メタンハイドレート資源の開発方法s2010年11月17日

山本晃司
メタンハイドレート資源開発研究コンソーシアム(MH21)フィールド開発技術GL

謝辞••

経済産業省資源エネルギー庁
MH21コンソーシアム•••••••

石油資源開発株式会社
日本海洋掘削株式会社
日本オイルエンジニアリング株式会社
シュルンベルジェKK
東京大学
東京ガス
陸上産出試験関係者– JOGMEC, 産業技術総合研究所, エンジニアリング振興協会–––––––

カナダ天然資源省（NRCan）
オーロラカレッジ及び北西準州政府
Inuvialuit Oil Field Services (IOFS), IPM Schlumberger
Imperial Oil Limited, ChevronTexaco, MGM energy corp.

地元の皆様

AKITA Drilling, Nabors, other contractors
2002年プログラムパートナー• DOE, USGS; USA, GFZ; Germany, MOPNG-GAIL; India, BP-ChevronTexaco
Mackenzie Delta Joint Ventureはじめに：
普通の天然ガス・石油の話から

石油は誰のもの？
• 地下の資源：ほとんどの国では、資源は国家のもの…しかし、国は自分では開発しないで、民間の会社（石油開発会社）に開発する権利「鉱業権」を与えて開発させる…基本的に民間の営利事業（公共事業ではない）– 鉱業権：登録を受けた一定の土地の区域（鉱区）において、登録を受けた鉱物及びこれと同種の鉱床中に存する他の鉱物を掘採し、及び取得する権利（日本の「鉱業法」）– メタンハイドレートは天然ガスの一種とみなされている

石油開発の関係者
金融機関
利益・回収
地域住民

理解

国・政府
税・ロイヤ
リティー
投資・融資

雇用・利益の還元
技術協力
大学・研究機関

石油開発会社

鉱区の賦与規制（HSE、資源の適正利用）
補助金
顧客
販売
・下流部門の石油会社
・都市ガス事業者
収益・電力会社

資金協力
サービス
提供

費用支払い

掘削リグ
提供

油田サービス会社
・物理探査 ・検層 ・掘削仕上げ関係
・生産プラント関係 ・コンサルテーション

費用支払い
掘削コントラクター

いろいろな化石燃料資源

固体の燃料：石炭• 資源量は膨大で比較的世界中どこでも手に入る• 固体なので貯蔵しやすいが、運ぶのは大変• 燃やすとCO2も多いがばい煙も出て、燃えカスも残る

液体の燃料：石油• 資源のある場所が限られる• 液体なのでポンプとパイプで輸送したりタンクに貯めたりしやすく乗り物の燃料として最適• 石炭よりはCO2も排出は少ない。不純物から生じるSOxによる汚染があるえカスも残る

気体の燃料：天然ガス• メタン（CH4）が主成分• 石油よりは広く分布する• パイプラインで送ることはできるがかさばるので船で運んだり貯めておくのには不便• 石油よりCO2排出が少ない。SOxの汚染はない。

液化天然ガス（LNG）• -162℃で天然ガスは液体に• 日本は天然ガスの96%を輸入、その全量がLNG• 生産・受け入れ基地に多額の設備投資が必要

天然ガスの特徴• 貯めておきにくい＝需要と供給をマッチさせる必要（
安定かつ可変）• 輸送・貯蔵（LNGやパイプライン）に設備投資がかかる＝今のところ大規模生産が有利• 燃焼させればCO2排出量など環境影響は比較的小さいが、そのまま大気に放出されるとCO2の２５倍（メタン）の温室効果＝大気に放出させないように生産する必要天然ガスの価値• 価格：2009年の日本での受け入れLNG価格：９ドル/MM(百万)BTU=30円/ｍ３（１MMBTU=28.3m3）• 年間の世帯あたりの都市ガス使用量=約300m3• 東京都民が年間に支払う都市ガス代：約７万円/世
帯
ちなみにメタンハイドレートは？
• 1m3メタンハイドレート=164m3のメタンガス～約5000円• 1m3メタンハイドレートが生み出すエネルギー～約１バレルの原油と同じ

