JP5559793B2 - 天然ガス水和物及び在来型炭化水素貯留層からの炭化水素の共同生産及び処理の方法並びにシステム - Google Patents

Description

本発明は、一般に地下層（ｓｕｂｔｅｒｒａｎｅａｎ ｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ）から炭化水素を生産及び処理する方法並びにシステムに関し、より具体的には天然ガス水和物貯留層（ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ）からの天然ガスの生産に関する。

天然ガスは、主にメタンからなるが多くの場合はかなりの量のエタン、プロパン、ブタン、ペンタン、及びより重い炭化水素を含む、ガス状化石燃料である。地下層から生産される天然ガスは、二酸化炭素、窒素、ヘリウム、及び硫化水素などの望ましくない成分も含有し得る。望ましくない成分は通常、天然ガスが燃料として使用される前に除去される。

天然ガス水和物（ＮＧＨ、すなわち天然ガスの包接水和物で、多くの場合単に「水和物」と呼ばれる）は、比較的高圧及び低温の適切な条件下で水及び特定のガス分子が一緒になると生成する。これらの条件下では、「ホスト」である水分子が、内部に「ゲスト」であるガス分子を捕捉するかご構造又は格子構造を形成することになる。多量のガスが、このメカニズムによって互いに密に詰まっている。例えば、１立方メートルのメタン水和物は、０．８立方メートルの水及び最大で１７２立方メートルのメタンガスを含有する。地上の最も一般的な包接化合物はメタン水和物であるが、エタン及びプロパンなどの炭化水素ガス、並びにＣＯ_２及びＨ_２Ｓなどの非炭化水素ガスを含めた他のガスも水和物を形成する。

ＮＧＨは、天然に存在し、北極圏環境の深い永久凍土を伴う堆積物において、並びに、一般に中緯度から低緯度における５００メートル（１６００フィート）を超える水深及び高緯度における１５０〜２００メートル（５００〜６５０フィート）を超える水深の大陸縁辺において、幅広く見い出される。水和物の安定域の厚みは、温度、圧力、水和物を形成するガスの組成、地質条件、及び他の要因と共に変化する。天然ガス潜在資源であるメタン水和物の世界的規模の見積もりは、７００，０００兆立方フィートに達し、世界の現在立証されているガス埋蔵量をカバーする５，５００兆立方フィートと比較して、驚くほど大きな数字である。

これまでの天然ガス水和物研究のほとんどは、基礎研究、並びに主にメタン水和物を含有する天然ガス水和物鉱床の検出及び特性評価に重点を置いてきた。天然ガス水和物貯留層から天然ガスを生産する安全で費用効率の良い方法の開発は、依然として重要な技術的及び経済的課題である。

天然ガス水和物の生産プロファイル曲線（ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｐｒｏｆｉｌｅ ｃｕｒｖｅｓ）は、概ね特徴的なパターンに従うと考えられる。すなわち、ガスの生産量は初期には低く、水の生産量が高い。生産の開始後、水の生産量が比較的低いレベルに低下し、ガスの生産量が比較的高いレベルに上昇するまでに、通常は比較的長い期間（数カ月から何年も）が経過する。これらの比較的高いレベルの天然ガス生産速度は、その後多くの場合は何年も持続可能である。

この固有の生産プロファイルは、純現在価値の観点から、経済的に負の影響を及ぼす。天然ガス水和物貯留層からの流体の処理を扱うために、高価な生産設備を建造しなければならない。

ここで図１のフローチャートを参照すると、在来型炭化水素貯留層から生産された流体は、海上基地（ｏｆｆｓｈｏｒｅ ｐｌａｔｆｏｒｍ：海域のプラットホーム）又は陸上などに設置された生産設備へ輸送される。生産された流体は、分離装置１１によって、主に水、油、及び気相に分離してもよい。ＣＯ_２及びＨ_２Ｓなどの汚染物質を除去するために、従来のガス処理装置１２を用いてガスを処理する。次いでコンプレッサ１３を用いるなどして処理済みのガスを圧縮し送り出してもよい。圧縮したガスをパイプラインに導入するか、又は圧縮天然ガスとしてタンカーで輸出（送出）してもよい。あるいは、天然ガスを液化しタンカーにより輸送するか、又はガスツーリキッド法（ｇａｓ−ｔｏ−ｌｉｑｕｉｄｓ ｐｒｏｃｅｓｓ）によりフィッシャー・トロプシュ法を用いるなどして液体製品へと転換させてもよい。分離した原油を、水銀及び／又は他の重金属などの汚染物質を除去するなどのために、処理装置１４により処理してもよい。次いで、処理済みの原油を、装置１５を用いて貯蔵又は輸出してもよい。分離した水は、十分に処理されているならば水を水域に廃棄するか、あるいは地下層に再注入できるように、当業者に周知であるものなどの従来の水処理装置を用いて処理してもよい。生産設備において採用されるこの装置のリストは、例として提供されるものであって、炭化水素保持貯留層から生産される流体を処理する生産設備において使用されるすべての装置を網羅するものでは全くない。用語「生産設備」（“ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｆａｃｉｌｉｔｙ”）は、上で言及されるいくつかの機器などの、炭化水素保持貯留層から生産される流体を分離及び／又は処理するのに使用される任意の機器又は一連の機器を指す。

