JP6327730B2 - 水溶性天然ガスの採掘方法 - Google Patents
水溶性天然ガスの採掘方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP6327730B2 JP6327730B2 JP2016566362A JP2016566362A JP6327730B2 JP 6327730 B2 JP6327730 B2 JP 6327730B2 JP 2016566362 A JP2016566362 A JP 2016566362A JP 2016566362 A JP2016566362 A JP 2016566362A JP 6327730 B2 JP6327730 B2 JP 6327730B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- gas
- water
- layer
- methane
- mudstone
- 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
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 418
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 41
- 238000005065 mining Methods 0.000 title claims description 38
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 230
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 180
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 90
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 88
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 62
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 62
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 62
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 59
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 55
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 24
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 17
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 16
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 16
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 13
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 6
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 5
- 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 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 4
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 3
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 241000203069 Archaea Species 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- LFYJSSARVMHQJB-QIXNEVBVSA-N bakuchiol Chemical compound CC(C)=CCC[C@@](C)(C=C)\C=C\C1=CC=C(O)C=C1 LFYJSSARVMHQJB-QIXNEVBVSA-N 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000009291 secondary effect Effects 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- -1 sodium chloride Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/2605—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures using gas or liquefied gas
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Description
本願は、2014年12月22日に日本に出願された特願2014−259427号に対して優先権を主張し、その内容をここに援用する。
鹹水を採取するにあたっては、水中ポンプの作用に加えて、帯水層である砂岩層に、生産井とは別に設けた圧入井を通じて炭酸ガス(CO2)又は炭酸ガス溶解水を圧入して砂岩層に含まれる鹹水を加圧し、生産井を通じて砂岩層から水溶性天然ガスを含む地層水を汲み上げる方法が提案されている(例えば、特許文献1及び非特許文献2を参照)。
ちなみにこの地域で採取される鹹水には通常の海水の約2000倍という高濃度のヨウ素が含まれており、商業的に開発されて国内のヨウ素生産量の約80%を占めている。
一方、南関東ガス田の一部地域では、飽和ガス水比を超えたメタンガスが生産されており、このことから泥岩層内の遊離ガスが砂岩層内に流動するのではないかという、いわゆる泥岩説が唱えられている。この泥岩説を検証する実験研究の結果、生産ガス水比が大きくなる挙動は泥岩から遊離メタンガスが供給されることによって生じていると考察されている(非特許文献3)。
このように泥岩層内に存在するメタンは、鉱物粒子への吸着量及び空隙を満たす水への溶解量が飽和状態になると、砂岩層に移動して鹹水に溶解すると考えられる。
本発明は上記の事情を考慮してなされたものであり、水溶性天然ガス田において、砂岩層からだけでなく、泥岩層に含まれるメタンガスの採掘を可能にする水溶性天然ガスの採掘方法を提供することを目的とする。