固体の資源の場合• 大量の鉱石を掘り出すが、実際に使えるのは一部にすぎない場合が多い– 金の場合、１トンあたり数グラム、菱刈鉱山で50g– 使える分の割合：品位…不要な(時に有害な）ものを生み出す• 坑道から掘り出す– 費用が高い、安全性…それに見合う価値があれば• 露天掘りをする– 費用は比較的小さいが環境負荷が大きい

石油に戻って：実際にはポンプで汲みあげるような場合は少ない。たいていは自噴する分を生産する。

石油をどうやって取り出す？＝自噴してくる

深さｚｍ

水（重い）

油（軽い）

圧力：高い

圧力：低い

石油をどうやって取り出す？＝自噴してくる

深さｚｍ

水（重い）

油（軽い）

圧力：高い

圧力：低い

石油をどうやって取り出す？＝自噴してくる

x

深さｚｍ

水（重い）
ρρoilwater

x

圧力：同じ

圧力：同じ

この分の油は取り残す

Drilling rig

Mud pump

Blowout
preventer
Shear ram
BOP should be closed
to stop fluid flow to thesurface, but it did notwork properly in thecase of Deepwater
Horizon.

孔隙の中に残る石油石油の生産を増やす
回収率：地下にある石油のうち実際に取り出せる分
生産性：一坑井から単位時間に生産される油• 自然に自噴してくる分：一次回収• 回収率を向上させる（増進回収）ために：二次回収– 圧力を保持するために地層に水を入れる– 他の井戸から水を入れて取り残しの油を押し出す– ガス（天然ガスやCO2）を入れて界面張力を小さくして油を通りやすくする• 生産性を向上させるために：坑井刺激– 坑井のまわりの浸透率を向上させるために、水を井戸に押し込んでき裂を作る（水圧破砕）• あわててたくさん油を生産すると、井戸に水を引き込んで、水ばかり出てくるようになるメタンハイドレートは資源としてどのような位置づけか？

RESERVES
埋蔵量

CONTINGENTRESOURCES
条件付資源量Approved forDevelopment
Justified forDevelopment
Development Pending
Development Unclarified
or On Hold
Development
not Viable

PROSPECTIVERESOURCES
想定資源量

Prospect
LeadPlay

UNRECOVERABLE

Not to scale

Increasing Chance of Commerciality

COMMERCIAL
SUB-COMMERCIAL

発見資源量
DISCOVERED PIIP

On Production

Range of Uncertainty
22

Project Maturity
Sub-classes

UNRECOVERABLEUNDISCOVERED PIIP

発見の基準を満たすものが発見資源

生産量 PRODUCTION

未発見資源量商業性の基準を満たすものが埋蔵量

TOTAL PETROLEUM INITIALLY-IN-PLACE (PIIP)

原始資源量

埋蔵量とは何か？ 資源量の定義・分類（ 2007年SPE新基準）

非在来型の石油・天然ガス• 在来型以外の石油・天然ガス～自然の状態で流動しない石油・天然ガス– 固体である、固体に吸着したり閉じ込められたりしている、粘性が非常に高い• オイルサンド（砂の中にある粘性の高い油）– 露天掘りしたり、温度を上げて粘性を下げたり、極端に圧力を下げて砂と一緒に生産したりする• タイトガス、シェールガス（浸透率の低い砂や、泥岩層の中にあるガス）– 水圧破砕で地層の浸透率を上げてガスを取り出す• 炭層ガス（石炭の表面に吸着しているガス）– 圧力を下げると表面脱着するので、地下水をくみ上げて圧力を下げる

これらは、現在商業的に生産されるようになっている生産の仕方がわかり、どれくらい経済的に生産できるかわか
れば初めて「埋蔵量」が計算できる（それまでは未発見資源）• http://oilgas-info.jogmec.go.jp/

RESERVES
埋蔵量

CONTINGENTRESOURCES
条件付資源量Approved forDevelopment
Justified forDevelopment
Development Pending
Development Unclarified
or On Hold
Development
not Viable

PROSPECTIVERESOURCES
想定資源量

Prospect
LeadPlay

UNRECOVERABLE

Not to scale

Increasing Chance of Commerciality

COMMERCIAL
SUB-COMMERCIAL発見資源量
DISCOVERED PIIP

On Production

Range of Uncertainty
26

Project Maturity
Sub-classes

UNRECOVERABLEUNDISCOVERED PIIP

発見の基準を満たすものが発見資源

生産量 PRODUCTION

未発見資源量商業性の基準を満たすものが埋蔵量

TOTAL PETROLEUM INITIALLY-IN-PLACE (PIIP)

原始資源量

生産手法を見つけ、経済性が評価できれば、次のステップに進むことができる

海底のメタンハイドレートの存在形態

石油天然ガスの開発技術の応用で開発可能ポーラスメディアの中のハイドレート：砂孔隙充填型• 大水深海底面下浅層や極地永久凍土層下の砂の間隙を充填するように存在するハイドレート⇔石油・天然ガスの存在形態と似ているが，違うところは固体であること

基礎試錐「東海沖~熊野灘」のコアサンプル

カナダ北部，Mallik のコアサン
プルGas hydrate and conventional gas
resource pyramid (Boswell et al, 2006)
アラスカマリック南海トラフ

大部分の他の場所

砂岩の中のハイドレートが最初のターゲット
29

ＭＨの賦存形態・地域による資源としての質の違い
発見資源
米国ANSのMH
未発見資源
海底地層中のMH

 開発し易いMHほど，資源ピラミッドの頂点に位置付けられる
 USGSは，アラスカ North SlopeのMHから2.4兆m3のガスが技術的に回収可能であると評価している（出所） World Energy Outlook 2009, p.411-412 (IEA)

30

メタンハイドレート：どうやって生産するか

メタンハイドレート資源開発の流れ

どこに、どれだけ、どんな形で存在するか（物理探査、試掘）

どのような性質を持っているのか（試料・データ分析、室内実験、シミュレーション）
坑壁比抵抗分布

検層記録

どのような技術で生産するか、地下で実際にどのように挙動するのか（極地陸上での産出試験）

海洋における技術の適用と実証（海洋産出試験）
商業生産のための生産システム構築
1)

陸上の発電所 或いは都市ガス

洋上プラットフォームSPAR2)

サブシーセパレータ

MH濃集層
深度:815～920m
層厚:105m

ライザー

サブシーマニフォー
パイプライン

フローライン＆アンビリカル

BSR

MH濃集帯
1) 出所 東京電力ホームページ
2) 出所 OTC17213
3) 出所 OTC18749
4) 出所 OTC18541

クリスマスツリーと垂直坑井

燃料資源としてのメタンハイドレート• 天然ガスの代替あるいは補完する資源であること– 1m3のメタンハイドレート＝約164m3のメタンガス≒1バレルの原油と同じ程度のエネルギー…
– 極端に大きなコストはかけられない...既存の石油開発の技術の応用• 日本のメタンハイドレートは大水深海底面下の比較的浅い地層に存在する– 浅層：通常の油ガス田の開発対象にならない– 日本近海であることがメリット

生産手法• 分解採収法が現実的– 地下で分解して水とガスにして，坑井から生産。
– 坑道掘削や露天掘りは技術・環境・経済性に困難あり– まったく異なる手法？良いアイディアがあれば！！

• 分解させるための手法– ハイドレートは低温・高圧で安定なため
• 減圧
• 熱刺激
• 平衡条件を変える手法（塩水，アルコールなどを圧入）• フィールドでの実証– 極地陸上での試験...日本近海と物理的には似通った条件– 海洋での試験...大水深海洋そのものの困難さ

0℃

温度

圧
力

海水MH

海底堆積物

海洋と極地のハイドレート
開発• 一般的に海洋の方がやや深く，地層の温度がやや高い• 海洋は沖合いで堆積した泥質の堆積物が多く，極地陸上には河川や沿岸の砂質の堆積物が多いが，東部南海トラフでは砂質堆積物中にハイドレートが濃集している• 海洋では大水深の海洋における安全な作業，極地では低温や環境保護という，それぞれ独自の課題がある

0℃

温度

圧
力

永久凍土

MH

Temperature in deg C-5-4

Temperature (degC) Feb. 29
2345678-3 -2 -101
減圧法での生産0910(Mallik 2008:
Japan & Canada project,
113000m3 gas/6days)
2Lw+V

