JPWO2018008535A1 - Hydraulic fracturing method and hydraulic fracturing system in gas hydrate layer - Google Patents
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Abstract
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た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。ガスハイドレート層Ｇ２のうち、亀裂を形成したい所定深度ｔまで延びて圧力流体の流通する配管３を地盤内に施工し、所定深度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、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ガスハイドレート層Ｇ２の所定深度に注入し、該所定深度にて亀裂Ｃを形成する、ガスハイドレート層における水圧破砕方法である。Water pressure in the gas hydrate layer that allows the gas hydrate layer to crack without using additives and maintain good permeability of the gas hydrate layer without injecting proppant To provide a crushing method and a hydraulic crushing system. In the gas hydrate layer G2, a pipe 3 that extends to a predetermined depth t where a crack is to be formed and a pressure fluid flows is constructed in the ground, and the minimum stress at the predetermined depth is P0 (MPa). When the pressure is P1 (MPa), the pressure fluid pressure P (MPa) is adjusted to the range of (2.9 + P0) (MPa) ≤ P (MPa) <P1 (MPa). This is a hydraulic fracturing method in a gas hydrate layer, in which a crack C is formed at a predetermined depth of G2 and a crack C is formed at the predetermined depth.
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。 The present invention relates to a hydraulic fracturing method and a hydraulic fracturing system in a gas hydrate layer in which a pressure fluid is supplied to the gas hydrate layer to crush 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。 The gas hydrate layer (which is a layer mainly containing methane hydrate in nature but includes a layer containing other natural gas such as butane hydrate) includes gas molecules in a lattice made of water molecules. It is a solid crystal that is stable under low temperature and high pressure conditions. Gas hydrates have been confirmed to exist under permafrost and under the sea that satisfy low temperature and high pressure conditions. Gas hydrates mainly composed of natural gas components such as methane molecules are unconventional energy resources that can replace oil and coal. As a result, research and development are underway.
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 formation (gas hydrate layer) in which gas hydrate is embedded. In this depressurization method, a well is excavated to a gas hydrate layer for conduction, and the 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 decompression method, as described in Non-Patent Document 1, the gas hydrate layer must have a 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.
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 have been activated 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 crush the shale layer (hydraulic crushing) This enables 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 crushing, a support material called proppant is injected together with a pressure fluid in order to prevent an artificial crack (fracture) formed in the formation from being blocked. As this proppant, a material obtained by processing a raw material such as sand or ceramic into a granule 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。 Moreover, in order to have the effect which makes proppant fully disperse | distribute in a crack, what increased viscosity by adding additives, such as a polymer and oil, to water is used for the pressurized fluid to inject | pour.
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 this hydraulic fracturing is being studied as a technique for improving the permeability.
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 assuming application to consolidated rocks with low permeability. And in recent years, it has come to be applied to unconsolidated sedimentary layers for the purpose of creating a flow path to the low permeability part around the well formed by blocking fine grain components such as silt. I came. However, unconsolidated sedimentary layers are generally characterized by a high permeability and a weak bond between particles compared to conventional rock bodies that have been the subject of 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 the gas hydrate layer exists in the unconsolidated sedimentary layer under permafrost and in the shallow seabed. The permeability of the gas hydrate layer and the bonding force between the particles are very different from those of the rocks that have been the subject of conventional hydraulic fracturing, and it is difficult to apply the conventional hydraulic fracturing technology directly to the gas hydrate layer. 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 Document 1 describes a technique of artificially forming a crack by injecting supersaturated hot water of CaCl 2 , CaBr 2 , or a mixture thereof into a gas hydrate layer.
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。 Further, in Patent Document 2, an aqueous solution composed of 10% to 75% alkali metal formate, acetate, or a mixture thereof is injected into the gas hydrate layer to artificially form cracks. The technique to make 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 Document 3 describes a method in which a liquefied gas is injected to form a crack network in the 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 generates heat for extracting gas from the gas hydrate by forming a horizontal crack in the gas hydrate layer, filling the crack with a conductive proppant and energizing it. 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 fracturing, it is necessary to inject proppant using a pressure fluid in which an additive is added and viscosity is adjusted in order to support (hold) the crack formed in the gas hydrate layer. However, some additives have an impact on the environment, and it is necessary to install equipment for handling additives and proppants. Conventional hydraulic fracturing has environmental problems and economic problems, such as an increase in the number of processes for handling and the 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, in the techniques described in Patent Document 1 and Patent Document 2, an additive is added to the fluid to be injected, and in Patent Document 3, a liquefied gas is used as the fluid to be injected. It contains 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。 In addition, the technique described in Patent Document 4 uses proppant, and includes the above-described problems 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 been conventionally thought that it is necessary to use proppant in order to support (hold) the crack formed in the gas hydrate layer, and the crack formed in the gas hydrate layer without using proppant is considered. There is no idea to hold.