また、泥岩層に圧入すべきガスとして炭酸ガスを採用し、炭酸ガスの地下還元を行うことで地球温暖化の阻止抑制を図ることができる。
本発明の水溶性天然ガスの採掘方法の第一の実施の形態について、図1から図3を参照して説明する。
本発明の第一の実施形態による水溶性天然ガス田を図1に示す。同ガス田の地下には、砂岩層1と泥岩層2a,2b(2)とが交互に隣り合って存在する層(砂泥互層)が形成されている。帯水層である砂岩層1内の空隙には、メタンガスが溶け込んだ地層水が含まれている。泥岩層2には砂岩と同程度の空隙が存在し、その空隙にもメタンガスが溶け込んだ地層水が含まれている。また、泥岩層2には多様な鉱物粒子が含まれており、それら鉱物粒子の周囲には多量のメタン分子が吸着されている。上述したように、泥岩層2には、砂岩層1内に存在する量を上回るほどのメタンガスが存在すると推測される。
炭酸ガス供給装置13はコンプレッサを含み、炭酸ガスの供給源16から供給される炭酸ガスを、同コンプレッサを使って100気圧若しくはそれ以上に圧縮し、ケーシング11を通じて砂岩層1に圧入する。ケーシング11の管壁には、砂岩層1の深度レベルに穿孔11aが形成されており、炭酸ガスは穿孔11aを介して砂岩層1に供給される。
また、炭酸ガスは、砂岩層1の深度レベルに供給される状態では気相ではなく液相、若しくは超臨界の状態に変化する。つまり、地下に供給されたCO2は気相とは限らず、液相又は超臨界相を含むと考えられる。この点は地中のメタンについても同様であるが、下記の説明では便宜上「炭酸ガス」、「メタンガス」と表現する。
まず、バルブ12を炭酸ガス供給装置13に切り替え、圧入井10のケーシング11に形成された穿孔11aを通じて砂岩層1に炭酸ガスを圧入する。所定量の炭酸ガスを砂岩層1に圧入したら、バルブ12を塩水供給装置14に切り替え、同様にケーシング11の穿孔11aを通じて砂岩層1に塩水Wを圧入する。これにより、砂岩層1内には当初から砂岩層1内に存在していた地層水W0と、圧入された塩水Wとの間に、塩水Wに先んじて砂岩層1に圧入された炭酸ガスのセルC1が画成される。
また、泥岩層2a,2b内の地層水に溶解した炭酸ガスの分子は、泥岩層2a,2bに含まれる鉱物粒子Pに吸着されたメタンガスの分子と置換する。炭酸ガス分子との置換によって鉱物粒子Pから遊離したメタンガスの分子は、泥岩層2a,2bからセルC1に移動する。
さらに、上記のように地層水に溶解していたメタンガス、及び鉱物粒子Pから遊離したメタンガスに限らず、泥岩層2a,2b内に様々な状態で存在しているメタンガスも炭酸ガスと置換し、泥岩層2a,2bからセルC1に移動する。
炭酸ガスとの置換により泥岩層2a,2bからセルC1にメタンガスが移動することで、セルC1内のガス相はメタンの濃度を増す。その一方で、炭酸ガスが泥岩層2a,2bに含まれる地層水に溶解することで、セルC1内のガス相は炭酸ガスの濃度を低下させるので、セルC1内のガス相では相対的にメタンの濃縮が増加する。
なお、本実験におけるメタン脱着率とは、純メタンの乾燥泥岩への吸着量に対する脱着量の比である。メタン脱着率は、そのままメタンの回収率に置き換えることができる。例えば、メタン20mol%、炭酸ガス80mol%の混合ガスと泥岩とが接触した場合のメタンの最終的な回収率は約60%である。
また、副次的な効果として、化石燃料を消費した結果として大気中に排出され、地球温暖化の原因のひとつとされる炭酸ガス(二酸化炭素)を地下に還元することで、地球温暖化の阻止抑制を図ることができる。
次に、本発明の水溶性天然ガスの採掘方法の第二の実施の形態について、図4を参照して説明する。
本発明の第二の実施形態においては、図4に示すように、泥岩層2aに、層の広がる方向に割れ目40を生じさせる(fracturing)。その割れ目40に、圧入井10のケーシング11を通じて炭酸ガスを圧入すると、割れ目40と泥岩層2aとの間では、上記第一の実施形態と同様に炭酸ガスとメタンとの置換が起こる。すなわち、割れ目40に供給された高圧の炭酸ガスは泥岩層2aに含まれる地層水に溶解し、その炭酸ガスの分子は、ヘンリーの分圧の法則に従って当初から泥岩層2aの地層水に溶解していたメタンガス(CH4)の分子と置換する。炭酸ガス分子との置換によって地層水から分離したメタンガスの分子は、泥岩層2aから割れ目40の空隙に移動する。
また、泥岩層2a内の地層水に溶解した炭酸ガスの分子は、泥岩層2aに含まれる鉱物粒子Pに吸着されたメタンガスの分子と置換する。炭酸ガス分子との置換によって鉱物粒子Pから遊離したメタンガスの分子も、泥岩層2aから割れ目40の空隙に移動する。
炭酸ガスとの置換により泥岩層2aから割れ目40の空隙にメタンガスが移動することで、割れ目40内のガス相はメタンの濃度を増す。その一方で、炭酸ガスが泥岩層2aに含まれる地層水に溶解することで、割れ目40内のガス相は炭酸ガスの濃度を低下させるので、割れ目40内のガス相では相対的にメタンの濃縮が増加する。
また、割れ目40内のガスが流動して砂岩層1を掃攻すると、その進展は方向性をもちにくく全方向的に拡散することも予想される。したがってそのような場合を考慮して圧入井10を囲むように複数の生産井20を掘削し、それぞれの生産井20において天然ガスの採掘を行ってもよい。
次に、本発明の水溶性天然ガスの採掘方法の第三の実施の形態について、図5を参照して説明する。
本発明の第三の実施形態においては、圧入井が生産井としても使用されるため、図5に示すように、水溶性天然ガス田には圧入井110のみが掘削され、生産井は掘削されていない。圧入井110は上層の泥岩層2aに達する深さに掘削され、砂岩層1には達していない。圧入井110が生産井を兼ねるため、分離装置23は圧入井110に接続されている。
また、圧入井が生産井を兼ねるので、比較的小規模の天然ガス田に好適に用いることができる。
次に、本発明の水溶性天然ガスの採掘方法の第四の実施の形態について、図6を参照して説明する。
本発明の第四の実施形態においては、図6に示すように、泥岩層2aに達する縦坑の下端に水平坑を掘削して圧入井210とする。水平坑に挿通されるケーシング41には、多数の穿孔41aが形成されている。炭酸ガスを、圧入井210のケーシング41の穿孔41aを通じて泥岩層2aに圧入すると、炭酸ガスは泥岩層2aを介して砂岩層1に供給される。
なお、本実施形態では水平坑を上層の泥岩層2aにのみ掘削しているが、下層の泥岩層2bに掘削してもよいし、両方に掘削してもよい。
また、泥岩層2a内の地層水に溶解した炭酸ガスの分子は、泥岩層2aに含まれる鉱物粒子Pに吸着されたメタンガスの分子と置換し、鉱物粒子Pから遊離する。
炭酸ガスの圧入により、泥岩層2a内のガス圧力は砂岩層1内のガス圧力よりも高くなる。そのため、炭酸ガスと置換して自由な状態となったメタンガスは、泥岩層2aと砂岩層1との圧力差により泥岩層2aから砂岩層1に移動する。
また、鉱物粒子Pから遊離したメタンガスの分子も、泥岩層2aと砂岩層1との圧力差により泥岩層2aから砂岩層1に移動する。