341112131415T Fresh water
Fresh water (Duan Group Software)

400kJ/kg k
吸熱

5% NaCl (Duan Group Software)

Pressure (MPa26-Feb-2008 00:47:58

I+H+V

56Lw+H+V

7

相平衡曲線
8極地の地温勾配

912圧力（MPa）または深度x100m(Mallik 2002: Japan,
Canada, India,
Germany and US
project, 463m3
gas/5days)

DTS Well site dVer. 0.0AA

1011

加熱法での生産

海洋の地温・水温勾配

減圧法（vs.坑井加熱法）
坑井加熱法

dp∂ ∂ k 'ijp +q=dt ∂x j ∂x j dT∂T+ qi= λ ' ∆T + Qdt∂xidp∂ ∂ kijp +q=dt ∂x j  ∂x j dT
∂T+ qi= λ∆T + Qdt∂xik’ >>k, λ’~λ熱の流れと水の流れが同じ方向

分解後の浸透率向上により遠くまで減圧が伝わる
流体の流れ

熱の流れ

圧力分布
温度分布

人工的な熱源（制御できる）
熱の輸送：流体の流れと逆、井戸から発散する方向（分解範囲が広がると伝えられる熱流束が弱くなる）

減圧法
地層の持つ熱を利用（制御できない）
熱の輸送：流体の流れと同じ方向、井戸に向かって収束する方向（分解範囲が広がると有利）地層から水を排除するのでガスを流しやすくなる
長期・安定的な生産が期待できる
生産性は自然の条件（温度圧力条件と熱と流体の輸送特性）に依存する（コントロールできない）

カナダでの陸上産出試験

カナダ北西準州・マッケンジー川河口域• カナダ北西準州– 国土の面積：日本の３倍– 人口：約4.1万人（州都イエローナイフ1.9万人，日本ではオーロラ観光で有名）– ダイヤモンド・金などの天然資源に恵まれる– 人口の約半分が先住民（北米インディアン系，イヌイット系）...先住民の自治と土地の返還問
題• イヌビック– 人口3500人（この地域の行政中心）– 南部まで道路がつながっているカナダで一番北の町– エドモントンから飛行機で5時間– 1月の平均気温-29.6℃– 防衛と石油開発によって発展•夏季は陸路では接近できない。冬になると，アイスロード（凍った川と海）を通って現場に行ける。
•永久凍土を保護する必要がある。

現場（マリック）
アイスロードイヌビック（人口3000人）

2002年第1回陸上産出試験：温水循環法テスト•日・カナダ・米国・インド・ドイツ５カ国７機関の共同研究•温水を坑井に循環させることで地層温度を上げてハイドレートを分解させる。
MMFlow Meter

2002年 温水循環法テスト【ガス生産挙動】•温水循環による加熱（熱刺激）法で、５日間に470m3のガスを生産（最大350m3/日、平均90m3/日）－世界初のハイドレートからのガス生産．．．生産レート・安定性に課題

累計レート468m3

第一回陸上産出試験（2002年）とその後•物理検層と圧力検層ツールMDTによって、ハイドレート飽和率が高い地層に比較的高い浸透率があることがわかる– 単純な減圧法の適用可能性が高まる•

その後MH21生産手法開発グループのコア実験、数値シミュレーションで、減圧法の有効性を定量的に評価．．．減圧法による第2回陸上産出試験を次のターゲットとすることとした

産業総合技術研究所 メタハイ研究ラボでの減圧法によるコアの分解実験のCTイメージ

減圧法コア実験とシミュレーションの比較検討 Masuda et al.
2005 (ICGH-5)

2007-2008 実施体制

MH21
コンソーシアム

JOGMEC

日・カナダ共同体制

カナダ天然資源省（NRCan）

Aurora College (GNWT)（Operator）

カナダ側協力者

カナダとの運営会議。ここで試験の実施が最終決定された。

環境保護のために• 先住民の生活の場 （先住民に返還された土地）• 脆弱な極地の生態系• ホッキョクグマやベルーガクジラのような希少動植物…
• 13に上るカナダ当局からの許認可と地元説明• 廃棄物を削減するために、98年の坑井を再利用• 生産水（真水）は海に放流せずに帯水層に再圧入• 固体廃棄物はカナダ南部まで輸送して処分
Landscape of the field in the summer 2005

