JP6635528B2 - Hydraulic fracturing method and hydraulic fracturing system in gas hydrate layer - Google Patents
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Description
本発明は、ガスハイドレート層に圧力流体を供給してガスハイドレート層の一部を破砕するガスハイドレート層における水圧破砕方法と水圧破砕システムに関するものである。 TECHNICAL FIELD The present invention relates to a hydraulic crushing method and a hydraulic crushing system in a gas hydrate layer for supplying a pressure fluid to the gas hydrate layer and crushing a part of the gas hydrate layer.
ガスハイドレート層（自然界では主にメタンハイドレートを含む層であるが、ブタンハイドレートなどのその他の天然ガスを含む層を包含する）は、水分子からなる格子内にガス分子が包接された低温高圧条件下で安定な固体結晶である。低温高圧条件を満たす永久凍土下や海底下においてガスハイドレートの存在が確認されており、メタン分子など天然ガス成分を主成分とするガスハイドレートは、石油や石炭に代わる非在来型エネルギー資源として研究・開発が鋭意進められている。 A gas hydrate layer (a layer mainly containing methane hydrate in nature, but containing other natural gas such as butane hydrate) is a layer in which gas molecules are included in a lattice of water molecules. It is a solid crystal that is stable under low temperature and high pressure conditions. The existence of gas hydrate has been confirmed under permafrost or the seabed that satisfies low-temperature and high-pressure conditions, and gas hydrate mainly composed of natural gas components such as methane molecules is an unconventional energy resource that replaces oil and coal. Research and development are being actively pursued.
ガスハイドレートを胚胎する地層（ガスハイドレート層）から資源としてガスを生産する手法として、減圧法が提案されている。この減圧法では、坑井をガスハイドレート層まで掘削して導通させ、坑井内に流入した水をポンプでくみ上げることでガスハイドレート層を減圧する。減圧されたガスハイドレートは分解し、発生したガスと水が坑井に向かって流動するため、坑井を通してガスを生産することが可能になる。 A decompression method has been proposed as a method for producing gas as a resource from a stratum in which gas hydrate is created (gas hydrate layer). In this depressurization method, a well is excavated to a gas hydrate layer to conduct electricity, and water flowing into the well is pumped up to depressurize the gas hydrate layer. The decompressed gas hydrate is decomposed, and the generated gas and water flow toward the well, so that gas can be produced through the well.
この減圧法を適用するには、非特許文献１に記載があるように、ガスと水が流動できるだけの浸透性をガスハイドレート層が有していなくてはならない。仮にガスハイドレート層の浸透性が低い場合は、浸透性を向上させる手法を併用することが求められる。 In order to apply this depressurization method, as described in Non-Patent Document 1, the gas hydrate layer must have permeability that allows gas and water to flow. If the permeability of the gas hydrate layer is low, it is required to use a technique for improving the permeability in combination.
一方、近年活発化しているシェールガスやシェールオイルの開発では、浸透性の低いシェール層に高圧水等の圧力流体を注入してシェール層を破砕する（水圧破砕）ことにより、浸透性を向上させてシェールガスやシェールオイルの流動を可能にしている。 On the other hand, in the development of shale gas and shale oil, which has been active in recent years, the permeability is improved by injecting a pressure fluid such as high-pressure water into the shale layer with low permeability to break the shale layer (hydraulic crushing) This allows the flow of shale gas and shale oil.
この水圧破砕では、地層に形成した人工的な亀裂（フラクチャー）が閉塞するのを防止するべく、プロパントとよばれる支持材を圧力流体とともに注入する。このプロパントとしては、砂やセラミックなどの原料が粒状に加工されたものが一般に用いられている。 In this hydraulic fracturing, a support material called proppant is injected together with a pressure fluid in order to prevent an artificial crack (fracture) formed in the stratum from being closed. As this proppant, a material obtained by processing a raw material such as sand or ceramic into granules is generally used.
また、注入する圧力流体には、プロパントを亀裂内に十分に行きわたらせる効果を持たせるため、水にポリマーや油等の添加物を加えることで粘性を上げたものが用いられる。 As the pressure fluid to be injected, a fluid whose viscosity is increased by adding an additive such as a polymer or oil to water is used in order to have an effect of sufficiently dispersing proppant in the crack.
上記するガスハイドレート層においても、浸透性を向上させる手法としてこの水圧破砕の適用が検討されている。 Also in the gas hydrate layer described above, application of the hydraulic crushing as a technique for improving permeability is being studied.
従来の水圧破砕は、浸透性の低い固結した岩体への適用を想定して開発されたものである。そして、近年は、シルトなどの細粒成分が閉塞してできた坑井周辺の低浸透率部へ流路を作成することを目的に、未固結の堆積層にも適用されるようになってきた。しかし、未固結の堆積層は、従来の水圧破砕が対象としてきた岩体に比べ、一般的に浸透率が大きく、また、粒子間の結合力が弱いという特徴を有している。 Conventional hydraulic fracturing was developed for application to consolidated rocks with low permeability. In recent years, it has also been applied to unconsolidated sedimentary layers in order to create a flow path to a low permeability area around a well formed by blocking fine-grained components such as silt. Have been. However, unconsolidated sedimentary layers generally have a higher permeability and a weaker bond between particles than rock bodies that have been subjected to conventional hydraulic fracturing.
ガスハイドレート層は、永久凍土下や海底浅層の未固結堆積層に存在することが知られている。ガスハイドレート層の浸透率や粒子間の結合力は、従来の水圧破砕が対象としてきた岩体とは大きく異なっており、従来の水圧破砕の技術をそのままガスハイドレート層に適用することは困難である。 It is known that a gas hydrate layer exists in an unconsolidated sedimentary layer under permafrost or a shallow seabed. The permeability of the gas hydrate layer and the bonding force between the particles are significantly different from those of rock masses that have been targeted for conventional hydraulic fracturing, and it is difficult to apply the conventional hydraulic fracturing technology to the gas hydrate layer as it is. It is.
ここで、特許文献１には、CaCl2、またはCaBr2、またはそれらの混合物の過飽和の温水をガスハイドレート層に注入し、人工的に亀裂を形成させる手法が記載されている。Here, Patent Literature 1 describes a method in which supersaturated warm water of CaCl 2 , CaBr 2 , or a mixture thereof is injected into a gas hydrate layer to artificially form a crack.
また、特許文献２には、質量比で10%〜75%のアルカリ金属のギ酸塩、または酢酸塩、またはそれらの混合物からなる水溶液を、ガスハイドレート層に注入し、人工的に亀裂を形成させる手法が記載されている。 Also, in Patent Document 2, an aqueous solution consisting of an alkali metal formate or acetate in a mass ratio of 10% to 75% or a mixture thereof is injected into a gas hydrate layer to artificially form a crack. A method for causing the error is described.
