WO2019123571A1 - メタンガス生産設備、及びメタンガス生産方法 - Google Patents

メタンガス生産設備、及びメタンガス生産方法 Download PDF

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    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Definitions

  • the present invention relates to a technology for producing methane gas from a methane hydrate layer.
  • methane hydrate As non-conventional resources, methane hydrate (also referred to as gas hydrate) present in deep sea and frozen soil is attracting attention.
  • Methane hydrate is a solid substance present in a cage structure (clathrate) of water molecules under low temperature and high pressure conditions, in which a guest molecule containing methane molecules as a main component is incorporated.
  • Methane hydrate is known to release methane, for example, instead of taking in carbon dioxide (CO 2 ) and becoming a stable state.
  • CO 2 carbon dioxide
  • Patent Document 2 discloses that liquid CO 2 made into fine particles smaller than the gap of the formation forming the methane hydrate layer is dispersed in water and absorbed into the formation in the state of an emulsion. Discloses a technique for facilitating the diffusion of liquid CO 2 .
  • Patent Document 3 horizontal wells are provided in the methane hydrate sedimentary layer so as to form upper and lower pairs, and hot water or steam is supplied to these horizontal wells to provide methane hydrate between the pairs of wells. And reduce the flow resistance, then switch the hot water or steam supply source to the lower horizontal well only, while collecting water containing methane gas bubbles from the upper horizontal well, A technique for recovering methane gas by performing separation is described.
  • this technology is nothing but the heating method described above in that it is heating methane hydrate, and it is as mentioned above that the problem in terms of economy is large.
  • the present invention has been made under such a background, and provides a methane gas production facility and a methane gas production method capable of efficiently producing methane gas from a wide range of methane hydrate layers.
  • the methane gas production facility of the present invention is a methane gas production facility that produces methane gas from a methane hydrate layer.
  • a first horizontal well provided along the methane hydrate layer;
  • the injection water is injected into the first horizontal well to inject the injection water obtained by dispersing carbon dioxide gas in water into the surrounding methane hydrate layer through the first horizontal well.
  • Press-in water supply unit to supply The carbon dioxide in the injection water is taken into methane hydrate, and the displacement is performed along the upper side of the first horizontal well where methane released by the substitution with the carbon dioxide is moved upward.
  • a vacuum suction unit which sucks water containing methane from the surrounding methane hydrate layer through pumping in the second horizontal well by pumping the water in the second horizontal well; And a gas-liquid separation unit for separating methane gas from water sucked using the vacuum suction unit.
  • the methane gas production facility may have the following features.
  • the press-in water supply unit includes a carbon dioxide dispersion unit for dispersing carbon dioxide gas in the state of a dispersion having a diameter of 10 nm to 1 ⁇ m in the press-in water.
  • the carbon dioxide gas dispersed by the carbon dioxide dispersion unit is contained in the injected water in the state of a supercritical fluid.
  • the press-in water supply unit supplies press-in water obtained by dispersing carbon dioxide gas in water from which methane gas is separated in the gas-liquid separation unit to the first horizontal well.
  • the distance in the height direction between the first horizontal well and the second horizontal well is in the range of 5 to 50 m.
  • a plurality of horizontal wells extending along the methane hydrate layer and arranged in an up-and-down relationship with each other (first horizontal well on the lower side, second horizontal well on the upper side) And depressurize the periphery of the upper second horizontal well to advance the generation of methane gas by decomposition of methane hydrate, and, at the same time, inject carbon dioxide in the injected water injected at the lower first horizontal well.
  • Methane gas is released from methane hydrate by substitution with carbon.
  • methane gas can be efficiently produced over a wide area provided with horizontal wells by the effects of both the depressurization and the replacement of carbon dioxide.
  • FIG. 6 is an operation diagram showing how methane gas is collected from a methane gas hydrate layer using first and second horizontal wells. It is explanatory drawing which shows the other structural example of a 1st, 2nd horizontal well.
  • the methane gas production facility of this example can produce methane gas from, for example, a methane hydrate layer MHL formed on the bottom side of the seabed (water bottom) or the formation GL of the frozen land zone.
  • FIG. 1 shows a configuration example of a methane gas production facility that produces methane gas from the methane hydrate layer MHL present on the seabed.
  • the formation GL having the methane hydrate layer MHL is located, for example, on the seabed with a depth of several hundred meters or more, and the methane hydrate layer MHL is several tens of meters to several tens of meters below the seabed surface of this formation GL. It is located about 100 meters below.
  • the methane gas production facility of this example includes a first horizontal well 22 for supplying injection water containing CO 2 substituted for methane toward the methane hydrate layer MHL, and contains methane gas by pumping up the flowed water. Production of methane gas from the methane hydrate layer MHL is performed using water and a second horizontal well 21 for reducing the pressure around the area.
  • a base portion 121 connected to a press-in water supply pipe 12 for supplying press-in water is provided on the seabed having the methane hydrate layer MHL, and the base portion 121 extends from the base portion 121 toward the methane hydrate layer MHL.