夏季の現場付近の様子（環境影響の調査中）。

温度（℃）

水＋メタンガス
水＋メタンハイドレート（MH）

帯水層 MH胚胎砂層

圧力MPa-深度x100m

永久凍土

外部から熱の供給がなければ、分解に使用できる熱はこれだけ

清水におけるMH平衡曲線
5%NaCl水溶液におけるMH平衡曲線
マリックサイトの地温分布（2008年実測）2007-2008年生産区間の初期温度・圧力条件
2000基礎試錐南海トラフ

1998年
永久凍土

650m
890m

物理検層ログ・コアリング
ハイドレート層

1070m
1100m
帯水層

2007年

650mDTS 光ファイバー温度計
2007：拡掘、増し掘り、ケーシング・セメンチング

890m
1070m
1100m
流動ポテンシャル
計測用電極

パーフォレーション
（穿孔）

1050

1060

1060

12mの区間を生産1070
対象として選択

1080

1080

1090

1090

1100

1100

1120

南海トラフコア
1130

1140

MH飽和率
孔隙率
Porosity
MH saturation

1110

初期浸透率
（分解前）
Absolute
permeability

1120

1130

1140

Initialpermeability inmD (SDR)

10000

1000

絶対浸透率
（分解後）

（生産対象層）
1110

10

1

0.1

0.01

0.001

1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

浸透率(mD)
Mallik 5L-38 cores

1050

1070

2002年 Mallik 5L-38コア

0.10.02002年 Mallik 5L-38コア

100

マリック生産対象層の物理パラメータ2007年

650m
水中電動ポンプ
890m
1070m
1100m

パッカー

2007年-計画
ガス：地表へガスの流れ
650m
水の流れ モータ
890m

ガス・水の分離
砂分離用
シュラウド

1070m

ポンプ
水-砂 分離1100m

逆止弁

砂サンプホールへ
水：帯水層へ2007年-実際
予想より早いガス生産
650m
890m
1070m
1100m

予想より多い出砂：サンプホール(70m-2.5m3）が埋まり試験終了

2007年。短期間ながらもガス生産に成功してフレアに火がついた。

2008年

650m
890m

水中電動ポンプ
ガスセパレータ
坑内IHヒーター
温度・圧力ゲージ

1070m
1100m

出砂対策スクリーンブリッジプラグ（栓）2008年
水の流れ
650m
890m

水中電動ポンプ
ガスセパレータ
坑内IHヒーター
温度・圧力ゲージ

1070m
1100m

出砂対策スクリーンブリッジプラグ（栓）2008年

650m
890m

水中電動ポンプ
ガスセパレータ
坑内IHヒーター
温度・圧力ゲージ

1070m
1100m

出砂対策スクリーンブリッジプラグ（栓）2008年

水：温度・圧力・流量計測後、専用圧入井へ

ガス：温度・圧力・流量計測
後、焼却

650m
890m

水中電動ポンプ
ガスセパレータ
坑内IHヒーター
温度・圧力ゲージ

1070m
1100m

出砂対策スクリーンブリッジプラグ（栓）2002-2007-2008の進歩

2002: ５日間-470m3120

38000

100

3

Gas 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)

80

6000

60

4000

40

2000

20002008/3 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

312000cumulative volume (m )140

Water production rate (m /d) and

14000

10000

cumulative volume (m )3Gas production rate (m /d) and2008: ６日間連続生産に成功

2007: 半日-830m3

キャンプの全景。下が居住区画。

3月16日。６日間燃え続けた炎。

• 分解ガス量=13000m3 （原油換算約13kL)• 平均レート=2200m3/day：概ね人口3000人の町の需要に匹敵• 分解ハイドレート体積/質量=76.5m3/70ton• 生産ガスの燃焼熱量=約15万kWh生産水の輸送のためにポンプがした仕事量=240kWh

• 本試験の条件では（～南海トラフに近い条件!?）減圧法は確かに働く!効率的なガス生産が可能– 連続的、安定的にハイドレート分解を継続– 減圧のための装置も問題なく作動（より長期の試験も可能）-基本的に技術課題を克服– 生産レートは事前のシミュレーションによる予測の範囲内-