また、特許文献３には、液化ガスを注入することでガスハイドレート層に亀裂のネットワークを形成させ、その後に熱を与えることでガスハイドレートを分解しガスを回収する手法が記載されている。 Patent Literature 3 discloses a method in which a liquefied gas is injected to form a network of cracks in a gas hydrate layer, and then heat is applied to decompose the gas hydrate and recover the gas. .
また、特許文献４には、ガスハイドレート層に水平方向の亀裂を形成させ、導電性のプロパントを亀裂内に充填して通電することにより、ガスハイドレートからガスを取り出すための熱を生成させる手法が記載されている。 Further, Patent Document 4 discloses that a gas crack is formed in a gas hydrate layer in a horizontal direction, a conductive proppant is filled in the crack, and electricity is supplied to generate heat for extracting gas from the gas hydrate. The method is described.
従来の水圧破砕では、ガスハイドレート層内に形成した亀裂を支持（保持）するべく、添加物を加えて粘性調整がおこなわれた圧力流体を用いてプロパントを注入する必要があった。しかしながら、添加物には環境に負荷を与えるものがあること、また、添加物とプロパントを扱うための機器の設置が必要になり、当該機器の設置に手間がかかることや、添加物とプロパントを扱うための工程が増えて工期が長期化する等、従来の水圧破砕には環境面での課題や経済的な課題があった。 In the conventional hydraulic crushing, proppant needs to be injected using a pressure fluid whose viscosity has been adjusted by adding an additive in order to support (hold) a crack formed in the gas hydrate layer. However, there are some additives that affect the environment, and it is necessary to install equipment to handle the additives and proppant, and it takes time to install the equipment. Conventional hydraulic fracturing has environmental and economical issues, such as an increase in the number of processes for handling and a longer construction period.
上記する各特許文献のうち、特許文献１及び特許文献２に記載の技術では注入する流体に添加物を加えており、また、特許文献３では注入する流体に液化ガスを用いていることから、上記の課題を内包している。 Among the above-mentioned patent documents, the techniques described in Patent Documents 1 and 2 add additives to the fluid to be injected, and Patent Document 3 uses a liquefied gas as the fluid to be injected. Includes the above issues.
また、特許文献４に記載の技術ではプロパントを用いており、特許文献１〜３と同様に上記の課題を内包している。 Further, the technique described in Patent Document 4 uses proppant, and includes the above-described problem as in Patent Documents 1 to 3.
このように、ガスハイドレート層内に形成した亀裂を支持（保持）するためにはプロパントを用いる必要があると従来は考えられており、プロパントを用いないでガスハイドレート層に形成した亀裂を保持する発想は一切ない。 As described above, it has conventionally been considered that proppant must be used to support (hold) a crack formed in the gas hydrate layer, and the crack formed in the gas hydrate layer without using proppant is considered to be necessary. There is no idea to keep.
本発明は上記する問題に鑑みてなされたものであり、添加物を含まない圧力流体を用いてガスハイドレート層に亀裂を形成するとともに、プロパントを注入することなくガスハイドレート層の良好な浸透性を維持することを可能とし、もって、環境面での課題や経済的な課題を回避しながらガスハイドレート層を水圧破砕することのできる、ガスハイドレート層における水圧破砕方法と水圧破砕システムを提供することを目的としている。 The present invention has been made in view of the above-described problem, and forms a crack in a gas hydrate layer using a pressure fluid containing no additive, and achieves good penetration of the gas hydrate layer without injecting proppant. And a hydraulic fracturing method for the gas hydrate layer, which enables the hydraulic fracturing of the gas hydrate layer while avoiding environmental and economical issues. It is intended to provide.
前記目的を達成すべく、本発明によるガスハイドレート層における水圧破砕方法は、ガスハイドレート層のうち、亀裂を形成したい所定深度まで延びて圧力流体の流通する配管を地盤内に施工し、前記所定深度における最小応力がP0(MPa)であり、前記配管の内部耐圧力がP1(MPa)の場合に、前記圧力流体の圧力P(MPa)が(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整された該圧力流体を前記ガスハイドレート層の前記所定深度に注入し、該所定深度にて亀裂を形成するものである。 In order to achieve the above object, the method for hydraulic crushing in a gas hydrate layer according to the present invention includes, among the gas hydrate layers, a pipe that extends to a predetermined depth at which a crack is to be formed and through which a pressure fluid flows, is installed in the ground, When the minimum stress at a predetermined depth is P0 (MPa) and the internal withstand pressure of the pipe is P1 (MPa), the pressure P (MPa) of the pressure fluid is (2.9 + P0) (MPa) ≤ P (MPa). The pressure fluid adjusted to the range of <P1 (MPa) is injected into the gas hydrate layer at the predetermined depth, and a crack is formed at the predetermined depth.
本発明の水圧破砕方法は、ガスハイドレート層のうち、亀裂を形成したい所定深度における最小応力がP0(MPa)、配管の内部耐圧力がP1(MPa)の場合に、圧力P(MPa)が(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整された圧力流体を注入することにより、形成された亀裂を保持するためのプロパントも該プロパントを行きわたらせるための添加物も含まない圧力流体を用いた場合でも、亀裂を十分に保持することができ、ガスハイドレート層内の有効浸透率を格段に向上させることを可能とした方法である。 The hydraulic fracturing method of the present invention, the gas hydrate layer, the minimum stress at a predetermined depth at which a crack is desired to be formed is P0 (MPa), when the internal withstand pressure of the pipe is P1 (MPa), the pressure P (MPa) By injecting a pressure fluid adjusted to the range of (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa) <P1 (MPa), a proppant for holding a crack formed is also used for spreading the proppant. Even if a pressure fluid containing no additive is used, cracks can be sufficiently maintained and the effective permeability in the gas hydrate layer can be significantly improved.
上記する圧力流体の圧力範囲のうち、下限値の(2.9＋P0)(MPa)は本発明者等による検証実験によって特定されたものである。 The lower limit (2.9 + P0) (MPa) of the pressure range of the above-mentioned pressure fluid is specified by a verification experiment by the present inventors.