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 problems described above, and forms a crack in the gas hydrate layer using a pressure fluid containing no additive, and allows good penetration of the gas hydrate layer without injecting proppant. A hydraulic fracturing method and a hydraulic fracturing system in the gas hydrate layer, which can hydraulically crush the gas hydrate layer while avoiding environmental problems and economic problems. 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 hydraulic fracturing method in the gas hydrate layer according to the present invention is a method of constructing a pipe in the ground that extends to a predetermined depth where a crack is to be formed in the gas hydrate layer and through which a pressure fluid flows. When the minimum stress at a predetermined depth is P0 (MPa) and the internal pressure resistance 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 to form a crack 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。 In the hydraulic fracturing method of the present invention, in the gas hydrate layer, when the minimum stress at a predetermined depth at which cracking is desired is P0 (MPa) and the internal pressure resistance of the pipe is P1 (MPa), the pressure P (MPa) is By injecting the pressure fluid adjusted in the range of (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa) <P1 (MPa), the proppant for holding the formed crack is also used to spread the proppant. Even when a pressure fluid containing no additive is used, the crack can be sufficiently retained, and the effective permeability in the gas hydrate layer can be remarkably 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。 Of the pressure range of the pressure fluid described above, the lower limit (2.9 + P0) (MPa) is specified by the 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 why the crack formed by applying the pressure fluid having the pressure in the above numerical range to the gas hydrate layer can be satisfactorily maintained is related to the ground properties peculiar to the gas hydrate such as methane hydrate. It is sex. Specifically, since a layer is consolidated in a shale oil layer or the like, when a crack is formed in the consolidated layer, it is necessary to provide proppant or the like to prevent the crack from being blocked. On the other hand, the methane hydrate layer is formed from unconsolidated sediment particles with a particle size in the range of 100 to 200 μm, forming a formation that freezes wet sand. ing. When cracks are formed in the methane hydrate layer, the sand that has adhered to each other through the methane hydrates peels off, so the crack surface partially collapses, and further decompression reduces the methane hydrate around the cracks. Decomposes (the frozen part melts), and the crack surface collapses further. This is because the sand generated from the broken part plays a role in place of proppant and holds the formed crack. In addition, since the shale oil layer is consolidated, even if a crack is generated, the layer is displaced and particles are not generated from the crack unlike 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。 Thus, the optimal pressure fluid pressure range that causes cracks in the gas hydrate layer is in the range of (2.9 + P0) (MPa) ≤ P (MPa) <P1 (MPa). Sand generated from the crack surface of the gas hydrate layer guarantees the retention of 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, examples of the pressure fluid to be applied include any one of water, seawater, fresh water, and distilled water that does not contain an additive for causing proppant to spread in the crack. Further, since such additives are not included, the pressure fluid does not need to include proppant. As described above, the “additive” means a polymer, oil, or the like.
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 desired to be formed” means that in a gas hydrate layer having a certain thickness, when the depth is a specific depth, the depth is a predetermined depth, and the predetermined depth is within a certain height range. The upper and lower depths are the predetermined depth. In the latter case, the location for injecting the pressure fluid may extend to a plurality of locations from the upper limit position to the lower limit position within a certain height range, or the intermediate position within a certain height range may be set as the injection location. .
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. This 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 the layer, comprising: a gas hydrate layer, a pipe extending to a predetermined depth at which a crack is desired to be formed and flowing a pressure fluid; and 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 pressure resistance of the pipe is P1 (MPa), the pressure P (MPa) of the pressure fluid is (2.9 + P0) (MPa) in the supply device. ) ≦ 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, as the piping through which the pressure fluid flows, there may be mentioned a form in which the pressure fluid is discharged on all or a part of the side, and the lower end is closed. Moreover, a pump etc. are mentioned as a supply apparatus. The system is applied by adjusting the injection pressure P (MPa) of the pressurized fluid by the supply device to be applied to a 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 bottom of the sea to the gas hydrate layer, and a pipe such as a steel pipe extending from the drilling vessel to the gas hydrate layer is disposed 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 ship, and the pressure fluid adjusted to the injection pressure P (MPa) described above can be injected to a predetermined depth at which a crack is to be formed in the gas hydrate layer via a pipe. 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 additive, and good permeability of the gas hydrate layer can be obtained without injecting proppant. It becomes possible to maintain.
