本日の話題• 第1回海洋産出試験： メタンハイドレート商業化への道筋における今回の試験の位置づけ• どんなデータが得られたのか、そして知りた
かったことと分かったこと• 次に何をすべきか、しようとしているのか

11m3 のメタンハイドレート

当面の目標：砂層中のハイドレートを原位置で分解させてガスを採取する= 概ね164Sm3のメタンガス≒1 bbl (0.157m3) の原油と同じエネルギー生産量（エネルギー集積度は高くない。経済価値としては、100ドルくらい）．．．あまりコストの高い手法は現実的ではない。

• 砂層：ハイドレートが分解すれば（分解する前もある程度は）浸透率が存在する

メタハイについておさらい••

1kg のメタンハイドレートを分解させるのに、436.8kJのエネルギーが必要（分解潜熱）– 燃焼させれば、約7300kJの熱が発生するので、エネルギーの投入が必要なければ黒字にはなるが．．．

•大水深の比較的浅い堆積物の中にある– 大水深：開発コストが大きくなる– 海底面下の浅い地下• 利点：掘削コストが若干安くなる• 不利な点：地層が未固結・軟弱で安定性に課題•天然ガス... エネルギー業界の生物（なまもの）– 輸送と貯蔵にコストがかかる。特に設備投資が大きい。（パイプライン、LNG製造設備、貯蔵施設）– 需要と供給のマッチングが重要• 売り先が決まってから、長期契約を結び、開発開始• 需要変動に合わせた供給が必要– 物質が移動する余地– 熱も移動する余地• 石油開発で使われている技術（特に増進回収法の技術）の応用で可能– 技術的なブレークスルーは必要ない• 環境影響が限られる– 海底面の擾乱は坑井周囲に限られる– メタンガスと海底・大気を隔離した状態で作業

減圧法•

圧力を下げることによって平衡温度を下げて、MH・地層・間隙流体のもつ顕熱を利用して分解させる＝自然の熱エネルギーによる分解手法•

期待されるエネルギー効率

海中・地中の温度分布
温度– 石油の一次回収法に対応する– もしもガス・水比（大気圧下での体積比）が200であれば、エネルギー産出比は100程度が期待できる。

•基本的に圧力を上げるオペレーションが不要•

地下で発生する事象のプロセスが単純


dp
∂ 
∂
=k ij
p+ qdt∂ x j ∂ x j dp∂ ∂=
k ' ijp+ qdt∂ x j ∂ x j ∂TdT+ qi
= λ∆T + Qdt∂xidT∂T+ qi= λ '∆T + Qdt∂xi– 地層を（引っ張り・せん断で）破壊するリスクが小さいk’ >>k, λ’~λ– 熱と流体が同じ方向に流れる– 地下の水理学的・熱力学的特性に関する情報を得やすい→他の手法を検討するのに必要な情報が得られる•ポンプによる減圧と、メタンハイドレート分解に伴う温度低下
海底面減圧dただし、適用範囲は限られる

相平衡曲線– 温度が高くて、初期（メタハイ分解前）及び有効（メタハイ分解後）の浸透率がいずれも十分高いことが必要。
– 本当に減圧がうまくできるのか、圧力をコントロールできるのか

ハイドレート分解による相変熱の輸送 化と熱の消費• うまく流体が井戸に流れてこない• 他のところ（海底面、帯水層など）から水を引いてきてしまい、いくらポンプで汲んでも圧力が下がらない

1999-2000 MITI Nankai Trough

圧力
温度

Mallik 5L-38 BGHOZ

流体の輸送（ガス＋水）

メタンハイドレート安定下限

圧力／深度
MH+
水

ｶﾞｽ+5
水

減圧法・熱刺激法のエネルギー効率
分解熱とメタン燃焼熱の関係• 1kgのMH分解に必要な熱量=436.8kJ• 1m3のメタンハイドレートの質量は約910kg、それを分解させるのに必要な熱は390MJ（＋顕熱分）• 燃焼熱は890.36kJ/mole～1m3のMHから生産させるガス164Sm3=7400moleからは6.58GJの熱を取り出せる。
– どれだけ効率的に熱をメタハイに伝え、分解に使わせるか