このように、上記数値範囲の圧力を有する圧力流体をガスハイドレート層に適用することで形成された亀裂を良好に保持できる理由は、メタンハイドレート等のガスハイドレート特有の地盤性状との関連性である。具体的には、シェールオイル層などでは層が固結していることから、この固結した層に亀裂を形成した場合、亀裂が閉塞するのを防止するべくプロパント等の提供が必要となる。一方、メタンハイドレート層は、粒径が100〜200μmの範囲のものを中心とした大きさの未固結の堆積物粒子から形成されており、濡れた砂を凍らせたような地層をなしている。メタンハイドレート層に亀裂を入れると、メタンハイドレートを介して互いに固着していた砂がはがれるため、亀裂面が部分的に崩れ、さらに減圧することで、亀裂周辺のメタンハイドレートが優先的に分解（凍っていた部分が融解）し、亀裂面がさらに崩れる。崩れた部分から生じた砂が、プロパントの代わりの役割を果たし、形成された亀裂を保持すると考えられるためである。なお、シェールオイル層は固結しているため、亀裂が入ったとしても層がずれる程度で、メタンハイドレート層のように亀裂から粒子が発生することはない。 As described above, the reason that the crack formed by applying the pressure fluid having the pressure in the above numerical range to the gas hydrate layer can be favorably retained is related to the ground property specific to gas hydrate such as methane hydrate. Sex. Specifically, since a layer is consolidated in a shale oil layer or the like, when a crack is formed in this consolidated layer, it is necessary to provide proppant or the like to prevent the crack from being closed. On the other hand, the methane hydrate layer is formed from unconsolidated sediment particles with a size centered on those with a particle size in the range of 100 to 200 μm, forming a stratum like frozen wet sand. ing. When a crack is formed in the methane hydrate layer, the sand that has adhered to each other through the methane hydrate is peeled off, and the crack surface partially collapses.By further reducing the pressure, the methane hydrate around the crack is given priority Decomposes (the frozen part melts) and the cracked surface breaks further. This is because the sand generated from the collapsed portion is considered to serve as a substitute for proppant and retain the formed crack. Note that, since the shale oil layer is solidified, even if a crack is formed, the layer is only displaced, and particles are not generated from the crack as in the methane hydrate layer.
このように、ガスハイドレート層に亀裂を生じさせる最適な圧力流体の圧力範囲が(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲であり、この圧力流体の注入にてガスハイドレート層に形成された亀裂の保持をガスハイドレート層の亀裂面から生じた砂が保証するものである。 As described above, the optimal pressure range of the pressure fluid that causes cracks in the gas hydrate layer is in the range of (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa) <P1 (MPa). The sand generated from the cracked surface of the gas hydrate layer guarantees the retention of the cracks formed in the gas hydrate layer.
ここで、適用する圧力流体は、プロパントを亀裂内に行きわたらせるための添加物を含んでいない、水、海水、淡水あるいは蒸留水のいずれか一種を挙げることができる。さらに、このような添加物等を含んでいないことから、圧力流体はプロパントを含む必要もない。この「添加物」とは、既述するように、ポリマーや油等を意味する。 Here, the applied pressure fluid may be any one of water, seawater, freshwater, and distilled water that does not contain an additive for causing proppant to spread through the crack. Furthermore, since such additives and the like are not contained, the pressure fluid does not need to contain proppant. This “additive” means a polymer, oil, or the like, as described above.
ここで、「亀裂を形成したい所定深度」とは、ある層厚のガスハイドレート層において、特定の深度の場合はその深度が所定深度となり、所定深度が一定の高さ範囲を対象とする場合はその上下限の深度が所定深度となる。後者の場合、圧力流体を注入する箇所は、一定の高さ範囲の上限位置から下限位置まで複数箇所に及ぶ場合もあれば、一定の高さ範囲の中間位置を注入箇所に設定する場合もある。 Here, the `` predetermined depth at which a crack is to be formed '' means that, in a gas hydrate layer having a certain thickness, if the depth is a specific depth, the depth becomes a predetermined depth, and the predetermined depth covers a certain height range. , The upper and lower limits of the depth become a predetermined depth. In the latter case, the pressure fluid may be injected at a plurality of locations from the upper limit position to the lower limit position of the fixed height range, or the middle position of the fixed height range may be set as the injection position. .
また、本発明はガスハイドレート層における水圧破砕システムにも及ぶものであり、この水圧破砕システムは、ガスハイドレート層に圧力流体を供給してガスハイドレート層の一部を破砕するガスハイドレート層における水圧破砕システムであって、ガスハイドレート層のうち、亀裂を形成したい所定深度まで延びて圧力流体の流通する配管と、前記圧力流体を前記所定深度に供給する供給装置と、を備え、前記所定深度における最小応力がP0(MPa)であり、前記配管の内部耐圧力がP1(MPa)の場合に、前記供給装置において、前記圧力流体の圧力P(MPa)が(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整されるものである。 The present invention also extends to a hydraulic fracturing system in a gas hydrate layer, and the hydraulic fracturing system supplies a pressure fluid to the gas hydrate layer to crush a part of the gas hydrate layer. A hydraulic fracturing system in a bed, comprising a gas hydrate layer, a pipe that extends to a predetermined depth at which a crack is to be formed and through which a pressure fluid flows, and a supply device that supplies the pressure fluid to the predetermined depth, When the minimum stress at the predetermined depth is P0 (MPa) and the internal withstand pressure of the pipe is P1 (MPa), in the supply device, the pressure P (MPa) of the pressure fluid is (2.9 + P0) (MPa). ) ≦ P (MPa) <P1 (MPa).
ここで、圧力流体の流通する配管としては、その全部もしくは一部の側方に圧力流体が吐出する吐出孔を有しており、下端が閉塞している形態が挙げられる。また、供給装置としてはポンプ等が挙げられる。適用される供給装置による圧力流体の注入圧力P(MPa)が(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整されて本システムが適用される。 Here, the pipe through which the pressure fluid flows has a discharge hole through which the pressure fluid is discharged on all or a part of its side, and a form in which the lower end is closed. In addition, a pump or the like can be used as the supply device. The system is applied by adjusting the injection pressure P (MPa) of the pressurized fluid by the applied supply device to the range of (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa) <P1 (MPa).
たとえば、海上に浮遊式掘削装置を停泊させ、海底面からガスハイドレート層まで坑井を造成し、造成された坑井に掘削船からガスハイドレート層まで延びる鋼管等の配管を配設する。 For example, a floating excavator is anchored on the sea, a well is formed from the sea floor to the gas hydrate layer, and a pipe such as a steel pipe extending from the drilling ship to the gas hydrate layer is provided in the formed well.
掘削船にポンプ等の供給装置が搭載されており、上記する注入圧力P(MPa)に調整された圧力流体を、配管を介してガスハイドレート層において亀裂を形成したい所定深度に注入することができる。 A supply device such as a pump is mounted on the drilling boat, and the pressure fluid adjusted to the above-described injection pressure P (MPa) can be injected to a predetermined depth at which a crack is to be formed in the gas hydrate layer via piping. it can.
本発明の水圧破砕システムを適用することで、添加物を含まない圧力流体を使ってガスハイドレート層に亀裂を形成するとともに、プロパントを注入することなく、ガスハイドレート層の良好な浸透性を維持することが可能になる。 By applying the hydraulic fracturing system of the present invention, cracks are formed in the gas hydrate layer using a pressure fluid containing no additives, and good permeability of the gas hydrate layer can be obtained without injecting proppant. Can be maintained.