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, the minimum stress at a predetermined depth at which a crack is desired to be formed in the gas hydrate layer is P0 (MPa), When the internal pressure resistance of the piping 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 containing neither proppant that holds cracks nor additives that distribute the proppant is applied, cracks can be effectively formed in the gas hydrate layer, and the formed cracks can be sufficiently retained. And good permeability in the gas hydrate layer can be ensured. Therefore, while solving problems such as the burden on the environment that may occur when proppants and additives are used, and economic problems such as an increase in the number of processes for handling additives and proppants, the construction period is prolonged. The gas can be recovered effectively.
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, embodiments of a hydraulic fracturing method and a hydraulic fracturing system in a gas hydrate layer according to the present invention will be described with reference to the drawings. There are various layer configurations of the submarine ground other than the illustrated example, and the gas hydrate layer may have a slanted or curved layer shape. In addition, the excavator is not limited to the illustrated apparatus, and various excavators such as a bottomed rig, a deck lifting rig, and a ship 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 fracturing method and hydraulic fracturing system in gas hydrate layer)
FIG. 1 is a flow diagram illustrating the hydraulic fracturing method of the present invention, and FIG. 2 is a flow diagram illustrating the hydraulic fracturing method subsequent to FIG. 1, showing both the hydraulic fracturing system of the present invention. FIG. 3 is a flowchart illustrating the hydraulic crushing method subsequent to 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 seabed. The hydraulic fracturing method of the present invention is applied to a predetermined depth of the gas hydrate layer G2 to form an artificial crack (fracture), and the permeability of the gas hydrate layer G2 is improved to improve the gas generated from the gas hydrate. Promote 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, the semi-submersible floating excavator 1 is anchored on the sea, the drill bit 2 is lowered from the floating excavator 1 into the seabed ground, and the drill bit 2 is excavated to a predetermined depth to protect the mine wall. The casing K1 is installed, and cement is injected between the casing K1 and the ground on the back 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, at a depth deeper than the casing K1 of the upper layer G1, a casing K2 having a diameter smaller than that of the casing K1 is installed inside the casing K1, and cement is injected between the casing K2 and the ground on the back 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 where it is desired to form an artificial crack by applying the hydraulic fracturing method, and the gas hydrate layer G2 is bare without installing a casing. The well R is formed, and the well K including the casings K1 and K2 and the 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, it extends from the floating excavator 1 to the lower end of the well K (bare pit R), and a number of discharge holes are opened at the side of at least the location in the bar pit R. A pipe 3 made of a steel pipe is closed, and packers P made of hard rubber balloons are installed at two locations above and below the annulus of the pipe 3 and the bare mine R to fix the pipe 3 inside the bare mine R. At the same time, the space between the upper and lower packers P is isolated by pressure.
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 pressure fluid to the gas hydrate layer G2 through a pipe 3, and the hydraulic crushing system 10 is connected to 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 the predetermined depth t of the gas hydrate layer G2 is P0 (MPa) and the internal pressure resistance of the pipe 3 is P1 (MPa), the pressure P (MPa) of the injected pressure fluid is Adjust to the range of (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa) <P1 (MPa) and inject the pressure fluid pressure-adjusted in this range into the gas hydrate layer G2 through the pipe 3 (in the 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 composed of any one of water, seawater, fresh water, or distilled water, and does not contain additives such as polymers and oils and proppants.
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 within the pressure range described above into the gas hydrate layer G2 at a predetermined depth t, even when a pressure fluid that does not include the proppant that holds the crack C and the additive that spreads the proppant is applied, The crack C can be effectively formed in the gas hydrate layer G2, and the formed crack C can be sufficiently retained, and 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 a methane hydrate layer, is formed of unconsolidated sediment particles, and forms a formation in which wet sand is frozen. When crack C is made in methane hydrate layer G2, the sand fixed to each other through methane hydrate is peeled off, so the crack surface partially collapses and further decompression reduces the methane hydrate around the crack. The crack surface is further broken, and sand generated from the broken portion is generated. For this reason, in the methane hydrate layer G2, it is considered that the generated sand plays a role in place of the proppant, and the sand that generated the crack C is retained. Therefore, the proppant holding the crack C also goes through this proppant. Additives for spreading are also unnecessary.
