促进甲烷水化物分解以及提取甲烷气体的系统 |
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| 申请号 | CN200880100676.0 | 申请日 | 2008-07-14 | 公开(公告)号 | CN102027193A | 公开(公告)日 | 2011-04-20 |
| 申请人 | 日本海洋掘削株式会社; 独立行政法人石油天然气·金属矿物资源机构; | 发明人 | 中村雅洋; 后藤三郎; 野沢壮祯; 石田浩三; | ||||
| 摘要 | 本 发明 的目的在于提供一种提取技术，该技术在从甲烷 水 化物层开采甲烷气体时，不依赖消耗 燃料 作为热源，以提供能改善经济性和技术难点的提取技术为目的，通过 泵 (31)，从海底(500)下方1000～1500m的地下含水层(300) 抽取 温水并使地热 能量 在甲烷水化物层(100)下的透水层(104)中流动，从而使甲烷水化物层(100)的未分解区域(101)的分解界面(105)分解以产生甲烷气体，并从周围区域(102)，(103)、通过气体输入筛网(12)将其导入 生产井 (20)后使其上升，从而从海上回收甲烷气体。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种促进甲烷水化物分解以及提取甲烷气体的系统，其特征在于，由以下(a)～(d)构成： |
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| 说明书全文 | 促进甲烷水化物分解以及提取甲烷气体的系统技术领域[0001] 本发明涉及甲烷水化物的提取系统。 背景技术[0002] 由最近的研究、调查结果报告可知，在日本的周边海域，可能埋藏达到国内燃气消费量100年的甲烷水化物。 甲烷水化物丰富蕴藏在深海的海底下，并作为在甲烷以及水达到较高压力时固化埋藏的潜在资源。 [0004] 作为从甲烷水化物获取甲烷气体的手段，迄今提出了减压法和加热法，另外，作为基本概念，还研究了将两者组合并用的方法。 [0005] 减压法是指降低甲烷水化物层的压力，并保持甲烷水化物处于分解区域，从而获取分解的甲烷气体的技术(例如，参见专利文献1)。 该技术由使地层减压的手段和回收甲烷气体的手段构成。 由于减压法无需人工热源，因此，不会消耗燃料。 (实际采用地层间的自然传热)，另外，由于无需用于加热的坑井，因此，能够大幅度削减挖掘费用。 但是，在单纯的减压法的技术中，存在着很多如甲烷水化物气化所必需的潜热的供给速度缓慢，出砂、出水较大，生产流体的再水化物化或结冰危险性，生产特性变化较大且生产设施的利用效率恶化等在实现商业化上形成障碍的特点。 [0006] 另外，所研究的一般的加热法为将热水压入海底下的甲烷水化物层并使甲烷水化物分解以获取甲烷气体的方法。 (例如参见专利文献2)。 [0007] 在该技术中，例如，在平台上设置热水制造装置来加热海水，通过压入井将热能压入甲烷水化物层。 但是，为了制造热水，需消耗大量的燃料，另外，为了通过压入井向甲烷水化物层配给热能，必需大量的开采投资。 [0008] 虽然当前最受期待的甲烷气体获取方法为单纯减压法，但是，在该手法中存在以下应解决的课题。 [0009] (1)为减压度的强化为唯一的生产促进手段，强力减压作为绝对要件。因此，存在海底面的下沉、裂缝、气体泄漏的危险。 [0010] (2)由于伴随强减压的出砂、出水危险性较高，因此，研发整个系统的经济负担较大。 [0011] (3)由于潜热的供给不足，因此，存在着产生生产率的急剧降低或地质以及生产流道的再水化或结冰的严重生产障碍的担忧。 [0013] (5)生产特性曲线的形状恶化，甲烷水化物开采中占据过半的水下成本不可避免会增大。 [0014] (6)在减压法特有的生产特性曲线中，回收率难以改善。 [0015] 专利文献1：特开2006-45128号公报 [0016] 专利文献2：特开2005-21324号公报 发明内容[0017] 甲烷水化物开采的最大困难在于经济性的低下。 虽然与经济性相关的最大敏感因素在于生产率，但是，当前构成有力生产方法的单纯减压法难以大幅度改善生产率。 [0018] 在减压法中妨碍生产率改善的主要原因在于潜热供给不足。 根据相平衡曲线中的压力和温度的关系，在仅依赖减压法的方法中由于潜热的供给速度缓慢，因此，甲烷水化物层的地层温度低下。 因此，不能避免生产率的急剧降低及生产流体的再水化或流道的结冰危险。 [0019] 另一方面，热水压入法式的加热法存在需要大量燃料、以及将温水压入甲烷水化物层的技术困难性以及成本高的问题。 [0020] 本发明是为消除上述减压法和加热法的弱点，克服甲烷水化物开采中经济上和技术上的困难作出的。 即，一方面，通过抑制作为减压法的特征的高水平的出砂、出水，使生产率正常化，预防生产流道的再水化或结冰，从而压缩开发费用，另一方面，通过消除热水压入式的加热法的特征，即大量燃料的消耗，能够大幅度提高经济性。 [0021] 本发明能够消除减压法引起的许多障碍。 另外，能够以经济的成本利用无尽的地热能量。 [0022] 本发明是为解决上述障碍或问题作出的，其提供了一种提取甲烷气体的系统，其特征在于，由以下(a)～(d)构成：(a)从深部含水层汲取热介质的加热井[0023] 该加热井为提取地热能量并将地热能量供给至甲烷水化物层的坑井，所述的提取地热能量是从海底向下挖掘1,000～1,500m左右，汲取因深部含水层的地热使温度上升的热介质，例如，温水或热水。 [0024] (b)提取甲烷气体的生产井 [0026] (c)使结束热交换的热介质回流至深部含水层的回流井 [0027] 该回流井与加热井相同，从海底向下挖掘1,000～1,500m左右。 其目的在于提取在分解界面附近结束热交换而冷却的水，并使其回流至深部含水层。 [0028] (d)将热介质供给至甲烷水化物的分解界面的装置 [0029] 该装置是从深部含水层提取上述温水或热水等热介质后将该地热能量供给至甲烷水化物层的装置，例如，由泵装置、流量调节装置等构成，并设有各种计量器具和控制装置。 [0030] 在以上的本发明的提取甲烷气体系统中，如果在生产井中结合使用减压法，则能够促进生产率。 减压手段由分离器(气体、水、砂的分离装置)和增压泵(用于促进减压的装置)等的海底生产系统构成。 与单纯的减压法相比，由于提高了热能的供给速度，因此，能够缓和减压度。 [0031] 上述加热井可以是从上述生产井的下端延伸设置至深部含水层的坑井。 [0032] 还有上述回流井可以是从上述生产井的下端延伸设置至深部含水层的坑井。 由此能够将坑井数减半，并显著压缩总开采费用。 [0033] 本发明将无尽存在于地下的地热作为热源利用。 因此，本发明无需特别的燃料等，能够长期稳定地将地热能量供给甲烷水化物层，通过供给充分的热量，能够实现甲烷水化分解界面的扩大和分解促进。 [0034] 与热水压入式的加热法相比较，本发明不但无需热水制造装置和庞大的燃料费，而且也无需从海上平台至各个坑井的加热管线。 因此，本发明无需与平台中的热水制造和输送至坑井相关的大量设备负担。 [0035] 另外，本发明可以结合使用减压法和加热法的部分有利功能，并且，在确保2系统的生产控制手段的情况下，在甲烷水化物下部的分解界面有效地进行热交换，可以促进在广阔区域中同时分解。 因此，能够实现生产特性曲线的正常化，提高回收率并改善平均日产量。 其中任意一种救济经济性的效果均较高。 [0036] 在这种情况下，由于通过加热能够促进甲烷水化物的分解，因此，可以降低结合使用的减压法的减压度。 [0037] 由于通过减压度的降低能够提高水的地层内残存率，因此，减少了水处理成本。另外，还能缓和地层的压实现象，抑制浸透率的恶化。 虽然出砂、出水为减压度的函数，但是，通过减压度的缓和，能够减轻出砂、出水引起的对生产装置的负担，从而可以大幅度缩小水下系统的设计规格。 因此，能够期待设施建设费的显著削减。 [0038] 在本发明中，通过将从深部含水层获得的地热能量长时间连续供给至甲烷水化物层，从而能够抑制通过甲烷水化物层、坑底以及生产系统的生产流体的温度降低，并且，还可以减轻再水化物化以及结冰对策的费用。附图说明 [0040] 图2是地层、流体温度条件的例子的示意图表； [0041] 图3是表示深度与地层温度关系的图表； [0042] 图4是加热坑井与回流坑井之间的温水的循环路径的平面示意图； [0043] 图5是表示相平衡曲线的关系的图表； [0044] 图6是表示实施例的相平衡曲线的关系的图表； [0045] 图7是表示日产量的历年变化的图表； [0046] 图8是表示层厚与生产率的关系的图表。 具体实施方式[0047] 如果水深1,000m，海底温度4℃，地温梯度为3～4℃/100m，则预计海底以下1,000m的地温为34～44℃。 无导管(riser-less)的挖掘作业的深度极限为海底面以下1,500m左右。 由于在其附近，通常地层压力较低，因此，可以考虑使用无导管(riser-less)的低压旋转BOP。 在挖掘至该深度以下的情况时，从安全方面考虑，必需正规的BOP以及导管(riser)，因此，挖掘成本会大大提高。从经济角度上讲可以使用的深部含水层的极限深度为海底面以下1,500m左右。 [0048] 因此，在海底面以下1,000m～1,500m的范围内对可利用的深部含水层进行比较研究，选择地热能量供给能力最高的砂层。 虽然挖掘费用会随深度而变化，但是，由于地温梯度与挖掘费用的深度梯度会抵消，因此，其间对经济性造成的差异很小。 [0049] 另外，深部含水层的层厚越厚，就越容易确保热介质的流量，并且，还能够增大热量供给量。 能够利用的热介质的水罐基本是越大越好。 [0050] 本发明通过安装在加热井上的泵汲取该深部含水层的温水，并将其供给至甲烷水化物层下部的分解界面附近。 泵选取廉价的单相式井下泵即可。 [0051] 虽然甲烷水化物层的初期浸透率较低，但是，在固体甲烷水化物结构消失后会达到高浸透性。 因此，若将甲烷水化物层的下部达到分解条件区后的砂层实际用作热交换流道，则会减轻热介质流动的动力。 甲烷水化物层的下端处于原来分解界面线的条件下。 [0052] 若浸透率没有改善至绝对浸透率的水准，则通过减压法先行进行分解界面的甲烷水化物分解。 若界面的分解开始，浸透变化至绝对浸透率的水准，则能够确保热交换流道。 [0054] 根据与基础钻探和常规石油气体开采相关的基础知识，甲烷水化物层下部的分解界面附近的绝对浸透率在水平方向达到200md～1d。 泥层的绝对浸透率为数μd～0.7md。 可预想甲烷水化物层为砂泥叠层，水难以流向上层。 [0056] 以水深1,000m的情况为例，若利用减压法，在海底面以下300m附近的甲烷水化物富集层的温度在14℃左右，即使不减压，大概在16℃进入分解区域。通过安装在回流井中的泵，使结束热交换的热介质回流至深部砂层。 以此方式，能够避免在甲烷水化物层发生水的聚集，并且，能够避免作为潜在事故因素的地层的压力上升。 [0057] 以后面所述的方式简化加热井和回流井的结构。在坑内不设置配管。 插入的装置类型采用了使用钢丝绳的一次升降作业(一个行程)即可实现回收以及修理的结构。因此，代替昂贵的挖掘用海上钻井平台，在业务用小型船上即可实现整修作业。 [0058] 甲烷水化物层通过分解产生自由的甲烷气体和水。 最初，虽然乳状液占据大部分，但是，随着时间的流逝，通过地质的不均匀性、微小裂缝、小断层等的介入促进重力控制。 由于在产出水和砂时，会显著提高成本，因此，为了避免这种情况，抑制减压法的减压度、促进地层内以及坑底中的气体和水的重力分离是有效的。 [0059] 虽然难以在强减压的条件下仅选择生产气体，但是，通过减小减压度，能够明显地改善生产流体的气水比。因此，能够期望大幅度抑制出砂、出水量。 出砂、出水量的削减对于压缩以水下成本为中心的开采成本是非常有效的。 [0060] 另外，通过向分解界面直接供给深部的地热能量，能够加快分解界面的扩大，使生产率在时间上实现正常化，并且，可以改善回收率。 另外，由于生产流体的温度升高，因此，能够减轻甲烷水化物层或流道的水化物化或结冰危险性。 [0061] 另一方面，可以预料通过甲烷水化物的分解，能够稍微提高甲烷水化物层的层压。 由于通过压入热水的加热法，使压入水存储在甲烷水化物层内，因此，能够更显著地升高地层层压。因此，密封层的损伤危险性会增大。另外，会阻碍减压效果。因此，会增大生产水的量，压制经济性。 [0062] 由于本发明的系统谋求实现热介质在地层内的循环，将甲烷水化物层下部的砂层用作热交换流道，因此，能够使损坏密封层的危险性降至最小。 [0063] 虽然在分解气体的流动中，各种条件均会产生影响，但是，降低生产流体的气水比或水砂比是与经济性的改善直接相联系的。 以此为目的，应将生产气体用的筛网设置在甲烷水化物层的上部，将热介质的循环孔口设置在下部。 为了实现生产成本的改善，气体与水的分离不充分的中间层(乳状液)的生产是不理想的。因此，甲烷气体的入口与热介质的循环孔口的位置在可能的范围内上下分离，从而能够进一步抑制减压度。 [0064] 通过结合使用加热和减压实现的甲烷水化物分解率的改善，能够增大生产井的平均日产量以及提高回收率。 另外，生产率的正常化和出砂、出水量的减小使生产系统的设计规格的简化成为可能，并且，在压缩设施建设费上是极具效果的。 本发明通过这些协同效果，能够期待大幅度地改善经济性。 [0065] 下面，将根据附图，对本发明的实施例进行说明。 [0066] 图1表示在本发明的甲烷水化物开采中甲烷气体生产系统的概念图。 在甲烷水化物层的顶部500的下方，存在甲烷水化物层100、甲烷水化物不饱和层200、深部含水层300。 [0067] 图1中右侧的坑井10为竖直集成了生产井20和加热井30的坑井。 该坑井贯穿存在于甲烷水化物层100下方的甲烷水化物不饱和层200，并从下方的深部含水层300抽取热介质。 通过竖直集成生产井20和加热井30，能够防止挖掘费用的提高。 该坑井10在必要部分的地层间隙中形成水泥注入部11，并实现稳定化。 [0068] 生产井20在上部设置气体输入筛网12，在中间设置填充物13。 气体输入筛网12设置在甲烷水化物层100的上部，并确保压力差以收集甲烷水化物层100内的分解气体，并使其在坑井10上升以在海上回收。 填充物13隔离生产气体和热介质的流道。 [0069] 加热井30从深部含水层300汲取热介质，并将其连续供给至甲烷水化物层100的分解界面105。 因此，应在加热井30内设置汲取用泵31等。 [0070] 甲烷水化物层内的未分解区域(固相)101通过加热，从坑井的周边部101，103顺次分解，并形成甲烷气体与水的分解相。 此处，由于重力原因，水和砂慢慢分解减少且甲烷气体形成主体的生产流体通过设置在生产井上部的气体输入筛网，被导入气体的回收管线。 [0071] 虽然地层内的热介质的流动受到地层压力、地层梯度、温度、压力差、重力、浸透率等支配，但是，其如箭头34所示，在甲烷水化物层下部的透水层104中流动，并直接加热位于未分解区域(固相)101下方的甲烷水化物分解界面105。 [0072] 图1中左侧所示的坑井10在上部设置生产井20，在其下部设置回流井40。 生产井20的结构和功能与上述相同。 环流井40以从甲烷水化物层100的下端到达深部含水层300的方式设置，在通过甲烷水化物层分解界面105附近的过程中，使结束热交换的热介质回流至深部含水层300。通过泵41的工作，例如，环流井40的下端附近的地层压上升大约3MPa左右。 因此，在深部含水层300中产生压力梯度，水以箭头33所示的方向流动。 冷却的热介质在经深部含水层300的流动中吸收足够的地热能量，温度再次上升至接近原来的地热温度。 [0073] 深部含水层300的流体压力大致处于固有的地层压力条件下。 之后，通过压力差的发生，热介质一边存储热能，一边流入加热井30的贮存槽35内。 通过上述泵31抽取贮存在贮存槽35内的热介质并从甲烷水化物层分解界面105附近的孔口36排出。 [0074] 在甲烷水化物层下部的分解界面105附近排出的热介质流过具有高浸透率的砂层104。 该热介质以泵31的上升压力作为主要的动力源，以箭头34所示的方向流动。泵31、41的升高压力根据条件而不同，例如预计达到3MPa左右。 [0075] 在流经甲烷水化物层100下部的砂层104的途中，在热介质与甲烷水化物层之间进行热交换。通过环流井40的泵41吸取释放出热能的热介质。因此，能够在泵32，41之间确保6MPa左右的压力差。 将由泵32，41形成的压力差作为主要动力，长期持续进行热介质在深部含水层300与甲烷水化物层100之间的循环。 [0076] 由于在本发明上述实施例的甲烷气体回收系统中，是以使热介质在地下循环的循环回路为基本方式的，因此，深部含水层300与甲烷水化物层100之间的压力差不会扩大。 [0077] 由于不进行如热水压入式的加热法那样的强制温水压入，因此，能够避免地层水的积累。 因此，减小了引起地层压力上升的危险性，从而降低了密封损坏的危险性。因此，在提高安全性的同时，可以减轻海底面的下沉和收缩对策的费用。 [0078] 本发明的甲烷气体回收系统在理论上可以结合使用减压和加热。 因此，与以往的单独减压法相比，由于可以减轻减压度，因此，能够减小出砂、出水的危险性。 通过甲烷水化物的分解缩小甲烷水化物未分解区域101。但是，由减压实现的分解界面的进行难以在未分解区域101的中央附近实现。 分解面的分解先行进行的部分构成未分解区域101的上方与下方的周围的区域102，103附近。 由于在上端部的区域102中，潜热的供给量较小，因此，分解速度缓慢。 [0079] 在以往的减压法中，在促进甲烷水化物分解中必需的潜热供给能力在下部界面105附近是不足的。在本发明的甲烷气体回收系统中，以人工方式使深部的地热温水在该潜热供给能力不足的下部界面105附近循环，并利用地层之间较高的温度差，进行直接热交换。 [0080] 图1中右侧的生产井20与左侧的生产井20相比，通过略微减弱减压度，可以降低气水比。另外，由于该坑井位于地热循环水的上游侧，因此，热能的供给量更大。 由于减压度与热交换效果的大小相抵消，因此，说明左右坑井的生产率是近似的。 [0081] 在本发明的甲烷气体回收系统中，通过使热介质在地层内循环，从而直接将地热能量供给至甲烷水化物的分解界面，其能否实现在一定程度上依赖于热介质的流量及其流动性。 [0082] 因此，在可能的范围内对能否确保在甲烷水化物分解中必需的热介质的循环量进行了研究。 将地质条件看作是均匀的，采用达西法则。 [0083] 采用了圆柱的集油(集水)能力的计算式采用以下公式。 [0084] 计算式：Q＝2xPI()xkxhx100xΔP/1.03323/μ/LN(re/rw) [0085] 此处，PI()：π、k：绝对浸透率＝300mdrcy、h：储存器厚度＝17.6m，ΔP：压差＝3MPa、μ：粘性＝1.00cp、re：储存器半径＝180m、rw：坑井半径＝17.8cm。 结果，对泵的集水能力计算为大约1202m3/d。 [0086] 另一方面，为了确保特定的日产量，进行必需的热量以及流量计算。 [0087] 结果，在坑井的生产率为4万m3/d，分解界面附件的热交换前与交换后的温度差为20℃，热效率为100％，对加热法的分解依赖度为20％时，计算出必需的热介质量为大约254m3/day/well。假设将整个系统的热效率看作30％的情况下，则必需的热介质量为大约846m3/day/well。 [0088] 通过上述计算以及其它的计算结果，可以充分解释循环保持生产率所必需的地热能。如果假设将坑井的生产率设在4万m3/day以下，则能够进一步减少必需的热量，余力增大。 [0089] 设置在加热井上的泵只限于透水性良好的深部带水层，从而不存在确保热介质量的障碍。 作为热源，也易于采用多个深部砂层。 [0090] 另外，最新的井下泵具有使热介质在底层内循环所必需的升高压力和排出力，任一种均说明其存在100％左右的余力。 [0091] 图2为表示利用深部地热的本发明的甲烷气体回收系统的机械构造与地层、流体温度条件的例子的示意图表。 由于在现阶段尚不能够进行实践证实，因此，该图表是基于基础知识制作的。 [0092] 在纵轴上标出了甲烷水化物层100、甲烷水化物不饱和层200、深部含水层300的深度，以横轴为温度，其是地温梯度线610以及本发明的甲烷气体分解、回收系统的热循环线示意图(601～608)。 [0093] 若水深为1,000m，则预计地温梯度线610在从海底至深部带水层300的区域。因此，期望在深部含水层300附近，具有43℃的地温。通过泵，从(点601)深部含水层汲取热介质，并向甲烷水化物层下部的分解界面附近的砂层110输送的过程是用线602表示，在其终点603的热介质的温度达到40℃。 点603表示到达甲烷水化物的分解之前时的热介质温度，如线604所示，在通过分解界面附近时，温度降低至20℃左右，并放出热介质温度差20℃(40℃→20℃)左右的热能，达到终点605。 通过设置在回流井中的泵等，经过线606的过程，使降温至该20℃的热介质回流至深部含水层。 温度差20℃不是绝对条件，在计算上，即使30％的热效率仍能满足分解所必需的热量。 [0094] 随后，该热介质如线608所示，在经过深部含水层300的流动中，吸收地热，再次恢复至地热43℃(点601)左右。 地热根据场所而存在差异。 在深部含水层300的厚度较薄的情况下或者在希望增加热能的情况下，最好利用稍微深一些的深部含水层。 [0095] 虽然在图2中示意性地表示了热介质的一维流动，但是，其实际上形成的是呈放射状等的2维流动。 因此，热交换的时间变化略微复杂。 [0096] 曲线620定性显示了在通过单纯减压法持续生产时的地温变化。 由于潜热供给速度缓慢，因此，伴随分解，地层温度低下。 曲线630预测通过本发明的甲烷气体回收系统形成的生产中的地层流体温度，如果伴随分解，在甲烷水化物层中吸收潜热以上的地热能量，则会使地温略微上升。 通过泵送流量可以控制左右生产率的分解界面附近的流体温度。 [0097] 图3为显示在南海洋面预计的深度和地层温度的关系的图表。 虽然调查尚不充分，这些数值因场所而存在些差异，但是，推测在广阔领域的地温梯度为3℃～4℃/100m。 [0098] 推测深度和压力的关系大致呈线性的关系，并显示了直至深度1,3500m附近均处于正常压力的地层条件下。 [0099] 虽然在南海洋面确实因位置而存在差异，但在水深1,000m附近，存在直达1,100m的泥层，在其下存在含有甲烷水化物的砂泥相互叠置地层，预计甲烷水化物富集层的下端在1,350m附近，推测甲烷水化物富集侧下端的地层温度达到14℃左右。 [0100] 另外，根据甲烷水化物平衡曲线，推测甲烷水化物富集层下端的分解界面温度为16℃左右。 因此，推定在甲烷水化物富集层下端的地层温度与界面温度之差为大约2℃左右。 因此，能够说明：如果无需采用燃料就能供给40℃左右的温水，并在分解界面附近能够有效地进行热交换，则极为廉价的结合法成立。 [0101] 根据图3说明在水深1,000m时，从海底下1,000m以下深度的含水层比较容易确保40℃以上的温水。 (在海底温度4℃，地温梯度4℃/100m时，海底下1,000m的含水层的温度在计算上为大约44℃。 ) [0102] 虽然如果继续温水的强制压入，则地层压力升高，但是，由于通过以本发明的地层内循环方式为基础的生产手段不必强制压入高压力的流体，因此，能够消除压力在甲烷水化物层的储存。 如果含水层的浸透率是充分的，则期望通过单相式井下泵能够实现缓慢的温水循环。 [0103] 图4是从图1所示的加热井30的顶部、通过甲烷水化物层分解界面附近到达环流井20下部的热介质移动路径的平面示意图。 在图4中，以平面方式均等地布置这些坑井，并以正方形简便地表示回收甲烷气体的甲烷水化物层的平面面积。 热介质的平面上的流动方向是受坑井位置、温度梯度、各向异性、地层倾斜、地层的物理性的压力梯度、重力、渗透率等因素左右，但是，可以使地热能传递至甲烷水化物分解界面附近的砂层。 应考虑：无论以哪一种方式布置这些坑井，如箭头所示，热介质是沿地层面以大致放射状流动。 [0104] 图5为表示在单纯减压法中，预计的甲烷水化物层的深度、压力、温度与相平衡曲线的关系的图表。 纵轴以对数刻度表示了深度，在横轴上绘制温度，从而描绘了甲烷水化物的相平衡曲线702。 [0105] 曲线702的左下侧采用了斜线的区域为甲烷水化物的固相区域。 曲线702右上侧的区域为甲烷气体区域，低于0℃的低温侧的区域为甲烷气体和水以及冰的混合区域，高于0℃的高温侧的区域为甲烷气体与水的混合区域。另外，在纵轴上，除了深度以外，还增加了压力刻度。 [0106] 例如，深度1,000m的甲烷水化物层的温度为14℃左右，若减压至3MPa左右，则形成点710的状态，从而能够以气体回收。 但是，由于潜热的供给速度较慢，因此，在不能保持良好生产率的情况下，伴随温度下降，达到点711。因此，妨碍了气化，从而生产率显著降低。 [0107] 在单纯减压法中，虽然初期的生产率良好，但是，伴随时间的流逝，潜热供给量会降低。 虽然在生产开始初期，从甲烷水化物上部以及与甲烷水化物层形成相互叠置地层的泥层也能够供给潜热，但是，由于在它们中不存在再生产的可能，因此，在继续生产时，潜热不足会非常明显。 [0108] 虽然在生产结束之前均能保持从甲烷水化物层下部的潜热供给，但是，由于传递速度较慢，因此，地层温度降低，分解界面的温度压力条件接近相平衡曲线的分界线。因此，不可避免生产率急剧降低。 所以，生产特性的形状恶化，成为设施利用效率低下以及建设费上升的原因。 [0109] 图6表示基于采用本发明的甲烷气体回收系统时的相平衡曲线的图表，并以与图5相同的方式设定了刻度。 在本发明中，通过利用泵获得深部的地热能量并直接供给至甲烷水化物的分解界面，从而能够在达到7MPa左右的减压下保持生产。 由于能够连续供给充分的潜热，因此不会引起温度低下，从而能够预防急剧的生产滤降低。 [0110] 稳定的生产水平的保持是通过调节地热能量的供给速度进行的，通过缓和减压度能够抑制最大生产量。 即，通过确保2系统的生产率调节手段，能够确保生产率的正常化。 因此，在可以显著降低生产设施的设计的同时，能够实现出产、出水量的削减。 [0111] 图7为比较了通过坑底压一定的减压法预计的日产量的历年变化801，与通过利用深部地热的本生产系统期望的日产量的历年变化811的图表。 纵向轴表示坑井的日产量，横轴表示生产年数。 虽然在坑底压一定的减压法中，如线801所示，在生产初期日产量急剧增加，但是，即使在坑底压一定的情况下继续进行强减压，仍会急速减少日产量。 [0112] 在本发明的系统中，通过抑制强减压，能够将生产峰值的水平抑制至较低，另外，通过一边控制热量一边连续供给热量，能够保持长期稳定的高原状(稳定水平)生产。 [0113] 即，通过控制减压度的抑制和地热能量的供给量，能够如线811那样校正通过减压法实现的生产特性曲线。 [0114] 在该例子中，依赖减压法的生产特性曲线的装置的设计规格线802通过采用本系统，如线812那样变化。 结果，一方面，削减了水下系统的设计规格，另一方面，增加了平均生产率。在通过输入生产特性曲线801，811的经济性模型实现的自动计算结果中，回收率明显提高。 [0115] 其意味着一方面能够大幅度降低生产设施的建设费，另一方面，能够增加气体销售收入，从而能够期待显著的经济效果。 [0116] 图8为表示了在减压法下预期的甲烷水化物层的层厚与生产率的关系以及生产率的改善余地的图表。 纵轴为甲烷水化物的层厚，横轴表示坑井的生产率。曲线832显示了减压法的生产率预测值。 若在减压法中，超过开始潜热供给不足的厚度，即使增大层厚，仍无益于生产率，而仅仅会扩大未分解的区域比例。 即，即使有着较厚的甲烷水化物，仍不能将该有利点充分用于生产率的改善。 [0117] 另一方面，由于若采用了利用深部地热的本发明的甲烷气体回收系统，则能够促进潜热的供给，因此，能够防止未分解区域的扩大。 如果甲烷水化物层的厚度较厚，则能够将该有利点直接作用于生产率的提高。 线833表示供给地热能的本系统所期望的上限值。 在线833与线832之间夹持的区域表示根据潜热的供给量变化的期望区域，在现阶段尚不能进行定量研究。 [0118] 另外，线831表示在海洋中的平均常规气体生产率的生产率。 [0119] 在常规气体开采中，一般情况下，层厚越厚，就越能提高生产率，结果，其经济性也良好。 本生产系统基本上是以促进甲烷水化物的分解速度为目的而研发的，同时，能够以与常规气体开采同样的方式获得资源层的层厚的益处。 |
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