以上の説明から理解できるように、本発明のガスハイドレート層における水圧破砕方法と水圧破砕システムによれば、ガスハイドレート層のうち、亀裂を形成したい所定深度における最小応力がP0(MPa)、配管の内部耐圧力がP1(MPa)の場合に、圧力P(MPa)が(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整された圧力流体を注入することにより、亀裂を保持するプロパントも該プロパントを行きわたらせる添加物も含まない圧力流体を適用した場合でも、ガスハイドレート層に亀裂を効果的に形成できるとともに、形成された亀裂を十分に保持することができ、ガスハイドレート層における良好な浸透性を保証することができる。したがって、プロパントや添加物を用いた場合に生じ得る、環境に負荷を与えるといった課題や、添加物とプロパントを扱うための工程が増えて工期が長期化する等の経済的な課題を解消しながら、ガスを効果的に回収することができる。 As can be understood from the above description, according to the hydraulic fracturing method and the hydraulic fracturing system in the gas hydrate layer of the present invention, among the gas hydrate layers, the minimum stress at a predetermined depth at which a crack is to be formed is P0 (MPa), When the internal pressure resistance of the pipe is P1 (MPa), by injecting a pressure fluid whose pressure P (MPa) is adjusted to the range of (2.9 + P0) (MPa) ≤ P (MPa) <P1 (MPa) Even when a pressure fluid that does not contain a proppant that holds a crack or an additive that spreads the proppant is applied, a crack can be effectively formed in the gas hydrate layer, and the formed crack is sufficiently retained. And good permeability in the gas hydrate layer can be guaranteed. Therefore, while solving the problems that can occur when using proppants and additives, such as the burden on the environment, and the increased number of steps for handling additives and proppants, the economic period, such as a longer construction period, is solved. , Gas can be effectively recovered.
以下、図面を参照して本発明のガスハイドレート層における水圧破砕方法と水圧破砕システムの実施の形態を説明する。なお、海底地盤の層構成については図示例以外にも多様に存在し、ガスハイドレート層が傾斜したり湾曲している層形状の場合もあり得る。また、掘削装置は図示例の装置に限定されるものではなく、着底型リグ、甲板昇降型リグ、船型リグなど、多様な掘削装置が適用可能である。 Hereinafter, an embodiment of a hydraulic crushing method and a hydraulic crushing system in a gas hydrate layer of the present invention will be described with reference to the drawings. In addition, the layer configuration of the seafloor ground exists in various ways other than the illustrated example, and the gas hydrate layer may be inclined or curved. Further, the excavator is not limited to the illustrated apparatus, and various excavators such as a bottoming type rig, a deck elevating type rig, and a hull type rig can be applied.
（ガスハイドレート層における水圧破砕方法と水圧破砕システムの実施の形態）
図１は本発明の水圧破砕方法を説明したフロー図であり、図２は図１に続いて水圧破砕方法を説明したフロー図であって、本発明の水圧破砕システムをともに示した図であり、図３は図２に続いて水圧破砕方法を説明したフロー図である。(Embodiment of hydraulic crushing method and hydraulic crushing system in gas hydrate layer)
FIG. 1 is a flowchart illustrating the hydraulic fracturing method of the present invention, and FIG. 2 is a flowchart illustrating the hydraulic fracturing method following FIG. 1, showing both the hydraulic fracturing system of the present invention. FIG. 3 is a flowchart illustrating the hydraulic fracturing method following FIG.
図１で示すように、海底には、上層Ｇ１，ガスハイドレート層Ｇ２，下層Ｇ３が成層をなしている。本発明の水圧破砕方法をガスハイドレート層Ｇ２の所定深度に適用して人工的な亀裂（フラクチャー）を形成し、ガスハイドレート層Ｇ２の浸透性を向上させてガスハイドレートから発生したガスの流動を促進させる。 As shown in FIG. 1, an upper layer G1, a gas hydrate layer G2, and a lower layer G3 are stratified on the sea floor. The hydraulic fracturing method of the present invention is applied to a predetermined depth of the gas hydrate layer G2 to form artificial cracks (fractures), improve the permeability of the gas hydrate layer G2, and remove the gas generated from the gas hydrate. Promotes flow.
まず、海上に半潜水型の浮遊式掘削装置１を停泊させ、浮遊式掘削装置１からドリルビット２を海底地盤内に降下させ、ドリルビット２で地盤を所定深度まで掘削した段階で坑壁防護用のケーシングＫ１を設置し、ケーシングＫ１とその背面の地盤の間にセメントを注入してケーシングＫ１の固定を図る。 First, a semi-submersible floating drilling rig 1 is anchored on the sea, and a drill bit 2 is lowered from the floating drilling rig 1 into the seabed ground. The casing K1 is installed, and cement is injected between the casing K1 and the ground on the back surface thereof to fix the casing K1.
次に、上層Ｇ１のケーシングＫ１以深においては、ケーシングＫ１よりも小径のケーシングＫ２をケーシングＫ１の内側に設置し、ケーシングＫ２とその背面の地盤の間にセメントを注入してケーシングＫ２の固定を図る。 Next, below the casing K1 of the upper layer G1, a casing K2 having a smaller diameter than the casing K1 is installed inside the casing K1, and cement is injected between the casing K2 and the ground on the rear surface thereof to fix the casing K2. .
ガスハイドレート層Ｇ２において、水圧破砕方法を適用して人工的な亀裂を形成したい所定深度ｔまでドリルビット２で地盤を掘削し、ガスハイドレート層Ｇ２内においてはケーシングを設置することなく、裸坑Ｒを造成し、ケーシングＫ１、Ｋ２および裸坑Ｒからなる坑井Ｋが施工される。 In the gas hydrate layer G2, the ground is excavated with the drill bit 2 to a predetermined depth t at which an artificial crack is to be formed by applying a hydraulic fracturing method, and the casing is not installed in the gas hydrate layer G2. A well R is formed, and a well K including casings K1 and K2 and a bare well R is constructed.
次に、図２で示すように、浮遊式掘削装置１から坑井Ｋ（裸坑Ｒ）の下端まで延び、少なくとも裸坑Ｒ内にある箇所の側方に多数の吐出孔が開設され、下端が閉塞した鋼管からなる配管３を配設し、配管３と裸坑Ｒのアニュラス部の上下二箇所において硬質ゴム製のバルーンからなるパッカーＰを設置して、配管３の裸坑Ｒ内固定を図るとともに上下二箇所のパッカーＰにてその間の空間を圧力的に隔離する。 Next, as shown in FIG. 2, a large number of discharge holes extend from the floating excavator 1 to the lower end of the well K (the open well R), and at least a side of the place located in the open well R is opened. A pipe 3 made of a steel pipe in which the pipe 3 is closed is provided, and a packer P made of a hard rubber balloon is installed at two places above and below the annulus portion of the pipe 3 and the bare pit R to fix the pipe 3 in the bare pit R. At the same time, the space between the two packers P is pressure-isolated.