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 pressurized fluid into the gas hydrate layer G2, a valve (not shown) connected to the pipe 3 is closed to close the pipe 3, thereby closing the pipe 3 and in the gas hydrate layer G2. The pressure behavior is measured by a pressure sensor (not shown), and the measurement result is observed as needed, and the process waits until the crack C is supported by the unconsolidated sediment 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 certain value, it can be identified that the crack C is supported by the unconsolidated sediment particles that constitute 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 hydraulic fracturing pipe 3 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 bare mine R, and the gas pipe 7 is installed with its lower end extending to a position above the bare mine 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, as shown in FIG. 3, the groundwater W flows into the well K from the gas hydrate layer G2 via the sand protection screen 5 (X2 direction). In the inflow of the groundwater W, the broken sand is prevented from entering the bare mine 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 pumping pump (not shown) is built in the drainage pipe 6, and the pumping pump is operated to suck the groundwater W in the well K into the drainage 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 drawing up the groundwater W, the gas hydrate layer G2 is depressurized. When the gas hydrate layer G2 is depressurized, the gas hydrate is decomposed, and the generated gas and groundwater W flow toward the bare pit R. By sending the gas that has flowed into the bare pit R through the sand protection screen 5 to the ground through the gas pipe 7 (X4 direction), gas production is executed.
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 drain pipe 6 for pumping up the groundwater are separately formed. However, in the form of injecting the pressure fluid and pumping up the groundwater through 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 gas hydrate layer G2 shown in the figure, the gas hydrate layer is applied even when a pressure fluid that does not include the proppant that holds the crack C and the additive that distributes the proppant is applied. The crack C can be effectively formed in G2, and the formed crack C can be sufficiently retained, and good permeability in the gas hydrate layer G2 can be ensured. Therefore, while solving problems such as the burden on the environment that may occur when proppants and additives are used, and economic problems such as an increase in the number of processes for handling additives and proppants, the construction period is prolonged. The gas can be recovered effectively.
（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。(In-house experiment simulating hydraulic fracturing 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-added pressure cell made of an aluminum alloy and capable of independently controlling axial pressure and circumferential pressure. The formation of cracks 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. In other words, water-filled Toyoura sand was packed in a rubber sleeve to create a cylindrical core having a diameter of 50 mm and a length of 69.9 mm. The axial pressure of the pressure cell was controlled to 2.1 MPa, the peripheral pressure was controlled to 1.1 MPa, and methane gas was pressurized to 4.1 MPa while maintaining effective stress. And methane hydrate was produced | generated by reducing temperature to about 276K. After the methane hydrate was generated, residual gas was removed with distilled water to create methane hydrate embryo sand with a methane hydrate saturation rate of 72% and a water saturation rate of 28%. Here, the pore pressure, axial pressure, and 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 crushing, distilled water was injected at a rate of 5 ml / min from a 3 mm diameter press-fitting hole at the top of the core sample to a total of 10 ml. During this time, axial pressure and peripheral pressure were kept constant. At each step before and after hydraulic fracturing and after the crack was closed by re-restraint, X-ray CT observation was performed 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 relationship diagrams in the first and second pressurization of pressurized fluid, 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 fracture mode formed in 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 press-fitting, the press-fitting pressure rose to the safety upper limit of 9.0 MPa. As a result, the injection rate decreased once from the initial 5 ml / min to nearly 0.5 ml / min due to the safety control of the apparatus, but then gradually increased and finally recovered to 5 ml / min. During this time, the press-fitting 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 the 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 re-restrained by returning the pore pressure to the initial state. In the observation by X-ray CT performed about one day later, 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-in was performed approximately one day after the first press-in. In the second press-fitting, when the press-fitting pressure reached 8.0 MPa, it suddenly decreased. 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 formed by the first press-fitting (0 to 20 mm from the upper end of the core sample) reopens and spreads toward the lower end of the core sample (25 to 60 mm from the upper end of the core). It became clear that it 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。 Several connected cracks developed toward the longitudinal direction of the core specimen in the direction perpendicular to the minimum principal stress. The cracks were straight and thin, with little bending 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 (circumferential pressure in this experiment) 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 (2.9 + P0) (MPa) ≤ P (MPa) The pressure was controlled so as to satisfy the following conditions, and injection of pressure fluid was 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 view of the fact that it is essential that the pressure fluid pressure is less than the internal pressure resistance of the perforated pipe through which the pressure fluid flows, when the internal 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 injected at 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。 Moreover, the fracture mode formed in the core sample observed in this experiment is shown in FIG.