ＮＧＨの場合、これらの生産設備を購入し、設置しなければならず、比較的高いガス生産速度が実現できる前に、可能性としては何年もの間稼働させなければならない。残念ながら、炭化水素生産速度が損益分岐点のレベルを超えるまで上昇するのを待つ間に損をしながら何年も稼働させることと結びつけられる、生産設備の初期費用に起因して、貨幣の時間的価値が経済的成果を支配する傾向にある。したがって、炭化水素及び水和物の抽出の分野における多くの当業者は、現在、天然ガス水和物地帯を開発することは経済的に実現可能である見込みが低いと考えている。結果として、天然ガス水和物貯留層の開発及び生産におけるこの経済的課題を最小限にする、天然ガス生産の方法及びシステムが必要とされる。

以下で使用する場合、用語「在来型炭化水素貯留層」（“ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ”）は、包接水和物としてトラップされる炭化水素と比較して、炭化水素を気体状態及び／又は液体状態で含有する貯留層を指す。在来型炭化水素貯留層の生産プロファイル曲線は、天然ガス水和物貯留層に関連する生産曲線とは異なる特性パターンを示す。すなわち、在来型炭化水素貯留層の炭化水素生産量は初期には高く、水の生産量は低い。在来型炭化水素貯留層の生産期間の後期になるほど、どんどん少ない量の炭化水素が生産され、水がどんどん多く生産される。

このことは、在来型炭化水素貯留層の生産に対して、貨幣の時間的価値の利点が存在することを意味するが、炭化水素生産設備は炭化水素生産のピークにおける初期の数年間以外は完全には使用されず、水の生産が設備の最大能力に達する後期の数年間において水の生産設備が完全には使用されないこともまた明らかである。これらの貯留層からの生産をおおよそ同時に稼働させる場合、実質的な生産設備は、炭化水素生産のピーク時に十分な処理能力を提供するように建設する必要がある。同様に、実質的な水の分離及び操作設備は、貯留層の生産期間の後期に生じることになる多量の水生産に適応するように建設しなければならない。生産設備の最初の建設の後に生産能力を付加することは費用がかかるため、一般には必要な炭化水素及び水の処理装置はすべてプロジェクトの最初に設置される。結果として、水処理設備はこれらの在来型炭化水素貯留層の生産期間の初期には十分に活用されず、炭化水素処理設備は在来型炭化水素貯留層の期間の後期段階では十分に活用されない。

天然ガス水和物貯留層からの生産に関する生産設備の不十分な活用を最小限にする必要があるだけでなく、在来型炭化水素貯留層からの生産に関連する生産設備の不十分な活用を最小限にする必要がある。

複数の炭化水素含有貯留層から炭化水素を生産する方法を記載する。水と、油及び天然ガスのうちの少なくとも１つを含む炭化水素との第１の混合物を、少なくとも１つの在来型炭化水素貯留層から生産する。この第１の混合物を、水分離装置を含む生産設備へ輸送する。水及び天然ガスの第２の混合物を、少なくとも１つの天然ガス水和物貯留層から生産し、生産設備へ輸送する。次いで第１及び第２の混合物を生産設備により処理して、水及び炭化水素へと少なくとも部分的に分離する。第１及び第２の混合物を、生産設備を用いて、油、天然ガス、及び水に分離してもよい。油、天然ガス、及び水のさらなる処理及び操作も行ってもよい。

少なくとも１つの天然ガス水和物貯留層は、海底の下に置かれている場合がある。あるいは、少なくとも１つの天然ガス水和物貯留層は、陸地の永久凍土の下に置かれている場合がある。生産設備は、固定基地（ｆｉｘｅｄ ｐｌａｔｆｏｒｍ）上又は浮遊式生産設備上などの海域に設置するか、あるいは永久凍土上などの陸地に設置してもよい。

炭化水素生産システムも開示される。システムは、水と、油及びガスのうちの少なくとも１つを含む炭化水素とを含有する、１つ又は複数の第１の在来型炭化水素貯留層を含む。システムはまた、天然ガス水和物を含有する１つ又は複数の第２の天然ガス水和物貯留層も含む。さらに、システムは、水分離装置を含む生産設備を含み、これは第１の１つ又は複数の在来型炭化水素貯留層及び１つ又は複数の第２の天然ガス水和物貯留層と流体連結している。生産設備は、第１の在来型炭化水素及び第２の天然ガス水和物貯留層から同時に生産され受け入れられる炭化水素及び水を分離することができる。ガス水和物貯留層（単数又は複数）は、海底の下に置かれているか、又は陸地の永久凍土の下に位置している場合がある。

炭化水素生産システムを開発する方法も記載される。水及び炭化水素を含有する１つ又は複数の在来型炭化水素貯留層を開発する。また、天然ガス水和物を含有する１つ又は複数の天然ガス水和物貯留層も開発する。水分離装置を含む生産設備を、建設又は開発する。在来型炭化水素貯留層（単数又は複数）及び天然ガス水和物貯留層（単数又は複数）を、生産設備に流体連結させる。すると生産設備は、在来型及び天然ガス水和物貯留層の両方から同時に生産される流体の混合物を処理できる。