  • a vertical well 220 is provided. At the lower part of the vertical well portion 220, a first horizontal well 22 is formed at a desired position in the methane hydrate layer MHL by a known horizontal drilling method in which the drilling angle is gradually inclined.
  • the first horizontal well 22 has a well-known structure in which a casing made of a steel pipe is disposed in a well provided so as to extend horizontally along the methane hydrate layer MHL, and the periphery of the casing is cemented. Equipped with The length of the first horizontal well 22 is, for example, 500 to 1000 m.
  • the first horizontal well 22 is provided with a plurality of perforations along the circumferential direction with respect to the casing and the cement for fixing the same and an interval along the extension direction of the first horizontal well 22. Openings 221 formed of a plurality of sand screens or the like are provided at a plurality of places spaced apart from each other along the extending direction of the casing (FIG. 1 shows an example in which the openings are formed by perforations. is there).
  • the inside of the first horizontal well 22 is in communication with the surrounding methane hydrate layer MHL, and the injection water supplied from the injection water supply pipe 12 is taken around the first horizontal well 22. Can be pressed into the
  • a second horizontal well 21 arranged to extend along the extension direction of the first horizontal well 22 is provided. ing.
  • the second horizontal well 21 is also provided from the bottom side of the vertical well portion 210 extending toward the methane hydrate layer MHL from the base portion 111 provided on the seabed and connected to the riser pipe 11 where pumping is performed.
  • the point that 211 is provided is almost the same as the configuration of the first horizontal well 22 described above.
  • the second horizontal well 21 is replaced with methane gas by substitution with CO 2 contained in the injection water injected into the methane hydrate layer MHL at the first horizontal well 22 side. It is arranged in the area where methane gas released from the hydrate moves upward. It is conceivable to specify the region, for example, by simulating the diffusion of methane gas in the methane hydrate layer MHL using a reservoir simulator.
  • the distance in the height direction between the first horizontal well 22 and the second horizontal well 21 is not particularly limited as long as the above requirements are satisfied, for example, 5 to 50 m may be exemplified. it can.
  • the riser pipe 11 connected to the upper end of the vertical well portion 210 via the base portion 111 is extended upward to the floater 3 and pumped up. It is connected to a pump 301 configured by a pump or the like.
  • the pump 301 is in communication with the inside of the second horizontal well 21 through the opening 211 and has the ability to reduce the pressure around the second horizontal well 21 which is a high-pressure atmosphere to, for example, about 5 to 10 MPa by absolute pressure. Is equipped.
  • the capacity of the pump 301 changes in accordance with the pressure around the second horizontal well 21 and the length and diameter of the riser pipe 11, the vertical well portion 210, and the second horizontal well 21.
  • the vertical well portion 210, the riser pipe 11, and the pump 301 constitute a decompression suction unit of the present embodiment.
  • a gas-liquid separation tank (gas-liquid separation unit) 31 for receiving water (pumped up by the pump 301) produced from the methane hydrate layer MHL and separating it into methane gas and water. It is provided.
  • the water extracted from the methane hydrate layer MHL contains methane gas in the form of bubbles, and the water discharged from the pump 301 is allowed to stand still in the gas-liquid separation tank 31 to release the bubbles of methane gas. Then, it will be used again as a water injection.
  • methane gas separated from water in the gas-liquid separation tank 31 is transported to a methane gas utilization facility.
  • the gas-liquid separation tank 31 on the floater 3 side is not essential, and for example, the pump 301 and the gas-liquid separation tank 31 may be disposed on the seabed.
  • the methane gas separated from the water in the gas-liquid separation tank 31 may be extracted to the sea via the riser pipe 11, while the water after the gas-liquid separation may be used on the sea floor as the injection water.
  • the press-in water supply pipe 12 connected to the upper end of the vertical well portion 220 via the base portion 121 is extended upward to the floater 3 and connected to the press-in water supply tank 34 via the pump 303 It is done.
  • press-in water supply tank 34 press-in water obtained by dispersing CO 2 gas in water is stored.
  • the pump 303 is in communication with the first horizontal well 22 via the opening 221 and directed to the methane hydrate layer MHL around the first horizontal well 22, for example, a pressure of about 10 to 20 MPa in absolute pressure. Inject water with the ability to inject water.
  • the capacity of the pump 303 also depends on the pressure around the first horizontal well 22 and the length and diameter of the injection water supply pipe 12, the vertical well 220, and the first horizontal well 22. Change.
  • the press-in water supply tank 34, the pump 303, the press-in water supply pipe 12, and the vertical well portion 220 constitute a press-in water supply unit according to the present embodiment. Also, as described above, when the gas-liquid separation tank 31 is arranged on the seabed, the pump 303 is arranged on the seabed, and the water after gas-liquid separation is supplied to the vertical well portion 220 as the injection water. It is also good.
  • the CO 2 contained in the injection water be in the form of a dispersion having a diameter of, for example, 10 nm to 1 ⁇ m.
  • the pressure difference between the inside and the outside of the dispersion composed of the fluid dispersed in water is inversely proportional to the diameter of the dispersion, so in the above-mentioned diameter range, CO 2 is likely to be present in the state of supercritical fluid.
