JP5067814B2 - メタンハイドレート分解方法及び装置 - Google Patents
メタンハイドレート分解方法及び装置 Download PDFInfo
- Publication number
- JP5067814B2 JP5067814B2 JP2009157437A JP2009157437A JP5067814B2 JP 5067814 B2 JP5067814 B2 JP 5067814B2 JP 2009157437 A JP2009157437 A JP 2009157437A JP 2009157437 A JP2009157437 A JP 2009157437A JP 5067814 B2 JP5067814 B2 JP 5067814B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- methane
- methane hydrate
- well
- pressure
- layer
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 title description 46
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 50
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 claims description 21
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 7
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 40
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 18
- 229910052724 xenon Inorganic materials 0.000 description 9
- FHNFHKCVQCLJFQ-UHFFFAOYSA-N xenon atom Chemical compound [Xe] FHNFHKCVQCLJFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 6
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 5
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-DYCDLGHISA-N deuterium hydrogen oxide Chemical compound [2H]O XLYOFNOQVPJJNP-DYCDLGHISA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- BUOKIMXRHWACEO-UHFFFAOYSA-N xenon;hydrate Chemical compound O.[Xe] BUOKIMXRHWACEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 210000001161 mammalian embryo Anatomy 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/006—Production of coal-bed methane
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2401—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection by means of electricity
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Description
現在検討されているMH貯留層からのメタンガスの回収法には、熱刺激法、減圧法、インヒビター圧入法等が挙げられるが、いずれも原位置でMHをガスと水とに分離分解させてガスを生産する方法である。
在来型エネルギー資源である石油・天然ガスとは異なり、MHは固体であり流動性を持たないことが特徴である。そのため、MHはガスや水の流動を妨げる物質として取り扱われ、その存在下での貯留層における流体の流れ易さを表す浸透率値の大小が、ガスの生産性を評価する上で重要な因子となる。
しかし、堆積層内部での熱水の温度低下、分解により生成したメタンガスと水が、MHが未分解かつ低温の下流区域に流入することに起因するMHの成長・再生成が促進され、結果として著しく浸透性が低下し、熱水圧入の継続が不可能となることが懸念される。
まず、第一にメタンハイドレート胚胎状態直後は、堆積物の孔隙内には残留水とガス、およびメタンハイドレートが存在するが、通電に必要な水の量が非常に少ないため、電気抵抗が大きく通電不能である。
次にメタンハイドレート堆積物を脱イオン水・蒸留水にて飽和操作した場合、孔隙は脱イオン水・蒸留水などで満たされるが、脱イオン水・蒸留水の電気抵抗が非常に大きい(1.67x105Ωm)ため、印加電圧AC200Vでの通電電流は50μA未満となり、通電加熱が効果的に行われなかったことが考えられる。
たしかに、1000V以上の高電圧を印加すれば、通電加熱が行われる可能性はあるが、このような高電圧では坑井に進入させた電極間で放電が発生する可能性があり、爆発等の危険性が高まってしまう。
のようなメタンハイドレートの分解装置を開発した。
すなわち、メタンハイドレート堆積物層に達している複数の坑井を介し、メタンハイド
レート堆積物層の周辺圧力を坑底ポンプにより坑井内の水を汲み上げることにより所定圧力に減圧する減圧装置と、前記複数の坑井を介し、前記メタンハイドレート堆積物層に送水ポンプにより電解質溶液を注入する電解質溶液注入装置と、前記複数の坑井に連通するとともに、メタンハイドレート堆積物層の上部あるいは中間高さから、分解したメタンを排出するメタン排出通路に設けた排出弁と、前記複数の坑井のそれぞれを介して、前記メタンハイドレート堆積物の層に挿入した複数の坑井電極と、前記複数の坑井電極間に所定電圧及び所定電流の電力を印加する電源装置と、前記坑底ポンプと送水ポンプ、前記電解質溶液注入装置、排出弁及び前記電源装置による電力印加を制御する制御装置とからなるメタンハイドレートの分解装置である。