１つ又は複数の在来型炭化水素貯留層及び生産設備を、最初に開発することができる。その後、天然ガス水和物貯留層（単数又は複数）を、追加として開発してもよい。あるいは、在来型貯留層（単数又は複数）、天然ガス水和物貯留層（単数又は複数）、及び生産設備を、およそ同時に建設してもよい。いずれの場合も、天然ガス水和物及び在来型炭化水素貯留層から同時に生じる生産物を処理することによって、天然ガス水和物貯留層からの個別の又は在来型炭化水素貯留層からの個別の生産物を処理するよりも、理想的には貯留層の生産期間にわたって生産設備をより完全に利用することができる。

本発明の目的は、１つ又は複数の在来型の油及びガス貯留層から同時に生産されるガス及び／又は油も処理する生産設備を共同利用することにより、在来型及び天然ガス水和物の貯留層からの天然ガス生産の経済性を改善する方法を提供することである。

別の目的は、天然ガス水和物地帯並びに在来型の油及びガス地帯の同時に生じる流体生産物を、同じ生産設備で処理するシステムを提供することである。このことは、それぞれの在来型炭化水素地帯又は貯留層及び天然ガス水和物地帯又は貯留層に対して別々の生産設備を使用するのと比較して、天然ガス水和物並びに在来型ガス及び／又は油貯留層からの生産プロファイルを組み合わせ、それによって生産域からの炭化水素生産の全体的な経済性を改善するという効果を有する。

本発明のこれら及び他の目的、特徴、及び利点は、以下の説明、係属クレーム、添付の図面に関してさらに良く理解されるであろう。

在来型炭化水素貯留層から生産される流体が、従来の生産設備によってどのように分離され、次いでどのように処理されるかを示すフローチャートである。 海域の在来型油及びガス貯留層並びに１つ又は複数の天然ガス水和物貯留層の両方から炭化水素及び水を同時に受け入れ処理する生産設備を含む、海域の炭化水素生産システムの概略図である。 在来型油及びガス貯留層並びに１つ又は複数の天然ガス水和物貯留層の両方から炭化水素及び水を同時に受け入れる生産設備を含み、貯留層が永久凍土層の下に置かれている、陸上の炭化水素生産システムの概略図である。 図２又は３に示されるものなどの、在来型炭化水素及び水和物貯留層から受け入れた水及び炭化水素（すなわち天然ガス及び／又は油）を分離する分離装置を含む、例示的な生産設備の概略図である。 天然ガス水和物貯留層の減圧を利用して天然ガス水和物を天然ガス及び水に解離させ、掘削孔（ｗｅｌｌｂｏｒｅ）へ天然ガス及び水を生産する、天然ガス水和物貯留層の断面図である。 在来型炭化水素貯留層からのガスの生産のグラフである。天然ガスの生産は貯留層の生産期間の初期にピークに達し、その後時間と共に減少する。 在来型炭化水素貯留層からの水の生産のグラフである。水の生産は概ね時間と共に増加する。 天然ガス水和物貯留層からのガスの生産のグラフである。 天然ガス水和物貯留層からの水の生産のグラフである。水の生産量は初期にはガスの生産と比較して高く、その後ガスの生産は、天然ガス水和物貯留層の生産期間の後期段階にわたって水の生産と比較して増加する。 図６Ａ〜Ｂ及び図７Ａ〜Ｂのグラフに関連した、例示的な在来型炭化水素及び天然ガス水和物貯留層から共同生産されるガスの生産のグラフである。 図６Ａ〜Ｂ及び図７Ａ〜Ｂのグラフに関連した、例示的な在来型炭化水素及び天然ガス水和物貯留層から共同生産される水の生産のグラフである。 炭化水素及び水の複合生産を示すグラフである。

Ｉ．炭化水素生産システム：
図２は、海域又は深海の炭化水素生産システム２０の第１実施形態の概略図である。システム２０は、海水２８及び海底３０の下に置かれた第１の在来型炭化水素貯留層２２及び２４、並びに第２の天然ガス水和物貯留層２６を含む。在来型炭化水素貯留層２２及び２４は、通常、水と天然ガス及び／又は油などの炭化水素との第１の混合物を生産する。天然ガス水和物貯留層２６は、水及び炭化水素（主に天然ガス）を生産する。海域の基地３２は、図４に関してさらに詳細に説明されることになる生産設備３４を支える。生産設備３４は、液体（水及び／又は油）を天然ガスから少なくとも部分的に分離するために用いられる。理想的には、水は生産設備３４によって油からも分離されることになる。

炭化水素生産システム２０のこの特定の第１の例示的実施形態において、在来型貯留層２２は製造配管３６を介して生産設備３４と流体連結している。在来型炭化水素貯留層２４は、海底坑井４０及びタイバック４２を介して生産設備３４と流体連結している。天然ガス水和物貯留層２６は海底坑井４４と流体連結して示されており、海底坑井４４は同様にタイバック４６を介して生産設備３４と連結している。在来型炭化水素貯留層２２及び２４は、水と油及び／又はガスとの第１の混合物を生産し、これは処理のために生産設備３４へ輸送される。同時に、天然ガス水和物貯留層２６は主に天然ガス及び水の第２の混合物を生産し、これは天然ガス及び水、並びに（第２の混合物中に相当量の油が含有される場合は）油を分離するために生産設備３４へ送達される。