浮遊式掘削装置１には配管３を介して圧力流体をガスハイドレート層Ｇ２に提供するための供給装置である注入ポンプ４が搭載されており、これら配管３と注入ポンプ４から水圧破砕システム１０が構成される。 The floating excavator 1 is equipped with an injection pump 4 which is a supply device for supplying a pressurized fluid to the gas hydrate layer G2 via a pipe 3, and the hydraulic crushing system 10 is provided by the pipe 3 and the injection pump 4. Is configured.
ここで、ガスハイドレート層Ｇ２の所定深度ｔにおける最小応力がP0(MPa)であり、配管３の内部耐圧力がP1(MPa)の場合に、注入される圧力流体の圧力P(MPa)を(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整し、この範囲に圧力調整された圧力流体を配管３を介してガスハイドレート層Ｇ２に注入して（Ｘ１方向）亀裂Ｃを形成する。 Here, when the minimum stress at a predetermined depth t of the gas hydrate layer G2 is P0 (MPa) and the internal withstand pressure of the pipe 3 is P1 (MPa), the pressure P (MPa) of the injected pressure fluid is (2.9 + P0) (MPa) ≤ P (MPa) <P1 (MPa), and the pressure fluid adjusted to this range is injected into the gas hydrate layer G2 via the pipe 3 (X1 direction). ) A crack C is formed.
注入する圧力流体は、水、海水、淡水あるいは蒸留水のいずれか一種からなり、ポリマーや油等からなる添加物もプロパントも含んでいない。 The pressure fluid to be injected is made of any one of water, seawater, fresh water or distilled water, and does not contain additives such as polymers and oils and proppant.
上記する圧力範囲内の圧力流体をガスハイドレート層Ｇ２の所定深度ｔに注入することにより、亀裂Ｃを保持するプロパントもこのプロパントを行きわたらせる添加物も含まない圧力流体を適用した場合でも、ガスハイドレート層Ｇ２に亀裂Ｃを効果的に形成できるとともに、形成された亀裂Ｃを十分に保持することができ、ガスハイドレート層Ｇ２における良好な浸透性を保証することができる。 By injecting a pressure fluid in the above-mentioned pressure range into a predetermined depth t of the gas hydrate layer G2, even if a proppant holding the crack C and a pressure fluid containing no additive for spreading the proppant are applied, Cracks C can be effectively formed in the gas hydrate layer G2, and the formed cracks C can be sufficiently retained, so that good permeability in the gas hydrate layer G2 can be ensured.
メタンハイドレート層等のガスハイドレート層Ｇ２は、未固結の堆積物粒子から層が形成されており、濡れた砂を凍らせたような地層をなしている。メタンハイドレート層Ｇ２に亀裂Ｃを入れると、メタンハイドレートを介して互いに固着していた砂がはがれるため、亀裂面が部分的に崩れ、さらに減圧することで、亀裂周辺のメタンハイドレートが優先的に分解し、亀裂面がさらに崩れ、崩れた部分から生じた砂が発生する。そのため、メタンハイドレート層Ｇ２では、この発生した砂がプロパントの代わりの役割を果たし、形成された亀裂Ｃを発生した砂が保持すると考えられることから、亀裂Ｃを保持するプロパントもこのプロパントを行きわたらせる添加物も不要となる。 The gas hydrate layer G2 such as the methane hydrate layer has a layer formed from unconsolidated sediment particles, and forms a formation like frozen wet sand. When the crack C is inserted into the methane hydrate layer G2, the sand adhered to each other via the methane hydrate is peeled off, so that the crack surface is partially collapsed, and the methane hydrate around the crack is prioritized by further reducing the pressure. The cracked surface is further broken down, and the sand generated from the broken portion is generated. Therefore, in the methane hydrate layer G2, the generated sand serves as a substitute for the proppant, and it is considered that the sand that has generated the crack C is retained. Therefore, the proppant holding the crack C also passes through the proppant. No additional additives are required.
所定量の圧力流体をガスハイドレート層Ｇ２に注入した後、配管３に繋がる不図示のバルブを閉制御して配管３を閉塞することにより、配管３の閉塞をおこない、ガスハイドレート層Ｇ２内の圧力挙動を不図示の圧力センサにて計測し、計測結果を随時観測しながら、ガスハイドレート層Ｇ２を構成する未固結の堆積物粒子によって亀裂Ｃが支持されるのを待つ。 After injecting a predetermined amount of pressure fluid into the gas hydrate layer G2, the pipe 3 is closed by closing a valve (not shown) connected to the pipe 3 to close the pipe 3 so that the gas hydrate layer G2 is closed. Is measured by a pressure sensor (not shown), and while observing the measurement result as needed, it is waited that the crack C is supported by unconsolidated deposit particles constituting the gas hydrate layer G2.
ガスハイドレート層Ｇ２内の圧力が低下して一定値に収斂したことをもって、ガスハイドレート層Ｇ２を構成する未固結の堆積物粒子によって亀裂Ｃが支持されたことと同定できる。 When the pressure in the gas hydrate layer G2 decreases and converges to a constant value, it can be identified that the crack C is supported by the unconsolidated deposit particles constituting the gas hydrate layer G2.
未固結の堆積物粒子によって亀裂Ｃが支持されたことが確認できたら、水圧破砕用の配管３を坑井Ｋから撤去し、図３に示すように、裸坑Ｒ内に金属製もしくは多孔質性の砂防護スクリーン５を設置する。さらに、排水管６をその下端が裸坑Ｒの下方位置まで延びた状態で設置するとともに、ガス管７をその下端が裸坑Ｒの上方位置まで延びた状態で設置する。 When it is confirmed that the crack C is supported by the unconsolidated sediment particles, the pipe 3 for hydraulic fracturing is removed from the well K, and as shown in FIG. A quality sand protection screen 5 is installed. Further, the drain pipe 6 is installed with its lower end extending to a position below the open pit R, and the gas pipe 7 is installed with its lower end extended to a position above the open pit R.
排水管６内のバルブを閉じた状態から開放することにより、図３で示すように、砂防護スクリーン５を介して坑井Ｋ内にはガスハイドレート層Ｇ２内から地下水Ｗが流入する（Ｘ２方向）。この地下水Ｗの流入において、崩れた砂は砂防護スクリーン５によって裸坑Ｒ内に浸入するのが防止される。 By opening the valve in the drain pipe 6 from the closed state, the groundwater W flows from the gas hydrate layer G2 into the well K via the sand protection screen 5 as shown in FIG. direction). During the inflow of the groundwater W, the broken sand is prevented from entering the bare pit R by the sand protection screen 5.
排水管６内には不図示の汲み上げポンプが内蔵されており、この汲み上げポンプを作動させて坑井Ｋ内の地下水Ｗを排水管６内に吸い込み、地下水Ｗを海上に汲み上げる（Ｘ３方向）。 A pump (not shown) is incorporated in the drain pipe 6, and the pump is operated to draw the groundwater W in the well K into the drain pipe 6 and pump the groundwater W to the sea (X3 direction).