理論と数値モデルの検証「メタンハイドレートの資源化」の重要なステップ！！
• しかし．．．さらに検証が必要– より長期（数週間～数ヶ月）．．．実験、シミュレーション、海洋及び第3回陸上産出試験？
– 異なる温度・圧力条件、地質条件でも予想と合うか（例：海底の堆積物、砂泥互層）-海洋での試験が必要– 生産レート、回収率の向上策– 海洋での安全な操業

陸から海へ海洋産出試験：何のために？
• 日本周辺海域の実資源フィールドの条件（地質，温度等）における生産挙動の確認– 減圧法によりハイドレートからガスを生産できることの実証と，生産性の確認• 坑井安定化技術の確認（セメント等によるゾーンアイソレーションなど）海洋での生産システム（坑井仕上げ・生産機器等）の実証– 減圧法が海底下の比較的浅い深度に適用するための技術の確立• 海洋における環境影響評価に情報・知見を与える分解モニタリング技術の適用・実証• フェーズ２中は2回の試験を計画• 平成24（2012)年度-第１回海洋産出試験：海洋坑井の生産井と坑井安定化技術の評価⇒１週間～１月の試験で，減圧法の適用性を実証• 平成26（2014)年度-第２回海洋産出試験：海洋坑井の経済性評価⇒より長期の試験を目指し，経済性評価に資するデータを得る– いずれも，浮遊式の海洋掘削リグを利用（恒久的設備は設けない）– より長期の生産挙動（数ヶ月以上）のデータは，長期陸上産出試験で取得する

第１回海洋産出試験（１）
いつ？

どんなハイドレートを対象に？

平成２４年（2012年）度に予定

日本近海のタービダイト砂泥互層中の孔隙充填型ハイドレート

H21より技術検討開始，H22～23には事前調査や準備作業を進める

どこで？
フェーズ１で選定された資源フィールド３
候補濃集帯より現在２箇所に絞り込み。最終的に１箇所に絞り込む予定。

水深約700-1000mの海域の，海底面下約100350mに存在（圧力8-13MPa, 温度8-13℃程度）
濃集帯の厚さ：数十m～100m
東部南海トラフのMH貯留層：地震反射断面と検層記録

詳細位置は今後詳細な貯留層評価と各方面との調整の上決定

MH賦存層（低飽和度）

ﾁｬﾈﾙ上面MH濃集帯

BSR
MH 濃集帯東部南海トラフの孔隙充填型MHを含む砂試料

ﾁｬﾈﾙ基底第１回海洋産出試験（２）
どうやって生産する？

どんな試験？

減圧法を適用：坑井を掘削して水を生産し，地層内の圧力を下げる

浮遊式の大水深掘削リグを利用，MH層まで掘削して減圧に必要な装置（ポンプ等）を坑内に設置

この手法は2008年，第２回陸上産出試
験にて実証された１週間～１月程度ポンプを稼動，日産数千～数万m3のガスと，数十～数百m3の水を生産する
坑井

大水深掘削リグ

坑井内の水をポンプ ライザーパイプで汲み上げ （これを通じて海上にて減圧k’ >>k, λ’~λ熱の流れと水の流れが同じ方向

分解後の浸透率向上により遠くまで減圧が伝わる

熱の流れ水とガスを生産）

暴噴防止装置（BOP)
ケーシングパイプ

流体の流れ

圧力分布
第２回陸上産出試験：減圧法で日産2000-4000m3のガスが生産された

温度分布
減圧法の仕組み（地層内の熱と流体の伝わり）

ポンプ等坑底機器
パーフォレーション孔（これを通じて地層から坑内に水とガスを引き込む）

第１回海洋産出試験（2012年）の作業概要
掘削：ライザーレス作業①ロケーション選定

②リグ選定

③掘削

フローテスト：ライザーを通じた作業④ケーシング・セメンチング⑤仕上げ⑥フロー試験

⑥廃坑•大水深掘削リグを利用，減圧期間１週間～１月程度の試験を想定•通常石油開発で行なうDrill Stem Test (DST)の延長版のイメージ•試験目的（=減圧法の海洋MHへの適用性検証）を達成できる試験プログラムを策定（坑井数，試験期間，データ取得（検層，コア，坑内モニタリング，リモートモニタリング計画等）•試験の制約条件（掘削リグのアベイラビリティ，気象・海象（台風，潮流），水処理等，漁業・海底ケーブル等との調整など）を考慮して計画策定•環境への配慮と影響評価，及び環境モニタリングを実施