生産システム２０は、単に例示的な実施形態である。当業者は、１つの生産設備に対して生産する１つの在来型炭化水素貯留層及び１つの天然ガス水和物貯留層のみを含む炭化水素生産システムを提供することが、本発明の範囲内であることを理解するであろう。あるいは、複数の在来型炭化水素貯留層及び複数の天然ガス水和物貯留層が同一の生産設備に対して生産して、その生産した流体を分離及び処理させてもよい。また、在来型炭化水素貯留層は、ほとんどの在来型炭化水素貯留層に事実上常に存在する水に加えて、主として油、主としてガス、又はその両方の組み合わせを生産する場合もある。

図３は、炭化水素生産システム１２０の別の例示的な実施形態の概略図であり、このシステムはこの場合、海域をベースとするのではなく陸地をベースとしている。生産システム１２０は、在来型炭化水素貯留層１２２及び１２４、並びに天然ガス水和物貯留層１２６及び１２８を含む。永久凍土層１３０上に、北極基地（ａｒｃｔｉｃ ｐｌａｔｆｏｒｍ：北極プラットホーム）１３２が置かれている。生産設備１３４は、概ね生産システム３４と類似しており、北極基地１３２の上に設置されている。生産設備１３４は、在来型炭化水素貯留層１２２及び１２４並びに天然ガス水和物貯留層１２６及び１２８から受け入れる天然ガス、油、及び水を、分離及び処理するために使用される。製造配管１３６及び１４２は、在来型炭化水素貯留層１２２及び１２４を北極基地１３２及び生産設備１３４に流体連結させる。水、ガス、及び油の第１の混合物は、通常、在来型炭化水素貯留層１２２及び１２４から生産される。製造配管１４４及び１４６は、天然ガス及び水の第２の混合物を天然ガス水和物貯留層１２６及び１２８から北極基地１３２及び生産設備１３４へ流体搬送するのに用いられる。第２の混合物もまた、ごく一部の油を含んでいてもよい。

図４は、基地３２、及び基地３２上に置かれた生産設備３４の概略図である。在来型炭化水素貯留層２２及び２４から生産された流体の第１の混合物、並びに天然ガス水和物貯留層２６から生産された流体の第２の混合物を一緒に収集し、生産設備３４へ供給する。生産設備３４はガス及び液体の分離器５２へつながる注入ライン５０を含み、分離器において、天然ガスを含めたガスが油及び水などの液体から分離される。ガスは、ガス及び液体の分離器５２からガスライン５４を介して、ガス処理装置５６並びに圧縮及び輸出装置５８へ搬送される。分離器５２からの液体は、液体ライン６０によって、水及び油を分離する水及び油の分離器６２へ搬送される。ガス、油、及び水の分離装置は当技術分野で周知であり、ここにはさらに記載しないことにする。

油は油ライン６４によって、分離された水は水ライン６６によって運び去られる。水は、さらに水処理装置６８によって処理又は加工することができ、その後水域及び／又は再注入装置７０へ送られる。続いて油を油処理装置７２によってさらに処理することができ、その後貯蔵又は輸出装置７４へ送られる。貯蔵又は輸出装置７４は、基地３２上のタンク（図示せず）であってもよい。あるいは、処理済みの油を貯蔵装置として機能するオイルタンカーなどの輸送容器へ抜き取ってもよい。さらに、処理済みの油をパイプラインによって陸上の設備へ輸送してもよい。当業者は、ガス、油、及び水を分離する分離装置を支持するのに、基地３２及び生産設備３４を使用するよりもむしろ、浮遊式容器を使用でき、その後分離基地又は浮遊式容器を、分離した流体を貯蔵するのに使用できること理解するであろう。またあるいは、第１及び第２の混合物を生産設備３４により加工することもできる。しかし、在来型及び天然ガス水和物貯留層から同時に生産される流体の分離の必要性に対処するために、生産設備３４を１つだけ建設する必要がある。

同様に、北極基地１３２と共に使用される分離装置１３４は、同様のガス及び液体の分離器５２並びに水及び油の分離器６２を含んでいてもよい。あるいは、分離装置１３４は、ガス、水、及び油を分離する単独の分離装置であってもよい。又は、在来型炭化水素及び天然ガス水和物貯留層から主にガス及び水のみが生産される場合、ガス及び水の分離器のみが、生産する流体を分離するのに生産設備３４の一部として必要とされる。

図５は、天然ガス水和物貯留層２６などの天然ガス水和物貯留層の概略図を示す。海底坑井４４を掘り、貯留層２６と流体連結して設置される。

この特定の実施形態において、海底坑井４４は、流体を吸引しそれによって水和物貯留層２６における圧力を低下させる、電動水中ポンプ（ＥＳＰ）４８と共に使用してもよい。十分に低い圧力では、水和物貯留２６中の天然ガス水和物は、水、天然ガス、及び可能性として何らかの油を含有する液体混合物へと解離されることになる。この混合物を坑井４４及びタイバック（ｔｉｅｂａｃｋ）４６により基地３２及び生産設備３４へ輸送する。天然ガス水和物貯留層における別の減圧の方法は、ガスリフトを使用することである。