地下水Ｗの汲み上げにより、ガスハイドレート層Ｇ２が減圧される。ガスハイドレート層Ｇ２が減圧されることでガスハイドレートが分解し、発生したガスと地下水Ｗが裸坑Ｒに向かって流動する。砂防護スクリーン５を介して裸坑Ｒ内に流入してきたガスをガス管７を介して地上に送ることにより（Ｘ４方向）、ガスの生産が実行される。 By pumping the groundwater W, the pressure of the gas hydrate layer G2 is reduced. When the gas hydrate layer G2 is decompressed, the gas hydrate is decomposed, and the generated gas and the groundwater W flow toward the open pit R. By sending the gas flowing into the open pit R via the sand protection screen 5 to the ground via the gas pipe 7 (X4 direction), gas production is performed.
なお、図示例は、圧力流体を注入する配管３と地下水汲み上げ用の排水管６を別途の配管にておこなう形態であるが、同一の配管にて圧力流体の注入と地下水の汲み上げをおこなう形態であってもよい。 In the illustrated example, the pipe 3 for injecting the pressure fluid and the drainage pipe 6 for pumping groundwater are formed by separate pipes. However, the injection of the pressure fluid and the pumping of groundwater are performed by the same pipe. There may be.
図示するガスハイドレート層Ｇ２における水圧破砕方法と水圧破砕システム１０によれば、亀裂Ｃを保持するプロパントもこのプロパントを行きわたらせる添加物も含まない圧力流体を適用した場合でも、ガスハイドレート層Ｇ２に亀裂Ｃを効果的に形成できるとともに、形成された亀裂Ｃを十分に保持することができ、ガスハイドレート層Ｇ２における良好な浸透性を保証することができる。そのため、プロパントや添加物を用いた場合に生じ得る、環境に負荷を与えるといった課題や、添加物とプロパントを扱うための工程が増えて工期が長期化する等の経済的な課題を解消しながら、ガスを効果的に回収することができる。 According to the hydraulic fracturing method and the hydraulic fracturing system 10 in the illustrated gas hydrate layer G2, even when the proppant holding the crack C or the pressure fluid containing no additive for spreading the proppant is applied, the gas hydrate layer can be used. The crack C can be effectively formed in G2, the formed crack C can be sufficiently retained, and good permeability in the gas hydrate layer G2 can be ensured. Therefore, while solving the problems that may occur when proppants and additives are used, and that place a burden on the environment, and the economical problems such as an increase in the number of steps for handling additives and proppants and a longer construction period, , Gas can be effectively recovered.
（水圧破砕を模擬した室内実験その１とその結果）
本発明者等は、水圧破砕を模擬した室内実験その１をおこない、ガスハイドレート層に効果的に亀裂を形成するための圧力流体の最適な圧力範囲を特定することとした。(Laboratory experiments simulating hydraulic fracturing, part 1 and results)
The present inventors conducted a laboratory experiment 1 simulating hydraulic fracturing, and determined the optimum pressure range of the pressure fluid for effectively forming a crack in the gas hydrate layer.
本実験では、アルミ合金で形成され、軸圧と周圧をそれぞれ独立に制御できる3軸応力付加型の圧力セルを用いて室内実験をおこなった。また、コア試料における亀裂の形成状況はX線CT装置にて撮像し、観察した。 In this experiment, a laboratory experiment was conducted using a triaxial stress-applied pressure cell made of an aluminum alloy and capable of independently controlling the axial pressure and the peripheral pressure. The state of crack formation in the core sample was imaged and observed with an X-ray CT apparatus.
実験手順は以下の通りである。すなわち、含水させた豊浦砂をゴムスリーブ内に詰め、直径50 mm、長さ69.9 mmの円筒状のコアを作成した。圧力セルの軸圧を2.1 MPa、周圧を1.1 MPaに制御し、有効応力を維持しながらメタンガスを4.1 MPaまで加圧した。そして、温度をおよそ276 Kに低下させることでメタンハイドレートを生成した。メタンハイドレート生成後、蒸留水で残留ガスを排除することにより、メタンハイドレート飽和率が72%、水飽和率が28%のメタンハイドレート胚胎砂を作成した。ここで、孔隙圧、軸圧、周圧をそれぞれ、4.1 MPa、6.1 MPa、5.1 MPaに設定し、温度をおよそ276 Kに制御した。水圧破砕のため、コア試料上端の3 mm径の圧入孔から蒸留水を5 ml/分で計10 mlに至るまで圧入し、この間、軸圧・周圧は一定に保持した。水圧破砕の前・後、および再拘束によって亀裂が閉じた後の各ステップでX線CTによる観察をおこなうとともに、水の有効浸透率を計測した。 The experimental procedure is as follows. That is, Touraura sand impregnated with water was packed in a rubber sleeve to prepare a cylindrical core having a diameter of 50 mm and a length of 69.9 mm. The methane gas was pressurized to 4.1 MPa while maintaining the effective stress while controlling the axial pressure of the pressure cell to 2.1 MPa and the peripheral pressure to 1.1 MPa. Then, the temperature was reduced to approximately 276 K to produce methane hydrate. After the formation of methane hydrate, methane hydrate germ sand with a methane hydrate saturation of 72% and a water saturation of 28% was prepared by removing residual gas with distilled water. Here, the pore pressure, the axial pressure, and the peripheral pressure were set to 4.1 MPa, 6.1 MPa, and 5.1 MPa, respectively, and the temperature was controlled to about 276 K. For hydraulic fracturing, distilled water was injected at a rate of 5 ml / min up to a total of 10 ml from a 3 mm diameter injection hole at the upper end of the core sample, and the axial pressure and the peripheral pressure were kept constant during this time. X-ray CT observations were made before and after hydraulic fracturing, and at each step after the crack was closed by re-restraining, and the effective water permeability was measured.
（実験結果）
本実験では、圧入を２回実施した。図４，５はそれぞれ、１回目と２回目の圧力流体の圧入の際の時間−圧力関係図であり、図６は実験で用いたコア試料の上端からの距離ごとのX線CT画像図であり、図７はコア試料に形成された破壊モードを示したX線CT画像図である。(Experimental result)
In this experiment, press-fitting was performed twice. 4 and 5 are time-pressure relation diagrams at the time of the first and second pressurized fluid injections, respectively, and FIG. 6 is an X-ray CT image diagram for each distance from the upper end of the core sample used in the experiment. FIG. 7 is an X-ray CT image showing the destruction mode formed on the core sample.
１回目の圧入では、圧入圧が装置の安全上限9.0 MPaまで上昇した。その結果、装置の安全制御によって、圧入レートは初期の5 ml/分から0.5 ml/分近くまで一度低下したが、徐々に上昇に転じ、最終的には5 ml/分に回復した。この間、圧入圧は9.0 MPaに維持された。 In the first injection, the injection pressure rose to the upper safety limit of the equipment, 9.0 MPa. As a result, due to the safety control of the device, the injection rate once decreased from the initial 5 ml / min to nearly 0.5 ml / min, but gradually increased and eventually recovered to 5 ml / min. During this time, the injection pressure was maintained at 9.0 MPa.