海洋掘削・生産試験
海洋掘削リグ：石油開発・科学掘削で使用されている大水深用掘削リグを使用
ライザーパイプ：水・ガスを海上に運ぶ導管
BOP（暴噴防止装置）：ガス噴出を防ぐ栓。
台風や潮が早いときはここで切り離す

1000m

コンダクターパイプ：坑井を支える基礎
ケーシングとセメント：地層と海底，地層と坑内を隔離する障壁
ポンプ：坑内の水を汲み上げて地層の圧力を下げる
パーフォレーション：ガスと水の通り道

200400m

第１回海洋産出試験（３）
どんな課題があるのか
資源としての有用性を確かめるために必要なデータを取得することができる試験地点・深度等を，環境にも配慮して決定する
大水深の海底面下の比較的浅い地層で大きな減圧（6-10MPa）を達成して，安定的・継続的にガスを生産する
ハイドレート分解時の坑内や地層内の状況を適切にモニタリングする
環境保護に十分配慮すると共に，環境への影響を確かめる

何をしなければいけないのか基本的に，既存の石油開発技術の適用・応用で実施する
産出試験の基本計画・詳細計画の策定，リグの選択と傭船，必要な手続きの開始
事前調査：海底地盤の安定性，潮流，海域環境調査等の必要なデータ取得
MH特有の課題に関わる技術開発の実施
 貯留層評価と産出挙動予測
 確実に減圧し安定的にガスを生産するために必要な技術の確立
 必要なデータを取得するためのモニタリング技術開発・適用

関係者（オペレータとなる石油開発会社，掘削コントラクター，地元関係者等）との調整

海洋産出試験に関わるスケジュール（2015年度まで）：2010年1月修正

FY2009FY2010FY2011FY2012FY2013~海洋産出試験基 オペレータ リグ選定
資器材調達開始
海洋産出試
本計画策定との契約
験（第１回）
・実施地点決定
結果分析フェーズ
・実施期間
海洋産出試験詳細設計
・井戸本数
・使用機器・設備検討，調達実施フェーズ・仕上対象層・掘削・生産計画詳細検討
・試験の実施・モニタリング
事前調査実施（生産井・モニタリング井掘削） 分解・環境モニタリ
ング

陸上での事前検討１ 陸上での事前検討２

要素技術試験

第２回試験準備作業

システム統合試験

第２回試験
着手
72

FY2010FY2011MC MT1 MT2FY2012

P

Stage 1：事前調査（海底地盤調査）

Stage 2：生産井・モニタリン
グ井掘削•α and β＋地すべり帯•掘削船または海洋調査船•ライザーレス掘削•コアリング／原位置試験•α or β•掘削船
•MC1掘削（LWD 、W/L, CHL （含セメントボンド確認）)•P掘削（LWD、CHL （含セメントボンド確認)、サスペンド•MT1掘削（コアリング)•MT2掘削（LWD、センサー設置)•魚網保護処置（各坑井）

MC MT1 MT2Stage 3：フローテスト

P•α or β•掘削船
•P再開
•ライザー＋BOP降下、MH層掘削•CHL•パーフォレーション＋サンドコントロー
ル•試験編成降下•フロー•抑圧処置•試験編成回収•P CHLFY2013

MC× ×

P

MT1 MT2××××

Stage 3’：CSGあり坑井廃坑Stage 4：CSGなし廃坑2•α or β•掘削船
•P廃坑
•MCモニタリング
データ回収•MC1/2廃坑•α or β•作業船•モニタリングデータ
回収•MT/MP坑井廃坑