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. Although it is said that the excess crushing pressure (difference between crushing pressure and minimum principal stress) in tensile fracture is related to the tensile strength, the tensile strength of hydrated embryo sand has not been reported so far. On the other hand, the tensile strength of methane hydrate alone was determined by experiments (W. Jung, and JC Santamarina, Hydrate adhesive and tensile strengths, Geochem. Geophys. Geosyst., 2011, 12, Q08003.) And molecular dynamics calculations (J. Wu , F. Ning, TT Trinh, S. Kjelstrup, TJH Vlugt, J. He, BH Skallerud, and Z. Zhang, Mechanical instability of monocrystalline and porous methane hydrates, Nature Communications, 2015, 6, Article number: 8743.) Research results have been reported, and it is suggested that the tensile strength of hydrate depends on its crystallinity and crystal grain size. Sub GPa order values have been reported in the molecular dynamics calculations where they are uniform. Since the crystallinity and grain size of methane hydrate in the sand layer are thought to vary, the overcrushing pressure of 2.9 to 3.9 MPa obtained in this experiment is the single unit of methane hydrate reported in previous experiments. It should be consistent with the tensile strength (sub-MPa order), but it was actually an order of magnitude higher than that.
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。 Since the difference between the previous experiment and this experiment is the presence or absence of effective stress, the tensile strength of hydrate embryo sand depends on crystallinity, crystal grain size, hydrate morphology, hydrate saturation, and effective stress. Conceivable. Theoretically, the overcrushing pressure at the time of tensile failure does not depend on the effective stress, but the results of this experiment fully show that the overcrushing pressure of hydrate embryos may depend on the effective stress. Yes.
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 water was measured through a pressure relaxation test and a flow test before and after hydraulic fracturing and after the crack was closed by re-restraint.
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 permeability of water before hydraulic crushing (initial stage) was 0.00080 mD (Mildal Sea). 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 effective water permeability of the second time was a value measured after reconstraining the core sample, and the crack was closed at this time. From this, it became clear that even if there was no proppant for retaining cracks, the effective permeability increased by hydraulic fracturing was maintained. In addition, the influence 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。(In-house experiment 2 simulating hydraulic fracturing and its result)
The present inventors conducted a laboratory experiment 2 simulating hydraulic fracturing. The experimental method and details of this laboratory experiment are almost the same as in the laboratory experiment 1. The result is shown in FIG.
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。 Fig. 8 confirms a decrease in the injection pressure in the pressurized fluid at 3.3 MPa or higher than 5.1 MP, which is the minimum principal stress (circumferential pressure in this experiment), and (2.9 + P0) (MPa) ≤ P (MPa) A range of pressures is 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。 The embodiment of the present invention has 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 excavator, 2 ... Drill bit, 3 ... Piping, 4 ... Injection pump (supply device), 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 ... Bare pit, P ... Packer, C ... Crack
Claims (4)
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。In the gas hydrate layer, install a pipe in the ground that extends to a predetermined depth where you want to form a crack and through which the pressure fluid flows.
When the minimum stress at the predetermined depth is P0 (MPa) and the internal pressure resistance of the pipe is P1 (MPa), the pressure P (MPa) of the pressure fluid is (2.9 + P0) (MPa) ≦ P (MPa ) The method of hydraulic fracturing in the gas hydrate layer, in which the pressure fluid adjusted in the range of <P1 (MPa) is injected into the predetermined depth of the gas hydrate layer 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 hydraulic fracturing 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,
Of the gas hydrate layer, a pipe that extends to a predetermined depth where 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 pressure resistance of the pipe is P1 (MPa), the pressure P (MPa) of the pressure fluid is (2.9 + P0) (MPa) in the supply device. ) ≦ P (MPa) <P1 (MPa) The hydraulic fracturing system in the gas hydrate layer is adjusted.
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