X線CTによる観察の結果、コア試料の上端から0〜20 mmの範囲に、圧入孔を起点とする小さい亀裂が確認された。 As a result of observation by X-ray CT, a small crack starting from the press-fit hole was confirmed in a range of 0 to 20 mm from the upper end of the core sample.
孔隙圧を初期状態に戻すことでコアを再拘束した。およそ１日後に実施したX線CTによる観察では、形成された亀裂は閉じていた。 The core was reconstrained by returning the pore pressure to the initial state. X-ray CT observation performed about one day later showed that the formed crack was closed.
２回目の圧入は１回目の圧入からおよそ１日後に実施した。２回目の圧入では、圧入圧が8.0 MPaに達したところで急激に低下に転じた。この間、圧入レートは5 ml/分に維持された。 The second press was performed approximately one day after the first press. In the second press-fitting, when the press-fitting pressure reached 8.0 MPa, it suddenly started to decrease. During this time, the injection rate was maintained at 5 ml / min.
X線CTによる観察の結果、１回目の圧入で形成された亀裂（コア試料の上端から0〜20 mm）が再度開いて広がり、コア試料の下端（コア上端から25〜60 mm）に向けて拡大したことが明らかになった。 As a result of observation by X-ray CT, the crack (0-20 mm from the upper end of the core sample) formed by the first press-fitting was re-opened and spread, toward the lower end of the core sample (25-60 mm from the upper end of the core). It became clear that it had expanded.
いくつかのつながった亀裂が、最小主応力に直交する方向のコア試料の長手方向に向けて発達した。亀裂はまっすぐでかつ薄層状であり、屈曲が少なく、コア試料の半径方向に形成された。 Some connected cracks have developed in the longitudinal direction of the core specimen in a direction perpendicular to the minimum principal stress. The cracks were straight and laminar, less bent, and formed in the radial direction of the core sample.
以上の結果より、メタンハイドレート胚胎砂では、8.0〜9.0 MPaで亀裂が形成され、その圧力は最小主応力（この実験では周圧）である5.1 MPより2.9〜3.9 MPa高い圧力であることが明らかになった。 From the above results, in methane hydrate embryo sand, cracks are formed at 8.0 to 9.0 MPa, and the pressure is 2.9 to 3.9 MPa higher than the minimum principal stress (peripheral pressure in this experiment) of 5.1 MP. It was revealed.
本実験結果に基づき、ガスハイドレート層において亀裂を形成したい所定深度における最小応力がP0(MPa)の際に、圧力流体の圧力P(MPa)を(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)の条件となるように圧力制御し、圧力流体の注入を実行することとした。 Based on the results of this experiment, when the minimum stress at a predetermined depth at which a crack is to be formed in the gas hydrate layer is P0 (MPa), the pressure P (MPa) of the pressure fluid is set to (2.9 + P0) (MPa) ≤ P (MPa). The pressure is controlled so as to satisfy the condition (1), and injection of the pressure fluid is executed.
また、圧力流体の圧力が当該圧力流体が流通する有孔配管の内部耐圧力未満であることも必須であることに鑑み、有孔配管の内部耐圧力がP1(MPa)の場合に、圧力流体の圧力P(MPa)を(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整してガスハイドレート層の所定深度に注入することとした。 In addition, in consideration of the fact that the pressure of the pressure fluid is also less than the internal pressure resistance of the perforated pipe through which the pressure fluid flows, when the pressure resistance of the perforated pipe is P1 (MPa), the pressure fluid The pressure P (MPa) was adjusted to the range of (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa) <P1 (MPa) and the gas was injected into a predetermined depth of the gas hydrate layer.
また、本実験にて観察されたコア試料に形成された破壊モードを図７に示す。 FIG. 7 shows a fracture mode formed in the core sample observed in this experiment.
図７で示すように、本破壊モードは引張り破壊であった。引張り破壊における超過破砕圧（破砕圧と最小主応力の差）は、引張強度に相関があると言われているものの、ハイドレート胚胎砂の引張強度はこれまで報告されていない。一方、メタンハイドレート単体の引張強度は、実験(W. Jung, and J. C. Santamarina, Hydrate adhesive and tensile strengths, Geochem. Geophys. Geosyst., 2011, 12, Q08003.)や分子動力学計算（J. Wu, F. Ning, T. T. Trinh, S. Kjelstrup, T. J.H. Vlugt, J. He, B. H. Skallerud, and Z. Zhang, Mechanical instability of monocrystalline and polycrystalline methane hydrates, Nature Communications, 2015, 6, Article number: 8743.）による研究結果が報告されており、この中で、ハイドレートの引張強度は、その結晶度や結晶粒径に依存することが示唆されており、結晶度や結晶粒径が様々な実験ではサブMPaオーダー、それらが均一な分子動力学計算ではサブGPaオーダーの値が報告されている。砂層中のメタンハイドレートの結晶度や結晶粒径は様々であると考えられることから、本実験で得られた超過破砕圧2.9〜3.9 MPaは、既往の実験で報告されているメタンハイドレート単体の引張強度（サブMPaオーダー）と整合するはずだが、実際はそれよりも一桁高い値であった。 As shown in FIG. 7, this fracture mode was tensile fracture. It is said that the excess crushing pressure (difference between crushing pressure and minimum principal stress) in tensile fracture has a correlation with tensile strength, but the tensile strength of hydrated embryo sand has not been reported so far. On the other hand, the tensile strength of methane hydrate alone can be determined by experiments (W. Jung, and JC Santamarina, Hydrate adhesive and tensile strengths, Geochem. Geophys. Geosyst., 2011, 12, Q08003.) And molecular dynamics calculation (J. Wu , F. Ning, TT Trinh, S. Kjelstrup, TJH Vlugt, J. He, BH Skallerud, and Z. Zhang, Mechanical instability of monocrystalline and polycrystalline methane hydrates, Nature Communications, 2015, 6, Article number: 8743.) Research results have been reported, among which it is suggested that the tensile strength of hydrates depends on its crystallinity and crystal grain size, and in various experiments where the crystallinity and crystal grain size are various, it is on the order of sub-MPa. Sub-GPa order values have been reported in molecular dynamics calculations where they are homogeneous. Since the degree of crystallinity and grain size of methane hydrate in the sand layer are thought to be various, the excess crushing pressure of 2.9 to 3.9 MPa obtained in this experiment is the same as that of methane hydrate alone reported in previous experiments. Should match the tensile strength (sub-MPa order), but it was actually an order of magnitude higher.