73

坑井名

種別

主要目的

掘削時期

生産テスト

17-1/2"掘削, 133/8"CSG設置まBSR-20m
で：2012年1月、12-1/4"掘削以降：
2013年1月

MH01-P

生産井

MH01-MC1

ケーシング有りモニ 検層・VSP・温2012年1月
タリング井度測定

MH01-MT1
MH01-MT2

ケーシング無しモニ
温度測定
タリング井（全層CMT）
ケーシング無しモニ
温度測定
タリング井（全層CMT）

掘止深度

取得データ

検層・コアリング 廃坑時期

掘削順序 優先順位

坑内P,T

LWD, OH-W/L,
2013年3月
CH-W/L2

1

BSR+50m

地層T, 検層（試LWD, CH-W/L験前後）,VSP

2013年3月

12

2012年1月

BSR-50m

地層T

PTCS Core

2013年9月

33

2012年1月

BSR-20m

地層T

LWD2013年9月

44(4) MT2(4) LWD

MT2(1) LWD,W/L (3) PTCS

MC1MT1(2) LWD

P(1) MC1(3) MT1(2) P

海洋産出試験の技術課題（青字が力学的な課題）
船上でのガス・水計量、サンプリン
グ 生産水の処理

海上・海底面からの分解モニタリング

掘削リグへの気象・海象の影
響ライザーへの潮流の影
響
緊急離脱に対応した坑口装置
環境・地層変形モニタリング
海底面の変形・沈下と坑井安定性
地すべりリスク評価
坑井を利用した
分解モニタリング 坑内の温度・圧力計測
MH胚胎砂泥互層

帯水層

セメント不良やセメントボンド喪失による海底との導通防止
坑内機器（ポンプ・セパレータ・ヒーター等）とその構成、ハイドレート再生成防
止出砂対策・貯留層障害（圧密・細粒分移動）対策

断 層 ・ フ ラ ク チャ 活 性化・流路形成

帯水層からのコーニング

75今年度海底地盤調査の実施

APC 6.2 cm (2.44 in)
RCB5.87 cm (2.312 in.)

Drill ship “Chikyu”

AUVAUV

AUV

In-situ geotechnical test using FUGRO
Dolphin system

Precise bathymetry and shallow geology survey using AUV

76

商業化に向けて• 2018年を目標– 資源開発は民間の営利事業として行われるので，国の研究の役割は民間が投資をできるように，技術基盤を整備すること。

• 半恒久的な生産システムが必要– 油ガス田開発のターゲットは水深２０００mに向かっていて，技術基盤は存在している– 生産したガスの輸送等，次の課題が生じる• 通常のガス田との違い– 各坑井の海底面下深度は浅い（数百メートル）– 一坑井あたりの生産範囲は通常よりも小さい→安くたくさん坑井を掘削する必要– 坑井ごとの温度・圧力のコントロールが必要海洋でのハイドレート生産のイメージ

陸上の発電所1)或いは都市ガス

洋上プラットフォームSPAR2)

サブシーセパレータ&ポンプ3)

ライザー

4)

サブシーマニフォールド
パイプライン

フローライン＆アンビリカル

MH濃集帯1) 出所 東京電力ホームページ
2) 出所 OTC17213
3) 出所 OTC18749
4) 出所 OTC18541

クリスマスツリーと垂直坑井

分解採収法の高度化• 減圧法：自然の熱エネルギーに頼る方法– 石油においては，自然のエネルギーで自噴する量を「一次回収」と言う。一次回収で取得できるのは石油ではそこにある油の２，３割→増進回収技術（EOR）の適用による二次回収，三次回収– メタンハイドレートも地層温度が低下すれば分解が止まり，生産レートが下がり，回収率は高くならない• 生産レートと回収率を向上させる手法– いかに効率的に熱を地層に伝えるか– メタンよりハイドレートになりやすいCO2との置換など，熱以外の方法を使う手法

様々なハイドレート生産手法と坑井配置

ステップ1
温水圧入

ステップ 2
水とガスの生産

温水圧入とガス生産の繰り返し（ハフ・パフ法）：オイルサンドな
どの重質油で実用化されている

様々なハイドレート生産手法と坑井配置

高温流体

分解ガスと水複数坑井による温水掃攻法-減圧法で浸透率が向上した地層にお湯を流して取り残しのハイドレートを分解。メタン以外のガスを利用することも考えられる。

ご静聴ありがとうございました