図1に、メタンハイドレート採取プラントの全体構成が示されており、図2にこのようなプラントを構築し、ガス生産を行うまでの工程(a)〜(g)が示されている。
2図(a)の工程では、まず、MH堆積層に到る坑井1を複数掘削し、坑井開口部を抗口装置2により封じることで、海水の流入を防ぐ。抗口装置2上部には海中管3が海上まで伸びており、その先には配管導入口4及びメタンガス回収弁5が設置されている。
この減圧操作により、堆積層中のMHが一部分解し、パーフォレーション7部を通じてガスが放出されることがあるが、それに伴う吸熱作用によるコア温度の低下は、後述する工程(g)の通電加熱により補償され、分解速度を維持することができる。
なお、その際、分解の進行に伴う吸熱作用は、坑井電極10への通電により補償される。
このように、メタンガスを坑井1の上端から優先的に採取することにより、MHの分解で生じた水分が堆積層内の孔隙を補填し、坑井1の周辺の電気抵抗が減少するとともに浸透率が維持もしくは増加し、さらには、通電当初からMH層に気相が残存する場合は、これをも排除して浸透率を増加させることができる。
すなわち、本発明においては、通電によりMHが分解して生成した水が、下方に滞留し新たな通電領域を生成することで、MH堆積層の通電領域の増加すなわち通電・昇温領域の増加とMHの分解を促進し、MH分解に伴うメタンガス生産量を増加させることができる。
本発明は、MH堆積物の通電加熱は、所定深度で水平方向に坑井を延ばした水平抗井にも適用可能である。
なお、MHの分解平衡温度圧力相図(a)を示す図4(a)を参照すれば、MH堆積物の場合は、圧力9MPaから4MPaまでの減圧は、平衡温度12.1℃から4.2℃までの温度変化に相当する。
一方、XHの分解平衡温度圧力相図を示す図4(b)を参照すれば、XH堆積物の場合は、圧力0.9MPaから0.4MPaまでの圧力変化は、平衡温度17.7℃から9.7℃までの温度変化に相当する。
したがって、XH堆積物を用いることで、MH堆積物と比較して約10分の1の圧力変化で、同程度の平衡温度変化の効果を調べることができる。
コア両端のエンドキャップ16,17を電極として、交流電力供給装置27により50Hz交流100mA〜500mA(交流電圧20V〜600V)を通電することで、コアの内部温度が1℃〜40℃増加し、ハイドレートの分解が順調に進行し、キセノンガスは、コアホルダー12の溶液圧入側と反対側の背圧制御弁13を通して配管から一部分解水とともに排出される。排出されたガスおよび水はガス積算流量計28および水積算記録計29にてそれぞれ排出量が測定される。残留した水分は内部に保持され、MH分解領域へと浸透するので、電気抵抗は徐々に減少し、浸透率は徐々に増加する。
しかし、電解質溶液が浸透した状態で、上述のように通電を行い、コア温度上昇にともないハイドレートが分解すると、入力電力・コア電気抵抗は時間と共に減少し、一定値に漸近する。これは、ハイドレートの分解によって生成した水がコアの中に滞留し、通電領域を増加させるためである。すなわち、通電によるハイドレートの分解によって生成した水が、通電効率と加熱効率を増加させていることがわかる。
特に、XH飽和率が10%以上の場合、XHの分解にともない、コア温度が上昇し、ガス放出量が増加し、コア電気抵抗は減少し、入力電気抵抗も減少しているが、このことから、XHの分解にともない生成した水がコア内部に滞留し、通電領域を増加させたことが確認できる。
すなわち、排出口が下部の場合、コア内部の残留水が最初に排出されてしまうため、コア内部の電気抵抗が増加し、加熱効率が下がり、ガスの生産量も減少する。
しかしながら、排出口が、実験例のように上部、あるいは水平位置に設けられた場合は、顕著な電気抵抗の増加、ガス・水生産比の変化は観察されない。
排出口が上部・水平の場合、ハイドレート分解に伴い生成した水が、下方に滞留することで、堆積物の電気抵抗が減少し、通電効率・加熱効率が上昇することを意味しており、この実験結果は、ハイドレート飽和率の異なる堆積物の通電実験結果と符合する。
二本の坑井間の通電加熱では、坑井間と坑井電極の長さによって通電・加熱領域が制約され、その範囲は坑井間距離×坑井電極の長さで限定される面に相当する。広範囲のMH堆積層を低電力で効果的に通電加熱する必要も想定し得る。
そこで、実施例2では図6に見られるように電極の通電領域を長さ1m(約3フィート)に限定し、ひとつの坑井電極30を中心とした、1辺10.0mの正三角形の頂点に坑井を3つの坑井電極31a〜31cを配置した上で、実施例1と同様の中心の坑井電極28と、正三角形の頂点に配置された3つの坑井電極31a〜31cのそれぞれとの間で電力供給装置32により通電加熱を行った後、坑井電極31a、31b、31cの間でそれぞれ通電加熱を行うようにすれば、坑井電極7を中心とした直径8.67mの領域を深さ方向に均一にMH堆積層を分解することが可能である。
なお、前述した第2図(a)〜(g)の工程は、この実施例でも同様である。
この実施例では、坑井電極30と坑井電極31a〜31cのそれぞれとの間の通電加熱に関しては、AC25A(800V)程度で、また、坑井電極31a、31b、31c間でのそれぞれ通電加熱に関しては、AC15〜25A(700〜1000V)程度で、MHの分解を維持することが可能である。
この場合も、実施例1と同様に、オペレータが、制御盤に設けた調整器により最適な値に調整するようにしてもよいし、これらの検出値に基づいて、マイクロコンピュータ等の制御装置によりシーケンシャルに制御してもよい。
2 坑口装置
3 海中管
4 配管導入口
5 メタンガス回収弁
6 ケーシング
7 パーフォレーション
8 坑底ポンプ
9 送水ポンプ
10 坑井電極
11 電力供給装置
12 静水圧型コアホルダー
13 背圧制御弁
14 ラバースリーブ
15 拘束圧制御装置
16 エンドキャップ(下部)
17 エンドキャップ(上部)
18 拘束圧圧力計
19 堆積物
20 キセノンガスボンベ
21 ガス流量制御器
22 コア圧力計
23 コア熱電対
24 ジャケット型コア温度制御器
25 コア内液体圧入装置
26 差圧計
27 交流電力供給装置
28 ガス積算流量計
29 水積算記録計
30, 31a〜31c 坑井電極
32 坑井通電加熱用電源