減圧法• 減圧法に必要なポンプの動力＝（単位時間あたりの水の生産量×昇圧の度合い（＝減圧度））／ポンプの効率• メタンハイドレートの分解で生じるガスと水の堆積の理論的な比率＝200程度• 地下水も一部一緒に組み上げるとしてその比率が100まで低下と仮定• 日産10000m3のガスを生産するためには、一日100m3の水を生産する＝1.16x103m3/secのレートで水を生産する• 10MPa減圧することでその生産が確立されたとすると、そのための仕事率は、••

Kurihara et al., (2004）による減圧法の適用に関するハイドレート分解のクラス分類。初期浸透率kinit，絶対浸透率kabs,，及び地層温度Tが主要なパラメータである。Mallik 5L38ハイドレート下面及びMITI南海トラフハイドレート層はいずれもClass Aに分類できる。

1.16x10-3 (m3/sec)x10E6(N/m2)=1.16x104 (Nm/sec)=11.6(kW)一日あたりとすると、約1GJ必要
10000m3からのメタンガスから得られるエネルギー=401GJ– ポイント：どれだけ少ない水生産量で、多くのガスを取り出せるか6メタンハイドレートの生産は、多孔質媒体中の２つの輸送問題（熱＋物質）に帰着できる（どの手法でも一緒）
反応速度
熱の輸送とエネ
ルギー保存ではいったい何が難しいのか？
現実の地質状況における-さまざまなスケールの非均質性
Pore scale (micromechanics) to reservoir scale (geologialheterogeneities)＋地下のことは見えないmm

シミュレーションにすべては組み込めない．．．
km

Henry Darcy (18031858)

物質（流体）の移動と物質保存Jean Baptiste
8
Joseph Fourier(1768-1830)

島野、2007（JOGMEC石油・天然ガスレビュー） 10

911フィールドでの試験の役割
地下で起きている現象を理解すること・水理学的（水・ガスの動き）
・熱力学的（熱の移動とハイドレート分解）
力学的（地層の変形・破壊）
地層の中に減圧が伝わり、熱が供給されてMHが分解することを確かめることでは何をすれば良いか• 地下の地層の物性値とその分布を知ること– 地表、海面から地震探査等で調べる– 実際に井戸を掘って、センサーを下したり（物理検層）、サンプルを取って（コアリング）分析したりする– 井戸に圧力をかけたり、水を引いたりして応答を調べる（坑井テスト）

地下で流体と熱を制御する技術を開発すること
・海洋での安全なオペレーション
・地下での流体と熱の制御
安全・安定的に海底の坑井で減圧された状況を実現すること• 実際にガスを生産してみる– 生産手法を適用してみる←そのためには、減圧を実現するための技術が必要になる

いずれも実地検証が必要
1213

Mallik 2002第一回陸上産出試験：では何をすれば良いか

世界最初の意図的なガス生産• 地下の地層の物性値とその分布を知ること• 2002 Mallik 5L-38：日本・カナダ・インド・ドイツ・米国の５か国共同
研究• 温水循環法で、5.5日の間に 470Sm3 のガスを生産した。
• 最大レートは日産350m3であったが、急激にレートが低下した。

– 地表、海面から地震探査等で調べる– 実際に井戸を掘って、センサーを下したり（物理検層）、サンプルを取って（コアリング）分析したりする– 井戸に圧力をかけたり、水を引いたりして応答を調べる（坑井テスト）• 実際にガスを生産してみる– 生産手法を適用してみる←そのためには、減圧を実現するための技術が必要になる．．．探査と試験はセット→貯留層評価
14– 熱が伝わらなかった– き裂が形成されてガスが他の地層に抜けてしまったなど

圧力検層ツールMDTによる、小規模減圧実験も実施。有限の（ゼロでない）浸透率がメタハイ層内にあることを確認した→減圧法にGOサイン

Mallik 2007-2008第２回陸上産出試験：

減圧法で連続・安定的な生産に成功• 2007-2008 Mallik 2L-38：日本・カナダの共同研究• 2007は、減圧を実現して半日で約800Sm3のガスを生産、出砂で停止• 2008は、出砂対策を施して、5.5日で13,000Sm3 のガス生産（春の雪解けが近づき終了）
14000

140

38000

120

80

6000

60

4000

40

2000

20

002008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3 2008/3/10/11/11/12/12/13/13/14/14/15/15/16/16
/17
/17
12:00
0:00
12:00
0:00
12:00
0:00
12:00
0:00
12:00
0:00
12:00
0:00
12:00
0:00
12:00