図５に示すように、水和物貯留層２６は、上部を覆う表土層７６と、天然ガス水和物貯留層２６に隣接する下層の透過性又は不透過性の地層７８とを有する、天然ガス水和物貯留層である。地層７８は、水及び／又は遊離ガス及び／又は油を含んでいてもよい。減圧されると、垂直の海底坑井４４と流体連結している水和物は、掘削した孔の周りを中心とした概ね垂直方向の砂時計形の解離面８０を形成しながら解離し、解離域８２は多孔性の地下層内に液体及びガスを含有する。掘削した孔が水平であるか、又は垂直と水平の間の任意の角度で傾いている場合、解離面及び解離域の形状は異なることがあるが、同じ一般的原理がやはりあてはまることになる。

水和物貯留層２６は、クラスＩ（ＮＧＨが遊離ガスを上回る）、クラスＩＩ（ＮＧＨが可動水を上回る)、又はクラスＩＩＩ（ＮＧＨが不透過層を上回る）、又は他の水和物含有貯留層であってもよい。天然ガス及び水の混合物を生産するための天然ガス水和物の解離に関し、図５について上に記載したような電動水中ポンプ（ＥＳＰ）を利用した解離方法を用いてもよい。天然ガス生産のための水和物層において、吸引して圧力を下げるためにＥＳＰを使用する別の例は、「ガス水和物の減圧を含む炭化水素保有層開発の方法及びシステム（Ｍｅｔｈｏｄ ａｎｄ Ｓｙｓｔｅｍ ｆｏｒ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ ｏｆ Ｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎ Ｂｅａｒｉｎｇ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ Ｉｎｃｌｕｄｉｎｇ Ｄｅｐｒｅｓｓｕｒｉｚａｔｉｏｎ ｏｆ Ｇａｓ Ｈｙｄｒａｔｅｓ）」と題された米国特許出願２００７／０，１４４，７３８に記載されている。

あるいは、天然ガス水和物を、掘削した孔へ生産することができ生産設備へ輸送できる流体混合物に転換するのに、他の技法を使用してもよい。例えば、天然ガス水和物の解離を誘発するのに、天然ガス水和物貯留層２６への熱源の導入を利用してもよい。米国特許第７，１６５，６２１号、ガス水和物の開発方法（Ｍｅｔｈｏｄ ｆｏｒ Ｅｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ ｏｆ Ｇａｓ Ｈｙｄｒａｔｅｓ）などに記載のように、帯水層からの温水を水和物貯留層へ導入してもよい。水和物を加熱するために燃料を燃焼させその燃焼生産物を利用するなどによって、さらなる熱を加えてもよい（天然ガス生産方法（Ｍｅｔｈｏｄ ｏｆ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ）と題された米国特許第６，９７３，９６８号を参照のこと）。あるいは、メタン水和物層からのメタンガス生産の方法及びシステム（Ｍｅｔｈｏｄ ａｎｄ Ｓｙｓｔｅｍ ｆｏｒ Ｐｒｏｄｕｃｉｎｇ Ｍｅｔｈａｎｅ Ｇａｓ ｆｒｏｍ Ｍｅｔｈａｎｅ Ｈｙｄｒａｔｅ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ）と題された米国特許出願第２００５／０，１６１，２１７号などに示されるように、電気抵抗により熱を加えてもよい。当業者は、水和物の解離を引き起こして隣接する掘削孔中への生産を可能にするのに、他の加熱方法を使用してもよいことを認識するであろう。

水和物の解離を引き起こすための別の提案される方法は、化学物質の使用によるものである。例えば、米国特許第４，４２４，８６６号は、ＣａＣｌ_２又はＣａＢｒ_２の高温の過飽和溶液を水和物層へ加えることの利用を教示している。

水和物貯留層からの天然ガスの解離を誘発させるためのさらに別の方法は、包接水和物中の天然ガスと置き換わることになる化学物質の導入によるものである。天然ガス水和物及び液体ＣＯ_２をＣＯ_２水和物及び天然ガスへ転換させる触媒（Ｃａｔａｌｙｓｔ Ａｌｌｏｗｉｎｇ Ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ ｏｆ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ Ｈｙｄｒａｔｅ ａｎｄ Ｌｉｑｕｉｄ ＣＯ_２ ｔｏ ＣＯ_２ Ｈｙｄｒａｔｅ ａｎｄ Ｎａｔｕｒａｌ Ｇａｓ）と題された米国特許第６，７３３，５７３号は、ゲスト分子としてのメタンガスと置き換わって二酸化炭素水和物を形成させるために、二酸化炭素を水和物貯留層へ導入してもよいことを示している。同様に、米国特許第７，２２２，６７３号は、二酸化炭素、亜酸化窒素、又はそれらの混合物を、包接水和物中のメタンと置き換えるために使用することを記載している。上で引用される特許及び特許出願はすべて、水和物の解離を誘発する方法の例として、本明細書によって参照によりそれらの全体が組み込まれる。

当業者は、天然ガス水和物貯留層から天然ガスを解離させるために他の方法も使用してもよく、本発明の範囲内であることを認識するであろう。次いで、水和物層から生産される水及び天然ガスの混合物を、１つ又は複数の在来型炭化水素貯留層から生産される炭化水素及び水の混合物と合わせて、水及びガス、並びに可能性として油の複合生産プロファイルを、生産した流体を分離及び処理するための生産設備にもたらす。水和物及び在来型炭化水素貯留層の両方からの生産物を組み合わせることの利点を、ここで記載することにする。