Claims (3)
- メタンハイドレート堆積物層の周辺圧力を所定圧力に減圧する工程と、 前記メタンハイドレート堆積物層に電解質溶液を注入する工程と、 前記メタンハイドレート堆積物層に挿入した複数の電極間に通電処理を行う工程と、 前記通電処理によりメタンハイドレート堆積物の温度を上昇させ、メタンハイドレートをメタンと水分に分解する工程と、前記メタンハイドレートを分解する工程で分解したメタンを優先的に排出し、前記メタンハイドレート堆積物の層における前記電解質溶液及びメタンハイドレートを分解する工程で発生した水分の浸透率値を維持した上で前記通電処理を継続する工程とからなるメタンハイドレートの分解方法。
- メタンハイドレート堆積物層に達している複数の坑井を介し、メタンハイドレート堆積物層の周辺圧力を坑底ポンプにより坑井内の水を汲み上げることにより所定圧力に減圧する減圧装置と、前記複数の坑井を介し、前記メタンハイドレート堆積物層に送水ポンプにより電解質溶液を注入する電解質溶液注入装置と、前記複数の坑井に連通するとともに、メタンハイドレート堆積物層の上部あるいは中間高さから、分解したメタンを排出するメタン排出通路に設けたメタンガス回収弁と、前記複数の坑井のそれぞれを介して、前記メタンハイドレート堆積物の層に挿入した複数の坑井電極と、前記複数の坑井電極間に所定電圧及び所定電流の電力を印加する電源装置と、前記坑底ポンプと送水ポンプ、前記電解質溶液注入装置、メタンガス回収弁及び前記電源装置による電力印加を制御する制御装置とからなるメタンハイドレートの分解装置。
- 上記複数の電極を、ひとつの坑井電極と、これを中心とした正三角形の頂点のそれぞれに配置した坑井電極とから構成し、前記中心に位置する坑井電極と、正三角形の頂点に配置した各坑井電極との間で、交互に前記所定電圧を印加するようにしたことを特徴とする請求項2に記載のメタンハイドレートの分解装置。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009157437A JP5067814B2 (ja) | 2009-07-02 | 2009-07-02 | メタンハイドレート分解方法及び装置 |
PCT/JP2010/059597 WO2011001792A1 (ja) | 2009-07-02 | 2010-06-07 | メタンハイドレート分解方法及び装置 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009157437A JP5067814B2 (ja) | 2009-07-02 | 2009-07-02 | メタンハイドレート分解方法及び装置 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2011012451A JP2011012451A (ja) | 2011-01-20 |
JP5067814B2 true JP5067814B2 (ja) | 2012-11-07 |
Family
ID=43410872
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2009157437A Expired - Fee Related JP5067814B2 (ja) | 2009-07-02 | 2009-07-02 | メタンハイドレート分解方法及び装置 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP5067814B2 (ja) |
WO (1) | WO2011001792A1 (ja) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
KR101400360B1 (ko) | 2012-06-01 | 2014-05-27 | 한국과학기술원 | 전해질을 이용하여 천연가스 하이드레이트로부터 메탄가스를 회수하는 방법 |
JP5278863B1 (ja) * | 2013-01-11 | 2013-09-04 | 満晴 奥野 | メタンハイドレートからのメタンガス生産装置 |
JP6276093B2 (ja) * | 2014-04-01 | 2018-02-07 | 鹿島建設株式会社 | トンネル掘進方法 |
JP6735979B2 (ja) * | 2018-03-12 | 2020-08-05 | 国立研究開発法人産業技術総合研究所 | ガス生産システム、及びガス生産方法 |
JP6788770B2 (ja) * | 2018-03-12 | 2020-11-25 | 国立研究開発法人産業技術総合研究所 | ガス生産システム、及びガス生産方法 |
CA3104775A1 (en) | 2018-06-25 | 2020-01-02 | Waseda University | Production method for methane hydrate using reservoir grouting |
CN109540762B (zh) * | 2018-11-12 | 2020-05-19 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种水合物沉积物渗透率测试装置 |
CN114109360B (zh) * | 2021-11-16 | 2022-07-15 | 广州海洋地质调查局 | 主动激发式海底水合物储层垂向含量分布精准评估方法 |
US12060782B2 (en) | 2022-11-18 | 2024-08-13 | Saudi Arabian Oil Company | Electrical treatment to revive dead gas wells due to water blockage |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3916993A (en) * | 1974-06-24 | 1975-11-04 | Atlantic Richfield Co | Method of producing natural gas from a subterranean formation |
-
2009