Date/Time

16

Ignik Sikumi CH4-CO2 置換実験
（2012: ConocoPhillips-JOGMEC-USDOE)
メタンハイドレートのメタンをCO2と置換して生産

陸から海へ

Schoderbek et al., CoP-DOE Final report (2013)

3100

3Gas rate
Cumulative gas volume
Cumulative water procution volume
Water rate
6 区間移動平均 (Gas rate)
6 区間移動平均 (Water rate)

cumulative volume (m )310000cumulative volume (m )Gas production rate (m /d) and

12000

Water production rate (m /d) andHancock et al., 2005

東京駅（320m）

200m

取得したデータ：試験の前

130m
ライザー管（直径1.2m）

海だから難しいこと

1000m

・水深1000m、海底面下300mの場所で、海に浮かんだ船の上から、井戸を掘り、地下の圧力を13MPa～最大3MPaまで下げる作業や、様々なデータ取得の作業を行う。
・海底面下300mの地層は未固結で、ハイドレートが分解すれば普通の砂に戻ってしまう（安定性の問題）

コア（地質サンプル)の船上への回収→分析作業

海底面（水深約1000m）

モニタリング井と生産井の距離（20-30m）
270m

物理検層（坑井に下したセンサー）60m

メタンハイドレート濃集帯（海底面下270-330m）

坑井（直径90-30cm）

取得したデータ：
試験とその前後
ガスと水の量、圧力、温度
ガス・水・砂のサンプリング
海底においたセンサー
での環境への影響
海底ケーブルを使った多成分地
震探査

メタンハイドレートの分解による温度低下が地層温度計で捉えられる試験前後の物
理検層

生産井での温度・圧力

モニタリング坑井での温度

地層の温度が低下してしまうとハイドレートの分解は止まる
が、周囲からの熱の流入が十分あれば継続的に分解が続く

温度（℃）
温度（℃）
012345678910111213141516

今回掘削した坑井の位置と坑跡の配置

17012

熱が周囲の地層から十分供給されれば、継続して生産できる

海中及び地層中の温度・圧力分布3757440

C3757430

減圧する（目標３MPa)375742015m cricle PMC
MC well path actural

3757410

6P

710

MT1 well path actual
MT2 well path expected

MT125m cricle P3757390

メタンハイドレート安定

9P well path actual

3757400

メタンハイド
レート分解

8LWD1 Well path
LW2 Well path3757380

塩水中のメタンハイドレート相平衡曲線
375737071424012714280

71429071430071431071432025

分析の流れ

坑内の圧力と、ガス・水生産レート
地層温度計

モニタリングデータ

数値モデルによるヒストリーマッチングと逆解析
地下、坑内、生産設備等における諸現象の理解

Total Water rate x100 m3/day
12000012.000Pressure (pump intake) MPa
Pressure (bottom hole gauge) MPa

10000010.000Gas production ratiom3/day 30min mean
80000

8.000

6.000

60000

*Data transmission interrupted
4.000

40000

20000

2.000

0

Water producition ratex100m3/day (1 hour mean) 0.000
2013/3/11 0:00

事前に得られた地層のデータをもとに、基礎となる貯留層モデルを構築
試験で得られた生産データとモニタリングデータと、貯留層モデルを利用した数値シミュレーションの結果を比較．．．貯留層モデルと仮定した物理的プロセスが正しいか確認
貯留層モデルを更新、地層の中で起きている現象の理解を高める

Pump intake14.000
pressureMPa (1184m)

Total gas rate m3/day (@ 101.560 kPaa/15.56 °C)

Pressure (MPa)

生産挙動

Gas production rate (Sm3/day) - Water production rate (100xm3/day)

環境モニタリングday/time (JST)26•

Cumulative gas volume: 119000m3（atmospheric pressure）

2013/3/20 0:00

温度・圧力
地震探査

Bottom hole pressureMPa(@1301m)
1400002013/3/19 0:00

検層
４Ｃ地震探査2013/3/18 0:00

水・ガス生産量コア

2013/3/17 0:00

検層貯留層評価

714270

UTM座標 ５３系（単位ｍ）

初期の地層温度・圧力

14714260

2013/3/14 0:00

13714250

2013/3/13 0:00

11

UTM (actual) Y

2013/3/16 0:00

5

メタンハイドレート分解は熱を奪うため温度が下がり（3MPaなら0℃程度まで）、分解が止まる

UTM (plan) Y

LWD1

2013/3/15 0:00

4

LWD2

2013/3/12 0:00

圧力（MPa）または深度x100m
圧力(MPa)327

Gas Production Rate (m3/day)