ＩＩ．生産プロファイル：
ａ．在来型炭化水素（ガス及び油）生産システム
単純に言えば、在来型の油及びガスの生産は、地に固定された圧力容器、すなわち在来型炭化水素貯留層を物理的に空にすることから生じる。在来型炭化水素貯留層は、典型的には天然ガス及び／又は油並びに水で満たされた多孔性の岩石層である。坑井を在来型炭化水素貯留層と流体連結させた状態で完成又は設置し、ガス、油、及び水の流体混合物が坑井及び他の導管によって生産設備へ搬送されるのを可能にする。生産設備は、多くの場合、ガス、油、及び水を分離及び処理するのに利用される、ガス、水、及び油の処理装置を含む。

ガス及び／又は油の初期の生産速度は、多くの場合比較的高く、すぐにピークに達し、その後典型的には長く不可逆的な下降となる。図６Ａは、ガス及び／又は油生産のこのピーク及び下降を描く生産プロファイル８６を示す。ガス及び／又は油の分離及び処理装置は、ガス及び／又は油の最大生産高を扱う十分な能力を有するように設計しなければならない。しかし、後期にはガス及び／又は油の分離及び処理装置のキャパシティー（能力）が十分に活用されないことが、ブラケット８７によって示されている。ガス及び／又は油の生産速度を、可能な限り長く経済的な損益分岐点を超えるように維持しようとする目的で、水攻法（ｗａｔｅｒ ｆｌｏｏｄｉｎｇ）などの改善された油回収法を生産の後期段階で利用してもよい（二次的及び三次的方法）。

在来型炭化水素貯留層は、初期には非常に低いが時間と共に増加する、図６Ｂのプロファイル８８などのような水の生産プロファイルを有し得る。すなわち、生産された流体における水の含量（ｗａｔｅｒ ｃｕｔ：水の留分）は、典型的には時間と共に増加する。浮揚性ガス及び油の下にある帯水層は、在来型炭化水素貯留層から上部にあるガス及び油が除去されるにつれて、ゆっくりと掘削孔に向かって動く。水攻法は、処理しなければならない在来型炭化水素貯留層から生産される水の量をさらに高めることができる。この場合もやはり、水を分離及び操作する装置は、最大の水の生産高を処理するのに十分な能力を有するように設計しなければならない。ブラケット８９は、在来型炭化水素貯留層からの生産期間の初期部分の間、生産設備が水を分離及び操作する能力が十分に活用されないことを示唆する。

上記の生産プロファイルの最終的な結果は、純現在価値の観点から経済的にはプラスである。高額の設備は当然建設しなければならない。しかし、在来型炭化水素貯留層は、ガス及び／又は油を開始時から非常に高速で生産し、初期資本投資を比較的早く弁済し、理想的には迅速な収益性をもたらす。しかし、可能性としては数十年間十分に活用されないままとなる実質的な水処理能力を有する生産設備（特に海域の設備）も建設しなければならず、なぜなら多くの場合、耐用期間の後期において主要な設備を炭化水素生産システムへ加えることは困難で費用が高いからである。

ｂ．天然ガス水和物生産システム
ここで図７Ｂを参照すると、天然ガス水和物貯留層からの水の生産プロファイル９０は初期にピークとなる。水和物の解離を誘発するのに減圧法を使用すると仮定すると、水和物の天然ガス及び水への解離を誘発するために、貯留層の圧力を減少させて水和物貯留層の環境を水和物の安定領域の外に動かさなければならない。この圧力降下は、図５に関して上に記載した実施形態において、掘削孔中でＥＳＰを使用し水を排出することにより実現される。水和物貯留層の圧力を降下させるために排出しなければならない水の量は、相当な量である。時間と共に、貯留層が持続的な生産に最適な低圧力に近づくと、水の排出速度を劇的に低下させることができる。ブラケット９１により示されるように、生産設備の水の分離及び処理能力が十分に活用されないことは、水和物貯留層のかなりの部分がひとたび水和物安定領域の外へ移動してしまうと（すなわち水和物貯留層の生産期間の後期において）重大となる。

解離面８０の表面積は初期には非常に小さい（掘削孔近傍に局在している）ため、ガス生産プロファイル９２は低速から開始する。生産プロファイル９２は、特に図５の砂時計形の解離域８２並びに関連する上部及び底部の境界層７６及び７８に起因して、解離面８０の表面積が外側へ拡大すると、時間と共に増大する。初期には、水の生産量は急速にピークまで増大する。この水の生産は、水和物貯留層における解離の体積を時間と共に増大させ、水和物貯留層における圧力を降下させて固体水和物からの天然ガスの放出を引き起こす。したがって、生産される水の量に対しての生産される天然ガスの量は、時間と共に増加する。すなわち、生産される流体中の水の含量は、理想的には時間と共に降下する。炭化水素を分離及び処置する装置の初期の過剰生産能力は、図７Ａのブラケット９３によって示される。