既往の実験と本実験の違いは有効応力の有無であることから、ハイドレート胚胎砂の引張強度は、結晶度、結晶粒径、ハイドレートのモホロジー、ハイドレート飽和率、および有効応力に依存すると考えられる。理論的には、引張り破壊が生じた際の超過破砕圧は有効応力に依存しないが、本実験の結果は、ハイドレート胚胎砂の超過破砕圧が有効応力に依存する可能性を十分に示している。 The difference between the previous experiment and this experiment is the presence or absence of effective stress.Therefore, the tensile strength of hydrated embryo sand depends on crystallinity, crystal grain size, hydrate morphology, hydrate saturation, and effective stress. Conceivable. Theoretically, the excess crushing pressure in the event of tensile failure does not depend on effective stress, but the results of this experiment show that the excess crushing pressure of hydrated embryo sand may depend on effective stress. I have.
次に、水圧破砕の前後、および再拘束によって亀裂が閉じた後の水の有効浸透率を圧力緩和試験および流動試験を通して計測した。 Next, the effective permeability of the water before and after hydraulic fracturing and after the crack was closed by rerestraining was measured through a pressure relaxation test and a flow test.
まず、水圧破砕の前（初期）の水の有効浸透率は、0.00080 mD(ミリダルシー)であった。次に、１回目の水圧破砕後の水の有効浸透率は、0.014 mDであった。次に、2回目の水圧破砕後の水の有効浸透率は、4.6 mDであった。 First, the effective water permeability before (initial) hydraulic fracturing was 0.00080 mD (millidarcy). Next, the effective permeability of water after the first hydraulic fracturing was 0.014 mD. Next, the effective permeability of water after the second hydraulic fracturing was 4.6 mD.
２回目の水の有効浸透率はコア試料を再拘束した後に計測した値であり、この際に亀裂は閉じていた。このことから、亀裂を保持するためのプロパントがなくても、水圧破砕によって上昇した有効浸透率が維持されることが明らかになった。また、ハイドレートの固着や再生成による影響も本実験の時間軸では認められなかった。 The second effective water permeability was the value measured after the core sample was reconstrained, at which time the crack was closed. From this, it became clear that even without proppants for retaining cracks, the effective permeability increased by hydraulic fracturing was maintained. In addition, the effect of hydrate fixation and regeneration was not observed on the time axis of this experiment.
（水圧破砕を模擬した室内実験その２とその結果）
本発明者等は、水圧破砕を模擬した室内実験その２をおこなった。この室内実験の実験方法とその詳細は室内実験その１とほぼ同様である。その結果を図８に示す。(Laboratory simulated hydraulic fracturing, part 2 and results)
The present inventors conducted a laboratory experiment 2 simulating hydraulic fracturing. The experimental method and details of this indoor experiment are almost the same as those of the first indoor experiment. FIG. 8 shows the result.
図８より、最小主応力（この実験では周圧）である5.1 MPより3.3 MPa以上高い圧力の圧力流体にて注入圧力の低下が確認され、(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)の範囲の圧力範囲が本実験でも保証されている。 From FIG. 8, it was confirmed that the injection pressure decreased with a pressure fluid 3.3 MPa or more higher than the minimum principal stress (in this experiment, the peripheral pressure) of 5.1 MP, and (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa). A range of pressure ranges is also guaranteed in this experiment.
以上、本発明の実施の形態を図面を用いて詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲における設計変更等があっても、それらは本発明に含まれるものである。 As described above, the embodiments of the present invention have been described in detail with reference to the drawings. However, the specific configuration is not limited to this embodiment, and there are design changes and the like without departing from the gist of the present invention. They are also included in the present invention.
１…浮遊式掘削装置、２…ドリルビット、３…配管、４…注入ポンプ（供給装置）、５…砂防護スクリーン、６…排水管、７…ガス管、１０…水圧破砕システム、Ｇ１…上層、Ｇ２…ガスハイドレート層（メタンハイドレート層）、Ｇ３…下層、Ｋ…坑井、Ｋ１，Ｋ２…ケーシング、Ｒ…裸坑、Ｐ…パッカー、Ｃ…亀裂 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Floating type drilling equipment, 2 ... Drill bit, 3 ... Piping, 4 ... Injection pump (supply apparatus), 5 ... Sand protection screen, 6 ... Drain pipe, 7 ... Gas pipe, 10 ... Hydraulic crushing system, G1 ... Upper layer , G2: gas hydrate layer (methane hydrate layer), G3: lower layer, K: well, K1, K2: casing, R: open pit, P: packer, C: crack
Claims (2)
前記所定深度における最小応力がP0(MPa)であり、前記配管の内部耐圧力がP1(MPa)の場合に、前記圧力流体の圧力P(MPa)が(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整された該圧力流体を前記ガスハイドレート層の前記所定深度に注入し、該所定深度にて亀裂を形成する、ガスハイドレート層における水圧破砕方法。 A pipe formed from unconsolidated sediment particles with a particle size in the range of 100 to 200 μm and extending to the predetermined depth where cracks are to be formed in the gas hydrate layer located between the upper layer and the lower layer in the ground Then , water, seawater, fresh water or distilled water, which is composed of any one of the above, is supplied with a pressure fluid,
When the minimum stress at the predetermined depth is P0 (MPa) and the internal withstand pressure of the pipe is P1 (MPa), the pressure P (MPa) of the pressure fluid is (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa A) a method of hydraulic fracturing in a gas hydrate layer, wherein the pressure fluid adjusted to the range of <P1 (MPa) is injected into the gas hydrate layer at the predetermined depth and a crack is formed at the predetermined depth.
ガスハイドレート層のうち、亀裂を形成したい所定深度まで延びて圧力流体の流通する配管と、
前記圧力流体を前記所定深度に供給する供給装置と、を備え、
前記所定深度における最小応力がP0(MPa)であり、前記配管の内部耐圧力がP1(MPa)の場合に、前記供給装置において、前記圧力流体の圧力P(MPa)が(2.9＋P0)(MPa)≦P(MPa)＜P1(MPa)の範囲に調整される、ガスハイドレート層における水圧破砕システム。 A gas hydrate layer formed between unconsolidated sediment particles having a particle size in the range of 100 to 200 μm and located between the upper layer and the lower layer comprises water, seawater, fresh water or distilled water, A hydraulic crushing system in a gas hydrate layer that supplies a pressure fluid and crushes a part of the gas hydrate layer,
Among the gas hydrate layers, a pipe extending to a predetermined depth at which a crack is to be formed and through which a pressure fluid flows,
A supply device for supplying the pressure fluid to the predetermined depth,
When the minimum stress at the predetermined depth is P0 (MPa) and the internal withstand pressure of the pipe is P1 (MPa), in the supply device, the pressure P (MPa) of the pressure fluid is (2.9 + P0) (MPa). ) ≦ P (MPa) <P1 (MPa), the hydraulic fracturing system in the gas hydrate layer.
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