100000

ガス生産量（ガストレイン・水トレイン・合計）
Gas Train

80000

Water Train
Total

生産井 坑底 温度（DTS）・圧力：MH分解等により生産される流体の温度が徐々に下がっていく。

60000

14000
DTS-25(℃)（1279.8mMSL）

40000

DTS-26(℃)（1283.8mMSL）
12000

DTS-27(℃)（1287.8mMSL）

20000

DTS-28(℃)（1291.8mMSL）
DTS-29(℃)（1295.8mMSL）
10000
3/13 0:00

3/14 0:00

3/15 0:00

3/16 0:00

3/17 0:00

Water Production Rate (m3/day)

400

水生産量（ガストレイン・水トレイン・合計）
Gas Train
Water Train
Total

300

DTS-31(℃)（1303.8mMSL）
CH4 Hydrate Equillibrium T 3%NaCl

8000

CH4 Hydrate Equillibrium T Fresh water6000

4000

200

1000
3/12 0:00

DTS-30(℃)（1299.8mMSL）

3/18 0:00

500

Bottom hole pressure (kPa)0
3/12 0:00

2000

3/13 0:00

3/14 0:00

3/15 0:00

3/16 0:00

3/17 0:00

3/18 0:00

0ガスの生産ラインに水が、水の生産ラインにガスが混じった。（分離が完ぺきではなかった）→管内で水・ガス混相流がどのように挙動したか？

生産試験中のモニタリング井における温度変化：メタンハイドレートの分解によるとみられる温度の低下が、生産井から25mほど離れたモニタリング井で確認された。
温度の低下は特定の深度に見られる：どのような特性の地層でハイドレートの分解が進むのか？

6

試験前後の長期挙動（温度の低下とその回復が記録された）8910111213141516

Temperature (℃ )試験前に取得された比抵抗イメージログ（P, MC, TM1）と、試験後にP近傍で掘削された二つの坑井の比抵抗イメージログ（LWD1, LWD2）に差が見られ、MH分解や出砂の影響が考えられる。
MC

試験中の温度の低下

7LWD2

LWD1P

P

MT1

得られたデータとわかったこと•

産出試験における試験期間・ガス生産量と達成できる課題

試験に先立って、地層の物性や状態を知るのに不可欠な物理検層とコア（地質サンプル）の取得に成功した。

ガス生産レート– 検層データの評価の精度を上げることができた

第２回陸産試験第１冬– ハイドレートを保持した状態での圧力コアを分析できたので、より信頼性の高い貯留層パラメータが得られた•

第２回陸産試験第２冬、第１回海洋産出試験

今回はこの辺まで来れた

出砂がおきるまで、ポンプを運転して水をくみ上げることで、初期に13.5MPaあった坑内の圧力を4.5MPaまで下げることができた。

第２回海洋産出試験の目標期間– ガス・水分離の問題はあったが、坑内を減圧することに成功。ただし、最終ターゲットの3MPaには到達しなかった。

•減圧法でのMH生産の場合、分解フロントが拡大することによる生産量の増大が見込まれている。実際にこの現象が生じるのか、あるいは熱の供給が十分でなかったり、貯留層障害が起きたり、水生産量が増大したりして生産量が増えないのか、そのいずれかであるかを見極めることが第２回試験の重要ポイントとなる。

中期
10時期の特徴

減圧作業の不安定さや坑井周辺の局所的な現象により生産
33
レートが変動する時期

坑内圧力が一定に保たれ、準定常的なガス・水の流れが確立する時期

分解範囲拡大による熱の供給増加による分解レート向上、あるいは生産障害による低下等、ゆっくりした長期的変化が生じる時期

分解挙動

平均分解半径が坑井から数十cmにとどまり、地層の熱の他、坑井やセメントの影響を受けている

平均分解範囲が1mを超えて、坑井の影響は小さくなる。地層の元もとの熱と周囲からの熱供給がハイドレートの分解熱とバランスする

平均分解範囲が数m以上に達し、分解領域の広がりによる熱供給状況の変化が見え始める。一方でスキン形成、圧密などの生産障害、機器の磨耗等のトラブルが生じる

達成
課題

装置が機能し、減圧によりガスが生産できることは確認できるが、その後の推移は予想できない。

減圧法における熱収支が評価
できて生産挙動の将来予測に役立つが、分解範囲拡大による影響や生産障害はわからない。

長期挙動予測や機器の長期信頼性など将来の商業生産に直接用いることができる情報が得られる。

地層内のメタンハイドレートを分解させてガスを生産することができた。
– モニタリング井の温度低下などのデータから、特定の深度では生産井から25-30m離れた範囲に減圧の影響と分解が及んだことが確かめられた。
– 生産ガス量は日産約20000立法メートル（標準状態）でほぼ一定しており、地層から供給される熱とハイドレートの分解による吸熱がほぼ平衡する条件が確立されたと考えられる。

32

長期陸産試験の達成目標

短期1

長期100 マリックと同程度の生産レートの場合の期間（日）第１回海洋産出試験：残された疑問点

第１回海洋産出試験：現状の認識• どこで、どのように分解が起きたのか？そのとき、流体と熱の流れはどうなっていたのか．．．長期続けばどうなっていたか。
– ヒストリーマッチングを進める。
– 新たに得られたコアや検層のデータを利用。

• 減圧法でガスが出せることは証明できたが、安定的に生産できる方法であることは証明には至っていない。

• 坑内をガス・水がどう動いたのか。ガス・水分離はなぜ完全にはならなかったのか。
– 生産データ・温度データ等を分析。
• 出砂はどこで、どうして起こったのか。
– なぜ出砂対策装置は働かなくなったのか？
– 出砂が起きた時、地層の中ではどういうことが起きていたのか。
– 砂を止められればフローは継続できたのか？出砂以外にも安定的なフローを止める要因はないのか？

– 技術的な課題• 坑内機器• 出砂対策装置– 貯留層の課題• 熱は十分供給されるか• 水を引き込まないか• 貯留層障害（スキン）の増大．．．など• 海底の浅いところで、本当に安定的に生産できるのか？
– 力学的安定性の課題• 減圧法が経済的な生産手法あることを証明するには、長期の生産挙動が予想通りであること、さらに改善したり、課題の対策を施したりできることを証明する必要がある。
3435

フィールドでの試験の役割
地下で起きている現象を理解すること・水理学的（水・ガスの動き）
・熱力学的（熱の移動とハイドレート分解）
力学的（地層の変形・破壊）
地層の中に減圧が伝わり、熱が供給されてMHが分解することを確かめることでは何をすべきか：減圧法の限界を見極める• なるべく長い期間フローを継続した試験を行いた
い。
• そのためには地下で流体と熱を制御する技術を開発すること
・海洋での安全なオペレーション
・地下での流体と熱の制御
安全・安定的に海底の坑井で減圧された状況を実現すること– 出砂等で生産が阻害されないこと– 長期安定に位置保持できて、かつ経済的な生産方式、機材と船– 海底や坑内に置く機材の検討• 海洋ではお金がかかるので、シミュレータや実験と組み合わせるのはもちろん、陸での試験も検討したい。

いずれも実地検証が必要
36

37

減圧法がうまくいかなくなる現象（１）• 熱を供給する方法を考える• 熱の供給が十分でない～生産レートが伸びない、減っていく（取り残しが増え、回収率が下がる）…生産は継続できても十分な経済性が得られない– 単一坑井、複数坑井– 熱源：人工的な熱源、深部の温かい水を使う• 熱を使わない方法を考える• 熱サポートによる増進回収技術・生産性向上
技術の必要性が生じる

38– CO2 置換、異種ガス圧入、インヒビター圧入等
Step 1:
Injection

Step 2:
Production

Hot fluid
injection

Production ofwater and gas

減圧法がうまくいかなくなる現象（２）

減圧法がうまくいかなくなる現象（３）• 坑井の周囲で地層の水利特性が変わってしまい、差圧が増える（スキンエフェクト）• 非均質な地層の中で、減圧が効果的に遠くまで伝わらない– 砂層の連続性– 断層の影響– 圧密– 細粒分の移動・集積• 傾斜した地層や断層などの影響で帯水層と導通してしまう• 水圧破砕などの方法で浸透率を向上させる（坑井刺激法）– 水の量が少なければ熱の供給源として働くかもしれないが、大量の水を引き込めば減圧し続けられなくなる• 分解範囲をコントロールする坑井配置、減圧スキーム等
4041