  • air bubbles in the above-mentioned diameter range are called ultrafine bubbles (UFB), and in the present specification, dispersions of CO 2 in the supercritical state are also called “UFB”.
  • UFB of CO 2 is formed.
  • the UFB forming unit 33 corresponds to the carbon dioxide dispersing unit in the present embodiment.
  • the configuration of the UFB forming unit 33 is not particularly limited as long as it has a function of dispersing UFB of CO 2 in water.
  • CO 2 gas may be allowed to pass through a porous body or porous body film made of sintered metal to form UFB, or CO 2 gas is supplied toward a region where a swirling flow of water is formed,
  • the shear force of the water stream may be used to form the UFB, and other techniques may be used to form the UFB.
  • the concentration of CO 2 contained in the injection water can be, for example, in the range of 3 to 10% in the mixing ratio.
  • the UFB forming unit 33 is not limited to the case of being provided in the floater 3, and it may be considered to be provided in the wellbore.
  • UFB forming part 33 is provided in the vicinity of base part 121 to form UFB
  • the injection water immediately after forming UFB may be supplied to the first horizontal well 22. .
  • the pumps 301 to 303 are operated by the floater 3 to start supply of injection water to the first horizontal well 22 and pumping of water in the second horizontal well 21.
  • press-in water is supplied to the first horizontal well 22 at a pressure of about 10 to 20 MPa in absolute pressure, and the press-in water is press-into the methane hydrate layer MHL through the opening 221.
  • Ru The injection water spreads in the methane hydrate layer MHL around the first horizontal well 22 and contacts with the methane hydrate, as schematically shown by the white arrows in FIGS. 2 (a) and 2 (b).
  • methane gas is released into the methane hydrate layer MHL.
  • the methane hydrate layer may contain components other than methane, for example, components such as ethane and propane, and the mixed gas of such methane and other components is also referred to as "methane gas" in the following description. Call.
  • the methane gas passes through the minute gaps formed in the methane hydrate layer MHL to be the methane hydrate layer. Moving upward in MHL.
  • the second horizontal well 21 by pumping the water in the second horizontal well 21 toward the floater 3, the inside of the second horizontal well 21 and the second horizontal well 21.
  • the ambient pressure is reduced to about 5 to 10 MPa in absolute pressure.
  • methane hydrate is present under low temperature and high pressure conditions, it decomposes under reduced pressure conditions to form water and methane.
  • water containing methane gas generated by decompression flows into the second horizontal well 21 with lower pressure. .
  • the injection water supplied from the first horizontal well 22 also travels in the gap of methane hydrate and spreads in the methane hydrate layer MHL.
  • the first horizontal well 22 is provided, water containing CO 2 is injected, and methane gas generated by replacement with CO 2 is recovered, for example, from the vertical well as a second horizontal. Since the water is pumped up on the well 21 side, it becomes easy to form a flow in which the injection water spreads in the methane hydrate layer MHL.
  • the pumped water is sent to the gas-liquid separation tank 31 of the floater 3 for gas-liquid separation, and the methane gas is transported to the aforementioned methane gas utilization facility .
  • water from which methane gas has been separated is extracted from the gas-liquid separation tank 31 and dispersed in the UFB forming unit 33 as UFB of CO 2 gas, and then injected again to the first horizontal well 22 as injection water. Supplied.
  • the treatment of the water pumped up from the second horizontal well 21 becomes unnecessary by injecting the water into the methane hydrate layer MHL, but the decomposition of the hydrate in the second horizontal well 21 side, water It is also possible to suppress the occurrence of ground subsidence associated with the pumping up of
  • the methane gas production facility of the present embodiment has the following effects.
  • a first horizontal well 22 and a second horizontal well 21 arranged along the methane hydrate layer MHL and arranged in an up-and-down relationship with each other are provided, and the second horizontal well 21 on the upper side is provided.
  • the pressure is reduced around the area to advance the generation of methane gas by decomposition of methane hydrate, and at the same time the displacement with CO 2 in the injection water injected at the lower first horizontal well 22 side, the methane gas is released from the methane hydrate Let out.
  • methane gas can be efficiently produced over a wide area in which the horizontal wells 22 and 21 are provided by the effects of both the pressure reduction and the CO 2 substitution.
  • first and second horizontal wells 22 and 21 in the vertical direction is not limited to the case where they are vertically aligned as in the example shown in FIG. It may be Also, a plurality of one or both of the first and second horizontal wells 22 and 21 may be provided.
  • FIG. 3 shows an example in which a plurality of first horizontal well 22 sides are provided.
  • first horizontal well 22 and the second horizontal well 21 are each provided with a plurality of the first horizontal well 22 and the second horizontal well 21 for each vertical well portion 220 and 210. You may comprise by the multi lateral type horizontal well which is provided.
  • the methane gas production facility described above excavates vertical wells 220 and 210 from the surface of a frozen land zone, for example, and further produces a methane gas by providing a first horizontal well 22 and a second horizontal well 21.
  • the case can also be applied.
  • each facility provided on the floater 3 of FIG. 1 is provided on the ground.

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Abstract

【課題】広範囲のメタンハイドレート層から、効率的にメタンガスを生産することが可能なメタンガス生産設備などを提供する。 【解決手段】メタンハイドレート層ＭＨＬからメタンガスを生産するメタンガス生産設備において、第１の水平坑井２２は、メタンハイドレート層ＭＨＬに沿って設けられ、圧入水供給部３０３、３４は、水に二酸化炭素ガスを分散させて得られた圧入水を、第１の水平坑井２２に供給する。第２の水平坑井２１は、二酸化炭素との置換によりメタンハイドレートから放出されたメタンが上昇移動してくる領域に沿って設けられ、減圧吸引部３０１は第２の水平坑井２１内を揚水することで減圧すると共に、メタンを含む水を吸引し、気液分離部３１は、吸引された水からメタンガスを分離する。

Description

メタンガス生産設備、及びメタンガス生産方法
　本発明は、メタンハイドレート層からメタンガスを生産する技術に関する。
　非在来型の資源として、深海や凍土層に存在するメタンハイドレート（ガスハイドレートともいう）が注目されている。メタンハイドレートは、低温、高圧の条件下で、水分子のかご構造（クラスレート）内に、メタン分子を主成分とするゲスト分子を取り込んだ状態で存在する固体状の物質である。
　このメタンハイドレートからメタンを生産する手法として、加熱や減圧によりメタンハイドレートを分解させ、放出されたメタンガスを回収する手法が検討されている。　
　しかしながら加熱法においては、深海や凍土層の地下深くに広がるメタンハイドレート層を広範に加熱状態とすることは経済的観点で実現が難しい。
　また、減圧法によるメタンガスの生産は、加熱法と比較して経済性に優れるが、メタンハイドレート層の減圧にあたっては、メタンハイドレートの分解に際して生成した大量の水を汲み上げる必要がある。このため、排水処理の問題や地盤沈下の問題なども考慮しなければならない。
　またメタンハイドレートは、例えば二酸化炭素（ＣＯ２）を取り込んで安定な状態となる代わりに、メタンを放出することが知られている。　
　この特性を利用し、メタンハイドレート層に、例えば液体ＣＯ２を注入することにより、ＣＯ２を取り込ませた状態でハイドレート層を維持しつつメタンガスを放出させて回収する技術も検討されている（例えば特許文献１）。
　さらに液体ＣＯ２の注入技術に関して特許文献２には、メタンハイドレート層を構成する地層の間隙よりも小さな微粒子にした液体ＣＯ２を水に分散させ、エマルションの状態にて地層中に吸い込ませることにより、液体ＣＯ２を拡散させやすくする技術が記載されている。
　このように、ＣＯ２を利用したメタンガスの生産技術は、種々の観点からの開発が進められているが、依然として実用化には至っていない。この点、広範囲に広がるメタンハイドレート層から、さらに効率よくメタンガスの生産を可能とする技術を開発する余地は大きい。
　なお特許文献３には、メタンハイドレート堆積層内に、上下ペアとなるように水平坑井を設け、これらの水平坑井に熱水または水蒸気を供給してペアの坑井間のメタンハイドレートを分解させ流動抵抗を低下させた後、熱水または水蒸気の供給元を下部側の水平坑井のみに切り替える一方、上部側の水平坑井から、メタンガスの気泡を含む水を採取し、気液分離を行うことにより、メタンガスを回収する技術が記載されている。　
　しかしながら当該技術は、メタンハイドレートを加熱している点において既述の加熱法に他ならず、経済性の観点での課題が大きいことは上述の通りである。
国際公開第２０１２／０６１０２７号 特許第５７４８９８５号公報 特許第３８９９４０９号公報
　本発明は、このような背景の下になされたものであり、広範囲のメタンハイドレート層から、効率的にメタンガスを生産することが可能なメタンガス生産設備、及びメタンガス生産方法を提供する。
　本発明のメタンガス生産設備は、メタンハイドレート層からメタンガスを生産するメタンガス生産設備において、
　前記メタンハイドレート層に沿って設けられた第１の水平坑井と、
　水に二酸化炭素ガスを分散させて得られた圧入水を、前記第１の水平坑井を介して周囲のメタンハイドレート層に圧入するために、当該第１の水平坑井に前記圧入水を供給する圧入水供給部と、
　前記圧入水中の二酸化炭素がメタンハイドレートに取り込まれ、当該二酸化炭素との置換により放出されたメタンが上昇移動してくる前記第１の水平坑井の上方側の領域に沿って設けられた第２の水平坑井と、
　前記第２の水平坑井内を揚水することで減圧し、当該第２の水平坑井内を介して周囲のメタンハイドレート層からメタンを含む水を吸引する減圧吸引部と、
　前記減圧吸引部を用いて吸引された水からメタンガスを分離する気液分離部と、を備えたことを特徴とする。
　前記メタンガス生産設備は以下の特徴を備えていてもよい。
（ａ）前記圧入水供給部は、二酸化炭素ガスを直径１０ｎｍ～１μｍの分散体の状態で前記圧入水に分散させる二酸化炭素分散部を備えること。前記二酸化炭素分散部により分散させた二酸化炭素ガスは、超臨界流体の状態で前記圧入水中に含まれること。　
（ｂ）前記圧入水供給部は、前記気液分離部にてメタンガスが分離された水に二酸化炭素ガスを分散して得られた圧入水を前記第１の水平坑井に供給すること。　
（ｃ）前記第１の水平坑井と第２の水平坑井との間の高さ方向の距離が５～５０ｍの範囲内であること。
　本発明は、メタンハイドレート層に沿って伸びると共に、互いに上下関係となるように配置された複数の水平坑井（下方側の第１の水平坑井、上方側の第２の水平坑井）を設け、上方側の第２の水平坑井の周囲を減圧し、メタンハイドレートの分解によるメタンガスの生成を進行させると共に、下方側の第１の水平坑井側で圧入された圧入水中の二酸化炭素との置換作用によりメタンハイドレートからメタンガスを放出させる。この結果、減圧と二酸化炭素の置換との双方の効果により、水平坑井が設けられた広い領域に亘って効率的にメタンガスを生産することができる。
実施の形態に係るメタンガス生産設備の構成例を示す説明図である。 第１、第２の水平坑井を用いてメタンガスハイドレート層からメタンガスを採取する様子を示す作用図である。 第１、第２の水平坑井の他の構成例を示す説明図である。
　以下、図面を参照しながら本発明の実施の形態に係るメタンガス生産設備の構成について説明する。本例のメタンガス生産設備は、例えば海底（水底）や凍土地帯の地層ＧＬの下層側に形成されたメタンハイドレート層ＭＨＬからメタンガスを生産することが可能である。　
　図１には、海底に存在するメタンハイドレート層ＭＨＬからメタンガスを生産するメタンガス生産設備の構成例を示してある。
　図１に示す例において、メタンハイドレート層ＭＨＬを擁する地層ＧＬは、例えば水深が数百メートル以上の海底に位置し、メタンハイドレート層ＭＨＬはこの地層ＧＬの海底面よりも数十メートル～数百メートル程度下方側に位置している。
　本例のメタンガス生産設備は、前記メタンハイドレート層ＭＨＬに向けてメタンと置換されるＣＯ２を含む圧入水を供給する第１の水平坑井２２と、流れ込んだ水を揚水してメタンガスを含む水を取り込むと共に、周囲を減圧する第２の水平坑井２１とを利用してメタンハイドレート層ＭＨＬからのメタンガスの生産を行う。
　メタンハイドレート層ＭＨＬを擁する海底には、圧入水の供給を行う圧入水供給管１２と接続されるベース部１２１が設けられると共に、当該ベース部１２１からは、メタンハイドレート層ＭＨＬへ向けて伸びる垂直坑井部２２０が設けられている。この垂直坑井部２２０の下部にて、次第に掘削角度を傾斜させる公知の水平掘削法により、メタンハイドレート層ＭＨＬ内の所望の位置に第１の水平坑井２２が形成されている。
　例えば第１の水平坑井２２は、メタンハイドレート層ＭＨＬに沿って水平に伸びるように設けられた坑井内に、鋼管からなるケーシングを配置すると共に、ケーシングの周囲をセメントで固定した公知の構造を備える。第１の水平坑井２２の長さは、例えば５００～１０００ｍである。
　第１の水平坑井２２には、ケーシングやこれを固定するセメントに対して周方向に沿った複数の穿孔や、第１の水平坑井２２の延伸方向に沿って、間隔を開けて設けられた複数のサンドスクリーンなどからなる開口部２２１が、当該ケーシングの延伸方向に沿って互いに間隔を開けて複数箇所に設けられている（図１には、穿孔により開口部を構成した例を示してある）。　
　この構成により、第１の水平坑井２２の内部は、周囲のメタンハイドレート層ＭＨＬと連通した状態となり、圧入水供給管１２より供給された圧入水を、第１の水平坑井２２の周囲に向けて圧入することができる。
　上述の第１の水平坑井２２が設けられている上方側の領域には、第１の水平坑井２２の延伸方向に沿って伸びるように配置された第２の水平坑井２１が設けられている。　
　第２の水平坑井２１についても、海底に設けられ、揚水が行われるライザー管１１と接続されたベース部１１１から、メタンハイドレート層ＭＨＬへ向けて伸びる垂直坑井部２１０の下部側から水平掘削される点、セメントで固定された長さ例えば５００～１０００ｍ程度のケーシングが配置されている点、当該ケーシングの延伸方向に沿って間隔を開けた複数箇所に、穿孔やサンドスクリーンからなる開口部２１１が設けられている点は、既述の第１の水平坑井２２の構成とほぼ同様である。
　作用説明にて後述するように、第２の水平坑井２１は、第１の水平坑井２２側にてメタンハイドレート層ＭＨＬに圧入された圧入水に含まれるＣＯ２との置換により、メタンガスハイドレートから放出されたメタンガスが上昇移動してくる領域に配置される。当該領域は、例えば貯留層シミュレータを用いてメタンハイドレート層ＭＨＬ内におけるメタンガスの拡散をシミュレーションすることなどにより特定することが考えられる。
　上述の要件を満たしていれば、第１の水平坑井２２と第２の水平坑井２１との間の高さ方向の距離に特段の限定はないが、例えば５～５０ｍを例示することができる。
　次に、第１の水平坑井２２に圧入水を供給する機構、第２の水平坑井２１内の減圧を行う機構について説明する。これらの機構は、例えば垂直坑井部２１０、２２０の上方側の海上に設けられたフローター３に設置されている。　
　先に第２の水平坑井２１側について説明すると、ベース部１１１を介して垂直坑井部２１０の上端部に接続されたライザー管１１は、上方側へ向けてフローター３へと延伸され、揚水ポンプなどにより構成されたポンプ３０１に接続されている。ポンプ３０１は、開口部２１１を介して第２の水平坑井２１内に連通し、高圧雰囲気である第２の水平坑井２１の周囲の圧力を絶対圧で例えば５～１０ＭＰａ程度まで減圧する能力を備えている。なお、このポンプ３０１の能力は、第２の水平坑井２１の周囲の圧力や、ライザー管１１、垂直坑井部２１０、第２の水平坑井２１の長さや直径などに応じて変化する。垂直坑井部２１０、ライザー管１１及びポンプ３０１は、本実施の形態の減圧吸引部を構成している。
　ポンプ３０１の吐出側には、メタンハイドレート層ＭＨＬから産出された（ポンプ３０１によって汲み上げられた）水を受け入れ、メタンガスと水とに分離するための気液分離槽（気液分離部）３１が設けられている。　
　メタンハイドレート層ＭＨＬから抜き出された水には、メタンガスが気泡の状態で含まれており、ポンプ３０１から吐出された水は気液分離槽３１内で静置してメタンガスの気泡を放出させた後、再び圧入水として利用する。
　一方、気液分離槽３１にて水から分離されたメタンガスは、メタンガス利用設備へと輸送される。　
　なお、気液分離槽３１をフローター３側に設けることは必須ではなく、例えばポンプ３０１や気液分離槽３１を海底に配置してもよい。この場合は、気液分離槽３１内で水から分離されたメタンガスについて、ライザー管１１を介して海上に抜き出す一方、気液分離後の水は圧入水として海底にて利用する構成としてもよい。
　次いで、第１の水平坑井２２に圧入水を供給する機構について説明する。ベース部１２１を介して垂直坑井部２２０の上端部に接続された圧入水供給管１２は、上方側へ向けてフローター３へと延伸され、ポンプ３０３を介して、圧入水供給槽３４に接続されている。圧入水供給槽３４には、水にＣＯ２ガスを分散させて得られた圧入水が貯留されている。ポンプ３０３は、開口部２２１を介して第１の水平坑井２２内に連通し、第１の水平坑井２２の周囲のメタンハイドレート層ＭＨＬに向けて例えば絶対圧で１０～２０ＭＰａ程度の圧力で圧入水を圧入可能な能力を備える。なお、このポンプ３０３の能力についても、第１の水平坑井２２の周囲の圧力や、圧入水供給管１２、垂直坑井部２２０、第１の水平坑井２２の長さや直径などに応じて変化する。　
　圧入水供給槽３４、ポンプ３０３、圧入水供給管１２、垂直坑井部２２０は、本実施の形態の圧入水供給部を構成している。また、既述のように気液分離槽３１が海底に配置されている場合には、ポンプ３０３を海底に配置し、気液分離後の水を圧入水として垂直坑井部２２０に供給してもよい。
　ここで前記圧入水に含まれるＣＯ２は、例えば直径が１０ｎｍ～１μｍの分散体の状態となっていることが好ましい。一般に、水中に分散させた流体からなる分散体の内外の差圧は、分散体の直径に反比例するので、上記直径範囲では、ＣＯ２は超臨界流体の状態で存在する可能性が高い。一方で、上記の直径範囲の気泡は、ウルトラファインバブル（ＵＦＢ）と呼ばれるところ、本明細書では、超臨界状態のＣＯ２の分散体についても「ＵＦＢ」と呼ぶ。
　例えば、気液分離槽３１にてメタンガスと分離された水を圧入水として利用する場合、移送用のポンプ３０２によって気液分離槽３１から抜き出された水に対し、ＣＯ２ガス供給部３２からＵＦＢ形成部３３を介してＣＯ２ガスを供給することによりＣＯ２のＵＦＢを形成する。ＵＦＢ形成部３３は本実施の形態の二酸化炭素分散部に相当する。
　ＵＦＢ形成部３３の構成については、水中にＣＯ２のＵＦＢを分散させる機能を備えていれば特段の限定はない。例えば、焼結金属からなる多孔体や多孔体膜にＣＯ２ガスを通過させてＵＦＢを形成してもよいし、水の旋回流が形成されている領域へ向けてＣＯ２ガスを供給し、水流の剪断力を用いてＵＦＢを形成してもよく、その他の手法を用いてＵＦＢを形成してもよい。
　圧入水に含まれるＣＯ２の濃度は、例えば混合比で３～１０％の範囲を例示することができる。
　なおＵＦＢ形成部３３は、フローター３に設ける場合に限定されず、坑井内に設けることも考えられる。例えば、メタンハイドレート層ＭＨＬに圧入水が圧入される温度や圧力の条件に近い状態にてＵＦＢを形成したい場合などは、例えばベース部１２１の近傍位置にＵＦＢ形成部３３を設け、当該ＵＦＢ形成部３３に向けて、ＵＦＢを分散させる前の水とＣＯ２ガスとを別々に供給することにより、ＵＦＢを形成した直後の圧入水を第１の水平坑井２２へ向けて供給してもよい。
　以上に説明した構成を備えるメタンガス生産設備の作用について、図２（ａ）、（ｂ）も参照しながら説明する。　
　始めに、フローター３にて各ポンプ３０１～３０３を稼働させ、第１の水平坑井２２への圧入水の供給、第２の水平坑井２１内の水の揚水を開始する。
　第１の水平坑井２２には、既述のように絶対圧で１０～２０ＭＰａ程度の圧力にて圧入水が供給され、当該圧入水が開口部２２１を介してメタンハイドレート層ＭＨＬに圧入される。図２（ａ）、（ｂ）の白抜きの矢印にて模式的に示すように、圧入水は第１の水平坑井２２の周囲のメタンハイドレート層ＭＨＬ内に広がり、メタンハイドレートと接触する。
　このとき、ＣＯ２は、分散性の高いＵＦＢの状態で圧入水に含まれているので、メタンハイドレートのクラスレートに取り込まれやすく、メタンとの置換が進行しやすい。またＵＦＢの状態は、圧入水中に含まれるＣＯ２がメタンハイドレートに取り込まれないままメタンハイドレート層ＭＨＬ内を上昇し、第２の水平坑井２１側に到達してＭＨＬから抜き出されてしまう漏洩のリスクを低減することもできる。
　圧入水中に含まれるＣＯ２とメタンハイドレートに含まれるメタンとの置換が進行すると、メタンハイドレート層ＭＨＬ内に向けてメタンガスが放出される。なおこのとき、メタンハイドレート層はメタン以外の成分、例えばエタンやプロパンなどの成分を含んでいてもよく、このようなメタンと他の成分との混合ガスについても以下の説明では「メタンガス」と呼ぶ。　
　この結果、図２（ａ）、（ｂ）に破線の矢印にて模式的に示すように、メタンガスは、メタンハイドレート層ＭＨＬに形成されている微際な隙間を通って当該メタンハイドレート層ＭＨＬ内を上昇移動していく。
　一方、第２の水平坑井２１においては、第２の水平坑井２１内の水をフローター３へ向けて揚水することにより、第２の水平坑井２１内部、及び第２の水平坑井２１の周囲の圧力が絶対圧で５～１０ＭＰａ程度まで減圧される。　
　既述のように、メタンハイドレートは低温、高圧の条件下で存在するところ、減圧条件下で分解して水とメタンとを生成する。図２（ａ）、（ｂ）に灰色で塗りつぶした矢印にて模式的に示すように、減圧により生成したメタンガスを含む水は、より圧力の低い第２の水平坑井２１内へ向けて流れ込む。
　さらに既述のように、第２の水平坑井２１が設けられている領域に向けては、第１の水平坑井２２側でＣＯ２と置換されたメタンガスが上昇移動してくる。このため、第２の水平坑井２１内には、上昇移動してきたメタンガスが、減圧により生成したメタンガスを含む水の流れに合流して第２の水平坑井２１内へ流れ込む。
　このように、第１の水平坑井２２側でのＣＯ２との置換によるメタンガスの生産と、第２の水平坑井２１側での減圧法によるメタンガスの生産とを組み合わせることにより、減圧法単独で生産を行う場合と比較してメタンガスの増産を行うことが可能となる。
　また、第１の水平坑井２２から供給された圧入水についても、メタンハイドレートの隙間内を移動してメタンハイドレート層ＭＨＬ内に広がる。このとき、第１の水平坑井２２のみを設けてＣＯ２を含む水を圧入し、ＣＯ２との置換により生成したメタンガスを、例えば垂直坑井から回収する場合と比較して、第２の水平坑井２１側で水の汲み上げが行われていることにより、圧入水がメタンハイドレート層ＭＨＬ内に広がる流れを形成し易くなる。
　第２の水平坑井２１に流れ込んだ後、揚水された水は、フローター３の気液分離槽３１に送液されて気液分離され、メタンガスは、既述のメタンガス利用設備へと輸送される。　
　一方、メタンガスが分離された水については、気液分離槽３１から抜き出され、ＵＦＢ形成部３３にてＣＯ２ガスのＵＦＢを分散させた後、圧入水として再び第１の水平坑井２２へ供給される。メタンハイドレート層ＭＨＬ内に水を圧入することにより第２の水平坑井２１から汲み上げた水の処理が不要となるばかりでなく、第２の水平坑井２１側でのハイドレートの分解、水の汲み上げに伴う地盤沈下の発生も抑制できる。
　本実施の形態のメタンガス生産設備によれば以下の効果がある。メタンハイドレート層ＭＨＬに沿って伸びると共に、互いに上下関係となるように配置された第１の水平坑井２２、第２の水平坑井２１を設け、上方側の第２の水平坑井２１の周囲を減圧し、メタンハイドレートの分解によるメタンガスの生成を進行させると共に、下方側の第１の水平坑井２２側で圧入された圧入水中のＣＯ２との置換作用によりメタンハイドレートからメタンガスを放出させる。この結果、減圧とＣＯ２の置換との双方の効果により、水平坑井２２、２１が設けられた広い領域に亘って効率的にメタンガスを生産することができる。
　ここで、第１、第２の水平坑井２２、２１の上下方向の位置関係は、図２（ｂ）に示す例のように垂直方向に並んでいる場合に限定されず、左右方向にずれていてもよい。　
　また、第１、第２の水平坑井２２、２１の一方、または双方を複数本ずつ設けてもよい。図３は、第１の水平坑井２２側を複数本設けた例を示している。
　さらに、第１の水平坑井２２、第２の水平坑井２１は、各垂直坑井部２２０、２１０に対し、第１の水平坑井２２、第２の水平坑井２１を、複数本ずつ設けるマルチラテラルタイプの水平坑井により構成してもよい。
　以上に説明したメタンガス生産設備は、例えば凍土地帯の地表から垂直坑井部２２０、２１０を掘削し、さらに第１の水平坑井２２、第２の水平坑井２１を設けてメタンガスの生産を行う場合についても適用することができる。この場合には、図１のフローター３上に設けられた各設備は、地上に設けられる。
ＭＨＬ　　　メタンハイドレート層
２１　　　　第２の水平坑井
２２　　　　第１の水平坑井
３１　　　　気液分離槽
３２　　　　ＣＯ２ガス供給部
３３　　　　ＵＦＢ形成部
３４　　　　圧入水供給槽

 

Claims (9)

  1. 　メタンハイドレート層からメタンガスを生産するメタンガス生産設備において、
    　前記メタンハイドレート層に沿って設けられた第１の水平坑井と、
    　水に二酸化炭素ガスを分散させて得られた圧入水を、前記第１の水平坑井を介して周囲のメタンハイドレート層に圧入するために、当該第１の水平坑井に前記圧入水を供給する圧入水供給部と、
    　前記圧入水中の二酸化炭素がメタンハイドレートに取り込まれ、当該二酸化炭素との置換により放出されたメタンが上昇移動してくる前記第１の水平坑井の上方側の領域に沿って設けられた第２の水平坑井と、
    　前記第２の水平坑井内を揚水することで減圧し、当該第２の水平坑井内を介して周囲のメタンハイドレート層からメタンを含む水を吸引する減圧吸引部と、
    　前記減圧吸引部を用いて吸引された水からメタンガスを分離する気液分離部と、を備えたことを特徴とするメタンガス生産設備。
  2. 　前記圧入水供給部は、二酸化炭素ガスを直径１０ｎｍ～１μｍの分散体の状態で前記圧入水に分散させる二酸化炭素分散部を備えることを特徴とする請求項１に記載のメタンガス生産設備。
  3. 　前記二酸化炭素分散部により分散させた二酸化炭素ガスは、超臨界流体の状態で前記圧入水中に含まれることを特徴とする請求項２に記載のメタンガス生産設備。
  4. 　前記圧入水供給部は、前記気液分離部にてメタンガスが分離された水に二酸化炭素ガスを分散して得られた圧入水を前記第１の水平坑井に供給することを特徴とする請求項１に記載のメタンガス生産設備。
  5. 　前記第１の水平坑井と第２の水平坑井との間の高さ方向の距離が５～５０ｍの範囲内であることを特徴とする請求項１に記載のメタンガス生産設備。
  6. 　メタンハイドレート層からメタンガスを生産するメタンガス生産方法において、
    　前記メタンハイドレート層に沿って設けられた第１の水平坑井に、水に二酸化炭素ガスを分散させて得られた圧入水を供給し、前記第１の水平坑井を介して周囲のメタンハイドレート層に前記圧入水を圧入する工程と、
    　前記圧入水中の二酸化炭素が、メタンハイドレートに取り込まれ、当該二酸化炭素との置換により放出されたメタンが上昇移動してくる前記第１の水平坑井の上方側の領域に沿って設けられた第２の水平坑井内を揚水することで減圧し、当該第２の水平坑井を介して周囲のメタンハイドレート層からメタンを含む水を吸引する工程と、
    　前記第２の水平坑井より吸引された水からメタンガスを分離する工程と、を含むことを特徴とするメタンガス生産方法。
  7. 　前記第１の水平坑井に供給される水に、直径１０ｎｍ～１μｍの分散体の状態で二酸化炭素ガスを分散させ、前記圧入水を得る工程を含むことを特徴とする請求項６に記載のメタンガス生産方法。
  8. 　前記圧入水に分散させた後の二酸化炭素ガスは、超臨界流体の状態で前記圧入水中に含まれることを特徴とする請求項７に記載のメタンガス生産方法。
  9. 　圧入水は、前記気メタンガスが分離された水に、二酸化炭素ガスを分散させて得られたものであることを特徴とする請求項６に記載のメタンガス生産方法。

     
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