本發明的系統中，通過抑制強減壓，能夠將生產峰值的水平抑制至較低，另 外，通過一邊控制熱量一邊連續供給熱量，能夠保持長期穩定的高原狀(穩定水平)生產。S卩，通過控制減壓度的抑制和地熱能量的供給量，能夠如線811那樣校正通過 減壓法實現的生產特性曲線。在該例子中，依賴減壓法的生產特性曲線的裝置的設計規格線802通過採用本 系統，如線812那樣變化。結果，一方面，削減了水下系統的設計規格，另一方面，增 加了平均生產率。在通過輸入生產特性曲線801，811的經濟性模型實現的自動計算結果 中，回收率明顯提高。其意味著一方面能夠大幅度降低生產設施的建設費，另一方面，能夠增加氣體 銷售收入，從而能夠期待顯著的經濟效果。圖8為表示了在減壓法下預期的甲烷水化物層的層厚與生產率的關係以及生產 率的改善餘地的圖表。縱軸為甲烷水化物的層厚，橫軸表示坑井的生產率。曲線832顯 示了減壓法的生產率預測值。若在減壓法中，超過開始潛熱供給不足的厚度，即使增大 層厚，仍無益於生產率，而僅僅會擴大未分解的區域比例。即，即使有著較厚的甲烷水 化物，仍不能將該有利點充分用於生產率的改善。另一方面，由於若採用了利用深部地熱的本發明的甲烷氣體回收系統，則能夠 促進潛熱的供給，因此，能夠防止未分解區域的擴大。如果甲烷水化物層的厚度較厚， 則能夠將該有利點直接作用於生產率的提高。線833表示供給地熱能的本系統所期望的 上限值。在線833與線832之間夾持的區域表示根據潛熱的供給量變化的期望區域，在 現階段尚不能進行定量研究。另外，線831表示在海洋中的平均常規氣體生產率的生產率。
在常規氣體開採中，一般情況下，層厚越厚，就越能提高生產率，結果，其經 濟性也良好。本生產系統基本上是以促進甲烷水化物的分解速度為目的而研發的，同 時，能夠以與常規氣體開採同樣的方式獲得資源層的層厚的益處。
權利要求
1.一種促進甲烷水化物分解以及提取甲烷氣體的系統，其特徵在於，由以下(a) (d)構成(a)從深部含水層汲取熱介質的加熱井；(b)提取甲烷氣體的生產井；(c)使結束熱交換的熱介質回流至深部含水層的回流井；(d)將熱介質供給至甲烷水化物的分解界面的裝置。
2.根據權利要求1所述的促進甲烷水化物分解以及提取甲烷氣體的系統，其特徵在 於，在上述生產井加設使甲烷水化物層的壓力減壓的裝置。
3.根據權利要求2所述的促進甲烷水化物分解以及提取甲烷氣體的系統，其特徵在 於，上述加熱井為使上述生產井的下端延伸設置至深部含水層的坑井，其是從深部含水 層汲取地熱能量即熱介質的坑井。
4.根據權利要求2所述的促進甲烷水化物分解以及提取甲烷氣體的系統，其特徵在 於，上述回流井為使上述生產井的下端延伸設置至深部含水層的坑井，其是使結束熱交 換的熱介質回流至深部含水層的坑井。
全文摘要
本發明的目的在於提供一種提取技術，該技術在從甲烷水化物層開採甲烷氣體時，不依賴消耗燃料作為熱源，以提供能改善經濟性和技術難點的提取技術為目的，通過泵(31)，從海底(500)下方1000～1500m的地下含水層(300)抽取溫水並使地熱能量在甲烷水化物層(100)下的透水層(104)中流動，從而使甲烷水化物層(100)的未分解區域(101)的分解界面(105)分解以產生甲烷氣體，並從周圍區域(102)，(103)、通過氣體輸入篩網(12)將其導入生產井(20)後使其上升，從而從海上回收甲烷氣體。
文檔編號E21C50/00GK102027193SQ20088010067
公開日2011年4月20日 申請日期2008年7月14日 優先權日2007年7月27日
發明者中村雅洋, 後藤三郎, 石田浩三, 野沢壯禎 申請人:日本海洋掘削株式會社, 獨立行政法人石油天然氣·金屬礦物資源機構