ｃ．天然ガス水和物及び在来型炭化水素貯留層の複合生産システム
図８Ａ、８Ｂ、及び８Ｃは、例示的なガス及び水の生産プロファイル９４及び９６を示し、ここで１つ又は複数の在来型炭化水素貯留層からの生産物は、１つ又は複数の天然ガス水和物貯留層からの生産物と一緒にされている。この場合、全体の生産システム（上記で参照されるシステム２０又は１２０など）からの一緒にされた炭化水素及び水の生産は、在来型貯留層からの生産物のみ又は水和物貯留層からの生産物のみを利用する場合よりも、時間の経過に対して比較的均一な水の生産をもたらす。したがって、生産システムが在来型炭化水素のみ又は水和物貯留層のみからの流体生産物を利用した場合よりも、ガス、油、及び水の生産設備を生産システムの使用期間にわたって完全に利用できる。

水和物及び在来型炭化水素の複合生産に関連して図８Ａのブラケット９５によって示唆されるような、炭化水素の分離及び処理装置の不十分な活用は、図６Ａのブラケット８７（在来型炭化水素の生産）又は図７Ａのブラケット９３（水和物の生産）によって示唆されるものよりも程度が小さいことに注目されたい。同様に、ブラケット９７によって示唆されるような、図８Ｂ（炭化水素及び水和物の複合生産）における水の分離及び処理装置の不十分な活用は、図６Ｂのブラケット８９（在来型炭化水素の生産）によって示される不十分な活用又は図７Ｂ（水和物の生産）のブラケット９１によって示される不十分な活用よりも程度が小さい。図８Ｃは、在来型炭化水素及び水和物貯留層からの流体の複合生産による、水及び炭化水素の両方の生産を示す。

上記の生産プロファイルの結果は、純現在価値の観点から経済的にはプラスである。高額の設備は当然建設しなければならないが、それらはガス及び油を開始時から非常に高速で生産し、初期投資を弁済し、比較的迅速な収益を生む。しかし、数十年間使用されないままとなる実質的な水処理能力を有するこれらの設備（特に海域の設備）も建設しなければならず、なぜなら、使用期間の後期において主要な設備を加えることはあまりにも困難で費用が高いからである。在来型貯留層からの流体に加えて水和物貯留層からの流体を同時に生産及び処理する場合、生産される流体を処理するのに別々の生産設備を使用した場合よりも、炭化水素生産システム２０及び１２０の炭化水素及び水の分離並びに処理能力は、プロジェクトの期間にわたってより均一に又は完全に利用される。

ＩＩＩ．水和物及び在来型炭化水素貯留層の複合生産システムの開発：
上記のシステム２０及び１２０のそれぞれは、水和物及び在来型炭化水素貯留層の両方を含む。これらの貯留層からの生産物は同時に生産され、次いで同じ生産設備を用いて処理される。この共同生産は、在来型炭化水素及び水和物貯留層からの２つの生産プロファイルを組み合わせる効果を有する。

炭化水素生産システムは、いくつかの方法で開発できる。まず１つ又は複数の在来型貯留層及び生産設備を含むシステムを開発してもよい。その後、１つ又は複数の近くにある水和物貯留層を開発し、在来型貯留層から生産される流体混合物を処理するために既に設置されている生産設備に生産をまとめてもよい。貯留層又は産出地開発（ｆｉｅｌｄ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ）のこの特定の方法は、在来型貯留層及び生産設備が既に完成している、すなわち利用されなくなった商業設備（ｂｒｏｗｎｆｉｅｌｄ）の開発の場合に、１つ又は複数の水和物貯留層からの炭化水素生産を未開発地の追加として付加するという利点をもたらす。

在来型炭化水素貯留層及び天然ガス水和物貯留層を開発する別の方法は、全体として貯留層を同時に合わせて開発することである。必要な坑井を掘削し、およそ同時に完成させる。この開発スキームがもたらす利点は、同じサイズの設備が両方のタイプの貯留層からの生産を開始時から行うことができ、最大の純現在価値の利益をもたらすことである。最も望ましくない形態は、当技術分野の現在の状況、すなわち在来型及び水和物の産出地に対する別々の設備であろう。

炭化水素生産システムにおいて在来型及び水和物貯留層から共同生産するというこの組み合わせの経済的利益は、以下の根拠の少なくともいくつかに基づいている。

１．所与のサイズの生産設備を、２つではなく１つだけ建設する必要がある。

２．水和物貯留層（単数又は複数）からの増加する炭化水素生産が、在来型炭化水素貯留層からの減少する炭化水素生産を補うので、炭化水素生産装置を炭化水素生産システムの使用期間にわたってより完全に利用できる。

３．在来型炭化水素貯留層からの増加する水の生産が、水和物又は水和物貯留層からの減少する水の生産によって部分的に相殺されるので、水の分離及び処理装置が炭化水素生産システムの使用期間にわたってより完全に利用されることになる。

４．生産設備を満たす２つの独立した炭化水素源、すなわち在来型炭化水素及び水和物貯留層が今や存在するため、プロジェクトのリスクも著しく低減される。

前述の明細書において、本発明はその特定の好ましい実施形態に関して記載されており、例示の目的のために多くの詳細が示されているが、本発明は修正が可能であり、本明細書において記載される特定の他の詳細は本発明の基本原理から逸脱せずに大幅に変わってもよいことが、当業者には明らかであろう。

Claims (17)

1. 複数の炭化水素含有貯留層から炭化水素を生産する方法であって、
   水と、油及び天然ガスのうちの少なくとも１つを含む炭化水素との第１の混合物を、少なくとも１つの在来型炭化水素貯留層から生産し、水及び炭化水素の第１の混合物を処理するために、水分離装置を含む生産設備へ第１の混合物を輸送すること、
   同時に、水及び天然ガスの第２の混合物を、少なくとも１つの天然ガス水和物貯留層から生産し、水及び天然ガスの第２の混合物を処理するために、第２の混合物を、上記と同一の生産設備へ輸送すること、並びに
   第１及び第２の混合物から少なくとも部分的に水及び炭化水素を分離するために、上記と同一の生産設備を利用して第１及び第２の混合物を処理すること
   を含む上記方法。
2. 第１及び第２の混合物が、生産設備を利用して油、天然ガス、及び水に分離される、請求項１に記載の方法。
3. 上記の少なくとも１つの天然ガス水和物貯留層が、海底の下に置かれている、請求項１に記載の方法。
4. 上記の少なくとも１つの天然ガス水和物貯留層が、永久凍土の下に置かれている、請求項１に記載の方法。
5. 天然ガス水和物貯留層を減圧し、天然ガス水和物貯留層から天然ガス及び水を放出させることによって第２の混合物を生産する、請求項１に記載の方法。
6. 第１の混合物の水の含量が時間と共に増加し、一方で第２の混合物の水の含量が時間と共に減少する、請求項１に記載の方法。
7. 第１の混合物における水の生産速度が時間と共に増加し、一方で第２の混合物における水の生産速度が、最大の水の生産速度に到達した後に減少する、請求項１に記載の方法。
8. 水と、油及び天然ガスのうちの少なくとも１つを含む炭化水素とを含有する第１の在来型炭化水素貯留層、
   天然ガス水和物を含有する第２の天然ガス水和物貯留層、並びに
   第１の在来型炭化水素貯留層及び第２の天然ガス水和物貯留層と流体連結している、水分離装置を含む生産設備
   を含み、この生産設備が、第１の在来型炭化水素及び第２の天然ガス水和物貯留層から同時に生産される炭化水素及び水を分離することができる、炭化水素生産システム。
9. 第１の在来型炭化水素貯留層及び第２の天然ガス水和物貯留層が、海底の下に置かれている、請求項８に記載の炭化水素生産システム。
10. 第１の在来型炭化水素貯留層及び第２の天然ガス水和物貯留層が、永久凍土の下に置かれている、請求項８に記載の炭化水素生産システム。
11. 炭化水素含有貯留層からの炭化水素生産を開発する方法であって、
    水と、油及び天然ガスのうちの少なくとも１つを含む炭化水素とを含有する第１の在来型炭化水素貯留層を開発すること、
    天然ガス水和物を含有する第２の天然ガス水和物貯留層を開発すること、
    水分離装置を含む生産設備を建設すること、並びに
    第１の在来型炭化水素貯留層及び第２の天然ガス水和物貯留層を、この生産設備と流体連結させること
    を含み、この方法によって、第１の在来型炭化水素貯留層からの炭化水素及び水の第１の混合物、並びに、同時に第２の天然ガス水和物貯留層から生産される天然ガス及び水の第２の混合物を、生産設備によって、水、並びにガス及び油のうちの少なくとも１つに分離できる上記方法。
12. 第１の在来型炭化水素貯留層が最初に開発され、炭化水素及び水の第１の混合物が所定の期間生産設備によって炭化水素及び水に分離され、
    続いて、第２の天然ガス水和物貯留層が、第１の在来型炭化水素貯留層の開発後に開発される、
    請求項１１に記載の方法。
13. 第１の在来型炭化水素貯留層及び第２の天然ガス水和物貯留層が、同時に開発される、請求項１１に記載の方法。
14. 第１の在来型炭化水素貯留層から生産される第１の混合物の水の含量が、第１の在来型炭化水素貯留層の生産期間にわたって増加する、請求項１１に記載の方法。
15. 第２の混合物の水の含量が、第１の混合物の水の含量と比較して時間と共に減少する、請求項１１に記載の方法。
16. 炭化水素を含有する複数の貯留層からの炭化水素生産を組み合わせて開発する方法であって、
    ａ）水と、油及び天然ガスのうちの少なくとも１つを含む炭化水素とを含有する第１の在来型炭化水素貯留層を開発すること、
    ｂ）同時に、天然ガス水和物を含有する第２の天然ガス水和物貯留層を開発すること、
    ｃ）水と、油及び天然ガスのうちの少なくとも１つを含む炭化水素との第１の混合物を、第１の在来型炭化水素貯留層から生産し、この第１の混合物を生産設備へ輸送すること、
    ｄ）同時に、水及び天然ガスの第２の混合物を、第２の天然ガス水和物貯留層から生産し、この第２の混合物を、上記と同一の生産設備へ輸送すること、並びに
    ｅ）上記と同一の生産設備を利用して第１及び第２の混合物を処理して、水を分離し、天然ガス及び油のうちの少なくとも１つを生産すること
    を含み、
    時間と共に第１の在来型炭化水素貯留層の水の含量が増大する一方で炭化水素が減少し、時間と共に第２の天然ガス水和物貯留層の水の含量が減少する一方で天然ガスが増大する上記方法。
17. 水を分離すること、並びに、天然ガス及び油のうちの少なくとも１つを生産することは、第１の在来型炭化水素貯留層及び第２の天然ガス水和物貯留層からの同時生産の間に継続的に行われる、請求項１６に記載の方法。

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