- 2009-07-02 JP JP2009157437A patent/JP5067814B2/ja not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-06-07 WO PCT/JP2010/059597 patent/WO2011001792A1/ja active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2011001792A1 (ja) | 2011-01-06 |
JP2011012451A (ja) | 2011-01-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP5067814B2 (ja) | メタンハイドレート分解方法及び装置 | |
Li et al. | The use of electrical heating for the enhancement of gas recovery from methane hydrate in porous media | |
CN103498648B (zh) | 一种联合降压和水力压裂技术开采水合物的方法和装置 | |
US4037655A (en) | Method for secondary recovery of oil | |
CN108104776B (zh) | 一种结合降压的水流侵蚀法海洋天然气水合物开采装置 | |
CN110318721B (zh) | 一种断块油藏泡沫驱辅助氮气吞吐提高采收率的方法 | |
US10648307B2 (en) | Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids | |
US8925632B2 (en) | In situ process to recover methane gas from hydrates | |
CN107542440A (zh) | 一种u型井微波加热开采天然气水合物的方法 | |
CN107514245A (zh) | 一种天然气水合物排式水平井开采的方法 | |
US20110277992A1 (en) | Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids | |
CN108487882A (zh) | 一种用于开采天然气水合物的采油树装置及方法 | |
WO2007117167A1 (en) | Procedure and apparatus for hydrocarbon gases extraction from under ground hydrates | |
CN107558977A (zh) | 一种排式水平井微波加热开采天然气水合物的方法 | |
Zyrin et al. | Electrothermal complex with downhole electrical heating generators for enhanced heavy oil recovery | |
WO2014182628A2 (en) | Systems and methods for enhanced recovery of hydrocarbonaceous fluids | |
US8596352B2 (en) | Methods of increasing or enhancing oil and gas recovery | |
RU132127U1 (ru) | Внутрипластовый теплообменный аппарат | |
RU2516303C2 (ru) | Устройство для тепловой обработки газогидратных залежей | |
CA2897686A1 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
CN110685655B (zh) | 一种电脉冲加热地层的天然气水合物开采方法 | |
RU2602621C1 (ru) | Способ разработки газогидратных месторождений | |
CN107542439A (zh) | 一种排式水平井开采天然气水合物的方法 | |
CN107575197A (zh) | 一种排式水平井化学驱开采天然气水合物的方法 | |
RU2591860C1 (ru) | Способ извлечения тяжелой нефти из продуктивного пласта и устройство для его осуществления |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20110224 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20120201 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20120220 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20120801 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20120808 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150824 Year of fee payment: 3 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 5067814 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
S533 | Written request for registration of change of name |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R313533 |
|
R350 | Written notification of registration of transfer |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R350 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |