メタンハイドレートフォーラム 2015

メタンハイドレート商業化の道筋におけるフィールド産出試験
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グループ
⼭本 晃司 (独⽴⾏政法⼈⽯油天然ガス・⾦属鉱物資源機構)
⼤槻 敏(独⽴⾏政法⼈⽯油天然ガス・⾦属鉱物資源機構)

2015年10⽉1⽇
東京⼤学 伊藤国際学術研究センター

伊藤謝恩ホール
1本発表の⽬的MH21では、今後数年のうちに、陸上と海洋のフィールドでそれぞれ、メタンハイドレートからのガスの産出試験を実施する計画です。本⽇は、• メタンハイドレートを商業的に⽣産できる資源とするために何をしなければいけないのか• その道筋において、フィールドでの産出試験がなぜ必要で、何をしなければならないのか• これまで何をやってきたのか、これから何をしなければならないのか• 海洋＋陸上：どんな役割分担で、何をしているのかについてお話します。
2

メタンハイドレートについておさらい• 1m3 のメタンハイドレートの塊（0.9トン)= 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、10040ドルくらい）．．．あまりコストの⾼い⼿法は現実的ではない。

• ガスにするために熱を与え続ける必要• 分解は吸熱反応ー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…氷を溶かすのに必要な熱の1.3倍）• 燃焼させれば、約7300kJの熱が発⽣するので、⼈⼯的なエネ
ルギーの投⼊が必要なければ⿊字にはなるが．．．

• 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
3

メタンハイドレートのビジネス• エネルギー産業：上流から下流まで、基本的に⺠間の営利事業として成⽴している• 公共事業ではない• 投資に⾒合う収益が上げられるか？

• 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、⻑期契約を結び、開発開始• 需要変動に合わせた供給が必要• 需要家が必要とする価格と状態で供給できるか
4

メタンハイドレートからのガス⽣産• 通常の⽯油・天然ガス• 地下で圧⼒がかかった状態で存在している• 通常、井⼾を掘って⾃噴してくる分だけ回収する• 圧⼒が下がれば残りは取り残す・・・取り残しを回収するための技術（⼆次回収・三次回収）もあるが、当然余分なコストがかかる• メタンハイドレート＝固体、地下で流動しない、
⾃噴しない• 井⼾を掘っただけでは燃料として⽣産できない• 坑道を掘って掘り出す…⼤⽔深の海底では現実的でない• 環境にたくさん漏れるような⽅法は許容されない• CO2の20倍の温室効果係数• 地下でガスにして、井⼾を通じて地表に取り出す⽅法を検討している（分解採集法）
5

減圧法での⽣産• 井⼾を掘って⽔を汲み上げることで圧⼒を下げてメタ
ハイを分解させる• 分解に必要な熱は、地層（メタハイ、間隙流体、固体⾻格）が持つ熱と、周囲からの伝熱・移流によって供給される ．．． ⼈⼯的な熱源を使⽤しない• 必要なエネルギーの投⼊は、ポンプで⽔を汲み上げるのに必
要な分だけ• 減圧法で予想される⽣産挙動• 通常の⽯油・天然ガスであれば、貯留層圧⼒が低下して徐々に⽣産量は下がる。
• メタンハイドレートの場合、減圧を維持できれば、反応⾯積が広がって、徐々に⽣産量が増えると予想されている。

6
第⼀回海洋産出試験が１年継続できれば．．．
（第28回開発実施検討会資料）

海中・地中の温度分布
温度


dp
 

k ij
p q

dt
 x j  x j 


 

dp

k ' ijp q
 x j  x j 
dt

dT
T
 qi
 T  Q
dt
xi

dT
T
 qi
  'T  Q
dt
xi

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

k’ >>k, ’~
海底面

減圧
d

相平衡曲線
ハイドレート分解による相変化と熱の輸送 熱の消費

圧力
温度

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+水
7

減圧法のエネルギー効率
分解熱と燃焼熱の関係• 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＝1.16x10-3m3/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、
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• 実際には、これにプラットフォーム・資機材の建造、作業に要する燃料等のエネルギーが別
途必要
8

しかし？

• 地下で減圧された状態を維持できるのか？

• 海底の低温・⾼圧環境で装置がちゃんと働くのか？
• ハイドレートが再⽣成して、管を詰まらせたりしな
いか？
• 地層の⾮均質性や不連続性（断層・き裂など）を通じて⽔が⼊り込んできてポンプで組みきれなくならないか？
• 井⼾の周辺のセメントが壊れて海底と導通しないか？
• 井⼾の周辺で、圧密や細粒分の集積がおきてみかけ
浸透率が下がって減圧が伝わらなくならないか？

• 予想通り熱が周囲から供給されるのか？

• 予想より早く地層の温度が下がってしまって、それ以上分解が進まなくならないか？
9

しかし？

• 地層と井⼾の⼒学的安定性は保てるのか？

• 出砂現象がコントロールできなくならないか？
• 地層の変形で井⼾が壊れてしまわないか？
• 地層の変形・破壊で物性が変わって、⽔・ガスの流れが阻害されないか？

• 環境や安全性の問題はないか？

• ガスの漏えいなどの環境問題を起こさないか？
• 海底⾯の安定性に影響を与えないか？
• ⽇本周辺の気象・海象条件（台⾵、⿊潮,etc.）のもとで安全に作業できるか？
• 台⾵、地震、海底地すべり等の災害時に安全を保てるか？

• そして、本当に経済性が得られるのか？
• 不確実性を⼩さくすること10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？

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？

熱は周囲から⼗分に供給されるか

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？

こんなことにならないか？

11
11

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（⾃然現象の解明）
・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地下で流体と熱を制御する技術を開発すること（技術の開発）・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・安定的に海底の地層が減圧された状況を実現すること

いずれも実地検証が必要
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なぜフィールドでテストするのか？

• 理論・室内実験・コンピュータシミュレーション• 新しいアイディア、理論の検証、定量的な評価、問題点の事前予測．．．

• しかし、実際の地下の状況はすべてモデル化できない• 地下の世界：⼿が届かなない、光も当らない、正確な情報を得にくい• 地震探査や物理検層：直接知りたい物性が得られるわけではない• コアなどのサンプル：点や線の情報、三次元的な広がりはわ
からない• 様々なスケールの⾮均質性、不連続性、異⽅性のある複雑な世界• 地層の構造、断層やき裂• 固体と流体（地下⽔・ガス）と熱が複雑にかかわりあった世界• 実際の現場でいつも新しい発⾒がある• シミュレーションできたとしても、実際の現場で
検証が必要

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では、フィールドで何をテストするのか？

• 陸と海の作業を組み合わせて、ステップ・バイ・
ステップで• 各点の情報として地層の物性（⽔理・熱・⼒学物性）を知ること• コア試料・検層データ等の取得• ⼩規模な⽣産実験＝圧⼒を下げる、熱を加える等で地層の応答を⾒て、モデル計算の結果と⽐較する• ⽣産挙動を確かめ、やや広域の情報として、地下の熱と流体の動きを確かめること• ⽣産⼿法の適⽤（熱刺激・減圧・ガス置換など）• モニタリング技術の適⽤（温度の測定など）• さらに⽣産期間を延ばして、⻑期的な挙動を確かめて、経済性に関する情報を得ること• ⻑期のフローとモニタリング技術の適⽤• ⽣産増進法の適⽤など、経済性を向上させる⽅法の検討• 探査→試験→実際のフィールド開発、各ステップで⼀桁
づつかかる費⽤が⼤きくなる。
14

陸上と海洋：何が違うか・共通か• 共通点• 砂層型に限れば、産状、堆積物の物性（特に⽔理・熱物
性）、温度・圧⼒環境は似通っている⇔相互の知⾒を共有できる• 環境保護に最⼤限の配慮が必要（具体的な環境リスクはそれぞれ異なる）• 陸上• 極地の永久凍⼟層の下• インフラの整備された地域では⽐較的早期に実⽤化される可能性がある• 地下へのアクセスは、⽐較的容易• 極地独特の難しさがある。

• できそうなこと• １年以上といった⻑期の試験• 地表からの様々な操作が必要な作業（⽣産増進⼿法の実験
等）• 様々なモニタリングの作業• 海洋• ⼤⽔深（500mより深い海）の海底⾯下⽐較的浅いところ• 国産資源として、研究のメイ
ンターゲット• 作業を、洋上の船・プラット
フォームから⾏う必要。

• ⽇本近海の気象・海象条件のもとで、洋上に船を安定して固定し、安全を保つ必要。
• 作業の複雑さやスペースの問題• できそうなこと• 実際に国産資源となりうる場での検証• 海底の軟弱な地層での安定性の検証
15これまでの歴史（１）Messoyakhaガス⽥• シベリア、エニセイ川流域• ⼀時期⽣産を中⽌していた。（今は需要期のみ⽣産している）• ⽣産中の圧⼒低下が予想より⼩さい、⽣産を中⽌している間に圧⼒が回復する→ガス層の上にあるメタハイを分解させてガスを供給しているんだ！！（Makogon, 1984）• 周囲の地層からのガス供給などを考えれば、メタハイを理由としなくても現象が説明できると⾔う批判もある。（Collet andGinsberg, 1998）

棚橋・奥⽥ 199616

これまでの歴史(2)：Mallikフィールド（カナダ北⻄準州）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）
17

世界最初の意図的なガス⽣産:第⼀回陸上産出試験（2002）• 2002 Mallik 5-38：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350Sm3であったが、急激にレートが低下した。
• 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

18

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

Hancock et al., 200519

減圧法で継続・安定的にガス⽣産:第２回陸上産出試験（2007-2008）• Mallik 2-38：⽇本・カナダの共同研究• 2007年、減圧法でガス⽣産に成功したものの出砂で短期（約半⽇）
で井⼾が埋没• 2008年、出砂対策装置を設置して、気候と予算の制約で作業を停⽌するまで、5.5⽇間の連続ガス⽣産に成功。（⽇産2000-4000Sm3 ）20

2002-2007-2008の進歩

2002: ５日間-470m3

120

3

8000

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)

3

100

80

6000

60

4000

40

2000

20

21

0
0
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 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

3

12000

cumulative volume (m )140

Water production rate (m /d) and

14000

10000

cumulative volume (m )3

Gas production rate (m /d) and2008: ６⽇間連続⽣産に成功(13000m3)

2007: 半日-830m3

⽣産増進技術へのトライ！（Ignik Sikumi CH4-CO2 置換実験）• ⽇⽶共同（ConocoPhillips-JOGMEC-USDOE）• アラスカ・ノーススロープ油⽥で実施• メタンハイドレートのメタンをCO2と置換して⽣産

22

• メタンハイドレート層にCO2圧⼊を⾏い、分解がお
きる圧⼒までは圧⼒を下げずにガスを⽣産する期間と、平衡圧よりも減圧して⽣産する期間を設けた。
• メタンとCO2の置換を確認• ２１⽇間の減圧とガス⽣産を実現

Schoderbek et al., CoP-DOE
Final report (2013)23

第1回海洋産出試験の実施（2013）• 第⼆渥美海丘（渥美半島・志摩半島沖）• ⽔深1000m、海底⾯下約300mにあるハイドレー
ト濃集帯の約40m区間に減圧法を適⽤• ６⽇間、⽇産約20,000Sm3、累計119000Sm3のメ
タンガスを⽣産• 急激な出砂で試験を終了

24

Start ESP
operation25

T sensors detect
temperature drop

Continuos dissociation if heat supply is enough
26

上部泥層

き裂

タービダイト砂泥
互層
⾼塩分濃度層厚層砂層（チャネル）27

坑底の圧⼒履歴とガス・⽔⽣産レート
Bottom hole pressureMPa(@1301m)

Pump intake14.000
pressureMPa (1184m)

Total gas rate m3/day (@ 101.560 kPaa/15.56 °C)
Total Water rate x100 m3/day

12000012.000Pressure (pump intake) MPa

10000010.000Gas production ratio
m3/day 30min mean
80000

8.000

60000

6.000

Pressure (MPa)

Pressure (bottom hole gauge) MPa*Data transmission interrupted

2013/3/20 0:00

2013/3/19 0:00

2013/3/18 0:00

2013/3/14 0:00

2013/3/17 0:00

0

Water producition ratex100
m3/day (1 hour mean) 0.000
2013/3/16 0:00

2.000

2013/3/15 0:00

20000

2013/3/13 0:00

4.000

2013/3/12 0:00

40000

2013/3/11 0:00

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

140000day/time (JST)•Cumulative gas volume: 119000m3（atmospheric pressure）•

Cumulative water volume：1245m3

28成果と疑問？
• 成果• 試験に先⽴って物理検層とコアサンプルを取得した。
• 坑内のポンプで初期に13.5MPaあった坑内の圧⼒を4.5MPaまで下げることができた。
• ⽣産ガス量は⽇産約20000⽴法メートル（標準状態）でほぼ⼀定していた。
• ⼀部故障したセンサーがあったが、⽣産井坑内の温度・圧⼒、
船上での⽔・ガス流量のデータを取得できた。
• モニタリング坑井の温度データを取得することができて、どの層から⽣産して、どの層で出砂がおきたかわかった。（試験中のリアルタイムデータと、⻑期観測データの両⽅）• 課題と疑問• どうしたら、⽣産を阻害しないで出砂を⽌められるか？
• ガスと⽔がうまく分離できず坑底の圧⼒コントロールが難しかった。どうやって改善するか？
• 短期的にはうまく働いたシステムは、⻑期的にも機能するのか。
• 今後⽣産量はどうなっていくのか？
• ⻑期に⽣産を継続した時に地層・坑井の安定性、環境への影響等はどうなるか• 海底に減圧法を適⽤してメタハイを分解させてガスを⽣産できることは証明できたが、⻑期・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。
29

第１回海洋産出試験：残された疑問点• ガスは出た。しかし、どこから、どのように出たのか？
• モニタリング井等のデータを詳細に分析中。
• コアや検層のデータも⾒直し中。
• 出砂はどこで、どうして起こったのか。
• なぜグラベルパックは働かなくなったのか？
• 砂を⽌められればフローは継続できたのか？
• 他にも安定的なフローを⽌める要因はないのか？
• 現状の認識：• 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。
• 海底の浅いところで、本当に安定的に⽣産できるのか？
• 減圧法が経済的な⽣産⼿法あることを証明するには、⻑期の⽣産挙動が予想通りであることを証明する必要がある。

30

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
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今後の重要ポイント

ガス⽣産レー
ト
第２回陸産試験第１冬

第２回陸産試験第２冬、第１回海洋産出
試験

現状はこの辺まで来れた

第２回海洋産出試験の⽬標期間

⻑期陸産試験の達成⽬標

短期
1

中期
10

⻑期
100マリックと同程度の⽣産レートの場合の期間

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
31
⽣産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、 平均分解範囲が数m以上に達し、分解領域の広がりに坑井の影響は⼩さくなる。
よる熱供給状況の変化が⾒え始める。⼀⽅でスキン形成、地層の元もとの熱と周囲か圧密などの⽣産障害、機器の磨耗等のトラブルが⽣じるらの熱供給がハイドレートの分解熱とバランスする

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。

（⽇）

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、ゆっくりした⻑期的変化が⽣じる時期

⻑期挙動予測や機器の⻑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。

では次に何をするのか？（海編）• なるべく⻑くフローを実現して、安定して⽣産できることを確かめ、⽣産挙動を知る。
• そのためには、• 船を安全に⼀か所にとどめておくこと• しっかりした出砂対策を施すこと• 海底でガスと⽔を確実に分離して、安定的な減圧を実現できること• 坑井の健全性（セメントの安定性）、地層の安定性などが保てること• 気象・海象条件などで作業が中断される可能性をなるべく低くし、またどうしても離脱しなければならない
場合も早期に復帰できるようにすること

32

フロー期間の違いと、作業の仕⽅への影響• １か⽉程度の作業• 台⾵期を避けて⽇程を選べる• 離脱しなければいけなくなる可能性は無視できないが、時期によってはそれほど⾼くない• ３か⽉程度の作業• 台⾵期を避けて⽇程を選べる• 離脱しなければいけなくなる可能性は徐々に⾼まる• １年を通じた作業• 台⾵期を避けることはできない• 天候の悪い時期• 真冬：季節⾵が強い• 春：南岸低気圧・⽇本海型低気圧の影響• 夏〜秋：台⾵が来る• 海流• 第⼆渥美海丘付近は⿊潮の流軸から離れているから、通常は潮はそれほど速くないが、⿊潮の反流や潮汐の影響を受けて、⽔深の深いところまで変動が⼤きい。
33

台⾵の統計資料（気象庁）

34
http://www.data.jma.go.jp/fcd/yoho/typhoon/statistics/average/average.html

２０１２年 台⾵４号（第1回海洋産出試験のコア掘り航海の直前で、ちきゅうは佐世保ドックで準備中）．．．掘削ライザーは、設置・回収にそれぞれ数⽇かかる

実際の進路（予報よりも１⽇早く１９⽇の夜直撃となったが、進路によっては結果的に避難は必要なかったという状況もあり得た）

6/15の進路予測：この時点で計画退避の決定となったであろう。（気象庁）（気象庁台⾵経路図
http://www.data.jma.go.jp/fcd/yoho/typhoon/r
oute_map/bstv2012.html）
35

2013年作業中の⾵向・⾵速
36.0

360

33.0

330

30.0

300

27.0

270

24.0

240

21.0

210

18.0

180

15.0

150

12.0

120
90

9.0
風速（2分間計測） 平均 m/s
6.0

風速（2分間計測） 最大 m/s

60

3.0

風向 度

30

2013/4/6 0:00

2013/3/27 0:00

2013/3/17 0:00

2013/3/7 0:00

2013/2/25 0:00

2013/2/15 0:00

2013/2/5 0:00

2013/1/26 0:00

2013/1/16 0:00

0.0

0

36

フロー期間の違いと、作業の仕⽅への影響• １か⽉程度の作業• 台⾵期を避けて⽇程を選べる• 離脱しなければいけなくなる可能性は無視できないが、時期によってはそれほど⾼くない• 第1回同様、坑内に機器を置き、DPS（Dynamic Positioning System、係留せずスラスターで⼀保持する仕組み）掘削船で作業をすることが現実的、経済的• ３か⽉程度の作業• 台⾵期を避けて⽇程を選べる• 離脱しなければいけなくなる可能性は徐々に⾼まる• 第1回同様、坑内に機器を置き、DPS掘削船で作業をすることが可能• １年を通じた作業• 台⾵期を避けることはできない• 係留する⽅式を⽤いることがより現実的になってくる• 数年にわたる作業（実際のフィールド開発）• 台⾵期を含めた継続的な作業が必要• 恒久的なプラットフォームの建造・設置が必要• 海底にすべての設備を設置するオプション（海上に設備を置かない）も考えられる。

• 天候の悪い時期• 真冬：季節⾵が強い• 春：移動性⾼気圧の影響（爆弾低気圧）• 夏〜秋：台⾵が来る• 海流• 第⼆渥美海丘付近は⿊潮の流軸から離れているから、通常は潮はそれほど速くな
いが、⿊潮の反流や潮汐の影響を受けて、⽔深の深いところまで変動が⼤きい。37

次回の海洋産出試験
安定した⻑期⽣産が可能であることを確認して、より⻑期の⽣産につなげる• ⽬的：経済性評価に資する種々の情報の取得を⽬指す、より⻑期の産出試験（フローテスト）の実施可能性を⾒極めるため、第１回海洋産出試験で明らかになった
技術課題に対する解決策の検証を重点的に⾏うことを⽬的とする。
• 実施内容：第１回試験で顕在化した技術課題の解決を図るために改良された⼿法、技術を⽤いて、第１回試験と同様に掘削船を使⽤し減圧法の試験を実施。
─異なる出砂対策装置を設置した⼆つの⽣産井を計画•第１回と同様に温度モニタリング等を実施して、分解範囲を評価• 時期と期間：2015年度中に掘削作業に着⼿、2016年度末頃以降にガス⽣産実験の作業を開始。初期擾乱期間経過後、ガス⽣産量がある程度安定化してくる段階まで継続的にフローさせることを⽬指す。
•掘削船を使⽤した作業のため、コスト、気象・海象の影響等を勘案して、１か⽉程度のフロー期間を想定）• 場所と対象：⽇本近海のメタンハイドレート濃集帯のうち、⼗分にデータが得られていて、第１回試験の課題検証を⾏う条件が整っており、試験に関わるリスクが⼩さい場所の砂層型メタンハイドレート貯留層を対象に実験する。
• 実施体制：前回同様、MH21が主導する研究体制の下、現場作業及び機器開発の実務は JOGMECからオペレータに委託して実施。
38

Phase 2 (~2015)

技術課題の克服 －次期試験の準備 ⻑期フローを実現するための技術検討 次回海産試験の準備（計画・機器設計等）

Phase 3 (2016~)

次回海洋産出試
験ー技術検証－安定した⻑期
⽣産が可能であることの検証

次回試験の
成果を受け
て、経済性
評価に結び
つく⻑期フ
ロー実現に
向けた検
討・評価に
着⼿

より⻑期のフローを⽬指した技術検討、経済性・エネ
ルギー効率評価等

39

39

次回試験にむけた主な改良点• 試験システム全体• 第１回同様のDPS船による試験を予定。緊急切り離しのリスクを低減し、また切り離された場合に早期に作業に復帰できるようシステムを改善。
• 異なる出砂対策装置を有する複数の⽣産井を掘削して、各々の装置の評価を実施。
⽣産実験は２坑井同時には⾏わず１坑井ずつ⾏い、トラブル発⽣時には切り替えて試験を継続。

• 坑内機器• より内径の⼤きいケーシングを設置することで⽔・ガス分離の効率化を図る。
• 装置を単純化しトラブルのリスクを軽減。また、低温での信頼度が低いゴム製パッカーは不採⽤とするなど、信頼性を向上する。

• 出砂対策• グラベルの移動という事象に鑑みて、グラベルを⽤いない装置、あるいは⽤いても確実に充填できる装置を適⽤。
• エロージョン、および⼒学的な破壊の可能性の低減を考慮した設計。
• 事前に室内実験等で⼗分な検討を⾏う。

• モニタリング装置• 第１回試験と同様の温度モニタリングに加えて、圧⼒計測を試⾏。
• 環境モニタリング装置の問題点を検証して、システム構成を改良。
40

次回海洋産出試験のイメージ
第１回試験と同様に浮遊式掘削リグを使⽤。

気象・海象による作業中断のリ
スクを低減し、作業が中断した
場合も再開可能な坑内・海底機器を検討

気象・海象条件を考えて、期待できるガス⽣産実験作業継続期間は１か⽉程度と想定
従来通り、実績のある装置と最低限の改良で実施するが、システムの複雑さによるリスクを下げるための改良を施す

第１回とほぼ同様のモニタリング装置（可能なら圧⼒も測定）第１回試験と類似だが、簡素で確
実にガス・⽔分離可能な坑内機器

異なる出砂対策をほどこした複数の⽣産井を準備

41

出砂対策装置（詳細はポスター参照）• グラベルのように流出・移動する恐れがなく、変形やエロージョンにも強い形状記憶ポリマーを使った出砂対策装
置に、⾦属ビーズインサートを追加。
• 坑底で膨張させるタイプと、膨張させたものを設置するタ
イプの２タイプを使⽤。

0.9cm

1.3cm

2.5cm
形状記憶ポリマーを使⽤した出砂対策装置（Geoform）が低温で機能するか確認するための試験の状況

42ワークオーバーライザーの使⽤（詳細はポスター参照）• 設置回収に時間がかかる船の掘削ライザーではなくて、作業が素早くできる改修作
業⽤ライザーで試験する。
• 既製品で、新規設計・製造
要素が少ない。
http://www.akersolutions.com/en/Global-menu/Products-andServices/Subsea-technologies-and-services/Subsea-productionsystems-and-technologies/Subsea-intervention-and-workoversystems/Workover-Riser/

43

候補の坑内試験システム（詳細はポスター参照）• 前回よりもケーシングを⼤径化して流速を落としガス・⽔分離効率を上げる• 低温での機能が不安な
ラバーパッカーは使わない。
• 全体的に単純な構成とする。
• 緊急離脱後の再接続に対応。
• 坑底の複数点で温度・圧⼒測定可能PTセンサ
13-3/8”CSG
3.5”TBG
PTセンサ
オーガーセパレータ
ESP
4”ポンプ
4.5”シール
&モータ

Yアダプタ

PTセンサ
13-3/8” x 2 ea x 3.5”
アニュラス断面積
0.066m2
モータ冷却⽤5.5”シュラ
ウド

7”シュラウド

メモリゲージ

アニュラス
シールパッカー

7ea x PTセンサ
メモリゲージ
出砂対策装置44

長期陸上産出試験の目的①
 「我が国におけるメタンハイドレート開発計画」のフェーズ２実行計画では、我が国周辺海域のメタンハイドレートの生産手法の確立に資する技術的知見を得るべく、長期陸上産出試験の実施が計画されている。
 JOGMECはMH21の一員として、これまでカナダ北西準州や米国アラスカ州の永久凍土地帯における産出試験の実施を目指し、その可能性を追求し続けてきた。

（１）なぜ、「長期」の試験を実施する必要があるのか？
– 在来型の油ガス田と異なり、短期試験の結果から長期生産挙動と生産手法の妥当性を評価し、経済性を検討することが難しく、テストデータもない。
– メタンガスの生産は長期にわたって継続できるのか、そのときメタンハイドレート層はどういった挙動をとるのか、連続生産を続けることで新たな生産障害は生じないのか
等々の、更なる検証が必要。
（参考）過去の陸上産出試験①第１回陸上産出試験（2002年3月＠カナダ・マリック/日加米独印の共同研究）
・『温水循環法』でメタンガスを生産（世界初）、試験期間約5日で累計生産量は約470m3
・エネルギー効率等について課題②第２回陸上産出試験（2007年4月、2008年3月＠カナダ・マリック/日加の共同研究）
・『減圧法』でメタンガスを生産（世界初）、試験期間約5.5日間で累計生産量は約13,000m3
・『減圧法』の有効性が実証（２）なぜ、「陸上」で実施するのか？

＜試験の実施地点＞– 海洋産出試験では、コスト面の制約、気象・海象の制約を鑑みると、海洋における産出試験の期間の大幅な増加は困難。
45
・掘削リグによる作業は潮流が早く、台風も来る海域では長期運用が困難。傭船費用も高額

長期陸上産出試験の目的②（３）何が分かるのか
第２回陸産試験第１冬
第２回陸産試験第２冬第１回海洋産出試験

ガス生産レート
特徴

分解
挙動

達成
課題

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今後の重要ポイント。

現状
第２回海洋産出試験の目標期間

長期陸産試験の達成目標
マリックと同程度の生産レートの場合の期間（日）

1

10

100

短期

中期

長期

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レートが変動する。

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。

分解範囲拡大による熱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。

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 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層の元もとの熱と周囲から給状況の変化が見え始める。一方でスキン形成、圧密などの生の熱供給がハイドレートの分 産障害、機器の磨耗等のトラブルが生じる。
解熱とバランスする。

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。
46

米国アラスカ州における実施可能性の探求①
 2013年4月16日、米国エネルギー省（DOE）とアラスカ州政府が、メタンハイドレート研究に関する覚書に調印。アラスカ州政府は、メタンハイドレート研究のために11鉱区のリースを留保（取り置き鉱区）。

取り置き鉱区

既存油ガス田ハイドレートの存在が知られる地域

ハイドレートと接触するフリーガスが存在する地域＜Prudhoe Bay‐Kuparuk River油田の油田・フリーガス・ハイドレートの広がり＞（出典）T.S. Collett, R. Boswell, M.W. Lee, B.J. Anderson, K. Rose, and K.A. Lewis., 2012. Evaluation of Long‐Term Gas‐Hydrate‐Production Testing Locations on 47
the Alaska North Slope, SPE‐155504‐PA, SPE Reservoir Evaluation & Engineering.

米国アラスカ州における実施可能性の探求②
 2014年3月13日、DOEはアラスカ州における陸上産出試験に関する補助金事業の公募を発表。日本側は、これを米国と連携した陸上産出試験実施の機会と捉え、補助金事業としてではなく、DOEとの共同研究事業として進めることをJOGMECから提案。
 2014年11月6日、JOGMECと米国エネルギー技術研究所（NETL）との間でアラスカ州でのメタンハイドレート陸上産出試験の実現に向けた協同作業実施に関する覚書（MOU）に署名。

＜MOU概要＞＜MOU署名式＞

当事者

独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構（JOGMEC）
米国エネルギー技術研究所 （NETL）

目

アラスカ州でのメタンハイドレート陸上産出試験の実現に向けた協同作業実施

的JOGMECニュースリリースより
米国エネルギー技術研究所とMOU締結～メタンハイドレート陸上産出試験の実現に向け協調～
http://www.jogmec.go.jp/news/release/news_10_000156.html（左から、河野理事長、宮沢経済産業大臣、ケネディ駐日米国大使、スミス米国DOE首席次官補代理）
48

計画概要
 本プロジェクトは、米国側と協同して以下のように段階的に進める計画。ただし、取り置
き鉱区におけるメタンハイドレートの賦存状況の不確実性が高いため、当面は試験適地を決めるための試掘を行うこととして、それに向けた作業が中心。
 現在、JOGMECは、NETLやUSGSと連携し、取り置き鉱区内のメタンハイドレートのポテン
シャル評価を行い、試験候補地の絞り込み・優先順位付け作業を実施中。
フェーズ

内容

Phase I

試験候補地の優先順位付け、試掘計画立案及び費用見積もり等

Phase II

試験候補地での試掘、生産試験実施サイト決定、生産試験計画立案等

Phase III

減圧法を主体とした中長期生産試験及び貯留層応答のモニタリング等

Phase IV

試験データの解析・解釈等

試掘実施ターゲット：
2016-17年冬季を想定
試掘の結果によっては、生産試験に進まないこともある

49
Phase IとII、Phase IIとIIIの間では、次のフェーズに進むか否かの判断を行う

貯留層温度と生産挙動(例)

Mt. Elbert (2-3degC)~4,000 m3/day

L-Pad vicinity (5-6degC)~20,000 m3/dayPBU Down-dip (10-12degC)~150,000 m3/day（出典）T.S. Collett, R. Boswell, M.W. Lee, B.J. Anderson, K. Rose, and K.A. Lewis., 2012. Evaluation of Long‐Term Gas‐Hydrate‐Production Testing Locations on
the Alaska North Slope, SPE‐155504‐PA, SPE Reservoir Evaluation & Engineering.

50

試験候補地 リスク評価表(過去の評価事例)
Table: Review of relative favorableness of each location for long‐term production testing.
H = high risk associated with this parameter (unfavorable); M = medium risk; L = low risk (favorable)
MPU
E‐pad

MPU
B‐pad

PBU
L‐pad

PBU
Kup St.
3‐11‐11

PBU
downdip L

KRU
W Sak 24

KRU
1H

Reservoir Temperature 1

H

H

M

M

L

H

H

Ownership 2

L

L

H

H

H

M‐L

M‐L

Access 3

M

M

L

L

H

L

L

Geologic Risk 4

L

L

L

L

H

M

M

Data Availability 5

L

L

L

M

H

M

M

Well Risk 6

L‐M

L‐M

M

M

H

M

M

Facilities Access 7

L

L

L

M

H

M

L

Gas Disposal 8

H

H

H

H

H

H

H

Interference w/Operations 9

L

?

H?

L

L

L

H?

Water Disposal 10

L

L

L

M

H

M

L

Use of Gas 11

L?

L?

M

M

M

L

L?

Test Options 12

M‐H

M‐H

L

L

M‐H

H

H

Parameter（出典）Collett, T.S., Boswell, R.M., 2009. The Identification of Sites for Extended‐term Gas Hydrate Reservoir Testing on the Alaska North Slope. USDOE NETL 51
Fire‐in‐the‐ice Newsletter, pp.12‐16.

海洋・陸上産出試験とその後•••

次回の海洋産出試験と、陸上産出試験の知⾒を組み合わせて、
メタンハイドレートの⻑期的な⽣産挙動を予測できるようにする。
技術課題を⼀つ⼀つ克服するとともに、期間・⽣産量が増える
ことで⽣じる新たな課題を抽出して解決する。
より⻑期の海洋産出試験、商業化段階で必要な技術について、調査と必要な技術開発を続けて、次の段階にスムースに移⾏できるように準備する。

– 海象・気象・海底地形・環境影響・海底地盤安定性等に関する調査・研究– 未固結堆積物における掘削技術、安定化技術– ⼤⽔深⽯油開発に適⽤されている技術と、メタンハイドレートへの適⽤性・改良項⽬の調査・検討（低温・低圧・低流量環境でのコスト低減策など）– ⽣産性・回収率増進技術の適⽤性検討• 経済性・エネルギー効率の評価を⾏い、資源としての価値52を⾒極める。