さらに、上記のように地層水に溶解していたメタンガス、及び鉱物粒子Pから遊離したメタンガスに限らず、泥岩層2a内に様々な状態で存在しているメタンガスも、泥岩層2aと砂岩層1との圧力差により泥岩層2aから砂岩層1に移動する。
本発明によれば、水溶性天然ガス田における天然ガスの可採埋蔵量を増やすことができ、地下資源を有効に活用することができる。
2a,2b(2) 泥岩層、
10 圧入井、
11 ケーシング、
11a 穿孔、
12 バルブ、
13 炭酸ガス供給装置、
14 塩水供給装置、
16 炭酸ガス供給源、
20 生産井、
21 ケーシング、
22 バルブ、
23 分離装置、
30 天然ガス生産プラント、
31 地層水回収池、
40 割れ目、
41 ケーシング、
41a 穿孔、
110 圧入井、
111 ケーシング、
210 圧入井
C1〜Cn セル、
P 鉱物粒子、
W0 地層水、
W 塩水
Claims (7)
- 砂岩層と泥岩層とが上下に隣り合って存在する地層構造を有するガス田からの水溶性天然ガスの採掘方法であって、
前記ガス田に掘削された圧入井を通じて前記ガス田にガスを圧入することにより、前記泥岩層中のメタンを前記ガスと置換する工程と、
前記ガスと置換された前記メタンを、前記ガス田に掘削された生産井を通じて採取する工程と、
前記ガスの圧入に続き、前記圧入井を通じて前記砂岩層に水を圧入する工程とを備え、
前記ガスは前記圧入井から前記砂岩層に圧入され、
前記砂岩層内の地層水と、前記砂岩層に圧入された前記水との間に、前記水に先んじて圧入された前記ガスのセルが画成され、
前記砂岩層に対する前記水の加圧を維持することにより、前記セルが前記圧入井から前記生産井に向けて移動し、
前記セルの移動の過程で、前記泥岩層中のメタンが前記セル内の前記ガスと置換され、
前記セル内のガス相に移動した前記メタンが、前記地層水と共に前記生産井を通じて採取される水溶性天然ガスの採掘方法。 - 前記砂岩層への前記ガスの圧入及び前記水の圧入が交互に行なわれることにより、前記砂岩層内に複数の前記セルが画成され、
前記砂岩層に対する前記ガス又は前記水の加圧を維持することにより、複数の前記セルが前記圧入井から前記生産井に向けて移動する、請求項1に記載の水溶性天然ガスの採掘方法。 - 前記砂岩層に圧入すべき水は塩分を含む請求項1又は2に記載の水溶性天然ガスの採掘方法。
- 砂岩層と泥岩層とが上下に隣り合って存在する地層構造を有するガス田からの水溶性天然ガスの採掘方法であって、
前記泥岩層に、該泥岩層の広がる方向に向けて、前記ガス田に掘削された圧入井から水平坑を掘削する工程と、
前記圧入井及び水平坑を通じて前記泥岩層にガスを圧入することにより、前記泥岩層中のメタンを前記ガスと置換する工程と、
前記ガスと置換された前記メタンを、前記ガス田に掘削された生産井を通じて採取する工程とを備え、
前記水平坑に前記ガスが圧入され、前記泥岩層中のメタンが、前記水平坑に圧入された前記ガスと置換され、
前記ガスと置換された前記メタンが前記砂岩層に移動し、前記生産井を通じて採取される水溶性天然ガスの採掘方法。 - 前記泥岩層に割れ目を生じさせる工程をさらに備え、前記ガスを前記圧入井から前記割れ目に圧入する請求項4に記載の水溶性天然ガスの採掘方法。
- 前記圧入井を前記生産井として使用する請求項5に記載の水溶性天然ガスの採掘方法。
- 前記ガスは炭酸ガスを含む請求項1から6のいずれか一項に記載の水溶性天然ガスの採掘方法。
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2014259427 | 2014-12-22 | ||
JP2014259427 | 2014-12-22 | ||
PCT/JP2015/085714 WO2016104448A1 (ja) | 2014-12-22 | 2015-12-21 | 水溶性天然ガスの採掘方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPWO2016104448A1 JPWO2016104448A1 (ja) | 2017-08-17 |
JP6327730B2 true JP6327730B2 (ja) | 2018-05-23 |
Family
ID=56150466
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2016566362A Expired - Fee Related JP6327730B2 (ja) | 2014-12-22 | 2015-12-21 | 水溶性天然ガスの採掘方法 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6327730B2 (ja) |
WO (1) | WO2016104448A1 (ja) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO340973B1 (en) | 2015-12-22 | 2017-07-31 | Aker Solutions As | Subsea methane hydrate production |
JP6614285B1 (ja) * | 2018-07-13 | 2019-12-04 | 横河電機株式会社 | 採取する天然資源の状態を推測するための装置、方法およびプログラム |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2732778C (en) * | 2008-08-14 | 2015-10-13 | Hiromichi Kameyama | Storing device for stored substance and method for storing stored substance |
US20130211807A1 (en) * | 2010-10-27 | 2013-08-15 | Elizabeth Land Templeton-Barrett | Method and System for Fracturing a Formation |
US9869167B2 (en) * | 2012-11-12 | 2018-01-16 | Terracoh Inc. | Carbon dioxide-based geothermal energy generation systems and methods related thereto |
-
2015
- 2015-12-21 WO PCT/JP2015/085714 patent/WO2016104448A1/ja active Application Filing
- 2015-12-21 JP JP2016566362A patent/JP6327730B2/ja not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JPWO2016104448A1 (ja) | 2017-08-17 |
WO2016104448A1 (ja) | 2016-06-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2109584B1 (en) | Method for reducing the emission of green house gases into the atmosphere | |
Shakiba et al. | Investigation of oil recovery and CO2 storage during secondary and tertiary injection of carbonated water in an Iranian carbonate oil reservoir | |
CN102817603B (zh) | 一种连通地面与地下开采煤层气的方法 | |
JP3908780B1 (ja) | 二酸化炭素溶解水による水溶性天然ガスの回収方法 | |
CN106677745A (zh) | 一种天然气水合物降压开采和co2埋存结合的工艺方法 | |
RU2656282C2 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
Hanushevych et al. | Coalbed methane: places of origin, perspectives of extraction, alternative methods of transportation with the use of gas hydrate and nanotechnologies | |
RU2011148494A (ru) | Способ добычи природного газа из газогидратных залежей и устройство для его осуществления | |
JP6327730B2 (ja) | 水溶性天然ガスの採掘方法 | |
AU2011372318B2 (en) | A method for storing carbon dioxide compositions in subterranean geological formations and an arrangement for use in such methods | |
RU2293819C1 (ru) | Способ восстановления гидрологических режимов горнодобывающих предприятий | |
Alam et al. | Dual benefits of enhanced oil recovery and CO2 sequestration: the impact of CO2 injection approach on oil recovery | |
RU2511329C1 (ru) | Способ воздействия на угольный пласт | |
RU2514339C1 (ru) | Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа | |
EP2735697A1 (en) | Method and system for inhibiting contact of a corrosive displacement gas with corrosion prone natural gas production facilities | |
JP5133785B2 (ja) | 天然ガスの地上湧出抑制システム | |
Peng et al. | New insights into the beneficial use of coalbed-associated water: A feasibility study of co-produced water reinjection to coalbeds | |
RU2393344C1 (ru) | Способ захоронения техногенного диоксида углерода дымовых газов | |
DK179488B1 (en) | Process for extracting oil | |
RU2539074C1 (ru) | Способ предотвращения геодинамических явлений при подземной разработке газоносного угольного пласта | |
US20230203918A1 (en) | Oil recovery method integrated with the capture, utilization and storage of co2 through a cavern in saline rock | |
BR102021026298A2 (pt) | Método de recuperação de petróleo integrado com a captura, o uso e o armazenamento de co2 por meio de caverna em rocha salina | |
Kim et al. | Application of a dual tubing CO2 injection-water production system using a horizontal well for improving CO2 storage capacity: A case study in Pohang basin, offshore South Korea | |
CN112901271A (zh) | 中生代地层构建地下储水空间的方法 | |
Akinnikawe et al. | Geologic Model and Fluid Flow Simulation of Woodbine Aquifer CO2 Sequestration |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20170501 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20180116 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20180316 |
|
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: 20180327 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20180413 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6327730 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |