目次

1. 第１回海洋産出試験の坑内試験システム概要

海洋産出試験の生産技術

2. 設計と運用
3. 生産井で取得したデータ
4. 評価と今後の取り組み

西岡文維（JOGMEC）
MH21フィールド開発技術グループ
平成26年11月25日
メタンハイドレートフォーラム2014
東京大学 伊藤国際学術研究センター 伊藤謝恩ホール

1

2

設計要件と指針

システムの概要

基本要件

Offshore DSTとの類似点：– 目標圧力まで坑底圧を減じ、且つ一定期間それを維持– MH分解とメタンガス生産性に係る情報として、坑内温度圧力を測定– 掘削ライザー内に、テストストリングを降下– 坑井離脱に必要な切り離し装置– 生産ガスは船上でフレアリング“Chikyu”
Drill pipe

設計の指針
– 安全性（人身事故、環境破壊、事故防止）– 確実性（設計条件、工程、作業手順、作業基準等の遵守）– 目的の達成（フローテストの完遂）

MH生産の特殊性を考慮した部分：

1,000m– 坑内気液分離および間接減圧（ポンプ及び２本の生産ライン）– ハイドレートの再生成防止対策（ヒータ）– 坑内機器の低温対応（パッカー等）– 出砂対策（Open-hole gravel pack）

基本方針：– 試掘井の生産性評価に使われる Drill stem testing (DST)のシステムを参考に、実証された既存機器を使用

Riser
Choke line

LMRP
BOP

SSTT
Fluted hanger
Packer

300m

Pump
HeaterOHGP
34間接減圧の方法

設計及び運用の考慮点

手順：
①②
③

地層と坑内を導通させておく。
ポンプ開始。堀管及び坑内の水を船上に排出。
坑井近傍の地層圧力が低下。
ＭＨの分解条件になりガス生産が開始。
主にパッカーの下で水とガスを分離。
ガスを堀管から、水をチョークラインから船上に回収・処理
坑内ポンプとチョークで排出する水量を調整し、坑底圧力を調節する。

④⑤

設計・調達
––––

Choke line

運用––––

Pressure (MPa)三相平衡圧力（塩分濃度0%）1514131211109876543210

坑底の温度圧力MH安定

ポンプのガス対策
減圧を実現するためのモニタリングシステム
船上機器の高調波歪の対策（船のDPSへの影響）
ケーブルを含むライザーの緊急時切り離し

Packer

リモートエリアでの試験
船の動揺デッキスペースの制限
複雑な坑内機器の設置

Pump

既存の切り離し装置（Subsea test tree）にケーブルコネクタを収納するスリーブを装着

MH分解
012345678910 11 12 13 14 15 16

Temperature (C)65

坑内ポンプの設計
坑内ポンプは減圧法のキーコンポーネント

1. 第１回海洋産出試験の坑内試験システム概要

Electrical submersible pump (ESP)を選定

2. 設計と運用––––3. 生産井で取得したデータ

幅広い流量に対応
MH陸上産出試験での実績
ただし扱えるガス比率に制限
電源ケーブルの坑内設置が必要

Powercable

4. 評価と今後の取り組み
一般的なPump stage一般的なESPの構成

Pump
IntakeSeal

Motor
78坑内ポンプの設計

坑内ポンプの設計

ポンプカーブ

坑内ポンプの設計要件

1600

7” shroud

70 Hz
65 Hz
60 Hz55 Hz
50 Hz

1400
1200

Head (m)– 水生産レート0～500m3/d（生産量予測の不確実性を考慮）– 昇圧量0～約12MPa（減圧段階ごとに必要な昇圧量が変化）

9-5/8” casing

1000
800
600

予想された定常生
産時の運転範囲

400
200

4”OD Pump (P35 x104)

04”OD Pump (P35 x104)

24m

04”OD Pump (GINPSHL x 16 )

ポンプ流量・昇圧量の制御

Intake & gas separator– ①VSDによりポンプの回転速度を変化– ②サーフェスのチョークバルブの絞りを操作

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Flow rate (m3/d)

Separators4”OD Seal section

C

4.5OD Motor, 200HP, 2340V, 54A

TopsideSensor

Seabed

第１回海洋産出試験で使用した坑内ポンプ編成

設計時の生産イメージ

P
生産流体

910

生産モニタリングマッドロギングルーム及びオペレータルームで生産状況を常時モニタリング

ガス対策の必要性
ESPはガスに弱い

坑内の温度圧力センサ設置個所– 坑内温度・圧力– ポンプの運転状況– ガスと水の生産レート– ステージ入口のガス容積比（GVF）が10-25%を超えると流量とヘッドが低下– 最悪の場合ポンプできなくなり、ポンプを一旦停止する必要あり→”gas locking”と呼ばれる現象– ESPの周囲で最大80%GVF、またスラグ流の発生が予想されたガスのポンプカーブへの影響

ヘッド低下のメカニズム
気泡の集積

P/T P/T

Head

水単相流

TP

取得データを集約して表示

P/T

気液二相流

P/T

Flow rate

ガス比率小ガス比率大P/T1112坑内機器の設置作業

ガス対策の必要性
３重のガス対策を採用① シュラウドによる重力分離② Vortex タイプのガスセパレータ③ ガス対策用のポンプステージ

G/T W/T①と②を両立させたシュラウド

Externaltransformer

Shroud hanger
w/perforation

SSTT control
umbilical

Control cabin(VSD inside)

Derrick

ESP & heater
power cables

SheaveGas discharge
IntakePerforated shroud

Cablespooler

Pipe deck

Rig floor
Rotarytable1413

坑内機器の設置作業
ケーブル類の取り扱い––––

1. 第１回海洋産出試験の坑内試験システム概要

シール箇所の通過とスプライシング
特注のケーブルクランプ
坑内アッセンブリ降下中の通信テスト
急な減圧によるケーブルの損傷予防

パッカー上部

2. 設計と運用
3. 生産井で取得したデータ

ケーブルクランプ4. 評価と今後の取り組み

1516坑内の圧力データ

生産レートの推移
G/T water rate

砂産出

W/T water rate

500

Production rate (sm3/d)

ポンプ周波数を上昇

坑内ケーブ
ルの切断

400

主にガスラインから水が生産
300
200
100
0
3/12

3/13

3/14

3/15
G/T gas rate

3/16

3/17

3/18

3/19

W/T gas rate

Production rate (sm3/d)

30,000

ポンプ開始

25,000（１時間平均）

20,00015,00010,000

ポンプがガスを吸引

5,000
0
3/12

3/13

3/14

3/15

3/16

3/17

3/18

3/19

1817

生産試験システムの評価

Ｑ．第１回海洋産出試験システムは、

1. 第１回海洋産出試験の坑内試験システム概要

２つの基本要件を満たしたか？

2. 設計と運用

Ａ．坑内の減圧制御

3. 生産井で取得したデータ○坑底圧を減じて維持し、６日間の生産試験に成功△予想と異なり、ガスと水がスラグ流の状態でガストレインから生産△生産終了後にBOPラムが開かない事象が発生

4. 評価と今後の取り組み

Ａ．坑内温度・圧力の測定○複数のケーブルを損傷せずに坑内に設置し、ＭＨ層の生産性と試験システムの評価に資するデータを取得△一部のデータが取得できず

1920

坑内気液分離に関する解釈

坑内気液分離に関する解釈
3000

W/T

海洋産出試験（2013）– ガス20,000sm3/d– 水200m3/d

G/T

2500

70

70Hz

Topside2000

Voltage

陸上産出試験（2008）– ガス 2,000sm3/d– 水 10m3/d

80

60

63Hz

57Hz
Voltage (V)

1500

50

Ampere (A)Frequency (Hz)

なにが起きたか？
– 海洋産出試験ではガス生産レートが大きく、水がガスに持ち上げられる形でガスライン側で生産。
– ポンプ回転数を上げても、生産した水の100%を水ライン側に引き込むことができず、多量のガスを吸込んだ。

60分移動平均1000

4050030

Ampare or Frequency

平均生産レートが比較的大きかった

SeabedESP

0
3/12

3/13

3/14

3/15

3/16

G/T gas rate

3/17

3/18

3/17

3/18

20
3/19

W/T gas rate

Production rate
(sm3/d)30,00025,00020,00015,00010,0005,000
021

今後の取り組み： ①坑内気液分離

3/13

3/14

3/15

3/16

3/19

22

今後の取り組み： ②長期生産への対応

ガスラインからの水の生産に関して目的の圧力まで減圧できれば、必ずしも100%分離する必要はない
坑内分離のための十分なスペースを確保
流れを阻害する狭い流路を排除

生産井での気液分離の問題点– 複雑な坑内機器を設置するリスク– 気液分離の予測が困難– 生産井の数だけポンプが必要
Riser

ポンプの寿命を延ばすXmas– ポンプを低流量域で運転すると、部品が摩耗し故障するリスクが高まる

ポンプのガス吸引の影響緩和
シュラウド設計の改善
ガス対策技術の調査と導入の検討
例えば：––––

3/12

将来の生産試験や商業開発を見据え、海底での気液分離を調査・検討

Pump

Separation
well (caisson)

Productionwell

広い流量レンジに対応したポンプの選定
や、リサイクルラインの利用

ガスハンドリングステージ
VSDの自動制御技術
ESPの解析・設計ソフトウェア
ESPメーカーの試験設備の利用

Flowline

TopsideS
E
P

Well
Subsea23

Recylcle line
P

Topside24今後の取り組み：③流動シミュレーション

まとめ

予測の重要性

第１回海洋産出試験では、坑内減圧とデータ取得を基本要件とし、オフショアのDSTを参考にした産出試験システムを設計した。
６日間の連続した減圧に成功し、現場のオペレーションや生産試験後の評価に必要な生産データを取得した。
設計時の想定と異なる生産システム内の流動挙動が観測された。
また一部の計測データが取得できなかった。
次回以降の産出試験に向けて、坑内システムと要素技術の設計を再検討する。

– ESPやチョーク操作に対して流体はどのように反応するか？
（作業手順の策定、現場支援）– 最適なパイプ径、必要なセパレータの容量は？
（機器設計）

商用の混相流シミュレータの検証を実施し、得られた知見を将来の解析に活かす
現時点で認識している課題– スラグ流の予測– 流動不安定の再現– 坑内気液分離のモデリング25

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