減圧法がうまくいかなくなる現象（４）さらに、商業化に向けては？

• 坑井の周囲で地層の大きな変形や破壊が起きる。
その結果、、、• 生産性を向上させる方法、減圧法を限界を補う方法の検討• コストダウン• 日本近海の気象・海象条件で、安全かつ経済的に生産を続けられる洋上の設備• 地震・海底地すべりなどのリスクの評価と対策• 生産したガス・エネルギーを経済的に陸に運ぶ手法• 社会的に受容させるための条件を満たすこと• 坑井が構造的に破壊される（ケーシングの圧潰等）• 地層の水利特性が変わる– 圧密による浸透率低下（前述）– 引張り、せん断破壊による浸透率向上～うまく働けば生産性の向上になるが、坑井周辺などで海底や帯水層との導通につながる。
42– 環境影響– 社会や他の産業への影響
43

ポンプで坑井内から水をくみ上げ続けることで地層の圧力を下げ、ハイドレートを分解させる

温度が低い大水深海底の坑井で、ポンプ、ガスセパレータ等が正常に働くか？

セメントの不良等で海底面や周囲の帯水層などから水を引き込んでしまわないか？

×

地層の温度が低下してしまうとハイドレートの分解は止まる
が、周囲からの熱の流入が十分あれば継続的に分解が続く

分解が進むと熱の供給される面積が広がってガス生産量が増大する

出砂・地層の圧密・細粒分の移動などで貯留層障害が発生しないか。

っ.
っ.
地層の傾斜、断層、き裂などの影響で水を引き込むなどして減圧が進まなくならないか？

ハイドレートが分解して生じたガスが、浸透率が向上した地層の中を井戸に向かって集まる。

本当にこうなるか？

熱は周囲から十分に供給されるかこんなことにならないか？

44444545

第一回海洋産出試験：基本的に既存の技術の組み合わせ、レンタル可能なものはなるべくレンタル、柔軟に複雑な作業ができるが日単価の高い掘削リグ

今後すべきことの基本的な考え方と課題
経済的で、気象・海象条件に適合し、一定期間安定的に稼働させられるフリートと船上設備
・掘削用及び試験用ベッセル、サポートベッセルの構成と選択
・気象・海象条件によらず数カ月稼働できること
・船上機器のフットプリント⇔ベッセルの選択

長期試験に適した海底・海中の機器・試験技術
・緊急時の離脱と復旧に対応
・フローアシュアランス（ハイドレート再生成防止）
・確実な水・ガス分離
・水ガス生産量の変動に対応
・潮流の影響回避

HSE、法・環境基準等への適合・ライザーレスでどこまで作業できるか
・生産水・ガスの処理・環境モニタリング等

トラブル対策や生産性向上策の適用が可能な柔軟性
・適用する手法の検討
・船上設備・海底/海中機器の設計への反映

海上に設置された半恒久的生産プラットフォーム

商業化のためのイメージの一つ（これが唯一の案ではありませんがこのような大規模な設備を海底・海面に設ける必要が将来生じる）
海底に設置された坑口装置、ポンプ、セパレータ

クラスター＆ウエルヘッド

ガスを陸に運ぶ
パイプライン海底面

マニフォールド

生産の長期安定性を評価できるモ
ニタリング技術・坑内・海底の機器・船上との通信・坑井設計への反映

出砂対策、Well Integrity等を考慮した坑井設計・貯留層評価に対応した仕上げ
区間
・坑井の数、垂直/水平/傾斜井・出砂対策技術の検討・設計

長期安定かつ、海底地盤や海底ケーブルの条件と適合した船体の位置保持
・海底地盤・ケーブルの調査
・海底地盤に適したアンカリング方式
・チェーン・ケーブル・リグとの適合、必要に応じて改造
MH層46

減圧エリア

生産井

アンビリカル

フローライン

海底に掘削された多数
47の傾斜・水平坑井

次のステップとして• まず、出砂対策・坑内機器の改善など、技術で対処できる改善を施して、より長期の試験が実現できる状態にあることを確かめる• そのうえで、より長期の海洋産出試験を目指す• 生産性を向上させる方法などのより研究的・実験的な作業については、コストのかかる海洋での作業だけでなく、実験室やコンピュータシミュレーションでの研究、陸上でのフィールド試験等で、十分検討を進める。
48